ГЛАВА 35
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
ТРЕБОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Эксплуатация гидроэлектростанций как элементов сложного электроэнергетического хозяйства представляет собой содержание специальной дисциплины. Здесь же затрагиваются только основные вопросы, которые включаются в проекты в форме раздела «Эксплуатация гидроэлектростанций».
При разработке конструкций сооружений, выборе типов, номенклатуры оборудования и решении вопросов их компоновки необходимо принимать во внимание требования удобства эксплуатации и обслуживания как сооружений, так и основного и вспомогательного оборудования. Это должно выражаться в наличии достаточных, требуемых нормами проходов и подъездов, доступа и удобства использования подъемно-транспортных средств и безусловного соблюдения требований техники безопасности и пожарной безопасности.
В проекте должны быть решены вопросы организации эксплуатации станции, включая ее структуру, которая в значительной мере определяется действующими инструкциями и положениями. Устанавливается численность промышленно-производственного и управленческого персонала, которая определяет в соответствии с действующими нормами и объем поселка станции, включая и социально-бытовые объекты (школы, магазины, клубы и др.). Дается спецификация требуемых вспомогательных подразделений, мастерских, складов, электротехнической, химической и других лабораторий, а также служебных помещений. Следует иметь в виду, что все эти подразделения нормированы определенными указаниями, и основная задача проектировщиков состоит в наиболее рациональном их размещении и конструктивном оформлении. В проектах гидроэлектростанций необходимо учитывать требования научной организации труда, которые упрощенно могут быть сведены к обеспечению оптимальной схемы выполнения всех предусмотренных условиями эксплуатации операций (удобство размещения, минимальный путь, минимум перекреплений грузов, минимум разворотов и т. п.).
Все современные гидроэлектростанции обязательно снабжаются автоматическими системами управления технологическими процессами (АСУ ТП). Эти устройства в основном. выполняют две функции: фиксируют фактические данные о работе всех узлов и элементов станций (давление, температура, напряжение, сила тока и пр.) и осуществляют оперативное управление основными агрегатами станции, а также вспомогательными устройствами. Например, при необходимости осуществить пуск агрегата в работу они после подачи импульса обеспечат последовательное выполнение всех требуемых технологических операций: открытие предтурбинного затвора, подачу смазки, вывод агрегата на холостой ход, синхронизацию и т. д. При параллельной работе нескольких машин в зависимости от требуемой суммарной мощности выбираются оптимальное число работающих агрегатов и даже их станционные номера.
Реализация функций АСУ ТП на гидроэлектростанциях осуществляется установкой ЭВМ, которая имеет непосредственную связь с измерительными устройствами температуры, напряжения, уровней и др. и органами управления, в частности с элементами автоматического регулирования САР.
Необходимо, однако, иметь в виду, что управление и руководство работой на каждой станции осуществляется не автономно, а входит в четкую структуру подчинения и ответственности, возглавляемую Минэнерго СССР. Наиболее крупные ГЭС, расположенные отдельно (таких около 35), представляют собой самостоятельные производственные предприятия, подчиненные энергоуправлениям или производственным энергетическим объединениям. Часть станций объединена в составе каскадов (около 150 ГЭС в 40 каскадах). Более мелкие ГЭС (около 250) находятся в ведении отдельных электроэнергетических предприятий. В соответствии с этим решаются вопросы производственно-эксплуатационной структуры станции, организации ремонтного обслуживания и управления. Например, в части проведения ремонтов с учетом конкретных условий может оказаться более целесообразным возложить эти функции на Районное энергетическое управление (РЭУ), а объем машинного обеспечения комплексов АСУ ТП может, сказаться выгоднее расположить в основном на центральном или объединенном диспетчерском пункте ЦДУ или ОДУ. В последнем случае требуемое обеспечение ЭВМ на станции будет в значительной мере сокращено и упрощено.
