Некоторые вопросы проектирования технологической части и оборудования
Уже отмечалось, что проектирование ГЭС на основе материалов изысканий начинается с водноэнергетических расчётов. Они являются одной из важнейших частей проекта, однако, как уже было сказано, сами по себе эти расчёты недостаточны для выбора параметров ГЭС. Водноэнергетические расчёты должны производиться параллельно с энергетическими расчётами. задачей которых является определение роли проектируемой ГЭС в энергетической системе в целом и в конкретных регионах в частности, т.е. при расчетах определяются требования, которые энергосистема с учётом интересов региона диктует режиму ГЭС. в том числе по составу и объёму гидросилового и электротехнического оборудования.
Проектирование гидротурбин. На ГЭС устанавливаются турбины различных систем, количество устанавливаемых на каждой станции турбин зависит от установленной мощности ГЭС и расчётного напора. Тот или иной вид компоновки агрегата зависит от принятого типа здания ГЭС, от типа турбины, определяемого величиной будущего напора, от её размера, определяемого заданной мощностью, от частоты вращения и типа генератора. а также от некоторых других факторов. Поскольку в нашей стране тип активных турбин не получил широкого распространения, то здесь в кратком изложении затронутой темы рассматриваются лишь реактивные турбины.
Для разного сочетания указанных факторов стремятся найти оптимальные компоновки агрегатов, дающие наиболее экономичное решение не только для самого агрегата, но и для здания ГЭС в целом. Компоновка агрегата занимает важнейшее место при проектировании турбин. В последнее время для ГЭС получила признание компоновка агрегата с двумя подшипниками и генератором зонтичного типа с опорой подпятника на крышку турбины. Вал турбины и генератора выполняется единым. Достоинством такой компоновки являются минимальные осевые размеры агрегата. Однако использование такого решения ограничивается условиями обслуживания турбины и генератора (трудности выполнения проходов к узлам агрегата). Поэтому при небольших размерах диаметра рабочего колеса - менее 5 м осуществление такой конструкции затруднено.
Следует обратить внимание на схему компоновки, применяющуюся для зданий ГЭС, через которые организуются водосбросы или для открытых зданий без машинного зала.
В последнее время наибольшее распространение получили горизонтальные турбины с расположением генератора в металлическом кожухе - капсуле. Применение шахтного исполнения затруднено из-за сложности гидротехнических сооружений, а применение прямоточной схемы усложняется условиями уплотнений и трудностями соединения обода ротора с поворотными лопастями, поэтому такие схемы распространения не получили.
Для выбора турбин при наиболее распространенных схемах использования водотока на ГЭС в нашей стране создана номенклатура типов реактивных турбин.
Создание номенклатуры сыграло очень большую роль в развитии отечественного гидротурбостроения. Номенклатура способствовала систематизации разработанных серий гидротурбин, позволила выявить области и направление дальнейших исследований.
Конструкция турбин во многом зависит от напора воды для проектируемой ГЭС. Для низконапорных ГЭС габариты турбин велики, чго усложняет их изготовление и транспортировку. Для высоконапорных турбин особое значение приобретает прочность конструкции вследствие больших нагрузок.
Мощная турбина состоит из большого количества разнообразных узлов и механизмов (направляющий аппарат, подшипники, сервомоторы. МНУ. регулятор частоты вращения, спиральная камера, рабочее колесо, крышка турбины и др.), которые, в свою очередь, составлены из деталей самых разных размеров.
Условия работы деталей турбины весьма разнообразны: некоторые заливаются в бетон, создавая проточную часть турбины, непрерывно находясь под воздействием потока воды; другие находятся под воздействием больших постоянных или переменных нагрузок: третьи работают в условиях непрерывного трения и износа.
Проточная часть турбины и очертания её отдельных элементов: спиральной камеры, направляющих и рабочих лопаток направляющего аппарата, камеры рабочего колеса и отсасывающей трубы - должны обеспечивать оптимальные энергетические и кавитационные свойства турбины.
Оптимальная форма проточной части определяется с помощью гидродинамических расчётов и экспериментальных исследований на стендах лабораторных установок (модельные исследования см. гл. 5). Проточная часть турбины определяет не только энергетические, кавитационные и другие эксплуатационные качества агрегата, но и его габариты и заглубление здания ГЭС в целом. Проточную часть стремятся проектировать с минимальными размерами. После выбора формы всех элементов проточной части турбины производится конструирование деталей турбины. Все детали должны быть прочными, надёжными в эксплуатации и обеспечивать длительную работу турбины без выхода их из строя.
В процессе проектирования и компоновки таких деталей, как спиральная камера, статор, кольца НА, камера РК, крышка турбины, имеют в виду, что они выполняют в машине двойную роль: образуют проточный тракт турбины и создают компактный надёжный и прочный корпус машины, поддерживающий вращающуюся часть турбины - колесо с валом и привод для регулирования НА.
При создании конструкции отдельных деталей и узлов проектируемой турбины должны использоваться удачные решения, примененные на прежних турбинах, а также эксплуатационный опыт на действующих ГЭС.
В процессе компоновки турбины, проектирования её деталей должны учитываться технологические возможности существующего производства или реального его развития в процессе изготовления турбины, а также возможности транспортировки узлов и деталей на место монтажа.
Выбор целесообразной мощности турбин крупной ГЭС необходимо производить с учётом выбора параметров остального оборудования гидростанции - генераторов, трансформаторов, другого электротехнического оборудования, а также затворов, кранового оборудования и др.
Оптимальные по технико-экономическим показателям параметры турбин могут не совпадать с оптимальными показателями сооружений и остального оборудования ГЭС, поэтому возникает необходимость сближать их, иногда пренебрегая некоторыми во имя наиболее выгодного технико-экономического проектного решения в целом. Важным фактором является стоимость сооружения силовой части здания ГЭС. во многом зависящая от параметров турбины. Поэтому только комплексное рассмотрение и анализ основных параметров и технико-экономических показателей всего оборудования гидростанции и здания ГЭС могут определить наиболее целесообразные параметры турбин по её надёжности - бесперебойности выработки электроэнергии и минимуму денежных затрат.
Исходными материалами для выбора основных параметров турбин, применительно к заданным условиям их работы, служат главные универсальные характеристики, полученные на основе испытаний моделей номенклатурных рабочих колёс.
Особое внимание уделяется расчётам, связанным с регулировочными характеристиками, в частности, обеспечивающими гарантированную работу турбины совместно с генератором.
Сопряжение генератора с турбиной имеет существенные сложности. Турбина без нагрузки может развивать частоту вращения, значительно большую той. которая соответствует максимальному КПД турбины.
Чтобы экономично использовать энергию воды, номинальный режим турбины рассчитывают при максимальном КПД. Поэтому если при номинальной нагрузке, когда проходящий через турбину поток воды, создает номинальный крутящий момент, происходит внезапный сброс нагрузки с генератора, т.е. происходит резкое снижение (почти до нулевого значения) противодействующего момента, агрегат за несколько секунд может раскрутиться до скорости, равной максимальной частоте вращения турбины.
Для предотвращения увеличения частоты вращения агрегата при сбросе нагрузки с генератора требуется уменьшить почти до нулевого значения крутящий момент, создаваемый потоком воды, проходящим через турбину. Это выполняется системой регулирования турбины, которая действует на закрытие направляющего аппарата (НА), и подача воды на лопасти рабочего колеса турбины почти полностью прекращается.
При своевременном закрытии НА (исправное его состояние) агрегат успевает достичь частоты вращения на 30-35% выше номинальной, поскольку регулятор обладает некоторым запаздыванием.
В случае неисправной работы регулятора, когда после сброса номинальной нагрузки НА турбины остаётся полностью открытым и турбина развивает максимальный крутящий момент, агрегат развивает максимальную частоту вращения, существенно превышающую номинальную. Эту максимальную частоту вращения называют угонной или разгонной.
Коэффициент угонной частоты вращения для разных систем турбин ориентировочно составляет: для ковшовых 1,8; для радиально-осевых 1,8-2,2; для поворотно-лопастных при сохранении комбинаторной зависимости 2,0- 2,2; для поворотно-лопастных при нарушении комбинаторной зависимости 2,4-3,5.
Во избежание гидравлического удара в проточном тракте турбины регулятором частоты вращения задаётся определённая скорость закрытия НА турбины (например, время закрытия НА для турбины Саяно-Шушенской ГЭС в диапазоне от 80° открытия до 20% составляет 7.5-8.0 с), т.е. система регулирования не может быстро изменить крутящий момент турбины при изменении противодействующего момента генератора, но в то же время сокращает подачу воды так. чтобы турбина, развивая обороты при сбросе нагрузки, не достигала разгонной частоты вращения («заброс» оборотов в этом случае существенно ниже разгонного).
Материалы для изготовления деталей турбин применяются самые различные, но основные из них - это сталь, чугун, бронза, полимерные материалы, баббит, резина и др.
Особое значение материалам должно придаваться при изготовлении лопастей рабочих колёс, поскольку они действуют в специфических условиях динамического и кавиташюнного воздействия потока. На выбор материала для лопастей, в частности, повлиял широкомасштабный неудачный эксперимент по применению лопастей поворотно-лопастных турбин Волжской ГЭС (г.Жигулёвск) из дешёвой, так называемой, медистой стали. Через небольшое число часов работы на лопастях из медистой стали появилась обширная и глубокая кавиташюнная эрозия.
В последние годы стали применяться биметаллические лопасти отлитые или отштампованные из малолегированной углеродистой стали и покрытые нержавеющей сталью (приварка листов, наплавка или прикрепление листов методом взрыва). В этом случае чаще применяется аустенитная нержавеющая сталь 1Х18Н9Т (углерод 0.l2%: хром 17-20%: никель 8-11%; кремний 0,8%; марганец 2,0%; титан до 0.8%). Эта сталь кроме хорошей кавитационной стойкости имеет высокие пластические свойства. Она обладает высокой химической стойкостью и хорошей свариваемостью. Наилучшим оказался метод наплавки, а также метод взрыва по прикреплению листов кавитационно-стойкого материала на лопасти.
Направляющий аппарат является одним из главных узлов, определяющих компоновку всей турбины.
При проектировании НА для уменьшения в нём потерь необходимо так конструировать спиральную камеру и НА, чтобы в наиболее важном диапазоне режимов работы турбины (области высоких КПД) угол между вектором скорости потока в спиральной камере и касательной к оси профиля направляющей лопатки на входе был минимальным.
Направляющий аппарат подаёт воду, как мы уже видели, на лопасти РК под некоторым углом. Окружная скорость и на лопасти всегда поддерживается неизменной, так как неизменной должна оставаться частота вращения ротора генератора. Это необходимо для поддержания постоянной частоты переменного электрического тока в сети. Направление относительной скорости vr между лопастями РК задаётся формой лопастей. Тогда параллелограмм скоростей может образоваться только при одной определённой скорости, проходящей через НА. Если лопатки НА открыть, то направление скорости с изменится и новый параллелограмм образуется при другой, большей скорости. Увеличится и величина относительной скорости, а следовательно и расход воды через РК будет большим, увеличится и мощность турбины. При больших углах поворота лопаток НА поток на лопасти радиально-осевых РК попадает с ударом. Это является одной из причин снижения КПД этих турбин. При поворотных лопастях правильное безударное попадание потока на лопасти происходит в более расширенном диапазоне открытий НА. поэтому и характеристика КПД поворотно-лопастных турбин выгодно отличается от характеристики радиально-осевых турбин.
