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

Подождите немного. Документ загружается.

249

исследований. Однако действительные границы зон были опреде-

лены лишь на основе результатов натурных испытаний. Это поз-

волило скорректировать режимы турбин и обеспечить достаточно

устойчивую их работу в энергосистеме в течение многих лет экс-

плуатации.

Рис. 3.33 Расчетные параметры переходных процессов в турбине при

сбросе максимальной нагрузки и максимальном напоре

– расчетные кривые;

– расчетные кривые, полученные на основе натурных данных;

1 – ход сервомоторов на закрытие НА; 2 – изменение давления под РК; 3 – превышение

частоты вращения над номинальной; 4 – давление и его пульсация в спиральной камере

Таким образом, при проектировании крупных гидротурбин на

большие напоры, предусматривающем наполнение водохранилища

после пуска первого агрегата в течение нескольких лет, необходимы

специальные и тщательные проектно-конструкторские проработки

по эксплуатации оборудования в первоначальный период с целью

исключения риска его преждевременного износа или повреждения

в нерасчетных, с точки зрения постоянной эксплуатации, режимах.

Необходимы модельные исследования гидротурбин для нерасчетных

режимов первоначального периода эксплуатации, что значительно

облегчит становление будущей эксплуатации. Проектированию

должно предшествовать тщательное обобщение предыдущего опыта

эксплуатации крупных турбин, на которых следует проводить не-

традиционные натурные исследования с целью изучения негативных

явлений, способных снизить надежность вновь создаваемых турбин.

250

* * * * *

Например, исследование причин трещинообразования на лопастях

рабочих колес или изучение гидроакустического резонанса в водо-

подводящем тракте от верхнего до нижнего бьефа.

При конструировании крупных гидроагрегатов следует отка-

заться, как от единственно правильного взгляда, от предельного

уменьшения материала на 1 кВт мощности, идущего на изготовление

агрегата.

Необходимо больше использовать конструкторские решения,

хорошо зарекомендовавшие себя по степени надежности в преды-

дущей многолетней практике эксплуатации.

В самом начале освоения агрегатов силами эксплуатации

должны быть организованы простейшие испытания гидротурбин с

использованием штатных приборов контроля, что позволит на

ранней стадии эксплуатации определить эффективные и безопасные

условия работы гидроагрегатов на частичных напорах, чтобы по-

лучить значительную энергоотдачу от строящегося гидроузла.

Гидрогенераторы

•

Особенности крупных гидрогенераторов с непосредственным

водяным охлаждением обмотки статора и форсированным воз-

душным охлаждением обмотки ротора

•

Нетрадиционные методы эксплуатационного контроля и прави-

ла технического обслуживания

– Водно-химический режим системы охлаждения обмотки статора

– Вибрационный контроль обмотки статора

– Тепловой контроль обмотки статора

– Контроль проходимости водяного тракта обмотки статора

– Контроль герметичности водяного тракта обмотки статора

– Предотвращение отпотевания и загрязнения гидрогенераторов. Чистка

изоляции обмотки статора

•

Доводка гидрогенераторов

– Разработка и внедрение бесстыкового сердечника статора

– Обмотка статора

– Вентиляция гидрогенератора

– Регулирование температуры обмотки статора

– Межполюсные соединения обмотки возбуждения

•

Некоторые специальные исследования гидрогенераторов

– Восстановление работоспособности гидрогенератора после затоп-

ления его водой

– Внезапные короткие замыкания на шинах гидрогенератора и асин-

хронный режим

– Неполнофазные режимы

– Испытания в режимах повышенной активной нагрузки

252

4.1 Особенности крупных гидрогенераторов

с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора

и форсированным воздушным охлаждением обмотки ротора

На момент создания отечественных сверхмощных гидроге-

нераторов они значительно превосходили по мощности, вращающему

моменту, диаметру ротора, уровню электромагнитных нагрузок и

использованию свойств активных материалов все гидрогенерато-

ры, изготовленные к тому времени в мировой практике (рис. 4.1).

Рис. 4.1 Разрез по гидрогенератору Красноярской ГЭС

1 – вал ∅ 2,5 м сварной; 2 – припасованные болты; 3 – ступица ротора;

4 – вспомогательная синхронная машина для питания возбудителя; 5 – водяное

охлаждение обмотки статора; 6 – воздухоохладители; 7 – нижний горизонтальный

воздухоразделяющий щит; 8 – нижний вертикальный воздухоразделяющий щит;

9 – верхние – горизонтальный и вертикальный воздухоразделяющие щиты

Тенденция повышения единичной мощности турбо- и гидроагрегатов

имеет место и за рубежом [4]; термин – “высокоиспользованные

гидрогенераторы” – стал распространенным. Непосредственное

водяное внутрипроводниковое охлаждение обмотки статора гид-

рогенератора наделило электрическую обмотку гидравлическими

свойствами, она стала представлять собой элемент системы охлаж-

253

дения гидрогенератора (рис. 4.2а). Для сверхмощных высокоис-

пользованных гидрогенераторов потребовалось интенсивное охлаж-

дение не только обмотки статора, но и обмотки возбуждения. Для

этого было разработано форсированное воздушное охлаждение

катушек полюсов ротора, в которых воздух обдувает не только

наружную поверхность обмотки, но подается между сердечником

полюса и катушкой, а также продувается между витками (рис. 4.2б).

