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

Подождите немного. Документ загружается.

419

стигнутых возможностей гидрогенераторостроения, трансформато-

ростроения и высоковольтного аппаратостроения, главными из

которых является разработка и реализация для Саяно-Шушенской

ГЭС нелинейных ограничителей, позволивших сократить между-

фазовые изоляционные расстояния, а также компактных воздушных

выключателей, которые занимают площадь вдвое меньшую, чем

ранее созданные. Кроме того, применение вертикального располо-

жения сборных шин, зарекомендовавшее себя на Красноярской ГЭС

– еще один из основных факторов уменьшения территории для ОРУ.

Все это вместе взятое и позволило расположить ОРУ-500 кВ Саяно-

Шушенской ГЭС на очень ограниченной площади.

Гидрогенераторы в схеме объединены, по два, в укрупненные

блоки и присоединены к группам однофазных трансформаторов на

напряжение 15,75/500 кВ мощностью 533 МВ

А в фазе (рис. 1.11).

Рис. 6.2 Трехцепная опора 500 кВ

Гидрогенераторы подключены к трансформаторам посредст-

вом выключателей нагрузки (рис. 1.9), встроенных в единый ап-

420

паратный генераторный комплекс – КАГ-15,75. Эти аппараты не

способны отключать токи короткого замыкания и рассчитаны лишь

на отключение рабочего тока.

Укрупненные блоки двумя воздушными переходами присое-

динены к сборным шинам ОРУ-500 кВ. Один переход двухцепный,

второй имеет три цепи (рис. 6.2). Подобных многоцепных электри-

ческих переходов, один из которых передает мощность 3,8 млн. кВт,

в отечественной практике электроэнергетического строительства еще

не было. Высота опор на переходах достигает 93 м. Конструкция

опор специально была разработана для Саяно-Шушенской ГЭС из

горячекатанных труб, что существенно сократило габариты опор.

Рис. 6.3 Схема ОРУ-500 кВ – “4/3”

I – первая цепь; II – вторая цепь; III – третья цепь; Т1-5 – присоединение блоков;

ВЛ-1-4 – присоединение воздушных линий электропередачи; С-1 – первая система шин;

С-2 – вторая система шин; Р – реакторы; ТН – трансформаторы напряжения

ОРУ-500 кВ выполнено по так называемой схеме “4/3”, где

применено четыре выключателя на 3 присоединения (рис. 6.3).

Технико-экономическое преимущество этой схемы за счет умень-

шения количества выключателей оказалось мнимым. Ограниченные

размеры территории ОРУ-500 кВ, как показали дальнейшие иссле-

дования, также не являлись препятствием для создания на ней высо-

конадежной схемы с подключением каждого присоединения через 2

421

выключателя и с двумя, секционированными выключателями, сборны-

ми системами шин.

Рис. 6.4 Сборные шины и перемычки схемы “4/3” ОРУ-500 кВ

Саяно-Шушенской ГЭС

Схема “4/3”, реализованная на Саяно-Шушенской ГЭС, имеет

своеобразную компоновку (двухрядное расположение выключателей;

заход первой системы сборных шин на торцы территории ОРУ; на-

422

личие промежуточных перемычек между средними выключателями,

поэтому подвеска их осуществлена на общих опорах со сборными

шинами). Кроме того, оборудование каждой из трёх линий распола-

гается в трёх разных ячейках. По изложенным причинам схема “4/3”

не обладает наглядностью, что очень важно для обслуживающего

персонала. Схема не должна “провоцировать” персонал на ошибку.

Ошибка может оказаться смертельной. А такое негативное свойство

в схеме “4/3” таится. В наглядных схемах в выведенной в ремонт ка-

кой-либо ячейке не могут оказаться в её геометрическом пространст-

ве, на всем протяжении от одной системы шин до другой, элементы,

находящиеся под напряжением. В схеме “4/3” такие ремонтные

случаи являются обычными.

В процессе подготовки рабочего места и последующего произ-

водства работ на токоведущих частях персонал должен визуально

считывать местоположение элементов схемы, находящихся под

напряжением и отключенных от сети. Этот процесс пространст-

венной ориентации персонала по отношению к токоведущим частям,

находящимся под напряжением, осложняется в условиях ОРУ,

построенного по схеме “4/3”. Так, из рисунка 6.4 видно, что на общих

опорах подвешены провода (1) системы сборных шин и проме-

жуточной перемычки (2), одна из которых может находиться под

напряжением, а другая в это время отключена для ремонтных работ

на её присоединениях, что вносит определенный диссонанс в процесс

организации работ. Более того, на процесс считывания элементов

схемы усложняющее влияние оказывают достаточно близко там же

расположенные спуски к разъединителям.

