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

Подождите немного. Документ загружается.

489

Рис. 7.9 Диаграмма наполнения водохранилища, ввода агрегатов в

эксплуатацию и очередности пропуска строительных расходов

ных расходов (рис. 7.9) видна ярко выраженная многоэтапность

возведения плотины. Однако, основываясь на этом опыте, можно

представить и альтернативный вариант, который мог бы принести

большую эффективность. Представлялось бы целесообразным

возведение ГЭС и плотины осуществить в два ярко выраженных

этапа. На первоначальном (это может быть один из вариантов схемы

строительства с первоначальной ГЭС) этапе могла бы быть возведена

плотина и здание ГЭС с четырьмя – пятью агрегатами, работающими

при напорах 60-120 м, что обеспечивается применением сменных

рабочих колес гидротурбин. Пропуск строительных расходов осу-

ществлялся бы соответствующими этим этапам водосбросами.

Второй этап позволил бы возводить и омоноличивать плоти-

ну, не подвергая её преждевременно гидростатической нагрузке. И

только после полного окончания всех работ по плотине было бы раз-

решено поставить её под проектную нагрузку. К этому времени было

бы готово здание ГЭС и смонтированы остальные 5-6 гидроагрегатов

490

со штатными рабочими колесами гидротурбин, которые и начали бы

вырабатывать электроэнергию, а первые 4-5 агрегатов были бы

остановлены для переоборудования с заменой временных рабочих

колёс на штатные и перевод водоприемников гидротурбин на пос-

тоянное место.

Фактическое многоэтапное возведение плотины Саяно-Шу-

шенского гидроузла заметного энергетического эффекта не принесло,

что видно из следующего расчета. Каждый агрегат на Саяно-

Шушенской ГЭС, оборудованный сменным РК гидротурбины, выраба-

тывал в среднем в год 2,3 млрд. кВт

ч. С того момента, когда

строительная готовность напорного фронта позволила создать объем

водохранилища для круглогодичной работы гидротурбин со смен-

ными рабочими колесами, и до момента, когда готовность плотины

позволила создать объем водохранилища, обеспечивающий кругло-

годичную работу агрегатов со штатными рабочими колесами, прошло

8 лет (1978-1986 гг.). Фактическая выработка электроэнергии Сая-

но-Шушенской ГЭС за этот период составила 76,7 млрд. кВт

ч. За

этот же восьмилетний период предлагаемая первоначальная ГЭС,

состоящая из 5 агрегатов со сменными РК гидротурбин, выработала

бы почти такое же количество электроэнергии. Если принять, что из

5 агрегатов работали бы постоянно 4,5 агрегата с учетом ремонта, то

получим 2,3

4,5 = 82,8 млрд. кВт

ч, т.е. энергетический эффект

был бы даже несколько выше.

Условия возведения уникальной арочно-гравитационной вы-

сокой плотины были бы в этом варианте исключительно благо-

приятными для ее напряженно-деформированного состояния. А

кроме того, лесоочистка берегов каньона для подготовки ложа

водохранилища встретила бы значительно меньше осложнений,

поскольку промежуточный уровень его в течение многих лет

позволил бы организовать эту работу с воды с помощью плавсредств.

Если просуммировать изложенные мероприятия, то издержки на

изготовление 3-х дополнительных сменных РК в предлагаемом ва-

рианте были бы не только компенсированы, но и получена прибыль

от эффекта всего вместе взятого.

