/
Text
ПРОФЕССИ ТЕХНИЧЕО ОБРАЗОВАВ
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение ........................................................... 3
Глава 1 . Использование водной энергии.............................. 4
§ 1. Краткие сведения из истории использования водной энергии...... 4
§ 2. Общие сведения о гидроэнергетических ресурсах................. 5
§ 3. Технические схемы гидроэнергетических установок............... 7
§ :4 . Гидротехнические сооружения гидроэлектростанций. Механическое оборудование гидротехнических сооружений...............................13
§ 5. Окружающая среда и её охрана................................ 23
Г л а в а II. Общие сведения о гидротурбинах........................28
§ 6. Принцип действия гидротурбин............................
§ 7. Основные параметры гидротурбин ...............................31
§ 8. Основные характеристики гидротурбин...........'..............‘36
§ 9. Основные технико-экономические показатели гидроэлектростанций ... 42
Глава III. Конструкция гидротурбин.................................47'
§ 10. Основные элементы гидротурбин различных типов.................47
§ 11. Турбинные камеры'. Статор гидротурбины....................... 57 '
§12. Направляющий аппарат турбины . ... г.......................... . 58 '
§ 13. Рабочее колесо . . ••............-........'...............63
§ 14. Камера рабочего колеса . . *........,. . . ..................
§ 15. Отсасывающая труба......-.....................................68
§16. Валы гидротурбин и направляющие подшипники...................69
§ 17. Вспомогательные механизмы гидротурбин. .•...... .......... 73
Глава IV. Электрическая часть ГЭС. Гидрогенераторы .................81
§18. Схемы электрических соединений................................81
§ 19. Параметры гидрогенераторов....................................82
§ 20. Конструктивные схемы. Устройство узлов гидрогенераторов.......85
§ 21. Вспомогательные устройства гидрогенератора..................,92
Г лава V. Основные понятия о регуляторах частоты вращения и автомати-. зации гидроагрегатов.............................................. ‘96
§ 22. Регуляторы частоты вращения...................................96
§ 23. Основные характеристики системы регулирования................108
§ 24. Маслонапорная установка......................................110
§ 25. Основные задачи автоматизации гидроагрегатов . . ..........113
§ 26. Контрольно-измерительная аппаратура..........................115
Г л;ава VI. Вспомогательное оборудование гидроэлектростанций......-116
§ 27. Масляное хозяйство..........................................116
§ 28. Системы технического воздуха.................................117
§ 29. Техническое водоснабжение и устройства пожаротушения.......118,
§ 30. Осушающие и дренажные устройства.............-..............120
Глава Vll. Организация эксплуатации гидроэлектростанций.............122
§ 31. Организационная структуре гидроэлектростанций и их каскадов..122
§ 32. Автоматизированные системы управления гидроэлектростанциями . . .124
§ 33. Организационная структура оперативного обслуживания..........125
§ 34. Обязанности машиниста гидроагрегата .........................126
§ 35. Организация рабочего места машиниста гидроагрегата...........127
§ 36. График дежурства. Приемка-сдача смены........................129
Глава VIII. Эксплуатация энергетического оборудования...............130
§ 37. Режимы работы агрегатов и гидроэлектростанций в энергетической системе..........................:......................................130
§ 38. Подготовка гидроагрегата к пуску и его пуск..................134
§ 39. Техническое обслуживание энергетического оборудования........140
§ 40. Остановка агрегата..........................................,155
§ 41. Аварийные ситуации и действия персонала при их возникновении и ликвидации .............................................................157
Глава IX. Периодическое техническое обслуживание.................. 159
§ 42. Контроль состояния комбинаторной зависимости поворотно-лопаст-, ной турбины..........................................................160
§ 43. Контроль вибрации и биения вала..............................160
§ 44. Контроль системы регулирования и маслонапорных установок.....163
§ 45. Проверка периодичности пополнения воздуха в полость вращения рабо-
чего колеса при работе агрегата в режиме синхронного компенсатора. . 167
§ 46. Проверка отдельных частей агрегата...........................168
Глава X. Эксплуатация вспомогательного оборудования.................169
§ 47. Эксплуатация меспяного хозяйства.......................... 169
§ 48. Эксплуатация устройств технического воздуха Л Л..............175
§ 49. Эксплуатация устройств технического водоснабжения............177
§ 50. Эксплуатация откачивающих и дренажных устройств..............179
Глава XI. Ремонт оборудования гидроэлектростанций................. 180
§ 51. Виды, периодичность и объем ремонтов.........................180
§ 52. Организация ремонтного обслуживания...................... . . 1В2
§ 53. Безопасность труда при ремонте гидромеханического оборудования. . . 1В4
§ 54. Разборка агрегата............................................1В5
§ 55. Сборка агрегата..............................................188
§ 56. Проверки, испытания и наладка механизмов гидроагрегата после ремонта................................................................191
§ 57. Оформление технической документации по ремонту. . ...........195
Список рекомендуемой литературы.....................................197
ББК 31.277.1 К 58
УДК 621.311.21
Рецензент: инж. Ю.А. Степеньков (Центральное конструкторское бюро Союзэнергоремонта)
Кожевников Н.Н.
К 58 Устройство и эксплуатация оборудования гидроэлектростанций: Учеб, пособие для техн, училищ, — М.: Высш, шк., 1985. — 199 с., ил. — (Профессионально-техническое образование).
35 к.
Приведены основные сведения о гидроагрегатах, принципах действия, конструкциях различных типов гидротурбин и механической части генераторов, регуляторах частоты вращения и маслонапорных установках. Рассмотрены схемы и устройства вспомогательного оборудования агрегатов и ГЭС.
Освещены вопросы эксплуатации и ремонта гидротурбинного и вспомогательного оборудования.
Книга может быть использована при профессиональном обучении рабочих на производстве.
ББК 31.277Л
6П2.11
© Издательство "Высшая школа" 1985
ВВЕДЕНИЕ
Электрическая энергия вырабатывается на тепловых* атомных и гидравлических электростанциях. Основу промышленной электроэнергетики составляют тепловые электростанции, использующие в качестве топлива уголь, мазут и газ. Единичная мощность агрегатов тепловых электростанций достигла 1200 тыс. кВт.
В июне 1954 г. была введена в действие первая в мире атомная электростанция (АЭС) мощностью 5 тыс. кВт. В настоящее время строятся атомные станции с блоками в 1 млн. кВт.
Важное место в электроэнергетике страны занимают гидроэлектростанции (ГЭС); в настоящее время они составляют около 20% общей установленной мощности электростанций.
В Советском Союзе построены крупнейшие в мире ГЭС — Красноярская (6 млн. кВт), Братская (4,5 млн. кВт), Усть-Илимская (3,6 млн. кВт), Волжские имени В.И. Ленина (2,3 млн. кВт) и имени XXII съезда КПСС (2,5 млн. кВт). Решениями партии и правительства предусматривается дальнейшее развитие электроэнергетики, в том числе строительство гидроэлектростанций (ГЭС) и гидроаккумулирующих станций (ГАЭС) большой мощности.
Первая ГАЭС мощностью 240 тыс. кВт введена в эксплуатацию в 1969 г. В настоящее время строится несколько ГАЭС мощностью 1,2 — 3,6 млн. кВт. В связи с ростом единичных мощностей агрегатов электростанций, развитием энергоемких потребителей, не терпящих перерывов в электроснабжении, все более важное значение приобретает надежность выдачи электроэнергии электростанциями. Высокий уровень надежности достигается как путем высокого качества изготовления и монтажа оборудования, так и соблюдением правил его эксплуатации. Во многом уровень эксплуатации ГЭС зависит от качества обслуживания оборудования оперативным персоналом: во время своего дежурства каждый работник вахты («жены) является единственным ответственным лицом за надежную, безаварийную и экономичную работу оборудования на закрепленном за ним уча стке. В таких условиях работа не электростанциях требует хорошей теоретической подготовки и эксплуатационных навыков каждого из оперативных работников, в том числе и машинистов гидроагрегатов, в ведении и управлении которых, во время их дежурства, находится все механическое оборудование ГЭС или ГАЭС. Исходя из этого, в книге большое внимание уделено вопросам ’эксплуатации основного и вспомогательного оборудования, а также контролю за его работой и состоянием. Вопросы ремонтного обслуживания рассмотрены только в той мере, которая необходима для успешного решения задач при оперативном обслуживании гидроагрегатов, а также соблюдении мер безопасности при выполнении ремонтных работ.
Глава I ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВОДНОЙ ЭНЕРГИИ
§1. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ ИЗ ИСТОРИИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОДНОЙ ЭНЕРГИИ
Использование водной энергии началось более чем за 10ОО лет до нашей эры. Первые двигатели — водяные колеса — применялись для подъема воды в оросительные каналы и для вращения мельничных жерновов. В XVII! — XIX веках энергию воды стали использовать для промышленных целей. В дореволюционной России в этот период были созданы и построены оригинальные установки, например каскад гидросиловых установок на реке Кораблихе (1763—1765), подземная гидросиловая установка на Змеиногорском руднике (1787), гидросиловая установка на реке Нарове при суммарной установленной мощности ее 6 тыс. кВт и др.
Однако вследствие социально-экономических причин царская Россия заметно отставала в промышленном развитии от других капиталистических стран и к 1914 г. было построено только несколько десятков небольших по мощности гидроэлектростанций, на которых в 1913 г. было выработано всего 5 млн. кВт-ч электроэнергии, т.е. меньше, чем может выработать один агрегат Саяно-Шушенской ГЭС мощностью 640 тыс. кВт за 10 ч работы. Доля гидроэнергетики в общем энергетическом балансе страны составляла около 0,1%.
Широкое развитие гидроэнергетики и строительство крупных гидроэлектростанций началось после Великой Октябрьской социалистической революции. С первых лет революции В.И. Ленин уделял большое внимание электрификации страны, в том числе и строительству гидроэлектростанций. Уже в 1919 г. было построено 47 ГЭС общей мощностью 1600 кВт. По предложению В.И. Ленина в 1920—1921 гг. был составлен Государственный план электрификации России (план ГОЭЛРО). Этим планом предусматривалось сооружение в течение 10—15 лет 30 паровых и гидравлических крупных по тому времени электростанций общей мощностью 1750 тыс. кВт; в том числе намечалось строительство 10 гидроэлектростанций — Волховской, Верхне- и Нижне- Свирских, ДнепроГЭСа, Чусовской, Краснодарской, Терской, Кубанской, Алтайской, Туркестанской. Кроме плана ГОЭЛРО в 1923 г. было начато строительство еще нескольких гидроэлектростанций: Земо-Авчальской, Ереванской, Кондопожской, Бозсуйской. Намеченный план ввода мощностей был значительно перевыполнен: мощность районных электростанций в 1935 г. составила 4338 тыс. кВт вместо намеченных 1750 тыс. кВт по плану ГОЭЛРО.
В 1934 г. в стране действовало 19 крупных ГЭС суммарной мощностью 750 тыс. кВт, в том числе крупнейшая в Европе Днепрогэс имени В.И. Ленина мощностью 600 тыс. кВт. Во второй пятилетке (1932—1937) было сооружено 22 ГЭС мощностью 570 тыс. кВт. К 1938 г., т.е. за 20 лет Советской власти, было введено в эксплуатацию 30 ГЭС общей мощностью 1044 тыс. кВт.
4
В годы Великой Отечественной войны большое число гидроэлектростанций было разрушено.
Послевоенный период, период седьмой — десятой пятилеток,характе-ризуется очень высокими темпами строительства гидроэлектростанций большой мощности Млн кВт на Волге, Каме, Днепре, Ангаре, Оби, Енисее, Нарыне и других реках. Были введены круп-нейшие электростанции — Братская, Красно-ярская, Нурекская; сооружается Саяно-Шу- у
шенская. Рост общей установленной мощности 60-------------—
гидроэлектростанций в послевоенные годы /
приведен на графике рис. 1. 50______________J.___
§ 2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ л /
О ГИДРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСАХ ~~Г
Течение воды в реках происходит за счет 30 -------f---------
разности уровней русла реки в начале Айв конце Б и соответственно этой разности уклона свободной поверхности воды рассматриваемого участка (рис. 2). Каждый участок характеризуется определенным количеством воды, проходящим через него в единицу вре
1960 1970 1980 1966 tz.
Рис. 1. Изменение суммарной установленной мощности ГЭС в послевоенные годы
Рис. 2. Схематический продольный профиль участка реки:
Н — разность уровней участка, / — уклон поверхности воды, O-j, Cl 2 ~ расходы воды в пунктах/* и Б
Крабая
Рис. 3. Схеме создания напора с помощью плотины
мени. При известных разности уровней на участке А — Б, равном Н (м), и среднем количестве Q (м37с) воды, проходящем за 1 с (расходе воды) на этом участке, можно определить работу, которую совершает текущая вода в течение 1 с, или мощность водотока /V (кВт) на рассматриваемом участке: N -pgQH,. где р — плотность воды, равная 1 т/м3; д — ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с2.
Энергия водотока Э (кВт-ч) на рассматриваемом участке представляет собой произведение мощности /Vна время г: 3-Nt.
В соответствии с этой зависимостью можно оценить потенциальные или теоретически возможные для использования гидроресурсы, т.е. ресурсы без учета потерь водной энергии при ее преобразовании в электрическую.
Если в пункте Б построить плотину (рис. 3) и при ней гидростанцию
5
с турбинами и генераторами (гидроагрегатами), то мощность водотока на рассматриваемой участке можно использовать. Однако полезная мощность Л/Пол будет несколько меньшей, чем теоретическая, в связи с тем, что в случае преобразования гидравлической энергии в электрическую имеют место потери напора в водоподводящих сооружениях и потери энергии в гидроагрегате (в турбине и генераторе): Л/пол = 9,81-О//??га, где Q - расход водь!, используемой гидроэлектростанцией для получения электроэнергии, м3/с; Н — напор, воздействующий на турбины, определяемый разностью уровней воды на участке А — Б, с учетом гидравлических потерь в водоподводящих сооружениях, м; т?га — коэффициент полезного действия (кпд) гидроагрегата, представляющий собой произведение кпд турбины и генератора.
Подобным образом можно определить гидроресурсы каждой из рек района, страны и т.д.
Доля гидроэнергии в общих знергоресурсах земли невелика. Однако эти ресурсы очень ценны в связи с их замечательной особенностью (по сравнению с топливно-энергетическими и ядерными ресурсами) — они ежегодно возобновляются.
Отрицательной особенностью гидроэнергии является ее неравномерность в пределах любого отрезка времени — недели, месяца, года, а также ряда лет; бывают и средние по водности годы, и маловодные, и многоводные годы.
Гидроэнергетические ресурсы СССР между отдельными районами страны распределены неравномерно: преобладающая их часть сосредоточена в восточных районах, а на европейскую часть приходится не более 18% общесоюзных ресурсов.
Технический потенциал гидроэнергетических ресурсов СССР, т.е та часть гидроэнергетических ресурсов, которую можно использовать путем создания современных гидроэлектростанций, составляет 2106 млрд. кВт-ч/год. Экономический потенциал, т.е. та часть технического потенциала, использование которой на данном этапе изученности ресурсов является для народного хозяйства экономически целесообразной, составляет примерно 1100 млрд. кВт-ч/год." В европейской части Советского Союза, наиболее обжитой и промышленно развитой, степень использования экономического потенциала приближается к. 40%. Предполагается, что в целом по стране к 1986 г. она повысится на 23—24%.
В ближайшей перспективе в соответствии с основными направлениями развития народного хозяйства СССР, принятыми на XXVI съезде КПСС, в одиннадцатой пятилетке и в период до 1990 г. намечается строительство крупных гидроэлектростанций в Сибири и крупных гидроаккумулирующих станций (ГАЭС) в европейской части Союза. В общей сложности предусматривается ввести более 12 млн. кВт в одиннадцатой и более 14 млн. кВт в двенадцатой пятилетках. В настоящее время завершается строительство Саяно-Шушенской ГЭС мощностью 6,4 млн. кВт, строятся Рогунская ГЭС (3,6 млн. кВт), Богучанская ГЭС (4 млн. кВт), Загорская ГАЭС (1,2 млн. кВт), Кайшядорс|<ая ГАЭС (1,6 млн. кВт) и др.
В настоящее время и в ближайшей перспективе в европейской части Союза намечается сооружение большого числа атомных станций и тепловых 6
станций с крупными блоками, мало приспособленных к изменению нагрузки. В то же время в этом районе нагрузка энергосистем в пределах суток претерпевает значительные изменения. Для регулирования нагрузки в больших пределах в настоящее время наиболее целесообразным и практически осуществимым генерирующим источником являются ГЭС и ГАЭС. Однако в европейской части экономически целесообразных вариантов строительства ГЭС большой мощности уже нет, а мощности действующих на этой территории ГЭС недостаточно для регулирования суточных графиков. Поэтому для регулирования нагрузки в энергосистемах европейской части СССР будут возводиться гидроаккумулирующие станции.
§ 3. ТЕХНИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ГИДРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
Потребность в воде для различных целей (особенно для промышленного потребления и ороЩения полей) постоянно возрастает. Поэтому необходимо осваивать водные ресурсы каждого из районов в целях их использования для нескольких отраслей народного хозяйства одновременно, т.е. ком-плекснРго их использования.
При возведении гидроузла (т.е. при комплексном использовании водных ресурсов) плотина создает напор (см. рис. 3) и образует водохранилище многоцелевого назначения: при плотине могут быть построены гидроэлектростанция, водоприемники для орошения и водоснабжения, судоходный шлюз, сооружения для пропуска рыбы (рыбоходы, рыбоподъемники и т.п.). Кроме того, водохранилище может служить для предотвращения наводнений в пойме реки ниже плотины. При комплексном использовании гидроресурсов существенно повышается экономичность сооружения гидроузла.
Иногда возведение сооружений может служить только для энергетических целей. Электроэнергетике принадлежит определяющая роль при постройке крупнейших гидроузлов на Днепре, Волге, Каме, Ангаре, Енисее и других реках.
В ряде районов страны ведущая роль в использовании водных ресурсов принадлежит орошению и водоснабжению. Например, гидроузлы на Вахше, Амударье, Сырдарье и других реках Средней Азии.
При возведении гидроузла в его состав, как правило, входит гидроэнергетическая установка. Гидроэнергетические установки могут быть разного назначения. Гидроэнергетическая установка, на которой происходит превращение гидравлической энергии в электрическую, называется гидроэлектростанцией (ГЭС). Она состоит из гидротехнических сооружений, обеспечивающих необходимую концентрацию воды и создание сосредоточенного напора, и энергетического оборудования, преобразующего энергию движущейся под напором воды в электрическую энергию.
Часть водного пространства перед водоподпорным сооружением, имеющая более высокий уровень, называется верхним бьефом (ВБ), а за напорным сооружением, имеющая более низкий уровень,— нижним бьефом (НБ), На ГЭС вода движется через турбины из верхнего бьефа в нижний, т.е. с высоких на низкие отметки.
Гидроэнергетическая установка, предназначенная для перекачки воды
7
с низких отметок -на высокие, т.е. из нижнего в верхний бьеф, называется насосной.
Гидрознергетическая установка, на которой происходит перекачка воды с низких отметок на высокие и последующее использование этой воды для выработки электроэнергии, называется гидроаккумулирующей станцией (ГАЭС).
Гидрознергетическая установка, преобразующая энергию морских приливов в электроэнергию, называется приливной электростанцией (ПЭС).
Наибольшее распространение получили ГЭС, Г АЭС, насосные станции.
Гидроэлектростанции. По напору гидроэлектростанции делятся на высоконапорные (более 70 м), средненапорные (от 70 до 20 м) и низконапорные (ниже 20 м).
По способу создания напора используют три основные схемы ГЭС: плотинную (с искусственным подпором уровня реки за счет плотины), деривационную (с отводом воды из русла реки по специальному выводу — каналу, туннелю или трубопроводу) и плотинно-деривационную (напор создается плотиной и деривацией).
Плотинные схемы ГЭС (см. рис. 3) применяют преимущественно при больших расходах воды и малых уклонах свободной поверхности реки, что характерно для равнинных рек. С помощью плотины, построенной в пункте Б, используется разность уровней воды в реке между пунктами А и Б, при этом подпор воды распространяется до пункта А. Разность отметок уровней воды в пунктах Л и Б Н — HG + дН; часть суммарного перепада, равная aW, будет потеряна при движении воды в верхнем бьефе.
Уровень водохранилища, который устанавливается при заполнении его водой в соответствии с расчетным объемом, носит название нормального подпорного уровня НПУ. При пропуске максимальных расходов воды в период паводка кратковременно допускается подъем уровня воды в водохранилище выше НПУ до уровня, называемого форсированным (ФПУ). При сработке воды из водохранилища уровень его снижается до значения, ниже которого сработка не предусматривается — до уровня "мертвого" объема (УМО). Разность между полным (соответствующим НПУ) и мертвым (соответствующим УМО) объемами составляет полезный объем водохранилища.
В случае концентрации напора с помощью плотины сооружения ГЭС образуют речной узел и в зависимости от напора ГЭС выполняются в виде русловых или приплотинных.
Русловыми называют гидроэлектростанции, у которых здание ГЭС входит в состав напорного фронта и так же, как и плотина, воспринимают напор (рис. 4). Русловые ГЭС строят при напорных до 30-35 м. При больших напорах используют приплстинные схемы (рис. 5). В этих схемах здание ГЭС располагают за плотиной и под ее защитой. Подвод воды к зданию ГЭС производится .водоводами, выполненными в теле плотины, или трубопроводами, проложенными сверху низовой грани плотины. Для забора воды в плотине устраивают водоприемные отверстия, оборудованные затворами, с помощью которых при необходимости можно преградить доступ воды в трубопроводы.
При использовании в энергетических целях рек с большими уклонами
8
Рис. 4. Схема русловой ГЭС:
1 — щпюз, 2 и 4 — водосливнаН и сопрягающие земляные плотины, 3 — здание ГЭС
Рис. 5. Схема приплотинной ГЭС:
1 и 2 — сопрягающие глухая и водосливная плотины, 3 — водоприемник, 4 — здание ГЭС, 5 — турбинные трубопроводы
в ряде случаев применяют деривационные схемы концентрации напора, 8 этих схемах верхняя часть участка реки, выделенного для использования, также подпирается плотиной, образующей водохранилище (рис. 6). В плотине устраивается водоприемник ?, от которого деривационными водоводами вода подается к зданию ГЭС, расположенному в нижней части рассматриваемого участка реки.
Все сооружения деривационных ГЭС по месту расположения делят на три основные группы:
головной узел сооружений, включающий в себя плотину с водосбросными сооружениями, водоприемник и при необходимости отстойник, в котором осаждается переносимый водой грунт в виде песка и камней различных размеров:
деривацию;
станционный узел сооружений, включающий в себя напорный бассейн
9
Рис. 6. Схема ГЭС с напорной деривацией:
1 — водоприемник, 2 — напорный туннель, 3 — уравнительная башня, 4 — турбинный трубопровод, 5 — здание ГЭС, 6 — плотина
или уравнительный резервуар, турбинный трубопровод, здание ГЭС, отводящий канал, подстанцию.
Компоновка головных узлов деривационных ГЭС определяется типом и размерами плотины и водосбросных сооружений. На технические данные и расположение сооружений головного узла оказывают существенное влияние необходимость пропуска наносов, шуги (кашеобразного льда) и льда в нижний бьеф. С этой целью при определенных условиях делают отстойники и шугосбросы, позволяющие освободить поток воды, поступающий в водоводы (трубопроводы) от наносов, шуги и т.п.
Деривационные ГЭС строят как с напорной деривацией в виде напорного трубопровода или туннеля, так и с безнапорной деривацией в виде канала или безнапорного туннеля. В первом случае в состав напорного узла входит уравнительный резервуар (3 на рис. 6}, во втором — напорный бассейн (4 на рис. 7).
На рис. 6 показана схема ГЭС с деривацией в виде туннеля. Из верхнего бьефа вода подается по туннелю 2 и трубопроводам 4 к турбинам ГЭС. Деривационный туннель (канал) проводится по возможности кратчайшим путем в наиболее удобном месте.
Вода, прошедшая через турбины, по отводящему каналу поступает в реку или в деривацию следующей ГЭС, расположенной ниже по реке. Использование деривационных схем ГЭС выгодно при больших уклонах реки и малых используемых расходах воды, когда при относительно малых по-Ю
перечных размерах деривации и небольшой длине можно получить большой напор установки. Деривационные схемы применяют при напорах от 20 до 1800 м и более.
Г идроэлектростанции, расположенные на одной реке, образуют каскад ТЭС. Цель создания каскадов ГЭС — более полное использование уклона реки и образование системы водохранилищ для регулирования стока (изменяющейся в пределах года приточносТи реки), а также потребление воды различными отраслями народного хозяйства. В‘Советском Союзе сооружены кас-
Рис. 7. Схеме ГЭС с безнапорной деривацией: 7 — водоприемник, 2 — плотина, 3 — канал, 4 — напорный бессейн, 5 — турбинный трубопровод, 6 — здание ГЭС
кады на Днепре, Волге, соо-
ви Действующие ГЭС
czn Проектируемые ГЭС
Рис. 8. Волжско-Камский каскад ГЭС
ружаются на Ангаре, Енисее и других реках. В качестве примера плотинного каскада ГЭС и водохранилищ может быть приведен Волжско-Камский каскад, схематические профили которого приведены на рис. 8; суммарная мощность 11 действующих ГЭС более 10 000 МВт. Из Волжско-Камских водохранилищ получают воду громадные площади безводных и засушливых территорий.
Гидроаккумулирующие станции. Гидроаккумулирующие станции (ГАЭС) в отличие от обычных гидроэлектростанций представляют собой комплекс сооружений и оборудования, предназначенный не только для генерирования электроэнергии, но и для аккумулирования ее. Это достигается за счет потребления электроэнергий и преобразования ее в потенциальную энергию поднятой воды с последующим генерированием электроэнергии. Применяемые схемы ГАЭС.показаны на рис. 9.
11
л
Рис. 9- Схемы Г АЭС:
а — Г АЭС с нижним бассейном, б — ГЭС — Г АЭС, в — ГАЭС без нижнего бассейна, 1 — верхний бассейн, 2 — напорный трубопровод, 3 — здание Г АЭС, 4 — нижний бассейн
пппшж яви де
Рис. 10. Суточный график нагрузки энергосистемы и его заполнение электростанциями различных типов; КЭС — конденсационные электростанции, ТЭЦ — теплоэлектроцентраль, АЭС — атомные электростанции
Каждая из схем содержит верхний бассейн, соединенный водоводом со зданием ГАЭС, и нижний бассейн. В зависимости от принятого варианта в состав ГАЭС может дополнительно входить насосная станция,
При техническом исполнений могут быть следующие варианты: нижний бассейн — наземный или подземный; здание Г АЭС — наземное или подземное; трубопроводы проложены над землей или скрыты под ее поверхностью. Полезные объемы верхнего и нижнего бассейнов могут быть одинаковыми в случае, если естественная приточность практически отсутствует (схема а на рис. 9). По такой схеме строится Загорская ГАЭС. Если имеет место естественная приточность, то в этом случае производится частичное аккумулирование энергии; выдача электроэнергии при работе в генераторном режиме происходит за счет естественного притока водь!, как на обычных ГЭС, а также за счет аккумулирования энергии. Нижний бассейн в этом случае имеет объем, необходимый для частичного:нак<}пления воды. Такие схемы называют совмещенными ГЭС—ГАЭС. Нижнего бассейна, как такового, может и не быть: в качестве нижнего бассейна может быть использовано водохранилище ГЭС. По такой схеме строится Кайшядорская ГАЭС, в которой в качестве нижнего бассейна будет использовано водохранилище Каунасской ГЭС (рис. 9).
ГАЭС работает как любой аккумулятор электроэнергии и попеременно находится в режиме накопления энергии — заряда и отдачи ее потребителю — разряда.
Заряд ГАЭС представляет собой подъем воды гидромашины с электрическим приводов из нижнего бассейна в верхний. Если гидромашина представляет собой насос-турбину, то гидромашины ГАЭС в этом случае работают в режиме насоса, а электромашины — в режиме двигателя, потребляя из сети электроэнергию.
Режим заряда происходит в период снижения нагрузки энергосистемы в ночные часы, в праздничные и выходные дни (рис. 10). При этом загружаются агрегаты тепловых и атомных станций. В период прохождения максимальных нагрузок агрегаты Г АЭС срабатывают воду из верхнего бассейна и выдают в сеть электроэнергию, воспринимая на себя часть пиковых нагрузок энергосистемы; механическая часть агрегатов ГАЭС в этот период работает в турбинном режиме, а электрическая — в генераторном.
Таким образом, ГАЭС в энергосистеме приносит двойную пользу: уменьшая провалы суточного графика нагрузки, снижает пределы ее изменения и, следовательно, способствует повышению экономичности тепловых и особенно атЪмных станций; с другой стороны, ГАЭС воспринимает часть пиковых нагрузок, что также позволяет уменьшить пределы изменения нагрузки тепловых станций. Несмотря на то, что ГАЭС имеют кпд установки примерно 70, т.е. 30% энергии, потребляемой из сети, теряется безвозвратно, эти станции выгодны, поскольку потребляют электроэнергию, вырабатываемую наиболее экономичными тепловыми и атомными станциями, недогруженными в часы провала суточного графика нагрузки, т.е. наиболее дешевую электроэнергию, а выдают ее в часы прохождения пика нагрузки энергосистемы. Пик нагрузки снимается наименее экономичными станциями, вырабатывающими наиболее дорогую электроэнергию, и при вводе Г АЭС эти станции вытесняются из суточного графика нагрузки энергосистемы. Другими словами, ГАЭС потребляют энергию. Производимую с низкими удельными расходами топлива, а вырабатывают ее вместо электростанций, производящих электроэнергию с высокими удельными расходами топлива. Благодаря улучшению структуры генерирующих мощностей и режима эксплуатации тепловых станций ГАЭС обеспечивают определенную экономию топлива в целом по энергосистеме. Наличие ГАЭС в энергосистеме и возможность выравнивания графика нагрузки тепловых станций с крупными блоками и атомных станций повышает надежность их работы.
§ 4. ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ СООРУЖЕНИЯ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ. МЕХАНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ.
Гидротехнические сооружения гидроэлектростанций. К гидротехническим сооружениям относятся плотины, судопропускные и рыбопропускные устройства и т.п.
Основным гидротехническим сооружением гидроэлектростанции является плотина. Плотины Делятся на две группы: бетонные и из местных материалов.
Бетонные плотин ы. По конструктивному выполнению бетонные плотины разделяют на гравитационные, арочные, контрфорсные либо смешанного типа.
13
Рис. 11. Поперечный разрез гравитацион-
Рис. 12. Схема арочной плотины
ной глухой плотины
Гравитационные плотины (рис. 11) характеризуются тем, что действию горизонтальных сдвигающих сил (давления воды, льда) они сопротивляются силами трения между плотиной и основанием, которые пропорциональны массе плотины. Эти плотины выполняют в настоящее время преимущественно из бетона, реже из железобетона с использованием местных материалов и очень редко из каменной кладки на растворе. Гравитационные плотины строят как водосливными (водосбросными), когда плотина имеет отверстия для пропуска воды, так и глухими, когда таких отверстий нет.
Арочными (рис. 12) называются плотины, работающие как свод или
арка и передающие горизонтальная ную нагрузку от воды и других
i воздействий (лед, бревна и т.д.) почти полностью берегам. Эти плотины также строят глухими и водосбросными.
Целью сооружения контрфорсных плотин (рис. 13) является облегчение бетонной плотины. В этих плотинах давление
Рис. 13. Схеме контрфорсной плотины: воды верхнего бьефа передается
1 - контрфорс (устой); 2 - плита. 3 - балки перекрытиям — массивным ИЛИ жесткости _ _
в виде тонких плит 2. Перекры-
тия покоятся на вертикальных стенках — контрфорсах 1, которые передают нагрузку от перекрытий основанию. Если контрфорсы выполняют тонкими, то между ними располагают балки жесткости 3 или распорки, препятствующие выпучиванию (продольному сдвигу) контрфорсов. Поскольку сплошной подошвы такие плотины не имеют, фильтрационное противодавление действует лишь в пределах толщины перекрытий, т.е. на очень малую площадь.
Пропуск водь! через водопропускную плотину (рис. 14) производится через поверхностные водосливные или заглубленные водопропускные отверстия (рис. 15).
Плотины из местных материалов разделяют на земляные, каменные и каменно-земляные.
Земляные плотины выполняют однородными — из одного материала
14
Рис. 14. Поперечный разрез водопропускной гравитационной плотины:
1 — затвор, 2 — бычок, 3 — плотина, 4 — гасительное устройство
(например, песка, суглинка, супеси); из разных материалов (глины, супеси, песка), располагаемых в определенном порядке; с водонепроницаемым экраном из глины, железобетона и т.п.; с водонепроницаемой внутренней (центральной) преградой (с ядром, выполненным из глины или суглинка, жесткой диафрагмой из бетона и т.п.).
Каменными называют плотины, когда
ИХ профиль В ОСНОВНОМ выполнен ИЗ кам- Рис. 15. Поперечный разрез плотины
„ „ с заглубленным водопропускным ня, а каменно-земляными — когда часть с ’ .
отверстием их профиля выполнена из каменной на-
броски.
Перелив воды через гребень плотины из местных материалов без специальных устройств недопустим, так как приводит к быстрому ее разрушению.
Поперечное сечение земляной плотины имеет трапецеидальную форму, часто выполняемую с переменным уклоном откосов и бермами (горизонтальными площадками) на них. Крутизна и форма откосов зависят от высоты плотины, рода грунта, фильтрационных расходов и способа возведения плотины. Верховой откос (со стороны верхнего бьефа) выполняется обычно с уклоном не круче 1:3, а низовой (со стороны нижнего бьефа) — 1:2,5 (рис. 16).
Рис. 16. Плотина Иркутской ГЭС:
? и 3 — крепление железобетонными плитами, 2 — ядро из суглинка, 4 — крепление камнем, 5 — железобетонная плита, 6 — металлический шпунт, 7 — цементационная завеса
15
Земляные плотины возводят намывным или насыпным способом. В нашей стране большое распространение получили намывные плотины, к месту возведения которых грунт подается насосами по трубопроводам — пульпопроводам в виде жидкой массы (смеси грунта с водой) — пульпы. Немывным способом сделаны земляные плотины Волжских ГЭС имени В.И. Ленина и XXII съезда КПСС, Новосибирской, Мингечаурской ГЭС и др.
В последнее время все большее внимание уделяется каменно-набросным плотинам, поскольку их можно возводить без устройства временных перемычек (сооружений, отгораживающих часть русла реки для проведения строительных работ) при непосредственной отсыпке камня в реку. Строительство таких плотин целесообразно в районах, изобилующих камнем, а также в северных.
большое влияние на компоновку русловых и приплотинных гидроузлов оказывают судопропускные сооружения — судоходные шлюзы и судоподъемник.
Судоходный шлюз представляет собой напорное сооружение, служащее для перевода судов и плотов из верхнего бьефа гидроузла в нижний и обратно. Иногда через шлюз пропускают часть паводковых вод. Шлюз (рис. 17) состоит из камеры, верхней головы 4 и нижней 2 с расположен-
Рис. 17. Схема устройства судоходного шлюза:
1— "король", 2 и 4 — верхняя и нижняя головы, 3 — днище, 5 — шкафная часть, 6 — водопроводные отверстия, 7 — стена, 8 — ворота
ными в них подвижными воротами (затворами) 8. Головы шлюза воспринимают напор воды и служат опорами для ворот. Камеры шлюза, где происходит процесс шлюзования, образуются двумя продольными подпорными стенами 7, примыкающими к головам шлюза. Днище камеры должно быть достаточно водонепроницаемым и неразмываемым. Порог днища голов, в который упираются ворота 8, называется "королем" 1 шлюза.
В зависимости от интенсивности движения судов и плотов судоходные шлюзы устраивают в виде одной, двух (и более) параллельных ниток. Непор на шлюзе равен напору на гидроузле.
При больших напорах и малых грузообороте и водоизмещении судов
16
применяют вертикальные или наклс^чые судоподъемники. Наклонный судоподъемник построен на Красноярском гидроузле.
Возведение гидроузлов преграждает путь передвижения рыб, вслед ствие чего места нереста некоторых пород, рыб, расположенные в верховьях реки, могут потерять сообщение с морем. Для обеспечения прохода рыбыизнижнего в верхний бьеф (вниз по течению рыба проходит через проточную часть турбины) устраивают рыбопропускные устройства: рыбоходы, рыбоходные шлюзы, рыбоподъемники.
Размещение оборудования. Гидроагрегаты и их вспомогательное оборудование размещают в специальном здании или в помещении, устроенном в- теле плотины. В некоторых случаях при русловых установках здание ГЭС используют для пропуска сбросных расходов воды, для чего в нем устраивают специальные сбросные галереи, перекрываемые затворами со стороны верхнего бьефа. Такие здания ГЭС называют совмещенными, поскольку они выполняют частично функции водосливной плотины. Здание ГЭС обычно располагают ближе к одному из берегов.
Поступление воды к турбинам приплотинных и деривационных ГЭС производится через водоприемники и трубопроводы. Водоприемники энергетических водоводов (трубопроводов) обеспечивают возможность ремонта водоводов, а также быстрого закрытия входного отверстия, для чего их снабжают специальными затворами. Во избежание проникновения в водоводы шуги, льда, сора перед входом в водовод устанавливают сороудерживающие решетки.
При относительно небольших колебаниях уровня верхнего бьефа прип-потинной ГЭС или небольшой высоте плотины деривационной ГЭС водоприемники размещают в пределах верхней части глухой плотины, а при болыцих колебаниях — на большой глубине от поверхности воды, т.е. выполняют их глубинными.
Плотинный водозабор осуществляется напорными, обычно металлическими трубопроводами, заложенными в теле гравитационной плотины или прорезающими контрфорсные и другие тонкостенные плотины. Возможно и наружное расположение трубопроводов на наклонной грани бетонных плотин. Кроме решеток и плоских затворов водоподводящее устройство оборудуют аэрационной трубой, которая предназначена для срыва в трубопроводе (туннеле) вакуума, образующегося при закрытии затворов, а также обводной трубой (байпасом) для выравнивания давления за затвором при необходимости его подъема.
Механическое оборудование гидротехнических сооружений. Устройства и приспособления,, перекрывающие водосливные, водозаборные и водопропускные отверстия и позволяющие регулировать уровень верхнего бьефа и расход воды, а также пропускать или задерживать плавающие предметы, называют механическим оборудованием гидротехнических сооружений.
К механическому оборудованию относят:
затворы,
сороудерживающие решеткй, плавучие заграждения — запани (рис. 18) и другие устройства, преграждающие доступ плавающим предметам к водопропускным отверстиям.
захватные балки;
17
Рис. 18. Плавучая запань перед Рыбинской ГЭС
стационарные подъемные и тяговые механизмы для маневрирования затворами во время их эксплуатации, а также для монтажа и демонтажа оборудования; козловые и мостовые краны, подвесные однорельсовые тележки;
решеткоочистительные машины, устройства для очистки сороудерживающих решеток и водного пространства перед ними;
тележки для транспортировки затворов, трансформаторов и мусора, извлекаемого решеткоочистительными машинами;
вращающиеся сетки и другие механические устройства для очистки воды;
компенсаторы и аппаратуру турбинных трубопроводов.
К металлическим конструкциям, применяемым на гидротехнических сооружениях, относят: трубопроводы, облицовки и уравнительные резервуары; перекрытия над агрегатами ГЭС; служебные,мосты; эстакады для механизмов; подкрановые балки и пути; шоссейные и железнодорожные мосты.
Затворы. Турбины гидроэлектростанции, как правило, рассчитываются только на определенную пропускную способность, суммарное (для всех турбин станции) значение ее может быть намного меньше расходов воды, которые приходится пропускать через створ сооружений ГЭС. Например, в паводок излишки воды в зависимости от емкости водохранилища ГЭС задерживаются в нем или сбрасываются через отверстия водосливной плотины в нижний бьеф помимо турбины. Сброс воды возможен также для пропуска льда, шуги, мусора. С этой целью на плотине или в сооружениях здания ГЭС (иногда сбросные отверстия предусматривают и в здании ГЭС) применяют специальные устройства — затворы, которые при необходимости сброса воды из водохранилища открывают. Кроме того, затворы используют в качестве ремонтных заграждений при ремонте агрегатов, водоводов турбин и самих затворов. 18
По местоположению перекрываемых отверстий затворы подразделяют на поверхностные и глубинные. Поверхностные перекрывают между бычками плотины (верхняя кромка находится выше уровня воды), глубинные — отверстия, погруженные в воду (их верхняя кромка находится ниже уровня воды).
В зависимости от конструкции затвора и его местоположения на сооружении используют различные способы пропуска воды: из-под затвора и по его верху.
По назначению затворы подразделяют на основные, ремонтные, аварийные, аварийно-ремонтные и др.
Основные (рабочие) затворы работают постоянно при эксплуатации сооружений. К ним относят все виды затворов, перекрывающих водосливные и водосбросные отверстия плотины, водоприемные отверстия зданий ГЭС. Основные затворы обеспечивают на плотинах и водосбросных отверстиях зданий ГЭС частичное или полное открытие отверстий или любое маневрирование затвором в условиях текущей воды.
Ремонтные затворы используют для временного закрытия отверстия сооружения, водовода агрегата, для ремонта основного затвора. Эти затворы хранят в специальных затворохранилищах и доставляют к месту их установки грузоподъемными кранами.
Аварийные затворы, применяют для временного закрытия отверстий гидротехнического сооружения (в основном водоводов гидроагрегатов) в случае аварии с основным затвором или турбиной.. Эти затворы имеют автоматическое и дистанционное управление.
Аварийно-ремонтные затворы выполняют функции аварийных и ремонтных; устанавливают их перед основными затворами водосбросов и водоспусков, а также перед входом в открытые турбинные трубопроводы. В последнем случае эти затворы обеспечивают быстрое автоматическое закрытие водовода при разрыве трубопровода или аварии в системе регулирования, если перед турбиной не предусмотрен специальный аварийный затвор. Затворы имеют дистанционное и местное управление.
По конструкции пролетного строения затворы делятся на плоские, сегментные, секторные, клапанные.
Плоский затвор (рис. 19, а) имеет плоское пролетное строение и перемещается поступательно.
Сегментный затвор (рис. 19, б), пролетное строение которого имеет вид сигмента, прикрепляется к двум ногам затвора, поворачивающимся вокруг горизонтальной оси, которая проходит через концы ног.
Секторный затвор (рис. 19, в), пролетное строение которого имеет в поперечном сечении вид сектора с обшивкой по напорной и одной или Двум радиальным граням, опускается в нишу сооружения при повороте вокруг горизонтальной оси.
Клапанный затвор (рис. 19, г), пролетное строение которого состоит из одного полотнища (клапана), поворачивается вокруг горизонтальной оси, проходящей через края затвора. Затворы имеют закладные части и уплотнения.
Грузоподъемные механизмы для маневрирования затворами и проведения ремонта оборудования.
19
Рис. 19. Схематичное изображение затворок: а — плоского, б — сегментного, е — секторного, г — клапанного
Механизмы для маневрирования затворами могут быть стационарными и подвижными. Стационарные механизмы, представляющие собой электролебедки и гидроподъемники, применяют тогда, когда по условиям эксплуатации требуется в кратчайший срок поднять или опустить один либо несколько затворов.
К подвижным механизмам относят мостовые, козловые и лолукозло-вые грузоподъемные краны.
Мостовой кран (рис. 20) представляет собой подвижной мост о грузоподъемными устройствами (размещенными на нем), перемещаемый вдоль фронта работ по специально уложенному рельсовому пути. При эксплуатации и ремонте энергетического оборудования используют мостовые электрические краны с одним и двумя крюками.
Козловой кран (рис. 21) представляет собой мост (раму) с грузоподъемными устройствами (размещенными на нем), установленный на опорных, наклонно расположенных к нему ногах. Подвижную опорную конструкцию называют козлом. Кран также перемещается по специально уложенному рельсовому пути.
Козловой кран используют при операциях с затворами, расположен ными со стороны верхнего и нижнего бьефов, а также при эксплуатации и ремонте других устройств (сороудерживающих решеток, энергетического оборудования), для переноса различных грузов и т.д.
20
Рис. 20. Машинный зал ГЭС, обрудованный мостовым краном:
? — мостовой кран, 2 — подкрановые пути, 3 — котел МНУ, 4 — верхняя крестовина генератора
Полукозясвые краны отличаются от козловых тем, что одна сторона моста через опорно-ходовые устройства опирается непосредственно на рельс, устанавливаемый на подкрановой балке, а другая — имеет опорные ноги.
Трубопроводы. По назначению трубопроводы разделяют на деривационные, турбинные и сбросные.
Деривационные трубопроводы устраивают, когда местные условия неблагоприятны для сооружений деривационного канала. Турбинные трубопроводы прокладывают на участке, расположенном от напорного бассейна до здания ГЭС или между плотиной и зданием ГЭС. Сбросные трубопроводы предназначены для холостых выпусков воды из водохранилища или напорного бассейна.
По способу прокладки трубопроводы делят: на открытые, заделываемые в тело бетонных массивов плотины, выносные по низовой грани плотины, подземные.
Число трубопроводов, подводящих воду к турбинам, может быть меньшим, большим и равным числу турбин. При числе ниток трубопроводов, равном количеству турбин, питание каждой из них осуществляется отдельным трубопроводом. При меньшем числе ниток трубопроводов подача воды к турбинам происходит через распределитель (коллектор),
21
Рис.21. Схема козлового кр^на: ноги крана, 2 — главный подъем (500 т.с.), 3 — вспомогательный подъем (100 т.с.), 4 — грузовая тележка, 5 — механизм передвижения тепежки, 6 — мост крана
представляющий собой участок трубопровода, который разветвляется
на столько отводов, сколько турбин он должен питать водой, или через расходящуюся развилку (рис. 22, При количестве ниток, большем
числа турбин, подача воды к турбинам производится через сходящуюся развилку (рис. 22, б).
Для предотвращения попадания в турбинные водоводы плавающих предметов при входе в водоприемники турбин устанавливают сороудерживающие решетки.
§ 5. ОКРУЖАЮЩАЯ СРЕДА И ЕЕ ОХРАНА
Под окружающей средой принято понимать все то, что нас окружает, что прямо или
косвенно влияет на нашу жизнедеятельность, т.е. Земля и окружающее ее пространство.
Живые организмы и окру
жающая их среда связаны меж
Л турбинам
4 в)
Рис. 22. Схема подачи воды к турбинным трубопроводам :
а — через расходящуюся развилку, б — через схо-
дящуюся развилку
ду собой обменом веществ и энергии, что обеспечивает их непрерывный круговорот в природе. Живые организмы, взаимодействуя между собой и окружающей средой, образуют экологические* системы, включающие растительный и животный мир, микроорганизмы, почву, атмосферу и гидросферу-
Прогресс человечества невозможен без воздействия на природу, без добычи и расходования ее ресурсов. Однако важно разумно воздействовать на окружающую природу, рационально использовать ее богатства в интересах живущих и будущих поколений людей.
Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха в индустриальных странах является автомобильный транспорт, промышленность и тепловая энергетика. Сжигаемое ими органическое топливо исчисляется миллиардами тонн. За последнюю четверть века было сожжено 100 млрд, тонн ископаемого топлива. Это повлекло за собой скопление примерно 3 млрд, тонн золы, а вместе с ней в почву и воду попало 1,5 млн. тонн мышьяка, 1,2 млн. тонн не менее ядовитых сурьмы и цинка.
Технологический процесс производства гидроэнергии экологически безвреден. При нормальном состоянии оборудования ГЭС могут полностью отсутствовать какие-либо вредные выбросы в окружающую среду. Вместе с тем возведение Гидроэнергетических объектов оказывает на нее влияние. Это влияние при возведении единичных гидроузлов оказывается локальным. Однако сооружение каскадов крупных водохранилищ, намечаемая переброска стока рек Сибири в Среднюю Азию и другие крупные водохозяйст-
<Экология — наука, занимающаяся изучением отношения жйвых организмов меж
ду собой и окружающей средой.
23
венные мероприятия могут изменить природные условия в больших масштабах.
Влияние сооружения гидроэнергетических объектов на окружающую среду разделяется на два периода — пеоиод строительства и период эксплуатации.
Первый период сравнительно невелик — всего несколько (5—7) лет. В это время в районе строительства гидроузла нарушается естественный ландшафт. В связи с прокладкой дорог, постройкой промышленной базы и поселка резко возрастет уровень шума. Вода, используемая для разнообразных строительных работ, возвращается в реку с механическими примесями. (Вода загрязняется такх<е коммунально-бытовыми стоками строительного поселка. В период строительства начинается подъем воды в верхнем бьефе. В результате производимого заполнения водохранилища изменяется расход воды и ее уровень в нижнем бьефе.
Влияние водохранилища на окружающую среду зависит от географического положения и типа водохранилища (горные, предгорные, равнинные), геологического строения и гидрогеологической характеристики его ложа и бортов, площади, конфигурации и объема, глубины аго сработки, режима эксплуатации и других условий.
В период эксплуатации происходит разностороннее влияние гидроэнергетических объектов на окружающую среду. Наиболее существенное влияние на природу оказывают водохранилища, создание которых всегда влечет за собой ряд изменений в природных условиях и объектах народного хозяйства затрагиваемой территории, причем эта территория может быть весьма обширной. Например, Куйбышевское водохранилище, имеющее площадь зеркала при нормальном уровне 6450 км2, находится в пределах двух областей и трех автономных республик. Воздействие водохранилищ на природные условия затрагиваемых территорий чрезвычайно разнообразно, оно может быть положительным и отрицательным. Положительное значение водохранилищ как регулятора стока распространяется на террйтории значительно большие, чем те, на которых они располагаются. Так, энергетический эффект регулирования стока проявляется не только в тех энергосистемах, в которых работает данная ГЭС, но и в их объединениях. Орошение земель, осуществляемое с помощью Волгоградского водохранилища, охватывает огромную территорию Заволжья и Прикаспийской низменности. Водохранилище комплексного назначения позволяет удовлетворять потребности нескольких отраслей народного хозяйства. Положительное народнохозяйственное значение водохранилищ велико. Однако сооружение их имеет и отрицательные последствия. При проектировании, строительстве и эксплуатации необходимо способствовать повышению положительных и снижению отрицательных последствий сооружения гидроузлов. Ниже перечислены возможные последствия при возведении гидроузлов.
Затопления в верхнем бьефе. Создание водохранилища влечет за собой затопление территории. В зону затопления могут попасть сельскохозяйственные угодья, месторасположение полезных искрпаемых, промышленные и гражданские сооружения, памятники старины, дороги, лесные массивы, места традиционного обитания животных и растений и т.д. Доля ценных земель от общей площади затопления может быть весьма значительной.
Например, доля сельскохозяйственных угодий, затопленных водохранилищами Волжско-Камского каскада ГЭС, составляет 48% всех затопленных земель, причем некоторые из них расположены в пойменной зоне, отличающейся высоким плодородием. Около 38% затопленных земель составляют леса и кустарники. В пустынной и полупустынной зонах 75% всех затопленных земель приходится на пастбища.
Удельная площадь затоплений, т.е. отношение площади зеркала водохранилища ГЭС к ее установленной мощности,колеблется в очень широких пределах. Например, для Цимлянского водохранилища ее значение составляет 16,4, а для Нурекского — всего 0,05. Наиболее заселены и освоены прирусловые участки равнинных рек. На склонах гор мало сельскохозяйственных угодий, а промышленные объекты обычно отсутствуют. Поэтому создание водохранилищ в горных условиях приносит значительно меньший ущерб, чем на равнинах.
Подтопления в верхнем бьефе. Зоны подтопления образуются в результате подъема грунтовых вод и приводят к заболачиванию земель, подтоплению различных сооружений, населенных пунктов и связанному с этим ухудшению санитарных условий местности. В засушливых районах подтопление улучшает условия произрастания растений при соответствующих глубинах почвенных вод. В неблагоприятных условиях может происходить засоление почвы.
Переформирование берегов. Процесс регулирования стока и происходящие в связи с этим колебания уровня воды в водохранйлище'вызывают переработку берегов и дна, что, в свою очередь, сопровождается уменьшением размеров водохранилища, отложением в нем различных пород, образованием подводных отмелей и отложением взвешенных наносов. Размеры переработки берегов зависят от их геологического строения, режима уровней воды и глубины водохранилища, конфигурации берегов, господствующих ветров и т.п.
Изменение гидрологического режима. Создание водохранилищ и сам процесс регулирования стока приводит к изменениям гидрологического режима в обоих бьефах. Из-за увеличения зеркала водной поверхности резко возрастают потери воды на испарение, что влечет за собой увеличение безвозвратных изъятий воды из реки. Изменяется собственно гидрологический режим реки.
