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

Подождите немного. Документ загружается.

259

ужесточились требования к эксплуатационному надзору. Например,

при профилактических работах, связанных с массовой разборкой

соединений водяного тракта системы охлаждения обмотки статора,

во избежание опасности засорения тракта устанавливаются на

каждом разъёме ремонтные заглушки (на гидрогенераторах их на

порядок больше, чем на турбогенераторах). Однако такая заглушка

(из сотен штук) может остаться в тракте при сборке “незамеченной”.

Такая “забывчивость” человека может дорого обойтись, поэтому

возникла новая методика контроля монтажного процесса. Возник

новый вид контроля – проверка проходимости водяного тракта.

Также новым и весьма ответственным технологическим при-

ёмом, при эксплуатации сверхмощных гидрогенераторов, стала

разработка и реализация оригинальной методики проверки герме-

тичности водяного тракта.

Увеличение у высокоиспользованных гидрогенераторов элек-

тродинамических нагрузок на обмотку вызвало соответствующее

проявление её вибрационных свойств. Следствием вибрации явля-

ется лавинный процесс: разрушение изоляции, её увлажнение,

электрический пробой, авария с генератором.

Непосредственное водяное охлаждение обмотки статора и

форсированное воздушное охлаждение обмотки возбуждения при-

водят к снижению массы вращающихся частей гидрогенератора,

создают условия для более высокой частоты вращения ротора при

сбросах нагрузки, что в свою очередь влечёт за собой увеличение

механических напряжений конструкционных материалов, в част-

ности, в ободе ротора. Это также новое свойство высокоисполь-

зованных гидрогенераторов.

Негативные проявления отличительных особенностей гидро-

генераторов мощностью 500 МВт, с непосредственным охлаждением

обмотки статора, стали причиной ряда крупных на них аварий.

Главными причинами выхода из строя гидрогенераторов бы-

ли: недоработка конструкции обмотки статора, а также систем

водоподготовки, некачественное изготовление и неудовлетворитель-

ная технология их производства, которые привели к протечкам

охлаждающей воды в головках стержней, закупоркам водонесущих

проводников, увлажнению, истиранию, загрязнению и повреждению

изоляции обмотки статора, вследствие повышенной её вибрации [2].

В связи с этим в значительной мере по инициативе и при не-

посредственном участии эксплуатационников совместно с конс-

трукторами и учёными заводов-изготовителей, научных и проектно-

конструкторских организаций были проведены широкие натурные

исследования и испытания гидрогенераторов и их отдельных узлов.

260

Анализ причин, основывающийся на натурных испытаниях и

исследованиях, проведенных в этой связи, позволил найти, раз-

работать и реализовать необходимые технические и организаци-

онные решения по модернизации, исключающие аварии, разработать

и внедрить новые методы специального эксплуатационного контроля

работы красноярских гидрогенераторов. Эти разработки позволили

создать проект ещё более мощных гидрогенераторов 640-720 МВт для

Саяно-Шушенской ГЭС (рис. 4.4).

Рис. 4.4 Разрез по гидрогенератору Саяно-Шушенской ГЭС

1 – перекрытие генератора; 2 – контактные кольца; 3 – генераторный подшипник;

4 – железобетонная “бочка” генератора; 5 – крестовина генератора; 6 – лобовые части

обмотки статора; 7 – полюс; 8 – сердечник статора; 9 – корпус статора; 10 – обмотка

возбуждения; 11 – воздухоохладитель; 12 – спица ротора; 13 – вал; 14 – подпятник

генератора; 15 – тормозное кольцо; 16 – обод

4.2 Нетрадиционные методы эксплуатационного контроля

и правила технического обслуживания

4.2.1 Водно-химический режим системы охлаждения обмотки

статора

На Красноярской ГЭС при проектировании гидрогенераторов

возникали вопросы: на каком принципе должна быть построена

261

схема водоподготовки для системы непосредственного принудитель-

ного внутрипроводникового охлаждения токоведущих стержней

обмотки статора (далее водяным охлаждением обмотки), каков

должен быть состав устройств водоподготовки системы охлаждения,

каковы должны быть параметры охлаждающей воды (дистиллята),

характеризующие его качество, и ряд других. Эти вопросы возникали

потому, что в литературе того времени не было публикаций, содер-

жащих сведения нормативного или рекомендательного характера

о построении схем водоподготовки или о требованиях, которым

должно соответствовать качество воды для охлаждения электри-

ческих обмоток генераторов. На опытном гидроагрегате Волго-

градской ГЭС была выполнена система водоподготовки на принципе

простейшей одноступенчатой перегонки технической воды в дистил-

ляторах. Принципиально такая схема водоподготовки была принята

и для красноярских гидрогенераторов.