На рисунке 6.5 видна опора, на которой подвешены провода

первой и второй систем сборных шин, одна из которых должна

находиться под напряжением, если на другой проводятся ремонтные

работы. Это является регулярным событием при подготовке ОРУ к

грозовому сезону.

Характерным примером является случай вывода из работы

первой системы сборных шин для ремонта разъединителя в цепи

трансформатора напряжения. На рисунке 6.6 показано, что при

ремонте разъединителя (для чего с проводов системы сборных шин

и спусков к разъединителю (1) снято напряжение) в непосредст-

венной близости от разъединителя (над ним) остались под напряже-

нием провода перемычки (2), соединяющей выключатели отходящей

ВЛ. Так же сложны и работы на линейных разъединителях (рис. 6.7),

так как они и их спуски (1) находятся вблизи проводов системы

сборных шин (2). Для обеспечения ремонтных работ на разъеди-

нителях трансформаторов напряжения, одновременно с отключением

соответствующей системы шин, отключаются еще и ВЛ и оба ее

выключателя, а для ремонта линейных разъединителей наряду с

отключением ВЛ отключается еще и система сборных шин. Такой

423

объем отключений существенно снижает надежность ОРУ, что

является негативным свойством схемы “4/3”.

Рис. 6.5 Общая опора первой и второй систем сборных шин схемы “4/3”

ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС

Снижение надежности ОРУ можно допустить в редких случаях,

однако без таких вариантов не обойтись, поэтому ремонт с разборкой

указанных разъединителей производится лишь в неотложных

ситуациях. Текущие ремонтные работы, связанные с наложением

переносных заземлений на спуски к разъединителям, подтяжка

болтовых соединений разъединителей, регулировка их и покраска

выполняются со снятием напряжения только с присоединения

разъединителей, а элементы соседствующие с ними, показанные на

рисунках 6.6 и 6.7, остаются под напряжением. Это один из самых

сложных вариантов допуска на работы. Безопасность в этом случае

424

обеспечивается путем организации непрерывного наблюдения,

обязательно двумя лицами, стоящими на земле с двух сторон от

автогидроподъемника в створе сборных шин, находящихся под

напряжением. Такими лицами являются руководитель работ и

производитель работ. Они отслеживают положение люльки авто-

гидроподъемника, в которой находится допущенная бригада, с тем,

Рис. 6.6 1 – сборная система шин и спуски от нее к разъединителю;

2 – перемычка, соединяющая выключатели ВЛ

425

чтобы не допустить приближение ее к токоведущим частям ближе,

чем регламентировано правилами техники безопасности. Эмоцио-

нальная напряженность такого производственного процесса очевидна,

в других схемах присоединений подобная организация работ встре-

чается крайне редко.

Рис. 6.7 Система сборных шин и спуски к линейным разъединителям схемы

“4/3” ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС

426

Подключение присоединений к сборным шинам в схеме “4/3”

осуществлено путем образования цепей, к которым присоединяются

блоки и ВЛ. Каждая цепь имеет четыре выключателя и три присое-

динения. Из схемы (рис. 6.3) это хорошо видно. При выводе в ремонт

любого выключателя такой цепи резко снижается надежность всех

трех её присоединений. Кроме того, связь между двумя системами

сборных шин остается лишь через две другие цепи. Более того, при

выводе в ремонт блочного выключателя, присоединенного к системе

шин любой цепи, если происходит короткое замыкание на ВЛ данной

цепи, то отключается генерирующая мощность её блока. Особенно

опасным режимом, с точки зрения надежности, является вывод в

ремонт или для подготовки к грозовому сезону одной системы шин.

Если в этом случае происходит отказ выключателя, подключенного

к оставшейся в работе системе шин, то происходит деление ГЭС на

работу по нескольким направлениям с выделением на изолирован-

ную работу одного или двух блоков на одну или две ВЛ. По усло-

виям устойчивости энергообъединения должно отключаться три

или даже четыре гидрогенератора (1,5-2,0 млн. кВт).

В практике эксплуатации ОРУ-500 кВ в ремонте всегда на-

ходится один выключатель, т.е. нормальное состояние схемы – это

ремонтный режим. Очень часто возникает необходимость вывода в

ремонт 2-х выключателей одновременно. Эти условия на случай

коротких замыканий в сети требуют определенного выбора дозирую-

щих воздействий противоаварийной автоматики (ПА) либо на

отключение генерирующей мощности, либо к выделению её на

изолированную работу с какой-либо ВЛ, для того чтобы обеспечить

устойчивость энергосистемы. При этом действия устройств ПА не

должны усугублять ситуацию в энергосистеме излишним её деле-

нием или переоценкой отключаемой мощности. Это обстоятельство

отягчается тем, что при КЗ в сети мощность Саяно-Шушенской ГЭС

должна отключаться крупными объединенными блоками на стороне

500 кВ, поскольку в цепи генераторов установлены выключатели

нагрузки. Учет всех этих условий, а также возможных много-

численных вариантов ремонтных схем ОРУ исключительно ослож-

няет выбор оптимальных дозирующих воздействий устройств ПА в

энергообъединении и, в том числе, на ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской

ГЭС. За 20-летний период эксплуатации не было случаев непра-

вильно выбранных уставок воздействий устройств ПА, которые

приводили бы к передозировке отключаемой мощности. Однако

возможность ошибки столь велика, что в наиболее напряжённый

период работы ГЭС с максимальной нагрузкой вывод в ремонт

присоединений ОРУ-500 кВ запрещён. Это осложняет график

ремонтных работ и приводит к излишней интенсивности их про-

ведения. Запрещение вызвано тем, что в период, когда ГЭС работает

с максимальной мощностью, ошибочное излишнее отключение

427

агрегатов приведёт к аварии в энергообъединении. В это время в

работе находятся все три цепи схемы ОРУ-500 кВ с обеими систе-

мами шин. Подобного правила, диктующего состояние схемы

первичных соединений, из-за того, что невозможно надежно уста-

новить дозировку воздействий ПА, нет в схемах ОРУ-500 кВ других

энергетических объектов. Например, на Красноярской ГЭС, где

ОРУ-500 кВ имеет такую же, как на Саяно-Шушенской, если не еще

более высокую ответственность в энергообъединении Сибири, нет

таких правил эксплуатации ПА.

В период, когда какое-либо присоединение ОРУ-500 кВ Саяно-

Шушенской ГЭС находится в ремонте, выбор дозировки воздействия ПА

построен, в определенном смысле, на перестраховке, для чего разработа-

ны схемы действия ПА, соответствующие выводу в ремонт выключате-

лей, а также определяющие величину загрузки блоков и их количество

в зависимости от того, на каком присоединении они работают.

Все вместе взятое поставило перед эксплуатационной организа-

цией задачу по реконструкции схемы ОРУ-500 кВ. Предложение по

реконструкции проектной организацией было принято. Оказалось, что

в существующую территорию ОРУ может вписаться как классическая

схема с 2-мя выключателями на присоединение, с секционированием

выключателями сборных шин, так и другие схемы. Наиболее конку-

рентной была бы схема с двумя выключателями на каждое присоеди-

нение и двумя системами шин, секционированными выключателями.

Основные преимущества её перед схемой “4/3”сводятся к следующему:

– оперативная гибкость, автономность производства работ на

любом присоединении без уменьшения надежности остающихся в

работе присоединений;

– высокая надежность и живучесть присоединений. В любой

ремонтной схеме снижается надежность лишь одного – ремонти-

руемого присоединения;

– более высокая окупаемость и эффективность капитальных

вложений за счет меньшего простоя оборудования в ремонтах, более

низкой вероятности аварийного ущерба при отключении присоедине-

ний. В схеме “4/3” собирается цепь из 4-х последовательно вклю-

ченных выключателей, вывод любого из которых вдвое снижает

надежность сразу трёх присоединений;

– более простая и, как следствие, надёжная схема защит, уп-

равления и блокировки снижает вероятность аварий из-за отказа

защит, а также ошибочных действий персонала при отказе блокировки;

– отпала бы необходимость в установке пяти блочных подвес-

ных разъединителей РПД-500-2/3200, четырёх линейных разъеди-

нителей РГЗ-1-500/3200, пяти трансформаторных разъединителей

РГЗ-2-500/3200.

428

Рис. 6.8 Модернизированная схема ОРУ-500 кВ

С-1 – первая система шин; С-2 – вторая система шин; Р – реакторы;

ТН – трансформаторы напряжения

Наименьшие затраты, а также возможность выполнения строи-

тельно-монтажных работ в условиях действующего ОРУ без ограниче-

ния выдачи мощности, определили выбор некоторой промежуточной

модернизированной схемы с переустройством средней цепи II

(рис. 6.3) в систему с 2-мя выключателями (рис. 6.8). Развитие этой

схемы будет происходить по пути устройства секционирования вы-

ключателями обеих сборных шин.

6.2 Оборудование электротехнической части

Для Красноярской ГЭС были изготовлены главные трансфор-

маторы ТЦ-630000/220 и ОРЦ-417000/500, самые мощные по тому

времени в отечественном трансформаторостроении. Они были

созданы без существенного увеличения габаритов, но значительно

большей единичной мощности по сравнению с другими крупными,

ранее выпущенными трансформаторами для соответствующего

класса напряжения. Это поколение трансформаторов после серии

крупных трансформаторов, поставленных для Волжских ГЭС, было

несравнимо надежнее благодаря перестройке технологии произ-

водства на Запорожском трансформаторном заводе (А. И. Майорец),

а также разработке новых технических решений: выполнение на-