Изменение температурного режима воды. Летом и осенью температура воды в водохранилище становится ниже, чем в реке, что приводит к более раннему ледоставу и сокращению сроков навигации. В зимнее время температура глубинных слоев водохранилища более высокая, чем в реке. Поэтому после прохождения воды через турбины ГЭС в нижнем бьефе возникают полыньи, длина которых достигает в некоторых случаях нескольких километров.
Изменение климатических условий. Выражается это в изменении температуры воды и воздуха, образовании заболоченных территорий, мелководий, хорошо прогреваемых солнцем при глубине 1—1,5 м, например, на Цимлянском, Волжских, Каховском и других водохранилищах. Повышение температуры воды, выпускаемой из водохранилищ зимой через турбины, и создание в результате этого больших незамерзающих участков в ниж-
25
нем бьефе приводит к усиленному испарению, созданию туманов, повышенной влажности воздуха при весьма низких отрицательных температурах, как, например, в нижнем бьефе Красноярской ГЭС.
Влияние водохранилищ на фауну (животный мир). Все животные из зоны затопления переселяются на территорию с более высокими отметками. При этом видовой состав их и численность, как правило, уменьшаются. В ряде случаев водохранилища способствуют обогащению фауны новыми видами водоплавающих птиц.
В отношении рыбного хозяйства необходимо отметить два обстоятельства. С одной стороны, сооружение плотины ГЭС препятствует проходу рыбы к местам нерестилищ, а создаваемые в некоторых случаях рыбопропускные устройства не всегда успешно работают; с другой стороны, требования рыбного хозяйства к режиму стока полностью противоречат задачам регулирования стока, т.е. той цели, для которой создается водохранилище, — при ранней сработке водохранилища после весеннего половодья осушаются мелководья, что отрицательно влияет на нерест рыбы в верхнем бьефе, ежедневные колебания на значительную величину нижнего бьефа отрицательно влияют на нерест рыбы в нижнем бьефе; глубокая, сработка водохранилища зимой в средней полосе страны может повлечь за собой замор рыбы на мелководных участках водохранилища.
Качество воды. Непосредственное загрязнение воды при эксплуатации гидроэлектростанций невелико и, в основном, происходит в результате утечек масла из системы регулирования поворотно-лопастных турбин при неисправности уплотнения цапф лопастей рабочего колеса, которые могут достигать десятка тонн в сутки, а также случайных утечек масла из других систем в нижний бьеф; стока хозяйственно-бытовых вод станции и поселка при ней, если не предусмотрены специальные очистные сооружения.
Следствием создания водохранилищ является цветение воды с соответствующим ухудшением ее качества. Все водохранилища рек. европейской части Союза (средней и южной полосы) летом зацветают. Причина этого — наличие больших мелководных пространств на водохранилищах (глубиной менее 8 м) и сохранение растительного покрова на дне при затоплении, а также застойных зон воды при относительно высоких ее температурах в летний период.
Водохранилища на Крайнем Севере. Значительное воздействие на природу оказывают водохранилища, сооружаемые на Крайнем Севере, в районах вечной мерзлоты. В этих районах под воздействием положительной температуры воды водохранилища происходит оттаивание ледяных прослоек в породах его ложа, бортов и берегов. В результате этого происходят просадки грунта ложа водохранилища, наблюдаются просадки грунта, воронки и оползни и в прибрежной полосе. Увеличивается переработка (разрушение) берегов водохранилища. Изменение сроков льдообразования и таяния льда существенно влияет на условия зимовки и воспроизводства рыбы.
Было бы неправильно утверждать, что все воздействия водохранилищ на окружающую среду, а их гораздо больше, чем здесь рассмотрено, имеют только отрицательную сторону. Обычно каждое из них обладает комплексом как отрицательных, так и положительных свойств. Например, появление в верхнем бьефе мелководья, с одной стороны, расценивается как отри-26
цательное явление, но оно может иметь и положительное значение, если принять во внимание, что на его месте могут быть созданы условия для разведения риса, водоплавающей птицы, животных обитателей — ондатры, нутрии. Заиление прибрежной зоны нежелательно во многих отношениях, но оно создает возможность получения высокоэффективных удобрений из ила и т.п.
Нельзя также утверждать, что все формы воздействия водохранилищ являются неизбежными и органическими пороками гидротехнического строительства. Многие из этих воздействий, которые проявились в практике создания и эксплуатации водохранилищ, явились следствием или неправильного проектирования их, или нарушением правил эксплуатации водохранилищ и гидроузлов в целом. Так, вредное воздействие водохранилищ на рыбное хозяйство удается в значительной мере нейтрализовать правильным прое'ктированием и надлежащим уровнем эксплуатации водохранилища.
Мероприятия по охране природы. Гидроэнергетические объекты следует проектировать с минимальным ущербом природе. При разработке строительных планов необходимо рационально выбирать карьеры, местоположение строительной базы, дорог и т.п. К моменту завершения строительства должны быть проведены работы по рекультивации нарушенных земель и озеленение территории. По водохранилищу наиболее эффективным природоохранным мероприятием является инженерная защита. Например, строительство дамб обвалования уменьшает площадь затопления и сохраняет для хозяйственного использования земли, месторождения полезных ископаемых, снижает потери воды на испарение, уменьшает площадь мелководий и улучшает санитарные условия водохранилища, сохраняет природные естественные комплексы. Постройка дамб обвалования для защиты от затопления и насосных станций для перекачки поверхностного стока и дренирующих вод в водохранилище позволяет использовать защищенные от затопления земли для нужд сельского хозяйства и других целей. Если постройка дамб экономически не оправдывается, то мелководья используют для других нужд. При поддержании необходимых уровней воды мелководья могут быть использованы как нерестилища и кормовая база для рыбного хозяйства.
Для предотвращения или уменьшения переработки берегов производят их укрепление. Предприятия, железные дороги, жилые' и коммунально-бытовые постройки, памятники старины выносятся из зоны затопления.
Для обеспечения прежнего качества воды необходима санитарная очистка ложа водохранилища от его затопления водой. С этой целью выполняют агротехнические мероприятия для уменьшения загрязненного поверхностного стока и строят различные очистные сооружения.
Правила эксплуатации водохранилищ. Для охраны природы большое значение имеет режим эксплуатации ГЭС и водохранилищ. Обязателен санитарный пропуск воды в нижний бьеф. Рациональным регулированием расходов и уровней воды можно удовлетворить потребности сельского хозяйства, промышленности, населения и природных комплексов. Должны Разрабатываться и утверждаться правила эксплуатации водохранилищ. Без их Утверждения не разрешается прием водохранилищ в эксплуатацию.
27
На гидроэлектростанциях, расположенных в районах, где по климатическим условиям возможно образование шуги и донного льда, предусматриваются устройства для обогрева пазов и самих затворов.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Расскажите об использовании водной энергии в нашей стране.
2. Расскажите о потенциальных гидроэнергетических ресурсах и их использовании.
3. Какие типы гидроэнергетических установок вы знаете, чем они характеризуются?
4. Какие схемы гидроэлектростанций применяют при возведении гидроузлов?
5. Какие типы гидротехнических сооружений применяют при возведании ГЭС и ГАЭС?
6. Какое механическое оборудование гидротехнических сооружений используют при возведении ГЭС и ГАЭС?
7. Что подразумевается под окружающей средой? Почему ее нужно охранять?
8. Как влияет сооружение ГЭС на окружающую среду?
Глава II
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ГИДРОТУРБИНАХ
8 6. ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ГИДРОТУРБИН
Гидравлическая турбина представляет собой двигатель, в котором кинетическая (скоростная) и потенциальная (положения и давления) энергия потока превращается в механическую энергию вращения ее рабочего колеса. Эта энергия преобразуется гидрогенератором в электрическую, которая с помощью передающих и распределительных устройств подается потребителю.
Удельная энергия потока Е, которая преобразуется турбиной в механическую энергию вращения ее рабочего колеса, определяется разностью удельных энергий на входе (точка А) и выходе (точка Б} из рабочего колеса за вычетом потерь напора h А _ Б в самом рабочем колесе между точками А и Б потока (рис. 23) : Е-ЕА — ЕБ — h А_Б-
Рис. 23. Схема прохождения потока через рабочее колесо реактивной турбины: д — осевой, б — радиально-осевой, в — диагональной; 1 спиральная камера, 2 статор турбины, 3 — направляющий аппарат, 4 — рабочее колесо
28
В зависимости от вида энергии, используемой в рабочем колесе, гидротурбины подразделяют на активные и реактивные.
К активным относят турбины, использующие только кинетическую энергию. В активных (свободоструйных) гидротурбинах рабочее колесо вращается под воздействием свободной струи воды, обладающей кинетической (скоростной) энергией и имеющей одинаковое давление на входе в рабочее колесо и выходе из него. Из активных турбин наиболее распространены ковшовые турбины с напором от 300 до 1700 м. Путь, который проходит вода в ковшовых турбинах, можно проследить по схеме, приведенной на рис. 24. Вода из трубопровода поступает в сопло 1 с отверстием.
Рис. 24. Схема прохождения потока чераз рабочее колесо активной турбины: а — схема проточного тракта установки, б — схема прохождения еоды по ковшу; 1 — сопло, 2 — игла, 3 — рабочее колесо, 4 — ковш, 5 — отводящее сооружение
регулируемым с помощью иглы 2; на выходе из сопла струя воды приобретает скоростной напор, равный у2 / 2д. Скорость истечения воды v будет тем больше, чем больше напор Н. Струя воды, попадая на ковши 4, оказывает на них давление, в результате чего происходит вращение рабочего колеса 3. После передачи энергии рабочему колесу вода также свободно покидает рабочее колесо и сбрасывается в отводящее сооружение (канал) 5, т.е. работа установки происходит при нормальном атмосферном давлении,
К реактивным относят турбины, использующие хотя бы частично потенциальную энергию. В реактивных (напороструйных) турбинах рабочее колесо вращается в сплошном потоке, каждая частица которого обладает как кинетической, так и потенцальной энергией, имеющей при входе на лопасти рабочего колеса большее давление, чем при выходе. Реактивные турбины применяют для напоров от 1,5 до 500—600 м.
По направлению потока реактивные гидротурбины делят на осевые и Радиально-осевые (см. рис 23, а и 6).
29
В осевых турбинах движение потока воды в зоне рабочего колеса в основном параллельно оси турбины (см. рис. 23, а). Поток воды из подводящего устройства — трубопровода 5 (рис. 25) проходит через струе-
Рис. 25. Схема проточного тракта в установках с реактивными турбинами:
1 — турбина, 2 — спиральная камера, 3 — отводящий канал, 4 — отсасывающая труба, 5 — трубопровод, 6 — пазы для затворов, 7 — сороударжива-ющая решетка
направляющие и регулирующие устройства (спиральную камеру 2, статор турбины 7 и направляющий аппарат) в радиальном направлении по отношению к оси турбины, затем меняет направление и проходит через зону рабочего колеса в осевом направлении. После передачи энергии рабочему колесу в нижний бьеф вода отводится с помощью отсасывающей трубы 4, а не свободно, как в активных турбинах.
Осевые турбины изготавливают двух типов: в виде пропеллерных с неподвижно закрепленными лопастями рабочего колеса и поворотно-лопастных с лопастями рабочего колеса, которые могут поворачиваться на некоторый угол вокруг своей оси. Вследствие этого на турбинах поворотно-лопастного типа каждому открытию (углу поворота лопаток) направляющего аппарата может быть подобран угол разворота лопастей рабочего колеса, соответствующий наиболее благоприятному входу потока воды на лопасти рабочего колеса. Это дает высокое значение кпд в широком диапазоне мощностей.
Осевые турбины используют при напорах от 1,5 до 50—60 м.
В радиально-осевых турбинах (см. рис. 23, б и 25) поток воды поступает на рабочее колесо в радиальном направлении относительно его оси, затем меняет направление на осевое. Они используются при напорах от 15-30 до 500-600 м.
В последнее время начали применять диагональные турбины (см. рис. 23, в), представляющие собой турбины с поворотными лопастями, оси поворота которых расположены по диагонали к оси рабочего колеса. Цель создания этих турбин — стремление использовать турбины с поворотными лопастями (благодаря их высоким энергетическим качествам) для более высоких напоров. Диагональные турбины можно применять на установках-с напорами до 90—100 м.
30
К новым системам поворотно-лопастных турбин можно отнести также горизонтальные гидроагрегаты с капсульными генераторами. В них горизонтальная поворотно-лопастная турбина соединена общим валом с генератором, размещенным в обтекаемой потоком камере (капсуле).
Каждая турбина имеет несколько серий, характеризующихся коэффициентом быстроходности, приведенными значениями частоты вращения, расхода воды и мощности.
Независимо от типа каждая турбина представляет собой устройство (двигатель), состоящее из следующих основных элементов: подводящей камеры, направляющего аппарата, рабочего колеса; реактивные турбины снабжены также отсасывающей трубой (см. рис. 25).
Процесс превращения гидравлической энергии в механическую или взаимодействие потока воды с рабочим колесом заключается в следующем. При своем движении поток воды встречает лопасти рабочего колеса, в результате чего отклоняется от первоначального направления движения и принимает направление, определяемое поверхностью лопастей, оказывая на них давление. Это приводит к созданию на рабочем колесе относительно оси вала крутящего момента, под воздействием которого происходит вращение рабочего колеса. Мощность, которую развивает турбина, является результатом воздействия потока на лопасти рабочего колеса и значение ее зависит от количества протекающей через турбину воды и напора, создающих соответствующие скорости потока.
§ 7. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ГИДРОТУРБИН
Основными параметрами гидротурбин являются: Н — рабочий напор, м; О — расход воды, м3/с; Л/т — мощность на валу турбины, кВт; т?т — коэффициент полезного действия турбины, %; л — частота вращения, об/мин; лр — частота вращения в разгонном режиме, об/мин; Dy — диаметр рабочего колеса, м; ns — коэффициент быстроходности; G — коэффициент кавитации.
Рабочий напор Н определяется разностью удельных энергий на входе и выходе рабочего колеса. Для реактивных турбин — это разность отметок уровня воды перед входом в турбинную камеру и на выходе из турбины в нижнем бьефе за вычетом потерь напора в подводящих и отводящих сооружениях и проточном тракте турбины; для активных — разность отметок верхнего бьефа (перед входом в деривацию) и наинизшей точки окружности рабочего колеса, касательной к оси струи, за вычетом потерь напора от входа в деривацию до касания с рабочим колесом.
В паспорте турбины рабочий напор приводится в трех величинах: расчетной /Ур,минимальнрй //min и максимальной //тах. Расчетный — это напор, по величине которого выбирается типоразмер турбины, минимальный и максимальный — предельные значения напоров, при которых еще Разрешается эксплуатировать турбину.
Параметры (расход, мощность, кпд) приводятся в паспорте для каждого из трех напоров; паспортные данные определяются заводом-изготовителем турбины и уточняются при ее эксплуатации.
Расход' воды О — это количество воды, протекающей через входное сечение турбины в единицу времени.
31
Мощность Л/т на валу турбины — это полезная мощность, получаемая в турбине. Мощность Л/п потока воды, который проходит через турбину, определяется расходом воды, проходящей через турбину в единицу времени О, и напором Н, созданным на гидроэлектростанции: Л/п= 9,81 ОН.
Мощность Л/т, которую развивает гидротурбина, меньше мощности Л/п потока воды (подведенной мощности) на входе в нее, так как часть энергии неизбежно теряется по пути движения потока и в процессе преоб-. разованир энергии воды в механическую энергию гидротурбины.
Коэффициент полезного действия турбины представляет собой отношение полезной мощности, полученной в турбине, к подведенной мощности tjt = NJ/Nn; отсюда мощность турбины, кВт, измеренная на ее валу: Л/т = =Л/П т]т =9,81О/Ут?т.
Кпд современных крупных гидротурбин составляет 0,94—0,95 (94— 95%).
Частотой вращения турбины п называют число оборотов вала турбины в минуту.
Частота вращения в разгонном режиме по равна наибольшему числу оборотов в минуту, которое способна развить турбина при максимальном напоре ГЭС и открытии регулирующих органов выше значения холостого хода.
Диаметр рабочего колеса Dy в поворотно-лопастных турбинах — это диаметр камеры рабочего колеса в плоскости осей поворота его лопастей, в радиально-осевых — наибольший диаметр рабочего колеса по входным кромкам его лопастей; в ковшовых — диаметр окружности рабочего колеса, касательной к оси струи.
Коэффициент быстроходности ns характеризует гидравлические качества турбины. Этот показатель используется для сравнения частот вращения турбин различных типов, работающих в одинаковых условиях по мощности и напору. Коэффициент быстроходности представляет собой частоту вращения, при которой работает турбина данного типа, развивающая мощность в 1 л.с.*при напоре 1 м: ns , где Л/т — мощность,
турбины, л.с.; п — частота вращения турбины, об/мин) Н — рабочий напор, м; при изменении мощности в кВт ns =1,167-л x//V^/(H \f0).
Как видно из формулы, быстроходность зависит от мощности, частоты вращения и напора, при которых работает турбина, поэтому, чтобы быстроходность сделать характеризующей величиной, ее устанавливают для определенного режима работы турбины. Обычно коэффициент быстроходности определяют для номинальной мощности при расчетном напоре и номинальной частоте вращения.
Коэффициенты быстроходности различных типов гидротурбин приведены в табл. 1.
Увеличение быстроходности позволяет создать турбину при неизменной мощности с большей частотой вращения и меньшими габаритами и массой, поэтому повышение быстроходности — одна из основных задач современного гидротурбостроения.
41.с. (лошадиная сипа) — единица, в которой принято измерять мощность при определении ns, 1 л.с. равна 735,5 Вт.
32
Таблица 1. Коэффициенты быстроходности различных типов гидротурбин
Тип турбины Быстроходность Коэффициент быстроходности Пределы применения по напору, м
Пропеллерные и Быстроходные 950-750 5-12
поворотно-лопаст-
ные
То же Средней быстроход- 750-550 12-22
-ноет И
»• Тихоходные 550-350 22-60 ;?>
Радиально-осевые Быстроходные 400-250 20-50
Средней быстроход-
ности 250-150 50-120
Тихоходные 150-70 125-500
Ковшовые — 50-10 100-2000
Коэффициент кавитации о определяет начало возникновения в турбине явления кавитации
Детали турбин, омываемые потоком, часто подвергаются эрозии (разрушению) в результате явления, называемого кавитацией. Кавитация представляет собой сложное физическое явление, возникающее в потоке при быстром течении жидкости или движении в ней какого-либо тела, например, лопасти рабочего колеса. В этом случае сплошность потока может нарушаться, вследствие чего возникает переменное давление (пульсация) потока и в зоне образования наивысших скоростей давление уменьшается до значения парообразования при данной температуре. В этих зонах образуются полости, заполненные парами жидкости (воды), давление которых определяется температурой окружающей средь).
. Затем полости переносятся потоком в зону более низких скоростей и высоких давлений, где в них происходит конденсация пара. При этом полости мгновенно смыкаются и в образовавшиеся пустоты с громадной скоростью устремляется вода, вызывая местное давление, измеряемое сотнями атмосфер. При замыкании полостей (пустот) на металлической поверхности детали турбины вода, устремленная с огромной скоростью к ее поверхности, разрушает металл, вырывая его частички.
В гидротурбинах различают профильную, местную, щелевую и полостную кавитацию.
Профильная кавитация возникает при обтекании профиля входной части лопасти. При правильно подобранных режимах работы кавитационная эрозия, происходящая в результате этого вида кавитации, незначительна.
Местная кавитация — это протекание кавитационного процесса вблизи поверхностей (стенок) деталей и узлов. Развитию кавитационных явлений способствует выполнение деталей с отступлением от расчетного профиля, наличие неровностей на поверхности металла или недостаточная чистота ее Обработки, работа ГЭС при пониженных напорах. На поверхности, подвер-33
гающейся воздействию кавитационной эрозии, с течением времени образуются углубления (каверны) неправильной формы, в результате чего поверхность имеет повышенную шероховатость и ноздреватый, губчатый вид (рис. 26).
Рис. 26 Кавитационные разрушения на тыльной стороне лопасти рабочего колеса радиально-осевой гидротурбины
Кавитационная эрозия, начавшись в определенном месте, распростра-няестя вглубь (вплоть до образования сквозных отверстий в деталях) и по площади поверхности; при этом ее распространение идет от места возникновения по направлению потока воды и в стороны от него.
В радиально-осевых гидротурбинах в результате местной кавитации наиболее часто подвергаются разрушению тыльная поверхность лопастей рабочих колес вблизи нижнего обода, нижний обод и элементы входной части отсасывающей трубы.
В поворотно-лопастных турбинах вследствие местной ,кавитации повреждаются тыльная сторона-, выходная кромка лопастей и поверхность камер рабочих колес. Эти камеры, выполненные Из низколегированных сталей, обычно подвержены значительному кавитационному износу.
Щелевая кавитация возникает в зазорах, где воДа протекает с большими скоростями. Прч этом появляется также кавитационная эрозия, приводящая к разрушению металла деталей.
В поворотно-лопастных турбинах в результате щелевой кавитации повреждаются периферийные кромки лопастей рабочих колес. Для уменьшения щелевой кавитации зазоры между лопастями и камерой выполняют минимальными.
В радиально-осевых турбинах из-за щелевой кавитации разрушаются лабиринтные уплотнения рабочих колес, а также клапаны холостых выпусков и дисковых затворов, причем процесс разрушения происходит интенсивнее при закрытых клапанах, в местах, где вода просачивается через неплотности. Кроме тйго, подвергаются разрушению торцевые поверхности лопаток направляющего аппарата при закрытом его положении. 34
Полостной кавитацией в отличие от местной называют кавитационное явление, возникающее в центральной зоне отсасывающей трубы, где при определенных условиях образуется вихрь, вращающийся около оси с большими скоростями. Полостная кавитация сопровождается звуковыми эффектами (стуками, ударами) и пульсацией потока (изменяющимся давлением) , вызывающей повышенную вибрацию опорных частей агрегата.
Основой снижения кавитационной эрозии является обеспечение бес-кавитационных условий работы турбины, которые создаются выбором соответствующего типа турбины и напора, высотным расположением турбины относительно нижнего бьефа и необходимыми ограничениями режимов работы агрегата.
Кавитационный коэффициент о определяется опытным путем при испытании модели рабочего колеса в лабораторных условиях.
Для поворотно-лопастных и пропеллерных турбин коэффициент о колеблется в пределах 0,4—2, для радиально-осевых — 0,03—0,35. Исключение или снижение кавитации турбин (кроме ковшовых) достигается расположением рабочего колеса на высоте по отношению к уровню нижнего бьефа, не превышающей допустимой величины по условиям бескавитационной работы и называемой высотой отсасывания Нs. Ее определяют как разность отметки расположения сечения турбины с минимальным давлением и отметки уровня воды в нижнем бьефе. В качестве сечения с минимальным давлением принимают для турбин :
вертикальных радиально-осевых — нижнюю плоскость направляющего аппарата;
горизонтальных радиально-осевых и диагональных — плоскость, проходящую через наивысшую точку рабочего колеса;
вертикальных поворотно-лопастных — плоскость осей поворота лопастей рабочего колеса;
горизонтальных поворотно-лопастных — ось вращения рабочего колеса.
Высота отсасывания Нs считается положительной, если уровень воды в нижнем бьефе находится ниже, и отрицательной, если уровень воды в нижнем бьефе выше указанных условных плоскостей.
Допустимую по условиям бескавитационной работы высоту отсасывания определяют по формуле: Нs <В —оН, где Н — полный напор ГЭС, м; о — кавитационный коэффициент, определяющий начало возникновения кавитации при различных мощностях турбины; В — атмосферное давление на ГЭС, м вод. ст., зависящее от расположения рабочего колеса над уровнем моря: В - 10,33 — —до^-, где V — абсолютная отметка расположения оси рабочего колеса турбины над уровнем моря, м; 10,33 — атмосферное давление на уровне моря, м вод. ст., или
<10,33------— — оН.
s 900
Отсюда видно, что высота отсасывания для данной установки зависит от кавитационного коэффициента, допустимое значение которого
V
п_ Hs~ (10,33 - 900 )
Н
35
Напор ГЭС меняется в результате изменения уровня верхнего бьефа при сработке и наполнении водохранилища, а также уровня нижнего бьефа. Поэтому каждому режиму турбины, работающей при переменном напоре Н и мощности N, соответствуют свои значения о и высота отсасывания Hs. Эти данные содержатся в эксплуатационной характеристике турбины (агрегата).
При работе турбины с высотами отсасывания, не превышающими допустимых, происходят минимальные кавитационные явления.
§ 8. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГИДРОТУРБИН
Основными характеристиками гидротурбин являются: универсальная (модельная), рабочая и эксплуатационная. Для поворотно-лопастных и диегональных турбин рабочие и эксплуатационные характеристики строятся для оптимальных соотношений углов поворота и значений открытия направляющего аппарата — комбинаторной зависимости.
Универсальная характеристика. Проточная часть любой турбины рассчитывается теоретически, а затем для нахождения наиболее рациональных форм отдельных ее частей выполняется в виде модели, представляющей собой турбину, подобную проектируемой (натуре), но с уменьшенными во много раз размерами. Модели испытывают на специальных стендах с целью определения кпд и кавитационных свойств турбины. Основные результаты энергетических и кавитационных испытаний модели сводят в главную универсальную характеристику турбины. При создании характеристики используют приведенные к 1 м напора и 1 м диаметра рабочего колеса значения частоты вращения п 1 , расхода , мощности N v В универсальной характеристике отражаются кавитационные свойства турбины в виде кавитационного коэффициента о.
Универсальная характеристика модели гидротурбины (рис. 27, 28) представляет собой линии, которые изображают равные кпд, построенные в координатах п у , , равные открытия направляющего аппарата, оди-
наковые кавитационные коэффициенты и коэффициенты быстроходности. На характеристике нанесена также линия, обозначающая 5%-ный запас мощности турбины. Для поворотно-лопастных турбин такие характеристики составляют для каждого из углов разворота лопастей, кратного 5, например +5, +15, +10, +5,0, -5, -10, -15 (пропеллерные характеристики).
Теоретически доказано, что между малой (моделью) и большой (натурой) гидротурбинами, имеющими геометрически подобные размеры проточной части, существуют зависимости, позволяющие пересчитывать полученные при испытаниях модели турбины значения для натуры. Эти зависимости называют формулами подобия. По ним пересчитывают: частоту вращения (об/мин) п - п\ y/fT/Dy; расход воды (м3/с) Q = Q’y D\ y/fT-мощность (кВт) N=9,81 Q'y Т]&у Н у/н*\и кпд.
Кпд реактивной гидротурбины (по данным модельной характеристики) пересчитывается по формуле
. 5/ DiM ч=1 - (1-лм) V—------
36
Рис. 27. Главная универсальная характеристика гидротурбины поворотнолопастного типа: а — открытие направляющего аппарата, <р — угол поворота лопастей
Рис. 28. Главная универсальная характеристика гидротурбины радиально-осевого типа
гДе D1 м' ~ соответственно диаметры рабочего колеса модели и натуры; J?M — кпд модели.
Поправку на разницу в кпд, которую определяют как разность между кпд натурной и модельной турбинами, дг? = т?-7?м находят для максималь
37
ного значения кпд и принимают ее одинаковой для всех режимов работы турбины (для всего диапазона нагрузки).
Для активных турбин п натуры принимается равным т?м. Учитывая поправки на кпд, формулы подобия принимают такой вид:
rfa х[н у/'Г . п г~-< . о чх/л
П=——-----------. ——; a=Q’,D2, n=N.dIh-------=------.
D1 х/ъГ v’fci
где чм определяется по универсальной характеристике, а т? — в результате пересчета; Dj — диаметр рабочего колеса турбины; ,/V,', ^приведенные значения расхода, мощности и частоты вращения модели; Q, N, п — зна.-чения расхода, мощности и частоты вращения турбины; Н — напор.
Использование универсальных характеристик гидравлических турбин в практике гидротурбостроения позволяет определять кпд, открытие направляющего аппарата, кавитационный коэффициент, угол установки лопастей рабочего колеса в зависимости от режимов работы турбины. По этим характеристикам для заданных напоров и мощностей определяют также основные параметры турбины; диаметр £>,, частоту вращения л, расход Q, а также энергетические показатели турбины при переменных напорах. В универсальных характеристиках используют приведенные величины, а не действительные. Поэтому при эксплуатации турбины на основании этих харак
теристик строят рабочие и эксплуатационные характеристики.
Рабочие характеристики. Для суждения о характере изменения кпд в
разных режимах работы натурной турбины составляют рабочие характе-
ристики, показывающие зависимость кпд от нагрузки N и изображаемые кривой n = f(N) при постоянных напоре Н и частоте вращения п
На рис. 29 приведены рабочие характеристики разных типов турбин.
Рис. 29. Рабочие характеристики гидротурбин различных типов
шом диапазоне изменения мощности
Сравнивая зти характеристики, видим, что наиболее узкую зону высоких кпд имеют пропеллерные турбины (сохраняют высокие кпд лишь для оптимального режима, кривая //). В других режимах их кпд резко падает, вследствие чего эксплуатация пропеллерных турбин вне оптимальных режимов сопряжена с большими потерями энергии.
Характеристики поворотно-лопастных турбин (кривая/V) показывают, что благодаря возможности поворота лопастей рабочего колеса на оптимальный угол турбины этого типа сохраняют высокие кпд в боль-1 имеют более высокий средневзве
шенный эксплуатационный кпд.
Рабочая характеристика радиально-осевой турбины (кривая ///) показывает, что кпд этих турбин очень высоки, но зона высоких значений срав
нительно невелика.
38
Ковшовые турбины (кривая / ) сохраняют высокие кпд при еще больших диапазонах изменения мощности, чем у поворотно-лопастных турбин.
В турбинах диагонального типа зона высоких кпд примерно такая же, как и в турбинах поворотно-лопастного типа.
Эксплуатационная характеристика. По ребочим характеристикам трудно получить представление о всех режимах работы турбины, так как для каждого рабочего напора необходимо иметь отдельную кривую, и, кроме того, эти характеристики не показывают кавитационных качеств турбины. Поэтому, пользуясь отдельными характеристиками, строят эксплуатационную универсальную характеристику (рис. 30), на которой при по-
стоянной частоте вращения п в координатах напора Н и мощности N наносятся линии равных кпд и равных высот отсасывания Hs. Кроме того, изображают линии ограничения мощности, устанавливаемые при напорах ниже расчетных, параметрами турбин, а выше - параметрами генератора.
Эксплуатационные характеристики используют для организации экономичной эксплуатации энергетического оборудования гидроэлектростанций. Для удобства пользования их составляют с учетом потерь в генераторе, т.е. получают характеристику не турбины, а агрегата.
Энергетические характеристики обратимых гидромашин. Для выбора обратимых гидромашин используют главные универсальные характеристики, на которых совмещены изолинии кпд турбинного и насосного режимов; на характеристике приведены также коэффициенты кавитации для насосного режима, который является определяющим при выборе величины заглубления основного оборудования ГАЭС.
На рис. 31 приведена главная универсальная характеристика обратимой радиально-осевой гидромашины, полученная на основании испытаний для ГАЭС с расчетным напором 100 м, дисметром рабочего колеса-6,3 м и частотой вращения 150 об/мин.
39
Рис. 31. Главная универсальная характеристика модели обратимой радиально-осевой гидромашины
На рис. 31 значения кпд оптимальных насосных режимов показаны точками на линии "насосные режимы". Линия 5%-ного запаса мощности показана штриховой линией.
Оптимальные значения кпд насосных режимов расположены в зонах более высоких значений приведенной частоты вращения п\ , чем оптимальные кпд турбинных режимов. Это объясняется тем, что развиваемый рабочим колесом напор в насосном режиме меньше удельной энергии, полученной им, на величину гидравлических потерь, которые в нем происходят. В турбинном режиме напор больше удельной энергии, отдаваемой рабочим колесом, также на величину происходящих в нем гидравлических потерь:
"нас праб. кол. нас "нас' "тур раб. кол. тур тур'
где Н нас — напор или разность удельной энергии потока между его входом в отсасывающую трубу и выходом из гидромашины при работе в насосном режиме; /Утур — напор или разность удельной энергии потока между входом воды в турбинную камеру и ее выходом из отсасывающей трубы в турбинном режиме, А/раб к ол.нас и«раб.коп.тур -напор, соответственно развиваемый рабочим колесом в насосном режиме и используемый для 40
•ращения рабочего колеса и ротора генератора при работе гидромашины в турбинном режиме; Лнас, Атур — гидравлические потери в рабочем колесе в насосном и турбинном режимах.
Отношением удельной энергии на входе и выходе из рабочего кплеса в том и другом режимах определяется гидравлический кпд в этих режимах:
^нас
^нас + нас Пмм ГЛДС
^нас
н -чнас:
раб. кол. нас
йтур_ раб.кол.тур
н н ’тур;
тур "тур
или Ннас = Нг>аб кол нас Пнас- Н = — -ра—к—т-¥р
Иии реи. FS.UJ । * ndL "паи. П т\/О
Пгур
Обратимая гидромашина при максимальном значении кпд в турбинном режиме использует больший напор, чем он может быть создан в насосном режиме, при котором потребляется большая мощность, чем развивается в турбинном режиме. Напор, развиваемый гидромашиной в насосном режиме, кроме того, должен быть больше подведенного напора для работы в турбинном режиме на величину удвоенных гидравлических потерь в трубопроводе. Это объясняется тем, что гидравлические потери при заряде суммируются со статическим напором, а при разряде вычитаются из него.
Необходимое увеличение напора, создаваемое гидромашиной в насосном режиме, и уменьшение несоответствия зон оптимальных кпд при работе в режиме насоса и турбинном режиме достигается за счет увеличения отношения диаметров рабочего колеса на выходе и входе потока ) радиально-осевых обратимых гидромашин.
В приведенных характеристиках наибольшие значения кпд соответствуют насосному режиму. Однако большие значения кпд могут быть получены при конструировании обратимых гидромашин с преимуществами и для турбинного режима. Можно также при конструировании получить примерно равные значения кпд для обоих режимов. Оптимальное решение этой задачи находится для конкретных условий проектируемой ГАЭС и зависит в основном от соотношения времени работы в насосном (заряде) и турбинном (разряде) режимах и стоимости электроэнергии, расходуемой для заряда Г АЭС.
На рис. 32 приведена эксплуатационная характеристика обратимой радиально-осевой гидромашины, построенная по ее главной универсальной характеристике. При этом получены оптимальные значения кпд насосного и турбинного режимов в зоне работы на полную пропускную способность при равных частотах вращения рабочего колеса в обычных режимах.
Учет разницы в диаметрах и напорах (масштабного эффекта) при переходе от модели к натуре проводится по следующим формулам:
для турбинного режима
(1 -Чм) х \Ь~-;
где дт/г — разница кпд турбинного режима при диаметрах и напорах модели и натуры; х =0,25 + 0,5 / О'1о при О, <О'1о , X =0,75 при О', > О'1о;
Q1 — приведенное значение расхода воды; О’1о — его оптимальное значение;
41
для насосного режима
”н. н 1 '1 ’’н.м» »
°1н
где ^й.н и *?h.m — кпд нас°сного режима модели и натуры; О1м, О1н — диа-
Рис. 32. Эксплуатационная характеристика обратимой радиально-осевой гидромашины
§ 9. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
К основным техническим показателям гидроэлектростанций относят следующие: установленную мощность (/Vy), равную сумме единичных мощностей агрегатов; напор установки (Н), коэффициент полезного действия агрегатов (т?а).
Преобразование механической энергии турбины в электрическую осуществляется с помощью генератора, который соединяется валом с рабочим колесом турбины. Турбина и генератор образуют гидроагрегат. При этом преобразовании происходят потери энергии (тепловые, магнитные, вентиляционные) в генераторе, в результате чего мощность, замеренная на выводах генератора, будет меньше мощности, замеренной на валу турбины. Кпд генератора т?ген =Л/ген/Л/т, где А/ген — мощность генератора, измеренная на его шинах (выводах). Кпд современных крупных генераторов достигает 98%.
Коэффициент полезного действия агрегата равен произведению кпд турбины и генератора: ??а = ??т7?ген- Кпд крупных агрегатов достигает 93%.
Коэффициент полезного действия гидроаккумулирующих станций является одним из наиболее важных показателей энергетической эффектив
42
ности Г АЭС. Кпд Г АЭС определяется отношением электроэнергии, вырабатываемой при разряде |СЭгр), за вычетом потерь на собственные нужды (дЭм),т.е. отпущенной в энергосистему, к ее количеству, полученному при заряде из энергосистемы. Кпд может быть определен при учете потерь энергии на отдельных этапах ее преобразования. Рассмотрим с точки зрения потерь энергии схему заряда и разряда Г АЭС (рис. 33).
Рис. 33. Схема преобразования энергии при заряде и разряде ГАЭС
При заряде электроэнергия, поступающая от какой-либо электростанции (тепловой или атомной) энергосистемы, используется для вращения электрической машины, работающей в режиме двигателя, и связанной с ней обратимой гидромашины, работающей в режиме насоса, подающего воду из нижнего бассейна в верхний. При этом имеют место следующие потери энергии: в линии электропередачи дЭвл, понижающем трансформаторе дЭтр, электрической машине дЭдв, гидравлической машине лЭнас> водоводах (водоподводящих к насосу устройствах и трубопроводах, соединяющих спиральную камеру гидромашины с верхним бассейном-резервуаром) дЭвод, на собственные нужды дЭс н. При разряде установка работает как обычная ГЭС, т.е. имеют место следующие потери: в водоводах дЭвод, электрической машине, работающей в режиме генератора, &ЭГ, гидромашине, работающей в режиме турбины, дЭт, повышающем трансформаторе дЭтр, на собственные нужды дЭс н
Потери при заряде и разряде ГАЭС можно представить диаграммой, эквивалентной схеме преобразования энергии (рис. 34). Здесь потери кпд в водоводах приняты условно, поскольку они зависят от длины водоводов (трубопроводов) и их конструкции; потери кпд в насосном и турбинном режимах приняты в соответствии с проектными данными оборудования для Загорской Г АЭС; потери кпд на собственные нужды для насосного режима приняты большими, поскольку пуск установки в насосном режиме предполагается с помощью специальных пусковых устройств мощностью 2x15 МВт.
Таким образом, общий кпд ГАЭС: т?ГАЭС =7Я7Ъ’?з7?47?57?61'?7-
Кпд ГАЭС составляет 73%, т.е. сравнительно низок для гидроэнергетических установок, а потребление электроэнергии (с учетом потери в
43
Разряд (турбинный режим)
Заряд (насосный режим)
Рис. 34. Диаграмма эквивалентной схемы преобразования энергии
т? 1, . Ч4,4S > — кпд трансформатора, двигателя, насо-
са, потерь на собственные нужды, трубопровода, турбины, генератора
сетях) 61,4 раза больше отпущенного ее количества. Но в целом для энергосистемы ГАЭС выгодны, поскольку при наличии ГАЭС в энергосистеме, как уже было сказано, появляются определенные режимные преимущества.
К экономическим показателям относят: удельные капиталовложения kN, равные отношению сметной стоимости строительства (капиталовложениям) к установленной мощности ГЭС, руб/кВт; капиталовложения на один выработанный кВт-ч, равные отношению сметной стоимости строительства к годовой выработке электроэнергии для среднего по. водности года к9 коп/кВт.ч; себестоимость электроэнергии или затраты, производимые на один кВт-ч электроэнергии, ?ээ коп/кВт-ч; удельную численность персонала Агшт, равную отношению численности эксплуатационного персонала к установленной мощности, чел/МВт.
Технические показатели определяются и вырабатываются для каждой конкретной ГЭС на основании технико-экономических расчетов при проектировании.
Значения экономических показателей для выбранного варианта построенной ГЭС в основном зависят и определяются ее техническими показателями. Так, например, удельная численность персонала, необходимого для эксплуатации ГЭС, уменьшается при увеличении мощности ГЭС; удельные капиталовложения при прочих равных условиях также уменьшаются при увеличении мощности ГЭС; себестоимость электроэнергии в общем случае снижается при увеличении мощности ГЭС. Вместе с тем себестоимость электроэнергии ГЭС в большой степени зависит от числа часов использования установленной мощности h ГЭС (т.е. отношения годовой выработки электроэнергии Эг ГЭС к ее установленной мощности) и, соответственно, 44
водности года: при многоводном годе она уменьшается (возрастает выработка электроэнергии при тех же затратах), а при маловодном — увеличивается (уменьшается выработка электроэнергии при тех же затратах).
Себестоимость электроэнергии, вырабатываемой Г АЭС. Себестоимость электроэнергии, вырабатываемой ГАЭС, значительно выше, чем себестоимость электроэнергии, вырабатываемой обычной гидроэлектростанцией такой же мощности, с таким же числом часов использования установленной мощности. Объясняется это тем, что к себестоимости электроэнергии, вырабатываемой гидроэлектростанцией, добавляется стоимость электроэнергии, расходуемой на заряд ГАЭС. Эта стоимость принимается равной затратам на топливо, расходуемое на производство электроэнергии на различных тепловых й атомных станциях энергосистем. Эта добавочная стоимость, обусловленная затратами на заряд Г АЭС различна и зависит от степени участия тех или иных тепловых и атомных станций в заряде ГАЭС. Наиболее низкое значение эта составляющая будет иметь при заряде ГАЭС от атомных станций.
В общем случае себестоимость электроэнергии, вырабатываемой Г АЭС, можно представить как 5гаэс =$гэс + ST, где Sr3c — постоянная составляющая себестоимости, так же как и на обычной ГЭС; ST — топливная составляющая себестоимости, т.е. затраты, производимые на каждый кВт-ч отпущенной электроэнергии при заряде Г АЭС. Значение ST для разных энергосистем в зависимости от топлива, используемого при заряде, и типа станции может находиться в пределах от С,4 до 1,0 коп/кВт.ч и выше.
Значение технико-экономических показателей некоторых ГЭС СССР приведены в табл. 2.
Ожидаемые технико-экономические показатели по Загорской и Кай-шядорской ГАЭС, на которых будут установлены агрегаты с единичной мощностью в генераторном режиме по 200 МВт каждый, приведены в табл. 3.
Таблица 2. Технико-экономические показатели некоторых ГЭС СССР
Наименование ГЭС V МВт Н, м млрд. кВт-ч h, тыс. ч руб/ кВт коп/ кВт-ч s33 коп/ кВт-ч *шт.> чел/ МВт
Красноярская имени 50-летия СССР Братская имени 50-летия Be- 6000 101 20.4 3,5 94,2 2,8 0,07 0,11
лмкого Октября Волжская име- 4500 106 22,6 5,5 132 2,4 0,09 0,12
ни В-И. Ленина Плявииьскея имени 3. И. Дени- 2300 25 11,0 4,8 300 6,3 0,117 0,27
825 40 1,5 1,86 93 5,0 0,21 0,2 45
Продолжение таблицы 2
Наименование ГЭС V МВт Н, м Эг млрд. кВт-ч h, ТЫС.Ч kN. руб/ кЬт к3, коп/ кВт-ч S39 > кол/ кВт-ч *шт., чел/ МВт
Кременчугская имени 50-летия Великой Октябрьской социалистической революции 625 17 2,3 3,68 332 9,0 0,23 0,33
Таблица 3. Ожидаемые технико-экономические показатели Загорской и Кайшядорской Г АЭС
Показатели По Загорской ГАЭС По Кайшядорркой ГАЭС
Установленная мощность, МВт: в генераторном режиме 1200 1600
в насосном режиме 1320 1760
Максимальный кпд гидромашины, %: в турбинном режиме 92,5 92,5
в насосном режиме 90,4 90,4
Максимальный кпд двигателя-генератора, %: в генераторном режиме 98,4 98,4
в двигательном режиме 98,5 98,5
Выработка электроэнергии, млрд.кВт-ч 1,2 2,4
Число часов использования установленной мощности 1000 1500
Годовое потребление электроэнергии в насосном режиме (при заряде), млрд. кВт-ч 1,64 3,3
Удельные капиталовложения, руб/кВт 157,4 135,1
Себестоимость электроэнергии без учета заряда, коп/кВт-ч 0,25 0,225
То же, с учетом заряда, коп/ кВт-ч 1,1 1,2
46
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Расскажите о принципе действия гидротурбины.
2. Перечислите основные параметры гидротурбины.
3. Что такое кпд гидротурбины, генаратора, агрегата?
4. Расскажите о кавитации.
5. Расскажите об энергетических характеристиках гидротурбин.
6. Расскажите об энергетических характеристиках обратимых гидромашин.
7. Как определяется кпд гидроаккумулирующих станций?
8. Расскажите о технико-экономических показателях ГЭС и Г АЭС.
ГЛАВА III
КОНСТРУКЦИЯ ГИДРОТУРБИН
§ 10. ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ГИДРОТУРБИН РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ
В зависимости от расположения вала гидроагрегаты с турбинами всех типов разделяют на вертикальные и горизонтальные. Гидроагрегаты большой и средней мощности выполняют в основном вертикальными. На низконапорных ГЭС используют горизонтальные поворотно-лопастные гидротурбины с капсульными генераторами мощностью до 40 МВт и более.
Поворотно-лопастные гидротурбины получили распространение при сооружении низко- и средненапорных ГЭС. В зарубежной и отечественной практике эти турбины используют при напорах до 80 м.
В качестве примера на рис. 35 показана одна из крупных поворотнолопастных турбин мощностью 108,5 МВт при напоре 19 м. Турбина состоит из бетонной спиральной камеры 7 таврового сечения, фундаментных и закладных частей, в том числе статора 7 7, направляющего аппарата с регулирующим кольцом 34, рабочего колеса 44, бетонной отсасывающей трубы 7, полого вала 39, крышки турбины 38 с размещенным в ней подшипником 37, уплотнения вала 36, маслоприемника 20 и штанг, размещенных внутри вала ,и связывающих маслоприемник с механизмами поворота лопастей рабочего колеса.
Конструктивное выполнение радиально-осевых турбин зависит от напора, при этом все изменения конструкции определяются формой рабочего колеса турбины; общая же компоновочная схема турбин aioro типа практически одинакова для установок с различными напорами. Подвод воды к рабочему колесу осуществляется, как правило, металлической спиральной камерой, через многолопаточный направляющий аппарат, а отвод — прямоосной или изогнутой отсасывающей трубой. Рабочее колесо с помощью фланца присоединяется к валу, который фиксируется в вертикальном положении направляющим подшипником, установленным в крышке турбины. На крышке смонтировано регулирующее кольцо с механизмами поворота направляющего аппарата, являющимися приводом регулирующего кольца, а в некоторых конструкциях агрегатов на крышке монтируют также опору подпятника.
Одна из крупнейших в мире радиально-осевая турбина мощностью
47
20
7.9
Рис. 35. Гидроагрегате поворотно-лопастной турбиной: 1 — отсасывающая труба, 2 — фундаментное кольцо, 3 — камера рабочего колеса, 4 и 5 — тал репы и домкраты раскрепления камеры, 6 — облицовка фундаментных час-тей турбины, 7 — спиральная камера, 8 — анкерные болты, крепления статора, 9 — нижнее кольцо направляющего аппарата с нижними втулками лопаток, 10 и 15 — нижнее и верхнее кольца статора, fl и 18 —статоры турбины и генератора, 12, 13 и 16 — лопатка, верхнее кольцо и сервомотор нап-22 7.3
21
28
29
30
-36
93
32
33
25 26
-38
-39
L—--90
аппарата, 14 — верхней адпфы -- тяга с резьбб-
-4/
-92
равняющего подшипник лопатки, 17 вой муфтой от сервомотора к регулирующему кольцу, 13 — верхняя крестовина, 20 — масяоприемник, 21 — регуляторный генератор, 22 и 37 — направляющие подшипники генераторы и турбины, 23 и 39 — валы генератора и турбины, 24, 29, 31 и 33 — втулка, ванна, сегмента! и Опора подпятника, 25 — спицы ротора генератора, 26 — обод ротора генератора с полюсами, 27 — воздухоохладитель, 28 — тормоза, 30 — зеркальный диск, 32 — маслоохладитель, 34 — регулирующее кольцо. 35 —поворотный рычаг с серьгой лопатки, 36 — уплотнение вала турбины, 38 — крышка турбины, 40 — сервомотор механизма поворота лопастей рабочего колеса, 41 — съемный сегмент камеры рабочего колеса, 42 — ниша для отодвигания съемного сегмента, 43 — люк ниши
508 МВт с рабочим колесом диаметром 7:5 м, напором 93 м и частотой вращения 93.8 об/мин, установленная на Красноярской ГЭС, показана на рис. 36. Турбина состоит из следующих основных элементов: металлической спиральной камеры 4, фундаментных и закладных частей, в том числе статора 20, направляющего аппарата, регулирующего кольца 14, рабочего колеса 1, бетонной отсасывающей трубы 3, вала 13, подшипника 17, уплотнения вала 11, крышки турбины 18. Кроме того, как поворотно-лопастные, так и радиально-осевые турбины оборудованы вспомогательными устройствами: эжекторным устройством для откачки дренажных вод с крышки турбины, лекажным агрегатом для откачки протечек масла в сливной бак МНУ, трубопроводами технического водоснабжения, подводящими воду к турбинному подшипнику и эжектору.
Более мощные турбины (650 МВт) устанавливают на Саяно-Шушенской ГЭС.
Ковшовые турбины применяют при напоре от 100 до 1700 м и более при относительно небольших расходах. Их изготовляют как горизонтальными, так и вертикальными, при этом большой мощности выполняют в основном вертикальными. Турбины могут иметь от одного до трех рабочих колес на одном валу. На рис. 37 показана двухколесная ковшовая турбина с четырьмя водоподводящими устройствами — соплами. Мощность турбины 8,4 МВт при напоре 312 м и частоте вращения 500 об/мин. Турбина состоит из корпуса (нижняя часть 5 и кожух 7), рабочего колеса 8, вала 6, подшипников 20, направляющего аппарата. Количество воды, подаваемой на рабочее колесо, регулируется перемещаемой (с помощью гидравлического сервомотора) в осевом направлении сопла 10 иглой 11 грушевидной формы. Перемещение иглы изменяет ширину кольцевой щели между стенками сопла и ее поверхностью, а следовательно, и расход воды, поступающей на рабочее колесо.
Диагональные турбины с поворотными лопастями являются новым типом турбин. Подобные турбины установлены в нашей стране на Зейской и Колымской ГЭС.
Турбины этого типа, имея поворотные лопасти рабочего колеса, сочетают в себе положительные качества поворотно-лопастной (осевой) турбины, сохраняющей высокие кпд в широком диапазоне мощностей, с хорошими кавитационными свойствами радиально-осевых турбин.
В диагональной турбине, показанной на рис. 38, лопасти расположены не перпендикулярно оси агрегата, а под некоторым углом — диагонально.
Конструктивная схема рабочего колеса диагональной турбины не отличается от схемы рабочего колеса поворотно-лопастной турбины, а конструкция всех остальных элементов и узлов аналогична конструкции радиальноосевой турбины.
Горизонтальные гидроагрегаты с капсульными генераторами. Использование для низких напоров вертикальных гидроагрегатов со спиральными камерами и изогнутыми отсасывающими трубами приводит к чрезмерному увеличению размеров агрегатов и здания ГЭС. В последнее время для низких напоров стали применять горизонтальные гидроагрегаты с капсульными генераторами.. В этих агрегатах часть узлов турбины и соединенный с турбиной генератор помещены в раскрепленный соответствующими деталя--51
ми кожух (капсулу), обтекаемый потоком воды. С целью обеспечения минимальных гидравлических потерь при подводе потока к рабочему колесу и его отводе в конструктивной схеме проточной части применено много способствующих этому решений. Основные из них приведены ниже.
Подвод воды к рабочим органам турбины осуществляется прямоосным водоводом, имеющим прямоугольное входное сечение, которое по мере приближения к капсуле переходит в круглое.
Капсула выполнена как тело вращения. Со стороны, потока капсула имеет три колонны обтекаемой формы: одну вертикальную (проходную) и две опорные, расположенные к вертикали под углом 30°. Вследствие малых скоростей (примерно 3 м/с) влияние колонн на поток незначительно. Непосредственно перед направляющим аппаратом капсула опирается на восемь профилированных колонн статора турбины, равномерно расположенных по окружности? Профиль колонн статора имеет симметричное сечение. После статора поток поступает к коническому направляющему аппарату. Наличие конического направляющего аппарата позволяет подвести поток к рабочему колесу с минимальным отклонением его от прямоосного при максимальном расходе и уменьшить расстояние между турбинным подшипником и рабочим колесом, что в свою очередь позволяет отказаться от второго статора, располагаемого в отсасывающей трубе, повышая тем самым энергетические и кавитационные качества турбины. Затем поток поступает на рабочее колесо, помещенное в полусферической камере. От рабочего колеса вода отводится прямоосной отсасывающей трубой с круглым сечением на входе, постепенно переходящим в прямоугольное на выходе.