Образование каналов между витками было достигнуто благодаря

разработке способа специального проката медной шины периоди-

ческого профиля (рис. 4.2в)

Рис. 4.2а Схема стержневой гидравлической ветви обмотки статора

1 – стержень обмотки; 2 – головка лобовых частей обмотки; 3 – напорный водяной

коллектор; 4 – сливной водяной коллектор; 5 – водосоединительный шланг

В таблице 48 приведена плотность тока в обмотках некоторых

обычных крупных гидрогенераторов того времени и – высокоисполь-

зованных, установленных на Красноярской и Саяно-Шушенской ГЭС.

Увеличение единичной мощности агрегатов от 115 МВт на

Волжских и 250 МВт на Братской до 500 МВт на Красноярской и

254

Рис. 4.2б Схема форсированного воздушного охлаждения обмотки ротора

640-720 МВт на Саяно-Шушенской ГЭС потребовало осуществления

большого объёма научно-исследовательских и опытно-конструктор-

ских работ не только в период создания гидрогенераторов. Особенно

необходимость в широких натурных исследованиях потребовалась в

период освоения гидрогенераторов, учитывая специфику пусковых

условий работы ГЭС и последующей эксплуатации в режиме глубо-

кого регулирования мощности.

На Красноярской ГЭС в пусковой период произошёл массовый

выход из строя гидрогенераторов (рис. 4.3) с большими поврежде-

ниями, вызванными междуфазными короткими замыканиями (КЗ)

в лобовых частях (ЛЧ) обмоток статора, причины которых изложе-

ны ниже. Эти серьёзные аварии на первом этапе освоения привели

к ограничению номинальной мощности гидрогенераторов, резкому

255

Рис. 4.2в Катушка полюса ротора с форсированным охлаждением

сокращению интенсивности её регулирования, т.е. к потере их мо-

бильности в энергосистеме, увеличению числа профилактических

остановок и к большим затратам при ликвидации последствий

аварий.

Таблица 48. Плотность тока в обмотках высокоиспользованных

и обычных генераторов

Место установки

генератора

Номинальная

мощность,

Линейная

токовая

нагрузка,

Плотность токов в обмотках,

А/мм

МВт А/см

статора возбуждения

Саяно-ШушенскаяГЭС 640 1178 5,43 3,83

Красноярская ГЭС

(генераторы

с однослойной

обмоткой статора)

500 1228 7,3 4,45

Братская ГЭС 250 708 2,51 2,25

Асуанская ГЭС 175 657 2,29 1,99

Волгоградская ГЭС 115 451 3,52 2,31

Воткинская ГЭС 100 553 3,19 2,43

256

Рис. 4.3 Разрушение нижних лобовых частей обмотки статора в

результате междуфазного короткого замыкания

Возникшая крупная проблема поставила перед создателями

красноярских гидрогенераторов и эксплуатационной организацией

задачу по ускоренному развертыванию натурных испытаний и

исследований, а также выполнению соответствующих инженерных

разработок с целью обеспечения работоспособности этих машин.

С появлением сверхмощных турбо- и гидроагрегатов задача

регулирования мощности в энергосистеме обострилась. Непред-

виденное отключение от сети агрегатов большой единичной мощнос-

ти достаточно оперативно можно компенсировать только вводом в

работу гидроагрегатов также большой единичной мощности

, либо

использовать вращающийся резерв таких гидроагрегатов, т.е. они

должны были обладать возможностью быстро менять нагрузку в

широких пределах. Однако, при проектировании Красноярской ГЭС

с установкой на ней высокоиспользованных гидрогенераторов в

технических условиях на их поставку никаких требований по регу-

)

Ввод мелких гидроагрегатов для компенсации аварийно возникшего большого дефицита мощности займет

больше времени. В некоторых энергообъединениях нет достаточного резерва гидроэнергетической мощности.

Поэтому оснащение энергообъединений крупными турбо- и гидроагрегатами должно происходить параллельно,

либо регулирование нестационарных режимов должно проектироваться на иной основе. Это тема специальных

исследований.

257

лированию быстро протекающих тепловых процессов в обмотке

статоров, в зависимости от изменения нагрузки генераторов, сфор-

мулировано не было, т.е. ни проектной организацией, ни заводом эти

вопросы не рассматривались. При этом было известно, что в Сибир-

ском энергообъединении строились тепловые электростанции с

турбоагрегатами 500-800 МВт. Гидрогенераторы были изготовлены

и смонтированы без каких-либо устройств, обеспечивающих тепловое

регулирование обмоток статоров (кроме запорной арматуры в сис-

темах охлаждения).

