Книги / Из опыта создания и освоения Красноярской и Саяно-Шушенской ГЭС. Брызгалов В.И. 1998 г

ских разработок. В некоторых случаях сказалось бескомпромиссное стремление в то время к снижению затрат металла на один киловатт установленной мощности. [2].

В период освоения Саяно-Шушенской ГЭС произошло 64 нарушения работы гидротурбин и повреждения их узлов, в результате которых простой агрегатов составил 17614 час., недовыработка электроэнергии составила 6120 млн. кВт•ч. В подтверждение недостаточной изученности и продуманности конструкторских решений следует отметить, что непредвиденные остановки турбин происходили и тогда, когда они работали только на расчётных напорах.

По истечении 20 лет эксплуатации можно с уверенностью сказать, что большей части отказов гидротурбин можно было бы избежать, если бы предыдущему опыту освоения Красноярской ГЭС было специально уделено внимание. Подтверждением этого является пример учёта опыта освоения гидрогенераторов, который был в полной мере использован при проектировании гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС. К проектированию этих гидрогенераторов были привлечены эксплуатационники Красноярской ГЭС. Такая практика создания крупных агрегатов полностью оправдалась.

В то же время опыт эксплуатационников Красноярской ГЭС, направленный на своевременную и ускоренную доводку введенного в действие оборудования, был широко использован на Саяно-Шу- шенской ГЭС. В результате совместной творческой работы специалистов эксплуатации и завода был достаточно быстро проведён ряд крупных мероприятий по обеспечению работоспособности гидротурбинного оборудования.

Одной из важных разработок была реконструкция системы управления индивидуальными сервомоторами привода лопаток направляющего аппарата.

Направляющий аппарат с индивидуальным гидроприводом на каждую лопатку в отечественной практике был создан впервые (рис. 3.11, 3.12). Сервомоторы имеют гидромеханическую систему управления. Применение индивидуального гидропривода создает условия более плотного закрытия НА, не требует устройства срезных предохранительных элементов. Кроме того, индивидуальный привод обеспечивает значительно больший ход сервомотора, чем требуется для штатной турбины (310 мм). Это позволило без существенного переустройства применить его как единый и для турбин, оснащённых сменными рабочими колёсами, где был необходим увеличенный ход сервомотора до 470 мм. Переустройство привода НА при переводе турбин с временных РК на постоянные сводилось лишь к изменению угла между осью лопатки и осью рычага с 360 на 20030' путём перештифтовки рычага с лопаткой.

219

Рис. 3.11 Крышка турбины в сборе с опорой подпятника и индивидуальными сервомоторами привода лопаток направляющего

аппарата Саяно-Шушенской ГЭС

В случае небольшого (до 10% от полного хода) выхода из синхронизма какой-либо лопатки НА можно путём воздействия на индивидуальный сервомотор привести её положение в соответствие с другими.

Значительное рассогласование положения лопатки создает на ней и на соседней лопатке большое гидравлическое усилие и момент, поэтому было введено ограничение на рассогласование, соответствующее 60% от полного хода лопатки. При движении НА на открытие, при рассогласовании положения лопатки более 10%, введено автоматическое ограничение открытия НА, равное 50% от полного. При движении НА на закрытие в диапазоне 50-100%, при рассогласовании положения лопатки более 10%, будет действовать защита на остановку агрегата со сбросом быстропадающих затворов. При открытиях НА более 50% в стационарном режиме нагрузки, и при рассогласовании лопатки более 10%, автоматически блокируется движение НА.

Хорошо была решена проблема разгонки лопаток НА с помощью специальных талрепов. Применение индивидуальных сервомоторов существенно улучшило возможности компоновочных решений узлов турбины. Главное преимущество такого привода –

220

Рис. 3.12 Фрагмент крышки турбины с индивидуальными сервомоторами привода лопаток направляющего аппарата

1 – крышка турбины; 2 – корпус индивидуального сервомотора; 3 – золотник индивидуального сервомотора; 4 – промежуточный сервомотор; 5 – поршень со штоком индивидуального сервомотора; 6 – лопатка направляющего аппарата; 7 – верхний подшипник лопатки; 8 – средний подшипник; 9 – нижний подшипник; 10 – побудительный золотник; 11 – рычаг; 12 – тяга

большие возможности в создании перестановочных усилий лопаток НА, что по сравнению с системой группового привода лопаток (рис. 3.13) дает большое преимущество. Опыт эксплуатации группового привода лопаток НА красноярских гидротурбин показал, что сервомоторы не развивали необходимых перестановочных усилий, поэтому пришлось увеличить их диаметр. Это в свою очередь выявило, что габаритные показатели сервомоторов группового привода лопаток НА Красноярской ГЭС находятся на пределе.