Сочетание капсулы, обтекаемой со всех сторон потоком, минимальные гидравлические потери, обеспечиваемые прямоосной отсасывающей трубой и другими элементами проточного тракта, а также использование рабочего колеса высокой быстроходности позволяет на горизонтальном гидроагрегате при том же диаметре, что и на вертикальном, достичь уменьшения потерь энергии и увеличения пропускной способности проточной части, и в результате этого получить большую (более чем на 2Б%) мощность турбины, уменьшив при этом ширину агрегатного блока.
Упрощение геометрических форм проточной части горизонтального гидроагрегата дает возможность широко применять сборный железобетон и повысить степень индустриализации строительства.
Применение горизонтальных гидроагрегатов упрощает конструкцию ГЭС в целом, сокращает длину железобетонных сооружений, позволяет повысить отметку основания здания ГЭС, что приводит к уменьшению объемов строительных работ и сроков возведения ГЭС, удешевлению строительства.
Горизонтальный гидроагрегат с капсульным генератором (рис. 39), использованный при сооружении Киевской, Каневской и других ГЭС, разработанный харьковскими заводами, состоит из следующих основных элементов; капсулы 3 с генератором /, статора турбины /4, конического направляющего аппарата с регулирующим кольцом 15, конестът расположенного рабочего колеса 77, перекрытия монтажного проема /5, камеры рабочего колеса Ж вспомогательного оборудования турбины и генератора. 52
Рис. 37. Ковшовая гидротурбина:
7 — облицовка отводящей камеры, 2 — дварь в отводящую камеру, 3 — отклонитель струи, 4 — солла тормозного устройства, 5 — нижняя часть камеры, 6 — вал турбины, 7 — кожух корпуса, 8 — рабочее колесо, 9 — стальные козырьки, 10 — сопло, 7 7 — ре-
Капсула состоит из сферического обтекателя, примыкающего к нему конуса, проходной колонны 8, промежуточного кольца 10, верхней обшивки статора генератора 7 7. В обтекателе капсулы расположены электродвигатель и компрессор 6 системы охлаждения генератора. В конусе капсулы установлены воздуховодяные охладители 7 генератора, регуляторный генератор с редукторной передачей от вала агрегата.
К конусу капсулы присоединяется основание проходной колонны. В колонне имеется лестница и люк-лаз для прохода в капсулу.
К конусу присоединяется промежуточное кольцо, в котором размещены опорные части шести растяжек 9, раскрепляющих капсулу в передней части водовода. В промежуточном кольце размещаются также опорный подшипник генератора, упорный подшипник (подпятник) агрегата 12. В нижней части промежуточного кольца выполнен с помощью трубы, опускающейся в потерну ГЭС, дренаж. К промежуточному кольцу пристыковывается корпус статора генератора.
Со стороны нижнего бьефа к статору генератора крепится внутреннее кольцо статора турбины, которое стыкуется с внутренним кольцом нап-
53
гулирующая игла, 12 — шток иглы, 13 — вспомогательный сервомотор, 14 — патрубок, 15 и 16 — регулирующие валы отклонителя струи и штока иглы, 17 — ковш, 18 — лабиринтное уплотнение, 19 — упорный диск, 20 — подшипники, 21 — полумуфта вала турбины
равняющего аппарата. К наружному кольцу направляющего аппарата крепится опора регулирующего кольца, а к последнему — камера рабочего колеса. К внутреннему кольцу направляющего аппарата крепится коническая опора турбинного подшипника (в последней размещается турбинный подшипник) ‘ к наружной части внутреннего кольца направляющего аппарата — опора уплотнения вала турбины.
Для вывода масляных, водяных, воздушных трубопроводов, измерительной, осветительной, телефонной проводки, передачи обратной связи от рабочего колеса к регулятору частоты вращения, проводки главных выводов генератора и других коммуникаций используется проходная колонна, а также две верхние и две нижние полые колонны статора турбины.
Гидроэнергетическое оборудование гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). Конструктивно-компоновочные схемы энергетического оборудования ГАЭС различны и могут быть четырех-, трех- и двухмашинными.
При четырехмашинной схеме агрегат Г АЭС состоит из обычных раздельно работающих турбинного и насосного агрегатов.
54
Рис. 38. Схема диагональной турбины:
1 — лопасти рабочего колеса, 2 — рабочее колесо, 3 — направляющий аппарат, 4 — статор, 5 — спиральная камера
В трехмашинной схеме агрегат состоит из гидротурбины, жестко соединенной с обратимой электромашиной (двигатель-генератором), и насоса, присоединяемого к электромашине при работе агрегата в насосном режиме разъемной муфтой.
Двухмашинные агрегаты состоят из обратимой гидромашины (насос-турбины) и обратимой электромашины (двигатель-генератора), непосредственно соединенных в один агрегат.
В соответствии с технико-экономическими показателями на современных ГАЭС с напорами до 400 м применяют преимущественно двухмашинные схемы агрегатов, а на станциях с более высокими напорами — трехмашинные.
При двухмашинной схеме гидромашина, имеющая одну проточную часть, работает в двух противонаправленных режимах: турбинном и насосном. Конструктивно такая машина не отличается от обычной турбины, но проточная часть ее должна обеспечивать определенные значения кпд как в турбинном, так и в насосном режимах.
Специфичность работы реверсивной (обратимой) электромашины в генераторном и двигательном режимах с разными направлениями вращения (в генераторном — в одну, в двигательном — в другую сторону) состоит в Том, что должна обеспечиваться нормальная работа подшипников, подпятника и других элементов и узлов при вращении машины в обе стороны.
55
§ 11. ТУРБИННЫЕ КАМЕРЫ. СТАТОР ГИДРОТУРБИНЫ
Турбинные камеры активных турбин (см. рис. 37) служат для предупреждения от разбрызгивания сходящего с рабочего колеса потока воды и выполняют роль кожуха рабочего колеса.
Турбинные камеры реактивных турбин служат для обеспечения равномерного подвода воды к направляющему аппарату турбины и имеют чаще всего спиральную форму.
В радиально-осевых турбинах применяется несколько способов подвода воды к направляющему аппарату. В малых гидротурбинах при небольших напорах направляющий аппарат часто помещается непосредственно под уровнем верхнего бьефа в открытой камере. Все средние и крупные радиально-осевые гидротурбины снабжаются спиральными камерами, которые обладают хорошими гидравлическими свойствами, могут быть использованы при любых напорах, имеют меньшие габариты, удачно размещаются в здании ГЭС, позволяют выносить значительную часть механизмов турбины из воды в обслуживаемое помещение.
Для большинства турбин применяют металлические спиральные камеры (рис. 40). При очень больших размерах используют бетонные спиральные камеры, облицованные изнутри металлом. Металлические спиральные камеры выполняют с углом охвата 315—345°.
Рис. 41. Бетонная спиральная камера:
1 — бычок водовода, 2 и 3 — фундамент и статор турбины, 4 — камера рабочего колёса, 5 — зуб
„ __спиральной камеры
— статор турбины, 2 — спираль
В отличие ( т радиально-осевых спиральные камеры пропеллерных и поворотно-лопастных турбин выполняют бетонными (рис. 41).
Из спиральной камеры вода поступает в статор турбины, который у турбин с вертикальным валом служит струенаправляющим устройством, а также используется для передачи нагрузки от неподвижных и вращающихся частей агрегата, осевого давления воды на рабочее колесо и бетонного перекрытия фундаменту гидротурбинной установки. Колонны статора выполняют обтекаемой формы и устанавливают по направлению потока воды. Статор для сварных и клепаных спиральных камер состоит из двух колец специальной формы, отлитых заодно с колоннами, высота которых
57
равна высоте направляющего аппарата. При очень больших размерах колонны приваривают к кольцам статора. Число колонн статора принимается равным половине числа лопаток направляющего аппарата; у зуба спирали (место, где сходятся образующие поверхности спирали) устанавливают дополнительные колонны. В некоторых конструкциях пропеллерных и поворотно-лопастных турбин отсутствует цельный статор, который заменяют отдельными колоннами. Верхние фланцы колонн поддерживают потолок спирали.
Статор турбины горизонтального агрегата с капсульным генератором выполнен из восьми сварнолитых частей. Наружные и внутренние обечайки связаны между собой симметрично расположенными колоннами. Сопрягающим поясом статор соединяется с конической облицовкой, служащей для предохранения вторичного бетона от фильтрации. По наружному кольцу статор на 3/4 бетонируется. Верхняя часть статора не бетонируется, а присоединяется с помощью болтов к перекрытию монтажного проема.
В верхней части внутреннего кольца статор имеет люк для доступа в капсулу агрегата к опорному подшипнику турбины при опорожненном проточном тракте турбины.
§ 12. НАПРАВЛЯЮЩИЙ АППАРАТ ТУРБИНЫ
В реактивных турбинах направляющий аппарат служит для .придания потоку необходимого направления при входе на лопасти рабочего колеса
и регулирования расхода воды в зависимости от нагрузки и частоты (скорости) вращения гидроагрегата. В закрытом положении направляющий
аппарат полностью перекрывает доступ воды к рабочему колесу, выполняя функции затвора перед турбиной. Изменение расхода воды через турбину
осуществляется поворотом лопаток
направляющего аппарата (рис. 42).
Направляющий аппарат вертикальной реактивной турбины (см. рис. 35) состоит из верхнего 13 и нижнего 9 колец, лопаток 12 с поворотными рычагами 35 и серьгами, регулирующего кольца 34, соединенного тягами 17 с одним или двумя сервомоторами 16. В процессе регулирования поршень и шток сервомотора перемещаются в ту или другую сторону при
Рис. 42. Схема управления направляющим подаче в ПОЛОСТИ сервомотора аппаратом с помощью двух сервомоторов масла под давлением от главного золотника регулятора частоты вращения гидроагрегата. При перемещении поршня сервомотора регулирующее кольцо 34 поворачивается и с помощью серег и рычагов 35 открывает (или закрывает) лопатки 72 направляющего аппарата.
Лопатка направляющего аппарата (рис. 43, а) имеет тело (перо) 3 и две цапфы - верхнюю и нижнюю. Нижняя цапфа лопатки направляется втулкой
58
Рйс. 4Э. Устройство лопатки направляющего аппарата: в — лопатка направляющего аппарата, б — устройство предохранительного соединения; 1 и 5 — нижнее и верхнее кольца направляющего аппарата, 2 и 4 — съемные покрытия нижнего и верхнего кольца, 3 — тело лопатки, 6 — верхний подшипник, 7 — разиновая прокладка, 8 — поворотный рычаг, 9 — опорная тарелка, 10 — подвесной болт лопатки, 11, 14 и 18 — верхняя, средняя и нижняя втулки, 12 и 13 — верхняя и средняя шейки верхней цапфы лопатки, 15 — уплотнение цапфы, 16 и 20 — нижнее прижимное и промежуточное нажимное кольца, 17 — нижняя цапфа, 19 — уплотнительная манжета, 21 — потайной винт, 22 — резиновый шнур, 23 — серьга, 24 — сразной палец, 25 — накладка
14, установленной в нижнем кольце 1 направляющего аппарата, а верхняя — подшипником 6, имеющем две втулки (среднюю 14 и верхнюю 11}. Подшипник размещается в верхнем кольце направляющего аппарата, которое наружным фланцем опирается на
верхний фланец статора; на внутренний фланец устанавливают крышку
турбины.
Втулки изготавливают бронзовыми или лигнофолевыми. Бронзовые втулки смазывают солидолом, а лигнофолевые — водой (нижнюю и среднюю) и солидолом (верхнюю).
Во избежание попадания воды через подшипник средней части цапфы лопатки устанавливают специальное уплотнение, состоящее из кожаной или резиновой манжеты воротникового типа 19, стального кольца 20 и круглого резинового Шнура 22. Вода под давлением снизу попадает внутрь воротниковой манжеты и распивает ее, прижимая один борт к поверхности цапфы, а другой — к корпусу подшипника 6, в результате чего происходит уп-
лотнение заЗора, допускающего проникновение воды в незначительном количестве. Вода, проникающея через уплотнительную манжету 19, проходит к дренажному кольцу, имеющему боковые отверстия, а затем по дренажной трубке отводится на крышку турбины.
Чтобы закрыть направляющий аппарат и обеспечить остановку турбины при попадании посторонних предметов между лопатками, в их приводе
59
предусматривают предохранительное устройство, которое в большинстве современных конструкций выполняется в виде срезного цилиндрического пальца 24, соединяющего рычаг 8 и накладку 25 (рис. 43, б). При закрытии направляющего аппарата в случае попадания постороннего предмета между двумя лопатками происходит срез верхней части пальца 24 одной из этих лопаток, благодаря чему все лопатки закрываются, каналы направляющего аппарата перекрываются, за исключением каналов с лопатками, между которыми попали посторонние предметы. Лопатка, на которой произошел срез пальца, остается без управления; для восстановления соединения поврежденный палец заменяют новым (запасным).
Для обеспечения безопасной эксплуатации агрегата необходимо, чтобы протечки воды через лопатки направляющего аппарата, находящегося в закрытом положении, не могли привести к началу вращения агрегата при незаторможенном роторе и допускали бы остановку агрегата без торможения (на выбеге). С этой целью в крупных низко- и средненапорных турбинах применяют резиновые или полиэтиленовые уплотнения: вертикальные устанавливают на самих лопатках, а горизонтальные — на кольцах направ-
Рис. 44. Уплотнения лопатки направляющего аппарата:
а — вертикального, б — горизонтального; 1 — резиновый шнур, 2 — лопатка, 3 — винт с потайной головкой, 4 — прижимная планка, 5 и 6 — нижнее и верхнее кольца направляющего аппарата
каждой лопатки прижимается к уплотняющему шнуру соседней лопатку а зазоры в торцах уплотнены шнурами в верхнем и нижнем кольцах. В высоконапорных турбинах точная пригонка лопаток друг к другу производится их припиловкой таким образом, чтобы в закрытом положении зазора между лопатками практически не было.
Направляющий аппарат радиально-осевых турбин конструктивно мало отличается от направляющего аппарата поворотно-лопастных турбин; отличительной особенностью является то, что верхнее кольцо направляющего аппарата объединяется в одну деталь с крышкой турбины.
Регулирующее кольцо (см. рис. 35) передает усилие от сервомотора через систему рычагов одновременно ко всем лопаткам направляющего аппарата. В верхней части кольцо имеет одну или две проушины для пальцев цилиндрических шарниров, соединяющих его тягами с сервомоторами. В нижней части кольца расположены проушины для шарниров серег. Полость 60
опоры регулирующего кольца для уменьшения трения и соответственно усилий сервомоторов заполняется маслом или густой смазкой.
Сервомоторы направляющего аппарата предназначены для поворота лрпаток при пуске, останове и регулировании мощности турбины. Основной характеристикой сервомотора является его работоспособность, под которой принято принимать работу сервомотора за один ход; А = PS, где Р — усилие, развиваемое сервомотором, Н; S — полный ход поршня, м.
В зависимости от габаритов регулирующих органов и мощности турбины устанавливают один или два сервомотора.
Сервомотор снабжают стопорным устройством, позволяющим стопорить (запирать) направляющий аппарат в закрытом положении.
В цилиндре 10 поршневого сервомотора (рис. 45), закрытом задней 11
Рис. 45. Схема устройства поршневого прямоосного сервомотора:
1 — тяга к регулирующему кольцу, 2 — соединительная гайка, 3 — грундбукса уплотнения, 4 — сальниковое уплотнение, 5 — передняя крышка сервомотора, 6 — направляющий шток, 7 — тяга сервомотора, 8 — цилиндрический палец, 9 — поршень, 10 — цилиндр, 11 — задняя крышка цилиндра
и передней 5 крышками, перемещается поршень 9, к которому присоединен направляющий шток 6. Поршень пальцем 8 соединен с одним концом тяги 7, которая другим концом соединена при помощи шарнира с регулирующим кольцом. Направляющий шток 6, имеющий внутренний диаметр больше тяги 7, позволяет последней совершать криволинейное движение, в то время как поршень и направляющий шток сервомотора совершают перемещение только в осевом направлении.
К цилиндру сервомотора присоединены масляные трубопроводы от системы регулирования. При подаче масла под давлением в ту или иную полость цилиндра происходит перемещение поршня; при этом если в одну полость подается под давлением масло, то другая полость соединяется со сливными каналами. Создание давления в той или иной полости или соединение их со сливными каналами осуществляется при перемещении главного золотника системы регулирования от среднего положения.
В конце хода на закрытие предусмотрено торможение поршня, предотвращающее возможный удар его о заднюю крышку и срез пальцев лопаток при резком закрытии направляющего аппарата. С этой целью канал для слива масла (при движении поршня на закрытие направляющего аппарата) располагают таким образом, чтобы он перекрывался поршнем раньше,
61
чем последний дойдет до крайнего положения. Для возможности перетекания масла оставляют малое дроссельное отверстие, в результате чего в полости, которая должна быть соединена со сливом (левая полость на рис. 45), повышается давление и движение сервомотора замедляется. Во избежание протечек масла вдоль штока на передней крышке ставят сальниковое уплотнение.
На горизонтальных агрегатах с капсульными генераторами устанавливают конический направляющий аппарат, который включает в себя наружное и внутреннее кольца, лопатки асимметричного профиля, опору регулирующего кольца, регулирующее кольцо, шарнирный механизм поворота, соединяющий регулирующее кольцо с направляющими лопатками, компенсационное кольцо (см. рис. 39). Конструкция подшипников цапф лопаток принципиально не отличается от устанавливаемых на вертикальных турбинах; соединение же лопаток с регулирующим кольцом имеет принципиальное отличие, суть которого изложена ниже.
На наружные концы цапф лопаток насажены рычаги с двумя надетыми на них накладками, скрепленными между собой двумя специальными шпильками. Связь рычагов с регулирующим кольцом осуществляется посредством регулируемых по длине серег, надетых на шаровые консольные пальцы, установленные в полках регулирующего кольца, и на шаровые траверсы, установленные между накладками. Поворотный механизм направляющих лопаток выполнен со сферическими шарнирами, так как при повороте лопаток серьги совершают сложное пространственное движение. Две накладки соединяются с рычагом лопатки срезным пальцем так же, как и на направляющих аппаратах вертикальных турбин.
Поворот лопаток осуществляется при повороте регулирующего кольца, приводимого в движение двумя сервомоторами, установленными вертикально. Для соединения с сервомоторами регулирующее кольцо имеет две проушины, а для соединения с серьгами на переднем торце кольца приварены 24 (по числу лопаток) полки, в которые устанавливаются консольные шаровые пальцы. На внутренней поверхности регулирующего кольца выполнен коробчатый паз, которым регулирующее кольцо удерживается на своей опоре от смещения вдоль оси агрегата при перемещении направляющего аппарата. Направляющие поверхности опоры регулирующего кольца смазываются густой смазкой, поступающей от автоматической станции. Направляющий аппарат активной (ковшовой) турбины (рис. 46)
1 2 3 , является органом, в котором проис-
/ m / / ходит преобразование энергии давле-
/1 ния в ск°Р°стн°й напор и который
ч—- служит также для плавного измене-
I Нгугйра ния расхода при регулировании тур-
tss>ssss:^pi|p~ бины. Эти функции выполняет сопло
круглого сечения с иглой, перемеща-
Рис. 46. Направляющий аппарат ющейся в осевом направлении.
активной турбины Сопло состоит из колена 1, насад-
ка 3 и иглы 4, опирающейся на крестовину 2. При перемещении иглы вдоль оси сопла размеры кольцевой щели между насадком и иглой изменяются, что приводит к изменению расхода 62
воды. Очертания насадка и иглы, обеспечивающие высокий кпд, подбирают опытным путем на основе модельных испытаний. Размеры насадка и иглы, а также число сопел зависят от расхода при данном напоре ГЭС.
Важное значение имеет время, в течение которого может быть прекращено поступление воды на рабочее колесо, или время перемещения иглы при отключении работающего под нагрузкой агрегата от сети. Если регулирующую иглу перемещать быстро, возрастет давление (возникает гидравлический удар), что может привести к разрыву трубопровода. При медленном перемещении регулирующей иглы на закрытие во время отключения генератора от сети (при сбросе нагрузки с генератора) давление в трубопроводе возрастет незначительно, но турбина будет вращаться с большой частотой, при которой в результате увеличения центробежных сил могут произойти повреждения генератора или оторваться ковши.
Во избежание указанных опасностей для быстрого прекращения поступления воды на ковши рабочего колеса устанавливают отклонители (отсекатели) струи 5. В момент сброса нагрузки отклонитель практически мгновенно входит в струю, отсекает и направляет ее мимо ковшей рабочего колеса; в то же время регулирующая игла начинает медленно перемещаться на закрытие сопла, уменьшая расход воды через него. Отклонитель перемещается специальным масляным сервомотором, взаимодействие которого с сервомотором иглы осуществляется с помощью специального устройства — комбинатора, позволяющего быстро подводить отсекатель к струе и медленно отводить его по мере перемещения регулирующей иглы.
§ 13. РАБОЧЕЕ КОЛЕСО
Конструкция и технология изготовления рабочего колеса радиальноосевой турбины зависит от его габаритов и напора, при котором оно будет работать. Рабочие колеса средненапорных турбин выполняют стальными литыми или сварнолитыми. Рабочие колеса мощных турбин по условиям технологии изготовления и транспортировки могут выполняться разъемными, состоящими из двух частей и более.
Рабочее колесо имеет верхний 3 и нижний 7 ободья и лопасти 10. По верхнему и нижнему ободьям устанавливают уплотнения 2 и 8 (рис. 47). Уплотнения уменьшают протечки воды мимо попастей рабочего колеса, что повышает кпд турбины и несколько снижает давление воды на подпятник агрегата вследствие уменьшения давления на поверхность ступицы колеса.
Рабочее колесо крепится к фланцу вала болтами. Для улучшения обтекания рабочего колеса водяным потоком к фланцу колеса снизу крепится конус-обтекатель 6. Для снятия давления воды на верхний фланец рабочего колеса во фланце предусматривают разгрузочные отверстия.
Рабочее колесо поворотно-лопастной турбины (рис. 48) состоит из втулки 3 с механизмом поворота, поворотных лопастей 9 с их уплотнениями, конуса-обтекателя 12. Рабочее колесо соединяется с валом турбины с. помощью отдельного промежуточного элемента втулки — крышки рабочего колеса или .непосредственно с расширенным нижним фланцем вала. Механизм поворота лопастей состоит из сервомотора и рычажной системы.
По способу соединения рычагов с поршнем сервомотора рабочие колеса
63
Рис. 47. Рабочее колесо высоконапорной турбины радиально-осевого типа: 1, 2, 8 — радиальное, верхнее и нижнее уплотнения, 3 и 7 — верхний и нижний ободья, 4 — соединительный болт, 5 — вал турбины, 6 — конус-обтекатель, 9 — подвижная часть лабиринтного уплотнения, 10 — лопасть
разделяют на крестовинные и бескрестовинные. В рабочем колесе кресто-винного типа система рычагов соединяется с поршнем сервомотора через крестовину, жестко насаженную на шток, а бескрестовинного типа — непосредственно с поршнем сервомотора.
Фланцы лопастей 9 рабочего колеса болтами прикрепляют к поворот- $ ным цапфам 11. К цапфам на болтах и шпонках присоединяют поворотные рычаги 10 с закрепленными в них пальцами. Наружная часть корпуса ммеет шаровую поверхность. В корпусе сделаны по числу лопастей отверстия, в которых запрессованы бронзовые втулки, являющиеся опорами для цапф лопастей. В верхней части корпуса расточен цилиндр сервомотора. Внутри цилиндра перемещается чугунный поршень 4, к которому шпильками присоединяется штанга 2 рабочего колеса, выполненная из двух концен-трично расположенных стальных труб. Штанга проходит через полый вал агрегата и маслоприемник и связывает втулку рабочего колеса с системой регулирования турбины. Непосредственно к поршню 4 крепят проушины 5 с горизонтально расположенными пальцами. Пальцы проушин и рычагов связаны серьгами 7.
Поворот лопастей рабочего колеса происходит при подаче масла под давлением через соответствующие отверстия в штанге в одну из полостей (под поршнем или над ним) сервомотора. При движении поршня вместе с ним перемещаются проушины и связанные с ними серьги, рычаги и цапфы, что приводит к повороту лопастей.
К корпусу рабочего колеса прикрепляется конус-обтекатель 12. Нижняя полость корпуса рабочего колеса всегда заполнена маслом, поступающим через зазоры между штоком и втулкой, в результате чего все трущиеся детали, размещенные внутри рабочего колеса, получают обильную смазку. G4
Излишки масла вытесняются из корпуса через центральное отверстие в штоке и поступают в кольцевое пространство между наружной трубой штанги и внутренней поверхностью полого вала агрегата. Из вала масло поступает в сливную полость маслоприемника и затем специальной.трубой отводится в сливной бак маслонапорной установки (МНУ).
Для слива масла из полостей рабочего колеса при его ремонте предусматривают специальный клапан, расположенный в нижней части конуса-обтекателя. Чтобы избежать при работе турбины протечек масла из втулки через зазоры между цапфами и корпусом в камеру рабочего колеса, а также проникновения воды через эти же зазоры внутрь корпуса, по периферии фланца лопасти устанавливают специальные уплотнения, которые в большинстве конструкций могут быть сняты и заменены запасными при ремонте или ревизии рабочего колеса без де
Рис. 48. Рабочее колесо поворотно-лопастной турбины с механизмом поворота бескрестовинного
типа:
1 — вал турбины, 2 и 3 — штанга и втулка рабочего колеса, 4 — поршень, 5 — проушина, 6 — цилиндрический палец, 7 — серьга, 8 — уплотнение цапфы лопасти рабочего колеса, 9 — лопасть, 10 — рычаг, 11 — цапфа лопасти, 12 — конус-обтекатель
монтажа лопасти. Одна из кон-
струкций уплотнений показана на рис. 49. К фланцам 1 лопасти прикреп-
ляют болтами стальное кольцо 11, а к втулке рабочего колеса — кольцо 7,
уплотненные от протечек резиновым шнуром. Между подвижным 11 и неподвижным 7 кольцами образуется узкая щель, уплотняемая манжетами.
которые с внутренней стороны подпирают нажимным кольцом 4, прижимаемым пружинами 5. Кольцо 4 может перемещаться в направлении оси лопасти, сжимая пружины. С наружной стороны манжеты плотно прижаты неподвижным кольцом 9. Между двумя группами манжет устанавливают промежуточное профильное распорное кольцо 10. Благодаря кольцам 9 и 4 манжеты плотно прижимаются к поверхности А и внутренней поверхности кольца 7, уплотняя от протечек масла кольцевую щель.
Подвод масла под давлением от системы регулирования к сервомотору рабочего колеса турбины и отвод отработанного масла из сервомотора в сливной бак МНУ осуществляется через маслоприемник и штангу. Существует несколько конструкций маслоприемника. Одна из них используется
65
с гидромеханическим регулятором частоты вращения, генератор электропривода которого установлен на маслоприемнике и связан непосредственно с валом гидроагрегата (рис. 50).
Маслоприемник состоит из нижней ванны 7, соединенной маслопроводом со сливным баком АНУ, и корпуса с патрубками 2 для присоединения напорных масляных труб к напорно-сливным камерам. На напорном патрубке установлен манометр. Внутри нижняя ванна имеет горловину, к которой подходит маслоотражательное кольцо 10, установленное для предотвращения протечек масла из резервуара. Горловина штанги направляется втулками внутри буксы 8 корпуса. Сверху к горловине штанги присоединяют через два шарикоподшипника траверсу 6 обратной связи (в данной конструкции выполненную в виде тросовой передачи 4), которая, перемещаясь со штангами, служит приводом обратной связи с золотником рабочего колеса регулятора. Ролик передачи закрепляют на кронштейне корпуса масло-приемника. К траверсе крепят также указатель положения лопастей рабочего колеса. В головку траверсы входит шлицевой валик 5, на который насажен ротор регуляторного генератора.
Штанга рабочего колеса состоит из наружной 9 и внутренней 7 стальных труб, приваренных к фланцам со сквозными отверстиями для прохода масла.
Рис. 49. Уплотнение цапфы лопасти поворотно-лопастной турбины:
1 и 11 — фланец и кольца лопасти, 2 -бронзовая втулка цапфы лопасти, 3 — резиновое кольцо уплотнения, 4 и 9 — внутреннее и наружное нажимные кольца, 5 — пружина, 6 — направляющий штифт, 7 — кольцо втулки рабочего колеса, 8 и 10 — облицовочное и промежуточное кольца, 12 — уплотнительный шнур
66
Рис. 50. Маслоприемник:
1 — ванна, 2 — патрубки присоединения напорно-сливных труб, 3 — корпус, 4 — трос о бретной связи } 5 — шли-
цевой валик привода регуляторного генератора, 6 — траверсе, 7 и 9 — внутренняя и наружная стальные трубы штанги, 8 — букса корпуса, 10 — маспоотра-жательное кольцо, 11 — надставка вала
При работе турбины в масло прием нике и внутренней части вала образуются три раздельные масляные полости. Безнапорная полость между валом и наружной частью штанги соединяется со сливной камерой масло-приемника и служит для приема и отвода протечек масла из корпуса рабочего колеса. Через полость между наружной и внутренней трубами штанги масло под давлением поступает под поршень сервомотора, а через полость внутренней трубы штанги подается в полость над поршнем сервомотора. Напорно-сливные полости внутренней части вала соединяются с соответствующими напорно-сливными камерами маслоприемника, к которым масло подается трубопроводами от распределительного золотника рабо
чего колеса регулятора частоты вращения.
В горизонтальных гидротурбинах функции, выполняемые маслопри-
емником и штангами с точки зрения регулирования, те же, что и в вертикальных агрегатах. Однако горизонтальное расположение их предъявляет повышенные +ребования к втулкам маслоприемника, поскольку они являются по существу опорными подшипниками, воспринимающими нагрузку от массы штанг. Для уменьшения этой нагрузки в средней части штанг устанавливают кольцевую опору, скользящую по внутренней расточке вала. Трущимися поверхностями опоры являются две бронзовые втулки, насаженные с двух сторон на кольцевую обечайку.
Рабочее колесо ковшовой турбины (рис. 51) состоит из обода (диска)
2 сложной конфигурации и лопастей 1, имеющих форму двудольных ковшей, которые располагаются на диске с рав ным шагом по окружности и закрепляются болтамим поперечными клиньями.
Поступающая из сопла вода разрезается разделительным ножом3 на два потока, которые отклоняются по вогнутым поверхностям ковша почти на 180°.
§ 14. КАМЕРА РАБОЧЕГО КОЛЕСА
Рис. 51. Рабочее колесо ковшовой тур-
Рабочее колесо реактивной тур- бины:
бины вращается в камере. В радиаль- 1 — лопасть, 2 — обод, 3 — разделительно-осевых турбинах камерой рабочего НЬ|Й нож
колеса служит фундаментное кольцо, на внутреннем верхнем фланце которого располагается нижнее кольцо направляющего аппарата и неподвижное уплотнение рабочего колеба; к внутренней части фланца присоединяют отсасывающую трубу (см. рис. 36).
В повбротно-лопастных турбинах камера рабочего колеса представляет собой отдельный узел (см. рис. 35). Проточная часть рабочего колеса Поворотно-лопастной турбины, располагаемая выше оси поворота лопастей, обычно выполняется цилиндрической, а ниже — сферической формы. Такая конфигурация проточной части камеры обеспечивает при повороте
67
лопастей примерно постоянные зазоры между камерой и лопастями, что приводит к уменьшению проточек воды при изменении угла поворота лопастей.
Верхним фланцем камера присоединяется к нижнему кольцу направляющего аппарата, а нижним опирается на фундаментные балки и соединяется с облицовкой конуса отсасывающей трубы через сопрягающий пояс.
Для раскрепления камеры при монтаже и лучшего закрепления ее в основном бетоне применяют растяжки и распорные домкраты.
В центральной части камеры против оси поворота лопастей рабочего колеса в некоторых конструкциях предусматривают отъемный небетони-руемый сектор, который дает возможность, не разбирая агрегата, снять лопасть рабочего колеса при ее замене или ремонте.
§ 15. ОТСАСЫВАЮЩАЯ ТРУБА
Назначением отсасывающей трубы рективной турбины является отвод воды от рабочего колеса в нижний бьеф с наименьшими потерями энергии.
Наличие отсасывающей трубы позволяет располагать рабочее колесо турбины выше уровня нижнего бьефа без потери напора; полезно использовать значительную часть кинетической энергии потока воды, покидающего рабочее колесо.
Наибольшее значение отсасывающая труба имеет для низконапорных турбин. В этих турбинах поток воды на выходе из рабочего колеса содержит до 40—50% общего запаса энергии. При наличии отсасывающей трубы под рабочим колесом образуется вакуум и суммарный напор, действующий на лопасть рабочего колеса, будет состоять из статического напора, равного разности отметок верхнего бьефа и выходного сечения рабочего колесами вакуума под рабочим колесом.
Использование кинетической энергии потока, уходящего из рабочего колеса, достигается за счет создания дополнительного разрежения под рабочим колесом, для чего отсасывающая труба выполняется в виде конического расходящегося патрубка. При такой конструкции отсасывающей трубы скорости потока на выходе из нее будут меньшими, чем на входе, и, соответственно, уменьшаются потери энергии потока. Наибольший эффект достигается при выполнении отсасывающей трубы в виде прямого конуса. Однако устройство отсасывающей трубы такой конструкции для крупных гидроагрегатов требует очень больших заглублений здания ГЭС, поэтому для них применяют изогнутые отсасывающие трубы эквивалентной длины (рис. 52). Изогнутая отсасывающая труба состоит из конического расходящегося патрубка 1, колена 2 и горизонтальной части в виде раструба 3 с прямоугольным выходом. Прямоосные отсасывающие трубы выполняют металлическими, а изогнутые — бетонными. Верх-
Рис. 52. Схема изогнутой отсасывающей трубы:
1 — конический патрубок, 2 — колено, 3 — горизонтальный раструб
68
няя часть трубы, примыкающая к камере рабочего колеса, где скорости потока еще достаточно высоки (более 5 м/с), имеет металлическую облицовку, предохраняющую бетон от разрушения.
§ 16. ВАЛЫ ГИДРОТУРБИН И НАПРАВЛЯЮЩИЕ ПОДШИПНИКИ
В зависимости от компоновки здания ГЭС и конструкции агрегата его вал может состоять из двух частей (вала турбины и вала генератора), трех (вала турбины, вала генератора, промежуточного вала) или представляет собой единую конструкцию (общий вал турбины и генератора). Последняя получает все большее распространение.
Валы крупных вертикальных агрегатов изготовляют коваными полыми. Они представляют собой обечайку с толстыми стенками и фланцами на концах. Отверстие внутри вала используется для устройства подачи масла к рабочему колесу в поворотно-лопастных турбинах и для подачи воздуха под рабочее колесо с целью уменьшения явлений кавитации в радиальноосевых. Кроме того, при необходимости отверстие позволяет контролировать состояние металла путем осмотра его внутренней поверхности.
На рис. 53 показана конструкция вала агрегата, являющегося общим
для турбины и генератора. С помощью болтов вал нижним фланцем соединен с рабочим колесом турбины, а верхним — со ступицей ротора -генератора. Нижний фланец вала имеет специальную кольцевую площадку 2, которая при подъеме ротора генератора на тормозах прижимается к резиновому кольцевому уплотнению, препятствующему протечкам воды на крышку турбины при снятии направляющего подшипника турбины.
В зоне работы направляющего подшипника турбины вал для предохранения от коррозии облицован рубашкой 3 (листами из нержавеющей стали).
Подшипники вертикальных гидроагрегатов в основном воспринимают действие нагрузок, вызываемых неуравновешенностью ротора агрегата и несимметричностью распределения потока воды, входящего на рабочее колесо. В гидротурбинах применяют подшипники скольжения на масляной или водяной основе.
На рис. 54 показан турбинный подшипник с масляной смазкой. Опорой корпуса 4 подшипника служит спиральная камера 7. Внутри корпуса по кольцу направляющего пояса 7 -вала расположены баббитовые сегменты 2. Положение сегментов
Рис. 53. Вал агрегата большой мощности:
1 — отверстия для болтов соединения с рабочим колесом, 2 — площадка ремонтного уплотнения, 3 — рубашка вала, 4 — кронштейн, 5 — скоба лестницы
Рис. 54. Турбинный подшипник с масляной смазкой:
— направляющий пояс вала, 2 — сегмент, 3 — регулировочный болт, 4 — корпус, S и 8 — трубки подачи и слива масла, 6 — охладительные отсеки, 7 — спиральная камера, 9 — нижняя ванна, 10 — выгородка-
по отношению к сопрягающему поясу вала регулируется болтами 3. Подшипник имеет верхнюю и нижнюю 9 ванны. При вращении вала масло, залитое в нижнюю ванну, поступает через радиальные отверстия в нижней части направляющего пояса вала и благодаря центробежному эффекту омывает сегменты, поднимаясь при этом в верхнюю ванну. Отсюда масло стекает в нижнюю ванну. По пути из верхней ванны в нижнюю масло омывает стенки спиральной камеры 7, проходя через охладительные отсеки 6, в результате чего в нижнюю ванну поступает охлажденное масло. Во избежание утечки масла из нижней ванны между валом и его направляющим поясом устанавливают выгородку 10 с уплотнением.
Размеры зазоров в подшипниках гидротурбин между вкладышем и валом приведены в табл. 4.
Подшипник с резиновым вкладышем (рис. 55) состоит из корпуса 6, закрепленного в крышке 2 турбины, и обоймы, представляющей собой отдельные сегменты с прикрепленными к ним обрезиненными вкладышами. Положение вкладышей относительно вала и необходимые зазоры между валом и вкладышами устанавливаются и регулируются болтами 9, размещенными в корпусе подшипника. Сверху на корпусе находится ванна 8, в которую подводится вода для смазки подшипника.
Опорный подшипник горизонтальных турбин с капсульными генераторами. Подшипник (рис. 56) состоит из опоры 12 и двух половин (верхней 70
Рис. 55. Направляющий турбинный подшипник с водяной смазкой:
1 ц2- вал и крышка турбины, 3 — болт центровки подшипника, 4 ~ штифт, 5 — болт стяжки корпуса, 6 — корпус; 7 — обрезиненный вкладыш, 8 — ванна подшипника, 9 — болт крепления сегмента, 10 — рубашка вала, 11 — отжимной болт, 12 — шпилька крепления подшипника
Т а б л и ц а 4. Зазоры в подшипниках гидротурбин в зависимости от диаметра вала (втулки подшипника)
Диаметр вала, мм Зазор, мм Диаметр вала, мм Зазор, мм
350-500 0,17-0,25 1000-1250 0,29-0,45
600-630 0,20-0,31 1200-1600 0,32-0,55
630-800 0,23-0,35 Свыше 1600 0,40-0,60
800-1000 0,26-0,41
и нижней) вкладыша 3, которые крепятся между собой болтами и фиксируются установочными штифтами. Баббитовую заливку имеет только нижняя половина вкладыша. В верхней половине имеются гнезда для отжимных болтов, используемых при ремонте. В выточках вкладыша установлены опорные подушки 7 и 9 со сферической поверхностью: три подуш-
71
Рис. 56. Турбинный (опорный) подшипник горизонтального агра-гата:
1 и 8 — маспоотбойни-ки, 2 - кожух, 3 — вкладыши подшипника, 4 — установочный клин, 5 и 11 — опорный сектор (обойма), 6, 10 и 12 — опоры, 7 и 9 — опорные подушки
Рис. 57. Уплотнение вала торцевого типа:
1 — вал, 2 — кольцо, закрапленное на валу, 3 — съемное кольцо с рабочей поверхностью, облицованной нержавеющей степью, 4 и 6 — прижимное и опорное кольца, 5 — кольцо, набранное из полосовой резины, 7 — резиновый шнур, 8 — регулировочный болт, 9 — крышка варны подшипника, 1(7 — трубка; 11 — кожух уплотнителя
ки в нижней и одна в верхней половинах. Подушки имеют электрическую изоляцию от вкладыша.
Подушки сферической поверхностью опираются на опоры 6 и 10, смонтированные в обоймах (5 и 11}. Над верхней подушкой устанавливается замок, состоящий из опоры и клина 4. Клин дает возможность установить нужный натяг по сфере. При центровке ротора агрегата нужное положение вала устанавливается с помощью стальных прокладок, подкладываемых под подушки нижней половины вкладыша.
К торцу вкладыша со стороны генератора крепится стальной кожух 2, закрывающий часть шейки вала, необходимую для осевого перемещения вкладыша при его разборке внутри капсулы. К другому торцу вкладыша и кожуху крепятся маслоотбойники 1 и 8, каждый из которых имеет по четыре ряда уплотнительных латунных сегментов. Из полости, образованной маслоотбойником и торцом вкладыша (со стороны турбины), отработанное масло сливается в кожух через два сквозных отверстия в нижней части вкладыша. В нижней части кожуха имеется маслосборник с маслопроводом отвода масла от подшипника.
Для образования масляной пленки между шейкой вала и баббитом в момент пуска и остановки агрегата по специальному трубопроводу через штуцеры и отверстия в нижней половине вкладыша подается масло высокого давления. Описание схемы смазки подшипников приведено в § 17.
Уплотнение вала турбины с подшипником на водяной смазке (рис. 57) состоит из кольца 2, закрепленного на валу, съемного кольца 3 с рабочей поверхностью, облицованной нержавеющей сталью, и резинового кольца 5, закрепленного между опорным 6 и прижимным 4 кольцами. Положение ре зинового кольца 5 регулируется болтами 8. Для предотвращения протечек между крышкой 9 ванны подшипника и опорным кольцом 6 устанавливают уплотняющий шнур 7 из круглой резины. При работе агрегата вода, подаваемая в ванну подшипника для его смазки, прижимает резиновое кольцо 5 к кольцу 3, в результате чего достигается уплотнение вала от протечек воды. Протекающая через уплотнение вода отводится на крышку турбины трубкой 10.
§ 17. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ МЕХАНИЗМЫ ГИДРОТУРБИН
К вспомогательному оборудованию турбины относят, масляную систему и системы смазки, дренажные устройства, клапаны срыва вакуума, холостые выпуски, затворы перед турбинами и устройства защиты от разгона.
Масляная система. Масляная система турбин включает насосы для откачки протечек масла из сервомоторов направляющего аппарата и освобождения их полостей при ремонте (лекажные насосы); у турбин с некоторыми конструкциями баббитовых подшипников кроме лекажных имеются насосы для подачи масла на смазку подшипников; при необходимости — охладители масла и масляные фильтры, аппаратура автоматики системы смазки.
При установке горизонтальных агрегатов схема смазки подшипников и откачки протечек масла может выполняться совмещенной. На рис. 58 73
Рис. Б8. Схема смазки подшипников и откачки протечек масла блока горизонтальных агрегатов с капсульными генераторами:
ВБС — верхний бак смазки, Д-7, А-2, А-3, А-4 — номера агрегатов блока, НБС-1, НБС-2, НБС-3, НБС-4 — нижние баки смазки агрегатов, НД-1, НД-2, НД-3, НД-4 — насосы ЗКМ-6, 8Д-1, ВД-2, ВД-3, ВД-4 — насосы высокого давления НПД-50; 1 — подпятник, 2 — подшипники, 3 — фильтр, 4 — поплавковое рела уровня, 5 — бачок дренажного масла с насосом, 6 — трубопроводы сбора протечек масла,из узлов агрегата и насосов ВД, 7 — трубопровод слива масла в маслохозяйство, 8 — трубопровод поступления масла из маслохозяйстеа
приведена схема смазки подшипников и откачки дренажного масла, принятая на горизонтальных агрегатах с капсульными генераторами. Схемой предусматривается централизованное снабжение маслом блока из четырех агрегатов с самотечной подачей масла через фильтры к подпятнику и подшипникам каждого из агрегатов и централизованный отвод выходящего из подшипников и подпятников масла.
В систему смазки входят верхний и нижний баки, насосы низкого и высокого давления, фильтры, соединительные трубопроводы, средства контроля.
Верхний бак смазки представляет собой резервуар, выполненный из трубы диаметром 600 мм, длиной 42 м, заполненный маслом. По мере расходования из бака объем масла в нем необходимо периодически пополнять. Для автоматического восстановления объема на баке размещены два реле уровня поплавкового типа, одно из которых подает команду на включение и отключение рабочего и резервного насосов смазки блока агрегатов по мере расходования и пополнения масла, а другое — на аварийную остановку агрегатов блока, в случае, если уровень масла в баке снизится до аварийно-низкого значения.
Размеры верхнего бака смазки выбирают из расчета объема масла,
необходимого на смазку подшипников за время работы четырех агрегатов блока в течение 10—12 мин без пополнения объема масла в бак при потере собственных нужд с последующей аварийной остановкой агрегатов блока.
В баке, выполненном в виде трубы, отводы масла к агрегатам заведены внутрь ее на высоту 30 мм. В верхней части трубы по условиям нормальной работы устройств автоматики имеется воздушный промежуток, по высоте равный 100 мм. Бак оборудован трубой, соединяющей его верхнюю часть с баком МНУ и обеспечивающей сброс излишков масла; дыхательным патрубком с сеткой, расположенным в верхней части бака; трубопроводом с задвижкой для опорожнения бака от масла, присоединенным к наиболее низкой части бака; бак установлен с уклоном 1:100.
Масло из подшипников и подпятников, а также протечки через масло-приемники системы регулирования агрегатов сливаются в нижние баки смазки. Они соединены между собой общим трубопроводом, в связи с чем уровни масла во всех нижних баках блока агрегатов практически одинаковы. Из нижних баков масло подается насосами в верхний бак, а излишки масла в нижних баках, образующиеся за счет поступления в них протечек системы регулирования, откачиваются в баки МНУ. Нижние баки оборудованы тремя реле уровня: одно служит для включения и отключения ле-кажных насосов, перекачивающих излишки масла в’ бак МНУ; другое — для сигнализации о ненормально высоком уровне и включения резервного лекажного насоса; третье — для сигнализации о ненормально низком уровне масла в баках.
Для визуального контроля за уровнями масла каждый бак оборудован пьезометром.
Для подачи масла в верхний бак смазки и откачки излишков масла в схеме смазки каждого блока из четырех агрегатов предусмотрено по четыре насоса типа ЗКМ-6. Схема предусматривает работу двух насосов (рабочего и резервного), обеспечивающих поддержание в заданных пределах уровня масла в верхнем баке смазки, и двух насосов, также рабочего и резервного, обеспечивающих поддержание в заданных пределах уровень масла в нижних баках смазки, откачивающих дренажные протечки масла в бак МНУ.
Верхний бак смазки связан с нижними тремя трубопроводами, предусматривающими возможность подачи масла в верхний бак от трех насосов. Трубопроводы слива масла от подшипников и дренажа в нижний бак смазки идут от каждого агрегата.
Выходные патрубки насосов связаны между собой трубопроводами и системой задвижек. Баки МНУ блока соединены между собой трубопроводами с задвижкой, а с лекажными насосами — одним трубопроводом. На насосах 1 и 2 имеется отвод для возможности откачки масла в масло-хозяйство.
Система задвижек и соединительных маслопроводов позволяет взаимно резервировать (при ремонте, неисправности и т.п.) по одному насосу смазки и одному насосу откачки протечек масла: насосы 1, 2, 3 каждого блока могут работать в качестве насосов смазки; насосы 2, 3, 4 могут работать в качестве лекажных насосов; насосы 1,2 могут работать в качест-75
ве откачивающих масло из системы смазки блока, а также системы регулирования; в последнем случае масло из баков МНУ сбрасывается в баки* смазки, а затем откачивается в маслохозяйство.
Ключи режимов работы каждого из насосов имеют четыре положения: "автомат", "резерв", "ручное", "отключен".
Для гидростатического подъема вала в период пуска и остановки агрегатов предусмотрены насосы высокого давления НПД-50 М; при этом
от давления, создаваемого одним насосом, происходит подъем вала двух агрегатов (рис. 59). Масло при работе насоса забирается из бака МНУ.
Рис. 59. Схема гидростатического подъема вала агрегатов:
/ — агрегат 1, И — агрегат 2; 7 — регулировочные вентили, 2 — вал, 3 — подшипники, 4 — бак МНУ, 5 — насос НПД-50, 6 — слив маспа от насоса, 7 — нижний бак смазки, 8 — трубопровод сбора протечек масла
Протечки масла, происходящие при работе насоса, отводятся в нижние баки смазки и с помощью лекажных насосов возвращаются в бак МНУ.
Устройства подвода воды на смазку подшипников. В турбинах с резиновыми подшипниками и водяной смазкой на трубопроводах подвода воды на смазку устанавливают специальные фильтры и аппаратуру контроля подачи смазки на подшипник — струйные реле.
Дренажные устройства. Эти устройства предназначены для откачки с крышки турбины воды, поступающей через неплотности ее соединений, а также через уплотнения цапф лопаток направляющего аппарата.
Для этих целей применяются центробежные насосы, эжекторы и эжекторные трубы. Установка и сочетание тех или иных устройств определяется при проектировании ГЭС и во многом зависит от используемого на ГЭС напора. Все устанавливаемые устройства для откачки дренажных вод работают без вмешательства оперативного персонала. Для автоматизации их работы служат поплавковые и электродные устройства, располагаемые на крышке турбины или в приемнике дренажного насоса. При использовании поплавкового устройства поплавок, поднимаясь вместе с уровнем воды на крышке турбины, замыкает контакты пускателя насоса, чем достигается его включение в работу. Электродное устройство состоит из двух электродов, и замыкание цепи включения пускателя насоса происходит при касании воды обоими электродами. С этой целью один из них опускают в воду, а положение другого регулируют таким образом, чтобы он коснулся воды при уровне ее на крышке турбины или в приямке дренажного насоса, соответствующем началу откачки воды. При снижении уровня воды наступает момент, когда электрод освобождается от воды, — контакт размыкается и двигатель насоса останавливается.
Принцип работы эжектора приведен в § 29.
76
Клапаны срыва вакуума. При сбросе нагрузки с работающего гидроагрегата направляющий аппарат закрывается с большой скоростью, что приводит к возникновению повышенного вакуума в проточной части турбины за рабочим колесом, поскольку вода, оставшаяся за направляющим аппаратом, стремится уйти по инерции в нижний бьеф, а заполнения образующегося при этом объекта между направляющим аппаратом и поверхностью уходящей воды не происходит. Затем, вследствие создавшегося за направляющим аппаратом вакуума, вода обратной волной устремляется из нижнего бьефа к рабочему колесу и вызывает гидравлический удар, сила которого может подбросить ротор агрегата и привести к серьезным повреждениям турбины и генератора.
Во избежание возникновения гидравлического удара недопустимой величины следурт правильно выбрать время закрытия регулирующиих органов. С этой же целью устанавливают клапаны срыва вакуума. При резком закрытии направляющего аппарата и возникновении большого вакуума клапаны открываются и воздух из шахты турбины поступает в полость за направляющим аппаратом, что приводит к снижению вакуума в ней.
Одна из конструкций клапана срыва вакуума показана на рис. 60.
Клапан состоит из собственно клапана 1, закрепленного на штоке 8, опоры 4, расположенной на крышке 3 турбины, пружины 6 и направляющей втулки 7; клапан открывается при достижении в зоне рабочего колеса расчетного значения вакуума. При уменьшении вакуума клапан закрывается.
Холостые выпуски. Холостой выпуск представляет собой устройство, включающее специальный клапан, устанавливаемый на напорном трубопроводе у входа в спиральную камеру высоконапорных радиальноосевых турбин, и предназначен для ограничения повышения давления в напорном трубопроводе путем сброса части воды помимо турбины. При быстрых закрытиях направляющего аппарата холостой выпуск открывается, сбрасывая воду из трубопровода, а затем постепенно
Рис. 60. Клапан срыва вакуума:
7 — клапан, 2 — посадочное кольцо, 3 — крышка турбины, 4 — опора, 5 — отверстия для впуска воздуха, 6 — пружина, 7 — на-
закрывается, что предотвращает чре- правляющая втулка, 8 — шток; а и б — от-змерное повышение давления в крытое и закрытое положения клапана трубопроводе. Холостой выпуск
снабжается масляным катарактом, который обеспечивает открытие клапана для выпуска воды только при сбросах нагрузки, сопровождаю-
77
щихся существенным повышением давления. При медленном изменении нагрузки агрегата клапан не открывается.
