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

Подождите немного. Документ загружается.

439

первоначального, заданного и выполненного на заводе. Работа по

подпрессовке была осуществлена в условиях трансформаторной

мастерской ГЭС с помощью специально разработанных гидравли-

ческих малогабаритных домкратов (высота 180 мм), развивающих

усилие до 25 т.

Воздушные выключатели на напряжение 500 кВ Саяно-

Шушенской ГЭС создавались исходя из условий сокращенных рас-

стояний между оборудованием ОРУ-500 кВ из-за ограниченной

площади его размещения. Это потребовало уменьшения габаритов

выключателей, а кроме того необходимо было в 1,5 раза повысить

показатели, характеризующие их коммутационные способности.

Конструктивно выключатель для Саяно-Шушенской ГЭС типа ВВБК-

500А (воздушный выключатель баковый, крупно-модульный, арк-

тического исполнения – бак из нержавеющей стали) является

развитием красноярских выключателей ВВБ-500А. Но вместо пира-

мидальной изоляционной опоры он имеет одну вертикальную фар-

форовую опору (рис. 6.13), специально разработанную для этого

аппарата.

а) б)

Рис. 6.13 а) – внешний вид ВВБК-500А; б) – видна колонка управления

440

Повышение коммутационной способности ВВБК-500А полу-

чено за счет усовершенствования дугогасительных устройств, где

применено двустороннее дутье, а также существенно увеличено быст-

родействие благодаря применению пневмомеханической системы

управления и ускоряющих приставок к дугогасительным камерам.

Основные сравнительные технические характеристики выклю-

чателей ВВБ-500А и ВВБК-500А представлены в табл. 83.

Таблица 83

Из таблицы видно, что номинальный ток отключения выклю-

чателя ВВБК-500А повышен на 40%, при более высокой скорости

восстанавливающегося напряжения с 1,7 до 2,1 кВ/мкс. Быст-

родействие при отключении выше вдвое, при включении – в 3 раза.

Номинальный ток повышен с 2000 А до 3150 А. Площадь, занимае-

мая выключателем, почти в два раза меньше, а вес сокращен на 75%.

В период освоения потребовалась доводка выключателей, без

которой обеспечить надежность их работы было нельзя.

В 1983 г. при отключении выключателя ВВБК шунтирующе-

го реактора в схеме одной из ВЛ-500 кВ произошло перекрытие

воздушного промежутка по опорной изоляции выключателя на

землю. Предположительно причиной послужил отказ модуля вык-

П а р а м е т р

Красноярская ГЭС

ВВБ-500А

Саяно-Шушенская ГЭС

ВВБК-500А

Номинальное напряжение, кВ 500 500

Номинальный ток отключения, кА 35,5 50

Скорость восстанавливающегося

напряжения, кВ/мкс

1,7 2,1

Ток включения, кА 90 128

Номинальный ток, А 2000 3150

Полное время отключения, с 0,08 0,04

Время включения, с 0,25 0,08

Номинальное избыточное давление

сжатого воздуха в баке, МПа

2,0 4,0

Расход воздуха на одно отключение, м

27 36

Расход воздуха на вентиляцию, м

/ч 4,5 2,4

Габариты выключателя:

длина х ширина х высота, м

14х21х10,3 7,9х17х8,7

Масса выключателя, т 56 32

Количество дугогасительных модулей

(баков) в полюсе, шт.

6 4

441

лючателя, в результате чего произошло перекрытие второго модуля по

эпоксидному вводу. Пробой произошел вследствие значительно

бо

′

льшей электрической прочности межконтактного промежутка, и

дуга перебросилась на землю. Этот случай вызвал наложение заводом

запрета на отключение выключателей реакторов, находящихся в

работе. Чтобы преодолеть возникший недостаток, необходимо в ука-

занном случае обеспечить уровень восстанавливающегося нап-

ряжения, соответствующий ГОСТу. Решением вопроса могла бы быть

установка в схеме присоединения реакторов звездообразных огра-

ничителей перенапряжения (ОПНЗ-500, рис. 6.14). Однако реали-

зовать такое решение из-за исключительно ограниченной территории

места присоединения реакторов оказалось невозможно. Поэтому

вывод из работы реакторов (отключение их выключателем) произ-

водится после снятия напряжения с ВЛ.

