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

Подождите немного. Документ загружается.

279

11,9

-5

г/(м

ч). В последующий период она снизилась до 1

-6

г/(м

ч).

(Выше приведен тот же показатель с ИКО-I 5,7

-5

г/(м

ч).

Среднее содержание других показателей составляет:

Сu

– 0-50 мкг/л; О

– 1700-2500 мкг/л; СО

– 1200-10500 мкг/л;

уд

– 100-250 кОм

см; рН – 6-7,3.

Опыт эксплуатации за указанный период показал, что загруз-

ка реагентов в системы происходит редко, технология их ввода

исключительно простая и не требует высокого уровня специализации

операторов. Так, БТА вводится 1-2 раза в год, а ввода ОКД, за-

груженного 8 лет назад, ещё не требуется из-за очень небольшой его

растворимости. В этой связи, содержание Сd

в охлаждающей воде

не превышает ПДК 10 мкг/л, измерение его производилось точными

полярографическим и атомно-адсорбционным методами.

Согласно циркуляру № 10/85 (Э), заводом-изготовителем были

приняты предложенные авторским коллективом Саяно-Шушенской

ГЭС нормы качества охлаждающей воды для систем охлаждения

гидрогенераторов на основе ИКО: рН при Т +25

С 6-8,5; О

не

более 2500 мкг/л; Сu

не более 100 мкг/л; R

уд

не менее 75 кОм

см;

при Т +25

С.

Результаты проведенных исследований позволяют сделать

очень важные выводы:

– при конструировании крупных гидрогенераторов с водяным

охлаждением обмоток необходимо специально проектировать схемы

водоподготовки, не стремясь к глубокому обессоливанию воды в от-

личие от требований по её подготовке для котлоагрегатов тепловых

электростанций. Это, на примере создания системы охлаждения

гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС, обеспечивает необходимую

надёжность схемы, простоту её обслуживания, и не требует больших

затрат на изготовление и эксплуатацию системы;

– надёжность состояния водно-химической среды в системах

охлаждения обмоток, исключающая отложения и закупорку полых

токоведущих проводников, обеспечивается за счёт снижения ско-

рости коррозии путём связывания ионов меди в комплексные

стойкие химические соединения. В этом химическом процессе на

поверхности меди в каналах проводников образуется тонкая и

прочная плёнка окислов, которая препятствует взаимодействию

коррозионных агентов О

и СО

с медью, поэтому не следует норми-

ровать их содержание в охлаждаемой воде. Нормировать при

ингибиторном способе регулирования водно-химического режима

необходимо лишь скорость коррозии меди, рН и удельное сопро-

тивление воды;

280

– на Саяно-Шушенской ГЭС впервые в системах охлаждения

обмоток статоров гидрогенераторов, на основе ИКО, обеспечено

надёжное управление водно-химическим режимом, а также разра-

ботаны нормы этого режима. Метод регулирования необходимо

рекомендовать для распространения.

4.2.2 Вибрационный контроль обмотки статора

Одной из главных причин, которая способствует нарушениям

в водяном тракте обмотки статора, является вибрация обмотки, в

особенности лобовых частей (рис. 4.13; 4.14). Воздействие вибрации

опасно ещё и тем, что при значительных (больше определённой

величины

перемещениях стержней обмотки в пазовой и лобовой

частях происходит механическое истирание изоляции о стенки паза,

дистанционные распорки и о другие элементы раскрепления обмот-

ки. Такое воздействие само по себе может резко снизить электри-

ческую прочность изоляции, поскольку истирание её может быть

значительным, а в сочетании с увлажнением процесс разрушения

изоляции до электрического пробоя развивается очень быстро.

Рис. 4.13 Внешний вид гидрогенератора Саяно-Шушенской ГЭС

со смонтированной обмоткой статора

1 – лобовые части обмотки

)

В начале исследований предельная величина вибрации была неизвестна.

281

Рис. 4.14 Крепление верхних лобовых частей обмотки статора

гидрогенератора Саяно-Шушенской ГЭС

1 – изолирующая коробочка головки обмотки; 2 – медный клин; 3 – соединительный хомут;

4 – водосоединительная трубка; 5 – верхний стержень обмотки статора;

6 – нижний стержень обмотки статора; 7 – бандажные кольца статора;

8 – активное железо статора; 9 – распорки

В конечном счете, при прочих равных условиях, механический

износ изоляции и нарушение герметичности водяного тракта обмот-

ки зависят от величины перемещений элементов обмотки, которые

282

являются следствием ослабления креплений (например, бандажной

вязки). Эти элементы, в свою очередь, теряют свои первоначальные

свойства и размеры от вибрационного воздействия, которое тем

больше, чем выше электродинамические силы и больше продол-

жительность их воздействия. Следовательно, контроль вибрации

обмотки статора важно и необходимо осуществлять регулярно, а не

только в случае возникновения дефектов от воздействия вибрации,

когда может быть уже поздно заниматься исследованием вибраци-

онного состояния обмотки.

