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

Подождите немного. Документ загружается.

429

правленной циркуляции масла через обмотку для ТЦ-630 МВ

А;

повышение электрической прочности обмоточного провода; изготов-

ление бесшпилечной конструкции магнитопровода; применение

глубоковакуумной сушки изоляции; обеспечение защиты масла от

окисления при эксплуатации (азотная и пленочная защита); внедре-

ние ужесточенных требований по подготовке трансформаторного

масла с контролем количественного газо- и влагосодержания, а также

по предельной величине вакуума в баке при проверке его на нате-

кание, и других.

Для обеспечения этого потребовалось запроектировать и по-

строить специальную трансформаторную мастерскую непосредствен-

но на ГЭС, оборудованную системой порционного приготовления

трансформаторного масла объемом, соответствующим емкости бака

трансформатора (72 т). Кроме того, в мастерской сооружена сушильная

камера, установлены маслоочистительные машины, а вся площадь

мастерской обслуживается мостовым краном грузоподъемностью

360/80/10 т, что обеспечило качественную предмонтажную ревизию

трансформаторов, а также полноценный их ремонт в последующей

эксплуатации.

Трансформаторы отправлялись с завода без масла на специаль-

ных железнодорожных транспортерах грузоподъемностью 300 т. На

заводе бак заполнялся азотом, в течение всего пути в нем автома-

тическим устройством поддерживалось избыточное давление (не-

сколько трансформаторов прибыло с нулевым давлением в баках).

Новые технические требования поставили по-новому задачу по

организации химической лаборатории в службе эксплуатации для

обеспечения контроля за качеством подготовки трансформаторного

масла. Анализ по определению количественного газо- и влагосодер-

жания в лабораториях электростанций не производился, опыта

проведения подобных анализов в энергосистемах также не было.

Поэтому пришлось первые анализы производить в отраслевом науч-

но-исследовательском институте (пробы масла доставлялись в Моск-

ву), а затем организовывать эту работу непосредственно на ГЭС. Это обес-

печило выполнение монтажа трансформаторов с высоким качеством.

Освоение трансформаторов потребовало разработки и некото-

рых новых правил их эксплуатации. Например, в результате зап-

рещения режима холостого хода трансформатора с разомкнутой

обмоткой низшего напряжения из-за возникновения опасных пе-

ренапряжений на обмотке при выводе блока в резерв трансформатор

отключался полностью. В зимних условиях он остывал до темпера-

туры, недопустимой для последующей подачи напряжения. Поэтому

при последующем вводе его из резерва в работу потребовалось раз-

рабатывать и осуществлять ряд новых технологических операций, в

особенности для ТЦ 630000/220, которых в прежней эксплуа-

430

тационной практике не было. Производился подогрев трансфор-

матора в режиме короткого замыкания с плавным подъемом тока

от гидрогенератора, после чего разрешался запуск циркуляционных

насосов. Дальнейший прогрев происходил и от действия тока КЗ, и

выделяемым теплом от потерь на циркуляцию, и лишь при дос-

тижении температуры масла до -20

С разрешалось включение

трансформатора в сеть. Для этой предварительной подготовки не-

обходимо было несколько часов. Такая длительность ввода обо-

рудования из резерва для ГЭС была недопустима. Поэтому для

зимних условий в период наиболее низких температур диспетчерские

службы энергосистемы и энергообъединения Сибири были сориенти-

рованы при разработке режимов на то, чтобы, как правило, в каждом

блоке был включен один из генераторов. Если же по каким-либо

причинам это не удавалось осуществить, и блок полностью выводил-

ся в резерв, циркуляция масла не прекращалась, несмотря на до-

полнительный расход электроэнергии на собственные нужды. При

этом строго отслеживалось снижение температуры масла, и при

достижении нижнего её предела трансформатор вводился в работу,

вместо него выводился другой трансформатор, т.е. производилось

чередование вывода трансформаторов в резерв, что в определенной

мере усложняло эксплуатацию, в особенности, когда действовал запрет

на производство переключений при низких температурах воздуха.

Режим прогрева трансформатора перед вводом его в работу током

короткого замыкания из-за большой продолжительности использо-

вался в исключительных случаях.