И наконец, можно представить принципиально иную кон-

цепцию организации строительства крупных гидроузлов в слабо

обжитых районах с помощью индустриальных плавсредств, о чем

было уже сказано. На деле же пока существует только один подход

в организации строительства – сосредоточить к пуску первого

агрегата многотысячный коллектив строителей, поскольку на этот

период приходится пик строительно-монтажных работ. Например,

исследования социально-экономических вопросов в связи с освое-

нием региона Канско-Ачинского топливно-энергетического комп-

лекса (КАТЭК) [73] показали, что новые социальные процессы

развивались стихийно. Столкнулись интересы уже сложившейся

491

системы промышленной и сельскохозяйственной среды с интересами

вновь формирующейся производственной инфраструктуры. Отвле-

калось трудоспособное население от сельскохозяйственного произ-

водства. В гидроэнергостроительстве это особенно ярко проявляется

при переносе жилых построек и переселении населения из зоны

будущего водохранилища. Такой же процесс шел и при строительст-

ве Красноярской и Саяно-Шушенской ГЭС. В сельских поселениях

и маленьких городах миграционный отток в несколько раз превысил

естественный прирост населения. Возникла психологическая не-

подготовленность местного и приезжего населения к чрезвычайно

быстрым и глубоким переменам во всех сферах жизни. Организа-

ции, ведущие застройку и новое промышленное освоение региона,

почти не учитывали социальные интересы местного населения. Не-

стабильность населения в городах КАТЭКа, отсутствие чувства хо-

зяина, ощущение у строителей “временности” проживания привели

к развитию таких негативных тенденций, как пьянство и хулиганство,

что усиливало миграцию. Так, по данным Красноярского госуни-

верситета, 18,3% людей, уезжающих из г. Ачинска, назвали ос-

новной причиной отъезда высокий уровень хулиганства в городе

[73]. Отмечается в такой ситуации факт “растворения” традиционных

культурных и моральных ценностей личности исконно сибирского

склада в массе временных и случайных ценностей, формирующихся

вследствие постоянно обновляющейся социальной среды. Объем

инфраструктуры на крупных гидростройках страны никогда не со-

ответствовал цивилизованным потребностям. В проектах расчетом

определялся обязательный резкий прирост трудовых ресурсов на пик

строительного производства, но никаких адекватных проектных

решений по обеспечению полноценных бытовых условий не прора-

батывалось. В результате на большинстве крупных гидростроек

многие годы существовали, а есть и поныне существующие, диском-

фортные поселки. Все эти факторы существенно снижали эффектив-

ность строительства гидроэлектростанций и их последующей эксп-

луатации. Создание мобильных индустриальных плавсредств с

размещением на них высокомеханизированных колонн – путь ре-

шения этой проблемы и путь к возрождению гидроэнергетического

строительства и его развития.

7.4 Повышение эффективности гидроагрегатов

в энергосистеме по регулированию ее параметров

Для современной электроэнергетики роль малых и средних

гидроэлектростанций в регулировании режимов энергосистем

утрачена. При появлении сверхмощных турбо- и гидроагрегатов

задача покрытия дефицита графика активной нагрузки в энерго-

492

системе может быть решена путём использования мобильных

гидроагрегатов сопоставимой мощности, поскольку других генери-

рующих сверхмощных источников пока не создано. Действительно,

при неплановом и внезапном отключении, например, блока 800 МВт

Березовской ГРЭС в Красноярской энергосистеме компенсировать

такую мощность способны большие ГЭС с крупными гидроагрегатами

в составе объединенной энергосистемы Сибири. Это же положение

справедливо и в случаях непредвиденных выходов из строя крупных

гидроагрегатов ГЭС.

К распространенным режимам работы агрегатов ГЭС, обес-

печивающим регулирование активной нагрузки в энергосистеме,

относятся пуски – остановки гидроагрегатов, быстрый набор и

снижение мощности от нуля до полной и обратно, глубокое и не-

прерывное (часто интенсивное) изменение нагрузки в широких

пределах (60-90%) при регулировании частоты тока в электрической

сети, частые переводы агрегата из генераторного режима в режим

синхронного компенсатора. Кроме того, для обеспечения устойчи-

вости энергосистемы в зависимости от ситуации, связанной с не-

предвиденным отключением линий электропередачи, автоматичес-

ки отключается необходимое количество гидроагрегатов, в этом

случае происходит мгновенный сброс нагрузки с последующим

повышением частоты вращения агрегата.

К таким нестационарным режимам с глубоким и резким из-

менением нагрузки гидрогенераторы 500 МВт Красноярской ГЭС

оказались не приспособленными. На быстрое протекание процесса

теплообмена в обмотке статора, благодаря непосредственному

водяному её охлаждению, ручное регулирование, предусмотренное

проектом, отреагировать своевременно не способно. Поэтому во

избежание перегрева обмотки гидрогенераторы использовались в

стационарных режимах, что не отвечало требованиям мобильности

их в энергосистеме.

