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

первоначального, заданного и выполненного на заводе. Работа по подпрессовке была осуществлена в условиях трансформаторной мастерской ГЭС с помощью специально разработанных гидравлических малогабаритных домкратов (высота 180 мм), развивающих усилие до 25 т.

Воздушные выключатели на напряжение 500 кВ Саяно-

Шушенской ГЭС создавались исходя из условий сокращенных расстояний между оборудованием ОРУ-500 кВ из-за ограниченной площади его размещения. Это потребовало уменьшения габаритов выключателей, а кроме того необходимо было в 1,5 раза повысить показатели, характеризующие их коммутационные способности. Конструктивно выключатель для Саяно-Шушенской ГЭС типа ВВБК500А (воздушный выключатель баковый, крупно-модульный, арктического исполнения – бак из нержавеющей стали) является развитием красноярских выключателей ВВБ-500А. Но вместо пирамидальной изоляционной опоры он имеет одну вертикальную фарфоровую опору (рис. 6.13), специально разработанную для этого аппарата.

Рис. 6.13 а) – внешний вид ВВБК-500А; б) – видна колонка управления

439

Повышение коммутационной способности ВВБК-500А получено за счет усовершенствования дугогасительных устройств, где применено двустороннее дутье, а также существенно увеличено быстродействие благодаря применению пневмомеханической системы управления и ускоряющих приставок к дугогасительным камерам.

Основные сравнительные технические характеристики выключателей ВВБ-500А и ВВБК-500А представлены в табл. 83.

Таблица 83

Из таблицы видно, что номинальный ток отключения выключателя ВВБК-500А повышен на 40%, при более высокой скорости восстанавливающегося напряжения с 1,7 до 2,1 кВ/мкс. Быстродействие при отключении выше вдвое, при включении – в 3 раза. Номинальный ток повышен с 2000 А до 3150 А. Площадь, занимаемая выключателем, почти в два раза меньше, а вес сокращен на 75%.

В период освоения потребовалась доводка выключателей, без которой обеспечить надежность их работы было нельзя.

В 1983 г. при отключении выключателя ВВБК шунтирующего реактора в схеме одной из ВЛ-500 кВ произошло перекрытие воздушного промежутка по опорной изоляции выключателя на землю. Предположительно причиной послужил отказ модуля вык-

440

лючателя, в результате чего произошло перекрытие второго модуля по эпоксидному вводу. Пробой произошел вследствие значительно бо′льшей электрической прочности межконтактного промежутка, и

дуга перебросилась на землю. Этот случай вызвал наложение заводом запрета на отключение выключателей реакторов, находящихся в работе. Чтобы преодолеть возникший недостаток, необходимо в указанном случае обеспечить уровень восстанавливающегося напряжения, соответствующий ГОСТу. Решением вопроса могла бы быть установка в схеме присоединения реакторов звездообразных ограничителей перенапряжения (ОПНЗ-500, рис. 6.14). Однако реализовать такое решение из-за исключительно ограниченной территории места присоединения реакторов оказалось невозможно. Поэтому вывод из работы реакторов (отключение их выключателем) производится после снятия напряжения с ВЛ.

Рис. 6.14 Схема ограничителя перенапряжений звездообразного типа

(ОПНЗ-500)

В – выключатель; РШ – ректор шунтирующий; 1, 2, 3, – элементы звездообразного ограничителя

Часто из-за недостаточной механической прочности разрушались стеклопластиковые тяги, с помощью которых производится передача управляющего воздействия на выключатель. Постоянными были отказы в работе механизма защелки, с помощью которого фиксировалось положение тяги после включения или отключения выключателя. Обе эти причины приводили к неполнофазным включениям – отключениям выключателей. Систематически сбивалась настройка клапанов управления дополнительным дутьем. По-прежне- му недостаточно устойчивы во времени изоляционные характеристики эпоксидных вводов. Из-за повышения тангенса угла диэлектрических потерь до 1-2% (норма до 0,6%) во время капитальных ремонтов

441

выключателей бракуется и заменяется до 5 эпоксидных вводов в год. Недостатки, связанные с механическими дефектами стеклопластиковых тяг, механизма защелок и клапанной системы дополнительного дутья, были устранены в процессе эксплуатации путем новых конструкторских решений. Неустойчивость диэлектрических свойств эпоксидных вводов и запрет на отключение под напряжением реакторных выключателей остаются узкими местами в выключателях ВВБК-500А на фоне их несомненных преимуществ по сравнению с ВВБ-500А.

Трансформаторы тока ТФРМ-500 являются модификацией трансформаторов тока ТРН-500, примененных на Красноярской ГЭС. ТФРМ-500 также однокаскадный, в качестве изоляции масла от контакта с атмосферным воздухом были применены фторленовые диафрагмы.

