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

Подождите немного. Документ загружается.

449

дение конденсата, который стекал на токоведущие части и цепи

вторичной коммутации, что создавало реальную опасность возникно-

вения коротких замыканий, чего допускать было нельзя. Это усу-

гублялось тем, что существенное отличие гидравлических харак-

теристик трактов охлаждаемых узлов приводило к различному их

температурному режиму. При снижении нагрузки генератора умень-

шением расхода воды, путем снижения её давления на входе в ветвь,

необходимый температурный режим обеспечить было невозможно,

так как при этом сказывался подпор со стороны сливного коллектора,

связанного с нижним бьефом (уровень установки КАГа ниже уровня

НБ). Уменьшить давление на входе в ветвь ниже 0,07-0,08 МПа по

этой причине было нельзя, иначе прекращался проток воды.

Наряду с этим, и ремонтопригодность указанных узлов КАГа

была неудовлетворительной, что требовало больших трудозатрат при

профилактике и ремонте.

Эксплуатационной организацией были предложены и реализо-

ваны технические решения по модернизации узлов КАГа, позволив-

шие увеличить надежность и несколько улучшить ремонтопригодность

аппарата. Так, присоединение первичной обмотки трансформаторов

тока к главным выводам генератора, которая теперь представляет

единую с выводами шину, позволило обеспечить ее охлаждение

дистиллированной водой от общей системы охлаждения генератора.

Токоведущий переходный узел присоединения КАГа к токопроводам

главных трансформаторов был переустроен на воздушное охлаждение

и выполнен в виде гибких перемычек большого сечения. Эти ме-

роприятия позволили отказаться от обеих автономных систем прину-

дительного охлаждения узлов дистиллированной водой. Перемычки

между корпусами трансформаторов тока, между КАГом и токопро-

водами главных трансформаторов также были переустроены на

естественное воздушное охлаждение и изготовлены из массивного

листового алюминиевого материала, чтобы обеспечить необходимое

сечение для протекания тока.

Для предотвращения отпотевания и попадания конденсата на

токоведущие части системы охлаждения корпуса и экранов КАГа

были переустроены; вместо 6 ветвей было образовано две. Одна ветвь

последовательно соединяет корпус разъединителя с половиной эк-

ранов, другая – корпус выключателя со второй частью экранов. В

каждой системе подвод воды выполнен к наиболее нагретым эле-

ментам – к соответствующим корпусам. В этих узлах вода в самом

начале тракта быстро достигает температуры, при которой выпадения

конденсата не происходит (этот процесс рассмотрен в главе 4). Лишь

в месте подключения воды на корпусе образуется небольшая область

отпотевания, не представляющая опасности. После прохождения

через тракт корпуса вода поступает в тракт охлаждения соответст-

вующего экрана, который является наименее нагретым элементом, и

450

затем через сливной коллектор в НБ. Последовательность гидрав-

лического соединения (корпус – экран), благодаря увеличению гид-

равлического сопротивления тракта, позволила поднять давление на

входе в ветвь до 0,15-0,3 МПа, что обеспечило стабильность тока воды

в тракте. При таком давлении на входе влияние подпора со стороны

сливного коллектора мало сказывается на интенсивности охлаж-

дения узлов КАГа.

Эффективность охлаждения элементов КАГов, в особенности

корпусов разъединителя и выключателя, оказалась неодинаковой по

другой причине. В нижней части корпуса, противоположной стороне

от подвода воды, образуются застойные зоны. В этих местах отла-

гается ил, содержащийся в технической воде. Кроме того, в наиболее

нагретых точках может протекать процесс отложений, рассмот-

ренный в главе 4. В период плановых ремонтов КАГов производится

промывка застойных зон корпусов раствором трилона Б через

специальные отверстия, выполненные для этой цели. Применение

технической воды зарекомендовало себя в трубчатой конструкции

охладителей, имеющих доступ для периодического их осмотра и

механической очистки. Конструкция охладителей должна учитывать

свойства хладоагента. Цилиндрическая конструкция рубашки кор-

пуса КАГа не отвечает такому условию.