Система управления индивидуальными сервомоторами состоит из гидравлических, электрических и механических узлов, связанных

221

между собой прямыми и обратными связями. Эта система является частью общей системы регулирования, в которую входит электрогидравлический регулятор частоты вращения, состоящий из механической колонки и электрической панели.

Рис. 3.13 Крышка турбины в сборе с опорой подпятника и групповым приводом лопаток направляющего аппарата Красноярской ГЭС

С самого начала эксплуатации гидроагрегата № 1, который работал при расчётном для него напоре, благодаря сменному рабочему колесу, в системе управления индивидуальными сервомоторами возникли гидравлические удары большой силы, что не позволило практически продолжать эксплуатацию агрегата при номинальном давлении в маслонапорной установке (МНУ). Натурные испытания системы выявили ошибки в расчётах по определению её гидравлических характеристик, что привело к занижению живого сечения трубопроводов. Их вибрация начиналась иногда уже при давлении в МНУ 3,6 МПа (номинальное 6,3 МПа). До разработки новой конструкции гидравлической системы и кинематической передачи было снижено давление в МНУ до 4,5 МПа и введено было запрещение на регулирование мощности, кроме крайних случаев пуска и остановки агрегата. В реконструированной системе, кроме изменения

222

диаметра трубопроводов, управляющих индивидуальными сервомоторами, был смонтирован дополнительный напорный коллектор для питания побудительных золотников и гидрозамыкающих толкателей главных золотников; была ужесточена кинематическая синхронизирующая передача к главным золотникам индивидуальных сервомоторов, а также выполнена новая конструкция золотников, букс и других элементов управления гидравлической системы. Только после этого МНУ была поставлена под номинальное давление, и управление гидротурбиной стало гарантированным.

Другая важная разработка была связана с разрушением нижнего неподвижного лабиринтного уплотнения, из-за чего аварийно был остановлен ряд агрегатов, хотя и работавших при расчётном напоре в оптимальной зоне эксплуатационной характеристики (рис. 3.14). Конструкция данного лабиринтного уплотнения, в отличие от гидротурбин Братской и Красноярской ГЭС, была выпол-

Рис. 3.14 Разрушение неподвижного лабиринтного уплотнения турбины

нена в виде достаточно тонкого кольца из нержавеющей стали 08Х13 толщиной 27,5 мм, высотой 400 мм, закреплённого электрозаклепками в средней части и кольцевыми швами к опорным фундаментным кольцам. Известно, что под воздействием пульсации потока тонкая диафрагменная конструкция (мембрана) из-за вибрации подвержена усталостному разрушению. Исходя из этого, была разработана новая конструкция нижнего лабиринта. Она состоит из двух, разрезанных по высоте частей (поясов) из нержавеющей стали 08Х18 Н10Т, увеличенной толщины (35 мм), имеющих в середине самостоятельные кольцевые опоры, что значительно увеличило жесткость конструкции. Пояса приварены усиленными кольцевыми швами (с их наклепом) к опорам и фундаментным

223

Рис. 3.15 Постоянное рабочее колесо турбины Саяно-Шушенской ГЭС

I – верхнее лабиринтное уплотнение; II – нижнее лабиринтное уплотнение; III – обтекатель и узел его крепления, который показан на рис. 3.22;

IV – промежуточный фланец

кольцам. Полость между кольцом лабиринта и фундаментом заполнена цементным раствором путем инъекции, что обеспечило монолитность лабиринта с фундаментом (рис. 3.15, узел II). В

224

порядке опыта на одном агрегате (№ 5) был установлен нижний лабиринт из углеродистой стали такой же конструкции, но толщиной 41,5 мм.

