Гидротурбинные установки

3.3.1. При эксплуатации гидротурбинных установок должна быть обеспечена их бесперебойная работа с максималь­но возможным для заданной нагрузки и действующего напора коэффициентом полезного действия (КПД). Оборудование гидроэлектростанции должно быть в по­стоянной готовности к максимальной располагаемой на­грузке и работе в насосном режиме для оборудования гидроаккумулируюших станций.

Бесперебойная работа гидротурбинных установок обеспечивает надежную работу гидроэлектростанций (ГЭС) по выработке электроэнергии в соответствии с заданной ей нагрузкой или заданным режимом автоматического ре­гулирования мощности, частоты или перетока мощности по линиям электропередачи, а также постоянную готов­ность резервных гидроагрегатов к принятию нагрузки.

Под надежностью понимается способность оборудова­ния работать безотказно. При этом отказом считается со­бытие, которое нарушает работоспособность оборудова­ния и отдельных его узлов и при котором их параметры выходят за пределы допустимых значений и не выполня­ются заданные функции.

Хорошо запроектированное, изготовленное, смонтиро­ванное и правильно эксплуатируемое оборудование в те­чение расчетного периода не должно отказывать в работе. Однако, как показывает опыт, вероятность безотказной работы, как правило, не достигает 100%.

Частота, с которой происходят отказы оборудования, является одним из параметров математического определения надежности и называется интенсивностью отказов. Интен­сивность отказов измеряется числом отказов за определенный период (например за 1000 ч) работы устройства.

Свойство оборудования сохранять работоспособность до наступления предельного состояния при установлен­ной системе технического обслуживания и ремонта назы­вается долговечностью.

Приспособленность установки к предупреждению, об­наружению и устранению причин отказов характеризует ее ремонтопригодность.

Термины и определения основных понятий в области надежности, а также показатели надежности приведены в ГОСТ 27002-89 [1].

Отдельные показатели надежности, относящиеся к гидротурбинам, приводятся в ГОСТ 26945-86 [2].

Для характеристики надежности гидротурбин (гидро­агрегатов) используется такой показатель, как коэффици­ент технического использования К_ти:

где Т_КАЛ – календарный период наблюдения, принимаемый при анализе надежности равным одному году (8760 ч); Т_ГЕН — суммарное число часов работы гидроагрегата в генераторном режиме за период Т_кал; Т_ск — суммарное число часов работы гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора за период Т_кал

Средний К_ти по всем ГЭС России составляет в настоя­щее время 0,89 — 0,90.

Бесперебойная и надежная работа гидротурбинных ус­тановок в значительной степени зависит от уровня эксп­луатации, своевременной реконструкции и модернизации оборудования, замены изношенных узлов, качества ремонт­ных и наладочных работ.

Для организации эффективной и надежной эксплуата­ции гидротурбинных установок необходимо после комп­лексного их опробования (в период освоения) провести натурные испытания. Эти испытания позволят: выявить недостатки проектирования, изготовления и монтажа обо­рудования; проверить выполнение технических условий и заводских гарантий по энергетическим и механическим характеристикам, гарантий регулирования гидротурбин; проверить надежность отдельных узлов и гидроагрегатов в целом; установить оптимальные режимы и условия ра­боты гидроагрегатов; определить действительные запасы статической и динамической устойчивости гидрогенера­торов при параллельной работе в энергосистеме. Объем и содержание таких испытаний определены в [3]. Большая часть испытаний проводится специализированными орга­низациями — ОРГРЭС, ВНИИЭ и другими или службами энергетических объединений, так как требует специальной подготовки персонала и высокой оснащенности средства­ми измерения.

Для повышения надежности работы оборудования в первую очередь следует выявлять элементы оборудования с низкой надежностью, обеспечивать их восстановление или замену более надежными и долговечными, в том чис­ле; заменять лопасти рабочих колес гидротурбин, выпол­ненных из обычных углеродистых сталей, лопастями из кавитационно-стойких (нержавеющих) сталей; своевремен­но восстанавливать места кавитационных повреждений лопастей рабочих колес и других элементов проточной части гидротурбин, заделывать появившиеся трещины на лопастях рабочих колес; совершенствовать и своевременно заменять уплотнения лопастей рабочих колес, валов гид­роагрегатов, маслованн подпятников и подшипников.