Одновременный поворот лопаток НА осуществляется, как мы знаем, усилием сервомоторов, представляющих собой цилиндры, в которых силой давления масла перемещаются поршни, передавая усилия через кинематические связи на поворот лопаток НА. Профиль лопатки выполняется с эксцентриситетом относительно оси вращения, от которого зависит величина гидравлического момента действующего на лопатку.
Численные значения моментов получают из расчёта потребного усилия сервомотора (перестановочное усилие). При расчете следует принимать минимально возможное значение коэффициента трения, т.е. проектировать узлы кинематической схемы и подшипники лопаток так, чтобы свести нагрузки на сервомоторы к минимуму.
Большой эффект может дать применение схемы с индивидуальными сервомоторами, при которой устраняется регулирующее кольцо. Наиболее целесообразным может оказаться применение такой схемы для турбин с напором 100-200 м.
Поэтому уже на турбинах Саяно-Шушенской ГЭС был применён привод лопаток НА с индивидуальным сервомотором на каждую лопатку.
Для уменьшения размеров индивидуальных сервомоторов было впервые применено повышенное давление в МНУ и системе регулирования 6,3 МПа.
Опыт эксплуатации подтвердил основное преимущество такого привода - это большие перестановочные усилия по перемещению лопаток НА. Создана улучшенная компоновка турбины и оптимальные условия для её обслуживания. Индивидуальные сервомоторы позволяют увеличить плотность закрытия НА. достичь одинакового открытия всех лопаток на всём диапазоне открытий и подтвердили возможность отказа от специального ломкого элемента, обычно вводимого в кинематическую систему (срезные «пальцы») на случай попадания твёрдого предмета между лопатками. Лопатки всегда остаются управляемыми, а сервомоторы служат в определённой мере демпферами по гашению вибраций лопаток.
Рабочее колесо, его конструкция и размеры неразрывно связаны со всеми узлами турбины, с параметрами проектируемого агрегата и ГЭС в целом. В проточной части - это главное звено, определяющее КПД и надёжность агрегата.
В результате обтекания лопастей РК потоком воды на них возникают нагрузки от действия давления воды и центробежных сил. Гидравлический момент и осевую силу определяют экспериментально в лаборатории на модели, исследуя силовые характеристики рабочих колёс.
Определение величины осевой нагрузки необходимо для расчёта собственно колеса, вала турбины и крепления его к ротору генератора, а также расчёта одного из важнейших узлов агрегата - подпятника (упорного подшипника).
Полное осевое усилие на РК радиально-осевого типа складывается из следующих нагрузок:
- осевая составляющая сила воздействия потока на внутреннюю полость РК;
- осевое давление воды на верхний обод РК;
- осевое усилие давления воды на нижний обод РК;
- выталкивающая сила, согласно закону Архимеда.
С целью уменьшения объёмных потерь, протечек воды помимо лопасти радиально-осевого РК и, соответственно, для увеличения КПД турбины обычно проектируются лабиринтные уплотнения. В зависимости от напора применяют разные конструкции уплотнений. На рис. 7.26 представлена конструкция щелевого уплотнения нижнего и верхнего ободьев радиально-осевого РК для средних напоров.
Вода, проникая через зазор обода, по разгрузочной трубке протекает за РК в отсасывающую трубу. Чередование узкой щели с кольцевыми выточками приводит к соответствующему чередованию площадей сечения канала, по которому протекает вода, что увеличивает сопротивление и уменьшает расход вследствие внезапного расширения и сжатия потока.
Рабочее колесо радиально-осевого типа, представляет собой пространственную систему, состоящую из верхней ступицы (верхний обод), нижнего обода и лопастей. Находясь в потоке, рабочее колесо, кроме давления воды, испытывает действие центробежных сил, которые существенно возрастают при разгонной частоте вращения. Расчёт такой конструкции представляет большую сложность и производится с рядом допущений. Поэтому при проектировании крупных РК обязательно проводят экспериментальные тензометрические исследования их напряженного состояния на моделях колес.
Для рабочего колеса турбины поворотно-лопастного типа характерным является наличие механизма поворота лопастей, расположенного внутри корпуса (втулки) РК. Наиболее распространенным механизмом является кривошипный тип привода. Во втулке часто располагают и сервомотор привода механизма поворота лопастей, хотя имеются и другие схемы. Во многих поворотно-лопастных турбинах смазка механизма осуществляется маслом, проникающим через зазоры из цилиндра сервомотора, т.е. объём втулки, где размещается механизм поворота лопастей постоянно заполнен маслом и разгрузка этого объёма выполняется через специальную трубку в сливной резервуар маслоприёмника. Маслоприёмник расположен над генератором. Давление масла в полости механизма поворота лопастей определяется высотой столба масла во внутренней полости вала.
Между подвижным фланцем лопасти и втулкой РК устраивается уплотнение хтя предотвращения попадания воды в область механизма поворота и наоборот протечек масла из этого объёма в воду. В практике эксплуатации необходимого качества уплотнения достичь не удалось, поэтому имеет место попадание масла в воду, что является серьёзным недостатком. Поэтому несколько лет назад было разработано «экологически чистое» поворотно-лопастное рабочее колесо для Нижне-Камской, Чебоксарской и Майнской ГЭС. Конструкция РК выполнена с применением в механизме поворота лопастей опорных втулок, поверхности трения которых изготовлены из полимерных материалов, не требующих смазки маслом. Это позволило внутреннюю полость корпуса рабочего колеса РК отделить от масла системы регулирования, чтобы исключить попадание масла в воду. Все трущиеся поверхности в сопряжениях с полимерными поверхностями выполнены из нержавеющей стали, в предположении, что эти трущиеся пары будут исправно работать на водяной смазке. Однако опыт показал, что свойства полимерных материалов оказались неудовлетворительными, в трущихся парах возникали большие силы трения, которые в значительном ряде случаев привели к поломке деталей механизма поворота лопастей.
Лопасть рабочего колеса поворотно-лопастной турбины, воспринимая энергию потока, находится под воздействием значительного гидравлического давления, поэтому её форма и размеры должны быть хорошо обтекаемыми, обеспечивать оптимальные энергетические и кавитационные свойства и отвечать условиям прочности, что должно обеспечить длительную надёжную работу турбины. Лопасти, находящиеся в коррозионной среде, испытывая совместное действие нагрузки от потока воды и центробежных сил, подвергаются специфическим кавитационным разрушениям. Поэтому к материалу лопастей предъявляются не только требования высоких механических свойств материалов, обеспечивающих необходимую прочность лопасти, но и стойкости против кавитационного разрушения её поверхности.
В практике гидротурбостроения лопасти изготовлялись из разных материалов. Применение углеродистой и малолегированной сталей для лопастей нецелесообразно из-за неудовлетворительной их сопротивляемости кавитационным воздействиям (легирование - сплавление, т.е. введение в сталь, так называемых, легирующих элементов: Cr, Ni, Mo, W, V, Nb, Ti и др.). Биметаллические лопасти, отлитые из углеродистой стали и облицованные листами из нержавеющей стали путём приварки, оказались ненадёжными (листы в процессе эксплуатации отрывались).
Выше указывалось, что наилучшим качеством по кавитационной стойкости наряду с другими положительными свойствами обладает нержавеющая сталь 1Х18Н9Т, нанесенная на поверхность лопасти путём автоматической наплавки широкими ленточными электродами. В этом случае само тело лопасти может быть изготовлено из высокопрочной не кавитационной стали.
Подшипники вертикальных турбин выполняют роль лишь направляющих подшипников (подпятник - упорный подшипник агрегата в целом рассмотрим ниже). Направляющие подшипники подвержены лишь действию случайной нагрузки, вызываемой динамической неуравновешенностью вращающихся частей, а также несимметричностью потока воды.
Число подшипников в агрегате устанавливают в зависимости от конструкции турбины, генератора и соответствующей длины вала. В крупных турбинах применяются в основном подшипники скольжения. Для вертикальных турбин широкое распространение получили резиновые подшипники на водяной смазке, в ряде случаев применялся и лигнофоль. В других видах подшипников, где применяется масляная смазка для вкладышей, используется баббит.
Подшипники на водяной смазке конструктивно проще подшипников с масляной смазкой. Применение подшипника на водяной смазке не требует устройства нижних уплотнений вала, так как проходящая через турбину вода не только не опасна для подшипника, а, как уже сказано, обеспечивает его смазку. Отсутствие специального уплотнительного устройства позволяет располагать подшипник на минимальном расстоянии от рабочего колеса, что улучшает условия работы турбины.
Вал вертикальной турбины испытывает совместное действие растяжения и кручения, проектирование и изготовление валов для мощных и сверхмощных турбин является достаточно сложной проблемой. Например, вал для турбины Саяно-Шушенской ГЭС изготовлен сварным из двух полуцилиндров с толщиной стенки 300 мм. По концам вал обычно имеет фланцы для соединения с рабочим колесом и валом генератора или непосредственно со ступицей ротора.
МНУ при проектировании турбины выбирают, исходя из расчёта количества масла, необходимого для регулирования турбины в наиболее неблагоприятном цикле (полное открытие НА - отказ насосов подкачки - закрытие НА). В этом режиме при расходовании масла давление в котле МНУ будет уменьшаться, но объёма масла должно хватить, чтобы обеспечить указанный цикл.
Воздушный объём котла должен обеспечивать (после израсходования масла на процесс регулирования) сохранение минимального давления, достаточного для закрытия турбины.
Транспортировка узлов и деталей турбины является предметом специального рассмотрения в проекте турбин, поскольку, чем крупнее может быть изготовлен и собран узел (не расчленен на части) в заводских условиях, тем качество его выше. В первую очередь это касается рабочих колёс. Неразрезное колесо по своим энергетическим качествам существенно выше разрезных, сочленяемых на месте монтажа. Так, неразрезные РК, изготовленные и обработанные целиком на заводе, были поставлены на Красноярскую ГЭС, Усть-Илимскую и Саяно-Шушенскую ГЭС из г. Ленинграда Северным Морским путём и далее по реке до места монтажа.
На ГЭС Итайпу (Бразилия - Парагвай) заготовки (ободья и лопасти) были доставлены на ГЭС, где был создан временный заводской цех по изготовлению и обработке рабочего колеса, поскольку доставить целиком РК не представлялось возможным. Это достаточно дорогостоящее мероприятие (создание заводского цеха непосредственно на ГЭС) подчеркивает важность задачи изготовления неразрезных конструкций РК.
Проектирование генераторов основано на знаниях физической сущности электрических и магнитных явлений, излагаемых в курсе теоретических основ электротехники. Напомним физический смысл некоторых законов и явлений, лежащих в основе принципа действия электрических машин, в первую очередь закона электромагнитной индукции, понятие которого приводится в начале гл. 6.
В процессе работы электрической машины в режиме генератора происходит преобразование механической энергии в электрическую. Природа этого процесса объясняется законом электромагнитной индукции.
Для определения направления ЭДС следует воспользоваться правилом «правой руки». Применив это правило, определяем (по стрелке) направление ЭДС в проводнике.
Если концы проводника замкнуты на внешнее сопротивление (потребитель электроэнергии), то под действием ЭДС в проводнике возникнет ток (ток статора - якоря) такого же направления, что и ЭДС. Таким образом, проводник в магнитном поле можно рассматривать в этом случае как элементарный генератор.
В результате взаимодействия тока с магнитным полем возникает действующая на проводник электромагнитная сила.
