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

Подождите немного. Документ загружается.

349

боты гидрогенератора составляет 11

С, что находится в пределах

статизма регулятора. В режимах сравнительно быстрого регулиро-

вания нагрузки заброс температуры не превышает 2

С.

Более чем 25-летний период успешной эксплуатации регуля-

торов температуры обмотки статоров гидрогенераторов Красноярской

ГЭС указывает на правильность решений и разработок по обеспече-

нию регулирования теплового режима.

Разработки, выполненные на Красноярской ГЭС, полностью

были включены в проект гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС,

которые вводились в эксплуатацию, сразу же оснащенные регуля-

торами температуры обмоток статоров. Более 20 лет эти устройства

здесь так же надёжно работают.

4.3.5 Междуполюсные соединения обмотки возбуждения

В повышении коэффициента готовности гидрогенераторов за-

нимает важное место надёжность ротора и, в частности, обмотки

возбуждения. Опыт показывает, что вероятность вынужденных ос-

тановок агрегатов по тем или иным причинам, связанным с обмот-

кой возбуждения, тем выше, чем сложнее конструктивное её испол-

нение и технология сборки. С этой точки зрения распространенное

мнение о том, что паянные контактные соединения, например,

катушек полюсов ротора, это наиболее надёжное решение – является

недостаточно обоснованным.

На гидрогенераторе 500 МВт Красноярской ГЭС междупо-

люсные соединения (МПС) катушек обмотки ротора первоначальной

конструкции были выполнены способом горячей пайки. Эта конст-

рукция представляла собой выпуски от катушек в виде гибких

наборных из медной фольги шин, отогнутых в межкатушечное

пространство, где они соединялись между собой и пропаивались в

кондукторе (рис. 4.49).

Работы по соединению шин были весьма трудоёмкими. В про-

цессе пайки возникали технологические протечки припоя, который

попадал на витки обмотки катушек и создавал межвитковые замы-

кания и замыкания обмотки на “землю”. Тестообразная асбестовая

масса, применяющаяся при пайке как теплоизоляция примыкающих

участков обмоток, загрязняла обмотку, что тоже способствовало

возникновению коротких замыканий. В небольшом по объёму меж-

катушечном пространстве трудно выполнить работу с высоким ка-

чеством. Всё это свидетельствует о том, что конструкция МПС не

отвечала требованиям надёжности, технологичности и культуры

производства. С самого начала эксплуатации часто происходили

повреждения МПС (трещины и обрывы пластин). Под действием сил,

возникающих при вращении ротора, происходили необратимые

350

Рис. 4.49 Междуполюсное соединение ротора до модернизации.

Видны обрывы пластин

1 – пайка; 2 – обмотка возбуждения

Рис. 4.50 Междуполюсное соединение до модернизации.

Видно место касания МПС к виткам обмотки возбуждения

1 – пайка; 2 – витки обмотки возбуждения

351

деформации МПС (рис. 4.50), что, как правило, сопровождалось

прикосновением их либо к корпусу, либо к виткам катушек. Из-за

этого появлялись также межвитковые замыкания и замыкания на

“землю”. Для устранения дефектов МПС пришлось ввести учащен-

ную остановку агрегатов на профилактику.

За четырехлетний период до модернизации МПС каждый

гидрогенератор Красноярской ГЭС в среднем останавливался через

каждые 3,3 тыс. часов работы для профилактики межполюсных

соединений, на что было затрачено 2834 часа. И даже несмотря на это,

происходили непредвиденные аварийные остановки из-за коротких

замыканий ротора в результате дефектов МПС, на что было зат-

рачено 802 часа для ремонтных работ.

В таблице 72 представлена статистика дефектов, а также ава-

рийных и целевых профилактических остановок гидрогенераторов

Красноярской ГЭС в первые 4 года эксплуатации их с первоначаль-

ной конструкцией МПС.