Неудовлетворительное проектное решение можно увидеть из сле-

дующего. Количественно теплоотдача описывается формулой Ньютона:

Q = α (t

- t

ст

) F

τ, где

Q – количество тепла, которым обменивается стенка и жид-

кость между собой;

α – коэффициент теплоотдачи;

– температура жидкости;

ст

– температура стенки;

F – поверхность соприкосновения стенки и жидкости;

τ – время теплообмена.

493

С позиции воздействия на процесс регулирования теплового

состояния обмотки интерес представляет время теплообмена, которое

получим, переписав формулу Ньютона:

Если сравнить время теплообмена у двух гидрогенераторов, у

одного из которых непосредственное, а у другого косвенное охлаж-

дение обмотки, то при прочих равных условиях выражение:

можно заменить постоянным коэффициентом К=Соnst, тогда вы-

ражение времени теплообмена получит вид:

[44].

При турбулентном движении воды внутри обмотки коэффи-

циент теплоотдачи α

вод

= 500 ÷10000, а для газа также при турбулент-

ном движении коэффициент теплоотдачи α

газ

= 10÷100.

Время теплообмена, исходя из полученного выражения, для

гидрогенератора с непосредственным водяным охлаждением на два

порядка меньше, нежели в случае применения косвенного охлаж-

дения при отводе одного и того же количества тепла при одной и

той же поверхности теплоотвода. В действительности площадь

соприкосновения с водой вдвое больше, чем при косвенном охлаж-

дении обмотки воздухом, и в связи с этим обеспечить регулирование

теплообмена вручную невозможно, даже если специально для этой

цели держать дежурный персонал, так как человек может вовремя

не отреагировать.

На основе проведённых на Красноярской ГЭС натурных ис-

следований была разработана и внедрена автоматическая система

регулирования теплового режима обмотки статоров на всех гидро-

генераторах. Это обеспечило их высокую мобильность в энергосис-

теме по регулированию активной мощности.

Развитие энергетических систем с увеличением длины линий

электропередачи, уровня напряжения, присоединением к сети

крупных турбо- и гидроагрегатов существенно повлияло на то,

какими свойствами должны обладать генерирующие источники.

Конструкторская мысль при создании сверхмощных агрегатов

предполагала их использование в достаточно щадящих стацио-

нарных режимах, если не в предписывающей форме, то в виде

консультативных рекомендаций. Однако интенсивное развитие

энергосистем создает условия, при которых каждый последующий

крупный генератор все труднее содержать в особом щадящем ре-

494

жиме, и он очень скоро начинает участвовать в практически возникаю-

щих режимах регулирования параметров электрической сети [62].

В больших энергетических системах суммарная электрическая

емкость сети очень высокая, что все больше выдвигает требования

к использованию синхронных генераторов в режиме потребления

реактивной мощности (в режиме недовозбуждения). Особое место

занимают исследования режимов сверхмощных гидрогенераторов,

когда они работают с активной нагрузкой, близкой к номинальной, в

условиях избытка реактивной мощности в электрической сети,

требующих одновременного использования гидрогенераторов в ре-

жиме недовозбуждения. Это имеет большое практическое значение

в деле повышения эффективности гидроэлектростанции, поскольку

сокращаются потери воды, менее изнашивается оборудование, так как

турбина работает в оптимальной зоне КПД. Это положение остается

справедливым и в тех случаях, когда используется перевод гене-

раторов в режим синхронного компенсатора с отжатием воды из

зоны РК турбины, так как здесь расходуется электроэнергия на

вращение агрегата.

У обычных гидрогенераторов средней мощности с косвенным

охлаждением, где использование активных материалов сравнительно

невысокое, и, в частности, невелики токовые нагрузки, нет жёсткого

ограничения режима недовозбуждения по признаку нагрева крайних

пакетов сердечника статора. Пределы режима недовозбуждения таких

гидрогенераторов определяются их статической устойчивостью в

электрической сети. У гидрогенераторов большой мощности с непос-

редственным водяным охлаждением токовые нагрузки резко возрос-

ли, что изменило отношение к температурному состоянию торцевой

части активного железа статора. В этой связи на гидрогенераторах

Красноярской ГЭС возникла необходимость исследовать этот вопрос.

