Брызгалов В.И. Из опыта создания и освоения Красноярской и Саяно-Шушенской гидроэлектростанций

Подождите немного. Документ загружается.

199

Поэтому в тех условиях единственно возможным решением

стала организация экспресс-исследований, которые позволяли бы

составлять оперативные указания по эксплуатации турбин, исходя из

повседневных условий изменения действующего напора.

Из опыта эксплуатации гидротурбин известно, что диапазоны

низких значений КПД, интенсивность кавитационной эрозии в

проточной части рабочих колес, величина вибрации и пульсации дав-

ления, уровень кавитационного шума и другие параметры и приз-

наки имеют между собою тесную связь и зависимость. Это было

использовано эксплуатационниками Красноярской ГЭC, на основе

чего были организованы и проведены простейшие натурные испыта-

ния с целью выявления возможностей работы гидротурбин в пус-

ковой период на нерасчётных напорах и предотвращения опасных

воздействий на проточную часть и на рабочие колеса.

Эти испытания носили систематический характер, проводи-

лись в широком диапазоне открытий направляющих аппаратов и

повторялись через каждые 0,5 м изменения напора. При этом изме-

рялись: биение вала агрегата; горизонтальная вибрация крестовины

генератора; вертикальная вибрация крышки турбины; изменение

давления в спиральной камере и отсасывающей трубе; открытие НА;

мощность агрегата. Фиксировались в каждом режиме кавитаци-

онный шум турбины, наличие или отсутствие аэрации потока (аэ-

рированность потока, выходящего из отсасывающей трубы, хорошо

видна).

Характеру и интенсивности кавитационного шума турбины и

его изменению, а также аэрации потока при испытаниях уделялось

большое внимание. Вместе с тем необходимо отметить, что приме-

нявшаяся методика “измерения” уровня шума на слух не является

достаточно строгой. В то же время погрешность измерения шума и

субъективизм в оценке его изменения сводились к минимуму

благодаря тому, что каждый наблюдатель постоянно находился в

одной и той же точке шахты турбины в течение всего времени

прохождения ступенями полного диапазона открытия-закрытия НА.

В опыте участвовали 2-3 наблюдателя, результаты восприятия ими

шума сравнивались между собой, и фиксировалась только совпа-

дающая информация. Расхождения в информации были весьма

редкие. Результаты некоторых испытаний приведены в табл. 41.

На рисунке 3.2 показан график обобщённой зависимости

кавитационного шума гидротурбин от открытия НА при различных

напорах. Из графика видно, что, по мере снижения напора от 68 м

и ниже, зона спокойной работы турбины смещается влево в диапазон

меньших открытий НА. Исследования показали, что в пределах

почти полного открытия НА при напоре до 68 м, начиная от холостого

хода, режим работы турбины спокойный, кавитационный шум и

200

Таблица 41. Результаты некоторых испытательных режимов

при изменении напора на гидротурбине № 1 Красноярской ГЭС

Дата

испытаний

Напор

(брутто),

Мощ-

ность,

МВт

Открытие

НА,

мм

Биение

вала,

мм

Вертикаль-

ная вибра-

ция крышки

турбины,

мм

Изменение

кавитационного

шума в шахте

турбины

15.02.68 г. 68,01

120

270

280

338

625

660

0,7

0,8

0,14

0,19

Ровный,

спокойный

Усиление, но

спокойный

Сильный с

ударами

23.02.68 г. 67,48

120

210

280

338

495

640

0,7

0,15

0,17

Ровный,

спокойный

Усиление, но

умеренно

спокойный.

Очень возрос,

частые удары

3.04.68 г. 65,0

55,6

80,0

134,4

170,0

255

300

400

465

0,6

0,7

0,13

0,14

Ровный,

спокойный

Спокойный

Усиление, но

ровный

Сильный, срыв

мощности при

дальнейшем

открытии НА

17.04.68 г. 64,04

126

250

300

410

0,6

0,7

0,10

0,12

0,15

Ровный,

спокойный

Усиление,

ровный

Сильный,

срыв мощности

при дальнейшем

открытии НА

3.02.69 г. 70,03

100

130

170

210

240

260

290

310

320

220

290

340

400

460

500

540

600

640

680

0,6

0,7

0,6

0,7

0,8

0,15

0,17

0,20

0,18

0,20

0,25

0,30

Спокойный

Усиление, но

ровный

Сильный с

редк. ударами

Уменьшение,

ровный

Спокойный,

умеренно

Ещё спокойнее

Усиление, но

без ударов

Сильный с

ред. ударами

Очень сильный

с част. ударами

201

вибрация нарастают при приближении к полному открытию НА, что

определяется прорывом воздуха в водовод.