В процессе освоения эксплуатационной организацией были

выполнены работы по доводке вспомогательного оборудования транс-

форматоров. Так, была разработана и выполнена схема дистанционного

контроля давления масла во вводах 500 кВ; выполнен обогрев шкафов

эластичных емкостей азотной защиты; заменены встроенные элект-

ронасосы направленной циркуляции масла на другой тип, у которого

обмотка статора экранирована и не соприкасается с маслом; были за-

менены вводы 220 кВ на вводы герметичного исполнения.

Воздушные выключатели типа ВВБ, впервые выпущенные

серийно, установленные на Красноярской ГЭС на напряжение 110, 220

и 500 кВ, разрабатывались под влиянием требований, возникших в

связи с интенсивным развитием энергосистем и появлением в них

сверхмощных электростанций, а также большой концентрации

линий электропередачи на подстанциях и открытых распредели-

тельных устройствах. Это потребовало существенного повышения

токов отключения, улучшения специфических характеристик вык-

лючателей, в частности, снижения скорости восстанавливающегося

напряжения на разрывах дугогасительных устройств. За базисный

элемент выключателя был принят модуль на напряжение 110 кВ.

Полюс этого выключателя состоит из металлической двухразрывной

431

дугогасительной камеры (бака), отсюда и название – баковые вык-

лючатели. Бак расположен на опорном изоляторе, который укреплен

на цоколе. Бак находится под напряжением, внутри него в среде сжа-

того воздуха размещены дугогасительные и другие, с ними связанные,

устройства (рис. 6.9). Это направление конструирования выклю-

чателей было защищено авторским свидетельством ещё в 1945 году

(Ф. Ф. Бабурский)

. Технические характеристики выключателей се-

рии ВВБ приведены в табл. 82.

Рис. 6.9 Принципиальная электрическая схема выключателя ВВБ

1 – бак; 2 – главные разрывы; 3 – вспомогательные разрывы; 4 – шунтирующие

сопротивления; 5 – делительные конденсаторы

Таблица 82

Основными преимуществами выключателей ВВБ являются:

отсутствие фарфоровых камер со сжатым воздухом, что исключает

взрывоопасность из-за малой прочности фарфора, а, следовательно,

)

За рубежом это направление не только было использовано, но и получило опережающее развитие, а на

современном этапе стало основным в связи с применением в качестве дугогасительной среды элегаза, что

значительно увеличило эффективность выключателей и существенно сократило их габариты.

Тип

выключа-

теля

Номинальн.

напряж

ние,

кВ

Номинальн.

ток,

Номинальн.

ок

откл

ч.,

кА

Предельный

ток термич.

устойчи-

вости в

течение 3 с,

кА

Время

отключения

Расход

воздуха на

одно

отключе-

ние,

ВВБ-110 110 2000 31,5 32 0,08 4500

ВВБ-220 220 2000 31,5 32 0,08 9000

ВВБ-330 330 2000 35,0 35 0,08 18000

ВВБ-500 500 2000 35,5 35 0,08 27000

ВВБ-750 750 2000 35,0 35 0,08 36000

432

обеспечивает безопасность обслуживающего персонала; эффективность

и компактность дугогасительных устройств; возможность применения

высокого рабочего давления в камерах; защищенность основных

механизмов от атмосферного воздействия и грязи; индустриальность

ремонтно-профилактических работ поузловым методом, при котором

полный комплект баков выключателя проходит подготовку в услови-

ях мастерской, а затем непосредственно на ОРУ производится лишь

замена баков отработавшего межремонтный период выключателя.

В эксплуатационных условиях очень важным качеством яв-

ляется безопасность обслуживания выключателей. Комбинация

прочного металлического бака и твердых литых вводов обеспечивает

прочность камеры при давлениях свыше 15 МПа. Экспериментально

было подтверждено, что даже при длительном коротком замыкании

(свыше нескольких десятков полупериодов) давление внутри бака

значительно меньше разрушающего [85].

Для напряжений 220 и 500 кВ камеры-баки располагаются

попарно на опорной изоляции (рис. 6.10). Для ВВБ-500 выполнена

пирамидальная опорная изоляция из высокопрочного фарфора.