Таблица 72. Количество повреждений МПС роторов генераторов

Красноярской ГЭС до их модернизации

Эксплуатационники предложили и совместно со специалис-

тами завода и монтажниками разработали и реализовали новую

конструкцию МПС. Она представляет собой гибкие П-образные

№

гене-

ратора

Количество

часов работы

гидрогенераторов

до модернизации

МПС,

тыс. час.

Количество

непредвиденных,

аварийных оста-

новок гидрогене-

раторов для

ликвидации КЗ

ротора из-за

касания МПС

”земли”, шт.

Количество

учащенных

плановых

остановок для

ликвидации

обрывов пластин

и трещин МПС,

шт.

Количество МПС,

отремонтирован-

ных в период

аварийных

и плановых

остановок

генер

торов,

шт.

1 21,1 5 5 13

2 17,7 2 8 43

3 20,4 - 7 47

4 19,7 2 4 38

5 14,0 2 4 11

6 14,7 - 2 17

7 13,2 - 2 5

8 12,2 2 6 22

9 13,6 2 2 5

10 9,3 - 8 18

Итого: 157,0 15 48 219

352

Рис

. 4.51

Схема

модернизированной

конструкции

междуполюсного

соединения

обмотки

возбуждения

–

замок

предотвращающий

смещение

МПС

353

шинные выводы от катушек полюсов, но не в межкатушечное прост-

ранство, а на торцевую часть обода ротора, где они соединены между

собой жесткой шиной на болтах и заключены в специальный изоли-

рованный замок, предотвращающий смещение МПС. Замок также бол-

тами закреплен непосредственно к железу обода ротора (рис. 4.42; 4.51).

Новая конструкция МПС имеет жестко фиксированное по-

ложение, что исключает их перемещение и деформацию, обеспе-

чивает легкий доступ к ним и высококачественный контроль за

состоянием контактных соединений МПС, исключает огневые работы

внутри генератора при сборке МПС, повышает производительность

труда и культуру производства и не требует очень высокой ква-

лификации рабочих. В результате достигнуто было главное –

значительное увеличение надёжности этого узла, ликвидация

аварийности на гидрогенераторах и существенное увеличение их

межремонтного периода. Эта разработка МПС была реализована в

проекте гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС, безаварийная

работа которых, как в период их освоения, так и в последующей

многолетней эксплуатации, свидетельствует о правильности най-

денного решения и может стать тенденцией при выборе надёжной

конструкции МПС при проектировании других гидрогенераторов.

4.4 Некоторые специальные исследования

гидрогенераторов

4.4.1 Восстановление работоспособности гидрогенератора

после затопления его водой

По ряду объективных и субъективных причин в период освое-

ния Саяно-Шушенской ГЭС, 23 мая 1979 г., при пропуске половодья

через недостроенные водосбросы плотины произошло затопление

здания ГЭС, где был в работе первый агрегат, введенный в эксплуа-

тацию в декабре 1978 г. Уровень воды в машинном зале достиг

отметки, превышающей на 0,2-0,3 м отметку верхнего рифленого

перекрытия гидрогенератора, находящегося на уровне пола машзала.

Гидрогенератор пробыл под водой 8 суток. В течение этого вре-

мени были организованы и выполнены работы по герметизации

ограждающих агрегат конструкций, сократившие поступление воды

из затопленного здания ГЭС внутрь агрегата, а также было устроено

барьерное бетонное кольцо на полу машзала вокруг рифленого

перекрытия гидрогенератора. Эти меры позволили через 8 дней

начать откачку воды из внутреннего объёма агрегата и понизить её

354

уровень в “бочке” гидрогенератора. Пользуясь этим, гидрогенератор

промыли струей смеси воды с моющими средствами и продули сжа-

тым воздухом, были засверлены все изоляционные коробки лобовых

частей обмотки статора и из них слита вода. Все работы по восста-

новлению агрегата выполнялись эксплуатационным персоналом,

поскольку монтажная организация была занята на монтаже очеред-

ного пускового агрегата. Большую помощь в организации и осущест-

влении откачки агрегата оказывали строительные подразделения.