Кроме того, необходимо: улучшать системы охлажде­ния гидрогенераторов, подпятников и подшипников; сле­дить за равномерным распределением нагрузки на сегмен­ты подпятников, улучшать систему температурного конт­роля за их работой; совершенствовать способы и аппара­туру эксплуатационного контроля за электрическими и ме­ханическими параметрами работы гидроагрегатов; упро­щать вспомогательные системы оборудования гидротур­бинной установки (смазки, технического водо- и воздухо- снабжения, водооткачивающего и другого оборудования); совершенствовать системы автоматического управления путем внедрения современных микропроцессорных уст­ройств и сокращения количества реле, контактов, гидро­блокировок и т.п.

Надежность оборудования в большой степени зависит от качества выполняемых ремонтных работ, поэтому на ГЭС и в энергообъединениях необходимо вести постоянную ра­боту по совершенствованию организации ремонта.

Оптимальный КПД ГЭС следует рассматривать с уче­том заданной нагрузки, напора и режима ее работы в энер­госистеме. Режим работы ГЭС задается с учетом интере­сов энергосистемы исходя из получения максимального экономического эффекта. Основными энергетическими по­казателями ГЭС являются ее установленная мощность, годовая выработка электроэнергии и удельный расход.

Установленной мощностью ГЭС называется суммарная номинальная мощность всех ее генераторов. Установленная мощность исчисляется при расчетном coscp. Годовая выра­ботка электроэнергии ГЭС зависит от водности реки. Отно­шение годовой выработки электроэнергии ГЭС к ее установленной мощности называется числом часов исполь­зования установленной мощности. В зависимости от фун­кций ГЭС в энергосистеме число часов использования со­ставляет для ГЭС, работающих в пиках графика нагрузки, 1000-3000, для базисных ГЭС 6000-6500 [4].

Удельный расход воды определяет количество (объем) воды, необходимый для выработки 1 кВт∙ч электроэнергии.

Одним из основных технико-экономических показате­лей ГЭС является себестоимость электрической энергии. Себестоимость электрической энергии 5 [коп/(кВт∙ч)] оп­ределяется делением ежегодных издержек производства И_э (руб) на количество энергии Э_ш (кВт∙ч), отпущенной за год с шин высокого напряжения;

Значение Э равно годовой выработке электрической энергии ГЭС за вычетом расхода на собственные нужды и потерь в трансформаторах.

Чем выше годовая выработка электроэнергии, тем ниже ее себестоимость, так как годовые издержки производ­ства ГЭС мало зависят от выработки электроэнергии. Ежегодные издержки ГЭС включают эксплуатационные затраты (зарплата персонала, материалы, текущий ремонт и др.) и отчисления на амортизацию сооружений и обору­дования (реновация и капитальный ремонт). Последние составляют до 70 — 80% полных ежегодных издержек ГЭС и, следовательно, такую же долю в себестоимости элект­роэнергии. При средней себестоимости электроэнергии на ГЭС в 2001 -2003 гг. 8,8 коп/(кВт∙ч) себестоимость на ГЭС мощностью более 1 млн. кВт составляет 7,2, а на более мелких — 10,4 коп/(кВт∙ч).

При энергетическом использовании водотока оптималь­ный режим работы ГЭС определяется по минимуму еже­годных издержек объединенной энергосистемы при со­блюдении баланса мощности и выработки электроэнер­гии и поддержании надлежащего качества электроэнер­гии по частоте и напряжению. При заданном электропот­реблении минимум ежегодных издержек соответствует минимуму себестоимости энергии объединенной энерго­системы. В расчетах с некоторым приближением счита­ются постоянными все эксплуатационные расходы энер­госистемы, кроме расходов на топливо. При этом крите­рием оптимальности режима работы ГЭС становится ми­нимум стоимости расходуемого топлива на тепловых элект­ростанциях энергосистемы. Это условие выражается в виде 2СВ = min, где В — расход топлива, С — стоимость его единицы массы. При одинаковой стоимости топлива на всех электростанциях энергосистемы условием оптимальности можно считать минимум расхода топлива, т.е. 2В = min.