При анализе водноэнергетических условий использования гидроэлектростанций как по объему вырабатываемой энергии, так и по распределению мощности в течение суток или в течение более длительного периода (см. гл. 5 и 6) была показана важность отмеченных факторов для эффективности станции и рассматривались диспетчерские графики сработки водохранилища, обеспечивающие гарантированную мощность и выработку энергии. Причем отмеченные факторы трактовались с позиций локального выбора режимов. В реальных условиях, как уже было отмечено, определение режимов работы станции осуществляется диспетчерским управлением энергосистемы ДСУ. Поэтому фактический режим работы станции хотя в целом и учитывает оптимальные условия работы данной ГЭС или каскада; в основном подчиняется интересам энергосистемы или района с учетом соответствующих его элементов; при этом далеко не всегда фактический режим использования ГЭС строго соответствует локальному оптимуму.
В гл. 34 указывалось, что часто предусматривается ввод станции в эксплуатацию до окончания всех строительно-монтажных работ (пусковой комплекс). Как показал опыт многих крупных станций (Братской, Нурекской, Саяно-Шушенской и др.), это дает большой экономический эффект. Однако такое решение налагает и специальные требования на условия работы оборудования и эксплуатационного персонала в указанный период. В проекте и в специальных инструкциях должно быть обращено особое внимание на надежность действия всех видов оборудования и на принятие специальных мер безопасности, особенно в экстремальных условиях, например в период пропуска паводков, переключения водосбросных устройств и др. В этот период предусмотренная автоматика обычно бывает задействована не полностью и частично приходится осуществлять ручное управление.
Особое внимание в период работы станции в режиме пусковой схемы должно быть уделено надежности действия сооружений и оборудования. Например, решетки могут оказаться недостаточными для задержания сора, а условия их очистки затрудненными. Область действующих напоров при этом часто выходит за пределы предусмотренных нормальной эксплуатационной характеристикой, и гидромашина может попадать в неблагоприятные по условиям кавитации режимы. В этом смысле хорошие результаты может дать применение поворотно-лопастных турбин, особенно диагональных, имеющих значительно более широкую зону эксплуатации по напору, чем радиально-осевые. Это подтверждает опыт применения диагональных турбин на Зейской ГЭС
Трудность эксплуатации в режиме пусковой схемы состоит в том, что она совмещается со строительными и монтажными работами, часто происходит в условиях, существенно отличающихся от нормальных эксплуатационных, например при пониженных напорах, при использовании временных водоприемников и водосбросов, при незавершенной системе электрических устройств и передач и др.
Хотя, как было подчеркнуто в гл. 4, основную часть себестоимости энергии на гидроэлектростанции составляют амортизационные отчисления, а эксплуатационные затраты не превышают 25 — 30%, все же в проектах уделяется много внимания сокращению численности эксплуатационного персонала, повышению производительности труда за счет использования автоматизации, научной организации труда и других мер.
Значительное улучшение технико-экономических показателей гидроэлектростанций дает повышение надежности основного и вспомогательного технологического оборудования.
ЗАДАЧИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Основные задачи эксплуатации гидроэлектростанций сводятся к следующему:
поддержание всех сооружений, основного и вспомогательного оборудования, всех хозяйств в рабочем состоянии, необходимом для выполнения возложенных иа них функций: обеспечение выработки электрической энергии и выдача мощности потребителю;
выполнение всех маневренных и нагрузочных операций в соответствии с командами ОДУ;
наблюдение за работой средств измерения и на основании анализа их показаний решение вопросов об устойчивости сооружений, фильтрации, состоянии водонапорных трактов, механического, гидросилового, электрического оборудования и др.;
реализация мероприятий по повышению производительности труда персонала станции и по снижению расхода материалов и себестоимости энергии;
обеспечение выполнения природоохранных мероприятий, а также увязка комплексного использования данного гидроузла в интересах оптимального эффекта для всех связанных с водотоком отраслей народного хозяйства;
установление сроков и проведение капитальных ремонтов оборудования и сооружений;
совершенствование оборудования в части повышения его надежности, долговечности и эффективности.