Нестационарные режимы нагрузки на гидрогенераторе с не-

посредственным охлаждением сильно отражаются на характере

протекания процесса теплообмена между охлаждающей обмотку

водой и проводниками стержней обмотки, в которых происходит

выделение тепла, соответствующее заданной нагрузке на гидро-

генераторе (рис. 4.2а) (материалы по этим вопросам начали по-

являться в специальной литературе значительно позднее).

По-другому, по сравнению с гидрогенераторами, имеющими

косвенное охлаждение обмотки статора, встал вопрос и об оценке

теплового состояния обмотки статора с непосредственным охлаж-

дением. При косвенном охлаждении достаточно было получить

информацию о температуре “меди”, “железа”, горячего и холодного

воздуха в сумме по 20-30 точкам, чтобы судить о тепловом состоянии

гидрогенератора в целом. Достаточно было сравнить измеренные

значения температуры по этим нескольким точкам с предельными,

заданными заводом.

При непосредственном охлаждении генератора только о теп-

ловом состоянии обмотки можно сделать заключение, измерив тем-

пературу более чем в сотне точек, поскольку обмотка разделена на

множество гидравлических ветвей, и каждая охлаждается авто-

номно. Вместе с тем, рекомендации завода остались прежними –

сравнивать температуру каждой измеренной точки с допустимой.

Специфика охлаждения учитывалась заводом лишь тем, что была

задана допускаемая величина перепада температуры, как разность

между измеренной максимальной и минимальной величиной. Этот

критерий был недостаточно обоснован, так как не учитывал не-

одинаковость гидравлических характеристик участков обмотки. Из

этого видно, что объём ручного контроля температуры и анализа

теплового состояния генератора на два порядка превзошёл обще-

принятый контроль для генераторов с косвенным охлаждением.

Выполнить такой объём контроля силами дежурного персонала ГЭС

было невозможно, а ответственность контроля неизмеримо воз-

растала. Например, отказ термоконтроля хотя бы в одной точке

вызывает нежелательность длительной эксплуатации генератора,

поскольку в принципе в этой контролируемой ветви возможно

прекращение циркуляции воды, а последствия этого – крупная

258

авария с генератором. Поэтому возникала необходимость дубли-

рования или применения мажоритарной системы контроля, а это

возможно, только создав автоматическую систему теплового контро-

ля гидрогенератора.

При постановке задачи об автоматическом контроле теплового

состояния обмотки генератора точки зрения специалистов разде-

лились. Крайние из них сводились: одна – к полной автоматизации

с почти непрерывным слежением за температурой в каждой точке

с релейным действием на отключение генератора от сети, другая –

к ручному быстродействующему информационному эпизодическому

контролю по заданному графику с последующим сравнением по-

лученных значений с допускаемыми. Эта дискуссия развернулась

лишь после того, как гидрогенераторы были изготовлены и пос-

тавлены на Красноярскую ГЭС, и задачи по проектированию спе-

циальных автоматических устройств теплового контроля ещё не

возникало. Во всех предлагаемых системах контроля не предпо-

лагалось учитывать различия в интенсивности охлаждения разных

участков обмотки. А это немаловажный фактор в оценке ее тепло-

вого состояния.

Опубликованных работ, посвященных этим вопросам, не было,

а те, что появлялись, в основном посвящались расчётам теплообмена

в обмотках, но не вопросам его регулирования и контроля в эксплу-

атационных режимах гидрогенераторов, обеспечивающих покрытие

пиков графика нагрузки в энергосистеме. Позднее, чем этот вопрос

был проработан на Красноярской ГЭС, в [91] упоминается о целе-

сообразности в зимнее время автоматически поддерживать на

одинаковом с летним уровне температуру технической воды

(но не

дистиллированной, охлаждающей непосредственно медь обмотки).

У гидрогенераторов с непосредственным охлаждением при-

сутствие воды в токоведущих частях создает потенциальную воз-

можность к выходу её на поверхность, увлажнению изоляции,

снижению срока её службы, что может привести к аварии с гене-

ратором. Кроме того, неудовлетворительный водно-химический

режим системы охлаждения вызывает отложения в водонесущих

проводниках, образуя их закупорки, что приводит к перегреву

стержней и разрушению изоляции – и, как следствие, к аварии с ге-

нератором. Вибрация стержней обмотки приводит к усталостному

разрушению элементарных проводников, в том числе и водонесущих,

и в результате этого происходит насыщение изоляции водой со все-

ми вытекающими последствиями.

С вводом высокоиспользованных гидрогенераторов появились

не только новые технологические приёмы их обслуживания, но и

)

Техническая вода охлаждает в теплообменнике дистиллированную воду.