а) б)

Рис. 4.15 Повреждение изоляции обмотки генератора Красноярской ГЭС

а – истирание изоляции об элементы крепления;

б – смятие изоляции об элементы крепления

В пусковой период освоения гидрогенераторов Красноярской

ГЭС не существовало нормативных документов о вибрационном

контроле обмотки статора. Более того, в дискуссии со специалистами

завода и научно-исследовательских учреждений об организации

вибрационного контроля первых, вводимых в эксплуатацию гидро-

генераторов, учеными ставилась задача вибрационного контроля

только сердечника статора. Эксплуатационники с этим не согласи-

лись. Решение о комплексных натурных вибрационных испытаниях

гидрогенераторов были приняты под влиянием аргументов о выяв-

ленных истираниях изоляции и элементов крепления обмотки по приз-

наку появления порошка в местах их соприкосновения (рис. 4.15).

Позднее в 1970 г. появилась рекомендация (но не норма)

проводить специальные испытания гидрогенераторов при воз-

никновении дефектов на обмотке и ориентироваться на величину

283

перемещений ЛЧ 100 мкм. Такие специальные испытания спо-

собно провести научно-исследовательское учреждение, но не экс-

плуатационная организация в силу ограниченной численности

персонала и специфики его работы, отсутствия необходимой осна-

щенности и специальной подготовки, т.е. в период освоения гидро-

генераторов Красноярской ГЭС документов, регламентирующих

эксплуатационный вибрационный контроль, не было.

Всесторонние вибрационные испытания, в особенности голов-

ных гидрогенераторов, безусловно должны иметь и научно-иссле-

довательскую направленность, так как это необходимо для развития

генераторостроения. Проектирование новых, ещё более совершенных

гидроагрегатов может успешно осуществляться лишь на базе по-

лученных результатов исследований агрегатов-предшественников.

Поэтому работа по изучению вибрационных характеристик должна

была разделиться на два направления: первое – разносторонние

исследования, второе – поиск предельно унифицированных и ми-

нимизированных эксплуатационных испытаний и методов контроля.

Эксплуатационные вибрационные испытания должны были

быть значительно меньше по объёму, чем исследовательские. Ме-

тодики такого контроля не существовало. Она была создана в про-

цессе контроля вибрации обмоток статоров, осуществлявшегося

эксплуатационниками совместно с ВНИИЭ.

В период освоения в структуре Красноярской ГЭС для целей

эксплуатационного контроля была создана лаборатория технической

диагностики (ЛТД). Она, в частности, выполняет измерения вибрации

обмоток и сердечников статоров гидрогенераторов, обрабатывает

полученные материалы, анализирует результаты натурных испыта-

ний и выдаёт рекомендации по предотвращению возникновения

дефектов.

Анализ вибрационного состояния гидрогенераторов произво-

дился во взаимосвязи с результатами визуального обследования

состояния конструктивных и активных частей генераторов (лобовых

частей и бандажных креплений, корпуса статора, сердечника, сты-

ковых узлов и т.д.), а также с параметрами, оценивающими и ха-

рактеризующими тепловое состояние, герметичность и проходимость

водяного тракта, влажность изоляции, токовую нагрузку, и другими.

Учитывались все факторы, от которых может зависеть изменение

вибрационного состояния гидрогенератора – внезапные КЗ во внеш-

ней сети, сбросы нагрузки, несимметричные режимы и другие воз-

действия.

По данным измерений величины вибраций ЛЧ обмоток ста-

торов имеет значительный разброс, как между гидрогенераторами,

так и между собой в пределах одной обмотки. Вибрация верхних ЛЧ

на красноярских гидрогенераторах примерно вдвое меньше вибрации

284

нижних ЛЧ, поскольку они длиннее. По этой причине для эксплуата-

ционного контроля вибрация измерялась только на нижних ЛЧ. Это

отвечает условию минимизации такого контроля. Измерение

вибрации верхних ЛЧ обязательно производилось лишь при обна-

ружении внешних признаков ухудшения крепления обмоток, а

именно: ослабления бандажей, наличия порошка от истирания

изоляции и деталей крепления обмотки, видимых смещений стерж-

ней и элементов, с ними связанных, и др.