Проектирование электротехнической части Красноярской ГЭС

часто шло параллельно с проводившимися исследованиями, учи-

тывая новизну создаваемых устройств. Это вводило некоторые

коррективы в технические решения. Так, лишь за год до ввода в эксп-

луатацию первого агрегата расчетными исследованиями было выяв-

лено, что на ОРУ-220 кВ скорость восстанавливающегося напряжения

на разрывах выключателей при отключении коротких замыканий

существенно выше величины в ранее согласованных технических

условиях на создание ВВБ-220. В момент прохождения тока через

нулевое значение после расхождения контактов выключателя дуга

на разрыве гаснет, и напряжение на них быстро увеличивается до

установившейся величины напряжения. Максимальная величина

восстанавливающегося напряжения достигается обычно через

1000-2000 мкс после отключения. Это оказывает сильное влияние на

отключающую способность выключателя. В связи с этим первые два

года вынужденно использовались выключатели, не отвечающие

требованиям коммутационной надёжности. На величину восстанав-

ливающегося напряжения и характер изменения его во времени

оказывают влияние многие факторы, но существенным является

применение и величина сопротивлений, шунтирующих разрывы ду-

гогасительной системы. Завод достаточно быстро справился с пос-

тавленной задачей, провел необходимые исследования и на их основе

выполнил модернизацию, основную роль в которой сыграли шунти-

рующие сопротивления.

В период освоения выключателей ВВБ был выполнен ряд

других мероприятий, связанных с недоработками отдельных эле-

433

ментов их конструкции, дефектами монтажа и эксплуатации. Так, на

ВВБ-500 были применены плоские прокладки вместо конических

на уплотнениях воздуховодов. В результате чего попадание влаги

Рис. 6.10 Полюс воздушного выключателя ВВБ-220-12

1 – цоколь; 2 – основание; 3 – изолятор; 4 – нижняя дугогасительная камера;

5 – токоведущая перемычка; 6 – конденсатор; 7 – верхняя дугогасительная камера;

8 – промежуточный изолятор

434

приводило к неоднократному повреждению выключателей. Были

заменены стыкованные стеклопластиковые воздуховоды на сплош-

ные; вместо резиновых уплотнений на воздушных клапанах были

разработаны и внедрены полиуретановые; была внедрена опрессовка

фарфоровых рубашек изоляторов колонн и проведены некоторые

другие мероприятия. Все это, и разработка нового поколения вы-

ключателей, и их совместная с эксплуатационниками доводка

существенно повысили надёжность электротехнической части Крас-

ноярской ГЭС, после чего почти за 30-летний период не было отказов

в работе выключателей.

Трансформаторы тока на напряжение 500 кВ (ТРН-500)

были созданы также впервые для Красноярской ГЭС. Это поколение

трансформаторов тока имеет герметизацию внутреннего объёма,

поэтому масло не соприкасается с атмосферным воздухом благодаря

разработке специальных сильфонов-компенсаторов большого диа-

метра. Гофрированная часть сильфона позволяет компенсировать

температурные изменения объёма масла. В ТРН-500 применена

рымовидная обмотка для достижения высокого класса точности.

Устройства противоаварийной автоматики и релейной за-

щиты Красноярской ГЭС проектировались исходя из сложной задачи

по обеспечению устойчивости крупного энергообъединения Сибири,

а также с учетом новых, не проверенных практикой эксплуатации

головных образцов аппаратов и оборудования.

Электропередача 500 кВ является межсистемной связью с

соизмеримыми мощностями объединенных энергосистем, электри-

ческие схемы которых достаточно сложны. Расчетные исследования

показали, что необходимо разработать большой объём устройств

противоаварийной автоматики, как на Красноярской ГЭС, так и на

смежных с ней электрических комплексах, которые объединены

между собой высокочастотными каналами телеотключения. Потребо-

валось разработать ряд новых технических решений, направленных

на достижение быстродействия, чувствительности, селективности и

надёжности автоматики, учитывая, что должно быть минимальное

привлечение оперативного персонала к изменению её настройки,

связанной с изменением энергетического режима работы энерго-

объединения.