На гидроэлектростанциях было бы нецелесообразно строить

сложный цех химической водоочистки (ХВО), аналогичный тепло-

вым электростанциям (ТЭС) на большую производительность под-

готовки воды, определяемую потреблением котлоагрегатов. На ТЭС

вопрос для целей охлаждения обмоток турбогенераторов решался

автоматически – путём использования воды из цеха ХВО. Водопот-

ребление турбогенераторов ТЭС на охлаждение обмоток составляет

около 2% от общего объёма подготовки воды в ХВО. Каких-либо

промышленных разработок по созданию серии мини-цехов ХВО в

период конструирования гидрогенераторов Красноярской ГЭС не

существовало, нет их и в настоящее время.

Рис. 4.5 Зависимость удельного сопротивления дистиллированной воды

от солесодержания в ней

262

В период создания гидрогенераторов 500 МВт были заданы ос-

новные показатели допустимого качества дистиллята, которые

сводились к тому, чтобы определять лишь солесодержание, обеспечи-

вающее электрическую прочность не ниже 50 кОм

см (рис. 4.5) и

отсутствие взвешенных механических примесей. С такими критери-

ями и началась эксплуатация систем водоподготовки и охлаждения

обмоток статоров гидрогенераторов Красноярской ГЭС.

Природная енисейская вода в створе ГЭС характеризуется

нижеследующими показателями (табл. 49).

Таблица 49. Химический состав воды в р.Енисей

При рН 7,5-7,8 соотношение форм угольной кислоты в воде

при температуре +25

С составляет СО

+Н

СО

≈ 20% и НСО

≈ 80%,

что свидетельствует о высокой ее способности воздействия на

коррозионные процессы. После простейшей одноступенчатой пе-

регонки дистиллят характеризовался показателями, представлен-

ными в таблице 50.

Таблица 50. Химсостав дистиллята в баке установки водоподготовки,

полученного после одноступенчатой перегонки в эл.дистилляторах,

по наблюдениям в течение одного года

В первые дни эксплуатации по разным причинам из обмоток

возникали протечки дистиллята, сопровождавшиеся образованием в

местах протечек налета зелёного цвета, свидетельствующего о про-

текании коррозионного процесса в системах охлаждения. Проблемы

коррозии в электрических обмотках, охлаждаемых водой, в более

поздний период появились и в зарубежной литературе [84]. Процесс

Жёсткость,

мг.экв/л

Щелочность,

мг.экв/л

Углекислый

газ СО

мг/л

Кислород

мг/л

Медь

Сu,

мг/л

Железо

Fe,

мг/л

Хлориды,

мг/л

0,008

от отсутств.

до 0,115

10,84 6,0-9,0 0,056 0,041 1,23

рН 7,5 - 7,8 Сl

(анионы)

0,4 - 1,1 мг/л

Жёсткость 1,3-1,2 мг.экв/л. SO

- “ - 3,1-12,0 мг/л

Щелочность 1,1-1,25 мг.экв/л. SiO

3 (катионы)

2,5-9,0 мг/л

Са

(катионы)

1,2-0,7 мг.экв/л

Общее

солесодержание

50,0-65,0 мг/л

Мg

-”- 0,2-0,5 мг.экв/л Окисляемость 2,2-2,96 мг/л O

-”- 0,06-отс мг.экв/л Сухой остаток 63,0-81,0 мг/л

+++

-”- 0,01-0,19 мг.экв/л Прокаленный остаток 34,0-71,0 мг/л

+++

-”- 0,01-отс мг.экв/л

Удельное

сопротивление

8,46-10,1 кОм

см

263

Рис. 4.6 Принципиальная схема непосредственного охлаждения

обмотки статора гидрогенератора

1 – эжектор водоструйный; 2 – бак водяной; 3 – датчик температуры регулятора;

4 – фильтр магнитный; 5 – шайба измерительная; 6 – насос вакуумный; 7 – датчик

солемера; 8 – ионно-обменный фильтр; 9 – фильтр механической очистки воды;

10 – теплообменник; 11 – регулятор температуры; 12 – насосы; 13 – магистраль

дистиллированной воды от установки водоподготовки; 14 – магистраль технического

водоснабжения; М – манометр; М

– мановакуумметр

коррозии сопровождался снижением удельного электрического

сопротивления дистиллята. Для предотвращения этого в системе

охлаждения гидрогенераторов (рис. 4.6) были встроены ионно-

обменные фильтры (ИОФ). Внедрение фильтров позволило пери-

одически, достаточно часто, включая ИОФ, снижать солесодержание

в дистилляте и поддерживать его на новом уровне, заданном заводом,

соответствующем удельному сопротивлению 100-200 кОм

см. Однако

этими мероприятиями процесс коррозии прекратить было нельзя,

поскольку в дистилляте содержание агрессивных газов O

и СО

было

высоким, т.е. проектная система водоподготовки с простейшей

одноступенчатой перегонкой воды в электродистилляторах не могла

обеспечить необходимое качество приготовляемого дистиллята. В

результате, в периоды непредвиденных и плановых ремонтов

агрегатов, систематически выявлялись стержни обмотки с полностью

закупоренным или значительно суженным сечением каналов инди-

видуальных проводников. Совместные исследования специалистов

эксплуатации, завода и энергосистемы показали, что при действии

механизма образования дистиллята (при одноступенчатой перегонке

264

воды) слабые соли угольной кислоты легко разлагаются по реакции [11]:

НСО

→ СО

↑ + ОН

с выделением свободной углекислоты, что приводит к увеличению в

дистилляте содержания СО

по сравнению с исходной водой. При

этом содержание О

в дистилляте определяется его температурой и

растворимостью при атмосферном давлении; СО

и О

являются

основными коррозийными агентами.

Кислород, попадая в тракт охлаждения обмотки, взаимодей-

ствует с медью полых проводников, в результате чего образуется

закись меди Сu

О в виде пленки, равномерно покрывающей по-

верхность канала охлаждаемого проводника. Сu

О вступает в реак-

цию с СО

, имеющимся в дистилляте, и процесс вновь интенсифи-

цируется, т.е. принципиально таким образом происходит процесс

вымывания меди из обмотки.

Характерный химический состав дистиллята, циркулирующего

в обмотках первых двух гидрогенераторов в первоначальный период

эксплуатации, представлен в таблице 51.

Таблица 51. Химический состав дистиллята гидрогенераторов № 1, 2

Красноярской ГЭС в первоначальный период их эксплуатации

Многие специалисты опасность процессов видели в вымывании

меди. Однако расчётное определение количества вымываемой меди

показывает, что не здесь лежит острота проблемы. В самом деле,

внутренняя поверхность полых проводников обмотки одного гидро-

генератора 500 МВт составляет ~ 4,5

см

. Среднее содержание

меди в дистилляте составляет 1,8 мг/л.

Включение ионно-обменного фильтра производилось 1 раз в

8-12 дней, оно снижало содержание меди до 0,2 мг/л, т.е. в среднем

за 10 дней вымыв меди составлял 1,6 мг/л. В системе охлаждения

обмотки одного генератора циркулирует 10

л дистиллята. Утечки

из системы охлаждения составляют 0,12 л/мин, или 173 л/сутки.

Потери меди с утечками составляют 1,8

-3

173 ≈ 0,3 г/сутки.

Дата

отбора проб

Жёсткость,

мг.экв/л

Щелочность,

мг.экв/л

СО

мг/л

Сu,

мг/л

Fe,

мг/л

Удельное

сопротивление

Rуд, кОм

см

19.01.68 г. 0,020 0,172 8,36 2,4 0,007 57

26.01.68 г. 0,037 0,191 7,04 2,0 0,007 52

8.08.68 г. 0,039 0,112 3,52 1,8 0,050 58

15.12.69 г. 0,033 0,130 7,48 1,12 0,030 95

Среднее

значение

0,032 0,151 6,60 1,83 0,024 65,5

265

Вымыв меди в сутки из одного литра за счёт отбора её ионно-

обменными фильтрами составляет 1,6:10=0,16 мг/л/сутки; на один

генератор приходится 0,16

-3

≈1,6 г/сутки. Суммарные

потери составят 0,3+1,6=1,9 г/сутки; или 1,9

365=0,694 кг/год.

За нормативный срок службы гидрогенератора (20-30 лет)

потери меди составят 0,694

(20-30) ≈ 13.9-20,8 кг. А чтобы толщина

стенки полых проводников уменьшилась лишь на 0,1 мм, необхо-

димо потерять массу, составляющую 4,5

см

0,01 см

8,9 г/см

400 кг, т.е. вымыв меди не приведёт к сколь-нибудь существенному

уменьшению толщины стенки полых токоведущих проводников.

Опасность присутствия в дистилляте СО

и О

заключается в ином.

в)

Под действием углекислоты, растворенной в дистилляте, об-

разуется основной карбонат меди (CuОН)

, который является

нестойким к нагреванию соединением. В гидрогенераторе при его

рабочих температурах меди обмотки это соединение разлагается по

реакции:

(СuОН)

→ 2СuО + Н

О + СО

↑,

Рис. 4.7: а) – полная закупорка живого сечения полого проводника

стержня обмотки статора (в разрезе); б) – частичная закупорка живого

сечения полого проводника стержня обмотки статора (в разрезе);

в) – разрез индивидуальных полых проводников стержня обмотки

статора, живое сечение сплющено при изготовлении

266

образующийся при этом оксид меди СuО способен откладываться на

внутренних стенках водяного тракта вплоть до закупорки полых

проводников стержней, что и является главной опасностью корро-

зионного процесса в охлаждаемой электрической обмотке статора

(рис. 4.7а,б). Этому способствовало в определенной мере несовер-

шенство технологии проката медных проводников, которые в ряде

случаев имели сплющенное сечение (рис. 4.7в).