Известно, что суть физического явления, приводящего к по-

вышенному нагреву элементов торцевых зон сердечников статоров

гидрогенераторов в режиме недовозбуждения, сводится в общем виде

к возникновению в зоне лобовых частей обмотки статора результи-

рующей магнитодвижущей силы (МДС) генератора продольно-на-

магничивающего характера, что приводит к появлению больших

аксиальных составляющих электромагнитных полей рассеяния [50].

Эта составляющая достигает максимума вблизи воздушного зазора

и по мере удаления от него падает по закону, близкому к параболи-

ческому. Величина аксиальной составляющей индукции у гидроге-

нератора 500 МВт Красноярской ГЭС составляет:

на ступеньках крайних пакетов сердечников статоров (50-80%

от индукции в воздушном зазоре) – 4000 - 6000 Гаусс;

на нажимной плите – 500 Гаусс.

495

Существующие методы не позволяют достаточно точно рассчи-

тать величину нагрева торцевых зон сердечников статоров, поэтому

возникает необходимость получения этих данных при натурных

испытаниях.

Таким образом, для решения проблемы регулирования реак-

тивной мощности в энергосистеме путем перевода генератора в

режим потребления (недовозбуждения) при активной его нагрузке,

близкой к номинальной, необходимо было выяснить фактические

пределы статической устойчивости и температурное состояние тор-

цевой зоны сердечников гидрогенераторов.

Натурные испытания, проведенные совместно Красноярской

ГЭС и ВНИИЭлектромашем (Г. В. Карпов), показали, что по услови-

ям статической устойчивости у гидрогенераторов 500 МВт имеются

определённые запасы.

Экспериментальная проверка предельного значения внутрен-

него угла гидрогенератора θ, при котором наступает потеря его ста-

тической устойчивости, была проведена в реальных условиях работы

агрегата в сети с активной нагрузкой. Результаты экспериментов

приведены в таблице 87. Каждый опыт начинался с определенной

ступени нагрузки при Соsϕ =1. Во избежание возникновения асин-

хронного хода гидрогенератора ток возбуждения очень медленно и

плавно уменьшался со строгим постоянным контролем изменения

угла θ. Начало самопроизвольного сползания стрелки прибора

указывало на границу статической устойчивости гидрогенератора, и

опыт прекращался. Подобные эксперименты на крупном действую-

щем оборудовании проводятся весьма редко и относятся к уникаль-

ным и особо ответственным опытам, требующим от исследователей

особого искусства.

Таблица 87

Частота

тока в

сети,

Ток

ротора

генера-

тора,

Линейное

напряже-

ние

статора

генератора

(

среднее)

Ток

статора

генератора

(

редний)

Активная

мощность

генера-

тора,

Реактив-

ная

мощность

генера-

тора,

Кажущая-

ся мощ-

ность

генера-

тора,

Внутрен-

ний угол

гене-

ратора,

Гц А кВ кА МВт МВар

МВ

эл

градус

49,88 2447 15,23 18,74 491,2 -57,4 493,5 41

49,89 2359 15,11 19,0 491,2 -94,6 497,0 44

49,90 2296 14,99 19,36 492,0 -123,0 502,5 47

49,91 2254 14,83 19.60 491,2 -167,3 503.0 49

49,90 2193 14,79 20,30 492,0 -179,6 519,0 52

49,89 2111 14,57 21,53 491,2 -238,7 543,0 58

496

Из таблицы видно, что при активной нагрузке гидрогенератора

около 500 МВт в режиме недовозбуждения ( Соsϕ ≈ 0,9 ) потребление

реактивной мощности составило 238,7 МВар и угол θ достиг 58

48,

т.е. по условиям статической устойчивости потребляемая реактив-

ная мощность может быть достаточно большой почти при номинальной

активной нагрузке гидрогенератора. Получив такие результаты, необхо-

димо было выяснить пределы режима недовозбуждения гидрогенера-

тора по условиям нагрева торцевой зоны сердечников статоров.

Совместными исследованиями Красноярской ГЭС и НИИ ЛЭО

“Электросила” (И. Ф. Филиппов) была измерена температура непос-

редственно на поверхности пакетов железа с помощью термопар, а

также с использованием штатного термоконтроля гидрогенераторов

(рис. 7.10).