Здание ГЭС оставалось затопленным, приток воды через не-

плотности ограждающих конструкций агрегата был значительным,

поэтому при максимально возможном количестве откачивающих

средств, поместившихся внутри агрегата, удалось поддерживать

уровень воды только в пределах гидрогенератора, а центральный

пульт управления, который временно размещался в машзале, и шахта

турбины оставались под водой в течение 29 дней. Осушение тур-

бинного оборудования произошло одновременно с осушением здания

ГЭС 20.06.79 г. На откачку воды из здания ГЭС потребовалось 10

дней (с 11.06 по 20.06.79 г.), чему сопутствовало резкое снижение

приточности половодья. В последующие дни были окончательно

очищены узлы гидрогенератора и турбины: ротор, подпятник, под-

шипники, сервомоторы, маслонапорная установка, другое вспомо-

гательное оборудование и панели управления. Были заменены и

частично восстановлены силовые, контрольные кабели и приборы на

агрегатных панелях релейной защиты и автоматики, а также на

центральном пульте управления. Эксплуатационниками был про-

делан очень большой объём восстановительных работ.

Среди специалистов, рассматривавших вопрос восстановления

работоспособности гидрогенератора, мнения разделились. С крайней

позицией о полной замене гидрогенератора на новый эксплуатацион-

ники не согласились и взяли на себя ответственность за обеспечение

работоспособности существующего агрегата. Те, кто предполагал, что

восстановить генератор нельзя, исходили из того, что из-за длитель-

ного пребывания в воде илистые частицы, содержащиеся в ней,

проникли внутрь изоляции через разного рода поры, в результате

чего она потеряла свои диэлектрические свойства (и в этом был

некоторый резон). Уверенность эксплуатационников основывалась на

том, что по мере сушки изоляции проведением высоковольтных

испытаний обмотки будут выявлены и отбракованы все дефектные

стержни, которые могут составлять лишь долю, но не весь объём

обмотки, что значительно дешевле, чем замена гидрогенератора

целиком. Позицию эксплуатационной организации поддержал

ВНИИЭ (Л. Г. Мамиконянц) и оказал существенную помощь в ана-

лизе состояния изоляции по мере её сушки.

Через 34 дня, 4.07.79 г., с момента, когда гидрогенератор был

высвобожден из воды, он был поставлен на обороты для сушки изо-

355

ляции с нагревом её за счёт потерь энергии вентиляционного потока.

Начальный этап продолжался с 4 по 30.07.79 г., в течение этого вре-

мени нагрев генератора до 75

С чередовался с его охлаждением до

С (1-3

С в час). Было проведено 6 таких циклов с продолжи-

тельностью каждого 50-100 часов.

В процессе сушки периодически измерялось сопротивление

изоляции при температуре 60-70

С меггометром, имеющим предел

напряжения 2500В. В начале сушки сопротивление изоляции,

измеряемое в течение 15 с и 60 с (R

; R

), на всех фазах было

одинаковым и составляло в среднем 2,5-3,0 МОм. Коэффициент

абсорбции R

был равен 1.

В конце сушки вентиляционными потерями через 26 дней соп-

ротивление изоляции в среднем на всех фазах составляло R

= 9 МОм,

= 33 МОм, коэффициент абсорбции составлял 3,5-5,0.

Из приведенных результатов видно, что определенный эффект

был получен. Это позволило даже возбудить гидрогенератор (от

постороннего источника) до уровня напряжения на статоре 6,3 кВ

(номинальное напряжение U

= 15,75 кВ) для проведения испытаний

на нагревание очередного смонтированного сердечника статора гид-

рогенератора № 2. Кроме того, достигнутый результат позволил,

согласно “Нормам испытаний электрооборудования”, приступить к

измерению токов утечки в изоляции и её испытаниям выпрямленным

напряжением, 0,5 и 1 от номинального напряжения (0,5 U

и 1 U

При испытаниях температура обмотки составляла 40

С. Токи

утечки после подачи испытательного напряжения отсчитывались

через 15 и 60 с, а в некоторых случаях через 5 мин. Перед испыта-

ниями измерялось сопротивление изоляции меггометром 2500 В.