В процессе эксплуатации на одном агрегате (№ 5) было обнаружено повреждение верхнего неподвижного лабиринта из-за отслоения нержавеющей облицовки. Этот дефект вызвал необходимость заменить на всех агрегатах “слоеную” конструкцию на цельную толстостенную из нержавеющей стали 06Х12 Н3Д (рис. 3.15, узел I).

Проведенная реконструкция лабиринтов обеспечила надежную их работу в течение многих лет.

Разрушение неподвижного лабиринта вызвало увеличение биения вала, что приводило к соприкосновению разрушенных частей, выступавших в зазор, с рабочим колесом. Это привело к истиранию и его лабиринта. Восстановление подвижного лабиринта в условиях электростанции до заводских размеров оказалось невыполнимым. Поэтому ряд агрегатов работает с увеличенным зазором в лабиринтном уплотнении (табл. 45).

Таблица 45. Осредненные зазоры по лабиринтам, измеренные после реконструкции неподвижных нижних лабиринтов

Наиболее трудоёмкой и продолжительной по времени была модернизация шейки вала турбинного подшипника. Повреждение (рис. 3.16) трущейся поверхности происходило на агрегатах, и не подвергавшихся негативному воздействию пусковых условий при их вводе в эксплуатацию, так как они начинали работать в расчётных

225

режимах. На шейке вала была закреплена тонкая нержавеющая облицовка способом электрозаклепок. Такая тонкая листовая конструкция, неплотно прилегающая к телу вала, при знакопеременной нагрузке неработоспособна. На Красноярской ГЭС, в отличие от Саяно-Шушенской ГЭС, была выполнена более дорогостоящая конструкция массивного нержавеющего цилиндра, закреплённого на шейке вала, которая обеспечила необходимую надёжность. Модернизация поверхности валов Саяно-Шушенской ГЭС путём наплавки нержавеющими электродами потребовала демонтажа агрегатов и отправки их валов на завод. Затраты оказались несопоставимо большими по сравнению со стоимостью изготовления массивной конструкции облицовки вала по типу красноярской турбины.

Рис. 3.16 Разрушение облицовки вала турбинного подшипника

Распространенным на Саяно-Шушенской ГЭС повреждением было разрушение некоторых узлов крепления сегментов турбинного подшипника, как на агрегатах, работавших в нерасчётных режимах, так и вводившихся и эксплуатирующихся при расчётных напорах. Наиболее часто повторяющимися были работы: по регулировке зазоров турбинного подшипника, по замене повреждённых болтов крепления опорных сухарей сегментов и шпилек регулировочных клиньев, а также по восстановлению крепления корпуса подшипника к крышке турбины (рис. 3.17, 3.18).

226

Рис. 3.17 Направляющий подшипник турбины: а) до модернизации с жесткой фиксацией сегментов,

б) после модернизации с самоустанавливающимися сегментами

1 – корпус из 2-х частей; 2 – ванна из 4-х частей; 3 – верхнее воротниковое уплотнение; 4 – нижнее воротниковое уплотнение; 5 – сегменты; 6 – сухарь; 7 – клин;

8 – плита опорная; 9 – шланговое уплотнение

Исследование причин разрушений путём проведения натурных испытаний показало, что для радиально-осевых гидротурбин неточность геометрии при изготовлении рабочих колес приводит к большему гидравлическому дисбалансу. На основании опыта эксплуатации наиболее неблагополучного в этом отношении гидроагрегата № 2 со сменным рабочим колесом была признана возможность возникновения усилий на турбинный подшипник,

227

Рис. 3.18 Разрушение сухарей и крепежа турбинного подшипника

превышающих расчётное значение 60 т. Натурные испытания были проведены на нескольких гидроагрегатах. Результаты некоторых испытаний представлены в таблице 46 и на рисунках 3.19, 3.20.

Таблица 46. Результаты измерения двойной амплитуды (2А) вибраций корпуса турбинного и генераторного подшипников, а также опорных частей агрегата № 2 со сменным РК, работавшего с расчётным напором 140 м

Из рисунка видно, что максимальные динамические усилия в радиальном направлении на турбинный подшипник в ряде случаев превосходят расчётную допускаемую величину. Одновременно с этим приходилось учитывать, что гидроэлектростанция ведёт регули-

228