Успешное выполнение гидроэлектростанциями своих функций в энергетических системах определяется уровнем технического состояния основного гидроэнергетического оборудования. В свою очередь техническое состояние энергетического оборудования характеризуется в общем виде показателями его использования (продолжительностью нахождения в различных состояниях в течение года). В табл. 19.2 приведены средние по отрасли данные, позволяющие выполнить анализ технического состояния эксплуатируемого оборудования, тенденций улучшения его технического состояния.
Как следует из этих данных, постоянно снижается продолжительность нахождения гидроагрегатов в работе и одновременно увеличивается продолжительность их нахождения в резерве. Причиной этого является постепенное изменение режима работы гидроэлектростанций в энергосистемах, переход ГЭС в остропиковую зону суточных графиков нагрузки, снижение продолжительности использования их установленной мощности (см. § 19.1). Из табл. 19.2 следует также, что продолжительность нахождения гидроагрегатов в ремонте и реконструкции снижается весьма незначительно, а аварийный простой, снизившись к 1975 г., в последующем вновь возрос. Динамика этих показателей, так же как и коэффициента готовности, указывает на необходимость осуществления на действующих гидроэлектростанциях мероприятий по повышению надежности основного оборудования.
Таблица 19.2. Показатели использования гидроэнергетического оборудования
Для повышения эффективности использования капиталовложений в строительство новых гидроэлектростанций важным фактором является ускорение освоения устанавливаемого энергооборудования. Эта задача решается совместно эксплуатационным персоналом строящейся ГЭС, строителями и монтажниками энергооборудования. Скорейший после начала строительства ввод гидроагрегатов в эксплуатацию и начало производства и выдачи электроэнергии способствуют ускорению окупаемости капиталовложений в строительство.
Период освоения любого производства, в том числе и гидроэлектростанций, требует дополнительных затрат на доводку оборудования. Одновременно ранний ввод гидроагрегатов позволяет произвести дополнительную электроэнергию, что является очень важным в условиях современных нагрузок. В связи с этим представляют интерес данные, характеризующие соотношение дополнительных затрат в период освоения Красноярской ГЭС и прибыли, полученной энергосистемой от раннего ввода гидроагрегатов; за расчетный период приняты первые четыре года, в течение которых были введены все 12 гидроагрегатов:
Выработка электроэнергии за 4 года, млн. кВт-ч 48770
Объем валовой продукции, млн. руб 560,9
Эксплуатационные затраты, млн. руб ... 47,5
Прибыль, млн. руб .. 513,4
Дополнительные затраты на освоение, млн. руб ... 5,5
Прибыль с 1 кВт установленной мощности в год, руб. . . 28,52
Как видно, полученная за расчетный период прибыль от производства электроэнергии неизмеримо выше суммарного значения эксплуатационных затрат и затрат на освоение. Отметим, что суммарный простой гидроагрегатов в первые годы эксплуатации превысил 82 тыс. ч (от 4 до 10 тыс. ч на каждый гидроагрегат в среднем). Суммарные затраты на проведение доводочных работ были равны в среднем по 460 тыс. руб. на каждый из гидроагрегатов, или около 0,31 руб. в год на каждый киловатт установленной мощности, в то время как среднее значение этого показателя по ряду ГЭС составило около 0,41 руб/(кВт-год). Прибыль с 1 кВт установленной мощности в год составила по Красноярской ГЭС около 28,5 руб/год. Хотя дополнительные затраты на доводку оборудования невелики по сравнению с прибылью, однако их абсолютное значение заставляет ставить перед эксплуатацией задачу сокращения этих затрат.
В процессе освоения установленного оборудования выполняются доводочные работы, позволяющие повысить надежность отдельных гидроагрегатов и гидроэлектростанций в целом.
Повышению качества изготовления гидротурбинного оборудования способствуют: проведение контрольных сборок и стендовых испытаний узлов гидротурбинного оборудования в необходимом объеме, выпуск уточненных типовых технических условий на гидротурбины, включивших новые требования по уровню вибрации и шума, протечкам масла через уплотнения лопастей поворотнолопастных гидротурбин, протечкам воды через уплотнения направляющего аппарата и другим параметрам. Уточнен порядок контроля за качеством изготовления поступающего на монтаж оборудования и обязанности изготовителей по устранению выявленных конструктивных и технологических дефектов оборудования. Организован входной контроль за геометрической формой и размерами проточной части гидротурбин.
По-прежнему одним из наиболее распространенных затруднений в эксплуатации гидротурбин является их кавитационный износ. Но благодаря усиленному вниманию к этой проблеме со стороны заводов-изготовителей кавитационная эрозия гидротурбин последних выпусков существенно ниже, чем, например, у гидротурбин, выпущенных в 60-х годах.