Примером таких новых решений являются: автоматическое

определение сечения деления энергообъединения, балансировка

мощности в разделившихся частях, фиксация центра качаний для

обеспечения селективности действия автоматики прекращения

асинхронного хода и другие. Все это потребовало и новых подходов

в организации эксплуатации устройств противоаварийной авто-

матики. Комплекс устройств системной противоаварийной авто-

матики включает в себя, кроме этого, защиту от понижения напря-

435

жения, защиту от повышения частоты. Наличие большого объёма

ручных переключающих устройств в схемах автоматики снижает

оперативность использования её в эксплуатации. Например, вывод из

работы первичных присоединений и отдельных устройств ПА

вызывал необходимость в проведении большого объема сложных

переключений во вторичных цепях, при которых не исключается

вероятность ошибок персонала. Во избежание этого все комму-

тационные аппараты были разделены на два вида – оперативного и

ремонтного назначения, после чего объем оперативных переклю-

чений резко сократился. Для персонала были составлены специаль-

ные оперативные указания о порядке ввода в работу и вывода из

работы ПА. Более того, для лучшего понимания были составлены

оперативные схемы с указанием функциональных связей и комму-

тационных аппаратов в цепях автоматики, чего не требовалось

действующими правилами эксплуатации, которые пришлось в связи

с этим дополнить. Указанные мероприятия обеспечили необходимую

эксплуатационную надежность ОРУ-500 кВ, и ремонтные работы на

присоединениях проводились без каких-либо ограничений.

Релейная защита шин и ВЛ 220, и 500 кВ выполнена на основе

общепринятых схем, а также путем специальных разработок только

для Красноярской ГЭС.

На ОРУ-220 и 500 кВ выполнены устройства резервирования

отказа выключателей (УРОВ). В отличие от рекомендаций руководя-

щих указаний по релейной защите, схемы УРОВ 220 и 500 кВ (за

исключением ВЛ 500 кВ, имеющих устройство однофазного автома-

тического повторного включения) выполнены с пусковыми органами

в виде токовых реле нулевой последовательности. Это позволило

упростить схемы и повысить их надёжность. Однако, в случае од-

новременного отказа всех трех полюсов выключателя при между-

фазовых коротких замыканиях (без замыкания на землю) эта схема

не будет действовать, что признано допустимым.

В процессе освоения гидрогенераторов происходило также

развитие и усовершенствование их устройств релейной защиты,

поскольку проектные решения не удовлетворяли в полной мере

требованиям защиты уникальных агрегатов. В связи с этим были

разработаны дополнительные защиты и устройства: от асинхронного

хода; токовая защита обратной последовательности с интегрально-

зависимой от тока выдержкой времени; защита от замыкания на

землю обмотки статора со 100% её охватом; защита ротора от за-

мыкания на землю в одной точке; разрядник многократного дейст-

вия в цепи обмотки возбуждения; были установлены автоматические

осциллографы для регистрации аварий с генераторами и происходя-

щих в них переходных процессов.

436

Эти дополнительные разработки были выполнены в отличие от

требований правил устройств электроустановок, что продиктовано

было выявившимися новыми свойствами сверхмощных гидрогене-

раторов, неизвестными в период их конструирования. Внедряемые

в период освоения гидрогенераторов новые устройства позволили

уберечь их от крупных аварий, предотвратив их развитие. Так, на-

пример, проектная защита обмотки статора от замыкания на землю

имела большую зону нечувствительности и гидрогенераторы часто

работали с имевшим место замыканием на землю в одной точке.

При возникновении второго замыкания происходило междуфазное

замыкание в обмотке, сопровождавшееся крупными разрушения-

ми обмотки. По заказу эксплуатационной организации Томским

политехническим институтом была разработана так называемая

“100% земляная защита” обмотки статора, не имеющая зоны не-

чувствительности. Защита работает на принципе наложения на

обмотку статора контрольного тока с частотой 25 Гц. Защита проста

в эксплуатации, обладает ещё одним очень важным качеством –

способностью контролировать величину сопротивления гидроге-

нератора без возбуждения, когда генератор вращается на холостом

ходу или даже остановлен в резерв или выведен в ремонт. Сущест-

венным является и то, что эта защита по своему принципу действия

не реагирует на короткие замыкания во вторичных цепях трансфор-

маторов напряжения, подключенных к выводам генераторов. После

внедрения “100% земляной защиты” больше не возникало крупных

разрушений обмотки статора. В течение всего периода эксплуатации

сбоев в работе этой защиты не было.