Рис. 6.14 Схема ограничителя перенапряжений звездообразного типа

(ОПНЗ-500)

В – выключатель; РШ – ректор шунтирующий;

1, 2, 3, – элементы звездообразного ограничителя

Часто из-за недостаточной механической прочности разруша-

лись стеклопластиковые тяги, с помощью которых производится

передача управляющего воздействия на выключатель. Постоянными

были отказы в работе механизма защелки, с помощью которого

фиксировалось положение тяги после включения или отключения

выключателя. Обе эти причины приводили к неполнофазным вклю-

чениям – отключениям выключателей. Систематически сбивалась

настройка клапанов управления дополнительным дутьем. По-прежне-

му недостаточно устойчивы во времени изоляционные характеристики

эпоксидных вводов. Из-за повышения тангенса угла диэлектрических

потерь до 1-2% (норма до 0,6%) во время капитальных ремонтов

442

выключателей бракуется и заменяется до 5 эпоксидных вводов в год.

Недостатки, связанные с механическими дефектами стеклопластиковых

тяг, механизма защелок и клапанной системы дополнительного дутья,

были устранены в процессе эксплуатации путем новых конструк-

торских решений. Неустойчивость диэлектрических свойств эпоксид-

ных вводов и запрет на отключение под напряжением реакторных

выключателей остаются узкими местами в выключателях ВВБК-500А

на фоне их несомненных преимуществ по сравнению с ВВБ-500А.

Трансформаторы тока ТФРМ-500 являются модификацией

трансформаторов тока ТРН-500, примененных на Красноярской ГЭС.

ТФРМ-500 также однокаскадный, в качестве изоляции масла от

контакта с атмосферным воздухом были применены фторленовые

диафрагмы.

В процессе освоения ТФРМ-500 оказалось, что фторленовые

диафрагмы, примененные вместо сильфонов, хорошо зарекомен-

довавших себя в ТРН-500 Красноярской ГЭС, не обеспечили необходи-

мую герметизацию внутреннего объема трансформаторов. В результате

попадания влаги внутрь электрическая прочность трансформаторного

масла ухудшалась, что в совокупности с заводскими дефектами привело

к разрушению (со взрывом) трех трансформаторов тока (рис. 6.15).

После улучшения качества изготовления основной изоляции и повы-

шения герметичности путем применения тефлоновых дыхательных

мешков ТФРМ-500 в течение многих лет работают без отказов.

а) б)

Рис. 6.15 а) – внешний вид ТФРМ-500;

б) – разрушенный ТФРМ-500

443

Разработка нелинейных ограничителей перенапряжений

(ОПН и ОПНИ), имеющих лучшие защитные характеристики, по

сравнению с традиционными магнито-вентильными разрядниками,

стала основой создания компактного ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской

ГЭС, практически близкого к габаритам, нормируемым для фазовых

и междуфазовых изоляционных расстояний для напряжения 330 кВ.

Это принципиально новые аппараты, не имеющие последовательных

искровых промежутков, обеспечивающие глубокое ограничение

грозовых и коммутационных перенапряжений.

Рис. 6.16 ОПН, установленный на ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС

Ограничители ОПН (рис. 6.16) установлены на выводах выс-

шего напряжения главных трансформаторов и шунтирующих реак-

444

торов ВЛ, а ОПНИ – на сборных шинах ОРУ-500 кВ и линейных

присоединениях (рис. 6.17).

Рис. 6.17 ОПНИ, установленный на ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС

Ограничитель перенапряжения ОПН-500 состоит из высоко-

нелинейного резистора, заключенного в фарфоровую герметизирован-

ную покрышку. Высоконелинейный резистор выполнен из после-

довательно-параллельно включенных керамических резисторов,

изготовленных на основе окиси цинка.

Ограничитель перенапряжения ОПНИ-500 является модифи-

кацией аппарата ОПН-500 и состоит из двух рабочих элементов:

основного и искрового. Основной элемент включает высоконели-

нейный резистор и выполнен с промежуточным выводом от 1/6

части резистора. Искровой элемент (приставка) содержит последо-

вательно соединенные искровой промежуток и конденсатор. Верхний

445

вывод искровой приставки присоединен к промежуточному выводу

основного элемента. Нижние зажимы искровых приставок всех трех

фаз через промежуточные выводы в искровых элементах соеди-

няются между собой перемычками, образуя звезду с изолированной

нейтралью. Между нейтралью этой звезды и землей включены кон-

денсаторы искровых приставок [75].