На рис. 61 показана схема установки холостого выпуска. Колено 3
Рис. 61. Схема устройства холостого выпуска:
1 — отводящий трубопровод, 2 — клапан холостого выпуска, 3 — колено, 4 — спиральная камера, 5 и 6 — сервомоторы холостого выпуска и направляющего аппарата, 7— клин на штоке сервомотора направляющего аппарата, 8 — ролик связи, 9 — рычаг связи с направляющим аппаратом, 10 — пружина катаракта, 11 — катаракт, 12 — золотник управления сервомотором
крепится фланцем к спиральной камере 4. На выходной части колена помещен клапан 2 холостого выпуска, соединенный с сервомотором 5, который управляется золотником 12. Последний через катаракт 11, рычаг 9 и ролик 8 связан с клином 7, закрепленным на штоке сервомотора 6 направляющего аппарата.
Поршень катаракта имеет дроссельное отверстие, а цилиндр катаракта заполнен маслом. При медленном перемещении поршня масло перетекает через дроссельное отверстие на нижней полости цилиндра в верхнюю, а сам цилиндр и связанный с ним золотник не меняют своего положения. При сбросе нагрузки и быстром закрытии направляющего аппарата связанный с & ним через систему передач поршень катаракта также быстро перемещается * вниз, поскольку масло не успевает перетекать из нижней полости в верхнюю; вместе с цилиндром перемещается соединенный с ним золотник. Перемещаясь вниз, золотник подает масло под давлением в верхнюю полость сервомотора 5, в то время как в нижней полости сервомотора давление падает, что происходит в результате соединения ее со сливными каналами. При перемещении цилиндра катаракта растягивается пружина 10. По окончании перемещения направляющего аппарата и цилиндра катаракта пружина 10, связанный с ней цилиндр и золотник 12 возвращаются в среднее (исходное) положение. Давление масла в верхней части сервомотора 5 снимается и подается в полость под поршнем, что приводит к закрытию клапана.
Затворы. На напорных трубопроводах перед турбинами устанавливают затворы. Для крупных турбин чаще всего применяют шаровые затворы; при очень высоких напорах иногда используют игольчатые затворы.
Наиболее простым по конструкции является дисковый затвор (рис. 62, а), состоящий из корпуса 1, внутри которого на валу поворачивается запорный диск 2 чечевицеобразного сечения. Поворот диска осуществляется с помощью гидравлического привода (сервомотора). Перед открытием 78
Рис. 62. Схема устройства турбинных затворов:
а — дискового, б — шарового, в — игольчатого; 1 — корпус, 2— запорный диск, 3 — обводной канал, 4 — шаровой клапан, 5 — обтекатель, 6 и 8 — камеры, 7 — плунжер
затвора спиральная камера заполняется водой через обводной канал 3 небольшого диаметра (байпас). Дисковые затворы применяют для напоров 200—250 м и выполняют диаметром до 7—8 м.
Шаровой затвор (рис. 62, б) состоит из корпуса 1 и шарового клапана 4, внутренний диаметр которого равен диаметру трубопровода. Поворот клапана на 90° осуществляется с помощью сервомотора. Эти затворы применяют для высоких напоров и выполняют диаметром до 7 м.
Игольчатый затвор (рис, 62, в) состоит из корпуса 7, внутри которого размещены неподвижный цилиндр с обтекателем 5 и плунжер 7 с игольчатым клапаном, открывающим отверстие трубопровода при осевом перемещении. Плунжер перемещается под давлением воды, подаваемой в камеру 6 или 8.
Устройства защиты от разгона. В результате определенных неисправностей частота вращения агрегата может значительно повыситься (достигнуть разгонной, т.е. наиболее высокой, которую может развить агрегат). Основными причинами, приводящими агрегат к разгону, являются: отказ в работе регулятора частоты вращения в момент сброса нагрузки с генератора; поломка нескольких предохранительных устройств лопаток направляющего аппарата при отключении генератора от сети; снижение давления масла в системе регулирования перед сбросом нагрузки ниже аварийнонизкого.
В зависимости от типа турбины максимальная частота вращения, которой может достичь агрегат, находится в пределах 1,7—2,2 пном (меньшее значение для агрегатов с турбинами радиально-осевого типа, большее — для агрегатов с турбинами поворотно-лопастного типа). Длительное пребывание агрегата в разгоне опасно тем, что могут произойти серьезные поломки отдельных вращающихся частей агрегата, в связи с чем гидротурбины снабжают различного рода противоразгонными устройствами.
Так, радиально осевые гидротурбины, используемые при напоре 50—60 м, и ковшовые при высоких напорах имеют на напорном трубопроводе затворы, установленные непосредственно перед турбиной. Эти затворы, используемые при нормальной эксплуатации, являются одновременно и надежной защитой гидроагрегата от разгона.
79
Радиально-осевые турбины, работающие при напоре ниже 50—60 м, и •. ковшовые, работающие при напоре ниже 100 м, имеют затворы только в начале напорного трубопровода; их также используют в качестве устройств ’ защиты от разгона.
Для ГЭС с более низкими напорами применяют различные специальные устройства в качестве защиты от разгона; быстрорадающие затворы, распо- ; лагаемые перед входом в спиральную камеру, золотники аварийного закрытия и др. Наиболее распространенный вид защиты от разгона — золотник аварийного закрытия с питанием маслом под давлением от основной МНУ или от специальной аварийной маслонасосной установки (АМНУ).
Золотник аварийного закрытия 5 (рис. 63), который устанавливают на
Рис. 63. Схема установки золотника аварийного закрытия:
1 — сервомотор, 2 — клапан управления аварийным золотником, 3 — электромагнитный привод с защелкой, 4 — главный золотник регулятора частоты вращения, 5 — золотник аварийного закрытия
маслопроводах, соединяющих главный золотник 4 регулятора с сервомотором 1 направляющего аппарата турбины, состоит из корпуса и тела золотника, перемещающегося под действием давления масла, подаваемого через специальный клапан 2 с электромагнитным приводом 3. При разгоне агрегата одновременно с подачей команды на его Обстановку посылается импульс на привод клапана управления, который подает масло под давлением для перемещения золотника аварийного закрытия. Аварийный золотник, перемещаясь, перекрывает каналы, соединяющие главный золотник с сервомотором, и подает масло под давлением в полость на закрытие направляющего аппарата турбины непосредственно от котла МНУ или насоса АМНУ, минуя колонку регулятора частоты вра
щения. В этом случае направляющий аппарат закрывается независимо от положения главного золотника регулятора. Импульс на включение в работу устройств противоразгонной защиты может быть дан реле частоты вращения, специальной релейной защитой от разгона, центробежным выключателем. Защита от разгона обычно срабатывает при частоте вращения, превышающей 140% п пи М ,
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Как устроена радиально-осевая, пропеллерная и поворотно-лопастная гидротурбины?
2. В чем сходство диагональной турбины с поворотно-лопастной и радиальноосевой- гидротурбинами?
3. Расскажите о назначении и устройстве статора гидротурбины.
80
4. Для чего предназначены и как устроены направляющие аппараты реактивной и активной турбин?
5. Как устроены рабочие колеса радиально-осевой и поворотно-лопастной турбин?
6. Расскажите об устройстве горизонтального агрегата с капсульным генератором.
7. Для чего предназначены и как устроены камеры рабочих колес турбин различных типов?
8. Для чего предназначена и как устроена отсасывающая труба?
9. Для чего предназначен и как устроен турбинный подшипник на водяной и масляной смазке?
10. Какими вспомогательными устройствами и механизмами оборудована турбина? Как они работают?
11. Расскажите об устройстве защиты от разгона.
12. Как устроена схема смазки горизонтального агрегата с капсульным генератором?
Г Л АВ А IV
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ГЭС. ГИДРОГЕНЕРАТОРЫ
§ 18. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
Электрическая часть гидроэлектростанции состоит из электрических машин (генераторов), соединенных с гидравлическими машинами, трансформаторов и распределительных устройств (РУ), включающих в себя электрические аппараты и приборы, располагаемые в закрытых помещениях (ЭРУ) и на открытом воздухе (ОРУ) в соответствии со схемами электрических соединений станции. Различают первичные и вторичные схемы. Схему первичных цепей называют также главной.
Главной схемой электрических соединений станции определяются наивыгоднейшие соединения между генераторами, трансформаторами и отходящими линиями к системе и к потребителям. По принятой схеме производят электрические расчеты, выбирают аппараты, создают конструкции распределительных устройств. На схемах условными изображениями в соответствии с ГОСТами показывают генераторы, трансформаторы, выключатели, разъединители и прочие электрические аппараты и в принятом порядке соединения между ними. Основными требованиями, предъявляемыми к схемам, являются такие, как надежность обеспечения электроснабжения; гибкость или маневренность схемы для сохранения электроснабжения в аварийных условиях и плановом выводе в ремонт отдельных учаётков соединений; наглядность для быстроты ориентации персонала и уменьшения вероятности ошибочных действий и экономичность схемы, определяемая капиталовложениями и эксплуатационными расходами.
Опытом проектирования, сооружения и эксплуатации создано достаточно большое количество схем, которые отвечают перечисленным требованиям и могут быть использованы при соответствующих мощности и количестве агрегатов, устанавливаемых на ГЭС, числе напряжений, при которых выдается мощность, и числе отходящих линий, обеспечивающих выдачу мощности станции. Одна из схем электрических соединений, применяемых для крупных ГЭС, приведена на рис. 64.
Оборудование и токопроводы в соответствии с принятой схемой компо
81
определяющей и при назначении времени закрытия и открытия регулирующих органов гидротурбин (см. § 23).
Масса вращения ротора характеризуется моментом инерции тг2, где т— масса ротора агрегата, а г — радиус инерции массы ротора, приведенный к оси вращения.
При изменении нагрузки, для удержания частоты вращения агрегата в известных пределах, время перемещения регулирующих органов должно быть тем меньше, чем больше ускорение ротора агрегата. В то же время скорость перемещения регулирующих органов турбины ограничена величиной гидравлического удара в трубопроводе (спиральной камере, отсасывающей трубе), который возникает при набросе или сбросе нагрузки с генератора; величина его не должна превышать определенного предела. Это условие обеспечивается соответствующей массой ротора агрегата, его моментом инерции (в основном генератора, так как момент инерции рабочего колеса очень мал).
Момент инерции ротора генератора / (Т-м2) приближенно может быть определен так;/ -0,75 (DCT — Do) /р, где £>ст - внутренний диаметр статора, м; D- — внутренний диаметр обода ротора, м; I р — высота обода ротора, м.
Момент инерции, которым должен обладать ротор генератора, исходя из условий, ограничивающих величину гидравлического удара для случая сброса нагрузки с генератора, приближенно может быть определён как / = тг2 - 45 NaT3kl(n2fi), т-м2, где NB - номинальная мощность агрегата, кВт; Т3 — допустимое время закрытия направляющего аппарата, с, равное для разной мощности турбин 5—18 с; к — коэффициент, учитывающий влияние изменения напора при гидравлическом ударе, равный 1—1,4; п — номинальная частота вращения, об/мин; /3 — допустимое повышение частоты вращения при сбросе нагрузки с генератора, равное 0,2—0,5.
Момент инерции, который необходим для устойчивой параллельной работы гидроагрегата в энергосистеме, определяется так называемой инерциальной постоянной т (с), т.е. временем, необходимым для приведения ротора гидроагрегата из состояния покоя во вращение с номинальной частотой вращения. Эта величина может быть определена по формуле: т = = 0,01 л2 / /S, с, где£ — полная мощность генератора, кВ А.
Для гидроагрегатов большой мощности т имеет достаточно высокие значения.
Для капсульных генераторов и агрегатов небольшой мощности т сравнительно невелико.
Паспортные данные гидрогенератора включают: тип генератора, номинальную мощность при расчетном cos т, номинальное напряжение, номинальную частоту вращения. Тип генератора имеет условное обозначение, которое включает некоторые характеризующие параметры. Например, в обозначении разных^типов генерато[эов, выпускаемых разными заводами: СВ —96; ВГС 48; СВИ—72 буквы и цифры обозначают: С — синхронный; В — вертикальный; Г — генератор; И — условное обозначение, принятое данным заводом; цифра в числителе — внешний диаметр активной стали статора; цифра в знаменателе — длина активной стали статора; цифры 96, 48 и 72 — число пар полюсов.
84
§ 20. КОНСТРУКТИВНЫЕ СХЕМЫ. УСТРОЙСТВО УЗЛОВ ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ
Гидрогенератор (см. рис. 35) состоит из статора 18, ротора 23, втулки с валом, верхней крестовины 19, подпятника (элементы 29—32, 33), направляющего подшипника 22, тормозов 28, воздухоохладителей 27, системы возбуждения. В зависимости от типа генератора может быть один или два' направляющих подшипника.
В зависимости от взаиморасположения ротора генератора и подпятника гидрогенераторы разделяют на зонтичные и подвесные.
У гидрогенераторов подвесного выше ротора 6 на верхней крестовине 3, а у зонтичного типа — ниже ротора, на опоре 7, находящейся на нижней крестовине или на крышке турбины. Современные крупные гидроагрегаты изготовляют в основном с генераторами зонтичного типа, с опорой подпятника на крышке турбины.
В последнее время в ряде конструкций отдельный вал генератора не предусматривают. В этом случае вал турбины становится общим — валом агрегата, в верхней части которого насаживается втулка ротора, являющаяся одновременно и втулкой подпятника, а к нижней части (фланцу) крепится рабочее колесо турбины. При такой
типа (рис. 65) подпятник 2 расположен
Рис. 65. Схемы устройства генератора: а — подвесного, б — зонтичного; 1 — направляющий подшипник, 2 — подпятник, 3 и 5 — верхняя и нижняй крестовины, 4 и 6 — статор и ротор генератора, 7 — опора подпятника
схеме генератор конструктивно значительно упрощается, уменьшаются его масса и размеры. Агрегат в этом случае имеет два подшипника — нижний на валу турбины и верхний на надставке вала.
К основным элементам (узлам)
гидрогенератора относят: статор, ротор с валом, крестовины, подпятник, направляющие подшипники.
Статор генератора состоит из корпуса, активной стали (сердечника статора) и уложенной в ее пазах обмотки (стержней). Корпус статора выполняется сварным из листовой углеродистой стали и состоит из нижнего и верхнего опорных фланцев, горизонтальных поясов, 'служащих для крепления активной стали и наружной обшивки. Нижний фланец служит для установки статора на фундамент, а верхний — для крепления лап верхней крестовины.
Сердечник статора набирается из отдельных сегментов электротехнической стали толщиной 0,5 мм, покрытых лаком о обеих сторон.
85
Сегменты набираются пакетами толщиной 45—60 мм с промежуточными вентиляционными каналами шириной 10 мм. В межпакетных вентиляционных каналах имеются металлические распорки, приваренные к крайнему листу одного из соседних пакетов.
По условиям транспортировки статор при наружном диаметре более 3,5—4 м выполняется разъемным из двух, четырех или шести частей.
Отдельные части статора с уложенной на заводе обмоткой собираются (стыкуются) на месте установки генератора. Соединение частей корпуса статора производится болтами, для чего в местах разъемов привариваются стойки с отверстиями для болтов. В места разъема статора в свободные пазы укладываются стержни недостающей части обмотки, которые соединяются с остальной обмоткой статора. В последние годы оправдала себя практика сборки всего статора на месте установки из отдельных элементов — сборка статора "в кольцо". В этом случае корпус статора не имеет стыковых разъемов, что улучшает его электротехнические свойства. Например, такая схема сборки использована при монтаже агрегатов Саяно-Шушенской ГЭС.
Ротор генератора. В работе генератора ротор выполняет функции индуктора, образующего магнитное поле возбуждения; вентилятора, создающего необходимый напор воздуха для охлаждения генератора; маховика, обеспечивающего устойчивость работы генератора.
Ротор генератора состоит из следующих основных частей: вала, остова, обода, полюсов, тормозных сегментов и вентиляционных лопаток.
В зависимости от габаритов применяются различные конструкции остова ротора. При диаметре до 4 м остов и обод ротора представляет собой неразъемную конструкцию. При больших размерах ротора применяются разъемные остовы, состоящие из втулки ротора (в зонтичных генераторах она является одновременно и втулкой подпятника) и спиц, прикрепляемых к дискам втулки или вертикальным плитам втулки ротора (подпятника) .
Обод ротора среднего и крупного по мощности генератора собирается на монтажной площадке станции из штампованных стальных сегментов.
По высоте обод разделяется на ряд пакетов, набранных из отдельных сегментов и стянутых шпильками. В промежутках между пакетами устроены вентиляционные каналы, через которые при вращении ротора подводится воздух к наиболее нагреваемым активным деталям генератора. Собранный обод в подогретом состоянии расклинивается по торцам спиц парными клиньями, обеспечивающими |надежную посадку обода на остов.
К торцевым частям обода сверху и снизу крепятся вентиляционные лопатки, обеспечивающие циркуляцию охлаждающего воздуха внутри генератора. К нижней плоскости обода крепятся шлифованные сегменты тормозного диска.
Полюса ротора состоят из сердечника, обмотки возбуждения и изолирующих сердечник от обмотки и витков обмотки друг от друга прокладок. Сердечник полюса выполняется из тонких штампованных листов электротехнической стали, опрессованных и стянутых между собой с помощью кованых щек и болтов. 86
С тыльной стороны сердечники имеют хвостовики таврового сечения, которые входят в соответствующие пазы обода и закрепляются в них парными встречными клиньями.
Обмотка возбуждения полюса представляет собой катушку из плоской голой медной шины определенного профиля, которая надевается на сердечник.
Вал генератора (агрегата) воспринимает вращающий момент турбины и передает нагрузку от массы всех вращающихся частей агрегата.и массы воды подпятнику. На шейке вала под ступицу ротора выфрезерован паз для призматической шпонки, удерживающей ротор от смещения относительно вала. Нижняя часть вала заканчивается фланцем, который жестко соединяется с валом турбины болтами. На валу устанавливают втулку подпятника и втулки направляющих подшипников. При этом большинство • генераторов зонтичного типа имеют в виде одной детали ступицу ротора и втулку подпятника, а подвесного типа — втулку подпятника й втулку верхнего направляющего подшипника. Вал генератора вращается в одном (зонтичный тип) или в двух (подвесной тип) направляющих подшипниках.
Обычно в .конструкции генератора предусматривается две крестовины — верхняя и нижняя. У генераторов подвесного типа верхняя крестовина передает фундаменту давление массы ротора гидроагрегата и давление потока воды на рабочее колесо. Крестовина состоит из массивной центральной части и радиально расположенных лап, которые одной стороной крепятся к центральной части, а другой опираются на плиты фундамента или статора и крепятся болтами к опорам. Положение лап фиксируется контрольными шпильками или распорными клиньями, устанавливаемыми при монтаже.
В средней части крестовины расположена масляная ванна подпятника и верхнего направляющего подшипника (при подвесном типе генератора). В генераторах зонтичного типа (см. рис. 65) верхняя крестовина служит для устройства перекрытия генератора и воспринимает нагрузку от перекрытия, а также радиальные нагрузки, передаваемые находящимся в ней направляющим подшипником генератора.
Нижняя крестовина генератора подвесного типа служит для крепления нижнего направляющего подшипника. Кроме того, на ней в некоторых конструкциях генераторов крепятся тормоза-домкраты.
В генераторах зонтичного типа для опоры подпятника предусматривается специальная конструкция — опора (при отсутствии.нижней крестовины) . При наличии нижней крестовины и расположений в ней масляной ванны подпятника и его самого она является грузонесущей и передает нагрузку вращающихся частей агрегата на фундамент.
Подпятник представляет собой конструкцию, с помощью которой передаются на фундамент осевые нагрузки от массы вращающихся частей агрегата и давления воды на рабочее колесо (см. рис. 35), и имеет вращающуюся и неподвижную части. Вращающаяся часть в виде массивной ступицы (втулки) насаживается на вал, снизу к ней присоединяется зеркальный диск. Между диском и втулкой устанавливают изолирующую прокладку,, препятствующую прохождению паразитных токов, которые наводятся магнитным полем генератора. Рабочая поверхность зеркального диска тщательно полируется. Неподвижная часть выполняется в виде кольцевого ряда 87
сегментов с баббитовым или другим антифрикционным покрытием, передающих- через различные опоры осевую нагрузку на фундамент.
Размеры сегментов подпятника и общая их площадь скольжения определяются общей нагрузкой на подпятник. При значительных нагрузках на подпятник для уменьшения размеров каждого из сегментов применяют подпятники с двухрядным расположением сегментов. В этом случае сегменты располагаются двумя концентрическими рядами, образуя наружный и внутренний ряды (кольца).
На рис. 66 показан подпятник с двухрядным расположением сегментов. Втулка 1 подпятника насажена на вал 10 генератора. Снизу на изолирующей прокладке установлен зеркальный диск 2, опирающийся на сегменты 3. Через опорные тарелки 5 сегменты опираются на регулировочные опорные болты 6, с помощью которых регулируется высотное положение каждого из сегментов. Выравнивание нагрузки между каждой парой сегментов при работе агрегата осуществляется балансирами 8, которые через свои опоры 7 передают нагрузку на фундамент или опору подпятника. Точки опоры каждого из сегментов несколько смещены от радиальной осевой линии в направлении вращения. Это делается для того, чтобы между сегментами и зеркальным диском при вращении агрегата образовывался масляный клин. Сегменты подпятника имеют массивный стальной корпус и относительно тонкий слой антифрикционного материала — баббита или иного материала.
Направляющие подшипники вертикальных гидрогенераторов теоретически являются направляющими и не должны воспринимать нагрузку. Вмес-с тем в связи с неравномерностью воздушного зазора, вызывающей неравномерность магнитного притяжения ротора к статору, наличия механического небаланса ротора и отклонения линии вала от оси вращения агрегата подшипники воспринимают определенную радиальную нагрузку. Подшипники должны быть рассчитаны также на восприятие радиальных нагрузок при возможном возникновении одностороннего притяжения ротора к статору в случае аварийного состояния агрегата.
Направляющие подшипники применяются двух типов; втулочные и сегментные.
Втулочные изготавливают разъемными из двух половин. Эти подшипники применяются для агрегатов небольшой мощности.
Для крупных гидрогенераторов применяют сегментные подшипники с самоустанавливающимися сегментами. Конструкция позволяет регулировать зазоры в подшипнике, что обеспечивает надежное образование масляной пленки. Подача смазки к трущимся поверхностям осуществляется через косые или радиальные отверстия в шейке подшипника, которые работают как центробежный насос. Охлаждение масла производится с помощью водяных охладителей, расположенных непосредственно в масляной ванне подшипника.
На рис. 67 показана одна из конструкций сегментного подшипника. Направляющая шейка (втулка) 2 подшипника насаживается на вал 1 в горячем состоянии и обрабатывается вместе с валом. Сегмент 4 установлен на опорный диск 13, выполненный в единой сварной конструкции с корпусом подшипника 12 и масляной ванной 11. Положение сегментов в ради-88
Рис. 66. Подпятник с сегментами на жесткой опоре:
1 — ступица (втулка) подпятника (ротора), 2 - зеркальный диск, 3 — сегмент, 4 — маслоохладитель, 5 — опорная тарелка, 6 — опорный болт, 7 — опора балансира, 8 — балансир, 9 — выгородка, 10 — вал
Рис. 67. Сегментный направляющий подшипнике
1 — вал, 2 — втулка подшипника, 3 — уплотнение, 4 — сегмент, 5 — консоль, 6 — крышка, 7 — упорная тарелка, 8 — упорный болт, 9 — гайка, 10 — маслоохладитель кольцевого типа, 11 — масляная ванна, 12 — корпус подшипника, 13 — опорный диск, 14 — выгородка
тарелки 7, опирающиеся на выточку в корпусе и сверху закрепленные консолью 5. После регулирования зазоров в подшипнике положение сегментов фиксируется контргайкой 9 упорного болта. Втутренний цилиндр ванны образуется съемной выгородкой 14.
Упорный подшипник горизонтального агрегат? с капсульным генератором. Упорный подшипник (подпятник) предназначен для восприятия осевых усилий турбины при работе и остановке агрегата. Опорным узлом подпятника являются стальной массивный корпус 3 и крышка 14. Вместе они образуют полость, в которой расположены: упорный гребень, обоймы, упорные подушки и другие детали. Упорный гребень 7 крепится к валу турбины шпильками, гайками и штифтами (рис. 68).
При работе турбины осевое усилие, передаваемое опорным гребнем, воспринимается стальными упорными подушками 6, залитыми баббитом. Упорные подушки устанавливаются в обойме 4. Для равномерного распределения нагрузки упорные подушки 6 опираются через закаленные упоры 7 на верхние опорные подушки, вместе образующие р.ычажную систему 5, которая передает усилие обойме, корпусу и крышке подпятника. От проворачивания опорные подушки удерживаются своими хвостовиками, входящими в радиальные пазы обоймы 4. От выпадания из обоймы (при сборке и разборке) подушки удерживаются стопорными полукольцами.
При остановке агрегата обратное осевое усилие воспринимается упорными подушками 8. Для равномерного распределения нагрузки упорные подушки 8 через оси 10 опираются на пружины 11 и фланцы 9.
Подвод масла к подпятнику осуществляется через два отверстия в корпусе; отвод масла из подшипника осуществляется через отверстие в крышке подпятника. 90
7
Рис. 68. Схематичное изображение упорного подшипника горизонтального агрегата:
1 — упор, 2 — вал турбины, 3 — корпус подшипника, 4 и 12 — обоймы, 5 — рычажная систама, 6 и 8 — упорные подушки, 7 — гребень, 9 — фланец, 10 — ось, 11 — тарельчаТая пружина, 13 — гайка, 14 — крышка подшипника
Опорный подшипник капсульного генератора. Конструкция опорного генераторного подшипника в основном аналогична конструкции турбинного подшипника (см. рис. 56). Основные отличия генераторного подшипника состоят в следующем: баббитовую заливку имеет как верхняя, так и нижняя половина вкладыша; опорные подушки не имеют изоляции от вкладыша; как в верхней, так и в нижней половине вкладыша устанавливается по три подушки; обойма генераторного подшипника крепится крышкой.
Смазку подпятников л подшипников производят турбинным маслом.
Для охлаждения марла в ванне подпятника и подшипников при необходимости устанавливают трубчатые маслоохладители, через которые пропускают техническую воду.
91
§ 21- ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА ГИДРОГЕНЕРАТОРА
К вспомогательным устройствам гидрогенератора относят: тормозные устройства, средства охлаждения, средства пожаротушения.
Тормозные устройства. При остановке агрегата (после закрытия направляющего аппарата) его ротор продолжает некоторое время вращаться по инерции при малой частоте вращения (3—5 об/мин). Это вращение (выбег) может продолжаться от нескольких минут до 1 ч и более. Продолжительность вращения на выбеге зависит от массы и диаметра ротора, трения в подшипниках и подпятнике, степени подтопления рабочего колеса водой, а также от количества воды, попадающей на рабочее колесо через неплотности направляющего аппарата. При малой частоте вращения масляный клин между поверхностями трения подпятника не образуется, поэтому вращение происходит в режиме полужидкостного трения деталей подпятника, что приводит к ухудшению состояния их поверхностей. Для сокращения времени выбега применяют торможение агрегата. В качестве тормозов используют механизмы поршневого типа (рис. 69). Тормоз состоит из цилиндра 20 и поршня 15 с резиновой манжетой 14. На поршне размещается накладка 16 с тормозной подушкой 17 из фрикционного материала. Тормоза устанавливают равномерно по кольцу под тормозным диском ротора генератора. Количество тормозных устройств зависит от мощности агрегата и размеров ротора. Тормозные устройства объединены общей магистралью (трубопроводом) 13, в которую при торможении подается воздух под давлением 0,6—0,8 МПа. При поступлении воздуха в цилиндры поршень 15 поднимается и тормозные подушки прижимаются к тормозному диску ротора генератора. При снятии давления воздуха поршень под действием массы подвижной системы тормоза и возвратной пружины 19 опускается.
Воздух в систему торможения подается автоматически с помощью сигнала на электромагнитный привод 8 клапана торможения-7 при снижении частоты вращения агрегата до 30—40% номинальной; торможение остается включенным до полной остановки агрегата. Торможение можно произвести и вручную, для чего вентиль 9 закрывают, а вентиль 5 открывают. Тормозные цилиндры используют также в качестве домкратов для подъема ротора агрегата (на 3—5 см) при ремонтах, осмотрах и после длительной (более 4 сут) остановки агрегата. В этом случае к воздушной тормозной магистрали подсоединяют маслопровод, связанный с поршневым насосом 1 высокого давления (10—12 МПа), и в тормозные цилиндры нагнетают масло. Чтобы удержать ротор в поднятом положении, под тормозные колодки подкладывают специальные пластины, после чего давление масла в цилиндрах тормозов снимают. В некоторых конструкциях генераторов вместо пластин предусматривают специальные колодки (шайбы) 18, на упоры которых при их повороте опускаются колодки тормозов, а на последние — ротор.
Система охлаждения. При работе генератора часть его мощности расходуется на различного рода потери. Эта часть мощности превращается в теплоту, повышающую температуру генератора. Изоляция обмотки статора генератора рассчитана только на определенную температуру, поэтому превышение ее сверх нормы не допускается. Для соблюдения теплового режи-92
Рис. 69. Схема торможения агрегата (а), разрез тормоза (б) и устройство поворотной шайбы (в) :
1 — насос высокого давления, 2 — штуцер для подсоединения насоса, 3 — трехходовой кран, 4, 5, 9 и 11 — вентили, 6 — манометр, 7 — клапан торможения, 8 — электромагнитный привод клапана, 10 — тормоз, 12 — кольцевой трубопровод выпуска воздуха из верхней полости тормоза, 13 — кольцевая магистраль подачи воздуха к тормозам, 14 — уплотняющая манжета, 15 — поршень, 16 — накладка, 17 — подушка, 18 — поворотная шайба для установки агрегата на тормоза, 19 — возвратная пружина, 20 — корпус тормоза (цилиндр), 21 — радиальные пазы, 22 — рукоятка; I и II — положения клапана при торможении и расторможении, /// и IV — сброс и подвод воздуха
ма генератора используют одну из двух систем охлаждения: воздушноводяную или Непосредственное охлаждение обмоток генератора (только статора или ротора и статора) водой. При воздушно-водяной системе ус-' танавливают трубчатые охладители, через которые пропускают техническую воду; снаружи трубки омываются воздухом, нагретым в генераторе и нагнетаемым из его шахты. Охлажденный воздух вновь поступает в генератор (рис. 70). Нагнетание воздуха производится благодаря потоку, создаваемому лопатками, размещенными по периметру обода ротора при его вращении.
Непосредственное охлаждение обмотки генератора водой выполняют в виде двух систем: первичной (замкнутой), в которой дистиллированная вода протекает внутри полых стержней обмотки, и вторичной (разомкнутой) с проточной сырой водой, которая охлаждает дистиллированную воду (рис. 71). В замкнутой системе насос 10 подает дистиллированную воду через фильтр 3 в обмотку 1 статора, откуда нагретая вода поступает в
93
•Рис. 70. Схема вентиляции генератора при замкнутой системе
Рис. 71. Схема непосредственного водяного охлаждения обмотки статора генераторе: 1 — обмотка статора, 2 — электроконтактный манометр, 3 — фильтр, 4 — ртутный термометр, 5 — термометр сопротивления, 6 — магнитное струйное реле, 7 — манометр, 8 и 11 — нормально открытый и закрытый вентили, 9 — обратный клапан, 10 и 14 — насос, 12 — теплообменник, 13 — слив, 15 — дистиллятор, 16 — бак, 17 — солемер, 18 — расходомер, 19 — термо-сигнализатор, 20 — расширительный бачок, 21 — поплавковое реле
Подпитка замк
теплообменник 72, где охлаждается проточной водой из системы технического водоснабжения, а затем забирается насосом 10, и цикл повторяется. Для обеспечения постоянного пополнения системы водой предусмотрен бачок 20. При снижении уровня воды в бачке ниже допустимой отметки поплавковое реле 27 автоматически включает насос 14, подпитывающий систему. Бак 16, предназначенный для хранения дистиллированной воды, периодически пополняется из дистиллятора 15.
Устройства пожаротушения. При работе генератора Moryi возникнуть нарушения изоляции обмотки статора (в результате вибрации обмотки и возникающего трения обмотки о железо статора; неплотности соединения в лобовых частях обмотки и т.п.), что приводит к нарушению изоляции и короткому замыканию. В результате этого в генераторах с изоляцией, выполненной из возгораемых материалов, может возникнуть пожар, который под воздействием циркулирующего воздуха быстро распространяется на неповрежденные части обмотки. Для тушения и локализации пожаоа применяется, как правило, вода.
С целью подачи воды для тушения пожара снизу и сверху лобовых частей обмотки статора располагают кольцевые трубы (рис. 72) диаметром до
Рис. 72. Схема пожаротушения генератора:
1 — перфорированные кольцевые трубопроводы пожаротушения генератора, 2 — пожарный рукав (шланг) с гайками Ротта, 3 — клапан с электроприводом, 4 — вентиль, 5 — пожарный трубопровод
75 мм, имеющие большое количество просверленных отверстий с установленными в них распылителями, создающими при подаче в трубы воды под давлением водяной туман.
Вода в трубы при пожаре в генераторе подается от специального пожарного трубопровода. Включение подачи воды производится автоматически или вручную при дистанционном управлении насосами пожаротушения. Если система пожаротушения не автоматизирована, то магистральные пожарные трубопроводы отделяют от кольцевых трубопроводов генератора отсоединением одного из концов короткого пожарного шланга, другой конец которого постоянно присоединен к пожарной магистрали. При возникновении пожара шланг присоединяют. При автоматическом пожаротушении шланг присоединен постоянно. По сигналу (в качестве которого обычно используется контакт промежуточного реле, срабатывающего при работе дифференциальной защиты генератора) включается пожарный насос и открывается клапан 3 с электроприводом, в результате чего распыленная вода подается на обмотку генератора. При полуавтоматической или ручной схеме во время возникновения пожара дежурный персонал должен отключить генератор от сети, снять с него напряжение и дать команду на остановку агрегата. Затем он присоединяет шланг 2, включает пожар-95
ный насос и открывает вентиль 4 на трубопроводе подачи воды. Если произошло очаговое возгорание обмотки,, тушение пожара производят с помощью углекислотных ручных огнетушителей. Если при тушении пожара надо допустить людей для» работы на роторе, то после остановки агрегата направляющий аппарат ставят на стопор и ротор генератора поднимают-на тормозах.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Какими параметрами характеризуется гидрогенератор?
2. Расскажите о конструктивных схемах гидрогенераторов.
3. Для чего предназначены и как устроены ротор и статор генератора?
4. Для чего предназначены и как устроены подпятник и подшипники вертикального генератора?
5. Для чего предназначены и как устроены подпятник и подшипник горизонтального капсульного генератора?
6. Расскежите о вспомогатальных устройствах генератора.
Глава V
ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ О РЕГУЛЯТОРАХ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ И АВТОМАТИЗАЦИИ ГИДРОАГРЕГАТОВ
§ 22. РЕГУЛЯТОРЫ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ
Одним из основных требований качества электроэнергии является постоянство частоты тока, которая должна поддерживаться на уровне 50±0,1 Гц. Частота тока, вырабатываемая генератором, зависит от часто- § ты вращения его ротора. Эта зависимость выражается формулой f = = пр/60 (Гц), где п — частота вращения ротора; f — частота тока; р — число пар полюсов генератора.
Из уравнения видно, что при постоянном числе пар полюсов постоянную частоту тока можно обеспечить поддержанием постоянной частоты вращения агрегата.
Если частота вращения агрегата неизменна, то мощность Ny, развиваемая гидротурбиной, расходуется на выдачу полезной нагрузки генератора Л/г, преодоление механического сопротивления в виде различного рода трений, а также на электрические, магнитные и вентиляционные потери Л/п: /VT=/Vr+/Vn.
Однако при работе гидроагрегата под нагрузкой происходит нарушение этого равенства мощностей, так как полезная нагрузка генератора непрерывно меняется из за изменения потребления электроэнергии, в то время как мощность на валу турбины в начальный момент при изменении полезной нагрузки остается неизменной. При уменьшении нагрузки генератора избыток мощности турбины над суммой нагрузки генератора и мощностью потерь пойдет на увеличение частоты вращения агрегата. Вследствие этого с уменьшением полезной нагрузки генератора при неизменном открытии направляющего аппарата равенство мощностей установится при другой, 96
повышенной частоте вращения агрегата. В случае увеличения нагрузки генератора происходит уменьшение частоты вращения агрегата.
Для, поддержания равновесного состояния при изменении нагрузки генератора необходимо изменять мощность турбины.
Мощность турбины определяется расходом и напором воды. Для изменения мощности турбины с помощью направляющего аппарате регулируют расход воды, проходящей через турбину. Изменение открытия направляющего аппарата выполняют с помощью специальных механизмов — регуляторов частоты вращения. По способу передачи перемещающего усилия от измерительного элемента к регулирующим органам турбины регуляторы могут быть прямого и непрямого действия.
Регуляторы, в которых положение регулирующего органа (направляющего аппарата) изменяется непосредственным усилием измерительного элемента (маятника), называют регуляторами прямого действия. Эти регуляторы не могут развивать значительных перестановочных усилий.
Для перемещения регулирующих органов турбин средней и большой мощности требуются значительные усилия. С целью повышения перестановочного усилия измерительного элемента применяют специальный гидравлический усилитель — сервомотор, выполненный в виде цилиндра с поршнем. Регулятор, имеющий усилитель, называют регулятором непрямого действия.
По конструкции основных элементов различают регуляторы гидромеханические, в которых все элементы выполняют гидравлическими и механическими, и электрогидравлические, в которых измерительный, стабилизирующий и управляющие элементы выполняют электрическими, а усиливающие и вспомогательные органы — гидравлическими.
Регуляторы обеспечивают автоматическое и ручное выполнение следующих операций: пуск, нормальную и аварийную остановку при любом режиме работы, регулирование в заданных режимах, перевод из генераторного режима в режим синхронного компенсатора и обратно. Электрогидравлические регуляторы осуществляют также регулирование гидроагрегата при работе его в режиме группового регулирования.
В современных условиях регуляторы гидроагрегатов, принимающих участие в регулировании частоты и активной мощности энергосистем, должны обеспечивать:
автоматическое и ручное управление гидроагрегатом и регулирование его мощности при работе в энергосистеме;
обеспечение требуемого качества регулирования частоты при выделении гидроагрегата или ГЭС на отделенный от энергосистемы энергорайон;
автоматический и ручной пуск и остановку агрегата;
автоматическое и ручное управление гидроагрегатом в режиме холостого хода (регулирование частоты вращения; обеспечение точной автоматической, полуавтоматической и ручной синхронизации гидроагрегата с сетью; обеспечение ручной и автоматической самосинхронизации) ;
обеспечение гарантий регулирования по частоте вращения, давлению в подводящих водоводах, разрежению под крышкой турбины и под рабочим колесом при сбросах нагрузки с гидрогенератора;
обеспечение закрытия направляющего аппарата с необходимой скоростью при действии защит гидроагрегата. 97
Рассмотрим схемы регуляторов частоты вращения с измерительным элементом в виде центробежного маятника.
Регулятор прямого действия показан на рис. 73, а. При изолированной
Рис. 73. Схема регуляторов:
а — прямого действия, б — непрямого действия с жесткой обратной связью; 1 — маятник, 2 — пружина, 3 — двигатель маятника, 4 — рычаг, 5 — заслонка, 6 — трубопровод подвода воды к турбине, 7 — золотник, 8 — сервомотор, 9 и 10 — клин и рычаг обратной связи
работе агрегата и изменении нагрузки, например увеличении ее, частота вращения агрегата уменьшается, вследствие чего уменьшается и частота вращения маятника, связанного через регуляторный генератор с валом агрегата. Грузы маятника 7 сближаются, и муфта маятника (точка Л) перемещается вниз. В результате этого изменения перемещаются вверх точка В рычага 4 маятника и связанная с ним заслонка 5 на трубопроводе 6, подводящем воду к рабочему колесу, вследствие чего расход воды через рабочее колесо увеличится и частота вращения агрегата начнет возрастать. При увеличении частоты вращения грузы маятника расходятся, его муфта перемещается ввёрх, а точка В рычага 4 и связанная с ним заслонка — вниз, в результате чего расход воды через рабочее колесо уменьшится и частотё вращения агрегата, достигнув исходного значения, перестанет возрастать.
Регулятор непрямого действия с жесткой обратной связью показан на рис. 73, б. Рассмотрим тот же случай — увеличение нагрузки. Частота вращения агрегата снижается, грузы маятника сближаются, муфта маятника (точка А) опускается вниз, а правый конец золотникового рычага 4 (точка В) поднимается вверх. Кроме того, перемещается вверх и связанный шарнирно с рычагом золотник 7, который приоткрывает окна и подает масло под давлением в правую полость сервомотора 8, а левую полость соединяет со сливным каналом золотника, в результате чего сервомотор начинает перемещаться влево на открытие направляющего аппарата. Поршень сервомотора, воздействуя через регулирующее кольцо нд лопатки 98
направляющего аппарата, приоткрывает их на некоторый угол, благодаря чему расход воды через рабочее колесо увеличится и частота вращения агрегата начнет возрастать.
Движение поршня сервомотора 8 будет продолжаться до тех пор, пока распределительный золотник 7 не займет своего среднего (исходного) положения, тогда поступление масла под давлением в правую полость сервомотора прекратится. Возвращение золотника 7 в исходное положение осуществляется с помощью элементов обратной связи (клина 9 и рычага 10): при движении поршня и его штока влево (на открытие) вместе со штоком перемещается и клин 9. Точка С рычага обратной связи 10 опускается вниз, точка О, связывающая рычаг обратной связи 10 и золотниковый рычаг 4, также опускается вниз, что приводит к повороту рычага 4 относительно точки А по часовой стрелке; точка В рычага и связанный спей золотник 7 перемещается вниз. При достижении золотником среднего положения поршень сервомотора останавливается.
Новой нагрузке агрегата соответствует новая (более низкая) частота вращения, поскольку процесс регулирования закончился, а муфта маятника своего исходного положения не заняла. Следовательно, каждому значению мощности соответствует своя определенная частота вращения, уменьшающаяся с увеличением мощности и возрастающая при ее уменьшении. Этот недостаток исключается при использовании изодромной обратной связи, с помощью которой при любых изменениях нагрузки процесс регулирования заканчивается только тогда, когда частота вращения агрегата достигнет номинальной, а точка В золотникового рычага занимает исходное положение при достижении исходного положения точкой А маятника.
Схема регулятора частоты вращения с изодромной обратной связью показана на рис. 74. При увеличении нагрузки частота вращения агрегата уменьшается, следовательно, снижается и частота вращения маятника. Гру-зы маятника сближаются, и муфта маятника (точка Д) перемещается вниз. В результате этого изменения перемещается вверх точка В золотника 2, который приоткрывает окна и подает масло в полость сервомотора 7 на открытие направляющего аппарата, а другую его полость соединяет со сливом. Поршень сервомотора перемещается и, воздействуя через регулирующее кольцо на лопатки направляющего аппарата, приоткрывает их на некоторый угол, вследствие чего расход воды через рабочее колесо увеличивается, частота вращения агрегата начинает повышаться.
При движении поршня сервомотора вступают в действие жесткая и гибкая обратные связи, которые приводят систему в исходное положение: при перемещении штока поршня на открытие точка R рычага обратной связи также перемещается в сторону открытия, что вызывает поворот рычага RH и перемещение жестко связанного с ним корпуса (стакан 12) катаракта вниз. Внутри стакана катаракта, заполненного маслом, помещен поршень 9, имеющий небольшое регулируемое дроссельное отверстие для перетекания масла из одной полости в другую; вследствие малого отверстия поршень катаракта в первый момент при движении стакана, растягивая пружину 11, также переместится вниз; при этом опустятся точка О рычага ROB и золотник 2, который займет среднее (исходное) положение, в результате чего движение поршня сервомотора 7 прекратится.
99
Рис. 74. Схема регулятора с изодромной обратной связью:
1 — маятник, 2 — распределительный золотник, 3, 4, 5 и 6 — устройство, маховичок, редуктор и электродвигатель механизма ограничения открытия, 7 — сервомотор, 8 — шток сервомотора, 9 и 12 — поршень и стакан катаракта, 10 — изо-дромная обратная связь, 11 — пружина, 13, 14 м 15 — элементы жесткой обратной связи, 16, 17, 18 и 19 — устройство, маховичок, редуктор и электродвигатель механизма изменения частоты вращения
Затем под действием пружины 11 и благодаря перетеканию масла из верхней полости стакана катаракта в нижнюю поршень катаракта медленно поднимается, перемещая точку О вверх, при этом золотник 2 вновь перемещается вверх и в полость на открытие сервомотора поступает новая порция масла. Сервомотор дополнительно перемещается на открытие, но на величину, меньшую предыдущей, а обратная связь выключает золотник (он опять займет среднее положение) и так далее до тех пор, пока частота вращения агрегата, а следовательно, и маятника не достигнет номинальной (заданной). Процесс регулирования заканчивается тогда, когда устанавливается номинальная частота вращения, маятник золотник и поршень катаракта (точки А, О, В) займут исходное (среднее) положение, а лопатки направляющего аппарата — другое положение, соответствующее новой наг; рузке генератора.
При уменьшении нагрузки частота вращения агрегата возрастает, увеличивается и частота вращения маятника. Муфта маятника подтягивается вверх, а золотник 2 перемещается вниз, и масло под давлением поступает в полость сервомотора на закрытие. Дальнейшие операции происходят так же, как и при повышении нагрузки, но в обратном порядке.
В действительности процесс регулирования, будучи более сложным, происходит не так расчлененно, как в наших примерах, поскольку движение звеньев и элементов системы осуществляется одновременно, оказывая друг на друга взаимное влияние.
В применяемых схемах регулирования вводится дополнительный элемент усиления — вспомогательный сервомотор (рис. 75). В этих схемах маятник через рычаг воздействует на побудительный золотник 1, который 100
управляет вспомогательным сервомотором 2 со штоком, шарнирно связанным с распределительным золотником 3. Последний, в свою очередь, управляет сервомотором направляющего аппарата. Регулирование, при котором регулятор частоты вращения обеспечивает постоянную частоту вращения независимо от величины нагрузки турбины (агрегата), называется изодромным (регулятор в этом случае имеет астатическую характеристику регулирования).
Современные регуляторы частоты вращения имеют дополнительные элементы, называемые механизмами управления. К ним относят механизмы остающейся неравномерности регулирования, изменения частоты вращения, ограничения открытия направляющего аппарата турбины.
При параллельной работе агрегатов (когда агрегаты работают вместе в одну электрическую сеть) в рассмотренном выше изодромном процессе регулирования без использования специальных уравнивающих устройств будет происходить "перетекание" мощности от одного гидроагрегата к другому, что повлечет за собой при неизменной общей нагрузке произвольное качание мощности станции. Для обеспечения устойчивости параллельной работы гидроагрегатов и перераспределения нагрузки между ними в схему изодромного регулирования вводят устройство, называемое механизмом остающейся неравномерности регулирования. Это устройство служит для снижения частоты вращения по мере увеличения нагрузки от холостого хода до максимальной при работе агрегата на изолированную нагрузку, с тем чтобы характеристика регулирования была статической, т.е. имела определенный наклон — статизм (линия б на рис. 76).
Действие механизма остающейся неравномернос-
ти регулирования заключается в следующем: передача от маятника 1 (см. рис. 74) к золотнику 2 имеет в точке О кроме изодромной обратной связи от поршня сервомотора 7 через шток 8 и катаракт вторую, жесткую обратную связь через тягу DL. По окончании процесса регулирования, например при увеличении нагрузки, когда точка Д связанная с золотником, должна находиться в среднем положении, точка М, связанная с рычагом DLN, отклонится от среднего положения вниз в результате действия на нее обратной связи механизма остающейся неравномерности 13 — 15 — Е Золотник 2 и поршень 9 катаракта займут среднее положение только при сниженном положении маятника 1 (точка И), что соответствует новой, меньшей частоте вращения агрегата. Таким образом каждой определенной нагрузке соответствует определенное положение точки О и муфты маятника (точка Д) или определенная частота вращения агрегата.
Д' cepbonomopy направляющего аппарата
Рис. 7Б. Схема вспомогательного сервомотора регулятора:
1 и 3 — побудительный и распределительный, золотники, 2 — вспомогательный сервомотор; Р — давление, В — точка соединения штока . золотника с золотниковым рычагом
101
Рис. 76. Разновидности характеристик регулирования: а — астатическая, б — статическая
На агрегатах ГЭС остающаяся неравномерность устанавливается в пределах от 0 до 4—10%. Конструктивно механизм остающейся неравномерности выполняется таким, чтобы величину статизма можно было изменять. На приведенной схеме (см. рис. 74) это изменение достигается перемещением элемента 14, с помощью которого регулируют длину горизонтального плеча углового рычага 14—15, а также и передаточное число кинематической передачи от штока поршня сервомотора до точки F рычага 14—15.
Параллельная работа агрегата в сети при различных нагрузках должна происходить с частотой, близкой к номинальной, независимо от величины остающейся неравномерности регулирования. Следовательно, при изменении нагрузки и соответственно частоты вращения агрегата необходимо вернуть ее к номинальной или на схеме вернуть точки О и А (муфту маятника) в среднее положение, т.е. появляется необходимость в принудительном изменении частоты вращения агрегата. Изменение частоты вращения необходимо также при синхронизации агрегата и включении его в сеть, для чего регулятор снабжают специальным устройством 46 — механизмом' изменения частоты вращения, с помощью .которого возможно регулирование частоты вращения агрегата от-15 до + 10% номинальной. Механизм снабжают двумя приводами — ручным и дистанционным.
Действие механизма можно проследить по схеме: регулирование частоты вращения достигается изменением положения точки G и точки L механизма. При смещении точки D вниз частота вращения уменьшается, а при смещении вверх — увеличивается. Изменение положения точки D соответствует перестановке статической характеристики регулятора частоты вращения вверх или вниз от какого-то положения. При работе агрегата на холостом ходу или под нагрузкой изолированно от системы перемещение статической характеристики вверх или вниз от среднего положения приводит к изменению частоты вращения агрегата при одной и той же нагрузке. Например, в случае перемещения характеристики вниз от среднего положения частота вращения f2 —fo <РИС- 77).
При работе агрегата параллельно с другими агрегатами в мощной энергосистеме перемещение с помощью механизма изменения частоты вращения статической характеристики вверх или вниз от исходного положения приводит к изменению нагрузки агрегата практически при неизменной частоте энергосистемы. Например, при перемещении характеристики вниз изменяется нагрузка от Л/о до Л/2-
Если агрегат работает изолированно от энергосистемы на какой-либо выделенный район, то при изменении нагрузки (например, увеличении) частота вращения агрегата уменьшается, регулятор реагирует на изменение частоты вращения и дополнительно открывает направляющий аппарат турбины, увеличивая подводимую гидравлическую мощность и момент 102
Рис. 77. Изменение положения характеристики регулирования при изолированной и параллельной работе агрегата
Рис. 78. Изменение положения статической характеристики при воздействии механизма изменения частоты вращения
на валу турбины (агрегата), приводя его в соответствие с новой установившейся нагрузкой. При увеличении нагрузки на величину дЛ/ от значения Nl до Л/2 после завершения процесса регулирования за счет имеющейся остающейся неравномерности (в соответствии со статической характеристикой) частота вращения агрегата снизится на величину дГ от значения до f2. Чтобы установить нормальную частоту вращения (50 Гц), надо с помощью механизма изменения частоты вращения повысить ее, что соответствует поднятию статической характеристики (из положения 7 в положение 2 на рис. 78).
Если имеются два агрегата Г1 и Г2 (каждый работает изолированно от энергосистемы и друг от друга) с разными величинами остающихся степеней неравномерности (рис. 79, а), то при одном и том же изменении нагрузки, например увеличении на дЛ/, после завершения процесса регулирования частота вращения агрегатов Г1 и Г2 изменится на дГ1 и дГ2. Если же агрегаты будут работать параллельно (между собой), то при одном и том же изменении частоты, например на величину д/ (рис. 79, б), изменение нагрузки агрегатов произойдет соответственно на дЛ/1 и дЛ/2, или большей установленной величине остающейся неравномерности (большему наклону статической характеристики, большему статизму) будет соответствовать меньшее изменение нагрузки.. Это свойство регуляторов частоты вращения используют при распределении нагрузки между параллельно работающими агрегатами в энергосистеме.
Регулятор частоты вращения снабжается механизмом ограничения открытия направляющего аппарата, используемым для ограничения нагрузки, которое может быть вызвано определенными неисправностями агрегата (повышенной вибрацией, необходимостью ограничения по кавитации и др.), пуска и остановки агрегатов при их автоматизации, ручного регулирования нагрузки, ограничения нагрузки турбин при недопустимых высотах отсасывания , ограничения нагрузки'агрегатов при высоких напорах на ГЭС, когда турбина может развивать мощность больше номинальной.