Таблица 58. Результаты измерений вибрации ЛЧ генераторов

Красноярской ГЭС после усовершенствования их креплений

Измерялась двойная амплитуда вибрации (мкм) с частотой 100 Гц в режиме

установившегося 3-х фазного КЗ при токе статора 21,6 кА.

Результаты натурных измерений вибрации ЛЧ на 10 гидро-

генераторах, выполненных в течение нескольких лет, представлены

в таблице 58. Эти гидрогенераторы имеют однослойную обмотку.

№

гидро-

генера-

тора

Месяц

и год

измере-

ний

Х –

тангенц.

средняя,

мкм

Y –

радиальн.

средняя,

мкм

Во сколько

раз

превышает

Х –

тангенц.

максим.,

мкм

Y –

радиальн.м

максим,

мкм

Во сколько

раз

превышает

10.74 г. 31,0 16,5 1,88 73,0 65,0 1,13

1 08.75 г. 37,0 16,3 2,27 100,0 68,0 1,47

10.75 г. 13,0 - - 40,0 - -

04.73 г. 46,0 60,0 0,77 118,0 - -

2 04.74 г. 25,4 13,5 1,92 64,0 28,0 2,67

04.75 г. 22,6 11,5 1,97 39,0 20,0 1,95

10.74 г. 12,1 10,4 1,17 32,0 19,0 1,69

3 01.76 г. 15,0 9,0 1,67 40,0 25,0 1,60

03.76 г. 20,0 11,0 1,82 46,0 19,0 2,42

03.73 г. 27,0 20,0 1,35 - - -

02.76 г. 24,5 11,4 2,15 65,0 49,0 1,33

5 04.75 г. 12,0 13,0 0,93 24,0 24,0 0,0

6 10.75 г. 7,2 6,7 1,08 31,0 26,0 1,2

7 03.74 г. 34,0 27,0 1,26 - - -

12.74 г. 12,0 9,0 1,34 23,0 20,0 1,15

8 02.75 г. 12,7 5,8 2,2 39,0 12,0 3,25

9 02.75 г. 15,2 9,5 1,6 33,0 24,0 1,38

10.73 г. 46,0 32,0 1,44 65,0 55,0 1,18

10 04.75 г. 49,4 34,8 1,42 70,0 51,0 1,37

02.76 г. 30,0 12,0 2,5 80,0 45,0 1,78

285

)

Рис

. 4.16

Статор

гидрогенератора

Саяно

Шушенской

ГЭС

)

укладка

двухслойной

обмотки

гидрогенератора

)

разрез

по

пазу

сердечника

статора

1 –

стержни

нижнего

ряда

; 2 –

стержни

верхнего

ряда

; 3 –

пазовый

клин

; 4 –

пазовая

прокладка

; 5 –

полый

элементарный

проводник

;

6 –

сплошной

элементарный

проводник

; 7 –

пазовая

уплотняющая

полупроводящая

гофрированная

прокладка

; 8 –

покровная

изоляция

стержня

; 9 –

основная

изоляция

стержня

286

Гидрогенераторы № 11, 12 выполнены позже с двухслойной обмот-

кой, являясь прообразом гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС

(рис. 4.16).

Представленные результаты натурных измерений вибрации

показывают, что её уровень определяется, как правило, величиной

тангенциального направления – Х. Это объясняется как небольшой

жесткостью стержня в направлении, перпендикулярном к широкой

его стороне, так и особенностями типа крепления ЛЧ, примененного

на гидрогенераторах Красноярской ГЭС, имеющих однослойную

обмотку (рис. 4.17). Ослабление этого крепления проявляется

значительным увеличением вибрации в направлении Х. Однако,

вибрация в радиальном направлении Y также имеет значение, по-

скольку изменение её величины свидетельствует о степени жёсткости

крепления стержней к бандажным кольцам. Например, имел место

один случай на гидрогенераторе № 2 после 14000 часов работы

(примерно через 4 года эксплуатации), когда уровень вибрации в

направлении Y был выше, чем в направлении Х. Это ярко про-

являлось до усовершенствования креплений ЛЧ (таблица 59).