В приближенных расчетах годичного регулирования стока считается, что минимуму расхода топлива соответ­ствует максимум выработки энергии ГЭС при выполне­нии гарантий по участию ГЭС в покрытии максимумов нагрузки энергосистемы. Для обоснования суточного режи­ма работы энергосистемы критерий максимума выработки электроэнергии на ГЭС не может быть применен. Известно, что суточное регулирование обычно вызывает потерю энер­гии и поэтому максимуму выработки энергии ГЭС соответ­ствует базисный режим ее работы без суточного регулиро­вания. Но при этом тепловые электростанции должны рабо­тать в пиковых режимах с повышенными удельными расхо­дами топлива, что в конечном счете приведет к увеличению расхода топлива по энергосистеме. Кроме того, при базис­ной работе ГЭС в маловодный период снижается ее распо­лагаемая мощность, вследствие чего может быть нарушен баланс мощности энергосистемы. Поэтому оптимизация су­точных режимов работы ГЭС производится по минимуму стоимости или расхода топлива в энергосистеме.

Расчетами годовых, сезонных и суточных режимов ра­боты ГЭС занимаются специальные службы энергообъе­динений, ОДУ и ЦДУ в зависимости от мощности ГЭС и ее территориального расположения. Режим работы ГЭС задается диспетчером энергосистемы в виде диспетчерского графика нагрузки или путем управления гидроагрегатами ГЭС по каналам телемеханики с диспетчерского пункта энергосистемы (объединенной энергосистемы).

В отдельных случаях в определенное время суток неко­торые крупные ГЭС, оснащенные специальной ап­паратурой, привлекаются к автоматическому регулирова­нию частоты либо перетоков мощности по линиям элект­ропередачи (например, Волжские и Боткинская ГЭС и др.).

Для всех режимов ГЭС обязательным условием явля­ется работа гидроэнергетического оборудования с наи­высшим КПД.

Мощность гидротурбины N_T (кВт) определяется по формуле

где Q — расход воды, проходящей через турбину, м³/с; Н_т — напор турбины, м; η_т – КПД.

При изменении нагрузки турбины изменяются расход воды и КПД. Взаимная связь основных параметров турби­ны, работающей с постоянной частотой вращения, опре­деляется ее рабочими и эксплуатационными характерис­тиками. Рабочая характеристика представляет собой за­висимости КПД гидротурбины от мощности η_т = f (N_T) при постоянных частоте вращения и напоре. На рисунке 3.3.1 изображена группа рабочих характеристик гидротур­бин различных типов. Как видно из рисунка 3.3.1; поворотно-лопастные и ковшовые гидротурбины имеют более пологую характеристику с относительно малым изменением КПД при изменении нагрузки в рабочей зоне (примерно от 30 до 100%) по сравнению с радиально-осевыми и пропеллер­ными гидротурбинами. Из этого следует, что при выборе ГЭС для регулирования частоты энергосистемы следует отда­вать предпочтение тем ГЭС, на которых установлены пово­ротно-лопастные или ковшовые гидротурбины.

Рисунок 3.3.1 – Рабочие характеристики гидротурбин различных типов

1 — радиально-осевая; 2 — пропеллерная; 3 — по­воротно-лопастная; 4 — ковшовая

Работа пропеллерных и радиально-осевых гидротурбин при нагрузках ниже зоны оптимальной мощности (75—100%) экономически невыгодна, так как приводит к существен­ному снижению КПД ГЭС. Однако в оптимальном режи­ме современные крупные радиально-осевые гидротурби­ны имеют КПД более высокий, чем поворотно-лопастные.