Иной характер приобретает шум при напоре 69 м и более. На

графике видно, что кривая шума для напора 70 м имеет два резких

всплеска в диапазонах открытия НА 300-450 мм и 640-700 мм, где

вертикальная вибрация крышки турбины достигает 200 и 300 мкм

соответственно.

Рис. 3.2 Зависимость кавитационного шума от открытия НА турбины

Красноярской ГЭС, работающей с нерасчетным напором

202

По этим признакам для напоров 69-73 м представилось воз-

можным разделить весь диапазон открытия НА на четыре харак-

терных зоны (рис. 3.3).

Рис. 3.3 График зависимости мощности турбины от открытия НА

I зона лежит в пределах малых открытий НА и невелика, здесь

турбина работает спокойно. Эта зона практического интереса не

представляла из-за небольшой мощности агрегата, ограниченных

возможностей её регулирования и недостаточной энергетической

эффективности, вследствие низкого КПД.

II зона характеризуется неспокойной работой агрегата, увели-

чением уровня вибрации и пульсации потока, усилением кавита-

ционного шума. Эта зона не рекомендовалась для использования.

III зона имеет достаточный диапазон, отличается резким

улучшением состояния агрегата, где почти исчезает кавитационный

шум, сокращается величина вибрации и пульсации давления. В этой

зоне достаточно высокие значения КПД.

IV зона характеризуется наибольшими значениями вибрации

и пульсации давления. Здесь прослушиваются сильные удары

кавитационного жгута. Работа турбины в этой зоне была запрещена.

В благоприятной зоне III мощность агрегата могла меняться

в пределах 220-320 МВт, что в первоначальный период эксплуатации

представляло большой практический интерес, как по величине

мощности, так и по диапазону регулирования.

Последующие натурные испытания, выполненные заводом-

изготовителем (ЛМЗ), c измерением статических и динамических

203

напряжений в металле лопастей и обода рабочего колеса, статора и

спиральной камеры, с определением спектра частот пульсаций

давления потока, с более точным измерением вибрации узлов

турбины с помощью вибродатчиков, с определением оптимальных

энергетических зон работы агрегата с помощью метода относи-

тельного КПД – показали, что результаты определения допустимых

зон работы турбин на нерасчетных напорах, полученные эксплуа-

тационниками Красноярской ГЭС, достаточно точно совпали с

результатами натурных исследований завода. Например, были

выявлены характерные пульсации, вызывающие наибольшие удары

в проточной части рабочего колеса, это пульсации с частотой ~0,34 Гц

и амплитудами 0,16 Н (Н – напор), которая является частотой вихре-

вого жгута (вихревая частота). Такая пульсация давления прояв-

лялась в диапазоне открытий НА ~300÷500 мм, т.е. практически в

той зоне, которая была определена эксплуатационниками как не-

благоприятная для работы гидротурбины на нерасчётных напорах.

При напорах более 68 м прекращался прорыв воздуха в

водовод турбины. На основании натурных исследований совместно

с заводом были получены зависимости предельной мощности

агрегатов от открытия НА для разных напоров, при которых

происходит прорыв воздуха в водовод турбины (рис. 3.4). Срыв

мощности происходит в момент прорыва воздуха в водовод.

Рис. 3.4 Графики зависимости: мощности агрегата от открытия НА

турбины на нерасчетных напорах и предельного уровня ВБ по условиям

прорыва воздуха в турбинные водоводы

204

Было установлено, что при работе турбин на нерасчетных

напорах эрозионные разрушения лопастей рабочих колес сущест-

венно меньше ожидаемых, а зоны их расположения и размер

площади распространения резко отличаются от расчетных и полу-

ченных на моделях. Это способствовало увеличению долговечности

красноярских гидротурбин.

В процессе освоения были проведены также и комплексные

натурные испытания гидротурбин при расчётных напорах, вклю-

чающие: получение мощностных характеристик с определением КПД

относительным методом; исследования распределения и величины

давлений и пульсаций в проточном тракте турбины, включая РК;

определение влияния на работу агрегата впуска атмосферного воздуха

в зону рабочего колеса; исследование работы агрегата в переходных

режимах – пуск, остановка, сброс нагрузки; определение величины

напряжений в основных узлах турбины и вибрационных харак-

теристик; исследование работы системы регулирования; определение

осевого усилия агрегата и перестановочных усилий сервомоторов

направляющего аппарата; проверка работы агрегата в режиме син-

хронного компенсатора, а также с подачей воды через один турбинный

водовод (второй водовод перекрывался затвором). Большое участие в

испытаниях от эксплуатации принимали Ю. Н. Жданов, Г. А. Злобин,

К. К. Горчаков.

Мощностные испытания агрегатов показали, что полная

мощность турбины 508 тыс. кВт обеспечивается при расчётном

напоре и заданном открытии направляющего аппарата. Натурные

мощностные характеристики соответствуют эксплуатационной

заводской характеристике, построенной по модельным испытаниям.