Направление силы F можно определить по правилу «левой руки». В рассматриваемом случае эта сила направлена справа налево, т.е. противоположно движению проводника. Таким образом, в рассматриваемом элементарном генераторе сила F является тормозящей по отношению к движущей силе F.
Если внешнюю силу F к проводнику не прикладывать, а от источника электроэнергии подвести к нему напряжение U так, чтобы ток в проводнике имел направление, то на проводник будет действовать только электромагнитная сила F. Под действием этой силы проводник начнёт двигаться в магнитном поле. При этом в проводнике индуцируется ЭДС с направлением, противоположным напряжению U. Таким образом, часть напряжения U, приложенного к проводнику, уравновешивается ЭДС Е, наведённой в этом проводнике, а другая часть составляет падение напряжения в проводнике.
Из этого равенства следует, что электрическая мощность (UI), поступающая в проводник, частично преобразуется в механическую, a частично расходуется на покрытие электрических потерь в проводнике (fr). Следовательно, проводник с током, помещённый в магнитном поле, можно рассматривать как элементарный электродвигатель. Таким образом, взаимное преобразование механической и электрической энергии в электрической машине может происходить в любом направлении, т.е. одна и та же электрическая машина может работать как в режиме генератора, так и в режиме двигателя, в частности, как мы знаем, на ГЭС генераторы используются в режиме синхронных компенсаторов, что должно предусматриваться при их проектировании.
Проектирование гидрогенераторов, также как и всего основного оборудования ГЭС, неразрывно связано с проектированием гидростанции в целом.
Стремление удешевить строительство ГЭС приводит к созданию генераторов меньшего веса и размеров, и росту единичной мощности машин путём применения более эффективного охлаждения активных частей генератора. Например, непосредственное охлаждение обмоток водой даёт возможность увеличить почти в два раза мощность генератора в тех же габаритах по сравнению с машинами воздушного охлаждения. При этом расход активного железа на 1 кВА установленной мощности уменьшается примерно в 1.5-2 раза, меди - в 3-4 раза.
Наряду с номинальными данными генератора в задании на его проектирование указывается угонная частота вращения и приводятся требования к маховому моменту, системе охлаждения, а также требования соответствующих ГОСТов.
Главные размеры генератора (диаметр по расточке статора и длина сердечника) зависят в основном от расчётной мощности и частоты вращения, а также от коэффициента угонной частоты вращения, требуемого минимального махового момента ротора GD: и переходного индуктивного сопротивления по продольной оси.
Роторы генераторов должны без вредных последствий выдерживать угонную частоту вращения в течение 2 минут. Поэтому все вращающиеся части генератора рассчитываются не на номинальную, а на угонную частоту вращения, при которой центробежные силы, пропорциональные квадрату угловой скорости, значительно возрастают. Так, например, при угонной частоте вращения, превышающей номинальную в три раза, центробежные силы и механические напряжения во вращающихся частях возрастают в девять раз по сравнению с номинальными.
Угонная частота вращения не должна вызывать напряжений материалов ротора, превосходящих предел текучести, т.е. остаточные деформации не допускаются. Упругие деформации обода ротора должны быть не более размера воздушного зазора между ротором и статором генератора.
Чтобы частота вращения генератора оставалась практически постоянной за время срабатывания системы регулирования, необходимо, чтобы ротор агрегата обладал определенным запасом кинетической энергии, которая при заданной частоте вращения характеризуется величиной махового момента.
Чем больше маховой момент ротора при той же частоте вращения, тем больше кинетическая энергия, запасённая ротором, тем меньше изменяется его частота вращения при изменении нагрузки. Накапливая кинетическую энергию при ускорении вращения и отдавая её при замедлении вращения, ротор агрегата является своеобразным аккумулятором кинетической энергии.
Маховой момент агрегата определяется главным образом по значению махового момента ротора генератора, так как маховой момент рабочего колеса турбины, вследствие его малого диаметра и относительно небольшого веса, составляет 5-6% от махового момента агрегата.
Инерционные качества вращающихся частей генератора характеризует механическая постоянная времени (или постоянная инерции вращающихся частей). Она выражает время в секундах, в течение которого ротор машины под действием момента, определенного по номинальной полной мощности генератора, разгоняется из неподвижного состояния до номинальной частоты вращения.
Требуемый маховой момент учитывают при проектировании главных размеров генератора.
Главные размеры генератора зависят в основном от его расчётной мощности, частоты вращения, от требуемого минимального махового момента ротора и переходного индуктивного сопротивления по продольной оси Х (см. ниже), а также от кратности угонной частоты вращения.
Кроме главного назначения, как индуктора магнитного поля и маховика с необходимым моментом инерции, ротор ещё является мощным вентилятором, создающим движение воздуха (вентиляцию) для охлаждения генератора.
В гидрогенераторах средней и большой мощности роторы изготовляют отдельными элементами и поставляют на место монтажа (остов, спицы, листы толщиной 3-5 мм (сегменты), из которых собирается обод на монтаже).
В конструкциях роторов со спицами создаётся только тангенциальная связь между спицами и ободом. В радиальном направлении связь отсутствует. Благодаря этому в ободе ротора возникают только растягивающие напряжения, что является большим преимуществом, поскольку нет напряжений изгиба по сравнению с роторами, где обод радиально связан.
Собранный ротор разогревают, создавая увеличение зазоров, после чего расклинивают (забивают клинья между ободом и торцами спиц) для создания натяга обода ротора.
В нижней части ротора прикрепляют кольцевые тормозные стальные сегменты с радиальными пазами для лучшего их охлаждения.
На ободе ротора закрепляются полюсы. На полюсах закрепляются катушки обмотки возбуждения, а в полюсные наконечники вставляются стержни демпферной обмотки, которая, как мы уже отмечали, служит: для успокоения колебаний ротора при переходных процессах; гашения поля обратной последовательности, создаваемого токами обратной последовательности при несимметричных режимах работы генератора; улучшения условий входа в синхронизм; уменьшения перенапряжений при несимметричных КЗ.
Ток в обмотку возбуждения поступает через неподвижный щеточный аппарат, щётки которого с нажимом соприкасаются с вращающимся на валу контактными кольцами, к которым присоединена обмотка возбуждения.
Ответственным элементом обмотки возбуждения является междуполюсное соединение, поскольку действующие центробежные и вибрационные нагрузки, а также загрязнение электропроводящей пылью приводят часто к нарушению их работы и замыканиям на землю. Примером этого является показательный случай, когда в период эксплуатации генераторов Красноярской ГЭС пришлось по указанным причинам перепроектировать междуполюсные соединения и провести их реконструкцию на всех генераторах.
Величина напряжения при проектировании генератора определяется мощностью генератора, условиями подключения его к электрической сети, а также его конструкцией и технологией изготовления. Для мощных генераторов напряжение стремятся повышать до уровней 15-18 кВ. Разрабатываются конструкции специальных генераторов, имеющих на выводах напряжение 110-220 кВ. В зависимости от этого проектируются все узлы генератора, в том числе и его обмотка статора.
Конструкция обмотки статора в значительной мере влияет на свойства генератора, в первую очередь на его стоимость, КПД и рабочие характеристики.
В задании на проект генератора должны указываться необходимые для нормальной эксплуатации в электрической системе параметры обмотки статора. Исходя из требований по пределу статической устойчивости и режима работы на длинную линию электропередачи задают индуктивное сопротивление генератора по продольной оси Xd (синхронная реактивность) или отношение короткого замыкания (ОКЗ, см. ниже).
Для обеспечения необходимого предела динамической устойчивости генератора требуются определённые значения. Чем длиннее ЛЭП, через которые ГЭС присоединяется к системе, и чем больше время отключения КЗ, тем меньшие индуктивные сопротивления в установившемся и переходном режиме должен иметь генератор. Однако уменьшение индуктивных сопротивлений удорожает генератор и может потребовать увеличения его размеров.
С целью уменьшения динамических перенапряжений при двухфазных КЗ генераторов, работающих на длинные ЛЭП, необходимо, чтобы отношение сверхпереходных сопротивлений по продольной и поперечной осям генератора было близким к единице.
Как уже отмечалось, кроме наименьших затрат на активные материалы и обеспечения технологичности изготовления обмотки проект обмотки должен гарантировать синусоидальную форму ЭДС, наводимой в обмотке статора. Повторим, что при несинусоидальной форме кривой ЭДС генератора появляются высшие гармоники тока, оказывающие вредное воздействие на работу электрической сети, возрастают потери электроэнергии, возникают опасные перенапряжения, усиливается вредное влияние ЛЭП на цепи связи, а также неблагоприятное звуковое воздействие на персонал, обслуживающий генераторы.
От шага обмотки, от числа её пазов, приходящихся на полюс и фазу, зависит кривая ЭДС и вредное влияние высших гармонических колебаний электрического тока (часть дуги внутренней расточки статора, приходящаяся на один полюс, называется полюсным делением; измеренное по этой же поверхности статора расстояние между пазами обмотки, называется шагом обмотки по пазам: шаг обмотки выражают в пазах; шаг обмотки называют полным, если он равен полюсному делению; если же шаг обмотки меньше полюсного деления, то он называется укороченным).
Поскольку кривая ЭДС симметрична относительно оси абсцисс, то она содержит лишь нечётные гармоники, поэтому задача получения в обмотке статора синусоидальной ЭДС сводится к устранению или существенному ослаблению высших синусоидальных гармоник, в первую очередь третьей, пятой и седьмой. Из-за неравномерности воздушного зазора в пределах полюса график магнитной индукции имеет трапецеидальную форму, поэтому и кривая ЭДС также трапецеидальна. Однако скошенность краёв полюсов лишь приближает кривую к синусоидальной форме, но точно ей не соответствует и остаётся трапецеидальной. Практическое влияние на форму кривой ЭДС оказывают гармоники не выше седьмой.
Уменьшение содержания высших гармонических в кривой ЭДС достигается путём укорочения шага обмотки статора, размещения её катушек в достаточно большом числе пазов, а также путём соединения фаз обмотки в звезду или треугольник.
Обмотки укладываются в пазы в один слой (однослойные) или в два слоя (двухслойные). Обмотки бывают катушечными или стержневыми. волновыми или петлевыми (подробно о их свойствах в специальном курсе).
В гидрогенераторах средней и большой мощности проектируют стержневые двухслойные обмотки, они более просты и технологичны в изготовлении. Чтобы уменьшить потери энергии от вихревых токов, стержни изготавливают из элементарных проводников с термостойкой изоляцией каждого проводника. Для уменьшения добавочных потерь энергии от полей пазового рассеяния элементарные проводники транспонируют (переплетают - перекручивают). Стержни соединяют между собой в лобовой части, для обеспечения хорошего контакта применяется пайка, место спайки называется головкой стержней.
Стержни обмоток всех современных генераторов имеют термореактивную изоляцию на основе эпоксидных и полиэфирных смол, которая обладает повышенными диэлектрическими свойствами и механической стойкостью, что позволяет наносить более тонкий слой корпусной изоляции на стержень, благодаря чему улучшаются условия теплоотвода. Термореактивные пластмассы - пластические массы, переработка которых в изделие сопровождается необратимой химической реакцией, приводящей к образованию неплавкого и нерастворимого материала. Они создаются на основе феноло-формальдегидных смол, полиэфирных смол, эпоксидных смол, карбамидных смол. Наполнители - сажа, стекловолокно, мел и др.
