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

Подождите немного. Документ загружается.

309

системы. Испытательные воздействия достигают цели, если им

многократно подвергают систему, тогда можно рассчитывать на

получение достоверных результатов.

Проведенные исследования этого вопроса позволили специа-

листам завода, монтажной и эксплуатационной организациям

разработать новый метод проверки водяного тракта обмотки статора

на герметичность. На первом этапе система ставится на 2 часа под

давление 1,0 МПа при температуре воздуха, которая в данный момент

монтажа сложилась в машзале, обычно около 15-17

С. Вода перед

этим подкрашивалась красителем ярко-красного цвета – родо-

мином С из расчёта 3 г на 1000 л воды. Все наиболее ответственные

элементы (тело наконечников, места пайки, штуцеры и др.) обмазы-

вались перед испытаниями меловым раствором из расчёта 30-50 г

мела на 100 г воды.

На втором этапе давление воды на входе в обмотку устанав-

ливалось 0,35 МПа и температура воды поднималась до 60-80

С.

Подъём температуры производился плавно в течение 10 часов, после

чего она плавно снижалась до 25-30

С. Такие циклы производились

дважды.

После испытаний горячей водой, на третьем этапе произ-

водились вновь испытания тракта обмотки, но уже холодной водой

при давлении 0,7 МПа также в течение 10 часов. Микротечи,

которые в обычных условиях трудно заметить невооруженным гла-

зом, на меловой обмазке проявляются в виде ярко-красных пятен.

При исследованиях сравнивалось количество протечек на

сопоставимых по конструкции обмотках. Были взяты данные,

полученные при испытаниях первоначальных обмоток ( I вариант).

В период освоения они были демонтированы и заменены обмотками

с другим типом крепления ЛЧ и иным уплотнением в пазовой час-

ти (II вариант), здесь же на ЛЧ были применены надёжные кованые

наконечники стержней.

В таблице 67 представлена эффективность разработанного и

реализованного монтажно-эксплуатационного контроля герметич-

ности водяного тракта. Метод контроля герметичности был внесен

в ремонтно-эксплуатационную документацию в качестве обяза-

тельного при ремонтах обмотки с заменой стержней. В I варианте

контроля водяной тракт обмотки испытывался по старому методу;

во II варианте – по новому.

Из таблицы видно, что в период монтажа, где старый и I этап

нового метода совпадают (и по воздействию, и по продолжительности),

испытаниями выявлено соответственно 182 и 32 течи. Это сви-

детельствует о том, что качество элементов водяного тракта у мо-

дернизированной обмотки существенно выше. Наряду с этим, видно,

310

что в течение испытаний по новому методу на II этапе с горячей

опрессовкой течей возникло в три раза больше, чем на I этапе, что

свидетельствует о высокой чувствительности нового метода. Одно-

временно видно и то, что в последующей эксплуатации, несмотря на

бо

′

льшую наработку гидрогенераторов (на порядок), количество

протечек в 2,6 раза меньше, что подтверждает высокое качество

нового метода контроля герметичности водяного тракта.

Таблица 67. Результаты исследования эффективности методов контроля

герметичности водяного тракта обмотки статоров Красноярской ГЭС

Этот опыт в полной мере был использован на монтаже и

эксплуатации гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС.

4.2.6 Предотвращение отпотевания и загрязнения гидрогенераторов.

Чистка изоляции обмотки статора.

В глубоких водохранилищах, расположенных в районах со

сравнительно невысокой среднегодовой температурой, даже и в

летнее время в средних и глубинных слоях сохраняется довольно

низкая температура воды. Водозаборы на нужды технического водо-

снабжения (ТВС), как правило, располагаются на уровне среднего

слоя водохранилища. В результате поступления холодной воды в

систему ТВС на её элементах в теплых помещениях здания ГЭС – на

Контроль по варианту I

Контроль по варианту II

№

Кол-во протечек при монтаже

Число

гидро-

генера-

тора

Кол-во

течей при

монтаже,

шт.

Кол-во

течей при

эксплуа-

тации,

шт.

Число

часов

работы

генера-

торов,

тыс.час.