Форма кривой относительного КПД идентична форме кривой КПД

модельной турбины, за исключением зоны малых открытий направ-

ляющего аппарата.

Проверка силовых характеристик направляющего аппарата

показала, что при трогании его с места максимальный перепад

давления при пересчёте на максимальный напор составляет от 3,2 до

3,6 МПа, для обеспечения запаса перестановочного усилия необхо-

димо было заменить цилиндры сервомоторов диаметром 650 мм на

другие – диаметром 750 мм. Гидравлический момент, действующий

на лопатки НА, превышает величину трения при потере давления в

маслонапорной установке и будет действовать на закрытие направ-

ляющего аппарата до величины около 26% от полного хода серво-

мотора (величина открытия НА для обеспечения холостого хода

составляет 15-18% в зависимости от напора).

С увеличением напора величина пульсации давления в про-

точной части уменьшается, кроме зоны, лежащей за линией ограни-

чения мощности. Впуск атмосферного воздуха оказывает влияние на

205

снижение пульсаций давления лишь в диапазоне напоров зна-

чительно меньше расчётного и при низком уровне нижнего бьефа.

С увеличением напора существенного влияния впуска воздуха нет.

Пульсация осевой гидравлической силы с наибольшими

размахами происходит с вихревой частотой 0,32-0,34 Гц, двойная

амплитуда осевой пульсации при расчётном напоре составляет около

160 тн. При максимальных напоре и открытии НА, соответствую-

щих номинальной мощности, суммарное осевое усилие составляет

1200 тн и отвечает проектным предположениям. Вертикальная

вибрация агрегата существенно снижается при впуске воздуха только

при частичных нагрузках и пониженных напорах.

Максимальные статические напряжения на рабочем колесе

при напоре близком к расчётному 91,5 м и мощности близкой к

номинальной 490 МВт составили 170 МПа. Пересчётом получено, что

при мощности 508 тыс.кВт и напоре 100,5 м статические напря-

жения не превысят 173 МПа, что согласуется с проектными предпо-

ложениями по результатам испытания модельного РК диаметром

1000 мм на Баксанской ГЭС. Величина динамических напряжений

при работе агрегата до линии ограничения мощности и за пределами

зоны, запрещенной для длительного несения нагрузки, не превосходит

+ 10,0 МПа. Динамические напряжения имеют две характерных

составляющих с частотой 1,2-1,8 Гц из-за воздействия вихря в

потоке за РК, и 12-25 Гц от воздействия неравномерности потока при

прохождении лопасти мимо лопаток НА и колонн статора.

При сбросе нагрузки 508 тыс. кВт (напор 97,6 м) давление во

входном сечении спиральной камеры составило 120 м.в.ст; частота

вращения ротора не превысила гарантированных заводом 155% от

номинальной.

В целом натурные исследования гидротурбин Красноярской

ГЭС в период освоения на нерасчётных и расчётных напорах по-

казали их высокую надёжность. Из натурных испытаний следует, что

проектным решениям пусковых схем, если они предполагают

эксплуатацию гидротурбин на нерасчётных напорах, должны

предшествовать специальные модельные исследования режимов

турбин на нерасчётных напорах с целью определения жёстких

граничных условий при разработке степени готовности конструк-

тивных элементов сооружений гидроузла, входящих в пусковой

комплекс. Кроме того, эксплуатационная организация на такой

стадии проектирования ГЭС обязана участвовать в составлении

пусковых комплексов и быть готовой впоследствии (с самого начала

работы гидротурбин в нерасчётных режимах) провести натурные

испытания для получения знаний, обеспечивающих надёжную

работу турбин в специфических условиях. Это является одной из

важных особенностей среди новых задач эксплуатации, возни-

206

кающих в связи с появлением сверхмощных ГЭС с уникальным

оборудованием.

Гидротурбины Саяно-Шушенской ГЭС являются новым этапом

в отечественном гидроэнергостроении. Тип турбины РО-230/833-В-677;

по расчётам она способна развивать мощность 650 тыс. кВт при

расчётном напоре 194 м, а при напоре 212 м и выше до 735 тыс. кВт;

турбина имеет рабочее колесо диаметром 6,77 м, которое изготовлено

из нержавеющей кавитационностойкой стали.

Учитывая, что схема пуска первого агрегата предусматривала

существенно меньшую величину напора, начиная с 60 и до 140 м,

было принято решение об установке двух турбин со сменными

рабочими колёсами. Конструкцией предусматривалась замена только

колес и сопрягающихся с ними деталей проточной части, а не самой

турбины (рис. 3.5).