Таблица 59. Результаты измерений вибрации обмотки статора

гидрогенератора № 4 (до усовершенствования крепления ЛЧ)

Измерялась двойная амплитуда вибрации (мкм) с частотой 100 Гц в режиме

установившегося 3-х фазного КЗ.

Темпера-

тура меди

Величина вибрации, № стержня, № головки ЛЧ,

направление вибрации (Х,Y)

Дата

испыта-

ний

Ток

статора

макси-

мальная –

мини-

мальная

№ 442

стер-

жень на

выходе

из паза

№ 442

головка ЛЧ

№ 446

стержень

на выходе из

паза

№ 446

головка ЛЧ

кА

С Y Y X Y X Y X

25.07.70 22,0 - 82 85 19 120 54 62 36

26.07.70 21.8 - 79 98 18 108 62 70 52

26.07.70 21.3 75-80 76 85 16 107 54 70 34

26.07.70 22.0 72-74 87 108 22 117 57 75 45

27.07.70 21.0 50-65 86 100 22 120 68 58 33

27.07.70 21.5 74-80 80 83 19 131 56 53 18

28.07.70 21.0 68-73 63 133 43 87 85 62 18

28.07.70 23,8 74-82 90 110 30 147 70 64 20

30.07.70 25.9 - 130 140 35 190 94 83 34

30.07.70 25.0 - 122 135 36 170 87 80 33

30.07.70 21.6 - 96 130 35 134 70 66 33

287

Рис. 4.17 Принципиальная схема верхних лобовых частей

однослойной обмотки

а – место установки датчиков вибрации; X – тангенциальное направление измеряемой

вибрации; Y – радиальное направление измеряемой вибрации

Для оперативной эксплуатационной оценки вибрационного

состояния обмотки гидрогенератора после усовершенствования её

крепления было принято решение производить измерения в на-

правлении Х. Вместе с тем, измерения в направлении Y необходимо

было проводить раз в 5-7 лет для более углублённого анализа и

поиска корреляционных связей величин вибрации в направлениях

Х и Y, либо при получении неблагополучных результатов измерения

в направлении Х, либо при появлении каких-либо признаков

значительного ослабления крепления обмотки. Такой дифференци-

рованный подход помог сократить трудоёмкость измерений при

оценке вибрационного состояния обмотки в эксплуатационных

условиях без ущерба для их качества.

Результаты натурных исследований показали сильную зави-

симость вибрации стержней обмотки на выходе из паза и эволь-

венты ЛЧ от состояния жесткости бандажной вязки и плотности

стержней в пазу. При недостаточном уплотнении стержня в пазу,

даже при хорошем бандажном креплении, вибрация стержня на

выходе из паза будет высокой. При улучшении уплотнения стержня

288

в пазу, при одинаковой степени крепления ЛЧ к бандажным коль-

цам происходит резкое уменьшение величины вибрации стержня и

на выходе из паза, и на головке. Опыт показал, что уплотнение

стержней снижает вибрацию на головках с величины около 250 мкм

в среднем до ~ 50 мкм (рис. 4.18).

Рис. 4.18 Уровень вибрации лобовых частей в зависимости

от качества их закрепления и уплотнения стержней обмотки в пазу

при нагрузке 500 МВт на генераторах Красноярской ГЭС

1 – до усовершенствования креплений ЛЧ; 2 – после усовершенствования креплений ЛЧ;

Г-2 – номер генератора

На работающем в сети генераторе или на холостом ходу с

возбуждением с определенными мерами предосторожности возможно

снимать показания датчиков, установленных лишь на ограниченном

числе стержней обмотки (3-5 шт.), имеющих нулевой электрический

потенциал. В режиме короткого замыкания этого ограничения нет.

Поэтому на основе натурных измерений вибрации лобовых

частей обмоток статоров необходимо было установить зависимость

между уровнем вибрации ЛЧ в режиме установившегося 3-х

фазного КЗ и уровнем при номинальной нагрузке гидрогенератора.

Такая достаточно стабильная зависимость была установлена сов-

местными исследованиями ВНИИЭ и специалистами Красноярской

ГЭС. Вибрация при номинальной нагрузке находится в пределах

1,25-1,35 от величины вибрации, полученной в режиме 3-х фазного,

установившегося КЗ при номинальном токе 21,6 кА и нормальном

тепловом состоянии обмотки железа статора (в опыте 3-х фазного КЗ не

учитываются инерционные силы, передаваемые сердечником лобовым частям

обмотки, поэтому полученная зависимость должна использоваться при вибрациях

сердечника, не выходящих за пределы норм).