При укладке стержней в пазы для обеспечения высокой плотности их прилегания применяются уплотняющие упругие прокладки из гофрированного материала, а для закрепления стержней по длине паза забивают специальные клинья из гетинакса или стекловолокна.
Лобовые части обмотки удерживаются от динамических и вибрационных воздействий путём прикрепления их к бандажным кольцам. Между бандажными кольцами и стержнями, а также между собственно стержцями лобовых частей должны быть уложены прокладки, а также специальные распорки из прочного изоляционного материала. Все эти элементы скрепляются между собой специальным вязальным шпагатом с проклейкой его специальными лаками. В последних конструкциях применяется самоутягивающийся лавсановый шнур, который после нанесения на него лака даёт большую усадку, чем достигается прочная и достаточно жёсткая конструкция лобовых частей обмотки, способная противостоять воздействующим на них усилиям.
Сердечник статора, являясь магнитопроводом собирается (шихтуется) из отдельных сегментов электротехнической стали, имеющий меньшие потери энергии и обладающей большой магнитной проницаемостью в сильных полях. На внутренней дуге сегментов выштамповываются пазы под обмотку, на внешней - пазы обычно в форме «ласточкиного хвоста» под крепление через клинья к корпусу статора. Слабым местом крупных (разрезных) сердечников является стык, поэтому в последнее время для крупных генераторов стремятся проектировать сердечники неразрезной конструкции, которые шихтуются в кольцо без стыков на месте монтажа на монтажной площадке или в кратере, а чаще при реконструкции генераторов непосредственно в кратере агрегата. Первый и успешный опыт в России шихтовки сердечника в неразрезное кольцо был применён на Саяно-Шушенской ГЭС.
Для понимания некоторых физических процессов, происходящих в генераторе, что лежат в основе их проектирования повторим и заострим внимание на взаимодействии главных элементов магнитной системы статора и ротора генератора.
Трёхфазная обмотка статора создаёт вращающуюся синхронно с ротором МДС, вектор которой может занимать разные пространственные положения относительно оси полюсов ротора.
В явнополюсном генераторе воздушный зазор неравномерен из-за наличия значительного межполюсного пространства, не заполненного сталью и магнитное сопротивление потоку статора по продольной оси намного меньше магнитного сопротивления потоку статора, по поперечной оси. Поэтому здесь величина индукции магнитного поля статора и график её распределения в воздушном зазоре в явнополюсном генераторе зависят от пространственного положения вектора МДС обмотки статора или его составляющих.
Увеличение зазора на краях полюсов способствует приближению коэффициента Kf к единице, т.е. приближает форму кривой индукции поля к синусоиде.
При проектировании генераторов значения А определяют по специальным графикам, составленным для неравномерного воздушного зазора.
В процессе работы нагруженного генератора, в нём одновременно действуют МДС возбуждения и статора (якоря) F , при этом МДС якоря воздействует, как мы уже отмечали, на МДС возбуждения, усиливая или ослабляя поле возбуждения или же искажая его форму (реакция якоря). Реакция якоря оказывает влияние на рабочие свойства генератора, так как изменение магнитного поля в генераторе сопровождается изменением ЭДС, наведенной в обмотке статора, а следовательно, изменением и ряда других величин, связанных с этой ЭДС. Влияние реакции якоря на работу генератора зависит от значения и характера нагрузки. Взаиморасположение векторов наглядно можно видеть на векторных диаграммах при разных нагрузках на генераторе. Вектор ЭДС Е, индуцируемой магнитным потоком ротора в обмотке статора, отстаёт по фазе от вектора этого потока, (а следовательно, и вектора МДС Fm) на 90°. Вектор тока в обмотке статора может занимать по отношению к вектору А различные положения, определяемые углом в зависимости от вида нагрузки.
При активной нагрузке ток совпадает по фазе с ЭДС. МДС статора F направлена перпендикулярно МДС ротора Fт. Такое воздействие МДС якоря F на МДС ротора вызовет искажение результирующего поля генератора: магнитное поле машины ослабляется под набегающим краем полюса (вращение ротора против часовой стрелки) и усиливается под сбегающим краем полюса.
При чисто индуктивной нагрузке генератора ток статора отстаёт по фазе от ЭДС Е на 90°. Поэтому он достигает максимального значения лишь после поворота ротора вперед на 90° относительно его положения, соответствующего максимуму ЭДС. При этом МДС статора F действует вдоль оси полюсов ротора встречно МДС ротора F . Такое действие МДС статора ослабляет магнитное поле ротора, т.е. реакция якоря при чисто индуктивной нагрузке оказывает продольно-размагничивающее действие в магнитной системе генератора.
При ёмкостной нагрузке ток опережает по фазе ЭДС на 90°, т.е. когда ротор займёт положение, ток наибольшего значения достигает раньше, чем ЭДС. МДС статора и ротора действуют по оси полюсов согласно. В результате происходит усиление магнитного поля ротора, т.е. при чисто ёмкостной нагрузке генератора реакция якоря оказывает продольно намагничивающее действие в магнитной системе.
При смешанной нагрузке: (активно-индуктивной) реактивная составляющая тока нагрузки отстаёт по фазе от ЭДС, поэтому МДС размагничивает генератор; а при активно-ёмкостной нагрузке реактивная составляющая тока нагрузки опережает по фазе ЭДС, поэтому МДС подмагничивает генератор.
Магнитодвижущие силы реакции якоря по продольной F и поперечной F осям создают в магнитопроводе генератора магнитные потоки реакции якоря.
Главное индуктивное сопротивление генератора связано зависимостью с раз-мерами генератора, величиной воздушного зазора, конструкцией обмотки статора и другими параметрами. Индуктивные сопротивления оказывают на качество генератора решающее значение, поэтому при его проектировании их выбору и расчету уделяется особое внимание.
Уже отмечалось, что напряжение на выводах генератора, работающего с нагрузкой, отличается от напряжения этого генератора в режиме холостого года. Это объясняется влиянием ряда причин: реакцией якоря, магнитным потоком рассеяния, падением напряжения в активном сопротивлении обмотки статора. В генераторе действует результирующий магнитный поток, являющийся суммой взаимодействия нескольких МДС, и рассмотрение независимости магнитных потоков используется лишь в учебных целях для лучшего понимания влияния всех факторов на работу генератора. Исходя из этого, отметим и повторим влияние следующих магнитодвижущих сил на работу генератора:
- МДС обмотки возбуждения Fm создает магнитный поток возбуждения, который, сцепляясь с обмоткой статора, наводит в ней основную ЭДС генератора.
- МДС реакции якоря по продольной оси F создаёт магнитный поток, который наводит в обмотке статора ЭДС реакции якоря, значение которой пропорционально индуктивному сопротивлению реакции якоря по продольной оси. Это сопротивление характеризует уровень влияния реакции якоря по продольной оси на работу генератора. Так, при насыщенной магнитной системе генератора магнитный поток реакции якоря Ф меньше, чем при ненасыщенной магнитной системе. Объясняется это тем, что поток почти полностью проходит по стальным участкам магнитопровода, преодолевая небольшой воздушный зазор, а поэтому при магнитном насыщении сопротивление этому потоку заметно возрастает. При этом индуктивное сопротивление обмотки статора X уменьшается.
- МДС реакции якоря по поперечной оси создаёт магнитный поток, который наводит в обмотке статора ЭДС, значение которой пропорционально индуктивному сопротивлению реакции якоря по поперечной оси Х. Сопротивление не зависит от магнитного насыщения генератора, так как у явнополюсного генератора поток проходит в основном по воздуху междуполюсного пространства.
- Магнитный поток рассеяния обмотки статора наводит в обмотке статора ЭДС рассеяния, значение которой пропорционально индуктивному сопротивлению рассеяния фазы обмотки статора.
- Ток в обмотке статора создаёт активное падение напряжения в активном сопротивлении фазы обмотки статора.
Подпятник, или упорный подшипник, является очень ответственным узлом генератора, поэтому при проектировании ему уделяется особое внимание. На крупных агрегатах величина осевой нагрузки достигает нескольких тысяч тонн.
В подпятнике находятся две основных части: вращающаяся (пята), укрепленная на роторе в виде диска с зеркальной поверхностью и неподвижная, находящаяся под пятой (собственно подпятник) в виде отдельных концентрически расположенных опор (сегментов) с антифрикционным слоем, соприкасающимся с зеркальной поверхностью диска (зеркала). Вся эта система помещается в ванну с маслом. Работа сил трения между этими трущимися поверхностями превращается в тепло и нагревает подпятник. Для существенного уменьшения потерь на трущихся поверхностях сегменты проектируют так, чтобы центр геометрической площади сегмента относительно оси опоры имел эксцентриситет, благодаря которому при вращении зеркала сегмент самоустанавливается и поворачивается навстречу движению. В результате чего образуется «масляный клин» с минимальной толщиной на входе около 0.1 мм, на выходе приблизительно 0,06 мм, т.е. при вращении в подпятнике имеет место жидкостное трение. Наиболее тяжелые режимы для подпятника - при пусках и остановках агрегатов, когда возникает полусухое трение. Опыт применения баббита в виде антифрикционного слоя на сегментах на крупных подпятниках оказался неудачным. Подпятники стали надежно работать на таких машинах лишь тогда, когда было найдено антифрикционное покрытие в виде металлопластмассовых композитов на основе фторпласта.
Направляющие подшипники воспринимают радиальные усилия ротора, о чём уже указывалось ранее. Подшипники современных генераторов проектируются также с самоустанавливающимися сегментами, которые размещаются в масляной ванне. Подача масла к трущейся поверхности обеспечивается через специальные сверления во вращающейся втулке, поверхность которой соприкасается с поверхностью сегментов. Поскольку давление в трущихся поверхностях подшипников невелико, антифрикционный слой сегмента из баббита работает достаточно надёжно.
Подшипниковые токи в генераторе возникают в результате образования магнитного потока вдоль оси вала. Например, это поле может возникнуть благодаря круговому току возбуждения, протекающему по перемычкам, соединяющим полюса (если посмотреть на ротор с торца, то все межполюсные соединения образуют один виток; при протекании тока возбуждения по нему создаётся магнитное поле вдоль оси вала). Кроме того, это же поле будет возникать из-за несимметрии магнитной цепи генератора, витковых замыканиях, переходных процессах и др. Учитывая, что элементы: вал, подшипники (подпятник), крестовины и статора образуют контур, в нём при потокосцеплении с переменным магнитным потоком наведется ЭДС, обычно в пределах 2-3 В. Под действием этой ЭДС в контуре протекают подшипниковые токи. Даже небольшие токи вызывают электролитическую эрозию, которая при длительном действии разрушает трущиеся поверхности подшипников, а большие токи в месте пробоя масляной пленки вызывают даже оплавление поверхностей в точках электрических контактов. Поэтому при проектировании генераторов предусматривают электрическую изоляцию зеркала подпятника, болтов, штифтов крепящих зеркало, сегментов подшипника, сальниковых уплотнений масляных ванн и т.д.