Рис. 3.5 Сменное рабочее колесо Саяно-Шушенской ГЭС

1 - рабочее колесо; 2 - корпус обтекателя; 3 - вал агрегата; 4 - болт крепления вала с РК;

5 - направляющий подшипник турбины; 6 - кольцевая вставка для сопряжения временного

рабочего колеса с проточной частью; 7 - обтекатель нижнего кольца НА для сопряжения

временного РК с проточной частью; 8 - верхнее лабиринтное уплотнение РК; 9 - нижнее

лабиринтное уплотнение РК; 10 - лопатка направляющего аппарата; 11 - статор

207

Опыт освоения турбин Красноярской ГЭС с организацией их

натурных исследований на самой начальной стадии эксплуатации

был полностью использован на Саяно-Шушенской ГЭС и развит в

том, что завод-изготовитель также включился в исследование сразу

же после пуска первого агрегата. В таблице 42 отображены периоды

исследований.

Таблица 42. Период натурных исследований турбин №№ 1, 2 со сменными

рабочими колесами и №№ 3, 4, 7, 8 со штатными

Дата пуска

агрегата

Станционный

№

испытуемой

турбины

Период натурных

испытаний

Напор брутто

в период

испытаний,

Наличие

крестовины под

рабочим

колесом

18.12.78 г.

(первый пуск)

1 декабрь 1979 г. 99,5 нет

В период

затопления

котлована май-

декабрь 1979 г.

выполнялся

ремонт агрегата

19.12.78 г.

(вторичный

пуск)

апрель 1980 г.

ноябрь 1980 г.

62,7

118,0

нет

5.11.79 г. 2

декабрь 1979 г.

апрель 1980 г.

ноябрь 1980 г.

август 1982 г.

98,5

63,7

118,1

141,6

есть

21.12.79 г. 3

декабрь 1979 г.

июнь 1980 г.

ноябрь 1980 г.

январь 1982 г.

ноябрь 1983 г.

октябрь-

ноябрь 1985 г.

январь 1986 г.

100,0

98,0

119,8

140,0

150,9

193,7

174,2

нет

есть

нет

29.10.80 г. 4

ноябрь 1980 г.

ноябрь 1983 г.

январь 1986 г.

117,5

150,9

175,8

нет

5.09.84 г. 7

октябрь-

ноябрь 1985 г.

январь 1986 г.

192,3

177,0

нет

11.10.84 г. 8

октябрь-

ноябрь 1985 г.

январь 1986 г.

190,3

177,7

нет

208

Поскольку первые два агрегата были смонтированы с времен-

ными рабочими колесами, важно было выявить не столько их

энергетические свойства (уровень КПД), сколько проверить мощ-

ностные и расходные характеристики, вибрационные свойства и

допустимые диапазоны их работы, учитывая, что пусковой напор

составлял около 60 м, или 53% от номинального расчётного для

временного РК и 31% для постоянного.

Наряду с этим, в силу субъективных причин, первый пуск гид-

ротурбины со штатным (постоянным) рабочим колесом происходил

при напоре около 100 м, вместо предполагавшегося 120 м, или 68%

от минимального расчётного. Это ещё более обострило необходи-

мость в натурной проверке допустимости работы также и первой

штатной турбины в заданных условиях.

Энергетические, гидродинамические и вибрационные натурные

исследования турбин проводились в несколько этапов по мере роста

напора.

Энергетические испытания первых двух турбин со сменными

рабочими колесами при расчётных для них напорах показали, что

КПД оказался меньше ожидаемого на 1,5%.

По данным измерений пульсации давления в проточной части,

вибрации опорных частей, биения вала и пульсации мощности во всем

нагрузочном диапазоне выявились три характерных зоны (рис. 3.6).

В зоне 1 уровень пульсаций давления в проточной части не

превышал 0,1 МПа, вибрационное состояние допустимое. В этой зоне,

как правило, гидроагрегат не работал из-за небольшой мощности и

низкого КПД.

В зоне 2 уровень пульсации давления в проточной части

высокий со жгутовой частотой 0,4-1,2 Гц. Размах пульсаций при

напоре 62 м достигал в отсасывающей трубе 0,22 МПа, в спиральной

камере – 0,17 МПа, под крышкой турбины – 0,11 МПа. Гидравли-

ческий режим отличался сильными ударами, пульсация мощности

достигала 30 МВт, вибрация опорных частей была выше допустимой.

Было рекомендовано достаточно быстро проходить этот режим при

наборе нагрузки, длительная работа агрегата в этом диапазоне

запрещалась.

В зоне 3 наблюдался достаточно благоприятный уровень

гидродинамических воздействий. Размах пульсаций давления в

проточной части не превышал 0,08 МПа, уровень вертикальных

вибраций опорных частей у турбинного подшипника составлял

50-140 мкм, КПД в этой зоне имел наивысшее значение. Она была

рекомендована для длительной работы агрегата.