Действие механизма ограничения открытия 3 можно проследить по схеме (см. рис. 74), на которой он показан в виде системы рычагов, кинематически связанных в точке К со штоком поршня сервомотора 7. Рычаг FP механизма своим плечом (точка F) ограничивает перемещение распреде-103
Рис. 79. Изменение частоты и мощности работающих агрегатов: а — при изолированной реботе, б — при параллельной работе двух агрегатов с различными статическими характеристиками
лительного золотника в сторону открытия. Правая точка Р рычага связана со штоком редуктора 5. Вращая маховичок 4 вручную или дистанционно с помощью электродвигателя 6, можно установить любое ограничение хода поршня сервомотора в сторону открытия направляющего аппарата турбины. При наборе нагрузки и перемещении поршня сервомотора на открытие рычаг FP, поворачиваясь вокруг точки Р, приближает точку F к торцу штока золотника, которая, соприкоснувшись со штоком, препятствует дальнейшему перемещению золотника вверх, т.е. в сторону открытия регулирующего органатурбины.
Поворотно-лопастные и ковшовые турбины, имеющие два регулирующих органа, называют турбинами с двойным регулированием. Одинаковая мощность поворотно-лопастной турбины может быть получена при различных комбинациях положения ее регулирующих органов — сочетания открытия направляющего аппарата и разворота лопастей рабочего колеса. Однако для каждого установившегося режима работы существует наивыгоднейшее (с точки зрения кпд) взаимное расположение регулирующих органов турбины. Зависимость наивыгоднейшего взаиморасположения регулирующих органов при различных установившихся режимах работы турбины называют комбинаторной. Для поворотно-лопастных турбин — это зависимость между открытием направляющего аппарата и углом разворота лопастей рабочего колеса; для ковшовых — между положением иглы сопла и отклонителем струи.
Группу механизмов системы регулирования, обеспечивающих комби
104
наторную зависимость, называют комбинатором или комбинаторной связью.
На схеме (рис. 80) показана комбинаторная связь в виде клина (кулачка) 6 комбинатора, рычага 3 с роликом 5 и золотника 7 комбинатора. При перемещении сервомотора 8 направляющего аппарата 10 вместе с его штоком 9 перемещается клин 6 комбинатора и ролик 5 в зависимости от положения направляющего аппарата занимает различные положения. Опускаясь или поднимаясь, ролик поднимает или опускает левое плечо рычага 3, а последний выводит золотник 1 комбинатора из среднего положения, соединяя одну из полостей рабочего колеса со сливом, а другую с маслом под давлением, что' приводит к перемещению лопастей и установке их угла в соответствии с открытием направляющего аппарата 10.
Рис. 80. Схема двойного регулирования:
1- — золотник, 2 и 8— сервомоторы рабочего колеса и направляющего аппарата, 3 — рычаг, 4 — обратная связь, 5 — ролик, 6 — клин (кулачок) комбинатора, 7 — маятник, 9 — шток сервомотора направляющего аппарата, 10 — направляющий аппарат, 11 — рабочее колесо
При движении поршня сервомотора рабочего колеса вступает в действие обратная связь 4, с помощью которой золотник рабочего колеса приводится в среднее положение, чем обеспечивается устойчивое положение разворота лопастей.
С изменением уровня воды в водохранилище (уровнем верхнего бьефа), а также нагрузки ГЭС (это приводит к изменению расхода воды и соответственно уровня нижнего бьефа) меняется напор на ГЭС. Каждому напору соответствует своя оптимальная комбинаторная зависимость, поэтому в современных регуляторах частоты вращения устанавливается не клин комбинатора, а пространственный кулачок, поверхность которого объединяет семейство оптимальных комбинаторных зависимостей в пределах от минимального напора. Комбинаторную зависимость для каждого имеющегося в данный момент напора устанавливают перемещением кулачка комбинатора с подбором наивыгоднейшей зависимости для этого напора. Эта операция выполняется вручную или автоматически.
105
В настоящее время гидроагрегаты стали оснащать в основном электро-гидравлическими регуляторами частоты вращения.
В общем виде электрогидравлический регулятор можно представить состоящим из следующих основных частей:
выявителя, включающего электрические элементы для измерения и формирования электрического сигнала управления главным распределительным золотником сервомотора регулирующего органа. Такими элементами являются: устройство для измерения частоты вращения агрегата (электрический маятник), электрические жесткая и гибкая (изодромная) обратная связь, устройство остающейся неравномерности регулирования, механизм изменения частоты вращения и мощности, устройства группового регулирования мощности;
релейной части, к которой относятся электрические реле, обеспечивающие пуск, остановку, изменение режимов работы агрегата, а также автоматические защиты от неисправностей в схеме регулирования;
гидромеханической части, в которую входят гидромеханические элементы и непосредственно связанные с ними электрические устройства, в том числе электрогидравлический преобразователь (исполнитель), связывающий электрическую и гидромеханическую части регулятора, главный распределительный золотник, вал выключателя, механизм ограничителя открытия, указатели; для турбин поворотно-лопастного типа в гидромеханическую часть входят также устройства комбинатора (для поворота лопастей рабочего колеса при изменении открытия направляющего аппарата) , устройства, автоматически изменяющие комбинаторную зависимость при изменении напора.
В электрогидравлическом регуляторе изменение частоты вращения ротора агрегата (частоты тока, вырабатываемого генератором) воспринимается измерительным элементом, который преобразует ее в электрический сигнал, а затем'этот сигнал передается на электрическое суммирующее устройство 2 (рис. 81). На это же устройство подаются сигналы воздействия
Рис. 81. Схема взаимодействия элементов электрогидравлическо-го регулятора частоты вращения: 7 — измерительный элемент, 2 — электрическое суммирующее устройство, 3 — фазочувствительный выпрямитель, 4 — электрический усилитель, 5 — электрогидравлический преобразователь, 6 — главный распределительный золотник сервомоторе, 7 — Сервомотор направляющего аппарата, 8 — направляющий аппарат, 9 — турбина и генератор (агрегат), 70 — механическая передача к электрической жесткой обратной связи, 7 7 — электрическая жесткая обратная связь,
72 — механическая передача к электрическому изодрому, 73 — электрический изодром, 14 — механизм изменения частоты вращения, 15 — задатчик мощности, 16 — устройство группового регулирования.
106
от механизма изменения частоты вращения 14, жесткой обратной связи 11, обеспечивающей остающуюся степень неравномерности регулирования, и других управляющих устройств (задатчика мощности 15, устройств группового регулирования 16). Затем суммарный электрический сигнал поступает в фазочувствительный выпрямитель 3, а из него в электрический усилитель 4, куда поступает также сигнал от изодромного стабилизирующего устройства (электрического изодрома) 13. После их сложения и усиления суммарный сигнал поступает в электрогидравлический преобразователь 5, являющийся одновременно и усилителем, где электрический сигнал преобразуется в гидромеханический — в перемещение побудительного золотника, управляющего главным распределительным золотником 6 сервомотора направляющего аппарата турбины.
Обратная связь от сервомотора 7 к валу выключателя, на котором расположены механические передачи 10 и 12 к электрическим жесткой и изодромной обратным связям, передача к механизму ограничителя открытия осуществляются механическими передачами.
Описанным выше образом устроены регуляторы ЭГР (для радиальноосевых турбин) и ЭГРК (для поворотно-лопастных турбин), которые установлены на многих ГЭС нашей страны. В настоящее время освоены и выпускаются промышленностью новые электрогидравлические регуляторы частоты вращения, электрическая часть которых выполнена на интегральных микросхемах.
В комплект постановки регулятора входят: панель электрооборудования ЭГР-2И-1, гидромеханическая колонка управления и механизм обратной связи. Панель электрооборудования содержит пять выдвижных блоков и включает элементы, выполняющие следующие функции:
измерения частоты вращения гидроагрегата;
формирования сигнала регулирования по пропорционально-интегрально-дифференциальному закону;
суммирования и преобразования сигналов управления и сигналов обратных связей;
усиления основного сигнала регулирования до уровня, необходимого для воздействия на побудительный золотник гидромеханической части регулятора;
автоматического переключения цепей регулятора при изменении режима работы гидроагрегата.
Одной из особенностей панели является отсутствие в ней традиционных электромеханических устройств (механизма изменения частоты вращения, механизма изменения мощности), формирующих командные сигналы изменения частоты и мощности. Здесь эти механизмы заменены электрическими задающими устройствами (интеграторами), способными длительное время удерживать на неизменном уровне интегрированный (суммарный) сигнал регулирования.
Гидромеханическая колонка управления выполняет функции преобразования электрических сигналов управления в соответствующие перемещения главного золотника сервомотора направляющего аппарата и рабочего колеса (для турбин поворотно-лопастного типа). Колонка включает электрогидравлический преобразователь (ЭГП), соединенный с побуди
107
тельным золотником, соответствующие блоки главных золотников и механизмы управления.
В панели формируется непрерывный сигнал регулирования в виде электрического тока определенной полярности, приводящего в действие (перемещение) побудительный золотник и соответственно связанные с его перемещением остальные механизмы гидромеханической колонки управления регулятора. В равновесном положении регулятора выходной (суммарный) ток панели электрооборудования равен нулю. Изменение любого из входных сигналов (частоты, мощности системы; заданных значений частоты и мощности) приводит к соответствующему изменению тока 7 „ . Ток 7 е, поступая в катушку ЭГП, вызывает соответствующее изменение положения его штока и связанного с ним побудительного золотника (так же, как и в ранее описанной схеме) и далее перемещение главного золотника и сервомотора направляющего аппарата турбины. При этом сигналы, идущие от обратных связей, уменьшают ток 7 „ до нуля и.шток ЭГП, а соответственно побудительный золотник и главный золотник сервомотора направляющего аппарата приходят в исходное (нейтральное) положение.
Характер переходных процессов регулирования устанавливается в соответствии с требованиями энергосистемы, что производится путем настройки имеющихся для этой цели стабилизирующих устройств.
§ 23. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ
Нормальная работа регулятора частоты вращения, во многом зависящая от состояния и качества настройки его узлов, характеризуется: зоной нечувствительности маятника или электрического выявительного устройства, зоной нечувствительности обратной связи, колебанием частоты вращения при работе агрегата на холостом ходу, колебанием сервомотора направляющего аппарата, параметрами статической характеристики регулирования, параметрами гарантий регулирования.
Зона нечувствительности маятника, т.е. пределы изменения частоты вращения агрегата, на которую чувствительный элемент не реагирует, определяется по его статической характеристике, представляющей собой зависимость хода штифта маятника h в механических регуляторах или иглы исполнителя в электрогидравлических регуляторах от частоты п вращения агрегата (рис. 82). Величина нечувствительности не должна быть больше 0,1% номинальной частоты вращения.
Зона нечувствительности обратной связи определяется величиной "мертвого хода" в элементах кинематики рычажной передачи обратной связи, т.е. величиной перемещения штока сервомотора направляющего аппарата, в пределах которого не происходит выключающего действия обратной связи. Величина "мертвого хода", определяемая с помощью индикаторов, которые устанавливают на штоках побудительного золотника и сервомотора, не должна превышать 1% полного хода сервомотора.
Колебание частоты вращения при работе агрегата на холостом ходу не должно превышать 0,2% номинальной; проверку производят с помощью, тахометров.
108
Рис. 82. Статическая характеристика маятника
Рис. 83. Статическая характеристика регулирования:
1 — прямой ход, 2 — зона нечувствительности, 3 — обратный ход
Колебание сервомотора направляющего аппарата при работе агрегата на холостом ходу не должно превышать 1% значения холостого хода; проверку осуществляют с помощью индикаторов перемещений часового типа.
Статическая характеристика регулирования представляет собой зависимость между частотой вращения п и нагрузкой агрегата N (рис. 83). По статической характеристике находят зону нечувствительности регулирования и величину остающейся неравномерности регулирования.
Нечувствительность Е (%) определяют отношением
л! _ лА
Е =----:---- . юо% =----------- • 100%,
Лном 'ном
где л1 - л2 или f\ — f'2 — минимальное изменение частоты вращения или частоты тока, при котором поршень сервомотора изменяет направление своего движения; лном — номинальная частота вращения (частота тока). Нечувствительность должна быть не более 0,2%. Для определения зоны нечувствительности регулирования нечувствительность определяют при нескольких положениях поршня сервомотора от значений холостого хода до значения, соответствующего полной нагрузке.
Остающаяся степень неравномерности регулирования (статизм) — наклон этой характеристики 5 (%) определяют отношением
_ "ном — "мин
5 =------------- . 100%,
"ном
где лном и лмиц — номинальная и минимальная частоты вращения, об/мин.
Гарантии регулирования. При сбросе нагрузки с генератора частота вращения увеличивается. По условиям прочности ротора генератора повышение частоты вращения агрегатов при сбросе нагрузки обычно допускается до 140% номинальной, для горизонтальных капсульных — до 170%.
Чтобы ограничить повышение частоты вращения в допустимых пределах, быстро закрывают направляющий аппарат, в результате чего увеличивается давление воды в подводящих устройствах. Максимально допустимое относительное повышение давления в подводящих трубопроводах
109
или спиральной камере перед турбиной I = (Wmax — Н0}!Н0, где Wmax — максимальное повышение напора, м; Но — напор до сброса нагрузки, м. Допустимые значения повышения давления при различных напорах следующие: выше 100м — 0,15 — 0,3; 40—100м— 0,3 — 0,5; ниже 40 м — 0,5 — 0,7.
Время открытия и закрытия направляющего аппарата различных турбин находится в пределах: малых — 1,5 — 3 с; средних — 3—7 с; крупных — 7—20 с. Время разворота лопастей рабочего колеса выбирают равным или нескрлько большим времени открытия направляющего аппарата, а время свертывания лопастей принимают в 4—6 раз большим времени закрытия направляющего аппарата (для крупных турбин оно может составлять 60-70 с).
На ковшовых турбинах время подвода отклонителя обычно выбирается равным 1,5—2 с, время закрытия регулирующей иглы сопла — 30—60 с.
Если механизмы системы регулирования при сбросе нагрузки не сработают, предусматривается золотник аварийного закрытия, который при перемещении отключает систему регулирования и подает масло под давлением в полость на закрытие сервомотора направляющего аппарата непосредственно от маслонапорной установки (см. рис. 64). Время закрытия направляющего аппарата с помощью золотника аварийного закрытия принимают равным или несколько большим времени закрытия при нормальной работе системы регулирования.
Время закрытия регулирующих органов проверяют при сбросах нагрузки с генератора. При этом время закрытия направляющего аппарата выбирают минимальным с учетом того, чтобы увеличение давления в цапор-ном трубопроводе или спиральной камере турбины и частоты вращения при сбросе нагрузки не выходило за пределы допустимого.
§ 24. МАСЛОНАПОРНАЯ УСТАНОВКА
Для перемещения регулирующих органов турбины — сервомоторов направляющего аппарата и рабочего колеса, а также турбинных затворов и клапанов холостых выпусков — применяют масло под давлением. Для аккумулирования необходимого объема масла под давлением, которое в любой момент может быть использовано на ГЭС, устанавливают маслонапорные установки (МНУ). МНУ (рис. 84) состоит из масловоздушного котла 1 с арматурой, сливного бака 13, масляных насосов 14 с электродвигателями 12, приборов и устройств контроля и автоматики.
Котел МНУ заполнен на 40% маслом и 60% воздухом под давлением, благодаря чему является аккумулятором энергии, необходимой для привода в действие механизмов системы регулирования и управления. При расходовании масла из котла МНУ уровень масла и давление в котле понижаются, при этом сжатый воздух, имеющийся в котле, исключает резкое снижение давления. Компенсация (пополнение) израсходованного масла из котла происходит с помощью винтовых маслонасосов. МНУ снабжают двумя (один из них резервный) или тремя маслонасосами. В последнем случае резервными являются два насоса.
Для обеспечения нормальной работы « автоматическом режиме насосы МНУ имеют перепускной, обратный и эанительный клапаны. Перепускной и предохранительный клапаны лнгуот раздельными и смон-110
1
Рис. 84. Схема маслонапорной установки:
1 — масловоздушный котел, 2 — манометр, 3 — масломерное стекло, 4 — реле давления, 5 и 6 — запорный и сбросный вентили, 7 — поплавковое реле уровня в сливном баке, 8 — сброс протечек из системы регулирования, 9 и 11 — лекажные бачок и насос, 10 — поплавковое реле уровня лекажного бачка, 12 — электродвигатель, 13 — сливной бак, 14 — масляный насос, 15 и 16 — перепускной и обратный клапаны, 17 — задвижка
тированными в одном блоке. Перепускной клапан служит для поддержания давления масла при непрерывном режиме работы насоса и приводится в действие маслом под давлением из котла МНУ. Клапан регулируется на определенный перепад давления в котле и при достижении нижнего предела (снижении давления в котле на 0,2 — 0,3 МПа) соединяет напорную камеру насоса с котлом, а при достижении нормального давления в котле — напорную камеру насоса со сливным баком МНУ, при этом насос начинает работать вхолостую, т.е. перекачивать масло через перепускной клапан обратно в сливной бак МНУ. С целью экономии электроэнергии маслона-сосы работают, как правило, в прерывистом режиме, для чего устанавливают реле давления, с помощью которых производится включение и отключение насосов. Во избежание обратного движения масла из котла МНУ при остановке насоса устанавливают обратный клапан.
Для предотвращения увеличения давления в котле выше допустимого служит предохранительный клапан, открывающийся и сбрасывающий масло, подаваемое насосом, в сливной бак при достижении определенного давления в котле. Открытие клапана происходит при увеличении давления в котле на 10% выше номинального.
Для обеспечения запуска электродвигателей без нагрузки каждый насос снабжают разгрузочным клапаном, с помощью которого подача масла насосом производится после достижения им номинальной частоты вращения.
111
МНУ оборудуют следующими приборами: манометрами для контроля давления масла в котле; масломерным стеклом для контроля уровня масла в котле;
реле давления, действующими на включение и отключение рабочих насосов, обеспечивающих поддержание давления масла в заданных пределах (при номинальном давлении в котле 4 МПа перепад давления составляет 0,2—0,3 МПа) ;
реле давления, действующим на сигнал и автоматическое включение резервного насоса при снижении давления в котле МНУ на 0,2—0,3 МПа относительно установки включения рабочего насоса;
реле аварийно-низкого давления, действующим на включение аварийной сигнализации и дающим команду (сигнал) на аварийную остановку агрегата;
указателем уровня масла в сливном баке МНУ в виде поплавкового реле с электрическими контактами, действующими на сигнал; один контакт замыкается при достижении верхнего предела (максимального уровня масла); другой — при снижении уровня масла до нижнего предела;
регулятором давления и дифференциальным реле давления (при автоматическом пополнении воздуха в котел МНУ).
Для проведения технического обслуживания и ремонтов МНУ снабжают следующими устройствами и арматурой:
лазами и люками для осмотра и очистки котла и бака;
масляным фильтром с двумя сетками в сливном баке, обеспечивающими очистку фильтров без спуска масла из бака (во время чистки одной из сеток другая остается в работе);
запорными клапанами (вентилями) для возможности отключения насосов от котла, выпуска масла в сливной бак, отключения подачи воздуха к котлу и спуска его из котла, отключения фильтров реле давления МНУ и общим запорным вентилем для отключения котла МНУ от системы регулирования;
сдвоенным фильтром для очистки масла, подводимого к. золотникам перепускных клапанов и клапанов реле давления; при необходимости чистки одного из фильтров подачу масла производят через другой.
Уровень масла в котле при заданном давлении определяют соотношением объемов масла и воздуха. При расходовании масла из котла вместе с маслом уходит в виде мельчайших пузырьков и часть воздуха под давлением. Потери воздуха происходят также из-за неплотности арматуры котла; в некоторых схемах воздух из котла расходуется на торможение агрегата. По мере ухода (утечки) воздуха уровень масла в котле повышается. Увеличение объема (уровня) в котле более допустимого опасно тем, что при регулировании может не хватить аккумулирующей способности котла и давление в этом случае снизится до значения, при котором агрегат потеряет управление.
Для поддержания расчетного соотношения объемов масла и воздуха периодически пополняют воздух в котел МНУ с помощью масловоздушного компрессора, приводимого в действие маслом под давлением от котла МНУ или от общестанционной воздушной магистрали высокого давления
112
(последний способ используется наиболее часто). Подкачка воздуха производится вручную (оперативным персоналом) или автоматически.
§ 25. ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ АВТОМАТИЗАЦИИ ГИДРОАГРЕГАТОВ
Цель автоматизации оборудования — повышение надежности и выработки электроэнергии, роста производительности труда, снижение затрат на производство электроэнергии. С помощью средств автоматизации можно выполнять различные операции и предупреждать неисправности, быстрее ликвидировать аварийные ситуации.
(Непрерывный автоматический контроль оборудования гидроагрегатов способствует своевременному обнаружению отклонения режима их работы от нормального и принятию необходимых мер. Автоматическое управление гидроагрегатами и автоматическое ведение режимов их работы при возникновении аварийных ситуаций в энергосистеме позволяют быстро вводить в работу резервные агрегаты или увеличивать их нагрузку, а при необходимости быстро уменьшать ее.
Автоматизация управления вспомогательными механизмами ГЭС позволяет избежать их работы вхолостую, тем самым сократить расход электроэнергии на собственные нужды.
Степень автоматизации гидроагрегатов может быть различной в зависимости от задач, которые должны быть решены. Для средних и крупных по мощности гидроагрегатов в задачи автоматизации входят: контроль и ведение режимов работы оборудования, защита от угрозы его повреждения, повышение эффективности его работы, ускорение процессов и обеспечение качества регулируемых параметров, пуск, включение в сеть и остановка, смазка узлов, охлаждение, откачка протечек масла и воды.
Пуск, включение в сеть и остановка агрегата. Эти операции производятся из одного командного импульса, поданного с пульта управления ГЭС, диспетчерского пульта энергосистемы или от автооператора, установленного на ГЭС. После получения командного импульса механизмы управления агрегатами и устройства автоматики приходят в действие в требуемой последовательности, что обеспечивается механическими, гидравлическими и электрическими устройствами и блокировками.
Регулирование режимов работы. Автоматизация включает: регулирование частоты и активной мощности, напряжения и реактивной мощности; автоматический контроль температуры подшипников и подпятника; автоматическое охлаждение узлов агрегата; наиболее экономичное распределение нагрузки между агрегатами с помощью специальных устройств, дающих команду на включение и отключение агрегатов при изменении частоты и мощности в энергосистеме, а также расходов воды в реке и запасов ее в водохранилище, работу компрессорных установок, маслонасосов МН/.
Смазка. Автоматизируется система смазки всех вращающихся и подвижных частей агрегата, включая подшипники и подпятники агрегата, подшипники лопаток направляющего аппарата.
Охлаждение. Автоматизацией предусматривается автоматическая подача воды на охлаждение генератора, подшипников и подпятников, при необходимости — масла системы регулирования.
113
Сигнализация и защита, действующие при неисправности узлов агрегата. На гидроэлектростанциях ведется автоматический контроль состояния наиболее ответственных узлов оборудования. При отклонении контролируемых параметров от заданных на заранее определенную величину подаются звуковой и световой сигналы, а также команда на автоматическое включение резервного вспомогательного оборудования. Если контролируемые параметры выходят за пределы допустимых, подается команда на отключение от сети и остановку агрегата. В первом случае действуют устройства предупредительной сигнализации, а во втором — устройства защиты.
Предупредительная сигнализация включается при следующих обстоятельствах:
понижении уровня масла в котле МНУ ниже допустимого;
уменьшении давления масла в котле МНУ до значения, при котором включается резервный насос;
повышении уровня масла в котле или сливном баке МНУ сверх допустимого;
понижении уровня масла в сливном баке МНУ ниже допустимого;
поломке предохранительных устройств рычагов лопаток направляющего аппарата;
повышении уровня воды на крышке турбины (в капсуле) сверх условно заданной отметки;
переполнении маслом бака лекажного агрегата;
увеличении перепада напора на сороудерживающих решетках сверх допустимого;
повышении температуры тела сегментов подшипников и подпятников на 5°С сверх установившейся рабочей температуры;
снижении уровня масла в ваннах подшипников и подпятников ниже допустимого;
уменьшении уровня масла в расходном баке смазки капсульного агрегата до значения, при котором дается команда на включение резервного насоса;
переполнении сливного (нижнего) бака смазки капсульного агрегата.
Центральная аварийная сигнализация в виде световой и звуковой включается при срабатывании любой из электрических защит, действующих на отключение, а также любое из гидромеханических защит, действующих на остановку агрегата.
Гидромеханические защиты действуют на остановку агрегата при следующих обстоятельствах:
повышении температуры сегментов подшипников и подпятников сверх допустимой (в качестве допустимой принимают температуру, превышающую рабочую на 10°'С);
уменьшении расхода воды на смазку турбинного подшипника ниже допустимого (5 л/с);
понижении давления масла в котле МНУ ниже допустимого (принимают давление, достаточное для закрытия регулирующих органов из положения полного их открытия при остановленных насосах МНУ) ;
уменьшении уровня масла в расходном баке смазки до значения аварийно-низкого (для капсульных агрегатов);
114
повышении частоты вращения агрегата при сбросе нагрузки с генератора до пределов настройки защиты от разгона (защиту от разгона настраивают на 1—3% выше допустимого повышения частоты вращения агрегата, равного для горизонтальных капсульных агрегатов 70%, для вертикальных — 40% выше номинальной).
§ 26. КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ АППАРАТУРА
Для наблюдения во время работы за узлами агрегата и во избежание их выхода из строя предусматривают устройства для визуального и автоматического контроля их состояния.
К измерительной аппаратуре турбины относят: указатель открытия направляющего аппарата (шкала градуирована в миллиметрах хода сервомотора направляющего аппарата, а в ковшовых—в миллиметрах хода иглы) ; указатель положения лопастей рабочего колеса в поворотно-лопастных и диагональных турбинах (шкала градуирована в градусах); указатель положения отклонителя струи в турбинах ковшового типа; манометр, показывающий давление перед турбиной (МПа); мановакуумметр, показывающий при избыточном давлении в отсасывающей трубе давление в миллиметрах водяного столба, а при давлении ниже атмосферного — вакуум. Кроме того, устанавливают также манометр перед турбинным подшипником (при водяной его смазке) и приборы термоконтроля (при установке баббитовых подшипников), а также реле контроля расхода воды, поступающей на смазку турбинного подшипника (струйное реле), которое срабатывает при снижении расхода воды до 5 л/с.
К контрольно-измерительной аппаратуре генератора относят: амперметры для измерения тока ротора и статора; вольтметры для измерения напряжения ротора и статора; ваттметры для измерения активной и реактивной мощности; частотомеры для измерения частоты тока; устройства для измерения температуры (контроля) меди и железа статора, горячего и холодного воздуха, охлаждающего генератор; температуры тела сегментов и масла в ваннах подшипников и подпятников.
Точность измерений, производимых по приборам контроля. По приборам контроля перемещений измерения производят с точностью 1 мм (при шкале, градуированной в миллиметрах) или 0,5° (при шкале, градуированной в градусах).
Манометры, вакуумметры, мановакуумметры в зависимости от диаметра и верхнего предела измерения могут иметь класс точности от 0,4 до 4. При измерении величин в эксплуатационных условиях в основном применяются приборы с диаметром корпуса 100 мм с классом точности 2,5; это значит, что основная погрешность при измерениях величин с помощью этих приборов может достигать ± 2,5%.
Примерно такой же класс точности имеют приборы термоконтроля; однако эти приборы имеют сравнительно большую инерционность, т.е. измеряемые в данный момент величины могут иметь значения, отличные от тех, которые имеют место на самом деле и которые прибор покажет по прошествии некоторого времени (времени инерции).
Реле контроля расхода воды, идущей на смазку турбинного подшипника,
115
является также показывающим приббром, но показывающим качественное изменение расхода воды: при достаточном для смазки расходе стрелка реле отклонена влево; при уменьшении расхода стрелка начинает перемещаться вправо и при уменьшении расхода воды до 5 л/с стрелка прибора совмещается с красной контрольной чертой на шкале прибора.
Приборы, измеряющие ток, напряжение, мощность, могут иметь класс точности также в очень широких пределах — от 0,05 до 5. В эксплуатационных условиях используют, как правило, приборы с классом точности 2,5.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Для чего применяют регуляторы частоты вращения?
2. Как взаимодействуют элементы системы регулирования при изменении частоты вращения в случае регулятора прямого действия?
3. Перечислите основные характеристики системы регулирования.
4. Расскажите о механизмах управления регулятора частоты вращения.
5. Для чего предназначена и как устроена МНУ?
6. Каковы основные задачи автоматизации гидроагрегатов?
7. Расскажите о предупредительной и аварийной сигнализации агрегатов.
8. Какую контрольно-измерительную аппаратуру устанавливают на турбине и генераторе?
ГЛАВА VI
ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
§ 27. МАСЛЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
На гидроэлектростанциях применяют трансформаторное (изоляционное) и турбинное (смазочное) масла, а также смазочные материалы (консистентные смазки) для вспомогательного оборудования и механического оборудования гидротехнических сооружений.
Масло используют в качестве рабочей среды в системах управления и регулирования гидротурбин, для смазки трущихся поверхностей'различных устройств и механизмов (подшипников и подпятников) и в качестве изоляционного, которое применяют для охлаждения обмоток и сердечников трансформаторов, гашения электрической дуги, возникающей при размыкании и замыкании контактов масляных выключателей, охлаждения и изоляции проводов маслонаполненных кабелей.
Масла получают из нефти путем фракционной перегонки с последующей очисткой. Консистентные смазки, или мази, имеют полужидкую или полутвердую консистенцию (степень плотности) и представляют собой коллоидные системы, состоящие из минерального масла и загустителя.
Для обеспечения потребителей маслом и смазочными материалами на ГЭС организуют масляное хозяйство, включающее открытый и закрытый склады и аппаратную.
Открытый склад масла оснащают баками для раздельного хранения чистого и отработанного (грязного) турбинного и трансформаторного 116
масел, закрытый — тарой для хранения и средствами для транспортировки других масел и смазок.
Аппаратную оснащают станционарными и передвижными насосами, установками для очистки отработанного и находящегося в эксплуатации масла (фильтр-прессами и центрифугами). С помощью систем маслопроводов и запорной арматуры аппаратная должна быть связана с баками открытого склада и всеми потребителями масла.
Подачу масла в маслонаполненное оборудование и слив из него осуществляют по маслопроводам грязного и чистого масла раздельно (турбинного, а также трансформаторного). Схема коммуникаций, связывающих аппаратную с маслонаполненными емкостями агрегата, показана на рис. 85.
Рис. 85. Схема маслоснабжения агрегата:
1 — доливной бачок, 2 и 3 — напорная и сливная магистрали, 4 — трубопровод, временно прокладываемый при сливе масла из втулки рабочего колеса, 5 — рабочее колесо, 6 — задвижки, 7 и 8 — бак и котел маслонапорной установки, 9 — подпятник агрегата, 10 — генераторный
подшипник
§ 28. СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ВОЗДУХА
На гидроэлектростанциях при выполнении технологических операций, связанных с пуском, включением, отключением, остановкой и регулированием нагрузки агрегатов, используется сжатый воздух. Кроме того, сжатый воздух требуется при ремонте оборудования и сооружений для различных технических нужд. Все потребители сжатого воздуха делятся на две группы: низкого давления (до 0,7 МПа), к которым на ГЭС относят системы торможения агрегатов, системы отжатия воды из камеры рабочего колеса при работе агрегата в режиме синхронного компенсатора, устройства технических нужд, используемых при эксплуатации и ремонте оборудования и сооружений, и высокого (до 4 МПа), к которым на ГЭС относят воздушные выключатели и котлы маслонапорных установок (для последних в настоящее время применяют и более высокое давление). В связи с этим на гидроэлектростанциях имеются две сети сжатого воздуха: низкого и высокого давления. Схемы воздушного хозяйства гидроэлектростанции и воздухо-снабжения гидроагрегата показаны на рис. 86 и 87.
Питание устройств сжатым воздухом обеспечивают компрессорные установки, состоящие из компрессоров и воздухосборников, которые служат воздушными аккумуляторами.
Компрессорные установки, используемые на ГЭС, работают в прерывистом режиме, включаясь в работу на непродолжительное время.
117
Рис. 86. Схема воздушного хозяйства ГЭС:
1, 4, 5, 6, 8, 9 и 11 —оперативные вентили,2и 12 — воздухосборники высокого и низкого давления, 3 и 10 — вентили слива конденсата, 7 и 13 — компрессорные установки высокого
и низкого давления
НЛ
° Рис. 87. Схема воздухоснабжения агрегата: Н.Д., В.Д. — магистральные трубопроводы низкого и высокого давления; 1 — дранаж-ный патрубок; 2 — вентиль выпуска воздуха из котла, 3 — обратный клапан, 4 — вентиль связи устройства автоматической подкачки воздуха с котлом, Б — котел МНУ, 6, 8 и 10 — оперативные вентили, 7 — устройство автоматической подкачки воздуха в котел, 9 — вентиль подачи воздуха в котал МНУ, 11, 12 и 13 — вентили подачи воздуха на технические нужды, 14 — вентиль подачи воздуха к системе торможения аграгата
§ 29. ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ И УСТРОЙСТВА ПОЖАРОТУШЕНИЯ
Система технического водоснабжения предназначена для обеспечения водой следующих систем и устройств: охлаждения генераторов при использовании воздушно-водяного охлаждения или теплообменников при непосредственном охлаждении обмотки ротора или статора генератора водой, охлаждения масла в ваннах подпятников и подшипников, ртутных выпрямителей, трансформаторов, компрессоров, обеспечения смазки турбинных подшипников с резиновыми и деревопластическими вкладышами и др. Схема технического водоснабжения гидроагрегата показана на рис. 88.
Для технического водоснабжения используют воду, забираемую из верхнего или нижнего бьефа ГЭС. Расходы воды в системе зависят от мощности ГЭС, температуры охлаждающей воды и способов охлаждения генераторов и трансформаторов.
В зависимости от напоров ГЭС применяют различные системы технического водоснабжения: при напорах от 12 до 60—70 м — самотечную с водозабором из напорного трубопровода, спиральной камеры или непосредственно из верхнего бьефа (на ГЭС с агрегатами капсульного типа эту сис-118
п
Рис. 88. Схема технического водоснабжения гидроагрегата: ОП, ОГП и ОСГ — охладители подпятника, генераторного подшипника и статоре генератора, Ф1 и Ф2 — общие фильтры, ФТ1 и ФТ2 — фильтры смазки турбинного подшипника, П — подпятник, ГП и ТП — генераторный и турбинный подшипники, СГ — статор генератора, МТ — магистральные трубопроводы технического водоснабжения
тему можно использовать при напоре менее 12м); при напоре выше 50 м — специальные охладители, рассчитанные на большой напор или дросселирующие устройства для снижения напора; при напорах 10—15 м — самотечно-вакуумную, для включения которой требуется создание первоначального вакуума в системе (последнюю систему используют тогда, когда охладители расположены выше уровня верхнего бьефа, но не более чем на 2—4 м); при напорах до 10 м — насосную (рис. 89) с водозабором из верхнего бьефа; при напорах свыше 50—60 м — насосную с водозабором из нижнего бьефа; при больших напорах — эжекторы (гидроэлеваторы) вместо насосов. 119
Подключение гидроэлеватора показано на рис. 90. Забор воды по этой схеме осуществляется от- подводящих турбинных трубопроводов, подсос воды — эжекторами из нижнего бьефа. Кроме того, применяют также комбинированные системы. При низких уровнях верхнего бьефа водоснабжение осуществляется с помощью насосов, при. высоких уровнях — самотеком.
Для обеспечения надежного технического водоснабжения, как правило, предусматривают три водозабора — основной и два резервных. Техническое водоснабжение выполняют в виде централизованных, групповых и поагрегатных (блочных) схем. Система технического водоснабжения имеет магистральные трубопроводы (основной и резервный) и разводку трубопроводов к потребителям.
Вода, используемая в системе технического водоснабжения, должна быть достаточно чистой. Для очистки воды на магистрали технического водоснабжения, агрегата и дополнительно на магистрали подачи воды на смазку турбинного подшипника ставят фильтры, конструк-
Рис. 89. Схема технического водоснабжения с насосным питанием:
1 — решетка водозабора, 2 — водозабор, 3 — насосы (рабочий и резервный), 4 — магистральные трубопроводы, 5 — задвижка, 6 — фильтр, 7 — трубопровод подачи воды к устройствам охлаждения генератора, 8 — трубопровод подачи воды на смазку турбинного подшипника, 9 — трубопровод подачи воды на плотину; Г1 и Г2 — гидроагрегаты
ция которых предусматривает возможность их промыва обратным током воды. Устанавливают два фильтра, один из которых включают в работу, а другой используют в качестве резервного.
Пожаротушение на гидроэлектростанциях производят водой, с помощью углекислотных установок и огнетушителей различного типа.
Для целей пожаротушения: гидроэлектростанции оборудуют внутренней и внешней сетью противопожарных трубопроводов и ответвлений с гидрантами для присоединения пожарных шлангов.-Во внешнюю сеть вода обычно поступает от городского водопровода или трубопровода технического водоснабжения; во внутреннюю — от специальных насосов. Пожарные насосы постоянно находятся в резерве, их включают в работу только в случае надобности при пожаре.
§ 30. ОСУШАЮЩИЕ И ДРЕНАЖНЫЕ УСТРОЙСТВА
Бетонный массив здания ГЭС разделен на строительные и конструктивные блоки. Швы блоков уплотнены, однако вода через них, а также 120
2
Рис. 90. Схема использования эжекторе в системе технического водоснабжения:
1 — эжектор, 2 — спиральная .камера, 3 — фильтр, 4 - трубопровод технического водоснабжения агрегата, 5 — обратный клапан, 6 -задвижка, 7 — резервный насос
через бетонное основание здания ГЭС все же проникает в помещения, устроенные в теле плотины (фильтрует). Поэтому все помещения и галереи, расположенные на низких отметках, снабжают дренажными устройствами, Фильтрационные воды самотеком поступают в ряд сборных коллекторов, выполненных в виде открытых и закрытых каналов в бетонных массивах здания ГЭС. По сливным трубопроводам дренажные воды стекают в центральный дренажный колодец, в котором установлены автоматически действующие насосы.
Рис. 91. Схема централизованного опорожнения проточной части турбин на ГЭС с 12 агрегатами:
1 — задвижка, 2 — обратный клапан, 3 — насос; Г1 — Г12— номере вгрегатов
121
Во время эксплуатации ГЭС возникает необходимость осмотра и ремонта рабочих колес и их камер, а также осмотра и ремонта спиральных камер и отсасывающих труб турбины, для чего их освобождают от воды. С этой целью на ГЭС применяют групповую или централизованную систему опорожнения водоводов турбины от воды. На рис. 91 показана централизованная система откачки воды из проточной части турбины на ГЭС с 12 агрегатами.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Какие масла и смазки применяются на гидроэлектростанциях?
2. Каковы основные принципы организации маслохозяйства?
3. Для чего предназначена система технического водоснабжения? Какие системы применяются на ГЭС?
4. Для каких целей на ГЭС используется сжатый воздух?
5. Для чего предназначены осушающие и дренажные устройства?
ГЛАВА VII
ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
§ 31. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ИХ КАСКАДОВ
В отличие от любого другого производства технологический процесс энергетического производства имеет ряд особенностей. К наиболее важным из них относятся нижеследующие.
Энергетические предприятия не только производят продукцию, но и осуществляют ее передачу и распределение.
Процессы производства, передачи, распределения и потребления проте- & кают практически одновременно и непрерывно. *
В этом процессе имеется соразмерность производства и потребления энергии, т.е. отсутствует проблема сбыта и отпадает необходимость складирования готовой продукции.
Невозможность складирования продукции (энергии) приводит к тому, что выреботка энергии подчинена потреблению и изменяется в соответствии с изменением потребления. Кроме того, невозможность выбраковывания продукции (энергии) и изъятия ее из потребления накладывает на энергетические предприятия особую ответственность за постоянное качество энергии, основными показателями которого являются частота и напряжение.
Характерной особенностью энергетического производства является непостоянство режима производства энергии как в течение года, так и в течение месяца, недели и суток. В основе этого лежат, с одной стороны, природно-климатические факторы (колебания температуры, изменение естественной освещенности и т.п.), а с другой — особенности технологического процесса различных предприятий и отраслей народного хозяйства, режима труда и отдыха работающих, изменение бытовой нагрузки.
Указанные особенности выдвигают требование обеспечения достаточно высокого уровня надежности работы энергетических предприятий с целью 122 >11
бесперебойного электроснабжения потребителей. Перебои в электроснабжении наносят народному хозяйству большой ущерб — из-за них происходит порча продукции и оборудования, не выполняются планы по производству продукции промышленными предприятиями и т.д.
Существенная особенность заключается также в быстром развитии аварийных ситуаций, во влиянии, которое оказывает отказавший элемент на другие элементы, работающие с ним во взаимосвязи.
Энергетические предприятия допускают как изолированную, так и совместную параллельную работу. Значительное повышение надежности и экономичности энергетического производства достигается при совместной (параллельной) работе, при этом тем большее, чем большее число предприятий работает совместно, резервируя друг друга. Поэтому основная часть энергетических предприятий объединена в районные энергетические системы, включающие электростанции, линии электропередачи, подстанции, связанные между собой общностью режима и непрерывностью производства и распределения энергии. Энергетическая система имеет общий резерв мощности. Районные энергетические системы также связаны между собой линиями электропередачи, по которым может осуществляться передача энергии из одной энергосистемы в другую, и образуют объединенные территориальные межрайонные энергосистемы. Соединение объединенных энергетических систем образует единые энергосистемы — европейской части Союза, Сибири и др. В дальнейшем единые энергосистемы будут соединены в одну — Единую энергосистему СССР.
Так же как й на других энергетических предприятиях, потребности технологического процесса в конкретных условиях работы гидроэлектростанций требуют деления их коллективов на более мелкие производственные подразделения — цеха, участки, рабочие места.
На крупных гидроэлектростанциях организуются следующие производственные цеха: гидротехнический, в ведении которого находятся все гидротехнические сооружения; машинный, в ведении которого находится все гидромеханическое оборудование; электротехнический, в ведении которого находятся электротехническое оборудование станции, электротехнические устройства вторичной коммутации, связь.
В зависимости от мощности гидроэлектростанции допускается упрощение ее производственной структуры: число цехов сокращается до двух (электромашинного и гидротехнического) или они вообще не создаются, а вместо них образуются участки — машинный, электротехнический, гидротехнических сооружений; на гидроэлектростанциях малой мощности организуются только эксплуатационно-ремонтные группы.
Такие же производственные подразделения организуются и на каскадах ГЭС, но в их ведении находится оборудование или гидротехнические сооружения не одной ГЭС, а всех станций, входящих в каскад.
Управление гидроэлектростанцией осуществляет директор, который в пределах предоставленных ему прав распоряжается (всеми средствами и имуществом ГЭС (каскада ГЭС) , руководит работой коллектива, несет ответственность за выполнение государственного плана, соблюдение финансовой, договорной, технической и трудовой дисциплины на станции, обеспечивает сохранность социалистической собственности.
123
На очень крупных ГЭС директор руководит станцией через своего заместителя — главного инженера и руководителей отделов. Главный инженер ведает техническими вопросами, организует разработку и внедрение передовых методов груда, рационального использования оборудования, экономного расходования воды, электроэнергии и материалов. Под руководством главного инженера осуществляется ремонт оборудования и сооружений.
На ГЭС мощностью более 350 тыс. кВт организуются следующие отделы: производственно-технический, снабжения, кадров и бухгалтерия.
Производственно-технический отдел разрабатывает режимы наилучшего использования оборудования, проводит самостоятельно и участвует в проводимых другими организациями испытаниях энергетического оборудования для определения или уточнения технических характеристик; организует технический учет работы оборудования; ведет учет расхода воды, электроэнергии на собственные нужды; составляет необходимую техническую отчетность; анализирует выполнение установленных режимов и технических норм; организует повышение квалификации персонала; организует и контролирует производственный инструктаж персонала; рассматривает рационализаторские предложения; составляет общестанционный график ремонта оборудования.
Отдел снабжения обеспечивает электростанцию материалами, инструментом, запасными частями, составляет заявки на них и реализует составленные заявки.
Отдел кадров занимается вопросами подбора кадров, оформляет прием, переводы и увольнение работников ГЭС.
Бухгалтерия ведет документальный учет хозяйственной деятельности электростанции, осуществляет контроль за правильным расходованием средств и соблюдением финансовой дисциплины, составляет бухгалтерские отчеты о деятельности ГЭС.
Каждый цех электростанции возглавляет начальник. Начальник цеха организует работу коллектива по выполнению плановых показателей, распоряжается средствами цеха, имеет право поощрения и наложения дисциплинарных взысканий на работников цеха и т.д.
Отдельные участки цеха возглавляются мастерами, отвечающими за выполнение плана, расстановку и использование работников, сохранность оборудования, расходование материалов, фондов заработной платы, охрану труда и технику безопасности и т.д.
§ 32. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЯМИ
В настоящее время для повышения экономической эффективности работы гидроэлектростанций внедряются автоматизированные системы управления — АСУ ГЭС.
Автоматизированные системы управления предназначены для:
оперативно-технологического управления (выбора наиболее рациональных режимов работы оборудования; группового регулирования мощности; противоаварийной автоматики; сигнализации и регистрации параметров оборудования; диагностики состояния оборудования и т.п.);
124
производственно-хозяйственного управления (учета, анализа труда и заработной платы; технико-экономического планирования; управления материально-техническим снабжением; управления финансовой деятельностью; планирования и анализа технико-экономических показателей работы ГЭС).
Автоматизированная система управления ГЭС представляет собой систему, включающую в себя датчики для сбора информации, передающие устройства (каналы связи), электронно-вычислительные устройства, с помощью которых за доли секунды обрабатывается поступающая информация и вырабатывается решение, устройства связи с органами управления оборудованием (при решении первой группы задач), устройства, выдающие решение в виде рекомендаций (при решении второй группы задач).
Внедрение АСУ ГЭС позволит ускорить решение задач и вопросов и максимально исключить ошибки при их решении, а также наиболее эффективно использовать оборудование и персонал, занятый его обслуживанием.
§ 33. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ СТРУКТУРА ОПЕРАТИВНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ
При оперативном обслуживании (посменном дежурстве персонала) гидроэлектростанций применяется бригадная форма организации труда. В состав бригады (смены) могут входить: начальник смены ГЭС, начальник смены машинного зала, дежурные электромонтеры, машинисты гидроагрегатов. В зависимости от мощности ГЭС и состава оборудования численный состав смены может насчитывать от 1 до 8—10 чел.
Руководство дежурным персоналом осуществляет начальник смены (дежурный инженер). Он непосредственно руководит всем режимом работы электростанции и оперативными действиями всего дежурного персонала. В административно-техническом отношении начальник смены станции подчинен главному инженеру станции и всю свою работу выполняет по его указаниям. В то же время начальник смены станции оперативно подчинен дежурному диспетчеру энергосистемы, который по режиму станции, ее нагрузке, схеме соединений отдает распоряжение помимо главного инженера. В аналогичном подчинении находится весь оперативный персонал — в оперативном отношении он подчинен начальнику смены станции, а в административно-техническом — своему начальнику цеха. Двойное подчинение дежурного персонала на всех энергетических предприятиях является одной из характерных их особенностей и обусловлено основной задачей электростанций — обеспечением круглосуточного бесперебойного электроснабжения потребителей.
В силу перечисленных особенностей в энергетическом хозяйстве особое значение имеет оперативное управление работой отдельных электростанций и энергетическими предприятиями в целом.
В процессе эксплуатации электростанций и энергосистем в целом возникает необходимость в оперативном порядке корректировать производственную программу и, как следствие этого, подчинять работу отдельных электростанций энергетической системы ее диспетчерской службе. Дежурный диспетчер энергосистемы подчинен дежурному диспетчеру объединенного диспетчерского управления (ОДУ), включающего несколько энерго-
125
систем, а тот, в свою очередь, — дежурному диспетчеру центрального диспетчерского управления (ЦДУ), руководящему оперативной работой всех энергосистем СССР (рис. 92).
Рис. 92. Организвционная структура вахтенного обслуживания гидроэлектростанции большой мощности
Обязанности оперативного персонала определены должностными инструкциями и положениями, а объемы выполняемых работ — главной схемой коммутации ГЭС, количеством и состоянием оборудования, объемом ремонтных работу оперативной подчиненностью и степенью автоматизации ГЭС, значимостью ГЭС в энергосистеме и другими факторами.
В то же время обязанности оперативного персонела для всех ГЭС -независимо от мощности и количества агрегатов примерно одинаковы и четко определены для каждого работника, исходя из основной задачи — бесперебойной выдачи электроэнергии определенного качества.
§ 34. ОБЯЗАННОСТИ МАШИНИСТА ГИДРОАГРЕГАТА
Машинист гидроагрегата во время своего дежурства является лицом, ответственным за правильное обслуживание и безаварийную работу оборудования, а также за поддержание чистоты и порядка на порученном ему участке и экономичное ведение режима работы оборудования в соответствии с инструкциями и оперативными распоряжениями вышестоящих дежурных. Исходя из этих общих требований, на дежурного машиниста возлагают следующие основные обязанности:
эксплуатационное обслуживание гидротурбин, гидрогенераторов и их вспомогательного оборудования с обеспечением их безаварийной и экономичной работы;
контроль за работой оборудования при обходах путем его осмотров и наблюдения за показаниями контрольно-измерительных приборов, работой автоматических регуляторов и сигнальных устройств, контролирующих состояние узлов оборудования (обходы оборудования проводят при приемке-сдаче смены, а также в процессе дежурства) ;
126
выполнение профилактических операций на оборудовании и периодическое опробование оборудования, находящегося в резерве, по утвержденному графику;
производство переключения в схемах масло-, водо- и воздухоснабже-ния;
производство переключений в схемах собственных нужд и участие в переключениях в схемах устройств высокого напряжения;
выявление неисправностей в работе основного и вспомогательного оборудования и принятие мер к их устранению;
предупреждение аварий и участие в ликвидации при их возникновении;
допуск к работе по нарядам ремонтных бригад и приемка рабочих мест на основном и вспомогательном оборудовании;
ведение оперативной документации;
обслуживание оборудования (обтирка, смазка узлов и т.п.).
§ 35. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОЧЕГО МЕСТА МАШИНИСТА
ГИДРОАГРЕГАТА
Для выполнения задач, перечисленных ранее, рабочее место машиниста гидроагрегата должно быть специально организовано.
В зону обслуживания машиниста гидроагрегата входят: агрегатные щиты управления, гидроагрегаты с их вспомогательным оборудованием, агрегатные щиты собственных нужд и другое оборудование, количество которого устанавливается местными инструкциями.
Рабочее место машиниста находится в помещении машинного зала ГЭС и оборудуется сигнализацией о неисправностях на гидроагрегатах, приборами, показывающими напряжение на шинах общестанционных собственных нужд, и выпрямительным устройством для постоянной подзарядки аккумуляторных батарей.
В рабочей зоне машиниста устанавливают шкаф для инструмента, аварийных и обтирочных материалов, шкафы для спецодежды и верхней одежды.
На рабочем месте машиниста должны находиться:
должностные инструкции (для каждой должности вахты и начальников цехов) ;
эксплуатационные инструкции;
схемы собственных нужд ГЭС, возбуждения генераторов, автоматики агрегатов, регулирования гидротурбин, групповых устройств регулирования, пожаротушения ГЭС и генераторов, маслоснабжения агрегатов, масло-хозяйства ГЭС, технического воздухо- и водоснабжения ГЭС, осушения проточной части и насосных дренажных вод. Гидроподъемников быстропадающих затворов, вентиляции помещений ГЭС;
чертежи и описание оборудования; поперечный разрез по зданию ГЭС, разрез по гидроагрегату, план перекрытий с указанием допустимых нагрузок, описание схемы регулирования, описание компрессоров, насосов и другого вспомогательного оборудования, эксплуатационные характеристики гидроагрегата;
127
необходимые для работы справочные материалы; план работы вахт, график переключения оборудования и другие данные.
На рабочем месте машиниста должна быть оперативно-техническая документация: оперативный журнал, суточная ведомость, журналы дефектов, распоряжений и инструктажа.
В оперативном журнале дежурный машинист отмечает все изменения в схемах и оборудовании ГЭС, составе работающего оборудования и т.п.
Форма суточной ведомости зависит от структуры вахты и зоны обслуживания каждого из ее участков, состава оборудования и периодичности замеров показаний приборов контроля состояния оборудования. Обычно суточная ведомость включает сведения о нагрузке агрегатов, напоре, открытии направляющих аппаратов, температуре меди и железа статора генераторов, температуре горячего и холодного воздуха генераторов, температуре сегментов и масла в ваннах подпятников и подшипников генераторов и турбин.