В ряде случаев рабочие характеристики пропеллерных _й радиально-осевых гидротурбин могут заканчиваться ха­рактерным загибом (см. рисунок 3.3.1), соответствующим срыву мощности из-за резкого ухудшения гидродинами­ческого режима при близком к полному открытию направ­ляющего аппарата. Работа гидротурбин в зоне срыва мощ­ности недопустима из-за резкого развития кавитации, сни­жения КПД и, как правило, повышения вибрации опор­ных частей гидроагрегата.

Рабочие характеристики не дают, однако, полного пред­ставления о работе гидротурбин из-за отсутствия на них ряда нужных показателей, кроме того, они неудобны для эксплуатационного персонала, так как для каждого рабо­чего напора необходимо иметь отдельную кривую. Для получения полной картины энергетических и кавитационных свойств гидротурбины заводами-изготовителями вы­даются эксплуатационные характеристики.

Эксплуатационная характеристика представляет собой семейство линий, равных КПД, построенных в коор­динатных осях N и Н (рисунок 3.3.2).

Рисунок 3.3.2 – Эксплуатационная характеристика поворотно-лопастной гидротурбины

1 — линия ограничения мощности гидротурбины; 2 — линия ог­раничения мощности гидрогенератора

Одной из основных для гидротурбины является ее кавитационная характеристика. Кавитация обычно приво­дит к разрушению металла лопастей, облицовки камеры и других элементов гидротурбины, снижает КПД гидротур­бины и механическую прочность ее узлов. Кавитационные явления присущи всем реактивным гидротурбинам. По мере развития кавитации возрастает шум в проточной части гидротурбин, увеличивается вибрация крышки турби­ны и других опорных частей гидроагрегата, происходят па­дение КПД и срыв мощности. В целях уменьшения кавитационной эрозии металла ведется постоянный поиск наибо­лее кавитационно-стойких материалов для изготовления ра­бочих колес и проточной части гидротурбин. Опыт экс­плуатации гидротурбин показывает, что высоколегирован­ные нержавеющие стали 12Х18Н10Т, 10X13, 10Х12НД 10Х14АП2 и наплавки электродами аустенитного класса типа ЦЛ9, ЦЛ11, ЭА395/9, а также высокохромистые 1Х13иХ17Н2 обеспечивают длительную работу гидротурбин без заметно­го кавитационного износа в течение нескольких лет [5].

Однако основной мерой защиты реактивных гидротур­бин от кавитации является достаточное заглубление рабо­чих колес. С этой точки зрения чрезвычайно важным яв­ляется правильное назначение расчетного коэффициента кавитации а на основании испытаний модели рабочего колеса. Физически коэффициент кавитации представляет собой отношение абсолютного давления в исследуемой точке к рабочему напору. Для современных отечественных поворотно-лопастных и пропеллерных гидротурбин рас­четный кавитационный коэффициент о колеблется в пре­делах от 0,2 (средненапорные) до 1,4 (низконапорные), для радиально-осевых — в пределах от 0,03 (высоконапорные) до 0,25 (средненапорные).

Исключение или уменьшение кавитации гидротурбин достигается расположением рабочего колеса на высоте по отношению к уровню нижнего бьефа, не превышающей допустимого значения по условиям бескавитационной ра­боты. Высота расположения рабочего колеса по отношению к уровню нижнего бьефа называется высотой отса­сывания, ее значение определяется как разность отметки плоскости гидротурбины с минимальным давлением и уров­ня воды в нижнем бьефе. Обычно в качестве таких плос­костей принимаются: для вертикальных радиально-осевых и диагональных — середина высоты направляющего аппа­рата; горизонтальных радиально-осевых и поворотно – ло­пастных – плоскость, проходящая через ось вала гидро­агрегата; вертикальных поворотно-лопастных и пропеллер­ных гидротурбин — плоскость осей поворота лопастей рабочего колеса.

Высота отсасывания считается положительной, если уровень воды в нижнем бьефе находится ниже указанных плоскостей, и отрицательной, если выше.

