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

стигнутых возможностей гидрогенераторостроения, трансформаторостроения и высоковольтного аппаратостроения, главными из которых является разработка и реализация для Саяно-Шушенской ГЭС нелинейных ограничителей, позволивших сократить междуфазовые изоляционные расстояния, а также компактных воздушных выключателей, которые занимают площадь вдвое меньшую, чем ранее созданные. Кроме того, применение вертикального расположения сборных шин, зарекомендовавшее себя на Красноярской ГЭС

– еще один из основных факторов уменьшения территории для ОРУ. Все это вместе взятое и позволило расположить ОРУ-500 кВ СаяноШушенской ГЭС на очень ограниченной площади.

Гидрогенераторы в схеме объединены, по два, в укрупненные блоки и присоединены к группам однофазных трансформаторов на напряжение 15,75/500 кВ мощностью 533 МВ.А в фазе (рис. 1.11).

Рис. 6.2 Трехцепная опора 500 кВ

Гидрогенераторы подключены к трансформаторам посредством выключателей нагрузки (рис. 1.9), встроенных в единый ап-

419

паратный генераторный комплекс – КАГ-15,75. Эти аппараты не способны отключать токи короткого замыкания и рассчитаны лишь на отключение рабочего тока.

Укрупненные блоки двумя воздушными переходами присоединены к сборным шинам ОРУ-500 кВ. Один переход двухцепный, второй имеет три цепи (рис. 6.2). Подобных многоцепных электрических переходов, один из которых передает мощность 3,8 млн. кВт, в отечественной практике электроэнергетического строительства еще не было. Высота опор на переходах достигает 93 м. Конструкция опор специально была разработана для Саяно-Шушенской ГЭС из горячекатанных труб, что существенно сократило габариты опор.

Рис. 6.3 Схема ОРУ-500 кВ – “4/3”

I – первая цепь; II – вторая цепь; III – третья цепь; Т1-5 – присоединение блоков; ВЛ-1-4 – присоединение воздушных линий электропередачи; С-1 – первая система шин; С-2 – вторая система шин; Р – реакторы; ТН – трансформаторы напряжения

ОРУ-500 кВ выполнено по так называемой схеме “4/3”, где применено четыре выключателя на 3 присоединения (рис. 6.3). Технико-экономическое преимущество этой схемы за счет уменьшения количества выключателей оказалось мнимым. Ограниченные размеры территории ОРУ-500 кВ, как показали дальнейшие исследования, также не являлись препятствием для создания на ней высоконадежной схемы с подключением каждого присоединения через 2

420

выключателя и с двумя, секционированными выключателями, сборными системами шин.

Рис. 6.4 Сборные шины и перемычки схемы “4/3” ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС

Схема “4/3”, реализованная на Саяно-Шушенской ГЭС, имеет своеобразную компоновку (двухрядное расположение выключателей; заход первой системы сборных шин на торцы территории ОРУ; на-

421

личие промежуточных перемычек между средними выключателями, поэтому подвеска их осуществлена на общих опорах со сборными шинами). Кроме того, оборудование каждой из трёх линий располагается в трёх разных ячейках. По изложенным причинам схема “4/3” не обладает наглядностью, что очень важно для обслуживающего персонала. Схема не должна “провоцировать” персонал на ошибку. Ошибка может оказаться смертельной. А такое негативное свойство в схеме “4/3” таится. В наглядных схемах в выведенной в ремонт ка- кой-либо ячейке не могут оказаться в её геометрическом пространстве, на всем протяжении от одной системы шин до другой, элементы, находящиеся под напряжением. В схеме “4/3” такие ремонтные случаи являются обычными.

В процессе подготовки рабочего места и последующего производства работ на токоведущих частях персонал должен визуально считывать местоположение элементов схемы, находящихся под напряжением и отключенных от сети. Этот процесс пространственной ориентации персонала по отношению к токоведущим частям, находящимся под напряжением, осложняется в условиях ОРУ, построенного по схеме “4/3”. Так, из рисунка 6.4 видно, что на общих опорах подвешены провода (1) системы сборных шин и промежуточной перемычки (2), одна из которых может находиться под напряжением, а другая в это время отключена для ремонтных работ на её присоединениях, что вносит определенный диссонанс в процесс организации работ. Более того, на процесс считывания элементов схемы усложняющее влияние оказывают достаточно близко там же расположенные спуски к разъединителям.

На рисунке 6.5 видна опора, на которой подвешены провода первой и второй систем сборных шин, одна из которых должна находиться под напряжением, если на другой проводятся ремонтные работы. Это является регулярным событием при подготовке ОРУ к грозовому сезону.