Результаты первого опыта испытаний после сушки и измере-

ния токов утечки приведены в таблице 73.

Таблица 73. Результаты исследований состояния обмотки генератора в

период его восстановления на Саяно-Шушенской ГЭС

Ф А З Ы

А В С

Сопротивление изоляции R

, МОм 17/63 19/110 16/45

Ток утечки при испытательном

напряжении

0,5 U

= 8 кВ

через 15с

через 60с

через 5 мин., мкА

180

240

200

250

220

То же при испытательном напряжении

= 16 кВ

произошел

пробой

через10 с

после подачи

напряжения

356

Из таблицы видно, что токи утечки в изоляции всех фаз об-

мотки почти одинаковы, мало изменяются во времени и близки к

указанной в “Нормах испытания электрооборудования” макси-

мально допустимой величине, равной 250 мкА для ступени испыта-

тельного напряжения 0,5U

. Кроме того, было очевидно, что в

обмотке имеются стержни со слабой изоляцией. Вскрытие изоляции

пробитого в этом опыте стержня показало, что бо′льшая часть её

толщины увлажнена и имеет низкую механическую прочность (мяг-

кость отдельных слоёв). Неудовлетворительная диэлектрическая

прочность изоляции этого стержня была проверена путём измерения

поверхностного её сопротивления (R

) вблизи места пробоя, которое

измерялось с помощью меггометра 1000В, щупы прикладывались к

поверхности изоляции на расстоянии 5-10 мм. В слоях изоляции

почти по всей её толщине R

колебалось от 1 до 50 МОм, и лишь на

толщине около 1 мм, примыкающей к поверхности меди, R

резко

возросло и превысило 1000 МОм – предел измерений меггометра.

На удалении от места пробоя изоляция стержня была подверг-

нута нескольким испытаниям переменным напряжением, при

которых пробои происходили при напряжении 21-26 кВ, что привело

завод к выводу о сохранении лишь 25-35% диэлектрических свойств

корпусной изоляции обмотки от исходных и упрочило сомнение в

возможности восстановления работоспособности гидрогенератора.

Мотивом сомнений было то, что после удаления проникшей во

внутренние слои влаги работоспособность изоляции окажется по-

ниженной из-за нарушения адгезии между слоями изоляции и её

разрыхления.

Второй этап сушки изоляции, с 11 по 27.08.79 г., проводился

в режиме короткого замыкания гидрогенератора также с чередо-

ванием нагрева меди до 75

С и охлаждением до 40

С с той же

продолжительностью циклов с током в обмотке статора 7000 А. Эта

величина тока позволила выдержать предельный расчётный тем-

пературный перепад по толщине изоляции 10

С. Впоследствии

сушка продолжалась также в режиме нагрева охлаждения, но с мак-

симальной температурой 80

Через каждые 50-100 часов сушки в таком режиме произво-

дились измерения токов утечки при испытательном напряжении 4

и 8 кВ. По мере снижения токов утечки испытательное напряжение

повышалось вплоть до величины 39 кВ, рекомендуемой “Нормами

испытания электрооборудования”.

Наряду со всеми работами по восстановлению гидрогенератора,

были подвергнуты специальным исследованиям четыре извлечен-

ных из обмотки стержня. Вначале они были помещены в ванну с

загрязнённой маслом и грязью водой, где находились 10 дней. После

этого два стержня были подвергнуты сушке – один снаружи путём

357

обдува его горячим воздухом из калорифера, другой изнутри прог-

ревался током. Эти два стержня были подвергнуты испытаниям

после восьмидневной сушки. Третий и четвёртый стержни, после

извлечения из ванны с водой, были подвергнуты испытаниям без

предварительной сушки. Все четыре стержня выдержали испытания

нормативным напряжением 46 кВ в течение 1 мин. Для определе-

ния уровня пробивного напряжения испытуемых стержней напря-

жение для применявшейся испытательной установки было поднято

до предельного – 79,8 кВ. Все стержни такое испытательное напря-

жение выдержали. Это свидетельствовало о том, что на разных

стержнях качество изоляции неодинаково, плотность её существенно

отличается. Кроме того, было установлено, что расслоение изоляции

в сухом состоянии оценить невозможно и выявить это испытаниями

на заводе также нельзя.