Журнал дефектов (один на всю станцию) предназначен для занесения дефектов по всему оборудованию и сооружениям ГЭС.
На ГЭС предусматриваются два журнала распоряжений: один — для технических, другой — для организационных. Кроме того, имеются также две книги заявок: на вывод основного оборудования в ремонт и на вывод в ремонт оборудования, не требующего разрешения диспетчера (в основном это вспомогательное оборудование).
В каждой группе оперативного персонала, которой разрешен самостоятельный допуск к работе, имеется журнал допуска к работе по нарядам и распоряжениям, а также чистые бланки нарядов на производство работ.
Перед допуском к работе оперативный персонал проводит инструктаж с персоналом, которому предстоит работать по наряду (место работы; вопросы техники безопасности при производстве работ, выполнение организационных и технических мероприятиях, обеспечивающих безопасность работы; состояние оборудования, вблизи которого ведутся работы). Кроме того, периодически осуществляется инструктаж на рабочем месте при производстве работ.
Старший дежурный персонал и руководство цеха проводят периодический инструктаж на рабочем месте с дежурным персоналом. Темы инструктажа, фамилии работников, которые проводят инструктаж, записывают в журнале инструктажа.
На рабочем месте машиниста находится необходимый инструмент (гаечные ключи, отвертки), приспособления (для замены срезных пальцев, переносные лампы на 12 В, шахтерский фонарь), материалы (прокладки, изоляционная лента и др.)., защитные средства (резиновые перчатки и боты, коврики, индикатор напряжения, клещи для замены предохранителей высокого напряжения, указатель напряжения 380 В, защитные каски, наушники и другие противошумные средства), инвентарь (хлопчатобумажные комбинезоны, резиновые сапоги, ведра и пр.).
Рабочее место машиниста оборудуют средствами связи: прямой двусторонней (телефоном) с начальником смены ГЭС и общестанционным телефоном.
128
§ Зв. ГРАФИК ДЕЖУРСТВА. ПРИЕМКА-СДАЧА СМЕНЫ
График дежурства оперативного персонала ГЭС составляют аналогично графику дежурства диспетчера энергосистемы, которой подчинена в оперативном отношении станция. Наиболее распространен график дежурства, обеспечиваемый четырьмя вахтами с дежурством каждой из них по 8 ч в сутки, периодическим чередованием смен и выходными днями.
Дежурный машинист, приступая к работе, принимает смену от предыдущего' дежурного, а после окончания работы сдает смену следующему по графику дежурному машинисту.
При приемке смены дежурный машинист знакомится с состоянием и режимом работы находящегося в его ведении и управлении оборудования в объеме, определенном должностной инструкцией; получает сведения от сдающего смену об оборудовании, за которым надо особо тщательное наблюдение во избежание возникновения неполадок, и об оборудовании, находящемся в ремонте; выясняет, какие работы ведутся по нарядам и распоряжениям на закрепленном за ним участке; проверяет и принимает инструмент, материалы, ключи от помещений, оперативную документацию и инструкции; знакомится со всеми записями и распоряжениями за время, прошедшее с момента окончания его последнего дежурства; принимает рапорт от подчиненного ему персонала и докладывает непосредственному начальнику в смене о вступлении на дежуство и недостатках, выявленных при приемке смены. Затем оформляет приемку-сдачу смены, расписываясь в оперативном журнале и суточной ведомости.
Приемка-сдача смены во время ликвидации аварии на станции запрещается. Пришедший на смену персонал во время ликвидации аварии используется по усмотрению лица, руководящего ликвидацией аварии. Если устранение аварии затягивается на продолжительное время, может быть допущена (в порядке исключения) передача смены при получении разрешения на зто вышестоящего оперативного дежурного.
Приемка-сдача смены во время переключений, пуска и останова оборудования также не разрешается.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Каковы основные отличительные особенности энергетического предприятия?
2. Что представляет собой организационная структура управления ГЭС?
3. В чем заключаются основные обязанности машиниста гидроагрегата?
4. Как должно быть организовано рабочее место машиниста гидроагрегата?
5. Каковы основные принципы организации дежурства на гидроэлектростанциях?
6. В чем состоит приемка-сдача смены?
ГЛАВА VIII ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
§'37. РЕЖИМЫ РАБОТЫ АГРЕГАТОВ И ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ
Крупная энергетическая система состоит из ряда энергетических установок в виде тепловых (ТЭС), атомных (АЭС), гидроэлектростанций (ГЭС), гидроаккумулирующих станций (ГАЭС), подстанций, связанных между собой и с потребителями электроэнергии высоковольтными линиями (ВЛ). В результате этого каждая электростанция работает в энергетической системе параллельно, т.е. совместно с другими электростанциями на общую нагрузку энергосистемы, состоящую из суммы многих нагрузок. Энергия, вырабатываемая электростанциями, выдается с шин генераторов через повышающие подстанции и ВЛ в общую для данного района энергетическую систему. Потребление электроэнергии производится через ВЛ и понижающие подстанции каждого из потребителей.
Работа гидроагрегатов ГЭС в энергосистеме может происходить в генераторном режиме и режиме синхронного компенсатора (режиме СК), а для Г АЭС — еще в режиме двигателя.
Генераторный режим. При работе в генераторном режиме агрегат несет как активную, так и реактивную нагрузку, которая устанавливается автоматически в зависимости от потребности энергосистемы, мощности агрегатов ГЭС и заданных энергосистемой условий регулирования частоты, мощности и напряжения. В этом режиме гидроагрегата могут быть использованы для участия в регулировании частоты и мощности энергосистемы; для работы в режиме заданной мощности (в данном случае мощность агрегата практически неизменна); для работы по режиму водотока (в этом случае мощность агрегата определяется расходом воды в реке или канале).
Режим синхронного компенсатора. Режим работы синхронной машины при отсутствии нагрузки на валу и наличии реактивного тока в обмотке статора, опережающего или отстающего по фазе от напряжения статора, называется режимом синхронного компенсатора (СК). В таком режиме генератор потребляет из сети активную мощность для покрытия потерь в генераторе и отдает в сеть или потребляет из нее реактивную мощность (в первом случае генератор работает в режиме перевозбуждения, во втором — недовозбуждения). В режиме недовозбуждения генераторы используют в случае избытка реактивной мощности в системе. В режиме перевозбуждения генераторы работают тогда, когда в системе появляется дефицит (недостаток) реактивной мощности.
Перевод агрегата в режим СК в зависимости от расположения рабочего колеса турбины по отношению к уровню воды в нижнем бьефе осуществляется по-разному.
Если рабочее колесо расположено над уровнем воды в нижнем бьефе (не подтоплено), для перевода агрегата в режим СК выполняют следующие операции:
с пульта управления ГЭС подается импульс на закрытие направляющего аппарата и с генератора снимается активная нагрузка; генератор начинает работать синхронным электродвигателем;
130
по достижении полного закрытия регулирующее кольцо направляющего аппарата механически воздействует на клапан срыва вакуума перевода в режим СК; клапан открывается, и происходит впуск воздуха из атмосферы в зону вращения рабочего колеса. Как только срыв вакуума достигнут, клапан автоматически закрывается, при этом "активная мощность, забираемая из сети, будет минимальной.
Для турбин с расположением рабочего колеса ниже уровня воды в нижнем бьефе (т.е. когда оно подтоплено) при переводе агрегата в режим СК отжимают воду из полости вращения рабочего колеса сжатым воздухом, в результате чего потери на трение (трения лопастей о воду в этом случае не будет) снижаются и соответственно уменьшается мощность, потребляемая генератором из сети.
Впуск воздуха в полость вращения рабочего колеса производят в нижеследующем порядке.
После закрытия направляющего аппарата и завершения процесса срыва вакуума в эоне вращения рабочего колеса в результате впуска атмосферного воздуха автоматически подключаются ресиверы, подающие сжатый воздух. После достижения определенного давления воздуха вода из полости вращения рабочего колеса отжимается и реле давления подает команду на отключение ресиверов; подача сжатого воздуха прекращается, чем и заканчивается перевод агрегата в режим СК.
При работе агрегата в режиме СК благодаря неплотностям между деталями направляющего аппарата происходит утечка воздуха из полости вращения рабочего колеса и соответственно снижается давление воздуха $ этой зоне, что приводит к повышению уровня воды под рабочим колесом; в связи с этим необходимо периодически восполнять утечки воздуха. Операции, связанные с пополнением воздуха, происходят автоматически и заключаются в периодическом подключении ресиверов с помощью реле давления, которые воздействуют на клапан, связывающий ресиверы с трубопроводом подачи воздуха для отжатия воды из полости вращения рабочего колеса.
Особенности перевода горизонтальных турбин с капсульными генераторами в режим СК. В отличие от вертикальных агрегатов перевод в режим СК капсульного агрегата происходит без отжатия воды из области вращения рабочего колеса. Механические операции, связанные с переводом агрегата в режим СК, заключаются в закрытии направляющего аппарата и установлении угла разворота лопастей рабочего колеса ниже расчетного минимума, который соответствует комбинаторной зависимости, на 5—7° или на угол (— 22°) — (— 24°). При свертывании лопастей до таких значений потери на трение лопастей о воду значительно уменьшаются, что обеспечивает минимальное потребление мощности из сети (рис. 93). Операции, связанные с переводом агрегата в режим СК, производятся автоматически от одного командного импульса с пульта управления; для возможности автоматического установления угла разворота лопастей рабочего колеса, равного — 24°, предусматривается понижение образующей кулачка комбинатора на участке, соответствующем положению направляющего аппарата от холостого хода до полного закрытия.
Перевод агрегата из режима СК в генераторный осуществляется пода-
131
Рис. 93. Изменение потребления мощности из сети для работы в режиме СК при разных углах разворота лопастей рабочего колеса
течение суток неравномерно и
чей командного импульса на пуск агрегата с пульта управления, что приводит к открытию направляющего аппарата турбины.
Режим работы обратимых агрегатов. Обратимые агрегаты могут работать в следующих режимах: насосном (двигательном) , турбинном (генераторном) и СК.
Перевод агрегата из насосного в режим СК аналогичен переводу в этот режим агрегата из турбинного режима. Перевод из насосного режима в турбинный производится следующим образом: агрегат отключается от сети и останавливается, затем выполняется пуск и включение агрегата в сеть так же, как и обычного (необратимого).
Намвы годнейшие режимы работы агрегатов и ГЭС.Потребление электроэнергии в изменяется в больших пределах. Соответ-
ственно потреблению изменяется и нагрузка энергосистемы, при этом переход от минимальной нагрузки к максимальной происходит в энергосистеме достаточно быстро. Следовательно, также быстро должна изменяться нагрузка на электростанциях, входящих в состав энергосистемы. Из всех типов электростанций наиболее приспособлены к быстрому изменению нагрузки ГЭС и Г АЭС, мало — тепловые электростанции и совсем не приспособлены атомные. Наличие в энергосистеме ГЭС и ГАЭС облегчает задачу покрытия пиковых нагрузок суточного графика нагрузки. На работающих гидроагрегатах изменение мощности от минимальной до максимальной может быть произведено за меньшее время, чем на тепловой станции. Эта способность гидроэлектростанций дает значительные преимущества перед тепловыми станциями при покрытии пиковой части суточного графика нагрузки энергосистемы.
Очередность включения агрегатов в сеть и распределение между ними нагрузки выполняется на основании анализа эксплуатационных характе-
ристик агрегатов, которые определяют взаимную связь основных параметров гидротурбин (расхода или мощности, напора, кпд, допустимых высот отсасывания) Если в работе находится только один агрегат, то, используя эксплуатационную характеристику, для действующего на ГЭС напора несложно подобрать диапазон нагрузок, при которых обеспечивается наивысший кпд агрегата и соблюдаются условия, обеспечивающие бескавитацион-ную или с минимальной кавитацией работу турбины. Эти условия сводятся к тому, чтобы действительные высоты отсасывания при работе турбины не были выше допустимых, приведенных на эксплуатационной характеристике для каждой из заданных нагрузок. Например, необходимо определить пределы дальнейшей загрузки агрегата при сохранении минимальных кавитационных явлений в проточной части турбины для следующих условий: напор на ГЭС 22 м; отметка уровня нижнего бьефа 11 м; отметка оси рабочего колеса турбины 14 м; агрегат с турбиной поворотно-лопастного типа работает с нагрузкой 70 МВт при номинальной мощности агре-132
гата 80 МВт; высота отсасывания + 3 м, что соответствует расчетным условиям бескавитационной работы или при минимальных ее проявлениях.
При дальнейшем увеличении нагрузки могут быть следующие варианты;
уровень нижнего бьефа практически не изменяется; в этом случае после значения нагрузки, равного 72 МВт, допустимая высота отсасывания находится в диапазоне 3—2 м, т.е. идет уменьшение ее, а действительная высота отсасывания остается неизменной (нижний бьеф не изменяется); следовательно, при дальнейшем увеличении мощности превышение над допустимой высотой отсасывания все больше увеличивается, поэтому нагружать агрегат более 72 МВт не рекомендуется (см. рис. 30) ;
уровень нижнего бьефа повышается; в этом случае снижается напор и уменьшается действительная высота отсасывания, что позволяет нагружать агрегат более 72 МВт.
В случае работы нескольких агрегатов при заданной нагрузке для определения числа агрегатов, подлежащих включению, стоится эксплуатационная характеристика ГЭС, которая представляет собой зависимость между мощностью агрегатов, напором, суммарным расходом, проходящим через все работающие агрегаты, и кпд агрегатов. Характеристика строится в виде кривых, соответствующих равным кпд, в координатах мощности и напора, или кривых, соответствующих равным расходам. На характеристиках наносят пограничные кривые, разделяющие наивыгоднейшие области работы различного числа агрегатов.
Рис. 94. Эксплуатационная характеристика ГЭС: а — а — ограничение мощности ГЭС пропускной способностью турбин, б — б — ограничение мощности ГЭС мощностью генератора
На рис. 94 показана упрощенная эксплуатационная характеристика ГЭС с шестью агрегатами. Точки пересечения линий равных кпд на эксплуатационной характеристике при разном числе (от одного до шести) агрегатов определяют границы зон оптимального числа включаемых агрегатов при
133
различной нагрузке заданной гидроэлектростанции. Например, при нагрузке ГЭС 100 МВт оптимальным числом включенных агрегатов будет пять. На этих же характеристиках наносят линии ограничения турбин по пропускной способности и генераторов по мощности (на рисунке они обозначены вертикальными линиями), а также линии ограничения турбин по высотам отсасывания.
Если агрегаты ГЭС имеютразличныеэксплуатационныехарактеристики, то важен порядок (очередность) включения (пуска) агрегатов. Наивыгоднейшим будет порядок, при котором включение начинают С агрегата, имеющего более высокий кпд, найденный по рабочей характеристике, а затем включают агрегаты в порядке снижения их максимальных кпд.
§ 38. ПОДГОТОВКА ГИДРОАГРЕГАТА К ПУСКУ И ЕГО ПУСК
Пуск агрегата производится после капитального ремонта, текущего ремонта (с опорожнением или без опорожнения проточной части), окончания испытаний, из состояния резерва.
В зависимости от состояния, в котором находился остановленный агрегат, объем работы, связанный с подготовкой его к пуску, различен. Наибольший объем работы бывает при подготовке агрегата к пуску после окончания капитального ремонта.
Перед тем как отдается распоряжение о подготовке агрегата к пуску, руководство цеха (участка) делает в журнале распоряжений запись об окончании ремонтных работ на агрегате.
Подготовку гидроагрегата к пуску выполняет оперативный персонал вместе с ремонтным, проводившим ремонт агрегата.
Получив распоряжение о подготовке к пуску агрегата, дежурный машинист проверяет окончание всех ремонтных и наладочных работ по нарядам и записям о допуске к работам, а затем приступает к выполнению полученного распоряжения.
После капитального ремонта с опорожнением проточной части турбины операции по подготовке агрегата к пуску осуществляют в следующем порядке.
Осматривают вращающиеся части агрегата, проверяя, нет ли на них посторонних предметов.
Проверяют плотнрсть закрытия люков в проточную часть турбины и их закрепления.
По манометрам проверяют наличие рабочего давления в магистралях системы регулирования, системы технического водоснабжения и технического воздуха; на капсульных агрегатах проверяют наличие (поступление) смазки подшипников.
Открывают вентиль подачи воды на смазку турбинного подшипника.
Снимают ротор с тормозов, для чего на колонке торможения (см. рис. 69) закрывают вентили 4, 5 и 11, а кран 3 устанавливают в положение высокого давления в тормозах; к штуцеру 2 подсоединяют насос высокого давления 1 и включают его. Масло под давлением поступает в тормозные цилиндры, вследствие чего тормозные колодки поднимаются и поднимают ротор на высоту, достаточную для того, чтобы освободились поворотные шайбы 18 и между ними и накладками 16 образовался зазор 3—5 цм. 134
Поворотные шайбы с помощью рукояток 22 устанавливают в положение, при котором пазы 21 поворотных шайб 18 совмещаются с выступами накладок 16. После установки поворотных шайб всех тормозов в нужное положение насос 1 отключают, при этом давление снимается, тормозные накладки (колодки) и ротор опускаются. После этого подачей сжатого воздуха продувают тормозные цилиндры системы торможения, освобождая их от остатков масла. Эту операцию проводят следующим образом: кран 3 устанавливают в положение низкого давления к тормозам, закрывают вентиль 4 и приоткрывают 11, в результате чего кольцевая магистраль 13 освобождается от масла и продувается. Затем вентиль 11 закрывают и открывают 4; колодки тормозов поднимаются воздухом, после чего вентиль 4 закрывают и открывают 11. Эту операцию повторяют несколько раз (4—5) до тех пор, пока система торможения не освободится полностью от масла. После этого вентили 77 и 4 закрывают и открывают 5 и 9. Далее проверяют положение тормозных колодок, которые после снятия давления воздуха должны опуститься в крайнее нижнее положение и не касаться тормозного диска.
Кратковременным включением проверяют работу насосных агрегатов МНУ и лекажного насоса. После этого устанавливают ключ управления одним из насосов МНУ в положение "автомат", другим насосом МНУ -г- в положение "резерв", ключ управления лекажным насосом — в положение "автомат".
Открывают все оперативные вентили системы регулирования.
По сигнальным лампам проверяет наличие оперативного тока в схемах автоматики и сигнализации.
Проверяют уровень масла в масляных ваннах агрегата и заполнение маслом масленок для смазки частей агрегата и вспомогательного оборудования; уровень масла должен находиться в пределах ± 10 мм от обозначенных условных отметок на указателях.
На горизонтальных агрегатах с капсульными генераторами при безнапорной системе смазки проверяется заполнение маслом трубопровода (выхода воздуха из него), идущего к подпятнику, и установление непрерывной струи масла, идущего через него. Установлению непрерывной струи масла соответствует перепад давления на фильтрах системы смазки, величина которого должна быть равна примерно 60% нормального перепада давления при работе агрегата.
Одновременно проверяют температуру масла системы смазки и регулирования агрегата, которая должна быть не ниже ± 5°С. При более низкой температуре вязкость масла возрастет настолько, что может нарушиться нормальное поступление его к поверхностям трения подшипников и подпятников и вызвать повреждение сегментов. В системе регулирования повышение вязкости масла может привести к изменению установленного времени перемещения регулирующих органов и настройки реле давления. Для возможности нормального пуска при низких температурах в машинном зале применяют меры, обеспечивающие повышение температуры масла. К таким мерам относят: запуск для циркуляции насосов смазки (при их наличии) и МНУ; обогрев маслонаполненных ванн воздуходувками и электрическими печами; доливку теплого (подогретого) масла в ванны.
135
Проверяют наличие телефонной связи, рабочего и аварийного освещения рабочих мест; наличие необходимого пожарного инвентаря — углекислотных установок, пенных огнетушителей и т.п.
После проверок и опробований заполняют водой отсасывающую трубу и спиральную камеру, при этом направляющий аппарат необходимо закрыть и застопорить (ввести стопор). Все вентили питания водой из спиральной камеры должны быть закрыты. Заполнение водой проточной части турбины начинают с затопления отсасывающей трубы. Вода в отсасывающую трубу подается через щель, образуемую между порогом и поднятым на 5—10 см звеном затвора отсасывающей трубы. После заполнения отсасывающей трубы тщательно осматривают все места, где возможны протечки воды, чтобы убедиться в их отсутствии. Если протечки воды отсутствуют, затвор поднимают полностью и приступают к заполнению водой спиральной камеры.
Чтобы воздух свободно вышел из водоводов и спиральной камеры, их заполняют медленно, обычно в течение 1—2 ч в зависимости от емкости водовода. С этой целью затвор напорного водовода поднимают на 5—10 см от порога водовода. При наличии обводного трубопровода (байпаса) спиральную камеру заполняют с его помощью. После заполнения спиральной камеры тщательно осматривают все сопряжения на крышке и подшипнике турбины, а также на цапфах лопаток направляющего аппарата, чтобы убедиться в отсутствии недопустимо больших протечек воды. Кроме того, если вода к турбине подводится напорным трубопроводом, последний независимо от проведенных ранее испытаний тщательно осматривают, проверяя, нет ли в его звеньях и сальниковых уплотнениях протечек воды. Убедившись в исправности водоподводящего тракта, затвор поднимают полностью, и ремонтный персонал приступает к проверке и испытаниям отдельных устройств при заполненной водой спиральной камере.
После окончания испытаний дежурный персонал проверяет действие дренажного насоса кратковременным включением его (на несколько минут) в работу, а ключ режима работы устанавливает в положение "автомат". Затем проверяет действие задвижек технического водоснабжения с электрическим приводом; на этом подготовка к пуску заканчивается. Готовность агрегата к пуску фиксируется записью в оперативном журнале.
Непосредственно перед пуском агрегата необходимо выполнить следующее;
по реле контроля струи и манометру перед турбинным подшипником проверить достаточность подачи воды на смазку турбинного подшипника, уплотнения вала и к лабиринтному уплотнению (стрелка струйного реле должна отклониться в крайнее левое положение; давление перед турбинным. подшипником должно быть не ниже нормального, соответствующего отметке на шкале манометра) ;
осмотреть целостность предохранительных устройств рычагов направляющего аппарата;
опробовать тормозную систему гидроагрегата включением ее в работу и после снятия давления воздуха в тормозной системе убедиться в наличии зазора между тормозными колодками и диском ротора;
произвести запись в оперативную суточную ведомость значений уровней
136
верхнего и нижнего бьефов, показаний приборов теплового контроля агрегата (температуры масла и сегментов подпятника и подшипников)у гидроагрегатов с принудительным созданием при пуске масляной пленки между диском и сегментами подпятника за минуту до пуска включить насос для подачи масла под давлением к трущимся поверхностям подпятника.
При подготовке к пуску агрегата после текущего ремонта дежурным персоналом выполняются те же операции и проверки, что и после капи-тального-ремонта.
Положение оборудования в резерве. Подготовленный к пуску агрегат может быть пущен или остановлен в резерве. Если агрегат находится в резерве и получено распоряжение о его пуске, специальной подготовки к пуску не требуется, так как он должен быть в состоянии готовности к немедленному пуску без проведения подготовительных операций и проверок. Пребывание агрегата в резерве предусматривает следующее:
гидротурбина должна находиться под полным напором при полностью открытых затворах водоприемных отверстий и закрытом направляющем аппарате;
на гидроэлектростанциях с напорными трубопроводами затвор с оперативным управлением, расположенный непосредственно перед спиральной камерой, должен быть закрыт, а трубопровод заполнен водой;
у турбин поворотно-лопастного типа лопасти рабочего колеса находятся
в пусковом положении (полностью развернуты) ;
механизмы регулятора частоты вращения находятся в положении "автоматическое регулирование";
системы смазки и регулирования заполнены маслом;
все масляные резервуары агрегата заполнены маслом до нормального уровня;
включена подача воды на смазку подшипника турбины, уплотнения вала и к лабиринтному уплотнению^
МНУ находится под рабочим давлением; напорная задвижка МНУ, задвижка сливного маслопровода системы регулирования и другие оперативные задвижки и вентили открыты;
оперативные цепи переменного и постоянного тока находятся под — напряжением.
Луск гидроагрегата. Пуск агрегата запрещается:
при неисправности любой из защит, действующих на останов гидроагрегата;
при наличии дефектов системы регулирования, которые при сбросах нагрузки препятствуют автоматическому выводу гидроагрегата из разгона;
при неисправности дистанционного управления затворами и задвижками, используемыми в случае устранения аварийных ситуаций;
при неисправности клапанов срыва вакуума и холостых выпусков;
при неисправности одного из масляных насосов или устройств их автоматического включения;
при качестве масла, не удовлетворяющем нормам на эксплуатацию масла, и температуре масла ниже установленного предела.
137
Пуск гидроагрегата производится воздействием механизмов регулятора частоты вращения на открытие регулирующих органов турбины и может быть осуществлен на автоматическом или ручном управлении.
При опробовании механизмов во время испытаний и после ремонта пуск гидроагрегата .производится на ручном управлении. В этом случае дежурный персонал выполняет следующие операции:
на агрегатах с турбинами поворотно-лопастного типа с помощью механизма ручного управления устанавливает в пусковое положение лопасти рабочего колеса;
на высоконапорных турбинах при наличии турбинного затвора открывает задвижки обводных трубопроводов и заполняет водой спиральную камеру турбины; после выравнивания давления, проверяемого по манометрам по обе стороны затвора, открывает его и закрывает задвижки на обводном трубопроводе;
на горизонтальных агрегатах с капсульными генераторами перед пуском включается насос гидростатического подъема вала агрегата; необходимость этой операции объясняется тем, что при подаче масла под высоким давлением для всплывания вала одновременно подается масло и в трубопроводы подвода смазки к подшипникам, в результате чего обеспечивается выход воздуха из разводки трубопроводов смазки, чем гарантируется нормальная подача ее к подшипникам;
вручную плавно отводит ограничитель открытия направляющего аппарата до значения пускового открытия (величина пускового открытия при расчетном напоре составляет примерно 30% полного открытия); при открытии направляющего аппарата вода поступает на лопасти рабочего колеса, в результате чего происходит трогание агрегата; при наборе частоты вращения агрегата дежурный персонал ведет наблюдение за характером ее роста;
при достижении частоты вращения, близкой к номинальной, прикрывает направляющий аппарат до значения, близкого к холостому ходу, и, изменяя в небольших пределах открытие, устанавливает номинальную частоту вращения агрегата; на агрегатах с турбинами поворотно-лопастного типа одновременно с уменьшением открытия направляющего аппарата автоматически полностью свертываются лопасти рабочего колеса;
при достижении номинальной частоты вращения агрегата вручную отключает насос принудительной подачи смазки к сегментам подпятника вертикального агрегата (если требовалось включение насоса) и к подшипникам горизонтального агрегата.
После установления номинальной частоты вращения дежурный персонал проверяет:
температуру сегментов подпятника, подшипников и масла по приборам термоконтроля;
протечки воды через уплотнения вала агрегата и подшипников цапф лопаток направляющего аппарата;
смазку механизмов колонки управления;
наличие, уровень и давление масла в масловоздушном котле по масломерному стеклу и манометрам.
При исправной работе всех механизмов агрегата дежурный персонал 138
переводит его на автоматическое управление, для чего выполняет следующее: механизм изменения частоты вращения устанавливает в среднее положение, что проверяется по указателю на механических регуляторах и положению стрелки балансного прибора (стрелка должна находиться в среднем положении) электрогидравлических регуляторов частоты вращения; рукоятку режима регулятора переводит в положение "автомат".
При автоматическом управлении пуск агрегата производится от одного командного импульса, подаваемого дежурным персоналом с пульта управления ГЭС, диспетчерского пункта управления энергосистемы (в случае телеуправления) или без вмешательства дежурного персонала от автооператора или реле частотного пуска — устройства, которое дает команду на пуск агрегата и включение его в сеть при снижении частоты в энергосистеме до определенного значения.
В качестве пусковых устройств применяют ограничитель открытия направляющего аппарата и механизм изменения частоты вращения регулятора. Наиболее распространена схема, использующая ограничитель открытия. По этой схеме после подачи импульса н? пуск агрегата операции, связанные с пуском агрегата, производятся автоматически в такой последовательности: срабатывает реле пуска; двигатель ограничения открытия приводится во вращение и ограничитель устанавливается в положение пускового открытия; затем двигатель отключается промежуточным выключателем ограничителя; направляющий аппарат открывается до пускового положения, в результате чего агрегат начинает вращаться.
При достижении частоты вращения, близкой к номинальной, регулятор прикрывает направляющий аппарат до открытия, соответствующего холостому ходу, и агрегат с помощью специальных устройств автоматически включается в сеть. После включения в сеть на ограничитель открытия вновь подается командный импульс, но теперь от контактов привода генераторного выключателя, в результате чего ограничитель открытия отводится в положение, которое разрешено в соответствии с действующими на ГЭС напором и высотой отсасывания. С помощью механизма изменения частоты вращения на агрегате устанавливается необходимая нагрузка.
Дежурный персонал после пуска агрегата на автоматическом управлении выполняет те же проверки, что и после пуске на ручном.
Особенности подготовки к пуску и пуск обратимых гидроагрегетов в насосном режиме. При подготовке к пуску обратимого агрегата особое значение придается проверке работы клапана подачи вЬздуха в полость вращения рабочего колеса. Через этот клапан подается воздух при пуске в насосном режиме обратимого агрегата и при работе его в режиме СК.
Включение в сеть обратимого агрегата в насосном режиме производится по схеме "прямого" пуска или при использовании специальных пусковых устройств. Первая схема используется при пуске агрегатов сравнительно небольшой мощности; вторая — при пуске агрегатов большой мощности. Схема прямого пуска предусматривает непосредственное подключение остановленного агрегата к сети для работы в двигательном режиме генератора и в насосном режиме — гидромашины.
Включение агрегата для работы в насосном режиме при ручном управлении производится в определенной последовательности
139
Механизм изменения частоты вращения устанавливают в положение, соответствующее максимальному ее значению.
Для облегчения пуска агрегата открывается клапан впуска воздуха под давлением, вследствие подачи которого отжимается вода из полости вращения рабочего колеса; клапан открывается с помощью импульса, подаваемого на его электромагнитный привод.
Включается насос гидростатического подъема ротора агрегата, который обеспечивает создание масляной пленки между сегментами и диском подпятника. Необходимость этой операции вызывается тем, что сегменты подпятника обратимого агрегата имеют нулевой эксцентриситет, в связи с чем при пуске его и повышении частоты вращения устойчивая масляная пленка между сегментами и диском подпятника самостоятельно не образуется.
Выключатель генератора включается в сеть (в случае прямого пуска), агрегат разворачивается до номинальной частоты вращения, после чего открывается клапан выпуска воздуха из полости вращения рабочего колеса, а затем открывается направляющий аппарат.
Надежный пуск в насосном режиме происходит при давлении в спиральной камере не ниже 40—50% расчетного, поэтому после выпуска воздуха направляющий аппарат начинают открывать при достижении давления под крышкой турбины, равного 70% расчетного напора. При этом вначале направляющий аппарат открывают на величину, равную 10% максимального значения для заполнения подводящего трубопровода, а затем полностью до расчетного значения, и агрегат переходит в насосный режим при расчетной подаче. Открытие направляющего аппарата осуществляют с помощью ограничителя открытия.
При автоматическом пуске обратимого агрегата в насосном режиме пуск и подключение агрегата к сети происходит от одного командного импульса, подаваемого с пульта управления ГАЭС. При этом автоматически выполняются перечисленные операции при пуске агрегата на ручном управлении.
§ 39. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Основные условия, обеспечивающие безаварийную работу оборудования, следующие: соблюдение правил пуска и остановки; поддержание эксплуатационных режимов в пределах, ограниченных эксплуатационными характеристиками и оговоренных инструкциями заводов-изготовителей, в которых отражены особенности установленного оборудования на конкретной ГЭС; своевременное обнаружение и устранение неисправностей, возникающих в процессе эксплуатации оборудования; своевременная чистка и смазка узлов; поддержание в полной готовности к работе резервного оборудования.
Особое значение с точки зрения надежности работы подпятника имеет соблюдение правил пуска и остановки агрегатов. При вращении аграгата для обеспечения нормальной работы между диском и сегментами подпятника образуется масляная пленка толщиной до 0,1—0,15 мм у набегающей и до 0,04—0,05 мм у сбегающей кромки. В результате этого рабочие повер-140
хности диска и сегментов при работе агрегата практически не соприкасаются. При остановленном агрегате между диском и сегментами подпятника пленка масла очень тонка и рабочие поверхности диска и сегментов подпятника вследствие их неровности соприкасаются во множестве точек. Поэтому пуск агрегата и вращение его с низкой частотой при остановке являются для подпятника самыми тяжелыми режимами. Работа подпятника в этих случаях происходит в режиме так называемого полужидкостного трения, приводящего к интенсивному износу трущихся поверхностей, особенно сегментов.
При работе агрегата температура сегментов подпятника как в плоскости рабочей поверхности, так и в различных плоскостях по высоте сегмента неодинакова. Наиболее высокую температуру сегменты имеют в средней части. Разница температур в различных плоскостях сегмента приводит к его деформации (искривлению) и тем значительней, чем больше эта разница. При остановке агрегата температура выравнивается. В случае кратковременной остановки температура не успевает выровняться, и, если сразу после остановки пустить агрегат, то разница в температурах между рабочей и опорной поверхностями (плоскостями) еще возрастет, что может вызвать недопустимое увеличение искривления поверхности сегмента в результате изменения температуры. Искривление поверхности, в свою очередь, приводит к недопустимым перегрузкам средней части сегментов и, следовательно, к его повреждению; поэтому при эксплуатации избегают многократных повторных пусков после кратковременной остановки.
Работа агрегата обычно происходит на автоматическом управлении, при этом положение ограничителя открытия регулятора частоты вращения соответствует максимальной мощности, определяемой состоянием оборудования или действующим на ГЭС напором и высотой отсасывания. Если ограничитель отведен не полностью, мощность агрегата соответственно ограничивается.
При эксплуатации могут возникнуть ситуации, когда управление турбиной должно быть переведено с автоматического на ручное (или на ограничитель открытия), а за агрегатом вестись непрерывное наблюдение. Переход на ручное управление производят при появлении следующих неисправностей:
неустойчивой работе автоматического регулятора частоты вращения — возникновении самопроизвольных качаний (периодических изменений открытия направляющего аппарата при неизменной частоте электрического тока); неплавных перемещений (рывками) направляющего аппарата;
нарушении связи между измерительным органом (маятником, исполнителем) и валом агрегата; в данном случае агрегат полностью загружается, поскольку это равнозначно резкому снижению частоты вращения агрегата (частоты в энергосистеме), и остается без автоматического управления;
наличии больших протечек в системе регулирования;
неисправности холостого выпуска.
В случае появлания указанных неисправностей агрегат выводят в ремонт при первой возможности.
В процессе эксплуатации гидроагрегатов и вспомогательного оборудо-
141
вания возникают различные неисправности их отдельных узлов. Своевременно замеченные неполадки можно устранить силами сменного обслуживающего персонала (вахты) или, по крайней мере, предупредить их развитие. Незамеченные и неустраненные неисправности нередко приводят к серьезному ухудшению состояния оборудования или к аварии.
С целью контроля за оборудованием ведутся периодические наблюдения при обходах и осмотрах. В помощь оперативному персоналу предусматривается также автоматический контроль состояния оборудования. При осмотрах контролируют состояние и параметры следующих узлов и устройств оборудования.
Контроль работы турбинного оборудования. Обращают внимание на шум и вибрацию работающей турбины (агрегата). Источником шума являются вращающиеся механизмы с поступающей в турбину водой — гидравлические и кавитационные процессы, происходящие в проточной части турбины. Машинист привыкает к шуму нормально работающего агрегата. При возникновении неполадок появляется шум другого тона или силы, иногда сопровождающийся появлением стуков или ударов в зоне расположения рабочего колеса, повышением биения вала и вибрации опорных узлов. Вибрация может происходить в результате попадания металлических предметов в рабочее колесо или направляющий аппарет турбины, повреждения лабиринтного уплотнения, ослабления крепления корпуса подшипника турбины и т.п. При возникновении подобных явлений агрегат немедленно останавливают для выяснения причины и устранения неисправности.
Проверяют давление воды перед турбинным подшипником и ее расход на смазку подшипника с резиновым вкладышем.
В зависимости от принятой на ГЭС системы технического водоснабжения (насосной, самотечной и т.д.) показания манометра перед турбинным подшипником могут быть выше нуля, равны нулю или несколько ниже нуля при некоторых режимах работы агрегата с турбиной поворотно-лопастного типа и самотечном техническом водоснабжении. ,
При контроле давления воды на смазку подшипника сравнивают полученные данные с прошлым замером. В процессе работы агрегата возможно повышение и понижение давления перед подшипником вследствие изменения нагрузки агрегата. Например, при увеличении нагрузки агрегата с турбиной поворотно-лопастного типа и соответственно увеличении расхода воды через турбину возрастает вакуум в сечении выхода воды из турбинного подшипника, при этом расход через подшипник увеличивается, а давление перед подшипником снижается. При снижении нагрузки происходит обратное явление.
При неизменной нагрузке снижение давления указывает на засорение фильтров перед подшипником; в этом случае расход через подшипник уменьшается.
Расход воды через подшипник контролируют с помощью реле давления дифференциального типа. Минимальный расход обычно принимают равным 5 л/с и соответственно этому расходу настраивают реле на срабатывание. На шкалу реле наносят отметку, соответствующую минимальному расходу в виде красной черты. При контроле расхода воды через подшипник отмечают его качественное изменение, определяемое по поло-142
жению показывающей стрелки реле; нормально стрелка отклонена в крайнее левое положение; при уменьшении расхода стрелка начинает перемещаться вправо от этого положения. Обнаружив перемещение стрелки реле, дежурный персонал принимает срочные меры к выяснению причин снижения расхода воды на смазку подшипника и их устранению.
Причинами могут быть засорение фильтров или каналов смазки подшипника. Первую неисправность определяют по показаниям манометров, установленных на фильтрах. Засорение каналов смазки подшипника происходит при повреждении сеток фильтров на трубопроводе подачи воды для смазки подшипника или обрастании дрейссеной внутренней поверхности ванны подшипника. Если при вводе резервного фильтра расход воды на смазку подшипника не увеличился, агрегат немедленно останавливают.
Одновременно с подшипником проверяют работу уплотнения вала, качество которой определяют по величине протечек воды через уплотнение: слив воды через трубку, отводящую воду из верхней ванны уплотнения, должен быть незначительным.
Проверяют давление в спиральной камере и отсасывающей трубе по показаниям приборов, установленных в шахте турбины. Давление в спиральной камере контролируют по манометру. При возрастании нагрузки расход воды через турбину увеличивается, что сопровождается повышением потерь напора в проточной части турбины; давление в спиральной камере при этом снижается, но обычно незначительно. Причиной резкого снижения давления может быть засорение сороудерживающих решеток или (с наступлением холодов) забивание их шугой. Если обнаружено значительное снижение давления (против обычного для данной нагрузки), персонал принимает срочные меры к, обнаружению причины и ее устранению.
Давление в отсасывающей трубе контролируют по мановакуумметру. С увеличением нагрузки и соответственно расхода воды давление в отсасывающей трубе уменьшается (становится ниже атмосферного), в результате чего в отсасывающей трубе образуется вакуум (разница между атмосферным и имеющимся давлением, т.е. давление, недостающее до атмосферного), значение которого не должно превышать 7 м вод. ст. Если в отсасывающей трубе обнаружен вакуум большей величины, нагрузку турбины необходимо уменьшить.
Осматривают направляющий аппарат турбины и обращают внимание на состояние следующих узлов.
Контролируют состояние срезных пальцев по наличию сквозных отверстий 8 них. Если палец срезан, то рычаг и накладка не будут совмещены, в результате чего отверстие в пальце перекрывается. При обнаружении среза пальца его заменяют новым. Замену обычно, выполняют без вывода агрегата в ремонт. В зависимости от конструкции направляющего аппарата и наличия приспособлений для замены срезной палец. Заменяют при работе агрегата под любой нагрузкой или при нагрузке, близкой к холостому ходу. В обоих случаях при замене срезного пальца агрегат переводят на ручное управление, затем извлекают верхнюю часть пальца из накладки. При наличии приспособления для самены подтягивают с его помощью рычаг лопатки таким образом, чтобы совместить отверстия для пальца в рыча
143
ге и накладке; после этого выбивают вниз часть пальца, оставшегося в рычаге, и при легком постукивании кувалдой забивают запасной палец. Если приспособления для совмещения накладки и рычага нет, совмещение производят подгонкой накладки к рычагу изменением открытия направляющего аппарата при работе агрегата на ручном управлении, а затем заменяют палец.
Если срезной палец заменить не удается, агрегат может быть временно оставлен в работе на ручном управлении (на ограничителе) при нагрузке, соответствующей наиболее спокойной работе агрегата.
При повреждении двух пальцев и более и невозможности их замены под нагрузкой агрегат разгружают и останавливают опусканием затворов перед турбиной.
Проверяют достаточность смазки трущихся частей по выходу солидола из втулок соединения сочленений деталей направляющего аппарата, а также по выходу солидола из подшипников цапф лопаток направляющего аппарата.
Контролируют уровень воды на крышке турбины и протечки воды, поступающие на крышку, а на капсульных агрегатах — в капсулу.
Вода на крышку турбины может попасть через неплотности между плоскостями разъема составных частей самой крышки турбины вследствие нарушения прокладок, при нарушении уплотнения вала турбины или цапф лопаток направляющего аппарата, а также из-за протечек через облицовку шахты турбины. На капсульных агрегатах вода в капсулу попадает через неплотности капсулы и уплотнение вала турбины. В обычных условиях поступление воды на крышку турбины невелико и вода отводится или через специальные дренажные (эжекторные) трубы, или с помощью дренажных насосов и других устройств. Увеличение протечек на крышку турбины, если устройства не справляются с их откачкой, свидетельствует о нарушении какого-либо из уплотняющих элементов или о нарушении в работе самих откачивающих (дренажных) устройств. В обоих случаях уровень воды на крышке турбины повышается. При обнаружении этой неисправности машинист проверяет работу дренажных устройств включением их в работу вручную; при необходимости очищает сетки всасывающих патрубков насосов. При невозможности откачки протечек с помощью имеющихся средств агрегат немедленно отключают от сети и останавливают.
Обращают внимание на протечки масла через уплотнения штоков сервомоторов направляющего аппарата. Шток сервомотора уплотняется с помощью манжеты. Нормально работающее уплотнение пропускает масло в количестве, образующем редкое каплепадение, при нарушении уплотнения протечки масла увеличиваются. В этом случае необходимо подобрать открытие направляющего аппарата, при котором они снижаются до минимального значения, и потребовать вывода агрегата в ремонт Для их устранения.
Обращают внимание на характер колебаний сервомоторов направляющего аппарата (движение штока) и колебание стрелок измерительных приборов. Характер их колебаний сравнивается с данными предыдущих наблюдений, сделанных при той же мощности и напоре.
Проверяют положение клапанов срыва вакуума (нормально должны быть закрыты), целость пружин и отсутствие протечек.
В шахте турбины следят также за исправностью контрольно-измери-
144
тельной аппаратуры, общим состоянием оборудования, расположенного в шахте турбины (чистотой, исправностью и достаточностью освещения, отсутствием посторонних предметов и т.п.).
При обходах проверяют соответствие положения кулачка комбинатора действующему напору и при необходимости производят соответствующие подрегулировки. При осмотре оборудования возможно обнаружение явного несоответствия угла разворота лопастей открытию направляющего аппарата из-за следующих причин: повреждения механизма разворота лопастей или его загрязнения, заклинивания золотника рабочего колеса или повреждения втулок маслоприемника (в последнем случае появляется характерный шум протечек масла через золотник рабочего колеса и ухудшается цикличность включения насосов МНУ). При обнаружении этих неисправностей агрегат останавливают и выводят в ремонт.
Следят за соответствием нагрузки генератора определенной высоте отсасывания при действующем напоре (действительная высота отсасывания не должна быть выше допустимой).
Проверяют соответствие нагрузки генератора открытию направляющего аппарата. В процессе работы агрегата возможно снижение нагрузки при неизменном открытии направляющего аппарата из-за следующих причин: засорения сороудерживающих решеток, забивания их льдом и шугой; случайного опускания секций затворов верхнего или нижнего бьефа; поломки срезных пальцев лопаток направляющего аппарата; нарушения комбинаторной зависимости. Несоответствие нагрузки открытию направляющего аппарата может сопровождаться значительным увеличением вибрации и биения вала.
Периодические колебания нагрузки агрегата в пределах 5—10% номинальной могут возникнуть при нарушении связи между накладкой и рычагом лопаток направляющего аппарата.
При осмотре регулятора частоты вращения проверяют:
надежность соединений и крепления механизмов, отсутствие через них протечек масла;
отсутствие посторонних шумов;
действие распределительного устройства смазки в системе регулирования по выходу мйсла из трубок разводки;
нагрев двигателя маятника;
колебание иглы побудительного золотника регулятора;
положение стрелки балансного прибора (на электрогидравлических регуляторах).
Кроме того, обращают внимание на состояние главных золотников системы регулирования; при недопустимом износе золотников (износе отсекающих кромок, увеличении зазоров между золотником и буксой, рис. 95) внутренние протечки масла через золотники сопровождаются звуковым эффектом; на утечки масла через соединения блока золотников; на состояние обратной связи между направляющим аппаратом и регулятором частоты вращения (груз обратной связи при крайнем положении поршня сервомотора должен находиться на расстоянии не менее 100 мм от пола); трос обратной связи должен быть без обрывов проволок, надежно закреплен и натянут без провисания, ролики должны свободно поворачиваться; на состояние креплений и шпонок рычагов. 145
1
Рис. 95. Схема взаиморасположения тела золо?ника и буксы: 1 — полость слива, 2 — скругление отсекающей кромки, 3 и 4 — камера на открытие и закрытие, Р— давление
Проверяют состояние масляных фильтров системы регулирования и маслонапорных установок. Фильтры для очистки масла, подводи* мого к золотникам перепускных клапанов, реле давления МНУ и золотникам регуляторов частоты вращения, изготавливают двойными с переключающим трехходовым краном (рис. 96). Один из фильтров находится в работе, а другой — в резерве; за фильтром устанавливают манометр, по которому контролируют состояние фильтра, находящегося в работе. Снижение давления указывает на засорение фильтра, что очень опасно, поскольку в этом случае агрегат теряет управление и может произвольно разгрузиться с переходом из генераторного в двигательный режим. При засорении одного подачу масла производят через другой фильтр, который включают в работу с помощью рукоятки 2, а неисправный фильтр разбирают и очищают.
При очистке сетку фильтра промывают в керосине и продувают сжатым воздухом, после чего фильтр устанавливают на место в качестве резервного.
Рис. 96. Схема сдвоенного фильтра регулятора частоты вращения :
1 — трехходовой кран, 2 — рукоятка, 3 — сетка, 4 — корпус фильтра. Буквы А, Б и В означают работу фильтров (левого, правого и обоих)
По МНУ проверяют давление и уровень масла в котле, уровень масла в баке, состояние и работу насосов и арматуры котла и бака. При контроле давления в котле дежурный персонал одновременно проверяет правильность настройки и действия реле давления МНУ, обращает внимание на продолжительность работы насосов. Увеличение последней может быть при неустойчивости регулирования (колебания нагрузки агрегата), повы
шении протечек масла через золотники системы регулирования и внешних протечек через элементы системы регулирования (маслоприемник, уплот
нения цапф лопастей рабочего колеса), а также при снижении подачи насоса и т.п.
Объем воздуха в котле периодически пополняют. При автоматическом пополнении воздуха необходим систематический контроль за правильностью действия автоматических устройств. Подкачку воздуха вручную производят следующим образом. включают компрессор и в воздушной магистрали поднимают давление на 0,15-0,2 МПа выше рабочего в котле МНУ, затем, открыв вентиль, связывающий воздушную магистраль с котлом МНУ, добавляют в котел необходимое количество воздуха для установления нужного соотношения масла и воздуха и соответственно уровня масла в котле МНУ, после чего вентиль закрывают.
Причинами снижения уровня масла в баке могут быть следующие: повышение уровня масла в котле (необходимо пополнить котел воздухом), засорение фильтров бака МНУ (указатель уровня покажет ложное снижение уровня масла ‘в баке). Для обнаружения последней неисправности следует осмотреть сетки фильтров и при необходимости произвести их чистку.
Уровень масла в баке может снижаться также из-за внешних его утечек через неплотности соединений и уплотнений элементов системы регулирования. особенно через уплотнения цапф лопастей при их повреждении. Для установления последнего наблюдают за поверхностью воды в нижнем бьефе, выходящей из отсасывающей трубы данного агрегата, — при утечках масла на поверхности воды появляются масляные пятна. В зависимости от характера обнаруженной неисправности принимают соответствующие меры, осуществляют чистку фильтров бака МНУ; пополняют бак маслом из масло-хозяйства; переводят агрегат в режим, при котором утечки масла уменьшаются, или выводят его в ремонт. Для восполнения объема масла оперативный персонал периодически доливает его в бак МНУ через систему маслопроводов из специального расходного бака с чистым маслом.
Уровень масла может повышаться при переполнении котла МНУ воздухом, что представляет определенную опасность, так как при недосмотре масло может изливаться через горловину на пол машинного зала.
Проверяют режим работы насосов МНУ и их состояние, обращая при этом особое внимание на шум и вибрацию насосов, состояние сальниковых уплотнений подшипников (через сальники должно просачиваться и уходить в дренаж масло; шум насоса должен быть равномерным, вибрация незна-чительна). Следят за нагревом подшипников насоса и двигателя.
Проверяют работу перепускных (должны перемещаться плавно и через них не должно быть протечек .масла) и обратных клапанов (перемещение не должно сопровождаться ударами), исправность арматуры котла и бака (масломерного стекла, манометра, указателей уровня масла, вентилей, задвижек, реле давления), плотность соединений арматуры котла и бака.
Контроль работы генератора и агрегата в целом. Основной вид контроля генератора и агрегата — наблюдение за их температурным режимом.
Показателем нормальной работы и состояния подпятника и подшипников генератора и агрегата является постоянство установившихся рабочих температур контролируемых деталей и масла смазки. Повышение температуры против установившейся при неизменном режиме работы агрегата и охлаждения (температуре и расходе охлаждающей воды) свидетельствует
146
о возникших в узлах неисправностях. К основным неисправностям, которые приводят к нарушению нормальной работы подшипниковых узлов, относят: загрязнение масла, смазывающего и охлаждающего подпятник или подшипник; обводнение масла; засорение охладителей масла; нарушение поверхности зеркала подпятника; отставание баббита от корпуса сегментов; повреждение поверхности сегментов.
Подпятники различных агрегатов работают с различными температурами сегментов (в пределах 45—75°С). Максимально допустимая температура для подпятников 80—В5°С. Если температура превышает 85°С, работа подпятников не допускается из-за опасности изменения структуры баббита сегментов, поэтому при достижении такой температуры агрегат необходимо остановить, если он не остановлен тепловой защитой.
Повышение температуры сегментов подшипников или подпятников может быть плавным и резким, со скоростью увеличения температуры 1°С/мин или еще большей. При обнаружении повышения температуры сегментов на 3—5°С по сравнению с установившейся обслуживающий персонал должен принять меры для предупреждения ее дальнейшего роста: проверить уровень масла в ванне неисправного подшипника; сделать анализ масла, если его уровень не выходит за пределы допустимого; обнаружив воду в масле, вывести агрегат в ремонт для ликвидации протечек воды; если воды в масле не обнаружено, проверить расход воды на охлаждение и при необходимости увеличить его (при наличии такой возможности) или по согласованию с дежурным инженером и диспетчером уменьшить нагрузку на агрегате. Если после предпринятых мер температура продолжает повышаться, агрегат необходимо остановить для выяснения и устранения неисправности.
Резкое повышение температуры происходит, как правило, при повреж-
Рис. 97. Сегмент подпятника: а — с хорошим состоянием поверхности, б — с поврежденной поверхностью
148
, дении баббита сегментов (рис. 97}. В этом случае агрегат следует немедленно остановить для ремонта поврежденного узла.
При осмотрах температуру контролируют по показаниям лагометров или реле тепловой защиты — термосигнализаторам. Последние являются одновременно и показывающими приборами, так как имеют шкалу, проградуированную в градусах Цельсия, и три стрелки, показывающие температуру: черная — в измеряемой точке, желтая — срабатывания предупредительной сигнализации и красная — срабатывания защиты на отключение агрегата.