I этап

холод.

опресс.,

шт.

II этап

гор.

опресс.,

шт.

III этап

холод.

опресс.,

шт.

Кол-во

течей в

экспл.,

шт.

часов

работы

генера-

торов,

тыс.час.

1 5 8 12,0 нет 16 нет нет 28,7

2 4 8 10,4 18 34 нет 11 25,8

3 10 18 9,4 3 20 нет 3 37,6

4 2 5 8,2 5 22 5 1 38,3

5 3 2 4,5 11 8 нет нет 22,2

6 52 1 5,2 нет 8 нет нет 22,3

7 23 нет 2,6 нет 3 нет 1 26,4

8 60 2 1,9 нет 10 нет 1 23,3

9 23 1 0,2 нет 7 нет нет 24,3

Итого: 182 45 54,4 32 106 5 17 248,9

311

трубопроводах, фильтрах, арматуре, воздухо-(ВО) и масло-охла-

дителях (МО) и других происходит непрерывное выпадение росы

(образование конденсата). Это явление снижало надёжность агре-

гатов, так как часть элементов ТВС расположена внутри объёма

гидрогенераторов, в непосредственной близости от их обмоток статора

и ротора, на которые влага переносилась с вентилирующим воздухом,

поэтому диэлектрическая прочность изоляции обмоток снижалась.

В таблице 68 представлено сопоставление сопротивления изоляции,

приведенное к температуре +20

С, обмоток статоров и коэффициента

абсорбции гидрогенераторов Красноярской ГЭС до разработки

мероприятий по предотвращению отпотевания системы ТВС и после.

Измерение выполнено в сопоставимый период наибольшего влаго-

содержания в атмосферном воздухе. Сопротивление измерялось в

течение 60с (R60) и 15с (R15), коэффициент абсорбции – частное от

деления этих величин.

Таблица 68. Результаты исследований состояния сопротивления

изоляции обмоток статоров генераторов Красноярской ГЭС

Из представленной таблицы видна существенная разница соп-

ротивления компаундированной изоляции статоров, восприимчивой

к влагосодержанию в воздухе, циркулирующем внутри генератора, по

сравнению с последующим периодом, когда были реализованы ме-

роприятия, резко сократившие влагосодержание.

Для изучения этого явления с целью разработки мер, предотв-

ращающих отпотевание элементов ТВС во внутреннем объёме

гидрогенераторов 500 МВт Красноярской ГЭС, были выполнены

специальные исследования с участием завода-изготовителя. Они

проводились в разное время года при разной температуре воды в

№

генерато-

До разработки

мероприятий

После разработки и внедрения мероприятий

ра

1970 г. 1972 г. 1975 г.

R60/R15,

МОм

Коэфф.

абсорб.

R60/R15,

МОм

Коэфф.

абсорб.

R60/R15,

МОм

Коэфф.

абсорб.

1,67

170

2,43

190

5,43

2,09

120

3,43

120

4,0

2,57

100

5,0

140

4,67

153

2,95

150

5,0

120

4,8

2,5

150

5,0

100

4,0

312

водохранилище, измеряемой на уровне водозаборов: +2; +3,8; +6;

С, а также при разных нагрузочных режимах гидрогенератора.

Для испытаний была разработана и смонтирована специальная

установка рециркуляции (рис. 4.25), чтобы иметь возможность

подмешивать теплую, прошедшую через ВО гидрогенератора, воду в

напорный коллектор ТВС. Эта установка позволяла повысить тем-

пературу входящей воды до такой величины, при которой прек-

ращалось образование конденсата на поверхности элементов ТВС.

Рис. 4.25 Схема рециркуляции технической воды охлаждения воздуха

генератора Красноярской ГЭС

1 – напорный коллектор для рециркуляции; 2 – сливной коллектор; 3 – напорный

коллектор; 4 – насос “4к-8”, Q=90 м

/час, H=55 м в.ст.

Во время испытаний производились измерения температуры,

давления, влажности и направления воздуха в разных точках как

внутри, так и вне гидрогенератора, а также фиксировалось тепловое

его состояние.