Системы вентиляции на всех изготовленных и проектируемых генераторах по их основному принципу можно разделить на два типа: разомкнутая система или протяжная и замкнутая система. Разомкнутая система, когда воздух забирается за пределами здания ГЭС и выбрасывается из генератора в машинный зал или за его пределы, применяется реже - либо в генераторах небольшой мощности, либо, когда экономичнее использовать тепло генератора для обогрева здания ГЭС, нежели создавать специальную систему его теплоснабжения. К недостаткам разомкнутой системы относятся трудности охлаждения генератора в районах с высокой температурой окружающего воздуха (жаркий климат), а главный её недостаток - усиленное запыление вентиляционных каналов и поверхности изоляции обмоток генератора, резко снижающее теплопередачу от активных частей воздушному потоку. Сужение вентиляционных каналов из-за отложений пыли приводит к сокращению расхода воздуха, что в свою очередь, ведёт к ухудшению охлаждения генератора, и, следовательно, увеличению потерь мощности.
Система вентиляции должна проектироваться так, чтобы обеспечить и необходимые условия ремонтопригодности генератора. Пример создания крупнейшего генератора Красноярской ГЭС показал, что специальной проработки этого вопроса при проектировании, в должной мере не было, несмотря на то, что непосредственно у нижнего воздухоразделяющего щита расположен ответственнейший узел генератора, состоящий из совокупности элементов и узлов, надзор за которыми должен быть особенно пристальным: нижние лобовые части обмотки статора; коллекторы подвода и отвода дистиллированной воды; изоляторы коллекторов от земли: наконечники стержней лобовых частей обмотки с массой водосоединительных шлангов и штуцеров.
Доступ к этому узлу не только для ремонтно-профилактических работ, но даже для тщательного осмотра был возможен лишь после демонтажа нижнего воздухоразделяющего щита. В этом стесненном месте генератора применить какую-либо механизацию практически невозможно (один сегмент нижнего воздухоразделяющего щита, который закрепляется десятками болтов, весит около 70 кг; весь щит состоит из десятков сегментов; затраты времени на демонтаж и последующий монтаж щита, который выполнялся бригадой в составе 12-13 человек, составляли 10-12 смен).
Кроме того, исследования показали, что система вентиляции указанного генератора не работает как двусторонняя. Фактически имелись рециркулирующие, паразитные потоки через проемы звезды ротора, минующие воздухоохладители, режим был неустойчив, сопровождался резкими колебаниями давления и расхода и обратными перетеканиями воздуха, что носит название - помпаж.
В процессе эксплуатации система вентиляции этих генераторов перепроектировалась с переходом с двусторонней на одностороннюю.
При замкнутой системе вентиляции в генераторе циркулирует почти один и тот же объём воздуха (хотя практически имеются некоторые присосы). что резко сокращает запыление обмоток и каналов.
В ряде случаев при замкнутой системе требуется отбор воздуха на обогрев здания ГЭС, для чего проектируются специальные люки в перекрытии генератора, через которые нагретый воздух подаётся в машинный зал.
Развитие генераторостроения потребовало поиска более эффективных способов их охлаждения. Одним из важных направлений при проектировании генераторов стало непосредственное водяное охлаждение (НВО), при котором внутри полых проводников обмоток циркулирует охлаждающая обмотку вода.
НВО генераторов имеет существенное преимущество перед системой косвенного воздушного охлаждения. Эти преимущества позволяют проектировать значительно большие электромагнитные нагрузки, что, как известно, приводит к существенному снижению относительных активных и конструктивных материалов и уменьшению веса генераторов, их легче транспортировать на место установки и легче монтировать. При меньших размерах генераторов сокращаются объёмы, уменьшаются сроки и стоимость строительно-монтажных работ. Уменьшаются потери в стали и потери электрические за счёт уменьшения их массы, а также дополнительно ещё и за счёт легко достигаемого снижения температуры обмоток до 50- 60С.
Существенное снижение потерь мощности в операторе с НВО происходит и за счёт уменьшения вентиляционных потерь, которые в генераторах с косвенным воздушным охлаждением составляют 25% от полных потерь, по данным исследований некоторых генераторов с НВО потери на вентиляцию в них в 5 раз меньше, чем у обычных.
Более подробно вопросы проектирования генераторов в целом и их отдельных узлов, на которых не акцентировано внимание в настоящей главе, читатель найдёт в специальной литературе.
Проектирование электрической части ГЭС (главной схемы первичных соединений ГЭС, включающей генераторы, трансформаторы, выключатели, шинопроводы, отходящие ЛЭП и др.) начинается с определения расчётных рабочих токов присоединений генераторов и ЛЭП, расчётных токов КЗ, расчётных параметров восстанавливающегося напряжения выключателей и др. Но для этого, как уже отмечалось, необходимо, исходя из требований энергосистемы, прежде всего построить электрическую схему ГЭС в целом, которая должна обеспечить её работу по заданным суточным, недельным и годовым графикам нагрузки. При этом должны учитываться:
- развитие электроэнергетической системы на перспективу;
- схема размещения мощностей R энергосистеме;
- система номинальных напряжений и схемы (конфигурации) основных сетей системы, включая ЛЭП. связывающие ГЭС с соседними системами;
- ориентировочная оценка необходимых капиталовложений на развитие электрической сети в связи с сооружением ГЭС;
- очередность ввода в эксплуатацию агрегатов;
- распределение нагрузки по ступеням напряжений;
- данные по токам КЗ от системы и др.
В проекте анализируются рабочие токи нормального и ремонтного (утяжеленного) режима. Нормальный режим предполагает состояние электрической схемы (или её частей), при котором все её элементы находятся в рабочем состоянии или в состоянии готовности к работе. Ремонтный режим является более тяжёлым, поскольку часть элементов схемы выведена из работы либо по причине их повреждения, либо по причине планового ремонта. В ремонтной схеме рабочие токи других (работающих) присоединений могут быть значительно больше, чем в нормальном режиме. Первый режим позволяет определить экономическое сечение многопроволочных проводов или шинопроводов (плотность тока А мм:. при которой капиталовложения в провода и шины, а также себестоимость потерянной в них на нагрев электроэнергии являются минимальными, называется экономической плотностью тока). Второй режим позволяет определить номинальные продолжительные токи электроаппаратов, сечения проводов и шин, которые соответствуют наибольшей допустимой температуре в продолжительном (ремонтном) режиме.
Самым опасным режимом является режим КЗ. Короткое замыкание в электрической сети энергосистемы, сопровождающееся значительным понижением напряжения в сети, может привести к нарушению устойчивости параллельной работы отдельных электростанций, выходу их из синхронизма и отключению ЛЭП, связывающих электростанции. В результате этого энергосистема может распасться на ряд несинхронно работающих электростанций. Это, в свою очередь, может привести к перегрузке некоторых электростанций, что потребует отключения значительной части потребителей. Чем больше понижение напряжения при КЗ, чем больше время действия релейной защиты и время действия выключателей, отключающих поврежденные участки электрической сети, тем вероятнее нарушение устойчивости параллельной работы электростанций энергосистемы.
Наряду с этим, режим КЗ может сопровождаться значительными разрушениями элементов электроустановок. Наиболее тяжёлым режимом КЗ является короткое замыкание на сборных шинах электростанции, когда могут отключиться часть генераторов и ЛЭП, а в некоторых случаях и вся электростанция.
При вычислении токов КЗ в электроустановках высокого напряжения, в частности на ГЭС, учитывают индуктивные сопротивления только тех элементов цепи, которые существенно влияют на величину тока КЗ. К таким элементам относятся генераторы, силовые трансформаторы, реакторы, воздушные и кабельные ЛЭП. Активное сопротивление этих элементов (кроме ЛЭП) не учитывают, поскольку оно невелико по сравнению с их индуктивным сопротивлением. Активное сопротивление ЛЭП учитывают только при большой их протяженности, при этом большее значение имеет учёт активного сопротивления кабельных ЛЭП из-за относительно малого их индуктивного сопротивления. Суммарное активное сопротивление цепи КЗ обычно учитывается в том случае, если оно больше одной трети суммарного индуктивного сопротивления цепи КЗ.
Как уже отмечалось, в нормальных условиях работы ток генератора определяется согласно закону Ома величиной ЭДС, наведенной в статоре, и полным сопротивлением цепи, состоящим из сопротивления самого генератора, сети и приёмников электроэнергии.
При КЗ сопротивление цепи, на которую работают генераторы, складывается из сопротивления сети и сопротивления самих генераторов, а при КЗ на сборных шинах ГЭС в точке К-1 только из сопротивления генераторов. В обоих случаях сопротивление цепи значительно меньше, чем при нормальном режиме, вследствие чего и ток КЗ значительно больше нормального. Чем дальше место КЗ от генератора, тем больше сопротивление цепи до этой точки и тем меньше ток КЗ.
Поскольку активное сопротивление невелико по сравнению с индуктивным, поэтому и ток КЗ оказывается почти индуктивным, отстающим от ЭДС на угол, близкий к 90°.
Ток короткого замыкания при КЗ на выводах генератора или вблизи электростанции изменяется по некоторой кривой. Из этой кривой видно, что в начале КЗ ток достигает некоторого наибольшего значения, называемого ударным током короткого замыкания (амплитуда), а затем уменьшается до установившегося значения.
Полный ток КЗ состоит из двух слагающих: периодической и апериодической. Периодическая составляющая с амплитудой изменяется во времени в соответствии с параметрами генераторов, характеристиками их регуляторов возбуждения, удаленностью места КЗ и другими условиями.
Период изменения тока от момента возникновения КЗ до установившегося значения носит название переходного процесса, состоящего из сверхпереходного и переходного периодов.
Принципиальное отличие переходных процессов от установившихся состоит в том, что при установившихся процессах работы генератора с симметричной нагрузкой в сердечнике и обмотках ротора не индуцируются никакие токи. В то же время при переходных процессах и несимметричных нагрузках между ротором и статором возникают трансформаторные связи.
Первые 0,1-0,2 с ток КЗ уменьшается очень быстро (сверхпереходный процесс), а затем значительно медленнее.
Затухание тока КЗ объясняется следующим образом. Так как ток КЗ почти индуктивный, то создаваемый им магнитный поток реакции якоря, как мы видели, направлен против магнитного потока создаваемого ротором, т.е. стремится размагнитить генератор. Однако, вследствие того. что обмотка возбуждения обладает значительной индуктивностью (состоит из большого числа витков катушек полюсов), связанный с ней магнитный поток возбуждения не может измениться мгновенно (в обмотке возбуждения ротора и в демпферной (успокоительной) обмотке будут индуцироваться дополнительные токи, которые препятствуют изменению результирующего магнитного потока в генераторе, согласно закону Ленца), а следовательно, в первый момент КЗ, наведенная в статорной обмотке ЭДС, остаётся такой же, как и при нормальном режиме. Этим и объясняется значительная величина ударного тока (ЭДС генератора велика, а сопротивление цепи КЗ мало - по закону Ома ток КЗ получается большой).
Токи, создавая собственные магнитные потоки, противодействуют проникновению потока в сердечники полюсов ротора и вытесняют его в воздушное междуполюсное пространство. В результате поток статора значительно уменьшится. Из-за уменьшения потока статора соответственно уменьшится и индуктивное сопротивление обмотки статора по продольной оси.
Обмотки и роторная, и успокоительная обладают некоторым активным сопротивлением. Этот процесс протекает не одинаково, так как демпферная обмотка и обмотка ротора имеют разные постоянные времени Т. Обмотка ротора, имея значительно большее число витков на катушках полюсов, чем демпферная стержневая обмотка, обладает большей индуктивностью, поэтому её постоянная времени Т больше Т. Поэтому к моменту времени, когда дополнительный ток в демпферной обмотке уменьшится до нуля, в обмотке возбуждения дополнительный ток ещё имеет некоторую величину. При этом магнитный поток реакции якоря частично будет переходить через обод ротора, отчего его величина несколько возрастает.