Проверяют уровни и цвет масла в ваннах подпятника и подшипников по указателям на масломерных стеклах. На горизонтальных капсульных агрегатах контролируют уровни масла в расходном баке и сливных баках системы смазки. Нормальные уровни масла на масломерных стеклах отмечены для условий, когда агрегат находится в работе (отклонение от этого уровня при остановленном агрегате указывается в местной инструкции по . эксплуатации агрегата). В процессе эксплуатации контроль уровня масла в ваннах подшипниковых узлов осуществляется автоматически с помощью реле уровня: при снижении или повышении уровня по сравнению с допустимым контакты реле замыкаются и подается сигнал, предупреждающий о неисправности узла. Проверку уровней необходимо проводить также при осмотрах оборудования, поскольку обнаружение неисправности узла до срабатывания реле контроля позволит быстрее установить причину и устранить ее.
Причинами снижения уровня масла в ваннах подпятника и подшипников могут быть: утечки масла через корпус ванны, через неплотности вентиля слива масла из ванн и через неплотности соединения труб охладителей с их корпусом. Последний вид утечек происходит при самотечном техническом водоснабжении из-за образования вакуума в подводящих трубопроводах.
Причинами повышения уровня масла могут быть: поступление воды в ванну через неплотности соединения труб охладителей с корпусом; пополнения объема масла через неплотности запорной арматуры агрегата при пополнении маслом ванны соседнего агрегата. В случае повышения уровня масла в ванне подшипника или подпятника дежурный персонал обязан взять пробу масла на анализ наличия воды (влаги). При обнаружении воды в масле уровень масла следует понизить до нормального путем слива воды из ванны, для чего открывают вентиль опорожнения ванны от масла. Слив воды из ванны производят как на работающем, так и на остановленном агрегате. Если эту операцию выполняют на работающем агрегате, то контроль уровня масла в ванне ведут до тех пор, пока вентиль слива масла не будет надежно закрыт и опломбирован. Наличие воды в масле и его окисление можно определить и по цвету масла: при попадании воды масло светлеет, при окислении — темнеет.
В процессе эксплуатации агрегата обращают внимание:
на протечки масла через соединения ванн подпятника и подшипников, через уплотнение выгородки (при выбросе масла через выгородку на генераторах зонтичного типа оно растекается по поверхности вала, на генераторах подвесного типа — попадает на обмотку ротора и лобовые части статора генератора); 149
на протечки воды через соединения водяных трубопроводов охлаждения (должны отсутствовать) ;
на положение колодок тормозов (они должны быть полностью опущены) , равномерность зазора между тормозным диском ротора и колодками тормозных подушек (при износе подушек — уменьшении выхода пластин фрикционного материала из гнезда на % первоначальной высоты или снижении выхода пластин до 5—6 мм — необходима их замена), износ тормозного диска. При интенсивном износе тормозных деталей следует снизить начало торможения до 20—30% номинальной частоты вращения.
Проверяют поступление воды на охлаждение подпятника и подшипников генератора. Для контроля за поступлением воды на трубопроводах, отводящих охлаждающую воду, делают прозрачные вставки со встроенными в них резиновыми клапанами. Контроль вставки ведется визуально по положению клапана: если вода на охлаждение поступает — клапан поднят (открыт).
В шахте генератора обращают внимание:
на равномерность нагрева воздухоохладителей (неравномерный их нагрев свидетельствует о неравномерной подаче воды на охлаждение или засорении охладителей);
на конденсацию влаги воздухоохладителей (конденсация влаги — отпотевание воздухоохладителей — не допускается, поскольку капли воды, увлекаемые воздухом, переносятся на обмотку генератора, что приводит к ее увлажнению и снижению сопротивления изоляции), целость трубок охладителей и исправность термосигнализаторов горячего воздуха;
на чистоту и состояние масляной покраски цементных полов (наличие пыли и сора в шахте недопустимо, поскольку сор, увлекаемый потоком воздуха, засоряет вентиляционные каналы железа генератора, что вызывает его перегрев, и загрязняет электрические соединения ротора и статора, что приводит к снижению сопротивления их изоляции).
Кроме того, следят за плотностью присоединения трубопроводов, подводящих воду к воздухоохладителям, и плотностью арматуры (вентилей и задвижек).
•Особенности эксплуатации горизонтальных гидроагрегатов с капсульными генераторами. Эксплуатация этих машин имеет ряд отличительных особенностей, определяемых их расположением и компоновкой помещений, где расположено основное и вспомогательное оборудование. Так, во время работы агрегата возможен осмотр только верхней части направляющего аппарата турбины; другие узлы как турбины, так и генератора осматривают только в исключительных случаях.
На остановленном агрегате осмотр оборудования, находящегося за ротором на агрегатах с одной проходной колонной (типа агрегатов, установленных на Киевской ГЭС), возможен только после опускания затворов со стороны нижнего бьефа. Поддержание чистоты и порядка осложнено ввиду того, что в карманах необетонированных поверхностей, образующих проточную часть турбины, постоянно скапливаются влага и сор; при этом более сложны по сравнению с вертикальными агрегатами условия, обеспечивающие безопасность проведения работ. Достаточно сложны работы, связанные с обслуживанием направляющего аппарата, особенно замена срезных паль-150
цев нижней части, которые к тому же приходится менять чаще, чем срезные пальцы верхней части направляющего аппарата, поскольку все посторонние предметы, перемещающиеся с водой, проходят в основном по низу проточной части турбины. Эти работы Проводят при использовании специальных приспособлений с подмостей или площадки телескопического подъемника.
Чистка масляных фильтров Должна производиться чаще, чем на вертикальных агрегатах, поскольку зон отстоя масла меньше и к тому же масло, употребляемое для смазки узлов агрегата и перемещения регулирующих органов, объединено технологическими связями (трубопроводами и насосами).
Имеет место большее по сравнению с вертикальными агрегатами количество обслуживаемых помещений; разобщенность блоков агрегатов (каждый из блоков отделен от другого стеной с дверным проемом); большая площадь поверхностей оборудования, требующих ухода (обтирка, промывка и чистка), и сложность конфигураций этих поверхностей.
Особенности эксплуатации, возникающие в связи с возможностью появления присущих только этим машинам неисправностей или невозможностью непосредственного осмотра некоторых узлов, приводят к увеличению осматриваемых устройств или более тщательному осмотру традиционно контролируемых узлов при обходах оборудования. Так, при осмотре горизонтальных гидроагрегатов обращается особое внимание на подачу смазки к подшипникам, что контролируется по перепаду давления на фильтрах, установленных на трубопроводах подачи смазки; увеличение перепада против установившихся значений свидетельствует о засорении фильтров; снижение — о засорении каналов смазки или о попаданий в трубопроводы воздуха. В том и другом случае подача масла на смазку уменьшается и должны быть приняты срочные меры для восстановления нормальной подачи масла на смазку.
При увеличении перепада необходимо, перейдя на резервный, произвести чистку фильтра; при снижении — на непродолжительное время включить насос гидростатического подъема вала. Если эти меры не приведут к восстановлению перепада давления на фильтрах, необходимо организовать непрерывный контроль за температурой подшипников агрегата и при ее росте немедленно остановить агрегат. Если повышения температуры не происходит, агрегат должен быть выведен в ремонт при первой возможности по условиям режима работы энергосистемы и, соответственно, ГЭС.
Обращается особое внимание на режим работы насосов МНУ. При ухудшении режима работы насосов необходимо в первую очередь проверить выход масла из дренажного трубопровода капсулы: увеличение выхода масла свидетельствует об увеличении протечек через уплотнения масло-приемника. Об увеличении протечек через маслоприемник свидетельствует также одновременное ухудшение работы насосов МНУ, лекажного насоса, снижение уррвня масла в баке МНУ, повышение уровня масла в нижних баках системы смазки; на повреждение втулок маслоприемника может также указывать обнаруженный при осмотре выброс (в виде струи) масла из трубки обратной связи маслоприемника. В горизонтальных турбинах’ втулки маслоприемника работают не как радиальные (направляющие), а как опорные подшипники, нагрев рабочих поверхностей которых значи-
151
тельно выше, чем в маслоприемниках вертикальных агрегатов. Вместе с тем установочные зазоры в маслоприемнике остаются такими же, как и в масЬоприемниках вертикальных турбин (в противном случае повышаются внутренние протечки масла). В результате зазоры в маслоприемнике при работе агрегата будут очень малы. Поэтому даже незначительные механические примеси, попадающие с маслом в заборы маслоприемника, приводят к интенсивному нагреву втулок, их заклиниванию и выходу из строя. Этим обоснованы повышенные требования к чистоте масла системы регулирования и смазки, чего на горизонтальных турбинах достичь значительно сложнее, чем на вертикальных: на вертикальных турбинах попадающие с маслом в полость вала и втулки рабочего колеса примеси оседают в нижней части втулки; на горизонтальных турбинах — они интенсивно перемешиваются с маслом. Следствием этого является значительно большая частота повреждения втулок и уплотняющих манжет маслоприемника.
При обнаружении повреждения деталей маслоприемника турбины агрегат должен быть остановлен для ремонта.
В капсульных агрегатах система регулирования и система смазки подшипников агрегатов разделены условно, так как сливные емкости этих систем имеют соединительные трубопроводы. В горизонтальных агрегатах с капсульными генераторами в отличие от вертикальных имеется большая возможность обводнения масла: в системе регулирования — благодаря проникновению воды во втулку рабочего колеса при нарушенииуплотнения цапф лопастей; в систему смазки — в результате попадания воды в масло, выходящее из турбинного подшипника, при нарушении уплотнения вала. Во избежание работы узлов агрегата с повышенным содержанием влаги (воды) в масле следует проводить контроль качества масла на содержание влаги чаще, чем на вертикальных агрегатах.
Периодически в течение смены проверяют работу уплотнения вала турбины. Контроль производится визуально, по количеству воды, проходящей через смотровую вставку на трубопроводе отвода дренажных вод из капсулы агрегата (рис. 98).
Рис. 98. ' Устройство контроля за работой уплотнения вала:
1 — труба сброса дренажных вод, 2 — приемный стакан, 3 — труба отвода воды
В целях безопасности пребывание обслуживающего персонала в капсуле работающего агрегата инструкциями не разрешается. Это запрещение обосновывается также и тем, чтобы обеспечить минимальную степень влажности в капсуле во избежание увлажнения обмотки генератора. Поскольку в капсуле расположен генератор, нагрев которого при работе превышает 70—80°С, а ее стенки постоянно омываются водой, разность температур воздуха-и стенок капсулы значительно превышает критическую величину (15—20°С), при которой обычно начинается конденсация влаги. Конден-152
сации способствует и то обстоятельство, что все протечки воды через уплотнения стыков капсулы и вала также поступают в капсулу, следствием чего является повышенная влажность в капсуле.
Для снижения влажности и исключения конденсации влаги приемные камеры для сбора протечек воды изолируют металлическими листами. Объем воздуха, заключенный в капсуле, изолируют от связи с воздухом других помещений, для чего конструктивные отверстия в .нее после прокладки необходимых коммуникаций уплотняют, а вход в капсулу держат закрытым. В этом случае после конденсации влаги, содержащейся в воздухе капсулы, и удаления конденсата степень влажности воздуха снижается до приемлемых значений. Вместе с тем при эксплуатации состояние уплотнений сопряженных элементо! капсулы может нарушаться и через них вода проникать в капсулу. Поэтому при осмотрах уделяют повышенное внимание состоянию сопряженных элементов капсулы (протечки воды должны быть незначительными или отсутствовать), обращают внимание на конденсацию влаги на воздухоохладителе и стенках капсулы, на характер шума и вибрацию оборудования, размещенного в капсуле.
Обращают внимание на характер протечек воды через уплотнения цапф лопаток направляющего аппарата, особенно нижней их части. При этом если увеличение протечек воды через уплотнения цапф лопаток направляющего аппарата вертикальных турбин увеличивает объем поступающей воды на крышку турбины, то на горизонтальных турбинах это приводит к увеличению поступления воды на пол обслуживаемого помещения. Нарушение работы уплотняющих манжет цапф лопаток происходит в основном из-за засорения их взвешенными частицами, проходящими с потбком воды. Для предупреждения повышенных протечек воды через уплотнения необходима их периодическая чистка.
Осматривают поверхность воды в нижнем бьефе. Появление на ней масляных пятен свидетельствует о повреждении уплотнений цапф лопастей рабочего колеса. На горизонтальных турбинах уплотнения цапф выполнены двусторонними, в связи с чем при том же качестве резиновых изделий число случаев выхода из строя уплотнений примерно в два раза выше, чем на вертикальных турбинах.
Контролируют стабильность комбинаторной зависимости. Обратная связь механизму разворота лопастей рабочего колеса выполняется тросовой, имеет большое число поворотов и длинных участков, что приводит к трению троса о защитную трубу в результате его провисания.
Названные особенности и вызываемые ими (большие по сравнению с вертикальными агрегатами трудозатраты требуют при эксплуатации горизонтальных агрегатов сравнительно большей численности эксплуатационного (оперативного, оперативно-ремонтного) персонала.
В целом по станции проверяют плотность соединений водяных, масляных, воздушных трубопроводов и исправность арматуры (задвижек, вентилей, манометров). Наличие течей через трубопроводы не допускается, и при появлении они должны быть устранены в кратчайший срок.
Осматривают все болтовые и другие соединения, крепление фундаментных опор и положение контрольных штифтов.
В машинном зале и других помещениях проверяют наличие и исправ
153
ность противбпожарного инвентаря и оборудования (углекислотных установок, систем пожаротушения и сигнализации, огнетушителей, пожарных шлангов и прочего инвентаря).
Данные наблюдений за работающим и резервным оборудованием и проведенных-замеров машинист записывает в оперативный журнал и суточную ведомость, отклонения от нормальных параметров и появившиеся неисправности — в журнал дефектов оборудования.
Гидроагрегат немедленно останавливают (если он не остановлен действием защиты) при определенных неисправностях и несоответствиях, обнаруженных в процессе осмотра оборудования:
уменьшении давления в котле МНУ до аварийно-низкого;
разрыве маслопровода системы регулирования или обнаружении трещины в его соединениях (при невозможности отключения поврежденного участка);
внезапном появлении повышенной вибрации опор и биения вала;
внезапном повышении температуры тела сегментов любого из подшипников гидроагрегата сверх допустимой;
появлении необычного шума и металлических стуков в турбине;
уменьшении расхода воды на смазку турбинного подшипника ниже допустимой;
выходе из строя направляющих втулок или уплотнений маслоприемника;
появлении дыма, искр, пламени из генератора, свидетельствующих о неисправности обмотки генератора; в последнем случае чем скорее агрегат будет отключен и остановлен, тем меньшие повреждения обмотки генератора будут иметь место.
Работа схемы смазки и откачки дренажного масла капсульных агрегатов в аварийных режимах. К аварийным режимам можно отнести: выход из строя одного из насосов; увеличение протечек через маслоприемник; разгон агрегата; нарушение отрегулированных значений уставок реле уровней баков смазки.
При выводе из строя одного из насосов ЗКМ-6 собирается схема, обеспечивающая подачу масла на смазку и откачку протечек масла. В зависимости от состояния оборудования (главным образом маслоприемников) в данный момент резервный насос оставляют для подачи масла на смазку или для откачки протечек масла (в качестве лекажного). Однако предпочтение следует отдавать резервированию подачи масла на смазку.
При нарушении нормальной работы маслоприемника одного из агрегатов протечки масла резко возрастают (до В—10 л/с) и суммарный расход масла превышает производительность одного насоса. В этом случае вступает в работу резервный насос и подается сигнал о повышении уровня в нижних баках смазки. В зависимости от состояния маслоприемников принимается соответствующее решение — производится отключение блока или временно его оставляют в работе.
При разгоне агрегата расход масла, потребляемый подшипниками и подпятниками блока из четырех агрегатов, не превышает 20 л/с, поэтому при разгоне четырах агрегатов блока одновременная работа двух насосов обеспечивает требуемый расход масла.
154
Нарушение отрегулированных значений установок реле уровней масла1 в баках может привести к переполнению нижнего бака или к уменьшению объема масла в баках, поэтому необходима их периодическая проверка.
Чистка и смазка устройств, обтирка оборудования. Кроме эпизодических осмотров (проводящихся по необходимости) производят в соответствии с графиком, утверждаемым главным инженером ГЭС, следующее: чистку фильтров систем охлаждения генератора и смазки водой турбинных подшипников, колонки регулятора частоты вращения, фильтров реле давления и сливных баков МНУ; смазку узлов и устройств системы регулирования и управления (подшипников цапф лопаток направляющего аппарата, регулирующего кольца, рычажных передач от регулирующего кольца к рычагам лопаток).
Смазку передач и устройств силовой части системы регулирования производят солидолом. На ГЭС, где установлены станции автоматической густой смазки (САГ), смазку выполняют включением их в работу; на ГЭС, где эти станции отсутствуют, — с помощью специального шприца вручную.
Вахтенный персонал регулярно обтирает все оборудование, закрепленное за вахтой.
Опробование и переключение оборудования, находящегося в резерве. На ГЭС часть оборудования, как основного, так и вспомогательного, находится в резерве. Резервное оборудование поддерживается в состоянии полной готовности к немедленному пуску и проверяется наравне с работающим. Для уверенности в готовности резервного оборудования к работе производят периодическое его опробование путем кратковременного включения в работу.
Чтобы оборудование, которое может находиться как в работе, так и в резерве, имело одинаковый износ в процессе эксплуатации, производят периодические переключения его из работы в резерв и наоборот с отработкой каждым из одноименных устройств примерно одинакового чйсла часов в период между ремонтами. Переключения устройств выполняют в соответствии с графиком, утверждаемым главным инженером. ГЭС.
В зимнее время, во избежание снижения температуры масла ниже + 5°С, агрегаты, находящиеся в резерве, периодически прокручивают на холостом ходу в течение 10—15 мин. Обычно такие прокрутки достаточно проводить один раз в сутки; летом такие прокрутки производят один раз в четверо суток для сохранения масляной пленки между сегментами и зеркалом подпятника.
§ 40. ОСТАНОВКА АГРЕГАТА
Различают следующие виды остановки агрегата: нормальную из режима генератора на автоматическом или ручном управлении; нормальную из режима синхронного компенсатора; аварийную.
Остановка агрегата из режима генератора на автоматическом управлении. Автоматическая или дистанционная остановка агрегата, не связанная с повреждением его узлов или устройств, называется нормальной. Нормальная остановка агрегата на автоматическом управлении осуществляется подачей командного импульса с пульта управления ГЭС или диспетчерского 155
пункта управления (на телеуправляемых ГЭС) на реле остановки агрегата. Реле дает команду на отключение агрегата от сети, включение насоса принудительной смазки подпятника (при его наличии) и закрытие ограничителя открытия до положения, соответствующего полному закрытию направляющего аппарата. После закрытия направляющего аппарата агрегат некоторое время вращается по инерции.
При снижении частоты вращения до 35—40% номинальной автоматически включается торможение агрегата. После его полной остановки по команде, подаваемой реле частоты вращения с некоторой выдержкой времени (спустя 5—7 с), происходит: расторможение агрегата (клапан торможения закрывается, прекращая подачу воздуха к тормозным цилиндрам; тормозная система соединяется с трубопроводом сброса воздуха и колодки тормозов отходят от тормозного диска ротора генератора); отключение насоса принудительной смазки сегментов подпятника (при его наличии); отключение подачи охлаждающей воды к устройствам генератора (если эта операция автоматизирована, в противном случае ее производят вручную).
На некоторых ГЭС с небольшими по мощности гидроагрегатами при небольших удельных нагрузках на сегменты подпятника используют схемы автоматики, при которых нормальная остановка агрегата происходит без принудительного торможения.
Остановка агрегата из режима генератора на ручном управлении. Необходимость в ручной остановке появляется при нарушениях в работе регулятора частоты вращения и элементов системы автоматики, при обнаружении неисправности клапанов срыва вакуума и холостого выпуска, при отказе в работе одного из насосов МНУ.
Агрегат останавливают после полного снятия нагрузки и отключения генератора от сети. Нагрузку с генератора снимают с помощью механизма изменения частоты вращения, механизма ручного управления или ограничителя открытия. При остановке агрегата дежурный персонал выполняет следующие операции:
включает насос принудительной смазки подпятника (если включение его требуется по условиям пуска и остановки агрегата);
после отключения агрегата от сети ограничителем открытия (механизмом ручного управления) полностью закрывает направляющий аппарат турбины;
при снижении частоты вращения до 35—40% номинальной производит торможение агрегата; эту операцию выполняют или подачей воздуха на торможение непосредственно из магистрали (минуя клапан торможения), что осуществляется закрытием вентилей 5 и 9 и открытием вентиля 4 (см. рис. 69), или включением торможения с местного пульта управления торможением агрегата;
после полной остановки агрегата отключает насос принудительной подачи смазки, растормаживает агрегат (отключает торможение), отключает подачу воды на охлаждение генератора, осматривает агрегат и подготавливает его к последующему пуску.
Остановка агрегата из режима синхронного компенсатора. При остановке агрегата, работающего в режиме СК, все операции, связанные с остановкой, выполняют так же, как и при остановке из генераторного режима. 156
Однако длительность снижения частоты вращения до значения, при котором включается торможение, возрастет по сравнению с остановкой из генераторного режима в несколько раз. Поэтому при необходимости остановки агрегата его переводят из режима СК в генераторный, а затем дают командный импульс на остановку.
Аварийная остановка агрегата. Аварийную остановку агрегата производят лри нарушении в работе (неисправности) какого-либо из узлов агрегата. Она может быть или автоматической (при действии защит агрегата), или ручной (при обнаружении неисправности, угрожающей целости оборудования, или возникновении ситуации, угрожающей жизни людей).
Автоматическая аварийная остановка происходит в следующих случаях:
при действии некоторых электрических защит генератора; выключатель генератора отключается и одновременно подается команда на остановку агрегата, при этом нагрузка с генератора мгновенно снимается (происходит сброс нагрузки), что сопровождается увеличением частоты вращения генератора (агрегата) и тем большим, чем выше была нагрузка перед отключением генератора;
при действии гидромеханических защит; сначала происходит разгрузка агрегата с последующей нормальной его остановкой; устройства аварийного прекращения доступа воды к турбине при аварийной остановке агрегата не работают, кроме защиты от разгона; при работе этой защиты подаются одновременно две команды — на остановку агрегата и на действие устройства аварийного прекращения доступа воды к турбине (сброс быстропадающих затворов, действие золотника аварийного закрытия направляющего аппарата и т.п.).
Аварийная остановка сопровождается звуковым сигналом, освещением табло, указывающим вид аварии (гидромеханическая или электрическая). Для определения причины отключения агрегата действием защиты на панели сигнализации устанавливают сигнальные реле, каждое из которых срабатывает при действии соответствующей защиты. Срабатывание защиты сопровождается выпадением блин кера (флажка) и освещением соответствующего табло на панели. По положению блинкера и освещенной надписи дежурный определяет, от каких защит произошло отключение агрегата.
При действии защит и аварийной остановке агрегата персонал не вмешивается в операции, происходящие автоматически, поскольку это может привести к развитию аварии (исключение составляет торможение агрегата). Если при аварийной остановке агрегата автоматического торможения не происходит, его осуществляют вручную.
После выяснения причины действия защиты, устранения дефектов в оборудовании (при их наличии) и разрешения главного инженера ГЭС (начальника станции) агрегат подготавливают к пуску и включают в сеть.
§ 41. АВАРИЙНЫЕ СИТУАЦИИ И ДЕЙСТВИЯ ПЕРСОНАЛА ПРИ ИХ ВОЗНИКНОВЕНИИ И ЛИКВИДАЦИИ
При возникновении аварийных ситуаций перед персоналом стоят две основные задачи:
как можно скорее, устранив причины нарушения нормальной работы
157
оборудования и опасность для жизни людей, предупредить развитие аварии и принять меры к восстановлению прежнего режима;
сохранить оборудование в работе и, в случае необходимости, принять меры к увеличению нагрузки на агрегатах, непосредственно не пострадавших от аварии, для обеспечения потребителей электроэнергией.
При ликвидации аварийных ситуаций от оперативного персонала требуется быстрота ориентации; уверенность, четкое выполнение распоряжений руководящего персонала.
Основой для четкой и правильной ликвидации аварий и их предупреждения служит постоянное совершенствование знаний оборудования, правил технической эксплуатации и безопасности, действующих инструкций и их выполнение.
Действия дежурного машиниста при ликвидации аварии проводятся, как правило, с разрешения оперативного руководителя (дежурного инженера) или по его указанию. При получении распоряжения от дежурного инженера дежурный машинист обязан повторить распоряжение, если оно непонятно — переспросить. Сразу же после выполнения распоряжения машинист сообщает об этом дежурному инженеру. Неправильные распоряжения дежурного инженера, непосредственно угрожающие жизни людей или целости оборудования, не выполняются, о чем немедленно сообщается начальнику цеха или главному инженеру.
Дежурный машинист имеет право немедленно, без переговоров с дежурным инженером, производить следующие операции:
отключение оборудования при возникновении непосредственной опасности для жизни людей;
отключение поврежденного оборудования или при возникновении опасности повреждения оборудования;
перевод регулятора частоты вращения с автоматического управления на ручное при нарушении нормальной работы регулятора или возникновении причин, когда регулятор должен быть переведен с автоматического управления на ручное, указанных в § 39.
После проведения каких-либо из этих операций дежурный машинист обязан поставить об этом в известность дежурного инженера.
При возникновении аварийной ситуации машинист гидроагрегата:
на основании показаний приборов и по внешним признакам о состоянии оборудования принимает меры к устранению опасности для людей и оборудования и предотвращению развития аварии;
принимает меры к восстановлению нормальной работы оборудования (особое внимание следует уделять обеспечению работы оборудования, непосредственно от аварии не пострадавшего, и подготовке к пуску резервного оборудования);
сообщает дежурному инженеру и руководству цеха о происшедшем;
путем осмотра оборудования выясняет характер и место повреждения, объем и участок, затронутый аварией;
после устранения угрозы развития аварии и обеспечения нормальной работы оборудования, не поврежденного при аварии, приступает к ликвидации последствий на оборудовании, затронутом аварией;
в случае если повреждения не могут быть исправлены силами дежур
158
ного персонала, вызывает ремонтный персонал и, не дожидаясь его прибытия, -готовит рабочее место для безопасного выполнения работ (снимает1 напряжение, давление, вывешивает плакаты и т.п.).
Для предупреждения развития аварии на Оборудовании с поврежденным узлом его выводят из работы и принимают меры к остановке. Ава- ! рийное отключение агрегата большой мощности может привести к аварийному положению энергосистемы в целом (значительному снижению частоты). Поэтому аварийное отключение, если оно происходит не от действия защиты, должно быть по возможности сделано с предупреждением об этом диспетчера энергосистемы, который постарается ввести в работу оборудование, находящееся в резерве.
После аварийной остановки агрегата, имеющего поврежденные узлы, и подготовки рабочего места ремонтный персонал может быть допущен к работе без наряда, но с обязательным последующим его оформлением.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Чем характеризуются основные режимы работы агрегата (в том числе обратимого) в энергосистеме?
2. Кек осуществляется перевод агрегата из одного режима в другой?
3. В >чем заключается подготовке к пуску агрегата и кекова последовательность операций при пуске.агрегата?
4. В чем заключается эксплуатация агрегата?
5. Как производится замена срезного пальца а системе привода лопатки направляющего аппарата?'
6. Как производится чистка фильтра для очистки масла на регуляторе честоты вращения?
7. Как производится пополнение воздуха в котал МНУ?
8. 8 чем состоят отличительные особенности эксплуатации горизонтальных агрегатов с капсульными генераторами?
9. В каких случаях переводят управление агрегатом с автоматического на ручное?
10. Расскажите о а идах остановки агрегата.
ГЛАВА IX
ПЕРИОДИЧЕСКОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
В период между ремонтами осуществляют периодическое техническое обслуживание, заключающееся в проведении определенных проверок и испытаний различных устройств, проверке характеристик оборудования. Цель такого контроля — определение степени износа узлов и деталей и состояния надежности, установление необходимости ремонта, наладки или настройки того -или иного узла. Для каждой ГЭС перечень контролируемых узлов и характеристик индивидуален и зависит от состояния оборудования. Наиболее характерные виды контроля, выполняемые эксплуатационным персоналом ГЭС, приведены ниже.
159
§ 42. КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ КОМБИНАТОРНОЙ ЗАВИСИМОСТИ ПОВОРОТНО-ЛОПАСТНОЙ ТУРБИНЫ
Комбинаторная зависимость задается заводом, поставившим турбину для заданных проектных условий работы агрегата. После проведения энергетических испытаний комбинаторная зависимость уточняется (если выданная заводом зависимость не является наивыгоднейшей). В процессе эксплуатации возможны отклонения от заводской зависимости, ее нарушения, которые могут возникать в результате износа отсекающих кромок распределительного золотника рабочего колеса, вытягивания троса обратной связи и т.п.
Несоответствие угла разворота лопастей оптимальным значениям приводит не только к снижению кпд (иногда более 10%), но и к увеличению нагрузки на подпятник и нежелательной вибрации агрегата, поэтому необходим периодический контроль комбинаторской зависимости, т.е. проверка ее соответствия заданной, наивыгоднейшей. Поскольку профиль кулачка комбинатора при эксплуатации остается неизменным, контроль соответствия действительной комбинаторной зависимости наивыгоднейшей достаточно производить при одном напоре.
При проверке комбинаторной зависимости ролик кулачка комбинатора устанавливают в соответствие с напором, действующим в настоящее'время на ГЭС, регулятор частоты вращения переводят на ручное управление и, начиная с 30%-ного открытия направляющего аппарата, последовательно (с интервалами не менее 5 мин) производят открытие направляющего аппарата (30, 40, 50,. . ., 100% от полного), при этом измеряют с точностью до 1 мм ход штока поршня сервомотора направляющего аппарата, ход указателя разворота лопастей, напор на ГЭС (уровень верхнего и нижнего бьефов) и мощность агрегата.
Запись измеряемых параметров ведут как при прямом, так и при обратном ходе (открытии и закрытии) направляющего аппарата, а затем по средним значениям строят характеристику. Если расхождение с эталонной превышает 0,5°, следует подрегулировать кинематику устройств комбинатора таким образом, чтобы привести комбинаторную зависимость в соответствие с эталонной (наивыгоднейшей).
Приведение имеющейся характеристики к эталонной чаще всего сводится к уменьшению длины троса обратной связи, что достигается изменением взаимного положения шпильки и втулки специального регулирующего устройства (талрепа) обратной связи регулятора частоты вращения.
После законтривания положения деталей регулирующего устройства вновь снимают комбинаторную зависимость Р =* f(S) и сравнивают ее с эталонной. При удовлетворительных результатах регулировка заканчивается.
§ 43. КОНТРОЛЬ ВИБРАЦИИ И БИЕНИЯ ВАЛА
К показателям, характеризующим состояние гидроагрегата, относятся величина и характер вибрации опорных узлов агрегата, а также биение вала у шеек его подшипников.
Вибрацией называют периодическое колебание (дрожание) детали.
160
узла или агрегата в целом, которое, как правило, повторяется через равные-промежутки времени — периоды. Число колебаний, совершаемых в единицу времени, называют частотой вибрации.
Состояние вертикальных гидроагрегатов характеризует вибрация следующих узлов: несущей крестовины (у зонтичного — нижней, у подвесного — верхней), крестовины генераторного подшипника, корпуса турбинного подшипника, крышки турбины и опоры подпятника (у агрегатов с опорой на крыШке турбины).
Вибрацию замеряют в трех направлениях: вертикальном и двух горизонтальных (по продольной и поперечной осям здания ГЭС) .
Вибрацию агрегата определяют при холостом ходе без возбуждения и с возбуждением генератора и под нагрузкой в пределах изменения ее от холостого хода до номинальной. Такую проверку проводят до капитального ремонта и после него, а также при необходимости в процессе эксплуатации.
Для измерения вибрации какого-либо узла устанавливают три вибродатчика: два — для измерения горизонтальных составляющих и один — для измерения вертикальной составляющей.
Вибрацию гидроагрегатов оценивают путем сравнения данных испытаний с данными, приведенными в табл. 5. Таблица составлена для гидроагрегатов с диаметром рабочего колеса 5 м. При использовании таблицы для агрегатов с диаметром рабочего колеса, отличным от 5 м, следует пересчитывать найденные в ней значения по эмпирической формуле
где 2А — искомое значение двойной амплитуды вибрации; Dp к — диаметр рабочего колеса данной турбины, 24 5 — двойная амплитуда вибрации (по табл. 5.).
При оценке вибрационного состояния агрегата необходимо полученные значения вибрации сравнивать с данными предыдущих замеров. Увеличение амплитуды вибрации сигнализирует об ухудшении общего состояния агрегата или какого-либо из его узлов.
Основными источниками, вызывающими недопустимую вибрацию опорных узлов при работе агрегата, являются следующие: неуравновешенность вращающихся масс ротора генератора, повышенное биение вала агрегата, изменение зазоров в подшипниковых узлах агрегата, недостаточно надежное закрепление опорных частей, гидравлические возмущающие силы, неравномерный зазор между ротором и статором генератора, задевание подвижных колец лабиринтного уплотнения о неподвижные (для турбин радиально-осевого типа).
При проверке вибрационного состояния замеряется также двойная амплитуда колебания вала — биение вала агрегата. Кроме того, проводятся измерения биения вала (примерно два раза в месяц) при наиболее характерных режимах в оперативном порядке.
В процессе центровки вертикальных гидроагрегатов при монтаже и эксплуатации проверяют общую линию вала и устраняют его чрезмерное биение, причиной которого может быть неперпендикулярность пяты или
161
излом во фланцевом соединении. Допустимые значения биения вала при прокрутке вала принимаются в соответствии' с данными, приведенными в табл. 6.
Таблица 5. Значения двойной амплитуды вибрации гидроагрегатов
Частота вращения агрегата, об/мин Двойная амплитуда вибрации 24 g, мм, при оценках ее состояния
отлично хорошо удовлетворительно ПЛОХО
62,5 0 - 0,05 0,05-0,10 0,10-0,16 Свыша 0,16
150 0-0,04 0,04 - 0,09 0,09-0,14 " 0,14
187 0 - 0,04 0,04 - 0,09 0,09-0,14 " 0,14
214 0 - 0,03 0,03 - 0,08 0,08-0,13 " 0,13
250 0-0,03 0,03 - 0,08 0,08-0,13 " 0,13
300 0 - 0,02 0,02 - 0,07 0,07-0,12 " 0,12
375 0-0,02 0,02 - 0,06 0,06-0,11 " 0,11
500 0 - 0,02 0,02 - 0,05 0,05-0,10 " 0,10
600 0 - 0,02 0,02 - 0,04 0,04-0,09 " 0,09
750 0 - 0,01 0,01 -0,03 0,03 - 0,08 " 0,08
1000 0 - 0,01 0,01 - 0,03 0,03 - 0,07 " 0,07
Т а б л.и ц а 6. Допустимые значения биения вала, используемые для проверки качества монтажа (ремонта) на остановленном агрегате
Характер биания Место замера Допустимое значение биения, мм/м, при частоте вращения агрегата,об/мин, до
100 250 375 600
Биение вала турбины Шейка вала у турбинного подшипника 0,05 0,05 0,04 0,03
Биение вала генератора Фланец вала генератора 0,03 0,03 0,02 0,15 1
Биение надставки генераторного вала Посадочная ' шейка для ( - - якоря воэбу- | дителя 1 0,03 0,02 0,015 0,015 ‘
162
При работе агрегата, биение вала (для агрегатов с баббитовыми подшипниками) не должно превышать величины суммарного (на диаметр) зазора в подшипниках. Величина зазора (нормальная и допустимая) подшипников агрегатов указывается заводами-изготовителями турбин и генераторов.
Зазор у подшипников агрегата, особенно турбинных с резиновым вкладышем, может изменяться в результате износа поверхности облицовки вала и вкладышей, а также сезонных изменений температуры воды. Двойная амплитуда биения турбинного вала благодаря температурным деформациям в зимнее время при температуре воды 4—5° С возрастет на 0,1—0,3 мм по сравнению с величинами, установившимися в летний период, когда температура воды достигает 20—23° С.
Допустимое повышение биения вала у турбинного подшипника с резиновым вкладышем устанавливают опытным путем для каждой данной серии турбин; максимальное биение при наиболее неблагоприятных условиях при диаметре вала до 1000 мм не должно быть более 0,8—0,9 мм, при диаметре 1200 мм и более может достигать 1,2—1,5 мм.
Увеличение биения вала обычно сопровождается повышением вибрации опорных частей турбины и генератора, поэтому опасно для гидроагрегата. При прогрессирующем увеличении проводят тщательное исследование состояния агрегата, а также внеочередные вибрационные испытания.
Повышение биения вала может быть вызвано: нарушением центровки линии вала; неравномерным обжатием прокладок, установленных между зеркальным диском и втулкой подпятника; изменением положения втулки подпятника относительно вала вследствие неравномерного уплотнения посадочных поясов во втулке; развитием кавитационных явлений в турбине.
Биение вала измеряют с помощью индикатора в двух направлениях (например, со стороны верхнего бьефа и правого берега) у генераторного подшипника и подшипника турбины. Индикатор обычно устанавливают на штативе так, чтобы ось головки индикатора заняла перпендикулярное положение по отношению к валу, а головка упиралась в шейку вала на величину, обеспечивающую смещение стрелки индикатора на 2—3 мм в обе стороны.
При вращении вала стрелка индикатора совершает колебательные движения с периодичностью, равной частоте вращения вала. В качестве замеренной величины биения вала принимают полный размах колебания стрелки (разницу между максимальным и минимальным показаниями), выраженный в сотых долях миллиметра.
§ 44. КОНТРОЛЬ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ И МАСЛОНАПОРНЫХ УСТАНОВОК
В процессе эксплуатации кроме ежесменного наблюдения и контроля для обеспечения нормальной работы, предупреждения развития и устранения появляющихся дефектов необходимы периодические проверки ряда параметров системы регулирования и механизмов маслонапорной установки.
Проверка устойчивости системы регулирования. На холостом ходу и при неизменной нагрузке элементы системы регулирования теоретически 163
должны находиться без движения. Однако на практике в силу периодических возмущающих воздействий, появляющихся при работе агрегата, а также возникающих зон нечувствительности элементов системы регулирования наблюдаются колебания поршня сервомотора направляющего аппарата и связанных с ним других элементов системы регулирования. Колебания поршня происходят вокруг какого-либо среднего положения и обычно носят закономерный характер. Допустимой величиной колебаний (качаний) считаются колебания поршня в праделах 1% его полного хода. В процессе эксплуатации или после ремонта системы регулирования возможны качания, превышающие допустимые.
Качания и дергания системы регулирования приводят к быстрому износу элементов, а впоследствии к расстройству системы регулирования и ухудшению режима работы насосов МНУ, поэтому за системой регулирования необходим постоянный контроль. Качания системы регулирования проверяют как на холостом ходу, так и под нагрузкой при работе агрегата в сети.
Проверка чувствительности регулирующих органов. Повышенной нечувствительностью могут обладать следующие элементы: чувствительный элемент (маятник, исполнитель); передача от побудительного золотника к сервомотору направляющего аппарата (золотники и элементы передачи усилий); передача от сервомотора к лопаткам направляющего аппарата; элементы кинематики обратной связи; передача от сервомотора к изод-ромному механизму и механизму остающейся степени неравномерности и изодромный механизм регулятора частоты вращения.
Нечувствительность маятника или исполнителя регулятора обусловливается наличием излишних сил трения в его сочленениях, в результате чего штифт маятника или иглы исполнителя при одной и той же частоте вращения может занимать различное положение. При работе регулятора это приводит к тому, что на какое-то изменение частоты вращения агрегата маятник не будет реагировать.
Нечувствительность передачи от сервомотора к лопаткам направляющего аппарата определяют измерением предельных возвратно-поступательных перемещений поршня сервомотора, в диапазоне которых не происходит перемещения лопаток направляющего аппарата.
Нечувствительность передачи от побудительного золотника к сервомотору направляющего аппарата определяют замером пределов перемещения побудительного золотника, в которых сервомотор не меняет своего положения. Причинами повышенной нечувствительности передачи от побудительного золотника к сервомотору направляющего аппарата могут быть: заедания и излишние трения в системе золотников; износ отсекающих кромок золотников или тела золотника, буксы (см. рис. 95).
При изменении частоты вращения агрегата, соответствующем перемещению побудительного золотника от среднего его положения в пределах величины перекрытий между отсекающими кромками золотника и окнами буксы, перемещения главного золотника и сервомотора направляющего аппарата не происходит; в этом диапазоне отсутствуют перемещения побудительного золотника, перераспределение давления в полостях вспомогательного сервомотора и сервомотора направляющего 164
аппарата (обе полости сервомотора заперты главным золотником). Для начала перемещения сервомотора направляющего аппарата необходимо изменить частоту вращения агрегата до значения, обеспечивающего перемещение побудительного золотника на величину, превышающую суммарный размер перекрытий своих собственных и главного золотника. В этом случае происходят перераспределение давления масла в полостях сервомотора направляющего аппарата и перемещение его поршня. Следовательно, в золотниковых системах при их исправном состоянии уже имеется определенная зона нечувствительности, величина которой зависит от конструкции золотников.
При износе золотников (скруглении отсекающих кромок, увеличении зазора между телом золотника и буксы) возрастают внутренние протечки масла, поэтому, чтобы вызвать перераспределение давления масла в полостях вспомогательного сервомотора, необходимое для перемещения главного золотника, а затем сервомотора направляющего аппарата, побудительный золотник должен переместиться на величину тем большую, чем больше износ золотников. В конечном итоге перемещение побудительного золотника на величину его полного хода не приводит к перераспределению давления в полостях вспомогательного сервомотора й сервомотора направляющего аппарата, в результате чего система становится неуправляемой. Устранение неисправности достигается заменой изношенных золотников.
Нечувствительность элементов обратной связи определяют измерением предельных возвратно-поступательных перемещений поршня сервомотора направляющего аппарата, в диапазоне которых побудительный золотник не получает соответствующих перемещений от действия обратной связи.
Проверка протечек масла в системе регулирования. На протечки масла (внешние и внутренние) установлены определенные нормы,.превышение которых не допускается. Причинами увеличения внешних протечек масла в системах гидроагрегатов могут быть нарушение нормальной работы уплотнений рабочих колес поворотно-лопастных турбин; кавитационные разъедания или отвинчивание резьбовых пробок, закрывающих отверстия под отжимные болты в нижней части фланцев лопастей; нарушение плотности соединений днища корпуса рабочего колеса; повреждение уплотнений крышек сервомоторов; разрушение прокладок во фланцевых соединениях маслопроводов; отказ лекажного агрегата и т.п.
Проверка состоит в тщательном осмотре узлов и устройств агрегата, а также рабочего колеса поворотно-лопастных и диагональных турбин (в зависимости от диаметра рабочего колеса протечки масла через одну лопасть не должны превышать 0,1—0,2 л/сут). В основном внешние протечки масла (кроме протечек через уплотнения цапф лопастей рабочих колес) собираются в лекажный бак и откачиваются в сливной бак МНУ, при этом часть протечек теряется безвозвратно, что приводит к снижению уровня масла в сливном баке МНУ и необходимости его периодического пополнения. Даже незначительные протечки масла приводят за год к очень большим его потерям, например при суммарных протечках (потерях) масла 0,1 г/с. теряется более 3 т масла.
Возрастание внутренних протечек через элементы системы регулирова-
165
ния вызывается-износом отсекающих кромок распределительных золотников, увеличением диаметральных зазоров в золотниках и между поршнем и цилиндром сервомоторов, ослаблением фланцевых соединений штанг рабочего колеса, повреждением уплотнений сервомоторов и маслоприемников.. Уменьшение внутренних протечек в системе регулирования, происходящих из-за больших зазоров в золотниках и сервомоторах, устраняется заменой или ремонтом дефектных деталей.
Протечки масла замеряют при открытом и закрытом положении регулируемых органов турбины и определяют по снижению уровня масла в котле МНУ при отключенных маслонасосах. Температура масла в течение всех испытаний должна быть примерно постоянной, так как величина протечек масла при изменении температуры, а следовательно, и вязкости изменяется значительно. Например, при испытаниях, проведенных на регуляторе частоты вращения с диаметром главного золотника 250 мм при различных температурах, получены величины протечек, приведенные в табл. 7.
Таблица 7 Протечки масла
Механизм Величина протечки, л/с, при температуре °C
21 27
Главный золотник:
направляющего аппарата 0,09 0,31
рабочего колеса 0,20 0,61
Сервомоторы направляющего аппарата 0,09 0,10
Сервомотор рабочего колеса 0,65 1,36
Золотник аварийного закрытия 0.03 0,04
Проверка работы предохранительных клапанов насосов маслонапорной установки. Дпр проверки работы предохранительных клапанов насосов МНУ в котле поднимают давление при ручном управлении насосами. Срабатывание предохранительного клапана должно произойти при повышении давления в котле на 0,5—0,6 МПа против номинального. Если срабатывание происходит при давлении выше или ниже заданного значения, клапан регулируют, для чего с помощью регулировочных гаек изменяют натяжение его пружин.
Проверка периодичности работы насосов маслоналорной установки. Периодичность работы насосов МНУ характеризуется отношением времени работы насоса при подаче масла в котел ко времени его работы вхолостую (на слив) или времени нахождения его в остановленном положении. Это соотношение обычно находится в пределах 1:10 — 1:20 и является индивидуальным для каждой из систем регулирования. Ухудшение периодичности (увеличение длительности работы на котел или уменьшение времени нахождения насоса в остановленном положении) может быть вызвано следующими причинами: уменьшением подачи насоса; увеличением внутренних или внешних протечек масла в системе регулирования из-за различных 166
неплотностей; качанием системы регулирования вследствие дефектов ее элементов; повышением температуры масла Ь системе регулирования.
При контроле периодичности работы маслонасосов надо помнить о последней из указанных причин и стараться проводить замеры в одно и то же время года с тем, чтобы температура масла в системе регулирования при замерах была примерно одинаковой.
Подача насоса (количество жидкости, перекачиваемое насосом в единицу времени), л/с,
QH=----*---.----.Ю3.
н 4 t
где Ок — внутренний диаметр котла, м; h — подъем масла в котле за время ёго подачи насосом в котел, м; t — время подачи насосом масла в котел, с.
Одновременно могут быть определены и протечки, л/с.
где tp — время подачи насосом масла в котел за один цикл, с; tx — время работы насоса вхолостую или простоя насоса за один цикл, с.
Замеры повторяют три раза, при этом в качестве учитываемых принимают их средние значения.
Проверка периодичности пополнения воздуха в котел маслонапорной установки. По правилам технической эксплуатации давление масла (воздуха) в котле МНУ при закрытых запорных органах не должно снижаться более чем на 0,1—0,15 МПа за 8 ч. Этому условию соответствует определенная утечка воздуха из котла МНУ через неплотности арматуры и соединений воздухопроводов МНУ. Кроме этого, при подключении МНУ к системе регулирования воздух в виде мельчайших пузырьков уносится при расходовании масла из котла для регулирования. Потери воздуха из котла происходят также в случае использования воздуха МНУ для торможения агрегатов. По мере расходования воздуха уровень масла при неизменном давлении в котле повышается и для поддержания расчетного соотношения объемов масла и воздуха, заполняющих котел, необходимо периодически пополнять его воздухом. Периодичность пополнения воздуха, если ин не расходуется на торможение агрегатов, и режим регулирования примерно постоянен и характеризует состояние плотности арматуры и воздухопроводов котла МНУ.
§ 45. ПРОВЕРКА ПЕРИОДИЧНОСТИ ПОПОЛНЕНИЯ ВОЗДУХА В ПОЛОСТЬ ВРАЩЕНИЯ РАБОЧЕГО КОЛЕСА
ПРИ РАБОТЕ АГРЕГАТА В РЕЖИМЕ СИНХРОННОГО КОМПЕНСАТОРА
При работе агрегата в режиме СК воздух из полости вращения рабочего -- колеса вследствие неплотностей между лопатками направляющего аппарата постепенно уходит, в связи с чем требуется периодическое его пополнение. При исправном состоянии уплотнений лопаток периодичность'пополнения воздуха примерно постоянна. При работе турбины происходит износ уплот-
*167
нений лопаток, что приводит на остановленном агрегате к увеличению протечек воды, а при его работе в режиме СК — к увеличению утечки воздуха из полости вращения рабочего колеса. Проверки периодичности пополнения воздуха в полость вращения рабочего колеса позволяют судить о состоянии уплотнений лопаток направляющего аппарата. Проверка заключается в определении времени между очередными пополнениями воздухом полости вращения рабочего колеса и его продолжительности.
§ 46. ПРОВЕРКА-ОТДЕЛЬНЫХ ЧАСТЕЙ АГРЕГАТА
По механической части генератора проверяют состояние системы охлаждения и действие систем пожаротушения генератора и торможения агрегата. При контроле системы охлаждения производят осмотр каждого из элементов с целью обнаружения возможных протечек воды. Проверка системы пожаротушения генератора состоит в кратковременном включении насосов при закрытых вентилях подачи воды к генератору. При контроле системы торможения проверяют крепления тормозного диска к ротору и тормозных домкратов к фундаменту, а также исправность работы всех элементов системы при непосредственной подаче воздуха в тормозные цилиндры. При этом контролируют прилегание колодок к тормозному диску, отсутствие протечек воздуха через уплотняющие манжеты и соединительные элементы системы, плавность опускания тормозных колодок при снятии давления воздуха (расторможении) и наличие зазора между тормозными колодками и диском ротора после полного их опускания.
По агрегату в целом проверяют: качество масла системы смазки и регулирования; наличие протечек масла из маслонаполненных ванн и подводящих трубопроводов; состояние болтовых соединений; плотность фланцевых соединений трубопроводов, сальниковых уплотнений, задвижек и вентилей; отсутствие повышенной вибрации.
Масло, как уже говорилось, подвергают периодическому контролю. В зависимости от результатов контроля оно может быть оставлено для дальнейшей эксплуатации, подвергнуто чистке, регенерации или заменено свежим.
Проверку протечек масла из ванны подпятника, генераторного подшипника, подводящих трубопроводов, а также попадания масла на обмотку генератора осуществляют при тщательном визуальном осмотре соответствующих конструкций.
Контроль состояния болтовых соединений производят только в местах, доступных для осмотра без разборки узлов агрегата; при необходимости дожимаются гайки и болты.
Проверка плотности фланцевых соединений трубопроводов и сальниковых уплотнений задвижек и вентилей состоит в визуальном их осмотре. При необходимости подтягивают болтовые соединения или заменяют прокладки, а также подтягивают или заменяют сальниковые уплотнения. Эти операции выполняют при снятом давлении в трубопроводе, а при замене прокладок трубопровод опорожняют от масла (воды).
На вспомогательном оборудовании (общестанционном и приагрегат-ном) проверяют: состояние системы смазки компрессоров, нагрев под-168
шипниковых узлов компрессоров, насосов, электродвигателей; наличие и качество масла в подшипниках дренажных и других насосов.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Как контролируется комбинаторная зависимость?
2. Как контролируют вибрацию и биение вала агрегата и каковы их допустимые значения?
3. Какие проверки выполняют при контроле регуляторов частоты вращения и МНУ?
4. В чем состоит контроль периодичности пополнения воздуха в полость вращения рабочего колеса при работе агрегате в режиме СК?
5. Какие части агрегата контролируют и какие проверки производят в его механической части?
ГЛАВА X
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ё 47. ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАСЛЯНОГО ХОЗЯЙСТВА
Общие требования. При эксплуатации масляного хозяйства производят организованный сбор отработанного масла, очистку, регенерацию (восстановление) и повторное его использование.
За, состоянием оборудования масляного хозяйства и коммуникаций следует вести постоянное наблюдение и не допускать протечки масла. При обнаружении протечек масла через неплотности последние устраняют в короткие сроки, поскольку помимо потери масла может нарушиться структура бетона сооружений при попадании на него масла. В масляных баках периодически (особенно перед наступлением морозов) проверяют наличие отстоя воды и ее слив.
Периодически (один раз в несколько лет) проводят полную ревизию оборудования масляного хозяйства с чисткой и промывом баков и чисткой коммуникаций масляного хозяйства.
Свойства и выбор минеральных масел. Минеральные масла обладают следующими свойствами: кинетической вязкостью, кислотностью, стабильностью, зольностью, скоростью деэмульсации, содержанием водорастворимых кислот и щелочей, содержанием механических примесей, прозрачностью, температурами вспышки и застывания, натровой пробой.
Вязкостью, или внутренним трением, называют свойство жидкости оказывать сопротивление относительному перемещению (сдвигу) ее частиц под воздействием силы тяжести, давления и других внешних сил. Для характеристики вязкости и сравнения различных жидкостей введено понятие коэффициента вязкости.
Коэффициентом динамической вязкости д принято называть силу трения, которая приходится на единицу поверхности соприкосновения двух скользящих слоев жидкости. Отношение коэффициента динамической вязкости к плотности жидкости р называют коэффициентом кинематической вязкости: v = р/р.