Вывод о влиянии сравнительно невысокой температуры на

ускорение коррозионных процессов согласуется с более поздними

публикациями о результатах лабораторных исследований. Например,

в [84] показано, что наиболее интенсивно процесс коррозии для меди

и серебряного припоя протекает при температуре 38-64

C и с

дальнейшим повышением её уменьшается.

Эта зависимость является очень важной, поскольку рабочая

температура обмотки у гидрогенераторов 500 МВт Красноярской ГЭС

при максимальной нагрузке, например, в гидравлической ветви,

состоящей из шести последовательно соединенных стержней, сос-

тавляла в среднем 40

С – на первом входном и около 85

С на пос-

леднем выходном стержне, т.е. на протяжении всей гидравлической

ветви температурное состояние благоприятствует коррозионным

процессам.

На одном из гидрогенераторов Красноярской ГЭС, прора-

ботавшем 9300 час. в период неудовлетворительного водно-хими-

ческого режима (табл. 51), были обнаружены 100% закупорки

живого сечения отдельных полых токоведущих (одновременно

водонесущих) проводников (рис. 4.7а); химический состав и коли-

чественное соотношение материала закупорок были следующими:

В этой связи проблема подавления агрессивных газов, СО

, стала исключительно острой.

В практике регулирования водно-химического режима на ТЭС

и в тепловых сетях удаление агрессивных газов из подпиточной воды

осуществляется путём термической деаэрации, химической де-

газации и декарбонизации. Для удаления свободной углекислоты из

обрабатываемой воды наиболее простым и эффективным способом

является декарбонизация, основанная на принципе десорбции в

условиях противотока воды и атмосферного воздуха. Однако

разработок устройств для небольших расходов воды в практике

Потери при

прокаливании,

Двуокись

кремния,

Окислы

железа,

Окислы

меди,

11,20 2,24 2,20 84,36

267

Рис. 4.8 Схема установки водоподготовки на принципе термовакуумной

обработки дистиллированной воды

1 – электродистиллятор ЭД-2МЗ; 2 – форсунки; 3 – дегазатор с фарфоровыми кольцами

“Рашига”; 4 – декарбонизатор; 5 – вентилятор; 6 – магистраль и емкость

декарбонизированного дистиллята; 7 – водомерное стекло; 8 – бак промежуточный;

9 – отбор проб; 10 – бак для хранения дегазированного дистиллята; 11 – магистраль

с вакуумом 0,98

-1

МПа; 12 – мановакуумметр; 13 – манометр; 14 – эжектор;

15 – магистраль технической воды с давлением 0,63 МПа

водоподготовки не существовало. Поэтому эксплуатационниками

были выполнены расчёты, изготовление и внедрение специальной

системы термовакуумной дегазации на базе декарбонизации и ва-

куумирования дистиллята (рис. 4.8). Большой вклад в эту работу

внес К. К. Горчаков. Установка водоподготовки состоит из основных

элементов: декарбонизатора (рис. 4.9), дегазатора (рис. 4.10), бака

промежуточного, бака хранения дегазированного дистиллята,

эжектора, насосов и соединяющих их трубопроводов. Вода из

электродистилляторов поступает через декарбонизатор в проме-

жуточный бак, который выполняет функции уравнительного резер-

вуара и гидрозатвора. При наличии вакуума в системе вода под

действием атмосферного давления поступает в дегазатор и стекает

в бак хранения, объём которого находится под одинаковым с де-

газатором вакуумом. Бак хранения дегазированного дистиллята

подсоединен к сливной магистрали, на которой установлены насосы

для подачи воды непосредственно в системы охлаждения обмоток

гидрогенераторов. Во избежание срыва вакуума в системе водо-

подготовки, насосы установлены более чем на 10 м ниже уровня

расположения самой установки водоподготовки. Герметичность

системы достаточно высокая, проверка на натекание показала, что за

1 час 20 мин. вакуум снижается с -0,095 МПа до -0,87 МПа.

268

Рис

. 4.9

Декарбонизатор

Техническая

характеристика

разработанного

декарбонизатора

Аппарат

предназначен

для

удаления

свободной

углекислоты

из

дистиллированной

воды

;

полный

объем

аппарата

0,5

;

полезный

объем

0,35

;

пропускная

способность

час

;

площадь

десорбции

6,1

;

высота

насадки

0,7

;

концентрация

свободной

углекислоты

на

входе

мг

;

концентрация

свободной

углекислоты

на

выходе

мг