Влагосодержание воздуха рассчитывалось по известной формуле

где d – влагосодержание г/кг сухого воздуха;

– парциальное давление водяных паров в камере холодного

воздуха гидрогенератора и на входе в шахту турбины;

313

– барометрическое давление в камере холодного воздуха

гидрогенератора и на входе в шахту турбины.

Исследования показали, что с наступлением теплого времени

года при увеличении содержания влаги до 12-13 г в 1 кг сухого

воздуха начинается образование конденсата на всех наружных

поверхностях элементов схемы ТВС, которые изнутри “омывались”

холодной водой 2-15

С. За счёт этого при замкнутом цикле венти-

ляции гидрогенератора его воздухоохладители, конденсируя на своей

поверхности водяной пар, снижали содержание влаги воздуха внутри

машины. Но поскольку, из-за неплотностей, постоянно происходил

подсос наружного влажного воздуха внутрь объёма гидрогенератора,

процесс образования конденсата на ВО происходил непрерывно.

Величина подсоса воздуха составляла ~ 4-10 тыс.м

/час (0,7÷1,7% от

общего вентиляционного расхода воздуха в гидрогенераторе). Кроме

того, выпавший конденсат внутри гидрогенератора “омывался”

потоком воздуха, и за счёт этого он вновь насыщался влагой.

С ростом влажности воздуха процесс выпадения конденсата

происходил более интенсивно. Максимальная измеренная в опытах

влажность воздуха составила 27 г/кг сухого воздуха, которая на ВО

снижалась до 8-12 г/кг.

Начинается уменьшение интенсивности образования конден-

сата на элементах ТВС и, в частности, на ВО гидрогенератора при

достижении температуры охлаждающей воды 22-23

С и прекраща-

ется вовсе при температуре 28

С, а не при температуре 12-14

С, как

это представлялось некоторым специалистам [63]. Граница обра-

зования конденсата зависит не только от величины температуры

охлаждающей воды, а и от количества содержащейся влаги в воздухе.

Было проведено сравнение полученного результата с теорети-

ческим расчётом, с использованием диаграммы Рамзина Л. К. – I

по которой при d=27 г/кг сухого воздуха была определена отно-

сительная влажность воздуха ϕ = 0,2 при температуре горячего

воздуха в гидрогенераторе равной 60

С. По таблице [63] величина

давления насыщенного пара составит P

= 0,1992 бар.

Поскольку ϕ = , то P

= 0,2·0,1992 = 0,03982 бар.

Зная P

, по таблице определилась температура точки росы (ТР),

равная t

т.р.

С, что является достаточно хорошим совпадением с

полученным экспериментально значением этой величины.

В таблице 69 представлены результаты исследований влаго-

образования, проведенных в июле 1971 г. на гидрогенераторе № 4

Красноярской ГЭС, при активной нагрузке 485 МВт, реактивной

200 МВар, температуре забираемой из водохранилища воды +9,5

314

и горячей воды, примешиваемой на установке рециркуляции, с темпе-

ратурой 25-32,5

С.

Таблица 69. Результаты исследований влагообразования

внутри генератора Красноярской ГЭС

Максимальное расчётное превышение температуры крайних

пакетов железа сердечника статора над холодным воздухом сос-

тавляет 102

С. В вышеуказанных исследованиях температура

холодного воздуха достигала 23

С при температуре охлаждающей

воды 9

С, т.е. превышение составляет 14

С. Если за счёт рецир-

куляции температуру охлаждающей воды поднять до 28

С, при

которой прекращается выпадение конденсата, то температура

холодного воздуха достигнет 42

С, а следовательно, температура

Измеряемые параметры Ед.изм. Ступени опытов

Температура смешанной

воды на входе в ВО

С 14,0 16,0 16,7 18,0 19,0 19,5 22,0

Расход рециркулируемой

воды

/ч. 55 78 87 93 120 120 129

Температура воды на

выходе из ВО

С 23,0 22,0 22,5 27,5 32,5 32,0 35,5

Температура холодного

воздуха на выходе

из ВО

С 26,1 26,5 27,0 30,3 36,0 36,6 38,4

Температура горячего

воздуха

С 52,7 55,0 55,5 56,5 61,5 63,0 63,5

Влагосодержание между

трубками ВО

г/кг 16,4 14,2 13,4 15,8 19,4 20,5 22,1

Влагосодержание

горячего воздуха (d

г.в.