Характерным примером является случай вывода из работы первой системы сборных шин для ремонта разъединителя в цепи трансформатора напряжения. На рисунке 6.6 показано, что при ремонте разъединителя (для чего с проводов системы сборных шин и спусков к разъединителю (1) снято напряжение) в непосредственной близости от разъединителя (над ним) остались под напряжением провода перемычки (2), соединяющей выключатели отходящей ВЛ. Так же сложны и работы на линейных разъединителях (рис. 6.7), так как они и их спуски (1) находятся вблизи проводов системы сборных шин (2). Для обеспечения ремонтных работ на разъединителях трансформаторов напряжения, одновременно с отключением соответствующей системы шин, отключаются еще и ВЛ и оба ее выключателя, а для ремонта линейных разъединителей наряду с отключением ВЛ отключается еще и система сборных шин. Такой

422

объем отключений существенно снижает надежность ОРУ, что является негативным свойством схемы “4/3”.

Рис. 6.5 Общая опора первой и второй систем сборных шин схемы “4/3” ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС

Снижение надежности ОРУ можно допустить в редких случаях, однако без таких вариантов не обойтись, поэтому ремонт с разборкой указанных разъединителей производится лишь в неотложных ситуациях. Текущие ремонтные работы, связанные с наложением переносных заземлений на спуски к разъединителям, подтяжка болтовых соединений разъединителей, регулировка их и покраска выполняются со снятием напряжения только с присоединения разъединителей, а элементы соседствующие с ними, показанные на рисунках 6.6 и 6.7, остаются под напряжением. Это один из самых сложных вариантов допуска на работы. Безопасность в этом случае

423

Рис. 6.6 1 – сборная система шин и спуски от нее к разъединителю; 2 – перемычка, соединяющая выключатели ВЛ

обеспечивается путем организации непрерывного наблюдения, обязательно двумя лицами, стоящими на земле с двух сторон от автогидроподъемника в створе сборных шин, находящихся под напряжением. Такими лицами являются руководитель работ и производитель работ. Они отслеживают положение люльки автогидроподъемника, в которой находится допущенная бригада, с тем,

424

Рис. 6.7 Система сборных шин и спуски к линейным разъединителям схемы “4/3” ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС

чтобы не допустить приближение ее к токоведущим частям ближе, чем регламентировано правилами техники безопасности. Эмоциональная напряженность такого производственного процесса очевидна, в других схемах присоединений подобная организация работ встречается крайне редко.

425

Подключение присоединений к сборным шинам в схеме “4/3” осуществлено путем образования цепей, к которым присоединяются блоки и ВЛ. Каждая цепь имеет четыре выключателя и три присоединения. Из схемы (рис. 6.3) это хорошо видно. При выводе в ремонт любого выключателя такой цепи резко снижается надежность всех трех её присоединений. Кроме того, связь между двумя системами сборных шин остается лишь через две другие цепи. Более того, при выводе в ремонт блочного выключателя, присоединенного к системе шин любой цепи, если происходит короткое замыкание на ВЛ данной цепи, то отключается генерирующая мощность её блока. Особенно опасным режимом, с точки зрения надежности, является вывод в ремонт или для подготовки к грозовому сезону одной системы шин. Если в этом случае происходит отказ выключателя, подключенного к оставшейся в работе системе шин, то происходит деление ГЭС на работу по нескольким направлениям с выделением на изолированную работу одного или двух блоков на одну или две ВЛ. По условиям устойчивости энергообъединения должно отключаться три или даже четыре гидрогенератора (1,5-2,0 млн. кВт).

В практике эксплуатации ОРУ-500 кВ в ремонте всегда находится один выключатель, т.е. нормальное состояние схемы – это ремонтный режим. Очень часто возникает необходимость вывода в ремонт 2-х выключателей одновременно. Эти условия на случай коротких замыканий в сети требуют определенного выбора дозирующих воздействий противоаварийной автоматики (ПА) либо на отключение генерирующей мощности, либо к выделению её на изолированную работу с какой-либо ВЛ, для того чтобы обеспечить устойчивость энергосистемы. При этом действия устройств ПА не должны усугублять ситуацию в энергосистеме излишним её делением или переоценкой отключаемой мощности. Это обстоятельство отягчается тем, что при КЗ в сети мощность Саяно-Шушенской ГЭС должна отключаться крупными объединенными блоками на стороне 500 кВ, поскольку в цепи генераторов установлены выключатели нагрузки. Учет всех этих условий, а также возможных многочисленных вариантов ремонтных схем ОРУ исключительно осложняет выбор оптимальных дозирующих воздействий устройств ПА в энергообъединении и, в том числе, на ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС. За 20-летний период эксплуатации не было случаев неправильно выбранных уставок воздействий устройств ПА, которые приводили бы к передозировке отключаемой мощности. Однако возможность ошибки столь велика, что в наиболее напряжённый период работы ГЭС с максимальной нагрузкой вывод в ремонт присоединений ОРУ-500 кВ запрещён. Это осложняет график ремонтных работ и приводит к излишней интенсивности их проведения. Запрещение вызвано тем, что в период, когда ГЭС работает с максимальной мощностью, ошибочное излишнее отключение