Одним из факторов, способствующих существенному развитию кавитационной эрозии, является ввод в работу гидротурбин при пусковых напорах ниже минимальных расчетных. Это мероприятие значительно повышает народнохозяйственную эффективность вводимых гидроэлектростанций, сокращает срок возврата капитальных затрат, однако приводит к преждевременному износу рабочих колес. Необходимы в связи с этим разработка и внедрение специальных мероприятий по защите гидротурбин, в числе которых могут быть: увеличенное подтопление рабочего колеса; изменение частоты вращения гидроагрегата; применение временных сменных рабочих колес. Последнее мероприятие впервые успешно было выполнено на Нурекской ГЭС, а затем и на Саяно-Шушенской ГЭС, которая была пущена при напоре почти в 3 раза менее номинального (соответственно при выполнении менее половины общего объема строительных работ).
Недостаточное внимание в свое время к условиям работы гидроагрегатов в пусковой период при пониженных напорах привело к весьма значительной кавитационной эрозии гидротурбин Братской ГЭС. Персоналу ГЭС пришлось затратить значительные средства на восстановление поврежденных лопастей, однако не удалось достигнуть проектных значений к. и. д. гидротурбин, работавших в период низких напоров. В последующем, в результате совместной работы Братской ГЭС и Центрального котлотурбинного института имени И. И. Ползунова был разработан и внедрен метод борьбы с кавитационной эрозией путем впуска воздуха через специальную систему воздухопроводов непосредственно в зону очага развития кавитации. По данным Братской ГЭС это мероприятие весьма эффективно и позволяет существенно увеличить продолжительность межремонтного периода.
В середине 60-х годов возникли затруднения в работе крупных гидроагрегатов в связи с переходом на высокие осевые нагрузки на подпятник (до 35 000 кН); при этом удельные нагрузки на сегменты повысились в 1,5—1,7 раза по сравнению с применявшимися ранее. В результате выполнения широкого круга специальных исследований на ряде ГЭС были разработаны мероприятия по коренному улучшению работы подпятников, и к середине 70-х годов число повреждений было сокращено, однако на ряде гидроэлектростанций сохранились частичные ограничения по пуску и остановке гидроагрегатов, снижающие их маневренность. В последние годы основным направлением работы по повышению надежности подпятников стал поиск новых материалов для антифрикционных покрытий сегментов. В качестве таких материалов были опробованы некоторые синтетические покрытия, показавшие высокие эксплуатационные качества (в частности, коэффициент трения покоя был снижен с 0,14 для баббитового покрытия до 0,08 для фторопластового покрытия на эластичной основе) и в настоящее время внедряемые на Волжской ГЭС имени В. И. Ленина, Плявинской и некоторых других ГЭС.
Повышение эффективности эксплуатации гидроэлектростанций во многом связано, как уже указывалось, с улучшением эксплуатационных свойств основного гидроэнергетического оборудования. Анализ ряда конкретных направлений решения этой проблемы выявил следующие основные первоочередные задачи:
повышение износостойкости проточной части гидротурбин; износ проточной части гидротурбин в настоящее время определяет сроки вывода гидроагрегата в ремонт и объем ремонта, существенно влияет на к. и. д. гидроагрегата;
повышение надежности электросилового оборудования (гидрогенераторов и силовых трансформаторов); повышение прочности и теплостойкости обмоток, долговечности изоляции, эффективности обмоток и др.;
совершенствование механических узлов гидротурбин и гидрогенераторов: подпятников, подшипников, уплотнений, что требует главным образом внедрения новых материалов с повышенными эксплуатационными свойствами, а также повышения точности изготовления и качества сборки;
повышение надежности коммутационной аппаратуры (выключателей, разъединителей и др.), особенно на гидроэлектростанциях, работающих в остропиковом режиме с частыми включениями и отключениями гидроагрегатов.
Особую роль в повышении эффективности эксплуатации гидроэлектростанций играет их реконструкция и модернизация. Предупреждение физического и морального износа оборудования и сооружений позволит сократить объем эксплуатационного и ремонтного обслуживания, предупредить снижение к. и. д., повысить производительность труда при эксплуатации. Необходимо при этом учитывать, что к 1981 г. более половины суммарной установленной мощности гидроэлектростанций (31 млн. кВт) находилась в эксплуатации свыше 10 лет, а около 14 млн. кВт — свыше 20 лет; наибольшая доля таких ГЭС (около 8 млн. кВт) размещена на европейской территории страны. Поэтому необходимо вести подготовку к осуществлению широкой программы их реконструкции в недалеком будущем.
Основными предпосылками реконструкции действующих гидроэлектростанций являются: разуплотнение суточных графиков нагрузки энергосистем с ростом их пиковой части; дефицит энергетического баланса страны; изменение водохозяйственных режимов ряда гидроузлов; повышение регулирующего значения гидроэлектростанций в связи с развитием атомной энергетики.
Мероприятия, осуществляемые при реконструкции гидроэлектростанций, включают: модернизацию или замену основного гидроэнергетического оборудования, физически изношенного или имеющего низкие по сравнению с современным уровнем технические характеристики; устранение ограничений в работе оборудования; расширение автоматизации управления режимами гидроэнергетического оборудования и ГЭС в целом с целью их оптимизации, совершенствования контроля и т. п. Особым мероприятием является расширение действующих гидроэлектростанций с установкой на них дополнительных гидроагрегатов. Опыт такого расширения накоплен на Днепровской и Кегумской ГЭС.