ОПН-500 снижает грозовые перенапряжения до уровня 2,15 U

– максимальное фазное напряжение), коммутационные перенап-

ряжения фаза – земля снижает до уровня 1,8 U

, и фаза – фаза – до

уровня 2,07 U

– максимальное линейное напряжение).

ОПНИ-500, снабженный искровой приставкой, в отличие от

ОПН-500 более глубоко ограничивает междуфазные коммутацион-

ные перенапряжения – до уровня 1,7 U

В процессе эксплуатации имело место разрушение основного

элемента ОПНИ-500 на ВЛ длиной 460 км при подаче напряжения

с другого конца линии, при этом напряжение на ОРУ Саяно-Шу-

шенской ГЭС повышалось до 570-580 кВ и держалось в течение 15

минут (длительно допустимое по ПТЭ напряжение составляет 575 кВ

в течение 20 мин.). Первые образцы ОПНИ-500 были рассчитаны на

предельный уровень напряжения 554 кВ в течение 20 мин. После

этой аварии на длинных ВЛ были установлены модернизированные

ограничители перенапряжений, а на остальных присоединениях

остались в работе ОПНИ старой конструкции.

В течение эксплуатации была произведена отбраковка основ-

ных элементов ОПН и ОПНИ в результате появления трещин на

нижних фланцах, изготовленных из алюминиевого сплава. Фланцы

в заводских условиях были заменены на стальные.

Ток проводимости при рабочем напряжении за 18-летний

период эксплуатации на основных элементах практически не ме-

няется и составляет около 2,4 мА (нормируемая величина 1,8-2,6 мА).

По предположениям завода, после 20-летнего срока службы ток

проводимости должен увеличиваться. При достижении тока прово-

димости до 4,5 мА потребуется замена аппаратов.

В период эксплуатации было выявлено, что наименьшей на-

дежностью обладают искровые приставки ОПНИ-500. Ежегодно при

подготовке к грозовому сезону производится их отбраковка по

величине пробивного напряжения. Повреждениям подвержена, как

правило, часть емкостных и омических шунтов блоков искровых

промежутков. После их замены приставка вновь включается в рабо-

ту – это мероприятие, разработанное службой эксплуатации, позво-

лило не отбраковывать приставку целиком, учитывая сложности с

поставкой оборудования.

446

Разработка малогабаритного разъединителя РГ3-500/3200

стала возможной для ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС благодаря

уменьшению величины грозовых и коммутационных перенапря-

жений, обеспечивающемуся с помощью ОПН и ОПНИ. Межкон-

тактные (между экранами) изоляционные промежутки у этих

разъединителей составляют 3100 мм (у разъединителей 500 кВ Крас-

ноярской ГЭС расстояние 4600 мм, для распредустройства 330 кВ –

расстояние 2900 мм).

В процессе освоения была осуществлена доводка разъеди-

нителей, связанная с ненадежной фиксацией контактов, которые

расходились под воздействием механических нагрузок (ветровых,

температурных и осадок фундаментов). Службой эксплуатации была

разработана и внедрена конструкция удерживания замкнутого кон-

такта путем устройства штепсельного фиксатора. После ликвидации

дефекта отказов в работе разъединителей не было.

Производилась и продолжительная доводка подвесных разъе-

динителей РПД-500, связанная с неравномерной вытяжкой тросов

подвески, в результате чего постоянно происходил сбой регулировки

контактной системы. После того как натяжение тросов стабилизи-

ровалось, подвесные разъединители стали работать устойчиво.

Сборные шины ОРУ-500 кВ выполнены из полого провода

ПА-640, по два провода в фазе. Первоначально соединение провода

осуществлялось специально разработанными натяжными клино-

выми зажимами (не прессуемыми). В эксплуатационных условиях

на элементы ошиновки действуют вибрационные нагрузки, которые

клиновые зажимы не выдерживали, поэтому они были заменены на

прессуемые зажимы. Однако и в этом аппаратном зажиме возникал

постоянный дефект, связанный с попаданием внутрь его влаги, ко-

торая при замерзании разрушала зажим. Поэтому во всех верти-

кально расположенных зажимах внизу были засверлены дренажные

отверстия ∅ 8 мм, что исключило возникновение таких дефектов.

