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

Подождите немного. Документ загружается.

369

Опыт показал, что изменения уставок сетевых защит не потре-

бовалось. Лишь их земляные защиты были загрублены, в соответст-

вии с токами, протекающими через нейтрали трансформаторов.

Во избежание возникновения и развития резонансных напря-

жений на выводах обоих гидрогенераторов работающего неполно-

фазно блока были присоединены защитные конденсаторы.

В результате исследований длительных несимметричных ре-

жимов на укрупненном блоке Красноярской ГЭС было установлено,

что суммарно укрупненный блок может надёжно нести нагрузку

400 МВт без каких-либо последствий, допустимое соотношение I

составляет 0,085-0,1, вместо предписываемого по ГОСТ 0,06-0,07.

Исследования несимметричных режимов на Саяно-Шушенс-

кой ГЭС показали, что в неполнофазном режиме блок из двух гид-

рогенераторов может достаточно надёжно нести нагрузку 360-400 МВт.

Выбор мощности в этих пределах, так же как и на Красноярской ГЭС,

определяется разрешающими зонами эксплуатационной характе-

ристики гидротурбин. Допустимое соотношение I

составляет

0,066, близкое к допустимому по ГОСТ. Влияние несимметричного

режима на каналы связи больше, чем на Красноярской ГЭС, из-за

менее благоприятного их расположения по отношению ВЛ 500 кВ.

При необходимости реализации неполнофазного режима на

Саяно-Шушенской ГЭС также разработаны мероприятия по переуст-

ройству релейной защиты,что вошло в нормативную эксплуата-

ционную документацию.

4.4.4 Испытания в режимах повышенной активной нагрузки

Использование запасов мощности гидроагрегатов имеет боль-

шое практическое значение в реально встречающихся случаях, когда

резерв по числу работающих агрегатов исчерпан (часть агрегатов

находится в непредвиденном ремонте в период половодий или дож-

девых паводков или при сложившемся дефиците мощности в энер-

госистеме).

Для экспериментальной проверки возможного запаса мощ-

ности на Саяно-Шушенской ГЭС были выделены два агрегата: № 9

и № 10. В процессе испытаний в течение трёх лет (1986-88 гг.) было

проведено 32 опыта длительной работы генераторов и укрупненного

блока с повышенной нагрузкой. Испытатели руководствовались

проектными нормативами и требованиями ГОСТа, исходя из которых

были определены допускаемые значения параметров активной части

для данного гидрогенератора при продолжительной его работе. В

частности: номинальная полная мощность 711 МВ

А; температура

сердечника, измеренная штатным термодатчиком на дне паза, 120

С;

370

температура обмотки возбуждения, измеренная методом определения

сопротивления, 130

С; температура обмотки статора, измеренная

штатным термодатчиком, 120

С; напряжение статора 15,75 кВ; ток

статора 21,6 кА; ток ротора 3650 А; cosϕ = 0,9.

В таблице 80 представлено несколько наиболее характерных

длительных режимов, в которых испытывались гидрогенераторы.

Таблица 80. Результаты испытаний с повышенной нагрузкой

агрегатов Саяно-Шушенской ГЭС

Из всех режимов повышенной мощности наиболее предста-

вительной в условиях эксплуатации является нагрузка на генера-

торе 820 МВ

А, при напряжении внешней сети 525 кВ и 800 МВ

при – 500 кВ.

Проведенные опыты, как в части установившихся температур,

так и в части магнитных полей, создающих добавочные потери, поз-

волили сделать вывод о возможности использования гидрогенера-

торов при полной мощности 800 МВ

А и токе ротора 4500 А, вместо

паспортных значений максимальной мощности 736 МВ

А и токе

ротора 3650 А.

На рисунке 4.55 представлено распределение температуры

характерного сечения пакетов железа сердечника статора гидро-

генератора № 10 Саяно-Шушенской ГЭС. На рисунке 4.56 показан

нагрев торцевых зон сердечника того же гидрогенератора. На ри-

сунке 4.57 показано распределение температуры на поверхности

полюсного сердечника и по стержням демпферной обмотки испы-

туемого гидрогенератора.

Для режима с полной мощностью 820 МВ

А при напряжении

на шинах гидрогенератора 16,7 кВ, токе ротора 4470 А, токе статора

Полная

мощность,

МВ

Активная

мощность,

МВт

Реактивная

мощность,

МВар

Напряжение

статора,

кВ

Ток

статора,

кА

Ток

возбужд.,

Напряжение

сети,

кВ

820 675 467 16,7 28,4 4430 528

800 560 560 16,2 28,5 4535 500

800 640 480 16,7 27,7 4511 528

750 642 383 16,5 26,2 4004 528

780 675 390 16,5 27,3 4122 522

785 675 405 16,0 28,2 4047 505

768 680 356 15,7 28,3 3838 501

766 675 364 15,7 28,3 3828 500

371

Рис

. 4.55

Распределение

температуры

сердечника

статора

гидрогенератора

Саяно

Шушенской

ГЭС

работавшего

повышенной

нагрузкой

1 –

расточка

; 2 –

спинка

при

полной

мощности

820

МВА

(675

МВт

), i

= 4471

, U

вн

сети

= 527

кВ

; 3 –

расточка

;