Завод предусмотрел контроль за тепловым состоянием КАГа

путем измерения расхода воды с помощью расходомеров, уста-

новленных на напорных коллекторах каждой фазы аппарата. Опыт

показал, что показания расходомеров не изменяются, несмотря на

сокращение живого сечения тракта охлаждения из-за упомянутых

отложений. Поэтому службой эксплуатации установлены датчики

температуры непосредственно на корпусах разъединителя и выклю-

чателя. При достижении температуры 30

С на пункте управления

появляется сигнал. Эта уставка, которая свидетельствует о нару-

шении теплового режима КАГа, определена опытным путем. При

достижении 50

С появляется аварийный сигнал, требующий от персо-

нала принятия мер по разгрузке и отключению генератора. Попытка

эксплуатационников приблизить датчик температуры к токове-

дущим частям на расстояние 110 мм (допустимое расстояние по

правилам устройств электроустановок для напряжения 15,75 кВ

составляет 80 мм) не привела к желаемому результату из-за отбора

тепла от датчика, контактирующего с металлическим интенсивно

охлаждаемым корпусом КАГа, который был значительно больше,

чем передача тепла к датчику от токоведущих частей через воздух.

Серьезный дефект возник из-за неудачной конструкции при-

вода поступательно-перемещающихся контактов разъединителя

(рис. 6.18 поз. 4) контактной системы КАГа. Этот контакт не до-

ходил до нужного конечного положения, в результате чего нахлест

контактных поверхностей поворотных контактов был недостаточен.

451

Поэтому поступательно-перемещающиеся контакты разъединителя

были исключены из схемы оперативного действия и жестко закреп-

лены в крайнем положении так, чтобы обеспечить надежное за-

мыкание поворотных контактов.

Достаточно частые отказы КАГов происходили из-за изломов

передаточных тяг привода коммутаторов контактов вторичных цепей

(ККВЦ). Переносом ККВЦ непосредственно к месту выхода штока,

перемещающегося от поворотного контакта, была снята эта проблема.

По правилам техники безопасности при выводе в ремонт при-

соединения необходимо снять давление с привода разъединителя.

Однако при этом снималось давление и внутри корпуса (камеры)

разъединителя, поэтому воздушный межконтактный промежуток не

обеспечивал необходимую электрическую прочность. Для ликви-

дации этого дефекта было выполнено раздельное воздухоснабжение

привода и камер, обеспечившее автономность систем и надежность

отключенного состояния разъединителя.

В период освоения КАГа были выявлены и заменены детали

некачественного изготовления (пружины дутьевого клапана, не

термостойкие манжетные уплотнения, экраны из хрупких алюми-

ниевых сплавов). Была заменена заводская смазка ГОИ-54 на тер-

мостойкую ЦИАТИМ-221.

Выполнена реконструкция места подключения токопроводов

главных трансформаторов к КАГу с изменением коммутации и места

положения измерительных трансформаторов напряжения КАГа, что

увеличило пространство между КАГом и токопроводом транс-

форматора. Это позволяет после разборки компенсаторной вставки

устанавливать между КАГом и токопроводами главного транс-

форматора изолирующие крышки (со стороны токопроводов), что

обеспечивает производство ремонта выключателя и разъединителя

КАГа без ограничений.

В процессе освоения выяснилось, что КАГ не способен в оп-

ределенных условиях справиться с отключением небольшого тока.

Так, при отключении возбужденного генератора, при собранной схеме

главного трансформатора и воздушного перехода 500 кВ длиной

около 1000 м в режиме холостого хода произошел отказ КАГа, пе-

решедший в 2-х фазное короткое замыкание в цепи генераторного

напряжения. В результате этого две фазы КАГа были повреждены.

Расследование показало, что в данном режиме отключаемый ток

около 60 А, имеющий емкостной характер, не был погашен вспомо-

гательными контактами выключателя КАГа.

Требования по отключению КАГа в указанном режиме не бы-

ли заложены в технические условия на его разработку и поставку,

поэтому было принято решение, запрещающее отключение генера-

452

тора в режиме холостого хода при собранной схеме его с блоком и

переходом 500 кВ.

Для каждого головного образца оборудования, каким является

КАГ, возникновение недостатков или дефектов в период освоения –

нормальный процесс. Он показал, что идея, заложенная в конструк-

ции аппарата, принципиально приемлема. Однако в течение 15 лет

эксплуатации и доводки этого аппарата развитие мирового выключа-

телестроения продвинулось достаточно далеко, и КАГ, доведенный

лишь до нормального для данной конструкции состояния, уже не

удовлетворяет требованиям эксплуатации. Примером этого могут

служить следующие недостатки:

– любое устранение дефекта внутри аппарата требует полной

его расшиновки с демонтажем вводов, которая должна была бы

выполняться лишь в период капитального ремонта;

– трудозатраты, связанные с демонтажем большого количества

болтовых соединений, уплотнений и вспомогательных узлов, сопоста-

вимы с трудозатратами при текущем ремонте такого крупного аг-

регата, как генератор;

– КАГ был изготовлен только для Саяно-Шушенской ГЭС, т.е.