Провод ПА-640 не обладает высокой механической прочностью,

поэтому на изгибах с небольшим радиусом он разрушался под воз-

действием вибрации из-за ветровой нагрузки, а также в результате

многократных изгибов во время ремонтных работ в местах присое-

динения к аппаратным зажимам. В таких местах были выполнены

вставки из сталеалюминиевого провода АС-500, которые стали

выдерживать изгибающую нагрузку. Все эти и другие мероприятия

позволили довести ошиновку ОРУ-500 кВ до надежного состояния,

которое подтверждается 20-летним сроком безаварийной работы.

Выключатели в цепи генераторов на напряжение 15,75 кВ

КАГ-15,75 (комплекс аппаратный генераторный), объединяющие в

себе выключатель нагрузки, разъединитель, заземляющие ножи,

трансформаторы тока и напряжения, созданы были для Саяно-

447

Рис

. 6.18

Схематический

разрез

по

КАГу

1 –

выключатель

нагрузки

; 2 –

заземлитель

; 3 –

контакт

подвижный

; 4 –

контакт

поворотный

; 5 –

контакт

главный

;

разъединитель

; 7 –

контакт

вспомогательный

подвижный

; 8 –

контакт

вспомогательный

неподвижный

; 9 –

буфер

масляный

;

10 –

трансформатор

тока

; 11 –

первичная

обмотка

трансформатора

тока

; 12 –

трансформатор

напряжения

;

13, 16 –

экраны

соединительные

; 14, 15 –

контрэлектрод

448

Шушенской ГЭС впервые для того времени в мировой практике

(рис. 1.9 и 6.18). Зарубежные фирмы в генераторных выключателях

на номинальные токи выше 12 кА применяют принудительное во-

дяное охлаждение.

КАГ встроен пофазно в общий экран с токопроводом главного

повышающего трансформатора. Первичной обмоткой трансформатора

тока КАГа является токоведущая шина главных выводов гидро-

генератора, охлаждаемая водой. Токоведущие части КАГа не имеют

водяного охлаждения. Это стало возможным благодаря введению

сплошного электромагнитного экранирования всей токоведущей

системы комплекса. Ток, протекающий по экранирующему контуру,

близок к номинальному току нагрузки и достигает 25,5-26,8 кА.

Такое значение тока в экранах создает условия практически полного

пофазного экранирования. Исследования показали, что без экрани-

рования, но с непосредственным водяным охлаждением токове-

дущей системы температура нагрева холодных и горячих точек

отличается на 50-70%, что является следствием электромагнитного

взаимодействия соседних фаз. Электромагнитное экранирование и

позволило отказаться от непосредственного охлаждения токове-

дущей системы КАГа.

КАГ рассчитан на номинальный ток 28 кА, допустимый ток по

условиям нагрева в продолжительном режиме (наибольший рабочий

ток) составляет 28,5 кА – это и номинальная величина тока отключения.

В период освоения КАГов был выполнен ряд доводочных ра-

бот. Среди них наиболее значительной была реконструкция систем

охлаждения КАГа. Для каждой фазы КАГа завод выполнил не-

сколько систем охлаждения: дистиллированной водой должны были

охлаждаться токоведущий узел подключения КАГа к токопроводу

главных трансформаторов и шина (первичная обмотка) трансфор-

матора тока; технической водой должны были охлаждаться с по-

мощью 8 самостоятельных гидравлических ветвей: корпус выклю-

чателя, корпус разъединителя, 4 полуэкрана между выключателем,

разъединителем и трансформатором тока; экран между токопрово-

дом главных трансформаторов и разъединителем (перемычка); пе-

ремычки между корпусами трансформаторов тока. Конструкция

присоединений ветвей не соответствовала требованиям надежности.

Каждая водяная система, имея свои гидравлические харак-

теристики, требует соответствующей настройки, контроля за циркуля-

цией (протоком) воды и обслуживания. Множественность подобных

систем (30 гидравлических ветвей на аппарат) создавала высокую

вероятность их отказа. Прекращение циркуляции, во избежание

перегрева узла, недопустимо.

Кроме того, в теплый период времени (май-июль) на охлаждае-

мых узлах, в особенности на экранах, происходило обильное выпа-