4 –

спинка

при

полной

мощности

770

МВА

(680

МВт

), i

= 3800

, U

вн

сети

= 500

кВ

372

Рис. 4.56 Распределение температуры на торцевых поверхностях

сердечника статора гидрогенератора Саяно-Шушенской ГЭС в режиме

полной нагрузки 820 МВ

А, i

–

= 4430 А, U

вн.сети

= 525 кВ

1, 2 – верхний торец; 3, 4 – нижний торец; l – расстояние от расточки, на котором

устанавливались термопары в радиальном направлении

Рис. 4.57 Распределение температуры по поверхности сердечника полюса

гидрогенератора Саяно-Шушенской ГЭС при полной нагрузке 820 МВ

А,

= 4470 А, U

вн.сети

= 527 кВ

373

28,4 кА, напряжении во внешней сети U

вн.сети

= 525 кВ и cosϕ = 0,829

получены следующие данные по максимальной температуре:

по штатным термодатчикам –

обмотка статора под клином 68

обмотка статора между стержнями 68

железо статора 84

дистиллят на выходе из обмотки 49

воздух “холодный” 21

воздух “горячий” 80

обмотка вспомогательного генератора 81

железо вспомогательного генератора 69

по термопарам –

зубцы от 1-го по 36-й пакеты от 65

С до 101

торец сердечника статора – внизу 93

торец сердечника статора – вверху 79

ступеньки верхнего пакета сердечника 85

ступеньки нижнего пакета сердечника 94

обмотка ротора (по методу сопротивления) 119

На основе измерения температуры обмотки ротора при разных

значениях тока возбуждения построен график изменения установив-

шихся температур в функции квадрата тока возбуждения (рис. 4.58).

Из графика видно, что установившаяся температура обмотки ротора

достигает предельной величины 130

С при токе возбуждения 4690 А

(квадрат этой величины 21996

), т.е. ток возбуждения 4500 А яв-

ляется допустимым для обмотки, у которой есть еще некоторый тер-

мический запас.

Рис. 4.58 Зависимость нагрева обмотки возбуждения от квадрата тока

ротора, полученная при испытаниях гидрогенератора № 10

Саяно-Шушенской ГЭС

374

Место

Параметры режима испытаний

измерения

вибраций

680 МВт

3800

А ток

р.

500

кА в с

ти

680 МВт

4000

А ток

р.

510

кВ

в сети

640 МВт

4000

А ток

р.

500

кВ

в сети

800

МВ

4535

А ток

р.

500

кВ

в сети

820

МВ

4430

А ток

р.

525

кВ

в сети

ЛЧ

стерж. №

462

16 17 18 15 18

-”-

№ 152

12 16 16 17 23

-”-

№ 162

7 7 7 4 5

ЛЧ

стерж.

№ 218

17 18 18 18 19

-”-

№ 208

21 21 22 25 30

-”-

№ 106

23 32 25 26 28

-”-

№ 96

36 35 38 34 33

железо

статора

10 8 7 8 10

железо

статора

7 4 4 3 4

Дата

испытаний

21.10.77 г. 21.10.88 г. 27.10.88 г. 24.10.88 г. 9.11.88 г.

Вибрации измерялись во всех испытательных режимах на сер-

дечнике и на лобовых частях стержней обмотки статора. В таблице

81 представлены результаты измерений вибрации на гидрогенераторе

№ 10 Саяно-Шушенской ГЭС.

Таблица 81. Результаты измерения вибрации ЛЧ гидрогенератора № 10

Саяно-Шушенской ГЭС при повышенной нагрузке

При проведении испытаний напор брутто на турбину, при

котором была получена максимальная активная мощность гидро-

генератора 680 МВт, составлял 206 м. При напоре 215-220 м испыта-

ния не проводились, так как результаты испытаний при напоре 206 м

позволяли судить о запасах гидроагрегата как по турбине, так и по

генератору. Максимальную активную мощность генератора при

максимальных напорах 215-220 м можно было определить неслож-

ным расчетом на основании имеющихся данных. Испытаниями бы-

ло установлено (табл. 80), что полная мощность генератора при

напряжении в сети 500 кВ составляет 800 МВ

А, при этом генератор

должен выдавать реактивную мощность, определяемую коэффи-

циентом мощности cosϕ = 0,95. При напряжении в сети 525-528 кВ

полная мощность генератора составляет 820 МВ

А и выдача реак-

тивной мощности определяется cosϕ = 0,9. Из этого определяется

375

максимальная активная мощность генератора соответственно:

800х0,95=760 МВт и 820х0,9=735 МВт.

Пределы максимальной мощности агрегата в реальных усло-

виях определяются гидротурбиной, о чем было сказано в соответст-

вующей главе.