В прошлые годы реконструкция оборудования проводилась на Волжских ГЭС имени XXII съезда КПСС и имени В. И. Ленина, Новосибирской, Братской, Каховской и других. На Братской ГЭС замена обмоток статоров гидрогенераторов позволила увеличить мощность каждого из гидроагрегатов на 25 МВт, а мощность всей ГЭС — на 400 МВт. Реконструкция гидрогенераторов на Новосибирской ГЭС позволила увеличить ее мощность с 400 до 455 МВт. Ленинградский металлический завод осуществил на ряде гидроэлектростанций модернизацию гидротурбин, в частности, механизмов поворота лопастей поворотнолопастных гидротурбин, рабочих колес радиально-осевых и ковшовых гидротурбин, направляющих аппаратов и направляющих подшипников. Харьковский турбинный завод поставил новые рабочие колеса к гидротурбинам Чир-Юртской ГЭС-1, Орджоникидзевской, Краснополянской и других ГЭС. Частичная реконструкция гидрогенераторов и силовых трансформаторов проведена на Волжских ГЭС имени В. И. Ленина и имени XXII съезда КПСС, Рыбинской ГЭС. Имеются и другие примеры реконструкции оборудования гидроэлектростанций.
Ориентировочные расчеты показывают, что путем реконструкции и модернизации оборудования, а также осуществления других мероприятий возможно повышение мощности действующих гидроэлектростанций не менее чем на 5,5 млн. кВт (в европейской части страны на 3 млн. кВт) и увеличение выработки электроэнергии на 4,5 млрд. кВт-ч (в европейской части страны на 1 млрд. кВт-ч). Намечается полная реконструкция гидроагрегатов Волховской, Мингечаурской, Кегумской, Нижнетуломской ГЭС; реконструкция вспомогательного оборудования с внедрением режима синхронного компенсатора намечена на Волжской ГЭС имени В. И. Ленина, Камской и других ГЭС. Проведенные реконструкции, а также ряд разработанных проектов показывают высокую эффективность использования капиталовложений в развитие мощности действующих ГЭС.
Одним из способов повышения эффективности низко- и средненапорных гидроэлектростанций в отечественной практике стало применение совмещенных гидроэлектростанций (с напорными водосбросами и водосливных). Подробное изучение в 60-х годах опыта эксплуатации совмещенных ГЭС различных типов показало возможность надежной совместной работы оборудования и водосбросных сооружений при условии соблюдения ряда необходимых требований, специфических для совмещенных ГЭС. К этим требованиям относятся:
обеспечение надежной работы крепления русла в нижнем бьефе при одновременной работе гидротурбин и водосбросов;
применение индивидуальных подъемных механизмов на затворах водосбросов, обеспечивающих возможность быстрого маневрирования при управлении с одного пульта (например, с центрального пульта управления ГЭС);
применение на затворах водосбросов уплотнений повышенной надежности;
применение эффективных средств защиты водоприемной части ГЭС от засорения;
проверка влияния потока, пропускаемого через водосбросы, на работу гидротурбин и обеспечение условий, исключающих его отрицательное воздействие (в первую очередь—снижение мощности гидротурбины из-за дополнительных потерь в водоприемнике).
Часть этих требований может не выполняться в случаях, если работа водосбросов совмещенной ГЭС предусматривается редко и они не предназначены для регулярной работы с целью использования эффекта эжекции.
Проведенными натурными исследованиями выявлен эффект эжекции по мощности, который на различных ГЭС составил от 2,5 до 14,5%. Суммарная средняя возможная дополнительная выработка электроэнергии на пяти совмещенных ГЭС с напорными водосбросами (Волжские имени В. И. Ленина и имени XXII съезда КПСС, Учкурганская, Новосибирская и Дубоссарская) составила по ориентировочной оценке 110—120 млн. кВт-ч в год. Увеличение мощности гидроагрегатов в паводок зафиксировано на Камской и Саратовской ГЭС. В то же время на Плявинской ГЭС не наблюдался эффект эжекции по мощности в силу особенностей конструкции здания ГЭС.
Необходимо иметь в виду, что при совместной работе гидротурбин и водосбросов при близком расположении их входных отверстий возможно возникновение дополнительных потерь напора в водоприемнике гидротурбины (отрицательный эффект эжекции). Эти потери особенно значительные в тех случаях, когда скорость потока и расход воды во входном сечении водосбросов значительно превышают значения скорости и расхода во входном сечении гидротурбины, и могут быть в ряде случаев соизмеримы с эффектом эжекции в нижнем бьефе. Для снижения дополнительных потерь целесообразно назначать пропускную способность водосбросов в отношении от 1:1 до 1,2:1 к пропускной способности гидротурбин.
Описанный опыт эксплуатации имеет особое значение в связи со строительством в настоящее время новых совмещенных ГЭС: Нижнекамской, Чебоксарской и Шульбинской.