426

агрегатов приведёт к аварии в энергообъединении. В это время в работе находятся все три цепи схемы ОРУ-500 кВ с обеими системами шин. Подобного правила, диктующего состояние схемы первичных соединений, из-за того, что невозможно надежно установить дозировку воздействий ПА, нет в схемах ОРУ-500 кВ других энергетических объектов. Например, на Красноярской ГЭС, где ОРУ-500 кВ имеет такую же, как на Саяно-Шушенской, если не еще более высокую ответственность в энергообъединении Сибири, нет таких правил эксплуатации ПА.

В период, когда какое-либо присоединение ОРУ-500 кВ СаяноШушенской ГЭС находится в ремонте, выбор дозировки воздействия ПА построен, в определенном смысле, на перестраховке, для чего разработаны схемы действия ПА, соответствующие выводу в ремонт выключателей, а также определяющие величину загрузки блоков и их количество в зависимости от того, на каком присоединении они работают.

Все вместе взятое поставило перед эксплуатационной организацией задачу по реконструкции схемы ОРУ-500 кВ. Предложение по реконструкции проектной организацией было принято. Оказалось, что в существующую территорию ОРУ может вписаться как классическая схема с 2-мя выключателями на присоединение, с секционированием выключателями сборных шин, так и другие схемы. Наиболее конкурентной была бы схема с двумя выключателями на каждое присоединение и двумя системами шин, секционированными выключателями. Основные преимущества её перед схемой “4/3”сводятся к следующему:

–оперативная гибкость, автономность производства работ на любом присоединении без уменьшения надежности остающихся в работе присоединений;

–высокая надежность и живучесть присоединений. В любой ремонтной схеме снижается надежность лишь одного – ремонтируемого присоединения;

–более высокая окупаемость и эффективность капитальных вложений за счет меньшего простоя оборудования в ремонтах, более низкой вероятности аварийного ущерба при отключении присоединений. В схеме “4/3” собирается цепь из 4-х последовательно включенных выключателей, вывод любого из которых вдвое снижает надежность сразу трёх присоединений;

–более простая и, как следствие, надёжная схема защит, управления и блокировки снижает вероятность аварий из-за отказа защит, а также ошибочных действий персонала при отказе блокировки;

–отпала бы необходимость в установке пяти блочных подвесных разъединителей РПД-500-2/3200, четырёх линейных разъединителей РГЗ-1-500/3200, пяти трансформаторных разъединителей РГЗ-2-500/3200.

427

Рис. 6.8 Модернизированная схема ОРУ-500 кВ

С-1 – первая система шин; С-2 – вторая система шин; Р – реакторы; ТН – трансформаторы напряжения

Наименьшие затраты, а также возможность выполнения строи- тельно-монтажных работ в условиях действующего ОРУ без ограничения выдачи мощности, определили выбор некоторой промежуточной модернизированной схемы с переустройством средней цепи II (рис. 6.3) в систему с 2-мя выключателями (рис. 6.8). Развитие этой схемы будет происходить по пути устройства секционирования выключателями обеих сборных шин.

6.2 Оборудование электротехнической части

Для Красноярской ГЭС были изготовлены главные трансформаторы ТЦ-630000/220 и ОРЦ-417000/500, самые мощные по тому времени в отечественном трансформаторостроении. Они были созданы без существенного увеличения габаритов, но значительно большей единичной мощности по сравнению с другими крупными, ранее выпущенными трансформаторами для соответствующего класса напряжения. Это поколение трансформаторов после серии крупных трансформаторов, поставленных для Волжских ГЭС, было несравнимо надежнее благодаря перестройке технологии производства на Запорожском трансформаторном заводе (А. И. Майорец), а также разработке новых технических решений: выполнение на-

428