С уменьшением магнитного потока, сцепленного с обмоткой статора, уменьшится ЭДС статора, что приведёт к уменьшению тока КЗ.
Таким образом, при трёхфазном КЗ происходит постепенное затухание тока КЗ (гашение поля генератора).
Для гидрогенераторов ударный ток КЗ достигает 10-15 кратного значения от номинального тока, а установившееся значение от 1,5 до 3,4 от номинального, т.е. уменьшение установившегося тока КЗ происходит по причине размагничивания генератора магнитным полем реакции якоря.
Ударный ток КЗ создаёт значительные электромагнитные силы. действующие на обмотку статора в особенности на её лобовые части, имеющие достаточно большой вылет и их крепление по сравнению с пазовой частью менее жесткое (их труднее зафиксировать).
Кроме того, при КЗ возникают значительные электромагнитные моменты, действующие на статор и ротор, передающие механические нагрузки на фундамент крепления статора, его корпус, а также детали ротора. Поэтому при проектировании генераторов воздействие режима КЗ учитывается специальными механическими расчетами.
В электромагнитных расчетах учитывается, что снижение величины Х ведёт к увеличению устойчивости параллельной работы генератора в электрической сети и его перегрузочной способности, однако это связано с увеличением габаритов генератора и дополнительными потерями (добавочные потери).
Для обычных генераторов Xd составляет 0,52-1,15. Для мощных и сверхмощных генераторов с непосредственным охлаждением обмоток Xd=1,0-1,8. Например, у генераторов Саяно-Шушенской ГЭС Х= 1,58.
Чем меньше величина Xd, тем меньше колебания напряжения при сбросах нагрузки и больше крутящие моменты, передаваемые при КЗ статором на его опорные конструкции. Снижение X влечёт за собой также увеличение габаритов генератора и добавочных потерь. При уменьшении вдвое против обычных пределов стоимость генератора возрастает примерно в 1,6 раза. Обычно для генераторов с воздушным охлаждением Xd = 0,20-0,35; с непосредственным водяным охлаждением X = 0,37-0,56. У генераторов Саяно-Шушенской ГЭС Xd= 0,43.
ОКЗ представляет собой отношение тока короткого замыкания к номинальному току в относительных единицах при токе возбуждения, при котором обеспечивается равенство ЭДС и номинального напряжения. Для гидрогенераторов ОКЗ = 0,8-1,8, для турбогенераторов ОКЗ = 0,4-1,0. ОКЗ имеет большое практическое значение, генераторы с малым ОКЗ менее устойчивы при параллельной работе, имеют значительные колебания напряжения при изменениях нагрузки. ОКЗ, также как Xd, определяет перегрузочную способность синхронного генератора. Чем больше ОКЗ, тем больше предельная нагрузка. ОКЗ тем больше, чем больше воздушный зазор, т.е. при той же мощности меньше концентрация энергии магнитного поля. Такие машины требуют больших вложений материалов, что увеличивает их стоимость.
Потери энергии в генераторе возникают в результате преобразования в нём механической энергии в электрическую. Все виды потерь разделяются на основные и добавочные.
Основные потери слагаются: из электрических потерь в обмотке статора, пропорциональные квадрату тока статора и активного сопротивления; потерь на возбуждение в возбудителях; магнитных потерь в сердечнике от гистерезиса и от вихревых токов; механических потерь от суммы потерь на трение в подшипниках и подпятнике и потерь на вентиляцию.
Добавочные потери в генераторе разделяются на два вида: пульсационные потери в полюсных наконечниках ротора от магнитной индукции в зазоре из-за зубчатости внутренней поверхности статора; потери при нагрузке, которые для генераторов мощностью более 1000 кВт при проектировании принимают 0,25-0,4% от полезной мощности генератора.
Режим КЗ в период проектирования электрической части ГЭС исследуется применительно как к генераторам, так и ко всем другим основным элементам главной электрической схемы (трансформаторам, выключателям, разъединителям, шинопроводам и проводам).
При проектировании выключателей или их выборе из имеющейся номенклатуры необходимо определить не только расчётные токи КЗ в присоединениях рассматриваемой схемы, но также расчётные скорости восстанавливающегося напряжения на контактах выключателей.
Между величинами тока КЗ и скорости восстанавливающегося напряжения имеется определённая зависимость: в присоединениях с большим током КЗ (близким к номинальному току отключения выключателя) скорость восстанавливающегося напряжения относительно невелика; наоборот, в присоединениях с небольшим током КЗ (меньшим номинального тока отключения) скорость восстанавливающегося напряжения велика.
Упрощенно поясним физический процесс, протекающий в дугогасительной системе выключателя.
При размыкании контактов выключателя цепь тока не прерывается, так как образовавшийся промежуток перекрывается электрической дугой, сопротивление которой относительно мало. По мере приближения токовой паузы (синусоида тока пересекает ось абсцисс) температура, ионизация и проводимость дугового промежутка быстро уменьшаются и в какой-то момент времени, близкий к моменту естественного прихода тока к нулю, дута угасает. В этот момент промежуток между расходящимися контактами, ещё в некоторой степени ионизирован вследствие отставания тепловых процессов в дуговом промежутке от скорости изменения тока. После погасания дуги процесс деионизации дугового промежутка и превращения его в диэлектрик протекает исключительно быстро, но не мгновенно. Одновременно происходит процесс восстановления напряжения на контактах выключателя. Пока дуга горит, напряжение на разрыве относительно мало. В момент погасания дуги напряжение меняет знак и восстанавливается до напряжения сети, близкого к амплитудному значению. Если восстанавливающаяся электрическая прочность промежутка все время превышает восстанавливающееся напряжение на контактах, дуга вновь не возникает и процесс отключения цепи на этом заканчивается. Если же скорость восстановления напряжения превышает, то отключения тока не произойдёт. Обычно дуга в выключателях горит в течение 1-3 полупериодов частоты тока в зависимости от конструкции и характеристик выключателя.
Таким образом, основными факторами, определяющими процесс деионизации промежутка между контактами являются вид отключаемого тока, скорость восстанавливающегося напряжения и свойства дугогасительной системы выключателя.
Выключатели должны отключать ток КЗ, когда его апериодическая составляющая ещё не успела затухнуть, т.е. обладать способностью отключения асимметричного тока. Наибольшая асимметрия тока КЗ возникает при замыкании вблизи генераторов и сборных шин и наименьшая - в точках электрической сети, удаленных от ГЭС.
При проектировании трансформаторов, также как и генераторов, основная задача сводится к тому, чтобы выбрать наилучшее соотношение удельных электромагнитных нагрузок (плотность тока, магнитная индукция). т.е. чтобы превышения температуры частей трансформатора были равны или несколько меньше установленных стандартом предельных значений.
При проектировании трансформаторов стремятся отдавать преимущество трёхфазным трансформаторам, экономические показатели которых выше показателей групп из однофазных трансформаторов при одинаковой надёжности. Группы однофазных трансформаторов проектируются для крупных ГЭС с мощными и сверхмощными агрегатами, когда по соображениям транспортного веса невозможно создать трёхфазный трансформатор.
Обеспечение устойчивости трансформаторов к коротким замыканиям также одно из важнейших направлений в составе проектных работ.
Отсутствие у трансформаторов вращающихся частей уменьшает их нагрев из-за отсутствия механических потерь энергии, но это же обстоятельство усложняет процесс охлаждения, так как исключает применение внутри трансформаторов самовентиляции. В трансформаторах средней и большой мощности проектируют эффективные методы принудительного охлаждения по сравнению с маломощными трансформаторами, где в основном применяется естественное охлаждение за счёт теплопередачи у масляных трансформаторов от масла стенкам бака и пристроенным радиаторам. От них тепло отводится путём конвекции при соприкосновении воздуха со стенками бака и радиаторами или непосредственно с обмоткой у сухих низковольтных трансформаторов.
С помощью насоса нагретое масло забирается из верхних слоев трансформатора и прогоняется через маслоохладители в нижнюю часть бака, образуя принудительную циркуляцию масла. Одновременно вентиляторами создаются направленные потоки воздуха (дутье), обдувающие поверхность трубок маслоохладителей, по которым циркулирует масло, и отбирающие тепло от маслоохладителей.
Ещё более эффективный способ охлаждения применяется у сверхмощных трансформаторов, где маслоохладители охлаждаются водой (вода циркулирует по трубкам, масло - между трубками). Кроме того, дополнительно к баку пристраиваются маслонасосы, которые дополнительно перемешивают масло в трансформаторе и создают направленные струи масла на наиболее нагретые части трансформатора.
Поскольку напряжение генераторов составляет в основном 6-18 кВ, то их цепь выполняется из шин большого сечения, которые рассчитанны, как мы видели, на значительную величину тока - десятки килоампер. Поэтому чем короче шины генераторного напряжения, тем лучше. Существенно уменьшаются электрические потери, стоимость коммуникаций. В связи с этим, в проекте при компоновке здания ГЭС расположение повышающих трансформаторов предусматривают как можно ближе к генераторам.
Продолжительность короткого замыкания составляет обычно доли секунды, но в исключительных случаях оно может продолжаться несколько секунд. В течение этого, хоть и крайне короткого времени, выделение тепла в проводах, шинах и аппаратах электрической цепи КЗ настолько велико, что температура их выходит за пределы, установленные для нормальной работы. Процесс нагревания прекращается в момент отключения тока КЗ, после чего происходит медленное остывание.
Способность аппарата или проводника противостоять кратковременному тепловому действию тока КЗ без повреждений, препятствующих дальнейшей их исправной работе, называется термической стойкостью (термической устойчивостью).
Допускаемые конечные температуры при КЗ для проводов, шин и частей аппаратов лежат в пределах 120-130С, а допускаемые температуры для их нормального режима находятся в пределах 60-80°С.
При проектировании электрической части ГЭС все элементы её схемы проверяются на термическую и электродинамическую устойчивость. При недостаточной механической прочности обмоток генераторов, трансформаторов, элементов распределительных устройств, проводов шин и т.п. они могут быть разрушены при КЗ. Исключить повреждения можно путём правильного конструирования, т.е. выбором соответствующих расстояний, размеров поперечных сечений проводников, способов их крепления и крепления аппаратов на конструкциях и фундаментах, и т.п.
Расчёт аппаратов на электродинамическую стойкость значительно сложнее расчёта шинных конструкций, поскольку конфигурация токоведущих частей (контактной системы, обмоток) и способы их крепления очень сложны. Поэтому расчёты дополняют соответствующими испытаниями на стадии проектирования, изготавливая специальные испытательные модули (узлы).
При проектировании электрической части ГЭС должно обязательно учитываться влияние вихревых токов, возникающих в стальных каркасах распредустройств, железобетонных конструкциях и т.п., соседствующих с шинами, имеющими рабочие токи в тысячи ампер. В стальных конструкциях могут возникать недопустимые нагревы для обслуживающего персонала; в несущих железобетонных конструкциях из-за перегрева арматуры возникает опасность снижения их прочности; в помещениях повышается температура, Для предотвращения негативных процессов применяются изоляционные прокладки в сочленениях элементов пространственных металлических конструкций во избежание образования замкнутых контуров; используются немагнитные материалы: применяются экраны, которыми оконтуриваются проёмы в железобетонных конструкциях и другие мероприятия.