В процессе освоения ТФРМ-500 оказалось, что фторленовые диафрагмы, примененные вместо сильфонов, хорошо зарекомендовавших себя в ТРН-500 Красноярской ГЭС, не обеспечили необходимую герметизацию внутреннего объема трансформаторов. В результате попадания влаги внутрь электрическая прочность трансформаторного масла ухудшалась, что в совокупности с заводскими дефектами привело к разрушению (со взрывом) трех трансформаторов тока (рис. 6.15). После улучшения качества изготовления основной изоляции и повышения герметичности путем применения тефлоновых дыхательных мешков ТФРМ-500 в течение многих лет работают без отказов.

Рис. 6.15 а) – внешний вид ТФРМ-500; б) – разрушенный ТФРМ-500

442

Разработка нелинейных ограничителей перенапряжений

(ОПН и ОПНИ), имеющих лучшие защитные характеристики, по сравнению с традиционными магнито-вентильными разрядниками, стала основой создания компактного ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС, практически близкого к габаритам, нормируемым для фазовых и междуфазовых изоляционных расстояний для напряжения 330 кВ. Это принципиально новые аппараты, не имеющие последовательных искровых промежутков, обеспечивающие глубокое ограничение грозовых и коммутационных перенапряжений.

Рис. 6.16 ОПН, установленный на ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС

Ограничители ОПН (рис. 6.16) установлены на выводах высшего напряжения главных трансформаторов и шунтирующих реак-

443

торов ВЛ, а ОПНИ – на сборных шинах ОРУ-500 кВ и линейных присоединениях (рис. 6.17).

Рис. 6.17 ОПНИ, установленный на ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС

Ограничитель перенапряжения ОПН-500 состоит из высоконелинейного резистора, заключенного в фарфоровую герметизированную покрышку. Высоконелинейный резистор выполнен из после- довательно-параллельно включенных керамических резисторов, изготовленных на основе окиси цинка.

Ограничитель перенапряжения ОПНИ-500 является модификацией аппарата ОПН-500 и состоит из двух рабочих элементов: основного и искрового. Основной элемент включает высоконелинейный резистор и выполнен с промежуточным выводом от 1/6 части резистора. Искровой элемент (приставка) содержит последовательно соединенные искровой промежуток и конденсатор. Верхний

444

вывод искровой приставки присоединен к промежуточному выводу основного элемента. Нижние зажимы искровых приставок всех трех фаз через промежуточные выводы в искровых элементах соединяются между собой перемычками, образуя звезду с изолированной нейтралью. Между нейтралью этой звезды и землей включены конденсаторы искровых приставок [75].

ОПН-500 снижает грозовые перенапряжения до уровня 2,15 Uф (Uф – максимальное фазное напряжение), коммутационные перенапряжения фаза – земля снижает до уровня 1,8 Uф, и фаза – фаза – до уровня 2,07 Uл (Uл – максимальное линейное напряжение).

ОПНИ-500, снабженный искровой приставкой, в отличие от ОПН-500 более глубоко ограничивает междуфазные коммутационные перенапряжения – до уровня 1,7 Uл.

Впроцессе эксплуатации имело место разрушение основного элемента ОПНИ-500 на ВЛ длиной 460 км при подаче напряжения

сдругого конца линии, при этом напряжение на ОРУ Саяно-Шу- шенской ГЭС повышалось до 570-580 кВ и держалось в течение 15 минут (длительно допустимое по ПТЭ напряжение составляет 575 кВ в течение 20 мин.). Первые образцы ОПНИ-500 были рассчитаны на предельный уровень напряжения 554 кВ в течение 20 мин. После этой аварии на длинных ВЛ были установлены модернизированные ограничители перенапряжений, а на остальных присоединениях остались в работе ОПНИ старой конструкции.

Втечение эксплуатации была произведена отбраковка основных элементов ОПН и ОПНИ в результате появления трещин на нижних фланцах, изготовленных из алюминиевого сплава. Фланцы в заводских условиях были заменены на стальные.

Ток проводимости при рабочем напряжении за 18-летний период эксплуатации на основных элементах практически не меняется и составляет около 2,4 мА (нормируемая величина 1,8-2,6 мА). По предположениям завода, после 20-летнего срока службы ток проводимости должен увеличиваться. При достижении тока проводимости до 4,5 мА потребуется замена аппаратов.

В период эксплуатации было выявлено, что наименьшей надежностью обладают искровые приставки ОПНИ-500. Ежегодно при подготовке к грозовому сезону производится их отбраковка по величине пробивного напряжения. Повреждениям подвержена, как правило, часть емкостных и омических шунтов блоков искровых промежутков. После их замены приставка вновь включается в работу – это мероприятие, разработанное службой эксплуатации, позволило не отбраковывать приставку целиком, учитывая сложности с поставкой оборудования.

445

Разработка малогабаритного разъединителя РГ3-500/3200

стала возможной для ОРУ-500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС благодаря уменьшению величины грозовых и коммутационных перенапряжений, обеспечивающемуся с помощью ОПН и ОПНИ. Межконтактные (между экранами) изоляционные промежутки у этих разъединителей составляют 3100 мм (у разъединителей 500 кВ Красноярской ГЭС расстояние 4600 мм, для распредустройства 330 кВ – расстояние 2900 мм).