Управление режимами использования станции и работой гидроузла. Основным фактором, определяющим особенность эксплуатации гидроэлектростанции, является зависимость ее мощности и выработки энергии от постоянно изменяющихся природных условий, главным образом гидрологических. В связи с этим оптимальное ее использование в энергосистеме, определение необходимого распределения мощности и выработки энергии во времени, увязанное со сработкой или заполнением водохранилищ, с распределением расходов в нижнем бьефе, представляет собой сложную многофакторную задачу. Решается она с помощью АСУ обычно в объединенном диспетчерском управлении ОДУ с учетом работы всех станций и сетей энергосистемы. При этом принимаются во внимание многочисленные технические и экономические факторы, а также прогнозы метеорологические, гидрологические и др. Важным является учет требований всего водохозяйственного комплекса, причем часто требования одного потребителя противоречат интересам другого. Например, в период нереста рыбы допустимая амплитуда сработки водохранилища сильно ограничивается, а по условиям энергетики или мелиорации может оказаться желательным другой режим сработки. Здесь применима методика нахождения согласованного экономического оптимума исходя из многокритериальной оценки получаемого результата. Основным требованием является обеспечение гарантированной отдачи и мощности и получение максимальной выработки энергии. Однако в эти общие требования могут вноситься существенные изменения: обеспечение гарантированной или максимальной мощности на определенный, например зимний, период или обеспечение к началу паводка определенного свободного объема водохранилища, если задачей является срезка паводка, как на Зейской ГЭС.
В последние годы по мере роста мощности энергосистем, увеличения неравномерности суточных графиков нагрузки все большую важность приобретают функции гидроэлектростанций как высокоманевренного источника энергии, способного работать в пиковой части графика. Показателем этого служит снижение условного числа часов используемой мощности Тисп с 4000 — 4500 до 2000 — 3000, причем в отдельных случаях Тисп=1200-:-1700 ч (Плявиньская ГЭС). Если ГЭС или ГАЭС имеет водохранилище, позволяющее дополнительно включать в работу агрегаты на короткий срок (даже на 1 — 1,5 ч), то такая станция успешно может использоваться в качестве аварийного резерва энергосистемы. Это позволяет снизить резервную мощность тепловых электростанций, в результате чего можно получить экономию топлива. Исключительно важным фактором является высокое быстродействие агрегатов ГЭС и ГАЭС, которые в особых условиях менее чем за 40 с могут быть введены под полную нагрузку. Агрегаты ГЭС и ГАЭС используются для выработки реактивной мощности. При нормальной работе в режиме активной нагрузки коэффициент мощности гидрогенераторов cos φ обычно составляет 0,85 — 0,95. Однако если из- за недостаточного расхода воды или отсутствия потребителей приходится снижать активную мощность станции, то лишние агрегаты могут оставаться включенными в сеть и вращаться в режиме синхронного компенсатора СК. Это позволяет повысить коэффициент мощности энергосистемы. При работе в режиме СК направляющий аппарат турбины полностью закрыт, расход ее равен нулю. С целью уменьшения потребляемой из сети активной мощности осуществляется отжатие воды из области рабочего колеса сжатым воздухом (колесо вращается в воздухе). Агрегат, работающий в режиме СК, является одновременно и вращающимся резервом, так как за 15 — 25 с его можно перевести в активный режим с полной нагрузкой.
Показателем степени использования агрегатов станции в энергосистеме может служить коэффициент частоты переключений режимов, определяемый как число переключений, приходящихся на 1 ч работы агрегата (включая резерв). С повышением маневренной роли станции этот коэффициент увеличивается. Так, для Плявиньской ГЭС среднегодовое его значение составляет 0,2 — 0,25 (изменение режима каждые 4 — 5 ч), а в отдельные периоды оно повышается до 2,0 (переключение каждые 30 мин).