Рис. 7.10 Схема установки термопар в сегментах активной стали

гидрогенератора № 1 Красноярской ГЭС

Эксперимент был проведен на 4-х гидрогенераторах. На одном

из них выборка точек измерений была достаточно большой и со-

ставила 51 штуку. Средняя температура превышения над холодным

воздухом зафиксирована 74,6

С. В таблице 88 приведены данные

497

температуры, полученные в одном из опытов в зубце № 243 сердеч-

ника гидрогенератора № 1.

Таблица 88. Превышение температуры железа крайних пакетов в зубце

№ 243 сердечника статора на гидрогенераторе № 1 Красноярской ГЭС

в режиме холостого хода и под нагрузкой 500 МВт

Необходимо было определить максимальную расчётную ве-

личину превышения температуры крайних пакетов железа сердеч-

ников статоров над охлаждающим воздухом. Для этого был принят

нормальный закон распределения случайных величин из теории

вероятностей. Расчёт производился по [59]. В расчете была принята

надежность 95%, для которой коэффициент, учитывающий рас-

сеивание, составляет ε = 2, а выборка принята n = 51.

Тогда максимальная расчётная температура превышения над

холодным воздухом Х

max

, определённая с надёжностью 95%, которую

не превысит температура на крайних пакетах железа сердечника, в

целом на гидрогенераторе будет:

где – средняя температура в двух верхних (№ 1 и № 2) и

двух нижних крайних пакетах (№ 22 и № 23), равная 74,6

С;

– среднее квадратическое отклонение;

n – выборка.

№

опыта

Режим работы

гидро-

генератора

Сечения

измерения

Превышение температуры, С

№№ термопар

Температура

холодного

воздуха, С

1 2 3 4 5

1. Холостой ход

Нагрузка

А-А

23,2

23,6

2. Холостой ход

Нагрузка

Б-Б

23,2

23,6

3. Холостой ход

Нагрузка

В-В

23,2

23,6

4. Холостой ход

Нагрузка

Г-Г

23,2

23,6

5. Холостой ход

Нагрузка

Д-Д

23,2

23,6

6. Холостой ход

Нагрузка

Е-Е

23,2

23,6

498

= 13,6

= 74,6+2

13,6 = 102

С.

Предельно допустимая величина температуры холодного воз-

духа по правилам технической эксплуатации составляет 35

C, т.е. в

нашем случае расчетная величина максимальной температуры крайних

пакетов железа сердечника статора может достичь 102

+ 35

= 137

С.

Согласно заводским нормам для изоляции класса В, которая

применена на обмотках гидрогенераторов Красноярской ГЭС, допус-

тимая температура составляет 130

С. Однако в условиях Красно-

ярской ГЭС по многолетним наблюдениям из-за низкой температуры

воды в водохранилище, откуда идет её забор на охлаждение воздуха

в гидрогенераторах, максимальная температура холодного воздуха,

поступающего из воздухоохладителей, достигает только 25-27

даже в летнее время. Таким образом, максимальная абсолютная

величина температуры крайних пакетов железа сердечников гид-

рогенераторов из этого расчёта может достичь 102

+ 27

= 129

С, т.е.

подойдёт к предельно допускаемой заводскими нормативами.

Натурные исследования также показали, что основным

ограничивающим условием при работе гидрогенераторов Краснояр-

ской ГЭС в режиме недовозбуждения является нагрев торцевой

зоны их сердечников статоров. Фактические максимальные темпе-

ратуры, полученные в опытах, приведены в таблице 89.

Таблица 89. Измеренная средняя и максимальная величина превышения

температуры крайних пакетов железа сердечников статоров

над температурой холодного воздуха

Приведённые данные были получены после реализации ряда

разработок по реконструкции узлов гидрогенераторов, вызванных

необходимостью повышения их мобильности в энергосистеме, что

уже было показано в разделе “Гидрогенераторы”.

В результате этих работ и последующих натурных исследо-

ваний гидрогенераторов в режиме недовозбуждения была получена

следующая зависимость допустимых реактивных ёмкостных на-

Номер гидрогенератора Режим гидрогенератора

Средняя

температура

Максимальная

температура

Гидрогенератор № 1 перевозбуждение 79

С -

Гидрогенератор № 2 недовозбуждение 93

С -

Гидрогенератор № 5 недовозбуждение - 105

Гидрогенератор № 11 недовозбуждение - 102