В процессе освоения была осуществлена доводка разъединителей, связанная с ненадежной фиксацией контактов, которые расходились под воздействием механических нагрузок (ветровых, температурных и осадок фундаментов). Службой эксплуатации была разработана и внедрена конструкция удерживания замкнутого контакта путем устройства штепсельного фиксатора. После ликвидации дефекта отказов в работе разъединителей не было.

Производилась и продолжительная доводка подвесных разъединителей РПД-500, связанная с неравномерной вытяжкой тросов подвески, в результате чего постоянно происходил сбой регулировки контактной системы. После того как натяжение тросов стабилизировалось, подвесные разъединители стали работать устойчиво.

Сборные шины ОРУ-500 кВ выполнены из полого провода ПА-640, по два провода в фазе. Первоначально соединение провода осуществлялось специально разработанными натяжными клиновыми зажимами (не прессуемыми). В эксплуатационных условиях на элементы ошиновки действуют вибрационные нагрузки, которые клиновые зажимы не выдерживали, поэтому они были заменены на прессуемые зажимы. Однако и в этом аппаратном зажиме возникал постоянный дефект, связанный с попаданием внутрь его влаги, которая при замерзании разрушала зажим. Поэтому во всех вертикально расположенных зажимах внизу были засверлены дренажные отверстия 8 мм, что исключило возникновение таких дефектов.

Провод ПА-640 не обладает высокой механической прочностью, поэтому на изгибах с небольшим радиусом он разрушался под воздействием вибрации из-за ветровой нагрузки, а также в результате многократных изгибов во время ремонтных работ в местах присоединения к аппаратным зажимам. В таких местах были выполнены вставки из сталеалюминиевого провода АС-500, которые стали выдерживать изгибающую нагрузку. Все эти и другие мероприятия позволили довести ошиновку ОРУ-500 кВ до надежного состояния, которое подтверждается 20-летним сроком безаварийной работы.

Выключатели в цепи генераторов на напряжение 15,75 кВ КАГ-15,75 (комплекс аппаратный генераторный), объединяющие в себе выключатель нагрузки, разъединитель, заземляющие ножи, трансформаторы тока и напряжения, созданы были для Саяно-

446

заземлитель

; 11 –

Шушенской ГЭС впервые для того времени в мировой практике (рис. 1.9 и 6.18). Зарубежные фирмы в генераторных выключателях на номинальные токи выше 12 кА применяют принудительное водяное охлаждение.

КАГ встроен пофазно в общий экран с токопроводом главного повышающего трансформатора. Первичной обмоткой трансформатора тока КАГа является токоведущая шина главных выводов гидрогенератора, охлаждаемая водой. Токоведущие части КАГа не имеют водяного охлаждения. Это стало возможным благодаря введению сплошного электромагнитного экранирования всей токоведущей системы комплекса. Ток, протекающий по экранирующему контуру, близок к номинальному току нагрузки и достигает 25,5-26,8 кА. Такое значение тока в экранах создает условия практически полного пофазного экранирования. Исследования показали, что без экранирования, но с непосредственным водяным охлаждением токоведущей системы температура нагрева холодных и горячих точек отличается на 50-70%, что является следствием электромагнитного взаимодействия соседних фаз. Электромагнитное экранирование и позволило отказаться от непосредственного охлаждения токоведущей системы КАГа.

КАГ рассчитан на номинальный ток 28 кА, допустимый ток по условиям нагрева в продолжительном режиме (наибольший рабочий ток) составляет 28,5 кА – это и номинальная величина тока отключения.

В период освоения КАГов был выполнен ряд доводочных работ. Среди них наиболее значительной была реконструкция систем охлаждения КАГа. Для каждой фазы КАГа завод выполнил несколько систем охлаждения: дистиллированной водой должны были охлаждаться токоведущий узел подключения КАГа к токопроводу главных трансформаторов и шина (первичная обмотка) трансформатора тока; технической водой должны были охлаждаться с помощью 8 самостоятельных гидравлических ветвей: корпус выключателя, корпус разъединителя, 4 полуэкрана между выключателем, разъединителем и трансформатором тока; экран между токопроводом главных трансформаторов и разъединителем (перемычка); перемычки между корпусами трансформаторов тока. Конструкция присоединений ветвей не соответствовала требованиям надежности.

Каждая водяная система, имея свои гидравлические характеристики, требует соответствующей настройки, контроля за циркуляцией (протоком) воды и обслуживания. Множественность подобных систем (30 гидравлических ветвей на аппарат) создавала высокую вероятность их отказа. Прекращение циркуляции, во избежание перегрева узла, недопустимо.

Кроме того, в теплый период времени (май-июль) на охлаждаемых узлах, в особенности на экранах, происходило обильное выпа-

448