Необходимость удовлетворения требований других участников водохозяйственного комплекса часто накладывает ограничения на энергетические режимы использования станции, что должно учитываться при определении оптимальных режимов ее эксплуатации. Например, до завершения строительства Чебоксарской ГЭС по условиям судоходства в период навигации расход Горьковской ГЭС не должен был снижаться ниже некоторого значения, определяемого необходимостью создания минимальных глубин. Это ограничивало диапазон ее суточного регулирования. Большое внимание уделяется требованиям мелиорации, которые удовлетворяются либо путем отбора воды из верхнего бьефа (что снижает выработку энергии), либо попусками в нижний бьеф, что диктует режим по мощности.
Количество возможных режимов работы агрегатов ГАЭС существенно выше, чем. ГЭС. Сюда входят турбинные и насосные режимы, режимы СК в турбином и насосном направлениях вращения, различные варианты пусков и др. Поскольку ГАЭС представляют собой высокоманевренные установки, на них коэффициент частоты переключений режимов значительно выше, чем на ГЭС. Так, на ГАЭС Динорвик (Великобритания) мощностью 1800 МВт в шести агрегатах, осуществляющей регулирование частоты тока и представляющей резерв энергосистемы (600 МВт), число переключений режимов за сутки достигает 40.
Обеспечение долговечности гидротехнических сооружений. Плотины проектируются и строятся как вечные сооружения. Для обеспечения надежности требуются непрерывные наблюдения за их напряженным состоянием, деформациями, положением депрессионных кривых, фильтрацией и пр.
Напорные и безнапорные водоводы нуждаются В контроле за состоянием облицовки и фильтрацией воды. Стальные трубопроводы, особенно если они проложены на нескальных грунтах, требуют контроля за осадками, за состоянием компенсаторов; необходима регулярная антикоррозионная защита (окраска) трубопроводов.
Водоприемники требуют постоянного внимания эксплуатационного персонала. Это касается состояния стержней решеток, удаления скапливающегося плавающего сора и льда, обеспечения пропуска шуги. В некоторых районах осложнение эксплуатации могут вызвать различные водные организмы, особенно моллюск дрейсена, которым быстро обрастают решетки и их металлоконструкции. Способы эффективной борьбы с обрастанием еще полностью не разработаны.
Эксплуатация ГЭС и ГАЭС значительно усложняется в суровых зимних условиях. Возникает необходимость предохранения сооружений и затворов от дополнительных ледовых нагрузок (создание полыньи), предотвращения обмерзания решеток водоприемников и забивки их шугой и льдом, исключения опасного образования ледяного покрова на внутренних стенках трубопроводов (особенно в периоды, когда агрегаты не работают), обеспечения стабильного ледового режима в нижнем бьефе. При наличии открытых деривационных водоводов возникают дополнительные режимные ограничения, связанные с поверхностным льдом. На ГАЭС возникают трудности, вызываемые примерзанием поверхностного льда к креплениям откосов бассейнов, что при большой амплитуде колебаний уровня может при* водить к повреждению крепления.
Специфические особенности имеет эксплуатация деривационных станций при наличии большого количества донных и взвешенных наносов. При этом необходимо обеспечить правильное маневрирование затворами водосбросов, чтобы предотвратить заиление верхнего бьефа. Требуется регулярно осуществлять промывку порога и гравиеловок, а также камер отстойника. Необходимо вести тщательное наблюдение за гидромашинами, в частности за абразивным износом лопастей и уплотнений.
Надежность и безотказность работы оборудования. Исправность всего комплекса технологического оборудования ГЭС или ГАЭС (см. рис. 10.2), обеспечивающая работоспособность гидроагрегатов, их готовность к пуску и включение под нагрузку, является одним из наиболее важных показателей качества оборудования и уровня его эксплуатации. Объективная оценка состояния оборудования и связанных с ним сооружений производится с помощью коэффициента готовности к работе (к несению электрической нагрузки)
Формула (35.1) показывает, что чем больше времени агрегат находится в текущих и капитальных ремонтах, чем чаще его приходится выводить из работы для ликвидации неисправностей или для устранения неполадок вспомогательного оборудования и устройств, т. е. чем меньше
(по 35.2), тем
ниже коэффициент готовности Кг. Среднее значение коэффициента готовности по крупным агрегатам ГЭС СССР в период 1965 — 1985 гг. составляло 0,88 — 0,91. На отдельных станциях его значения достигают 0,95.