Проектирование главной электрической схемы ГЭС исходит из общих требований к электроустановкам. Схема определяет основное электрическое оборудование и эксплуатационные свойства электроустановки. Требования сформулированы в нормах технологического проектирования (НТП) электростанций и подстанций, в правилах устройств электроустановок (ПУЭ), в правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ), в правилах техники безопасности при эксплуатации электроустановок (ПТБ), в ГОСТах и другой нормативной литературе, которые сводятся к тому, чтобы обеспечить:
- соответствие электрической схемы условиям работы ГЭС в энергосистеме, ожидаемым режимам, а также соответствие технологической схеме;
- ремонтопригодность (приспособленность к проверке технического состояния и ремонтно-профилактическим работам), в том числе простоту и наглядность схемы; минимальный объём переключений, связанных с изменением режима; доступность для профилактики без нарушения режима электроустановки;
- приспособленность к вводу в эксплуатацию мощностей (агрегатов) очередями;
- обязательность максимальной автоматизации в экономически целесообразном объёме;
- высокую степень надёжности выдачи мощности, т.е. способность выдавать мощность в сеть в соответствии с запланированным графиком, обеспечивая электроснабжение потребителей с сохранением качества электроэнергии в пределах, установленных действующими нормативами (см. ниже).
Руководствуясь материалами задания на проектирование, а также нормативными документами, проектная организация должна разработать несколько вариантов главной электрической схемы ГЭС, на которых указываются мощности генераторов, трансформаторов (включая мощности трансформаторов собственных нужд), сборные шины распредустройств (РУ) всех ступеней напряжений, отходящие ЛЭП, присоединяемые к сборным шинам, коммутационные и измерительные аппараты, токоограничивающие аппараты, ограничители перенапряжений и т.п.
При подсчете капиталовложений используют укрупненные показатели стоимости, отнесённые к единице основного оборудования (генератору, трансформатору, ячейке РУ и др.), включающие стоимости оборудования, строительных и монтажных работ, а также накладные расходы.
Разновременность капиталовложений не учитывается. Иногда допускается подсчёт стоимости лишь элементов установки, стоимость которых существенно отличается в сравниваемых вариантах. Издержки производства слагаются из отчислений на амортизацию оборудования, обслуживание и текущий ремонт, а также из стоимости электроэнергии, теряемой ежегодно в трансформаторах, реакторах, ЛЭП.
Как правило, при компоновке главных схем учитываются: количество и мощность генераторов и возможность их резервирования; количество систем сборных шин и их резервирования (дублирование); количество и отключающую способность выключателей и их резервирование; возможность вывода в ремонт любого элемента схемы. При этом важно, чтобы в условиях ремонтного варианта при непредвиденных отключениях собственных генераторов ГЭС, либо отключениях других источников или приёмников в энергосистеме - главная схема ГЭС позволяла обеспечить бесперебойность энергоснабжения потребителей, остающихся в работе.
Опыт показывает, что в общем случае прекращение подачи электроэнергии, как правило, приводит к недовыработке продукции на промышленных предприятиях; к серьёзной порче сырья и необратимым повреждениям производственного оборудования, например, в химической и электрометаллургической отраслях; ухудшению санитарно-гигиенических условий и в производстве, и в быту.
Практика подтверждает, что аварии в электроустановках возникают как вследствие ошибок, допущенных при проектировании, изготовлении и монтаже, так и по причине плохо организованной эксплуатации, когда несвоевременно проводятся ремонтно-профилактические мероприятия, а также вследствие прямых ошибочных действий оперативного персонала электроустановок, в особенности, когда схемы электрических соединений не наглядны и сложны для производства оперативных переключений. Из изложенного следует, что от построения главной схемы, равно как и схемы собственных нужд ГЭС, во многом зависит её надёжность и безопасность персонала, обслуживающего электроустановку.
Ниже рассматриваются вопросы компоновки схем при проектировании распределительных устройств на примере некоторых РУ, применяемых на ГЭС, а также схемы некоторых подстанций, достоинства и недостатки которых в равной степени полезно учитывать при проектировании главных электрических схем ГЭС. Кроме того, анализ приводимых схем РУ и п/ст поможет в изучаемом материале заострить внимание на подходах в оценке эффективности компоновки схем электрических соединений.
Развитие потребителей электроэнергии, в свою очередь, потребовало развития электрических распределительных сетей и подстанций. До конца 50х годов XX века в нашей стране на подстанциях почти исключительно применялись схемы с одной сборной системой шин и одним выключателем на присоединение. Иногда применялись двойные системы сборных шин, секционированные (разделенные на части) и несекционированные. Для возможности производства ремонта выключателей без перерыва питания сооружалась обходная система шин с обходным выключателем.
Применение упрощенных схем подстанций вызвало разработку схем с так называемым глубоким вводом, т.е. высокое напряжение доводилось до места потребления электроэнергии. В совокупности оба мероприятия позволили получить значительный эффект. Принцип глубокого ввода широко применяется в схемах электроснабжения промышленных предприятий, где трансформаторные подстанции находятся непосредственно в цехах или на территории предприятия, вблизи сосредоточения наибольших нагрузок. Глубокие вводы применяются также для электроснабжения крупных городов. В Москве и Ленинграде благодаря освоению маслонаполненных кабелей 110 и 220 кВ оказалось возможным осуществить глубокий ввод в центр городской застройки. Из-за разных нагрузочных, экономических и географических условий, а также степени ответственности потребителя, применяется множество самых разнообразных компоновок структурных схем распределительных и питающих подстанций.
Основными достоинствами установок с одной системой сборных шин являются простота и небольшая стоимость выполнения распределительного устройства, напомним, что разъединители во всех цепях предназначены только для обеспечения безопасности выполнения ремонтных работ, что соответствует их главному назначению.
Установки с одной несекционированной системой сборных шин отличаются следующими недостатками:
- для ремонта сборных шин и шинных разъединителей необходимо отключение всех источников питания, что приводит к прекращению работы электроустановки на всё время ремонта;
- для ремонта выключателя любой, отходящей к потребителю линии, необходимо отключение этой линии и прекращение питания потребителя на всё время ремонта выключателя, которое при некоторых типах выключателей может длиться от нескольких часов до нескольких дней;
- КЗ на сборных шинах или на шинных разъединителях вызывает автоматическое отключение всех источников питания и, как следствие, полное прекращение работы электроустановки на время, необходимое для устранения повреждения.
Из-за указанных недостатков схему с одной несекционированной системой сборных шин применяют лишь в электроустановках с одним источником питания и, как правило, с применением комплектных распредустройств, обладающих повышенной надёжностью.
Для увеличения надёжности сборные шины секционируют, стремясь к тому, чтобы каждая секция шин имела лишь один источник питания. Если секции разделены только разъединителем, то хотя надёжность подстанции и возрастает, но при КЗ на разъединителе (при включении) или при его включенном состоянии возникновение КЗ на одной из секций шин вызовет отключение обеих сборных шин. Надёжность секционированных распредустройств значительно возрастает, если шины разделены выключателем, снабженным релейной защитой и АВР. В этом случае одна из секций останется в работе даже при КЗ на другой секции сборных шин.
Однако при указанных достоинствах схема с одной системой сборных шин, несмотря на секционирование выключателем и даже с АВР, не может гарантировать бесперебойность электроснабжения ответственных потребителей, так как при ремонте одной из секций сборных шин потребитель остается без резерва, а при ремонте выключателя, например, источника питания, мощность электроустановки уменьшается. Частично эти недостатки можно устранить, применяя обходную систему шин с одним обходным выключателем и обходными разъединителями на каждое присоединение от обходной системы шин. В этой схеме присоединение (источник питания или потребительская ЛЭП) переключают с помощью разъединителя к обходной системе шин, а его выключатель выводят в ремонт. Обходная система шин запитывается от основной системы шин через обходной выключатель. Но при ремонте сборных шин недостаток в отсутствии резервирования остается.
Наилучшим с точки зрения надёжности являются: во-первых, схемы, где предусмотрена двойная секционированная система сборных шин (основная рабочая и резервная); во-вторых, с устройством обходной системы шин: и в-третьих, с подключением каждого присоединения через два выключателя.
Подключением каждого присоединения через два выключателя можно не допустить отключение источников питания и отходящих линий при коротком замыкании на одной из сборных шин. В исходном случае в указанной схеме обе системы сборных шин и все выключатели включены, т.е. находятся в работе. При КЗ, например, на линии Л-1 отключаются её выключатели В-1 и В-2. При КЗ на одной из систем сборных шин её релейная зашита отключает все выключатели, присоединенные к данной системе шин; вторая система шин и все цепи остаются в работе. При ремонте любого выключателя цепь питается через второй её выключатель.
Схема с двумя системами шин может быть выполнена также с тремя выключателями на две цепи, называемая «полуторной» или с четырьмя выключателями на три цепи, называемой «четыре третьих».
В полуторной схеме с двумя секционированными системами шин с исходным положением - все выключатели включены и обе системы шин находятся в работе. При КЗ, например, на Л-1 отключаются выключатели В-1 и В-2; другие все присоединения останутся в работе. При КЗ на одной из секций, например, на секции второй системы шин - С-4 отключаются выключатели В-9, В-12 и ШВ-2, но все присоединения остаются в работе.
Полуторная схема по надёжности близка к схеме с двумя выключателями на присоединение, поэтому получила широкое применение.
С точки зрения финансовых затрат схема «4/3» дешевле, чем схема, где каждое присоединение подключено через два выключателя. Анализ структур главных схем будет рассматриваться в специальном курсе, здесь лишь отметим на примере схемы «7,» основные её недостатки. В геометрическом пространстве выведенной в ремонт ячейки (пространство на территории или в помещении РУ. в котором размещаются электрические элементы и аппараты одного присоединения), во-первых, в ряде случаев в схеме «7,» оказываются элементы другой ячейки, находящиеся под напряжением, а, во-вторых, эта схема не обладает и необходимой наглядностью. И то и другое содержат потенциальную угрозу безопасности персонала. Некоторые варианты ремонтных схем не обеспечивают оптимальных условий сохранения генерирующей мощности ГЭС при аварийных отключениях, т.е. схема не обладает необходимой гибкостью, а следовательно, проигрывает в надёжности, например, схеме с двумя выключателями на одно присоединение.
С ростом надёжности электроаппаратов и с целью удешевления электроустановок в электрических сетях 35 кВ, а иногда и выше, применяются упрощенные схемы электроустановок с уменьшенным количеством выключателей, а иногда и без них. В схеме четырехугольника сборные шины замкнуты в кольцо и секционированы по числу цепей; на присоединениях к сборным шинам выключателей нет; в них установлены только разъединители. Каждый выключатель обслуживает две цепи, например, выключатель В-1 обслуживает цепи Л-1 и Т-1. В этом случае релейную защиту Л-1 задействуют на одновременное отключение выключателей В-1 и В-2, а защиту трансформатора Т-1 - на отключение выключателей В-1 и В-4 и т.д. Эта схема имеет недостатки, одним из которых является разрыв четырехугольника при ремонте любого из выключателей или его разъединителя, что при выборе аппаратов заставляет учитывать не ток цепи, который она обслуживает, а ток, проходящий по петле при одном разомкнутом выключателе, т.е. утяжеляющие аппаратуру условия. Кроме того, развитие такой подстанции путём дополнения новых присоединений практически невыполнимо.