крупного серийного их производства в целом для электроэнергетики

не получилось. С прекращением выпуска аппаратов не производятся

и запасные части, поэтому без необходимого запаса сменных узлов и

деталей обеспечить длительный срок службы не представляется воз-

можным;

– отсутствие теплового контроля за состоянием контактов

токоведущих частей не позволяет предотвратить отказ на ранней

стадии их неудовлетворительного нагрева.

Кроме этих недостатков КАГ не удовлетворяет требованиям

развивающихся энергосистем, и прежде всего в отключении больших

рабочих токов в цепи генератора, например, при действии системной

ПА, и тем более, в отключении токов короткого замыкания. Не толь-

ко по коммутационной способности, но и по материалоёмкости и

ремонтопригодности КАГ уже не соответствует современному ми-

ровому уровню.

Создание токопроводов генераторного напряжения для

связи гидрогенераторов с главными повышающими трансформато-

рами являлось сложной проблемой, учитывая, что номинальный ток

составляет 28,5 кВ, а ударный ток короткого замыкания 480 кА.

Необходимо было разработать мероприятия по защите сталь-

ной арматуры железобетона и металлоконструкций, соседствующих

с токопроводами, от влияния мощного электромагнитного поля

токопроводов. Это поле могло нагревать ферромагнитные элементы

453

сверх допустимых температур, что привело бы к потере прочности

ответственных строительных конструкций (колонны, балки, стены,

перекрытия и т.п.). В отечественной практике не существовало ана-

логов решения возникшей задачи при таком номинальном токе.

Токопроводы главных выводов гидрогенератора до КАГа,

расположенного в непосредственной близости от железобетонной

“бочки” генератора, выполнены в виде водоохлаждаемых изолиро-

ванных медных шин обеих параллельных ветвей обмоток статора

(рис. 6.19). Наружный размер сечения шин 110х30 мм, а внутреннего

канала охлаждения – 80 х 10 мм. В месте прохода через окно в

“бочке” эти токопроводы выполнены с “переплетенными” фазами

таким образом, что результирующее электромагнитное поле соот-

ветствует половине полного тока фазы гидрогенератора, что снижает

его влияние на окружающие и поддерживающие токопроводы

металлоконструкции.

Рис. 6.19 Токопроводы главных выводов генератора

с водяным охлаждением

1 – место выхода от генератора; 2 – место подключения к КАГу; 3 – КАГ

Для защиты арматуры железобетона “бочки” установлены

размагничивающие короткозамкнутые витки.

Компенсация поля токопроводов с воздушным охлаждением,

начиная с КАГа, и до главных трансформаторов обеспечивается за

счет перетекания токов по их экранам. При этом разводка “тре-

454

угольника” главного трансформатора, ток в котором в

раза

меньше полного тока фазы гидрогенератора, выполнена токопро-

водом с наружным диаметром (по экрану) 1160 мм, а участок между

КАГом и треугольником – расщепленными токопроводами диаметром

880 мм, рассчитанными на половинный ток генератора.

Нейтральные выводы гидрогенераторов выполнены с помощью

таких же водоохлаждаемых шин с “переплетенными” фазами, что и

для главных выводов.

Эффективность защиты металлоконструкций была проверена

в режиме короткого замыкания на гидрогенераторе № 9 после ус-

тановки первого головного образца КАГа. Степень экранирования в

пределах КАГа оказалась вполне достаточной. Сильное поле про-

явилось только в области экранных перемычек у трансформаторов

тока, поэтому здесь были запроектированы металлоконструкции из

немагнитной стали.

Если во время испытаний на участке пофазно-экранированных

токопроводов недопустимых нагревов при токе КЗ, равном номи-

нальному – не было, то на участках главных и нейтральных выводов

генераторов с водяным охлаждением шин были обнаружены ло-

кальные места интенсивного перегрева вихревыми токами (над окру-

жающим воздухом) поддерживающих немагнитных металлических

балок до 80-90

С, т.е. абсолютная температура конструкций состав-

ляла 105-115

С. Причиной этого явилась “пучность” поля в узлах,

где “переплетенные” фазы собираются в одноименные фазы, в ре-

зультате чего получилось сложное пересечение из трех шин, которого

избежать было нельзя. Поэтому балки в этих местах были реконст-

руированы и выполнены из стеклопластиков, что сняло проблему

нагрева поддерживающих конструкций.