На Саяно-Шушенской ГЭС в главной схеме первичных сое-

динений применены однофазные трансформаторы ОРНЦ-533000/500

мощностью в фазе 533 МВ

А на напряжение 500 кВ (рис. 6.11). В

отличие от Красноярской ГЭС, трансформаторы транспортировались

заполненные маслом, поскольку появились железнодорожные транс-

портеры грузоподъемностью 400 т.

Конструкция трансформаторов во многом сходна с трансфор-

маторами Красноярской ГЭС. Однако ОРНЦ-533 имеют и существен-

ные отличия, заключающиеся в применении более современных

материалов и, по тому времени, новейшей технологии изготовления.

Кроме того, они имеют более низкие потери холостого хода и ко-

роткого замыкания. Отличием в эксплуатации трансформаторов

Саяно-Шушенской ГЭС являются менее жесткие требования по

режиму холостого хода трансформатора, находящегося под на-

пряжением 500 кВ при отключенных генераторах. В этом случае

защита свободных обмоток низкого напряжения определяется

общими правилами технической эксплуатации. Кроме того, перед

включением в работу разрешается прогрев трансформатора в режиме

холостого хода даже при температуре масла ниже -40

С. При дости-

437

жении температуры верхних слоев масла -20

С разрешается вклю-

чение трансформатора под номинальную нагрузку с включением

пускового насоса принудительной циркуляции масла (такой системы

в красноярских трансформаторах нет), а при достижении верхних

слоев масла +15

С включаются рабочие насосы, обеспечивающие

направленную циркуляцию масла. Расширение эксплуатационных

возможностей трансформаторов основано на накопленном преды-

дущем опыте. Исходя из этих возможностей, трансформаторы Саяно-

Шушенской ГЭС при отключении гидрогенераторов в резерв или

ремонт остаются в режиме холостого хода под напряжением со

стороны 500 кВ, что в зимних условиях обеспечивает поддержание

температуры масла в разрешенном диапазоне и позволяет без

задержки вводить блок в работу.

Ремонтное обслуживание трансформаторов также обеспечи-

вается с соблюдением всех заводских технологических требований,

благодаря построенной, входившей в состав проекта, специали-

зированной трансформаторной мастерской, имеющей сушильную

камеру и устройства по механической очистке масла и его дегазации

(рис. 6.12). Масло доводится до кондиции со следующими парамет-

рами: пробивное напряжение не менее 65 кВ; тангенс угла диэлект-

рических потерь при +70

С не более 2%; влагосодержание не более

0,002% при температуре масла не ниже +20

С; газосодержание не

более 1% по объёму.

Рис. 6.11 Главные силовые трансформаторы Саяно-Шушенской ГЭС

438

Рис. 6.12 Трансформаторная мастерская Саяно-Шушенской ГЭС

1 – сушильная камера

Устройства по подготовке и заливке дегазированного масла в

мастерской обеспечивают заливку масла при остаточном давлении

в баке трансформатора не более 5 мм рт. ст.

В период освоения трансформаторов эксплуатационниками был

выполнен ряд доводочных работ. Так, для предотвращения упуска

масла из трансформаторов через предохранительные клапаны,

имеющие неудачную конструкцию, были разработаны технология и

приспособления, позволившие выполнить замену клапанов без по-

нижения уровня масла. В противном случае эта работа потребовала

бы выполнения всех трудоемких и длительных технологических

операций так же, как при заливке масла после ремонта (дегазация

масла, вакуумирование трансформатора и другие). Была проведена

модернизация баков, компенсирующих давление во вводах 500 кВ, что

исключило загрязнение масла продуктами, образующимися от трения

сильфонов, возникающего при изменении температуры.

Первый капитальный ремонт по разного рода причинам был

выполнен только через 14 лет после ввода трансформаторов в эксп-

луатацию (по ПТЭ, действовавшим в период освоения трансформа-

торов, капитальный ремонт должен был проводиться через 12 лет).

Освидетельствование трансформаторов в период ремонта показало,

что они находятся в хорошем состоянии, кроме ослабления осевой

прессовки обмоток. Величина осевого усилия составляла 50-70% от