Схему соединения мостиком применяют при кольцевом питании, а также при двух линиях и двух трансформаторах на подстанциях с неравномерным суточным графиком нагрузки, где для уменьшения потерь энергии в трансформаторах целесообразно периодическое в течение суток отключение одного из них. Последнее объясняется простотой отключения трансформатора в данной схеме; отключение, например, со стороны высшего напряжения трансформатора Т-1 достигается отключением только одного выключателя В-1. Однако в данной схеме КЗ, например, на линии Л-1 вызывает отключение двух выключателей В-1 и В-3 и прекращение на некоторое время работы трансформатора Т-1. Для восстановления работы последнего необходимо отключить разъединитель Р-1 и включить выключатели В-1 и В-3.
В схеме мостика при КЗ на Л-1 отключается лишь выключатель В-1; оба трансформатора остаются в работе. Однако чтобы вывести из работы, например, трансформатор Т-1. сначала необходимо отключить В-1 и В-3. затем разъединитель трансформатора и далее включить В-1 и В-3. Но нужно иметь в виду, что при этом разъединитель трансформатора будет отключать ток холостого хода трансформатора, что не всегда разрешается конструкцией и мощностью и трансформатора, и разъединителя, т.е. в этом случае вывод трансформатора ещё усложняется дополнением переключений на стороне низшего напряжения.
Снижающим стоимость подстанций мероприятием является применение короткозамыкателей и отделителей.
Отделитель представляет собой обычный трёхполюсный разъединитель, снабженный приводом для автоматического управления и способный по команде автоматики отключать и включать участки электрических цепей, предварительно отключенных выключателями. Время отключения отделителя не превышает 0,1 с. Их применяют самостоятельно или в сочетании с короткозамыкателями.
При повреждении трансформатора его релейная защита действует на включение короткозамыкателя (при повреждении трансформатора релейная защита, защищающая ЛЭП от КЗ, «не чувствует» КЗ в трансформаторе из-за небольшой величины тока и значительного удаления выключателя ЛЭП от места КЗ). После включения короткозамыкателя возникает большой ток на землю, который выявляется релейной зашитой выключателя ЛЭП и он отключается; потом отключается отделитель, а затем действует автоматика АПВ и ЛЭП вновь включается в работу. После всех этих действий релейной защиты и автоматики повреж-денный трансформатор оказывается быстро отделённым со стороны высшего напряжения.
Приведённые примеры структурных схем электроустановок и применения электрических аппаратов указывают на многокритериальность и многовариантность при выборе их для какого-либо конкретного применения как для распределительного устройства гидро- или тепловой электростанции, так и для распределительных (повышающих, понижающих) подстанций электрических сетей. Но главными критериями должны быть в первую очередь надёжность и лишь затем экономичность для каждого конкретного случая.
Схемы распределительных устройств высшего напряжения определяются положением подстанции в электрической сети, напряжением сети. числом присоединений. Различают следующие типы подстанций по признаку их положения в сети высшего напряжения: подстанции узловые, проходные, присоединенные на ответвлениях ЛЭП и концевые.
Как известно, узлом называют точку сети, в которой сходятся не менее трёх линий. Предполагается при этом, что каждая ЛЭП связывает узел с источником энергии. Однако встречаются подстанции с двумя питающими ЛЭП, к сборным шинам которых присоединено ещё несколько линий, питающих подстанции того же напряжения. Такие подстанции также принято называть узловыми. Узловые и проходные подстанции являются транзитными, ответственность которых особая, поскольку мощность, передаваемая по ЛЭП, проходит через сборные шины этих подстанций.
Более подробно компоновки распредустройств и подстанций, их достоинства и недостатки, а также устройство сетей и ЛЭП будут рассматриваться в специальном курсе.
Проектированию общестанционных устройств и вспомогательного оборудования должно уделяться не меньше внимания, чем основному оборудованию, поскольку они обеспечивают нормальный режим всего технологического процесса гидростанции по выработке электроэнергии и регулирующую роль ГЭС в энергосистеме.
Грузоподъёмные краны - их тип и количество определяются на основании технико-экономического сравнения в зависимости от габаритов и расположения здания ГЭС и. в частности, машинного зала, наибольшего монтажного веса, интенсивности монтажных работ, а также условий разгрузки и монтажа трансформаторов. На многоагрегатных ГЭС обычно проектируют два одинаковых крана машинного зала грузоподъёмностью, равной половине максимально заданной. Это улучшает маневренность кранов в процессе монтажа, а в последующем и при капитальных ремонтах с демонтажем агрегатов и уменьшает эксплуатационные расходы. Применение двух кранов уменьшает нагрузки на подкрановые конструкции.
Для испытаний кранов необходимо запроектировать анкерные устройства (тяги с проушинами), рассчитанные на вырывающее (испытательное) усилие, равное 1.25 - грузоподъёмности крана. Для водосбросной плотины, где краны предназначаются обеспечивать маневрирование затворами, необходимо предусматривать резервирование кранов на случай выхода из строя одного из кранов, во избежание неуправляемых режимов по пропуску половодий и паводков.
Масляное хозяйство при проектировании должно компоноваться так, чтобы обеспечить производство всех необходимых операций с маслом, исходя из функционального назначения маслохозяйства (см. гл. 5) при наименьшем количестве запорной арматуры и минимальной длине маслопроводов. Для достаточна удаленных потребителей масла (агрегаты; распределительные устройства, где имеются масляные трансформаторы и реакторы; гидроподъёмники водосбросных плотин и т.п.) должны проектироваться автономные масляные хозяйства.
Ёмкости маслохозяйств должны обеспечивать возможность периодической замены отработанного масла, соответствующий запас, а также возмещение потерь масла в процессе работы оборудования. Ранее считалось, что масляное хозяйство достаточно запроектировать на два сорта масла (изоляционное и смазочное). Развитие высоковольтной техники потребовало создания масел с высокими параметрами, поэтому, например, масла, заливаемые в силовые трансформаторы и в высоковольтные вводы, как правило, не смешиваются. В связи с этим требования к проектированию масляного хозяйства усложняются.
Кроме того, ужесточение требований, например, к трансформаторному маслу вызвали необходимость в проектировании крупных дополнительных технологических устройств. Так. на Красноярской и Саяно-Шущенской гидростанциях были запроектированы и построены специальные масляные хозяйства трансформаторов, а по существу специализированные трансформаторные хозяйства - мастерские (ТМХ), в которых масло обрабатывается с определением его качества по количественному влагосодержанию и газосодержанию. Для Саяно-Шушенских силовых трансформаторов кондиционность масла определяется следующими значениями: пробивное напряжение не менее 65 кВ; тангенс угла диэлектрических потерь при температуре 70°С не более 2%; влагосодержание не более 0,002% при температуре масла не ниже 20°С; газосодержание не более 1% по объёму. Это достаточно высокие показатели параметров трансформаторного масла.
Более того, в ТМХ обеих ГЭС проводятся специализированные работы по ремонту трансформаторов, со вскрытием (подъёмом) верхней части их баков (колоколов), для чего там были запроектированы и смонтированы специальные мостовые краны.
Количество масла определяется специальным расчётом, исходя из соответствующих данных состава оборудования на ГЭС. Ориентировочно в хранилище должен быть примерно 45-дневный запас на доливки смазочного (турбинного) масла, а также объём изоляционного масла в количестве. требующемся для заливки не менее чем в одну единицу из состава трансформаторов (трёхфазного и однофазного исполнения) плюс 1% от общего объёма трансформаторного масла, залитого в маслонаполненную аппаратуру и силовые трансформаторы.
Особого внимания при проектировании маслохозяйств требуют вопросы противопожарной защиты и пожарной безопасности, а также максимального снижения воздействия маслонаполненных аппаратов на окружающую среду.
Все устройства масляного хозяйства (баки хранения, масло-очистительная аппаратура, баки аварийного слива, маслопроводы, маслоприёмники и др.) должны соответствовать жестким требованиям пожарной безопасности и противопожарной защиты. Эти требования определяют в основном все компоновочные решения маслохозяйства, они изложены в соответствующей нормативной документации, которой должны строго следовать проектные организации.
Техническое водоснабжение, как мы уже отмечали (см. гл. 5), представляет достаточно сложную и ответственную систему. Проектирование ее требует технико-экономического обоснования, в котором, в первую очередь, должны рассматриваться вопросы надёжности системы и минимизации затрат на её обслуживание, соображения об экономии воды не должны иметь преобладающего значения. Одним из факторов надёжности является резервирование, поэтому в системе ТВС должны предусматриваться резервные водозаборы, фильтры, трубопроводы, запорная арматура и т.п. элементы, из которых состоит ТВС.
С помощью воды тепло, выделяемое оборудованием, отбирается в аппаратах, называемых общим словом - теплообменники: воздухоохладители в системе вентиляции генераторов; теплообменники в системе охлаждения дистиллированной воды, циркулирующей внутри обмоток статора и ротора, где применено непосредственное водяное охлаждение; маслоохладители в системах охлаждения подпятников, подшипников, трансформаторов; теплообменники в системах охлаждения дистиллированной воды, циркулирующей в выпрямительных устройствах системы возбуждения генераторов (напомним, теплообмен в резиновых или лигнофолевых подшипниках турбин происходит непосредственно при омывании водой трущихся поверхностей без теплообменных аппаратов, при этом происходит и смазка подшипников).
Отказ системы ТВС приводит к прекращению работы того или иного узла из-за недопустимого его перегрева, т.е. к остановке агрегата или отключению трансформатора, что влечёт прекращение подачи электроэнергии потребителю.
В теплообменниках существует опасность попадания технической (охлаждающей) воды в масло или дистиллированную воду из-за неплотностей в системе первого контура (контур, в котором тепловыделяющий элемент отдаёт тепло циркулирующему маслу или дистилляту). Поэтому при проектировании необходимо строить контуры охлаждения так. чтобы давление технической воды не превышало давление хладоагента в первом контуре или принимать иные технические решения, предотвращающие попадание технической воды в масло или в дистиллят, в противном случае это приведёт к потере диэлектрических свойств масла или дистиллята, электрическому пробою и повреждению оборудования.
Пневматическое хозяйство должно быть спроектировано таким образом, чтобы подача воздуха всем потребителям, обеспечивающим оперативные функции (в первую очередь - приводам выключателей электрических присоединений), осуществлялась бесперебойно. Группы потребителей воздуха отличаются между собой по давлению воздуха, объёму его потребления и непрерывности подачи к аппаратам (эксплуатация и ремонт). Воздухообеспечение каждой из групп следует проектировать путём создания самостоятельных пневматических систем, учитывая их специфику (см. гл. 5) с самостоятельными компрессорными установками, магистралями воздухопроводов, воздухосборниками и редукционно-запорной арматурой с обеспечением резервирования указанных элементов соответствующей категории потребителей.
При проектировании осушающих устройств (откачка проточной части агрегата, откачка дренажных вод) необходимо уделять внимание живучести откачивающих средств и их резервированию, а также обеспечению доступности элементов схем осушения для осмотров и ремонтов. В проекте необходимо прорабатывать вариант наиболее тяжёлой аварии, связанной с затоплением здания ГЭС до уровня нижнего бьефа. Предусматривать в проекте все мероприятия, чтобы предотвратить такой случай, а если он возникнет, то проектные решения должны позволить после ликвидации источника затопления обеспечить эффективную откачку помещений.
Вопросы проектирования гидроэлектростанций, их технологического оборудования и электрических схем будут изучаться в специальных курсах.
В.И. Брызгалов, Л.А. Гордон, "Гидроэлектростанции", Красноярск, 2002г.