)

г/кг - - 23,15 24,5 25,4 25,9 24,6

Влагосодержание воздуха

на выходе из ВО

вых.

из ВО)

г/кг 13,56 12,95 13,05 14,7 18,0 18,4 20,2

Средняя температура

железа сердечника

статора генератора

С 59,7 61,5 62,2 64,5 67,2 68,3 70,8

Характер выпадения

конденсата

Обиль-

ное

выпаде-

ние

конден-

сата

Обиль-

ное

выпаде-

ние

конден-

сата

Обиль-

ное

выпаде-

ние

конден-

сата

Обиль-

ное

выпаде-

ние

конден-

сата

Сни-

жение

выпа-

дения

кон-

денса-

та, но

ещё

доста-

точно

силь-

ное

Так же

как в

преды-

дущем

опыте

Резкое

умень-

шение

выпа-

дения

кон-

ден-

сата

Ориентировочная оценка

количества выпавшего

конденсата как разность

∆ d=d

г.в.

- d

вых.

из ВО

г/кг - - 10,1 9,8 7,4 7,5 4,4

315

торцевой зоны сердечника станет 144

С, что уже недопустимо.

Натурные исследования показали неприемлемость способа рецир-

куляции охлаждающей воды с целью предотвращения отпотевания

системы ТВС. Наряду с этим, полученное при исследованиях значе-

ние температуры в 28-29

С, при которой прекращается выпадение

конденсата, позволяет специалистам эксплуатации установить

нижний предел температуры дистиллята, поступающего непосредст-

венно в обмотку. Во избежание образования конденсата на её

элементах этот предел был задан также не ниже 28-29

С. Таким

образом, была определена норма минимально допустимой темпера-

туры дистиллята на входе в обмотку, которая стала ещё одним крите-

рием среди других новых критериев надёжности гидрогенераторов.

Результатом проведенных исследований явилось предложение

по тепловой изоляции соприкасающихся с окружающим воздухом

поверхностей элементов ТВС, что ранее не предусматривалось

проектом.

Термическое сопротивление теплопроводности изоляции

должно быть таким, чтобы температура её поверхности, сопри-

касающаяся с воздухом, была всегда равна или больше 28

С.

С помощью известных выражений теплового потока тепло-

передачи q через однослойную стенку и теплового потока с тепло-

передачей от воздуха воде (или наоборот):

Вт/м

; Вт/м

где t

г.в.

- температура (в нашем случае) горячего воздуха

гидрогенератора 65

С;

из.

– температура на поверхности теплоизоляции 28

С;

α – коэффициент теплоотдачи для газов 8 Вт/(м

град);

– коэффициент теплоотдачи для воды при движении по тру-

бам 500 Вт/(м

град);

т.в.

– минимальная температура охлаждающей технической

воды из водохранилища 1

С;

х – искомая величина тепловой изоляции;

λ – коэффициент теплопроводности для технического войлока

0,046 Вт/(м

град) с допустимой температурой применения 130

С.

Была определена расчётная толщина слоя теплоизоляции,

равная 4,2 мм. На практике был применен технический войлок

стандартной толщины 10 мм.

316

Задаваясь несколькими значениями температуры поверхности

теплоизоляции, была получена её зависимость от температуры горя-

чего воздуха (рис. 4.26), из которого видно, что в реальных режимах

охлаждения гидрогенератора во всем диапазоне изменения темпе-

ратуры горячего воздуха (даже в режиме СК) температура на

поверхности тепловой изоляции не ниже необходимой для предотв-

ращения влагообразования.