Сушка гидрогенератора в режиме установившегося 3-х фазного

КЗ с перерывами на испытания обмотки статора и отбраковку её

стержней продолжалась 40 дней. За весь период работ по восста-

новлению гидрогенератора после затопления было отбраковано лишь

4 стержня [85].

После восстановительных работ качество изоляции обмотки

статора было признано высоким, результаты измерений и проведения

испытаний постоянным и переменным напряжением приведены в

таблице 74.

Таблица 74. Результаты исследований состояния обмотки в период

восстановления генератора Саяно-Шушенской ГЭС

Все работы по восстановлению, от момента высвобождения

гидрогенератора из воды и до включения его в сеть, заняли 112 дней,

предположения о возможности восстановления агрегата оказались

правильными. Впоследствии гидрогенератор работал успешно около

5 лет. Он был остановлен для замены опытного сердечника статора,

наработка его составила 34,5 тыс. часов.

Ф А З Ы

А В С

Токи утечки при испытательном напряжении U

= 16 кВ

при температуре + 36

через 15с

через 5 мин, мкА

Сопротивление изоляции R

, МОм 750/25 800/27 800/27

Коэффициент абсорбции 30,0 29,6 29,6

358

4.4.2 Внезапные короткие замыкания на шинах гидрогенератора

и асинхронный режим

На статоре гидрогенератора № 1 Саяно-Шушенской ГЭС про-

водились поисково-конструкторские и опытно-доводочные работы по

разработке технологии сборки бесстыкового сердечника. В резуль-

тате этих работ на сердечнике имела место деформация железа, а

конструкция корпуса статора была сильно ослаблена, поэтому

гидрогенератор не мог быть оставлен на длительный период эксплуа-

тации. Поскольку предстояла замена статора на новый, то у эксплуа-

тационников возникло предложение об испытаниях заменяемого

статора в самых тяжёлых условиях внезапных КЗ на шинах гид-

рогенератора при номинальном напряжении, а также в асинхрон-

ном режиме. Цель этих испытаний была в том, чтобы выяснить

степень надёжности изготовленной серии гидрогенераторов Саяно-

Шушенской ГЭС в анормальных режимах, не опасаясь последствий

при проведении опытов, поскольку предстоял демонтаж и ликви-

дация статора.

Всего было проведено 14 опытов внезапных 3-х фазных КЗ

непосредственно на выводах гидрогенераторов. Внезапному КЗ

предшествовал режим холостого хода генератора с возбуждением от

0,2 U

до 1,05 U

. Режим КЗ осуществлялся включением выклю-

чателя на закоротку. В асинхронных режимах было проведено 11

опытов при десяти значениях активной мощности в пределах от 120

до 350 МВт.

Внезапные 3-х фазные КЗ проводились как глухие, т.е. процесс

протекал до установившегося тока в статоре без отключения его

выключателем от действия защит, в исследованиях этого режима

они были выведены.

Процесс протекания асинхронных режимов и внезапных КЗ

регистрировался осциллографами, которые записывали: ток статора,

ток и напряжение ротора, производную тока в демпферной пере-

мычке в поперечной оси, 3-х фазные и 3-х линейные напряжения и

другие параметры. Измерялись вибрации сердечника, лобовых частей

обмотки и корпуса статора. Производился контроль температуры

демпферной обмотки ротора, полюсного наконечника, обмоток статора

и ротора. Работа проводилась совместно с ВНИИЭлектромашем. В

таблице 75 представлены результаты некоторых опытов внезапных

3-х фазных КЗ.

Измерение, в процессе опытов внезапных КЗ, нагревов обмотки

и сердечника статора, поверхности полюсов ротора, стержней демп-

ферной клетки и демпферной перемычки выявило, что повышение

температуры этих элементов составляет всего несколько градусов и

не превышает допустимых пределов.