Полученные максимальные значения полной мощности до-

пустимы для неограниченно длительной работы гидрогенераторов в

соответствии с ГОСТ 5616-81 и техническими условиями на их

поставку. Они допустимы не только для гидрогенератора, но также

для их коммутационной аппаратуры, повысительных трансфор-

маторов, тиристорных преобразователей и вспомогательного гене-

ратора, питающего цепи возбуждения. При этом оказалось, что

указанные максимальные режимы нагрузки ограничиваются не

столько самим гидрогенератором, сколько аппаратурой, установ-

ленной в цепях генераторного напряжения и возбуждения. Так,

шинопровод в цепи возбуждения сильно перегревался, поэтому для

проведения испытаний в режимах повышенной нагрузки была

выполнена его реконструкция. Контроль за температурой во время

испытаний осуществлялся с помощью тепловизора (рис. 4.59).

Рис. 4.59 Измерение с помощью тепловизора температуры шинопровода

цепи возбуждения в период испытания генератора

По штатному термоконтролю нагрев обмотки статора при мак-

симальной нагрузке не превышал 68

С, активной стали в средней

376

части 84

С, обмотки ротора, определяемой по сопротивлению 123

С,

зубцовой зоны сердечника в торцевой части по термопарам 101

С.

Таким образом, режимы гидрогенераторов Саяно-Шушенской

ГЭС с максимальной полной мощностью 800-820 МВ

А по терми-

ческой устойчивости имеют значительный запас против проектных

предположений и требований ГОСТа, поэтому нельзя ожидать сниже-

ния их надёжности в работе с повышенной мощностью по сравнению

с работой в номинальном режиме. Во всех натурных исследованиях

красноярских и саяно-шушенских гидрогенераторов очень заметный

вклад принадлежит Г. В. Карпову и Е. Ф. Харламовой. Этим исследо-

ваниям уделяли особое внимание И. А. Глебов и Л. Г. Мамиконянц.

Итак, организация уникальных экспериментов и непосредст-

венное в них участие стали ещё одним важным и новым направ-

лением деятельности специалистов эксплуатации, позволяющим

приобрести более глубокие и всесторонние знания для практической

работы по использованию сверхмощных агрегатов в энергосистеме и

по их обслуживанию.

* * * * *

Вспомогательные системы,

оборудование, нетрадиционные

металлоконструкции

•

Техническое и хозяйственное водоснабжение; пневмохозяйство

•

Механическое оборудование. Металлоконструкции

378

5.1 Техническое и хозяйственное водоснабжение;

пневмохозяйство

Техническое водоснабжение (ТВС) гидроагрегата представляет

собой достаточно сложную систему. Проектирование её требует

технико-экономического обоснования, в котором, в первую очередь,

должны рассматриваться вопросы надежности системы и минимиза-

ции затрат на её обслуживание. Соображения об экономии воды не

могут иметь превалирующего значения, поскольку использование

воды из водохранилища для охлаждения агрегатов, если его принять

как потери электроэнергии, почти равны затратам на подачу воды

из нижнего бьефа для этих же целей.

Пример несложного расчета убеждает в этом. На охлаждение

одного агрегата Красноярской и Саяно-Шушенской ГЭС расходуется,

при реальной максимальной температуре воды водохранилища

8-12

С (на уровне водозаборов), соответственно 1050 м

/ч (0,29 м

/с)

и 1500 м

/ч (0,41 м

/с).

Средний расход через турбину, работающую в зоне оптималь-

ного значения КПД, на Красноярской ГЭС составляет ~ 600 м

/с, на

Саяно-Шушенской ГЭС ~ 300 м

/с, или от него расход воды на ох-

лаждение составит соответственно 0,048% и 0,13%. Принимая рас-

ход воды на охлаждение как потерю электроэнергии, получим от

годовой выработки Красноярской ГЭС 19,6·10

кВт

ч потерю

9,4·10

кВт

ч и для Саяно-Шушенской ГЭС от 22,8·10

кВт

ч соот-

ветственно 29,6·10

кВт

ч.

Существующее отечественное насосное оборудование средних

напоров потребляет 0,2-0,35 кВт

ч (0,275 в среднем) электроэнергии

на 1 м

перекачиваемой воды. В год на один агрегат для охлаждения,

на рассматриваемых ГЭС, будет соответственно потреблено насосами

1050·24·365·0,275 = 2,5·10

кВт

ч и 1500·24·365·0,275 = 3,6·10

кВт

электроэнергии.

При непрерывной работе на обеих ГЭС в среднем 6 агрегатов

в год, получим годовое потребление электроэнергии насосами тех-

водоснабжения соответственно 6·2,5·10

= 15,0·10

и 6·3,6·10

21,6·10

кВт

ч.

Из сравнения затрат и потерь видно, что на Красноярской ГЭС

потребление электроэнергии насосами ТВС было бы почти вдвое

больше, чем потери её в случае забора воды на охлаждение из

водохранилища, а на Саяно-Шушенской ГЭС они почти одинаковы.

Необходимо учитывать, что насосное оборудование требует обслу-

живания, профилактики, ремонта. Поэтому самотечные системы ТВС

или системы, в которых подача воды осуществляется с помощью