Повышение Кг для гидроагрегатов представляет собой важную задачу, которая решается улучшением качества основного и вспомогательного оборудования и правильной его эксплуатацией и способствует улучшению технико-экономических показателей станции. Так, увеличение Кг с 0,9 до 0,95 позволяет на 20 — 25% сократить промышленно-производственный персонал.
Важным фактором надежной и бесперебойной работы оборудования является своевременное и качественное выполнение текущих и капитального ремонтов. Срок, после которого положено производить капитальный ремонт, принимают равным 24 000 ч работы под нагрузкой; при среднем времени использования установленной мощности 3000 ч/год это составляет около 8 лет. Но и в этих условиях на таких ГЭС, как Красноярская (12 агрегатов), Волжская имени В. И. Ленина (20 агрегатов), каждый год приходится выполнять капитальный ремонт от одного до трех гидроагрегатов. Отсюда вытекает необходимость высокого уровня производства и организации ремонтного обслуживания гидроэлектростанций. При этом основными требованиями являются оперативность, т. е. малые сроки выполнения ремонтных работ, и обеспечение высокого качества ремонта. Оба эти требования направлены на повышение значения коэффициента готовности Кг. Необходимо также стремиться к снижению стоимости ремонта. В настоящее время средняя удельная стоимость ремонтных работ на ГЭС составляет 0,6 руб/кВт, т. е. на ремонт ежегодно расходуется около 40 млн. руб.
Используются различные способы организации ремонтов: хозяйственный, когда ремонт выполняет персонал станции, и подрядный, когда ремонт выполняют различные специализированные организации. В настоящее время ремонтное обслуживание в основном осуществляется персоналом гидроэлектростанций и строительно-монтажных организаций (более 70%), а специализированные ремонтные предприятия энергосистем выполняют меньшую часть всех ремонтных работ (около 30%).
Дальнейшее совершенствование ремонтного обслуживания гидроэлектростанций должно предусматривать выполнение эксплуатационным персоналом текущего ремонта (30 — 40% всех работ), а специализированными предприятиями — капитального ремонта.
Повышение производительности труда. Основным средством повышения производительности труда эксплуатационного персонала станций является практическая реализация методов научной организации труда, выработанных на базе комплексного анализа всех факторов, определяющих выполнение требуемых работ. Существенное значение имеют повышение квалификации эксплуатационного персонала, освоение каждым работником нескольких профессий, применение рациональной механизации, разделение и кооперирование труда, использование материального и морального стимулирования.
Как было отмечено выше, важным средством повышения эффективности и надежности эксплуатации является применение АСУ ТП.
Модернизация и реконструкция гидроэлектростанций. Важной задачей обслуживающего персонала является осуществление в ходе эксплуатации технического перевооружения, реконструкции, совершенствования и расширения действующих ГЭС. Прежде всего это касается основного и вспомогательного оборудования и направлено на повышение его эффективности и надежности в работе. Например, на Красноярской ГЭС была проведена модернизация направляющих аппаратов турбин; на Саратовской, Волжской имени XXII съезда КПСС, Нижнекамской ГЭС внедрена усовершенствованная система управления лопастями рабочих колес поворотно-лопастных турбин; на многих станциях осуществлена модернизация подпятников гидроагрегатов с заменой сегментов с баббитовым антифрикционным покрытием на сегмент ты с эластичным металлопластмассовым покрытием (Усть-Илимская, Плявиньская, Днепровская ГЭС и др.); на некоторых ГЭС произведена замена обмоток статора генераторов на обмотки с теплопроводной теплореактивной изоляцией, что повысило надежность работы и дало возможность увеличить мощность агрегатов (Братская, Волжские, Днепровские ГЭС).
Многие станции находятся в эксплуатации уже длительное время (103 станции работают более 20 лет, 63 из них — более 30 лет). В связи с этим актуальной является проблема комплексной их реконструкций, в процессе которой имеется возможность применить более эффективное оборудование, например, установить новые рабочие колеса с лучшими энергетическими показателями, что позволит повысить мощность и выработку энергии. Такая реконструкция повышает эффективность станции и, как правило, дает значительный технико-экономический эффект.