В устройствах релейной защиты и автоматики Саяно-Шу-

шенской ГЭС применены технические решения, в основном апро-

бированные на Красноярской ГЭС, в том числе разработанные там

впервые. Вместе с тем в связи с появлением нового аппарата КАГа

в цепи генератора, не предназначенного для отключения токов ко-

роткого замыкания, проектом было предусмотрено воздействие

токовых защит гидрогенератора и всех защит трансформатора на

отключение выключателей блока 500 кВ. Кроме того, при действии

любой защиты одного из генераторов или трансформатора пред-

усматривались гашение поля ротора и остановка турбины этого ге-

нератора, а также и параллельно работающего в этом блоке. Это

решение снижало надежность и оперативность электрической части

ГЭС. Во-первых, при отключении блока даже при незначительном

повреждении генератора, не сопровождающемся появлением тока

короткого замыкания, или при ложной работе защиты вместе с

блоком мог отключиться трансформатор собственных нужд (в блоках

455

Т1, Т3, Т4 – подключены отпаечные трансформаторы общестан-

ционных собственных нужд). Во-вторых, отключение параллельно

работающего генератора искусственно увеличивало дефицит мощ-

ности в энергосистеме. В связи с этим службой эксплуатации были

предложены и реализованы изменения в действия релейной защи-

ты блока, которые сводятся к следующему: продольная и поперечная

дифференциальные защиты генератора и трансформатора действуют

на отключение блока. Остальные защиты, в том числе “100% зем-

ляная защита”, действуют с контролем тока статора генератора. При

токе статора ниже номинального генератор отключается КАГом, если

ток превышает номинальное значение, то отключается блок вы-

ключателем 500 кВ. При отказе КАГа отключается также блок.

Службой эксплуатации было разработано несколько новых

устройств и усовершенствований проектных схем релейной защиты

и автоматики, направленных на повышение их надёжности, что в

свою очередь повысило и надёжность оборудования. Например, на

гидрогенераторах внедрена дополнительная максимальная токовая

защита оборудования всей цепи генератора, работающего в режиме

холостого хода с возбуждением и отключенного от сети КАГом,

действующая без выдержки времени на гашение поля ротора; схема

управления выключателями ВВБК-500А дополнена устройством

сигнализации, позволяющим выявить отказавший модуль выклю-

чателя в процессе коммутации; введено дополнительное устройство

автоматики по ограничению частоты в энергосистеме, действующее

на отключение генератора с помощью КАГа с контролем тока ста-

тора; разработана и внедрена автоматика, обеспечивающая перевод

генератора в режим синхронного компенсатора и обратно, а также

ряд других устройств. За 20-летний период эксплуатации не было

случаев неправильной работы устройств релейной защиты и автома-

тики, которые бы привели к развитию аварий или иным тяжелым

последствиям.

Создание сложного комплекса электротехнического оборудо-

вания и схем его работы в условиях обеспечения резкого роста еди-

ничной мощности агрегатов Саяно-Шушенской ГЭС стало возмож-

ным благодаря возникшему в свое время творческому содружеству

28 ленинградских предприятий и научных организаций, которые

совместно со строительно-монтажными и эксплуатационными ор-

ганизациями отрасли решали поставленную задачу. Значительную

роль в решении этой задачи сыграл как положительный, так и не-

гативный опыт освоения и эксплуатации оборудования Красно-

ярской ГЭС.

* * * * *

Заключительная глава.

Некоторые вопросы

эффективности ГЭС

•

Проектные решения

•

Транспортировка, хранение и монтаж оборудования

•

Пусковые комплексы

•

Научное обеспечение эксплуатации сооружений и оборудования

•

Вопросы подготовки молодых специалистов

7.1 Проектные решения

Известно, что строгий смысл понятия эффективности – это от-

ношение полезного эффекта (результата) к затратам на его получе-

ние, что похоже на коэффициент полезного действия, характери-

зующий техническую эффективность какого-либо устройства. Однако,

в технико-экономических оценках полезный результат и затраты

выражаются многими показателями, в последнее время одним из

немаловажных является социальный эффект. В самых разнооб-

разных областях жизни понятие социального эффекта имеет очень

широкое применение. Мы применяли и далее будем применять тер-

мин – эффективность, акцентируя и отмечая пользу (техническую,

экономическую, социальную) от проектных решений, как в период

строительства, так и в период освоения гидроэлектростанций, по-

лученную с учётом опыта эксплуатации, по-прежнему не прибегая

во многих случаях к чисто экономическим сравнениям на основе

каких-либо расчетов.