Рис. 4.26 Изменение температуры поверхности тепловой изоляции на

трубопроводах холодной воды в зависимости от температуры горячего

воздуха гидрогенератора

317

На красноярских гидрогенераторах была выполнена теп-

лоизоляция поверхностей всех трубопроводов ТВС, в том числе

системы дистиллированной воды, за исключением водосоеди-

нительных шлангов, которые соединяют заземлённые участки

системы со стержнями обмотки, находящимися под электрическим

потенциалом. Были разработаны и внедрены специальные поддоны

– влагосборники под каждым ВО с отводом конденсата за пределы

гидрогенераторов. Наблюдения за состоянием изоляции обмотки

статоров гидрогенераторов в последующие годы после внедрения

мероприятий показали, что сопротивление поддерживается на

высоком уровне (табл. 68).

Содержание влаги в воздушной массе внутри гидрогенератора

в принципе можно сократить ещё больше. Однако для этого необ-

ходимо обеспечить очень высокую степень герметизации внутреннего

объёма гидрогенератора от внешней среды, что практически сделать

достаточно трудно, учитывая большие габариты крупных агрегатов.

Наряду с этим, барометрическое давление зависит от абсолютного

содержания влаги и парциального давления. Несложный расчёт

показывает, что за один цикл (оборот) воздуха в генераторе с

сокращением влаги на ВО с 27 г/кг до 12 г/кг барометрическое

давление внутри генератора упадет с 0,97 бар. до 0,74 бар. Это

создаст перепад давления, который вызовет подсос воздуха, т.е. при

идеальной герметизации возникнут дополнительные нагрузки на

перекрытие гидрогенератора. Следует оговориться, что наибольший

перепад давления возникнет в первоначальный момент, а в после-

дующем он уменьшится, так как на практике создать идеальную

герметизацию невозможно. Для ликвидации этого недостатка

необходимо создавать некоторое избыточное давление внутри

гидрогенератора с помощью поддува предварительно осушенным

воздухом. Такой способ может представлять практический интерес

для всех гидроэлектростанций, поскольку в нем заложена перспек-

тива сохранения долговечности изоляции обмоток гидрогенераторов.

Вопросы герметизации внутреннего объёма гидрогенераторов

и образования конденсата тесно связаны с другим важным делом

эксплуатации – обеспечением чистоты внутренних частей агрегатов

и, в первую очередь, его электрических обмоток.

По инициативе эксплуатационников в период сооружения

Красноярской ГЭС был разработан ряд мер, значительно снижающих

загрязнение активных частей гидрогенераторов: до начала монтажа

гидрогенератора прекращались пылеобразующие работы в непос-

редственной близости, поверхности внутреннего объёма машины

тщательно отделывались и окрашивались, а кроме того, цементные

стяжки, подверженные воздействию вентиляционного потока го-

рячего воздуха большого скоростного напора, специально армиро-

вались – всё это принесло существенный эффект.

318

Загрязнение гидрогенераторов происходит и по технологи-

ческим причинам: продуктами тормозных диска и колодок, выде-

ляемыми при торможении; от огневых работ при профилактике и

ремонте, когда применяется электросварка, пайка, резка; выде-

ляющимися парами из маслованн подпятников и подшипников и

т.п. Все эти воздействия ускоряют процесс старения изоляции об-

моток и способны создать условия для возникновения дефектов и

аварий на гидрогенераторах. Большая опасность возникает при

попадании непосредственно на поверхность обмотки статора ферро-

магнитных частиц, которые, вращаясь в сильном электромагнитном

поле, могут привести к “прободению” изоляции, так как механи-

ческие усилия от полей значительны. На рис. 4.27 показано, как

изменилась форма стального кольца под воздействием электро-

магнитного поля. Кольцо было по забывчивости оставлено при

ремонте в лобовых частях гидрогенератора.

Рис. 4.27 Стальное кольцо, находившееся в обмотке статора,

подвергшееся электромагнитным воздействиям

С целью уменьшения пылевыделения при торможении, когда

из тормозного диска и колодок выделяются и ферромагнитные

частицы, была исследована возможность сокращения величины

начальной частоты вращения агрегата, при которой включается

торможение. В результате исследований было установлено, что

масляный клин на поверхности смазки баббитового подпятника