Допустимая по условиям бескавитационной работы высота отсасывания приближенно может быть определе­на по формуле

где Н — рабочий напор, м;

σ — кавитационный коэффициент; В —  расчетное барометрическое давление,  равное.  —  (здесь 10,33 – атмосферное давле­ние на уровне моря, м вод. ст.);  — абсолютная отметка расположения турбины над уровнем моря, м. Для уменьшения кавитации на гидротурбинных уста­новках применяется подача воздуха в проточную часть к зонам кавитации. При эксплуатации гидротурбин рекомен­дуется избегать режимов работы, при которых проявляет­ся кавитация.

Каждому режиму гидротурбины, работающей при пе­ременных напоре и мощности, соответствуют определен­ные значения КПД и допустимая высота отсасывания. Эти данные приводятся в эксплуатационной универсальной ха­рактеристике. На характеристике допустимые высоты от­сасывания для различных режимов работы гидротурбины нанесены в виде системы линий H_s.

Эксплуатационные универсальные характеристики имеют большое значение для организации рациональной эксплуатации гидротурбинных установок. Они составля­ются на основании модельных испытаний гидротурбин. Как правило, действительные значения КПД гидротурбин не­сколько отличаются от расчетных, нанесенных на заводс­кой эксплуатационной характеристике. В связи с этим ре­комендуется после ввода гидротурбин в эксплуатацию проводить натурные испытания для уточнения главным образом значений КПД и положения линий ограничения мощности. Испытания целесообразно проводить силами специализированных организаций при участии заводов — поставщиков гидротурбин. Для удобства по результатам испытаний следует составлять эксплуатационную харак­теристику не гидротурбины, а гидроагрегата, отличающу­юся тем, что линии равных КПД и равных расходов стро­ятся с учетом суммарных потерь мощности в турбине и генераторе.

При работе одного гидроагрегата, используя эксплуата­ционную характеристику, несложно выбрать диапазон нагрузок, при котором обеспечивается наивысший КПД при соблюдении условий, обеспечивающих наименьшую кавитационную эрозию проточной части гидротурбины. В случае работы нескольких гидроагрегатов при заданной нагрузке и неизменном напоре наивыгоднейший режим при наивысшем КПД ГЭС может быть достигнут в том случае, если на ГЭС будет работать оптимальное количе­ство гидроагрегатов, а нагрузка между ними будет рас­пределена с соблюдением равенства относительных при­ростов расхода воды. Определение количества и режима работы гидроагрегатов при покрытии заданных активной и реактивной нагрузок производится дежурным персоналом путем соответствующих расчетов или с помощью заранее подготовленной эксплуатационной диаграммы.

В настоящее время в России находится одна гидроак-кумулирующая электростанция — Загорская ГАЭС (уста­новленная мощность турбин/насосов 1200/1320 МВт). В часы ночного провала графика нагрузки агрегаты ГАЭС работают в насосном режиме и происходит заряд верхнего бассейна, генераторный режим используется в утренних (рабочие дни) и вечерних пиках нагрузки, во время которых расходуется объем воды, накопленный в верхнем бассейне. Наряду с участием в покрытии пико­вой части суточного графика нагрузок и заполнением его провалов, что для ГАЭС является основным назначением, они выполняют функции регулирования и поддержания на заданном уровне стандартных значений частоты и на­пряжения в энергообъединении (работа в режиме синхрон­ного компенсатора), а также постоянной готовности к быс­трому набору и несению активной и реактивной нагрузок с высокой степенью эксплуатационной надежности, т.е. выполняют роль быстровводимого резерва мощности.

Несмотря на неизбежные потери электроэнергии при ее насосном аккумулировании (КПД гидроаккумулирова­ния современных ГАЭС составляет 0,72-0,75), привлече­ние ГАЭС к формированию электрических режимов энер­гообъединений экономически оправдано и эффективно.

Основными параметрами насос-турбин являются обыч­но употребляемые параметры турбин и в дополнение к ним параметры насосного режима: напор и расход (пода­ча в насосном режиме).