Со временем изменяются параметры и структура энергосистемы и в ряде случаев оказывается целесообразным расширение гидроэлектростанции путем установки дополнительных агрегатов.
Характерным примером является расширение Днепровской ГЭС и увеличение ее мощности более чем в 2 раза.
ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Эффективность работы станции существенно зависит от организации ее эксплуатации, которая определяется структурой, численностью и составом персонала, использованием средств автоматизации управления.
Эксплуатационная структура станции.
Повышению эффективности эксплуатации способствует укрупнение самостоятельных по управлению гидроэнергетических единиц. С этой целью создаются каскадные (групповые) станции, подчиняющиеся одному управлению и имеющие централизованные лаборатории, транспорт и подсобные хозяйства. Управление отдельной станцией с непосредственным подчинением энергетическому управлению района РЭУ или ПЭО организуется для крупных станций с численностью промышленно-производственного персонала более 300 чел. или в случае, когда по местным условиям нецелесообразно создавать групповое управление для нескольких ГЭС.
В течение длительного времени традиционной была трехцеховая схема организации эксплуатации станции, включающая турбинный, электрический и гидротехнический цехи. Однако с развитием централизации ремонтных и других работ более гибкими оказались двухцеховая (объединенный турбинный и электрический или турбинный и гидротехнический цехи) и бесцеховая структуры. Сейчас трехцеховая схема сохраняется только на крупных станциях с большим числом промышленно-производственного персонала.
Численность персонала станции. Определение численности эксплуатационного персонала представляет собой важную часть проекта гидроэлектростанции, которая оказывает влияние на капиталовложения, так как от нее зависит размер постоянного поселка, вспомогательных служб и помещений. Общая численность персонала устанавливается в соответствии с утвержденными отраслевыми нормативами и включает промышленно-производственный персонал, осуществляющий эксплуатацию сооружений и оборудования, и административно-управленческий персонал. При этом учитываются типы конструкций гидротехнических сооружений, сложность основного и вспомогательного оборудования, его компоновка и системы коммуникаций, наличие на балансе подстанций и других объектов.
Рис. 35.1. Средняя удельная численность промышленного персонала ГЭС
Средняя удельная численность промышленно-производственного персонала гидроэлектростанций по стране, как видно из рис. 35.1, по годам непрерывно снижается, что характеризует совершенствование эксплуатационных качеств оборудования и сооружений, расширение автоматизации, повышение производительности труда. В настоящее время она составляет около 0,3 чел/МВт (для тепловых электростанций этот показатель равен 1,4 чел/МВт, т. е. почти в 5 раз больше). На крупных станциях удельная численность персонала обычно ниже средней. Например, на Волжской ГЭС имени XXII съезда КПСС она составляет 0,15 — 0,16 чел/МВт.
Более полные данные об удельной численности промышленно-производственного персонала гидроэлектростанций дает рис. 35.2. Он показывает, что с ростом установленной мощности и с уменьшением числа агрегатов (с увеличением единичной мощности агрегата Νа) удельная численность персонала снижается. Например, при Нуст=1000 МВт и zа=4 (Wa=250 МВт) rп.п=0,155 и общий штат промышленно-производственного персонала составит 155 чел. Если же za=10 (Na= = 100 МВт), то rп.п=0,21 и необходимый штат составит 210 чел, т. е. увеличится на 55 чел.
Требуемое число производственного персонала зависит и от других факторов. Оказывает влияние и тип турбин.
Рис. 35.2. Удельная численность промышленно-производственного персонала ГЭС
Так, если установлены поворотно-лопастные турбины, то значение rп.п повышается примерно на 15%. Для районов Крайнего Севера значение rп.п увеличивается примерно на 10%.
Следует иметь в виду, что с выполнением заданий по повышению производительности труда приведенные нормативы численности персонала снижаются.