При оценке эффективности эксплуатации гидроэлектростан-

ций придается основное значение величине условно постоянных

затрат на производство электроэнергии (на амортизацию, заработную

плату, материалы и прочие расходы), а также коэффициенту готов-

ности ГЭС к несению нагрузки.

Известно, что в самом общем виде коэффициент готовности

(К

) выражает собой соотношение количества времени, в течение

которого ГЭС готова нести нагрузку (за вычетом времени (Т

затраченного на ремонт оборудования), с календарным временем (Т

В период проектирования в основном уделяется внимание

удешевлению стоимости сооружений и оборудования (производ-

ственных фондов), влияющему на основной показатель – сумму

амортизационных отчислений в эксплуатации. Однако опыт показы-

вает, что всесторонней проработки технических решений, влияющих

на величину объема ремонта производственных фондов, и главное, на

их надёжность (безаварийность), не проводится. Кроме того, увеличе-

ние объема ремонтных работ ведет к увеличению численности пер-

сонала, что также снижает эффективность ГЭС [9, 15, 18, 20, 27, 35, 36,

40, 41, 43, 44, 61].

Уже показано, что строительство ажурной конструкции мас-

сивно-контрфорсной плотины Красноярской ГЭС было достаточно

сложным для суровых климатических условий и уровня отечествен-

ной технологии строительства. Проблема трещинообразования в

457

458

массивных бетонных плотинах была уже известна. И тем не менее

проект контрфорсной плотины был создан. Очевидно, что количество

бетона в такого типа плотине по сравнению с гравитационной

оказалось бы значительно меньшим. В результате чего расчетный

экономический эффект был бы налицо. И этот главный фактор

сбросить со счета стало бы трудно в ситуации, когда критика до-

рогостоящих гидротехнических сооружений была массированной. В

особенности, если поводом для этого было заявление главы прави-

тельства на поздравительном митинге 10.08.1958 г. в честь завер-

шения строительства тогда самой крупной в мире Куйбышевской

гидроэлектростанции: “…несмотря на преимущества сооружения

гидроэлектростанций… возникает вопрос: какому направлению в

развитии энергетики… следует отдать предпочтение – строительству

гидроэлектростанций или тепловых электростанций?… Речь идет о

том, чтобы дать преимущество строительству тепловых электро-

станций, имея в виду выиграть время в соревновании с капи-

тализмом…”.

Менять решение в условиях уже строящегося гидроузла было

нелегко. Но соображения о необходимости повышенной надежности

плотины, в чем немалая роль отводилась факту проживания ниже

створа ГЭС более миллиона человек, побудили принять решение о

строительстве гравитационной плотины.

Приведенная в главе 2 характеристика плотины Красноярской

ГЭС свидетельствует о ее высокой надежности, что стало возможным

в результате влияния на проектное решение опыта строителей и

эксплуатационников на ранней стадии возведения гидроузлов [20].

Опыт творческого сотрудничества с проектной организацией

и влияния эксплуатационников на ранней стадии технического

проекта выразился и в других важных решениях при создании

Красноярской ГЭС. Они взвешивались и с точки зрения наименьших

затрат, и обеспечения наибольшей надежности будущей эксплуата-

ции ГЭС. К их числу относится, в частности, уже показанный выбор

уровня заложения водоприемников гидротурбин. При рассмотрении

этого вопроса ставилась задача сохранения наилучшего состояния

рабочих колес турбин при воздействии кавитации и вибрации,

связанной с пульсацией потока. Не в пример Братской ГЭС, где было

реализовано решение по устройству водоприемников гидротурбин со

значительным заглублением, позволявшее подать воду на турбину

при напоре существенно ниже расчетного. Это решение было под-

чинено задаче пуска первого агрегата ценой выполнения предельно

минимизированного объёма строительно-монтажных работ, вместо

поиска иного проектного варианта для условий Братского гидроузла

с водохранилищем многолетнего регулирования. Медленное его

наполнение в течение нескольких лет и следовательно, большая за-

держка по достижению номинального напора является для данного