169
Кинематическую вязкость в технических расчетах дают в сантистоксах: IcCt^I-IO-6 м2/с.
Кислотность масла характеризуется кислотным числом, которое означает число миллиграммов (мг) едкого кали (КОН), необходимое для нейтрализации 1 г масла.
Под стабильностью масла понимают его способность длительное время сохранять свои первоначальные свойства, в частности, сопротивляться окислению кислородом -воздуха, особенно при повышенных температурах.
Окисление масла происходит в результате его соединения с кислородом воздуха (в масле может быть растворено до 10% воздуха). Соприкосновение масла с металлом, нагрев масла, загрязнение его оказывают катализирующее действие, приводят к ускорению процесса окисления масла.
Окисление способствует образованию в масле смолистых веществ, которые, выпадая в виде осадка (студенистого шлама), могут забивать сетки масляных фильтров, отверстия дросселирующих устройств. Отлагаясь на рабочих поверхностях деталей, эти вещества увеличивают трение и могут приводить к заклиниванию золотников систем регулирования, нарушению нормальной работы подшипнико агрегата.
Для повышения стабильности масла (особенно ТГС-30) применяют различные присадки, позволяющие замедлить процесс окисления. О стабильности масла судят по кислотному числу после искусственного окисления (старения), показывающему, какое количество миллиграммов едкого кали потребовалось для нейтрализации (раскисления) 1 г масла. Чем меньше это число, тем больше стабильность масла. Чем больше зто число, тем масло более окислено, т.е. тем больше в нем органических кислот, вызывающих коррозию деталей и механизмов.
При определении кислотного числа, т.е. при нейтрализации масла едким кали, образуются осадки, величина которых не должна превышать установленных норм.
Осадок, полученный при сжигании и прокаливании масла, называют золой. Зольность характеризует присутствие веществ, которые могут вызвать нежелательное эмульсирование масла.
Деэмульсация характеризует способность масла быстро и полностью отделяться от соединения с водой, находящейся в виде эмульсии (механической смеси воды и масла). Скоростью деэмульсации называют время в минутах, необходимое для полного разделения воды и масла.
Содержание водорастворимых кислот и щелочей в масле вызывает коррозию деталей, поэтому их наличие недопустимо.
Механическими примесями называют вещества, находящиеся в масле в виде осадков или во взвешенном состоянии.
Прозрачность масла определяют визуально при наполнении им стеклянной пробирки и его охлаждения (при температуре 0°С масло должно оставаться прозрачным).
По температуре вспышки, при которой смесь паров масла и воздуха воспламеняется, судят о наличии в масле низкокипящих углеводородов, а следовательно, и возможных потерях масла из систем вследстви испарения.
Температура застывания указывает ту степень охлаждения, при которой
170
масло становится густым. По этой температуре судят о возможности работы оборудования при низких температурах окружающей среды без подогрева масла.
Натровая проба с подкислением необходима для определения степени оцистки масла. Проба заключается в воздействии раствора едкого натра на масло при подогреве, в последующем отделении щелочной вытяжки, в подкислении ее соляной кислотой и в определении степени помутнения подкисленной вытяжки. Результаты испытания оцениваются по четырехбалльной системе (наилучшая очистка — баллом 1, наихудшая — баллом 4).
При испытании масла на присутствие воды его нагревают в пробирке до 150°С. Если имеется вода, масло пенится, слышится потрескивание, а тонкий слой масла на стенках пробирки выше его уровня мутнеет.
Для смазки одних и тех же механизмов, работающих в различных температурных условиях (например, при работе кранов летом и зимой), предусматривают различные смазочные масла: летом — с большой вязкостью, зимой — с меньшей вязкостью и низкой температурой застывания.
В гидроагрегатах масло используют в качестве рабочей среды для системы регулирования гидротурбин и смазки подшипников и подпятников; сорта масла строго регламентированы. Обычно применяют масло турбинное 30 (УТ) или ТГС-30, физико-химические свойства которых приведены в табл. 8. ,
Таблица 8. Основные физико-химические свойства турбинных масел
Показатель «< Марка масла
турбинное 30 ТГС-30
Кинематическая вязкость при 28-32 28-32
50°С, сСт
Кислотное число, мг КОН на 1 г 0,02 0,02
масла, не более
Стабильность:
осадок после окисления, %,не 0,10 0,03
более
кислотное число, мг КОН на
1 г масла, не более 0,35 0,45
Зольность, %, не более 0,005 0,005
Скорость деэмульсации, мин, не
более 8 8
Содержание водорастворимых
кислот и щелочей — —
Содержание механических приме-
сей — —
Температура, °C: I
вспышки, не ниже 182 190
застывания, не выше -10 1 -10
Натровая проба, балл, не более 2 2
171
Для смазки компрессоров используют масла марки 12 (М), 19 (Т) и КС-19, физико-химические свойства которых приведены в табл. 9.
Таблица 9. Физико-химические свойства масла для смазки компрессоров
Показатель Марка масла
12 (Л)* 19 (Т) КС-19
Кинематическая вязкость при 100°С, сСт 11-21 17-21 17-21
Температура, °C: вспышки, не ниже 216 242 270
застывания, не выше — — -15
Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более 0,15 0,10 0,02
* Буквы, приведенные в марках масеп, обозначают: Л — легкое (маловяэкое), Т — тяжелое (высоковязкое).
Свойства и выбор консистентных смазок. На гидроэлектростанциях консистентные смазки используются при эксплуатации гидросилового оборудования (смазка соединений и подшипников направляющего аппарата, некоторых конструкций и уплотнений вала), вспомогательного (смазка подшипников насосов и электродвигателей), механического (смазка ходовых частей кранов и затворов, блоков, полиспастов, осей, шеек валов) и стальных канатов.
Основными свойствами консистентных смазок являются температура каплепадения и пенетрация (плотность).
Температура каплепадения (плавления) — это температура, при которой происходит падение первой капли смазки, помещенной в капсуль стандартного прибора и нагреваемый в строго определенных условиях- Начало каплепадения показывает, при какой температуре смазка теряет свои консистентные свойства.
Пенетрация характеризует степень плотности консистентных смазок при температуре каплепадения и определяется сопротивлением, оказываемым смазкой, проникновению в нее свободно падающего стандартного конуса пенетрометра. Пенетрация выражается в градусах, цифровое значение которых соответствует глубине погружения в испытываемую смазку стандартного конуса за 5 с испытания.
Физико-химические свойства консистентных смазок, применяемых на гидроэлектростанциях, приведены в табл. 10.
172
Таблица 10. Физико-химические свойства консистентных смазок
Наименованные и марка смазки Температура каплепадания °C, не ниже Пенетрация при 25°С, град Содержание механических примесей, %, не более Содержание свободных щелочей, %, не более
Г рафитная (универсальная среднеплавкая активированная) УСсА Универсальные среднеплавкие (жировые солидолы) : УС-1 (пресс-соли- 77 250
дол) 75 330-355 0,3 0,1
УС-2 (Л) 75 230-290 0,4 0,2
УС-3 (Т) 90 150-220 0,6 0,2
Солидол (С) Универсальные тугоплавкие (жировые кон-стелины): консталин синте- 85 270-330 0,3 0,2
тический смазка 1—13 (во- 130 225-275 — 0,2
достойкая) 120 250-290 — 0,2
канатная ИТ 40 — — —
ЦИАТИМ-201 170 270-320 — 0,1
ЦИАТИМ-221 200 280-300 — 0,08
ЦИАТИМ-203 Универсальная низко- 150 235-300 — 0,1
плавкая УН (технический вазелин) 54 — 0,03 Следы
Кроме указанных применяют и другие смазочные материалы: смазочный мазут, масляный гудрон или полугудрон, специальные консистентные смазки, отработанные минеральные масла.
Контроль качества масла и смазочных материалов. Минеральные масла, находящиеся как в эксплуатации, так и в резерве, со временем стареют, теряя свои качества. Основной показатель снижения качества масла — окисление и соответственно повышение кислотного числа КОН. Допускаемся повышение КОН до 0,6 мг/г, после чего масло необходимо заменить свежим. При определенных условиях масло может работать весьма длительное время. Для продолжительности службы масла применяют стабилизирующие присадки, предохраняющие от окисления, ржавчины, образования эмульсии водь) и масла, и противоизносные.
173
У всех минеральных масел, находящихся в эксплуатации и резерве, периодически Проверяют физико-химические свойства и соответствие их паспортным данным. Контроль различают лабораторный и цеховой.
При лабораторном контроле масло испытывают на вязкость, кислотное число, реакцию водной вытяжки, температуру вспышки, прозрачность и механические примеси; при цеховом — проверяют содержание в масле воды (влаги) и механических примесей.
Лабораторный контроль масла производят один раз в три года (масло, находящееся в резерве); один раз в год (масло, залитое в масляные ванны оборудования при полной его прозрачности) и внеочередной анализ масла в случае его помутнения. Лабораторному контролю подвергают все получаемые масла до слива их из цистерн.
Цеховой контроль масла производят один раз в неделю на ГЭС с постоянным дежурством и не реже одного раза в месяц на автоматизированных ГЭС.
Все индустриальные масла и консистентные смазки при поступлении их на склад подвергают визуальному контролю на содержание в них механических примесей и влаги. Кроме того, индустриальные масла проверяют на вязкость.
Очистка масла. Эту операцию выполняют тремя способами: отстоем, сепарированием и фильтрацией.
Отстой масла производят для очищения его от механических примесей методом их осаждения. При этом осаждаются примеси, плотность которых больше плотности масла, и частицы воды. Для ускорения процесса отстоя масло подогревают до 80°С. Отстой производят в специальных баках-отстойниках или в одном из баков для хранения масла.
Сепарирование масла выполняют с целью очистки его от механических примесей и воды. На гидроэлектростанциях эту операцию осуществляют в сепараторах барабанного типа (рис. 99). Масло непрерывно подают в трубу 8 и по каналам 9 оно поступает в межконусное пространство быстро вращающегося барабана. Под воздействием центробежных сил в барабане происходит разделение жидкости: частицы воды и механические примеси отбрасываются к стенкам конуса, а масло оттесняется к его центральной части. Между конусами в тонких слоях жидкости происходит встречное движение: с одной стороны, тяжелых частиц воды и механических примесей, а с другой — легких частиц очищенного масла, которое отводится через отверстие 7 в центральной части барабана. Вода и механические примеси накапливаются в полости 3 и удаляются через отверстие 6. Чистку сепаратора производят периодически, поскольку механические примеси в процессе сепарирования удаляются с водой не все и постепенно накапливаются в полости 3.
Фильтрацию масел осуществляют с помощью фильтр-пресса (рис. 100), который состоитиз сетчатого фильтра 4 для предварительной очистки масла, подаваемого насосом 5 высокого давления, и фильтра из чередующихся рам и плит, между которыми закладывают фильтровальную бумагу и полотно.
Сепарирование и фильтрацию масла можно проводить при работе агрегата. 174
Все отработанные масла подлежат восстановлению (регенерации) и повторному использованию. Восстановление масел осуществляется как на действующем оборудовании, так и с периодическим сливом масла, что делается при проведении капитальных ремонтов оборудования. Восстановление масел производится по специальной технологии, которая в настоящей книге не рассматривается.
Смазочные масла, работающие при относительно низких температурах (в редукторах кранов, насосов), в процессе эксплуатации не подвергаются глубоким физико-химическим изменениям. Масла загрязняются в основном механическими примесями. Для их восстановления достаточно иногда очистки с помощью механических методов — отстаивания, сепарирования или фильтрации.
§ 48. ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТРОЙСТВ ТЕХНИЧЕСКОГО ВОЗДУХА
Рис. 99. Схема барабанного сепаратора: 1 — грязевая камера, 2 — конус, 3 — водяная зона (полость), 4 — зона очищенного масла, 5 — шайба, 6 — отверстие для выхода воды, 7 — отверстие для выхода очищенного масла, 8 — труба для входа очищаемого масла, 9 — канал для прохода жидкости в межконусное пространство; а — частицы воды и механических примесей, б — частицы очищенного масла
Компрессорные установки на гидроэлектростанциях, как правило, не требуют постоянного дежурства персонала, поскольку пуск и остановка их автоматизированы. Предусматриваются три режима управления: "автомат", "резерв" и ручное".
В группе компрессоров одинакового назначения один из компрессоров
находится на автоматическом управлении, другие — в положении резерва.
Давление воздуха в воздухосборниках автоматически поддерживается в заданных пределах, для чего их оборудуют датчиками давления (контактными манометрами) с тремя уставками. При понижении давления в воздухосборнике (ресивере) до первой уставки включается в работу компрессор, находящийся на автомате, при понижении давления до второй уставки — компрессор, режимный ключ которого установлен в положение "резерв". При повышении давления в ресивере до верхнего предела компрессоры отключаются. Для компрессоров высокого давления, например ВШ, принимают следующие уставки: первая — 3,7—3,8, вторая — 3,6 и верхний предел давления 4 МПа.
После вывода компрессора из ремонта первый его пуск производится вручную. Перед пуском компрессор необходимо осмотреть, проверить устройства автоматики, болтовые соединения, крепления двигателя к 175
Рис. 100. Схема фильтр-пресса:
1 — масляная ванна, 2 — фильтр из рам и плит, 3 — трехходовой кран, 4 — сетчатый фильтр грубой очистки, 5 — насос
фундаментной плите, соединение компрессора с двигателем и фундаментной плитой. Через воронку с сеткой в картер компрессора заливают масло до уровня верхней отметки стержня масло-мера.
Кроме того, следует проверить состояние маслопроводной системы, убедиться в исправности системы охлаждения компрессора и в наличии масла в воздушном фильтре. После этих проверок надо провернуть вал компрессора на один-два оборота вручную, а затем включить двигатель и проверить правильность направления вращения. Если направление правильно, компрессор на некоторое время оставляют работать вхолостую с выпуском
воздуха в атмосферу или с открытыми продувочными вентилями (клапанами), после чего его переводят на рабочий ход: запорный вентиль нагнетательного трубопровода открывают, а продувочные клапаны (вентили) закрывают.
Если при пуске компрессора обнаруживаются ненормальный стук в клапанах, удары и другие неполадки, компрессор надо остановить для выяснения причины. Если компрессор работает исправно и автоматические цепи управления и защиты действуют безотказно, ключ управления компрессора ставится в положение режима "автомат".
При эксплуатации воздухосборников вахтенный персонал проверяет: плотность резьбовых и сальниковых соединений внешним осмотром, а в сомнительных случаях (для выяснения причин утечки воздуха) смачиванием водой с растворенным в ней мылом; исправность манометров, предохранительных клапанов (кратковременным нажатием на колокол клапана) ; степень нагрева воздуха в воздухосборнике. Кроме того, периодически, в зависимости от режима работы компрессорной установки, проверяют наличие конденсата воды и масла и его слив, для чего кратковременно на 1/4—1/2 оборота открывают сбросной вентиль воздухосборника.
С целью выявления состояния внутренней и наружной поверхности и влияния среды на стенки сосуда, проверки его прочности проводят техническое освидетельствование (внутренний осмотр и гидравлическое испытание) каждого из сосудов, работающих под давлением. Техническое освидетельствование проводится в соответствии с правилами эксплуатации сосудов, работающих под давлением, и включает внутренний осмотр и гидравлическое испытание сосуда. Внутренний осмотр проводится один раз в четыре года, гидравлическое испытание — один раз в восемь лет. 176
> § 49. ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТРОЙСТВ ТЕХНИЧЕСКОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ
Перед пуском Насоса после ремонта необходимо: при разъединенной муфте проверить направление вращения двигателя, после чего присоединить его к насосу; заполнить насос водой; проверить положение задвижек на напорном трубопроводе (должны быть закрыты). Для насосов с подшипниками скольжения, кроме того, проверяют уровень масла в корпусах подшипников. После этого насос можно включить и при достижении требуемого напора постепенно открыть задвижку на напорном трубопроводе.
Во время работы следует проверять нагрев подшипников и сальников насосов, а также давление по манометрам.
При нормальной эксплуатации насосы включаются и отключаются автоматически, а роль закрытой задвижки при пуске выполняет обратный клапан, установленный между задвижкой на напорном трубопроводе и насосом.
При эксплуатации системы технического водоснабжения должен вестись периодический контроль за состоянием фильтров, что делается по наблюдению за перепадом давления между входом и выходом воды из фильтра: увеличение перепада указывает на засорение фильтра. Нормальный перепад давления различен для разных конструкций фильтров и подводимого давления воды. За состоянием фильтров ведется также автоматический контроль с помощью контактных манометров или реле давления. При засорении фильтров включается предупредительная сигнализация.
Дежурный, обнаружив засорение фильтров или получив сигнал об этом, вводит в работу резервный фильтр, а неисправный — отключает и промывает его обратным током воды. При прямом токе вода поступает внутрь сетчатого фильтра и в его корпус идет уже очищенная, при обратном — вода поступает в корпус и идет внутрь сетчатого фильтра с наружной стороны, в результате чего смывается сор, осевший на внутренней стороне сетки фильтра. Например, в работе находится фильтр Ф1 (рис. 101). Необходимо ввести в работу фильтр Ф2, а ф1 поставить на промыв обратным током воды. Для выполнения этой операции следует открыть задвижки 5 и 14 и закрыть 6 (фильтр Ф2 введен в работу); затем закрыть задвижку 10 и открыть 9, в результате чего в корпус фильтра Ф1 поступит чистая вода со стороны фильтра Ф2 и внутренняя часть сетки промоется водой со сбросом ее в отсасывающую трубу (промыв фильтра обратным током воды). Если промывка не дает желаемого результата, фильтр разбирают и производят чистку его сеток вручную, при этом извлекают барабаны с сетками из корпуса и прочищают их сжатым воздухом. Чистку фильтров выполняют также и в соответствии с графиком, в плановом порядке.
При чистке масляных и водяных фильтров надо обращать внимание на целость сеток. При обнаружении разрывов фильтр необходимо заменить запасным.
Серьезные затруднения в водоснабжении оборудования ГЭС могут возникнуть при интенсивном шугообразовании в водохранилище, поскольку шуга может заполнить магистральные трубопроводы технического водоснабжения, в результате чего прекратится поступление воды в оборудование. Поэтому в период хода шуги (если гидроэлектростанция не остановлена для ускоренного образования ледового покрова) необходимо усилить 177
Е;
Рис. 101. Схема подвода технической воды на смазку турбинного подшипника:
1, 2, 5, 6, 7, 9, 10, 11, 13, 14 — задвижки, 3 — спиральная камера, 4 — обратный клапан, 8 — сетка фипьтра, 12 — манометр: Ф1 и Ф2 — фильтры
контроль за перепадом давления на фильтрах магистральных трубопроводов и особенно на фильтрах трубопроводов, идущих к турбинному подшипнику.
В крупных водохранилищах, созданных при гидроэлектростанциях, в случае благоприятных биологических и температурных условий и обилия пищи происходит массовое размножение дрейссены (моллюсков). Дрейссена развивается и размножается в течение всего теплого периода, и только при снижении температуры воды до 11-13°С ее размножение и рост прекраща
ются до весны следующего года. Образование колоний дрейссены происходит на поверхностях, омываемых водой со скоростью не более 1—2 м/с. Максимальная скорость роста особей дрейссены замечена в наиболее теплое время года (достигает 1,5 мм в месяц). Взрослые особи дрейссены могут достигать 30 мм в длину.
При попадании дрейссены в систему технического водоснабжения происходит обрастание ее колониями внутренних стенок металлических поверхностей фильтров, охладителей подпятника и подшипников, охладителей генератора, ванн турбинного подшипника, что представляет определенную опасность, поскольку трубопроводы и каналы охлаждения могут забиться дрейссеной полностью. Кроме того, при обрастании дрейссеной металлическая поверхность интенсивно корродирует, что в ряде случаев снижает ее прочность. Учитывая возможность возникновения серьезных затруднений, на всех гидроэлектростанциях, где имеются условия для размножения дрейссены, надо с первого года эксплуатации систематически наблюдать за характером обрастания металлических поверхностей с тем, чтобы найти лучший для данных условий метод борьбы с ней.
Для систем технического водоснабжения применяют специальные меры по защите их от обрастания дрейссеной; периодическую промывку трубо-' проводов горячей водой (при температуре воды 45—55°С дрейссена любых размеров гибнет в течение 10 мин, отпадает от стенок и при последующей промывке выносится водой из трубопроводов); на некоторых ГЭС обезвоживание трубопроводов (при ремонте агрегата систему технического водоснабжения освобождают от воды и выдерживают в таком состоянии несколько дней; дрейссена погибает, а системы промывают обратным током воды); механическую очистку ванн турбинных подшипников и других доступных мест; перерастающие краски при окраске внутренних поверхностей ванн турбинных подшипников и другие способы. 178
При эксплуатации оборудования может возникнуть отпотевание трубопроводов технического водоснабжения и систем охлаждения оборудования, расположенного в машинном зале и шахте генератора. Отпотевание поверхностей появляется в результате конденсации влеги воздуха, заполняющего машинный зал. Конденсация влаги начинается при разности температур окружающего воздуха и охлаждающей воды, превышающей 15~-20°С, и значительной влажности окружающего воздуха. Чем больше разность температур и выше влажность воздуха, тем большее количество влаги конденсируется на поверхности трубопроводов и охлаждающих устройств. Поэтому конденсация влаги на гидроэлектростанциях, расположенных в разных климатических условиях, наблюдается в разное время года: в начале зимы и весной — в средней полосе, летом — в северных районах, зимой — в южных районах, т.е. в периоды, когда разность температур и влажность воздуха значительно повышаются.
Для предупреждения конденсации влаги поверхность трубопроводов технического водоснабжения изолируют от окружающего воздуха. В качестве изоляции используют покрытие трубопроводов пробковой изоляцией или техническим войлоком с обмоткой его хлопчатобумажными лентами и многократным окрашиванием.
В периоды возможного возникновения конденсации влаги необходим повышенный контроль за состоянием поверхности трубопроводов технического водоснабжения (если не предусмотрена их изоляция) и охлаждающих устройств, особенно за поверхностью охладителей генераторов. При первом появлении влаги на поверхности охладителей генераторов надо изменить режим охлаждения таким образом, чтобы конденсация влаги прекратилась или по крайней мере уменьшилась. Эффективным способом изменения режима охлаждения является уменьшение разности температур воздуха, охлаждающего генератор (то же относится к маслу ванн подшипников и подпятника), и воды, проходящей через охладители, что достигается уменьшением поступления ее на охлаждение прикрытием задвижек. С этой же целью регулирование расходов воды через систему охлаждения генератора, подпятников и подшипников ведется задвижками и вентилями, расположенными на выходных патрубках охладителей. В этом случае охладители полностью заполняются водой, поэтому исключается возможность местного увеличения перепада температур.
Во избежание течи воды при эксплуатации следует проводить своевременную подтяжку и замену сальников задвижек.
§ 50. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОТКАЧИВАЮЩИХ И ДРЕНАЖНЫХ УСТРОЙСТВ
Потерна ГЭС (смотровая галерея), где установлены откачивающие и дренажные устройства, — весьма ответственное помещение, поскольку затопление ее грозит затоплением станции, поэтому за откачивающими устройствами необходим тщательный контроль. Особое внимание должно уделяться исправности несосов и работе устройств сигнализации о переполнении приямка дренажных вод.
При эксплуатации дренажных и откачивающих устройств основные принципы действия эксплуатации и задвижек те же, что и при эксплуатации
179
аналогичного оборудования системы технического водоснабжения. Особенность эксплуатации оборудования потерны заключается в более тщательном наблюдении за состоянием изоляции электродвигателей насосов, поскольку оборудование расположено в сыром помещении, а также за работой насосов, поскольку возможность засорения сеток приемных клапанов значительно больше, чем для тех же устройств в системе технического водоснеб-жения.
Ответственными операциями являются опорожнение и заполнение протонной части турбины. Схемы опорожнения проточной части турбины используются самые разнообразные, но примерная последовательность опорожнения и заполнения проточной части сохраняется. При опорожнении проточной части вода из спиральной камеры выпускается в отсасывающую трубу через перепускной трубопровод с запорным клапаном (с задвижкой), соединяющий нижнюю точку спиральной камеры с отсасывающей трубой. Для опорожнения проточной части турбины от воды устанавливают ремонтный затвор со стороны верхнего бьефа, после чего открывают задвижку перепускного трубопровода. Для ускорения процесса откачки часть воды (до уровня нижнего кольца направляющего аппарата) можно сбросить через приоткрытый (на 3—5%) направляющий аппарат, при этом ротор предварительно должен быть "взят на тормоза". После опорожнения спиральной камеры устанавливают затворы нижнего бьефа и открывают задвижку перепускного трубопровода, соединяющего нижнюю часть отсасывающей трубы с насосами откачки.
Последовательность заполнения проточной части турбины после ремонта (подготовка к пуску и пуск гидроагрегата) описана ранее (см. § 38).
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Что представляют собой энергетические масла и смазки и где их применяют?
2. Какие масла ислопьзуют для турбинного оборудования и каковы их свойства?
3. Какие смазки предназначены для вспомогательного и гидромеханического оборудования?
4. В чем состоит контроль качества масла и какие виды контроля применяют?
5. Какие методы применяют при очистке масла и какие механизмы используют при очистке?
6. Как осуществляется эксплуатация воздухосборников?
7. Как осуществляется эксплуатация водяных насосов?
8. В чем заключается контроль за состоянием фильтров технического водоснабжения?
9. Как борются с конденсецией влаги на трубопроводах?
ГЛАВАХ1
РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
§ 51. ВИДЫ, ПЕРИОДИЧНОСТЬ И ОБЪЕМ РЕМОНТОВ
Надежная работа оборудования кроме его эксплуатации в соответствии с правилами и инструкциями определяется своевременностью и ка-180
чеством проведения ремонта. Для поддержания оборудования в работоспособном состоянии и восстановления его эксплуатационных характеристик, утраченных в процессе эксплуатации, в энергетике принята система планово-предупредительного ремонта. Эта системе, имеющая профилактический характер, представляет собой совокупность заранее запланированных организационных и технических мероприятий по надзору, обслуживанию и ремонту оборудования. Ремонт называют плановым, поскольку он проводится в соответствии с заранее составленным планом, и предупредительным, поскольку выполнение его предупреждает возможность неожиданного выхода из строя или резкого ухудшения состояния оборудования вследствие прогрессирующего износа.
В соответствии с этой системой на гидроэлектростанциях осуществляют периодические проверки, осмотры и испытания, текущие, средние (расширенные текущие) и капитальные ремонты.
Периодические осмотры проводят с целью проверки действия механизмов и контроля состояния узлов оборудования без их разборки.
При текущем ремонте выполняют работы, необходимые для поддержания оборудования в технически исправном состоянии; устраняют неисправности, возникающие в процессе эксплуатации оборудования, иногда заменяют отдельные узлы и детали.
Средние ремонты обычно проводят один раз в период между капитальными ремонтами.
Капитальные ремонты обеспечивают надежную работу оборудования (агрегата) в пределах времени между двумя капитальными ремонтеми с технико-экономическими показетелями, соответствующими утвержденным нормативным характеристикам.
Во время осмотров механической части агрегата проверяют: состояние системы смазки узлов и температурного режима подшипниковых узлов агрегата; состояние фундаментных болтов и положение контрольных штифтов; величину вибрации агрегата и биения вала; плотность водо-, масло- и воздухопроводов; соблюдение правил безопасности труда и пожарной безопасности. Замеченные дефекты оборудования и недостатки в его работе устраняют в кратчайший срок. Осмотры механической части агрегата проводят не реже одного-двух раз за период между ремонтами и обязательно перед капитальным ремонтом.
Объем как текущего, так и среднего ремонтов не регламентируется и зависит от состояния узлов агрегата.
Текущие ремонты проводят по мере надобности, ноне реже одного раза в два года; один из текущих ремонтов в межремонтном периоде проводят в расширенном объеме.
Объем работ при капитальном ремонте гидроагрегата также строго не регламентируется. Однако объем работ каждого следующего ремонта в основном повторяет объем предыдущего, т.е. может быть составлен перечень работ, выполняемых при каждом капитальном ремонте. В перечень работ, выполняемых при ремонте механической части агрегата, входят следующие: разборка, осмотр, чистка, ремонт или замена изношенных и неисправных механизмов и деталей основного и вспомогательного оборудования (подшипников и подпятника; лопастей рабочего колеса; уплот
181
нений цапф лопастей с проверкой плотности их при опрессовке; камеры рабочего колеса поворотно-лопастной турбины; направляющего аппарата и сервомоторов; холостого выпуска; спиральной камеры и отсасывающей трубы; турбинного затвора и устройств управления им; уплотнения клапанов срыва вакуума; системы торможения; систем водо-, масло-и воздухо-снебжения; сороудерживающих решеток); проверка крепежа турбины и механической части генератора; контрольные измерения и проверка состояния линии вала с заполнением формуляров по ремонту; гидравлические испытания на плотность масляных и водяных охладителей; проверка и ремонт гидромеханических защит; ремонт и наладка приборов и аппаратуры гидромеханической автоматики; составление эскизов для изготовления запасных частей; окраска основного и вспомогательного оборудования; ремонт и цементация бетонных поверхностей проточной части турбины; антикоррозийная покраска подводных и надводных частей металлоконструкций; наладка системы регулирования; проверка вибрации агрегата на холостом ходу и под нагрузкой; заполнение ведомости технических показателей и сопоставление их с показателями до ремонта. Капитальные ремонты проводят один раз в 4—6 лет.
§ 52. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕМОНТНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ
Основная задача организации ремонтного обслуживания — обеспечить проведение ремонтов в кратчайшие сроки при хорошем качестве работ и наименьших затратах на их выполнение. Для осуществления этой задачи предусматривают ремонтные площадки, энергоразводки, механизмы и приспособления для ремонта, леса и подмости; выбирают рациональную форму ремонтного обслуживания, используя прогрессивные методы ведения ремонта.
Ремонтные площадки. На каждой ГЭС предусматривается монтажная площадка. В период монтажа ее используют для подготовки поступающего с завода оборудования, сборки и укрупнения узлов. В период эксплуатации монтажная площадка служит в качестве основной площади для раскладки и ремонта узлов при полной или частичной разборке агрегата. Кроме монтажной площадки в этих же целях используют площади Между агрегатами в машинном зале, а также в других помещениях, расположенных вблизи ремонтируемого агрегата; часть узлов агрегата ремонтируют на месте их установки. Монтажную площадку обслуживает грузоподъемный кран.
Энергоразводки. Для удобства ведения ремонтов и снижения трудозат-тат на их проведение предусматривается подвод сжатого воздуха, электроэнергии, технической воды и масла (напорных и сливных трубопроводов) к местам проведения ремонта и на монтажную площадку.
Механизмы и приспособления. Расположение узлов и устройств основного оборудования при проектировании предусматривается таким образом, чтобы большая часть работ, связанных с их разборкой, сборкой и транспортировкой, вы полнилась с помощью установленных на ГЭС грузоподъемных кранов. Для узлов, не попадающих в зону действия крана, применяют, различные дополнительные механизмы и приспособления.
182
При ремонте деталей и узлов агрегатов служат разные приспособления и такелаж: траверсы и балки, рымы и восьмерки, пеньковые и стальные канаты, стропы (отрезки канатов различной длины, концы которых заделаны петлями).
При ремонте используют необходимое оборудование (электросварочное, насосы, контейнеры, носилки и тележки для переноски кислородных баллонов, понижающие и сварочные трансформаторы, переносное освещение), инструмент (механизированный — для завертывания и отвертывания гаек и болтов; режущий, проверочно-измерительный) и различные приборы (индикаторы, манометры, нивелиры и т.п.).
Леса и подмости. Часто ремонт узлов агрегата проводят на месте установки, для чего необходимы специальные леса и подмости, позволяющие вести ремонтные работы с полным соблюдением безопасности труда. При ремонте таких узлов, как рабочее колесо и его камера, установка надежных подмостей представляет определенные трудности. В настоящее время применяют простые и удобные разборные леса.
Выбор формы ремонтного обслуживания. На гидроэлектростанциях ремонты проводят: персонал ГЭС (хозяйственным методом), специализированные ремонтные предприятия (подрядным методом, централизиро-ванно) или персонал ГЭС с привлечением персонала подрядных организаций. Метод ведения ремонта определяется для каждой ГЭС индивидуально, в зависимости от числа установленных агрегатов, принятой периодичности их ремонта, длительности проведения ремонта.
Подготовительные работы, выполняемые перед началом ремонта. Эти работы включают: оформление заявок на ремонт и выполнение мероприятий, обеспечивающих безопасное его проведение.
За два-три дня до начала ремонта подается заявка на вывод оборудования в ремонт, который разрешается: диспетчером энергосистемы — основного оборудования, главным инженером ГЭС — вспомогательного оборудования. За один-два дня до ремонта на рабочие места завозят механизмы и приспособления, нужные для ремонта; подбираются инструмент и запасные части, необходимые для ремонта оборудования (агрегата). Непосредственно перед остановкой агрегата в ремонт производят по программе (установленной "Инструкцией по организации ремонта энергетического оборудования электростанций и подстанций") испытания и измерения, включающие проверку следующих технических показателей:
открытия регулирующих органов и давления воды в спиральной камере, соответствующие номинальной мощности и холостому ходу;
вибрации опорных узлов агрегата при номинальной мощности и на холостом ходу, биения вала у шеек подшипников;
рабочего давления в котле МНУ, давления при включении рабочего и резервного насосов; цикличности работы насосов МНУ при работе агрегата на холостом ходу и под нагрузкой;
времени полного открытия и закрытия регулирующих органов турбины (направляющего аппарата, рабочего колеса, иглы и отклонителя струи);
времени открытия и закрытия турбинного затвора;
минимального давления масла в котле МНУ, обеспечивающего закрытие направляющего аппарата при опорожненной от воды спиральной камере;
183
I времени снижения честоты вращения до значения, при котором включается торможение; времени торможения;
установившихся температур при работе агрегата с номинальной нагрузкой (масла в ваннах подшипников, прдпятника, баке МНУ; сегментов подшипников и подпятника, горячего и др.).
§ 53. БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА ПРИ РЕМОНТЕ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЙ
Ремонтные работы на гидромеханическом оборудовании проводятся при соблюдении следующих условий:
на работу выдается письменное разрешение в виде наряда;
выполняются все технические и организационные мероприятия, указанные в наряде, обеспечивающие безопасность работающего персонала.
Наряд — это письменное распоряжение на проведение работы, определяющее условия ее производства, место и время начала работы, и лиц, ответственных за безопасность проведения работы, состав бригады.
При проверке во время капитальных ремонтов отдельных узлов агрегата, например разворота лопастей рабочего колеса или открытия направляющего аппарата, обязательно выписывается специальный наряд-допуск. Работы выполняются только с разрешения дежурного инженера. При проверке перемещения лопастей рабочего колеса ремонтный персонал выводится из его камеры, а при проверке направляющего аппарата — также и из шахты турбины.
Порядок выдачи, получения нарядов и распоряжений и работы по нарядам оговорены в правилах техники безопасности по эксплуатации электротехнических установок и механического оборудования гидроэлектростанций.
В местных инструкциях по безопасности труда должны быть определены лица, отвечающие за безопасность работ; приведены правила ограждения места работ; оговорены особенности допуска к работе при капитальных ремонтах и работе подрядных организаций; условия производства ремонтных работ в аварийных случаях; приведен перечень работ, выполняемых по нарядам и распоряжениям.
Основные организационные и технические мероприятия, обеспечивающие возможность и безопасность работ при ремонте агрегата. В организационные мероприятия входят: оформление заявки и получение разрешения на вывод агрегата в ремонт; оформление нарядов-допусков на проведение ремонтных работ бригадами цехов; проведение инструктажа по безопасности труда на рабочем месте; оформление запрещения работы кранов, связанной с маневрированием затворами без специальных нарядов-допусков в зоне ремонтируемого агрегата.
Технические мероприятия зависят от вида ремонта. В зависимости от условий безопасности проведения работ ремонт агрегата может быть двух видов: без проведения работ в проточной части турбины и с проведением этих работ.
В первом случае в технические мероприятия входят: остановка агрегата, опускание затворов верхнего бьефа, открытие задвижек опорожнения
чел
спиральной камеры; закрытие запорной задвижки от котла МНУ, отключение насосов МНУ и разборка схемы электродвигателей; вывешивание запрещающих плакатов "Не включать, работают люди" на ремонтных затворах, задвижке обводного трубопровода, ключах управления насосами МНУ, рукоятке пуска регулятора частоты вращения.
Во втором случае дополнительно выполняют следующее: опускают затворы нижнего бьефа; опорожняют проточную часть турбины; устанавливают леса под рабочим колесом или в камере рабочего колеса; организуют у крышки люка в проточную часть дежурство наблюдающего за ведением работ.
Дополнительные технические мероприятия, обеспечивающие безопасность выполнения некоторых работ на вертикальных агрегатах. При производстве работ в камере рабочего колеса и на рабочем колесе выполняют следующее:
перед снятием давления в котле МНУ устанавливают лопасти рабочего колеса и направляющий аппарат в положение, необходимое по условиям ведения ремонта, и надежно закрепляют;
устанавливают леса в камере рабочего колеса.
При ремонте котла и бака, задвижек и маслопроводов МНУ производят следующие работы:
снимают давление в котле МНУ и сливают из него масло; опорожняют от масла сливной бак МНУ; при необходимости опорожняют от масла сервомоторы и маслопроводы системы регулирования (при опорожнении котла от масла часть его сливают при нормальном давлении; затем выпуском воздуха из котла снижают давление до 0,1 МПа и сливают остаток масла, иначе воздух может выбросить масло из бака);
отключают электродвигатели насосов МНУ, разбирают электрическую схему; жилы подводящего кабеля закорачивают и изолируют; на автоматах насосов МНУ вывешивают запрещающие плакаты.
? § 54. РАЗБОРКА АГРЕГАТА
Разборка вертикального агрегата с выемкой ротора и рабочего колеса турбины в практике ремонтов производится сравнительно редко. Обычно это бывает при замене основных деталей турбины (например, рабочего колеса) или при невозможности проведения ремонта без извлечения ротора или рабочего колеса (например, при ремонте обмотки статора генератора, замене лопастей рабочего колеса, невозможности ремонта рабочего колеса из-за его малых размеров и т.п.). Особенно сложны работы, связанные с разборкой агрегата большой мощности, при которых нужно выполнять сложные и ответственные такелажные операции: перемещать детали больших размеров и массы, вести раскладку демонтируемых деталей на ограниченной площади ремонтных площадок и др. Рассмотрим порядок и приемы разборки на примере агрегата подвесного типа.
Предварительно агрегат осматривают и проводят измерения по соответствующей программе, результаты которых заносят в формуляры и ведомости в раздел "До ремонта агрегата", проверяют наличие меток (марок), фиксирующих взаимное расположение сопрягаемых узлов и деталей, а при их отсутствии наносят заново. 185
Ванны подпятника, подшипников и системы регулирования опорожняют от масла. Масло из сервомоторов направляющего аппарата удаляют спуском его в бак лекажного агрегата; из втулки рабочего колеса поворотно-лопастной турбины — частично, в количестве, равном объему внутренней .полости вала, через спускной клапан в днище рабочего колеса, а из самой втулки — после демонтажа рабочего колеса и переноса его на монтажную площадку. После слива масла из систем смазки и регулирования и одновременного отсоединения электрических цепей на вертикальном агрегате разборку производят следующим образом.
Снимают регуляторный генератор, возбудитель и подвозбудитель (при их наличии). На поворотно-лопастных турбинах предварительно отсоединяют трубопроводы к маслоприемнику, демонтируют маслоприемник и трубопроводы, мешающие разборке; снимают крышки подшипников, отсоединяют и снимают маслоохладители ванн подшипников и подпятника; измеряют зазоры между валом и сегментами или вкладышами подшипников агрегата; разбирают верхний направляющий подшипник генератора. Затем снимают втулку подпятника, выполняя при этом операции, приведенные ниже.
В тормозную систему подают масло под давлением и на тормозных домкратах поднимают ротор генератора на величину, достаточную для того, чтобы зеркальный диск подпятника отошел от сегментов. Перед снятием втулки вынимают кольцевую шпонку, закрепленную болтами к верхнему торцу втулки и входящую в кольцевую выточку вала генератора. Затем в торец втулки ввертывают рымы и втулку подвешивают на кране. Если втулка установлена на валу без натяга, то, ограничив ход тормозных домкратов упорами или клиньями, начинают медленно снижать в них давление масла, в результате чего вал опускается и перемещается относительно втулки до тех пор, пока тормозные колодки не установятся на упоры (втулка несколько переместилась относительно вала). Затем втулку осторожно стягивают с вала, предварительно нагревая газовыми' Горелками или используя индукционные токи. При нагреве горелками количество их выбирают с таким расчетом, чтобы быстро и равномерно нагреть втулку, не нагревая вал. Во избежание неравномерного нагрева на поверхности втулки мелом отмечают ряд кольцевых участков по высоте и каждую окружность делят на сегменты. Число сегментов выбирают по числу горелок. Награв втулки начинают с большего диаметра, перенося пламя горелок на каждый из следующих кольцевых участков по высоте втулки, пока она не будет полностью равномерно нагрета. После этого втулку медленно стягивают с вала краном.
Следующий этап разборки на агрегате с подвесным генератором — съем сегментов подпятника и демонтаж верхней крестовины. При снятии сегментов проверяют их маркировку, а при ее отсутствии сегменты маркируют по месту их установки. Одновременно подготавливают к демонтажу верхнюю крестовину: отсоединяют трубопроводы, снимают болты, крепящие лапы, затем стропят ее и поднимают с помощью крана. Прокладки из-под каждой лапы отдельно связывают, прикрепляют к ним бирки, указывающие место их установки, и убирают.
После съема верхней крестовины разбирают нижний направляющий
186
подшипник генератора и его ванну и подвешивают рабочее колесо в камере. Для подвешивания рабочего колеса радиально-осевой турбины подкладывают клинья между фундаментным кольцом и нижним ободом рабочего колеса; для подвешивания рабочего колеса поворотно-лопастной турбины снимают заглушки в лопастях и закрепляют в них подвесные рым-болты, которые соединяют подвесками с временными консольными кронштейнами, прикрепленными к нижнему кольцу направляющего аппарата или верхней части камеры рабочего колеса. После подвешивания рабочего колеса (ротора агрегата) разбалчивеют фланцевое соединение и разъединяют (распаривают) валы турбины и генератора. При разбалчивании фланцевого соединения валов особое внимание обращают на маркировку болтов и мест их установки, потому что при монтаже каждый из болтов подгоняется отдельно по своему отверстию и устанавливается с зазором 0,01—0,03 мм. После отвертывания гаек ротор медленно поднимают тормозными домкратами и болты выпрессовываются из отверстий фланца вала генератора. Между ротором и статором закладывают картонные или фанерные листы шириной 500—600 мм, чтобы при подъеме ротор не касался статора. Ротор застрапливают и с помощью крана приподнимают на высоту, достаточную для обрезования промежутка между фланцами генератора и турбины, необходимого для рассоединения фланцев штанги подачи масла к рабочему колесу, после чего штангу извлекают (для турбин поворотно-лопастного типа); затем ротор поднимают и переносят на монтажную площадку.
После демонтажа ротора генератора снимают нижнюю крестовину, предварительно разобрав трубопроводы подачи воздуха и масла к тормозным домкратам. На лапах крестовины также ставят метки, распорные клинья лап маркируют по месту их установки, а установленные под лапами прокладки замеряют, записывают размеры в журнал ремонтов, привязывают бирки с надписями номеров лап и убирают.
Затем разбирают направляющий подшипник турбины, а также сервомоторы направляющего аппарата, если они мешают разборке остальных деталей турбины. Далее снимают площадки для обслуживания и приступают к разборке регулирующего кольца и крышки турбины. Отсоединяют тяги от сервомотора к регулирующему кольцу, снимают рычаги лопаток направляющего аппарата. При снятии рычагов проверяют их маркировку. Разбал-чивают и поднимают крышку турбины.
Рабочее колесо поворотно-лопастной и пропеллерной турбин можно извлечь из камеры без разборки направляющего аппарата. В зависимости от компоновки машинного зала и конструкции крана рабочее колесо поднимают вместе с турбинным валом или сначала отсоединяют и переносят на монтажную площадку вал, а затем рабочее колесо. Для подвешивания рабочего колеса к подвеске крана используют специальное приспособление. При подъеме для переноса рабочее колесо вначале приподнимают краном, чтобы ослабить натяжение болтов подвесок колеса в камере, отсоединяют консольные кронштейны от нижнего кольца направляющего аппарата, а затем колесо поднимают и уносят на монтажную площадку, где его устанавливают вверх днищем втулки. Чтобы колесо не опрокинулось, его прикрепляют к тумбе болтами.
Рабочее колесо радиально-осевой турбины в ряде случаев нельзя изв-187
лечь без разборки направляющего аппарата, так как внутренняя расточка отверстий верхнего и нижнего его колец меньше диаметра нижнего обода рабочего колеса. Поэтому вначале разбирают направляющий аппарат {снимают рычаги лопаток, разбирают подшипники верхних цапф, разбирают и снимают верхнее кольцо направляющего аппарата, поочередно вынимают лопатки), затем разбалчивают и снимают нижнее кольцо направляющего аппарата. По окончании разборки направляющего аппарата извлекают рабочее колесо вместе с валом или поочередно — вал, а потом рабочее колесо.
После разборки детали и узлы агрегата проходят определенную подготовку, которая в основном сводится к следующему.
Подготавливаются к спариванию фланцевые соединения — производится обработка шлифовальной машинкой поверхностей сопряжения, чистка и проверка сопрягаемых отверстий. Изготавливают прокладки для всех агрегатных узлов и деталей, сопрягаемых друг с другом. На горизонтальных агрегатах все поверхности турбины и генератора, находящиеся в проточной части, обрабатывают преобразователем ржавчины или пескоструйной, с последующей грунтовкой и двух-, трехкратной покраской свинцовым суриком на натуральной олифе; при этом в целях повышения долговечности покрытия время между последующими покрытиями поверхностей суриком должно быть возможно большим {в пределах 5—7 дней) -
Приводят в исправное состояние весь крепеж: болты, гайки и шпильки очищают от ржавчины и грязи; с помощью метчиков и лерок исправляют забитую и поврежденную резьбу. Недостающий или поврежденный крепеж заменяют новым.
По мере разборки агрегата приступают к ремонту узлов и деталей, при необходимости — замене их запасными, новыми.
По окончании проверки и ремонта узлов и деталей приступают к сборке агрегата.
§ 55. СБОРКА АГРЕГАТА
Сборка агрегата производится в последовательности, обратной разборке, при этом необходимо соблюдать определенные правила.
Все детали должны легко сопрягаться друг с другом и опускаться на место под действием собственной массы без дополнительных внешних усилий, если зто не предусмотрено технологией сборки (монтажа). Посадка деталей с помощью кувалд и других ударных инструментов портит детали — на них появляются вмятины, забоины, сколы. Если сопряжение деталей происходит со значительными усилиями, необходимо приостановить сборку, выяснить причину, устранить ее и лишь затем установить деталь.
При установке прокладок особенно тщательно следует уплотнять стыки их составных частей (по возможности стремятся ставить целые прокладки). Резиновые уплотнительные шнуры укладывают в специальные выточки, имеющиеся на деталях. Шнур сгибают в кольцо внахлестку, сращиваемые концы по возможности вулканизируют. Если вулканизация затруднена, концы склеивают специальным клеем, а затем связывают прочной нитью. При отсутствии на деталях канавок для шнура последний укладывают с одной стороны шпилек, со стороны поступления воды. 188
Для прокладок, предупреждающих протечки воды, применяют резину, парусину, пропитанную суриком или белилами, паронит и клингерит. Последние используют в тех случаях, когда требуется установка прокладок калиброванной толщины.
При установке рабочего колеса в кратер турбины его ось требуется точно совместить с осью расточки кратера и раскрепить от смещения клиньями. Особая точность центровки необходима при сборке радиально-осевой турбины, поскольку смещение рабочего колеса в расточке в дальнейшем не позволит установить по зазорам в лабиринтном уплотнении нижнее кольцо направляющего аппарата, в результате чего придется повторить всю монтажную операцию по установке рабочего колеса.
При сборке направляющего аппарата с помощью подвесных болтов устанавливают торцовые зазоры лопаток, проверяют легкость их вращения, а затем забивают клиновые шпонки, закрепляющие рычаг на цапфе лопатки.
Установку крестовин и ротора генератора производят после того, как полностью будут собраны механизмы в шахте турбины. Это делается с той целью, чтобы максимально использовать при сборке кран машинного зала и уменьшить затраты времени на подвеску талей и другого монтажного оборудования.
Для ускорения выверки деталей, выставляемых по контрольным шпилькам, их не доводят при посадке до места на 10—15 мм В этом положении устанавливают все контрольные шпильки в соответствующие отверстия (гнезда) деталей так, чтобы концы шпилек вошли в посадочные места отверстий, после чего направляемая контрольными шпильками деталь точно садится на место. Затем шпильки забивают легкими ударами молотка и затягивают гайки разъема.
Фланцы валов турбины и генератора для соединения подтягивают либо специальными болтами, имеющими меньший диаметр, чем у соединительных призонных болтов, либо специальным приспособлением и гидравлическими домкратами. Подтягивание призонными соединительными болтами осложняет эту операцию: может произойти перекос валов в соединении или повреждение поверхности болтов и отверстий.
Затяжка крупных крепежных болтов фланцев валов и лопастей поворотно-лопастных турбин производится с помощью кранов машинного зала. Момент затяжки контролируется различными методами. Один из методов предусматривает использование разрывной вставки из определенной марки стали, проточенной до расчетного калиброванного размера, которую устанавливают между тяговым тросом i крана и ключом, надеваемым на болт. Применяют также динамометры, встроенные в тяговый трос крана, и другие приспособления.
В процессе сборки агрегата после соединения всех вращающихся частей осуществляют проверку состояния линии вала агрегата: определяют общую величину излома линии вала, величину биения вала в результате возможной неперпендикулярности зеркала пяты к оси вала генератора, отклонения вала вследствие излома его линии во фланцевом соединении валов турбины и генератора или неудовлетворительного соединения валов при их спаривании.
189
При проверке линии вала ставрт только один подшипник (верхний генераторный), сегменты которого смазывают салом и плотно прижимают к валу. В трех плоскостях (у шейки генераторного подшипника, фланцевого соединения валов, шейки турбинного подшипника) устанавливают индикаторы и с помощью крана или другого приспособления повертывают вал агрегата на 180°, делая замеры положений стрелок индикаторов до поворота и после него. По результатам замеров производят необходимые вычисления с использованием известных формул, позволяющих определить вышеназванные искомые величины. Затем вал повертывают еще на 180°, после чего стрелки индикаторов должны установиться в исходное положение.
При удовлетворительном состоянии линии вала производят его центровку относительно камеры рабочего колеса поворотно-лопастной турбины или неподвижных колец лабиринтного уплотнения радиально-осевой турбины. Для этого с помощью упорных болтов четырех диаметрально противоположных сегментов верхнего генераторного подшипника вал устанавливают в такое положение, при котором достигаются равномерные зазоры между лопастями рабочего колеса и камерой поворотно-лопастной турбины или в лабиринтном уплотнении радиально-осевой турбины, что контролируется с помощью специальных щупов в четырех диаметрально противоположных точках.
После окончания проверки центровки вала производят замеры положения корпуса подшипника турбины относительно шейки вала. Если обнаруживается, что корпус турбинного подшипника расположен эксцентрично по отношению к валу, то величина этого эксцентриситета не должна превышать допустимую величину отклонения вала и величину сдвига ротора агрегата по пяте, определяемую величиной зазора в подшипнике генератора. При необходимости вал центрируют относительно корпуса турбинного подшипника.
По окончании этих операций вкладыш верхнего генераторного подшипника с помощью вспомогательных отжимных болтов плотно поджимают к валу: рабочее колесо турбины фиксируют клиньями, закладываемыми в лабиринтный зазор или в зазор между камерой рабочего колеса и лопастями. После этого заводят и раскрепляют вкладыш турбинного подшипника и проверяют зазоры между вкладышами и валом. Временно удаляют клинья, фиксирующие рабочее колесо, и при подшипнике турбины с баббитовыми вкладышами производят отжатие вала агрегата: вал должен иметь свободу перемещения на величину не менее 0,2 величины зазора в подшипнике турбины и не менее 0,8 при отжатии вала в обе стороны от его нейтрального положения.
Перемещение вала определяют индикаторами, размещенными на корпусе подшипника. При подшипниках с резиновыми вкладышами зту проверку не производят, так как подшипники могут устанавливаться с нулевым зазором. При наличии нижнего генераторного подшипника производят его установку и регулирование зазоров. Последними устанавливают зазоры верхнего генераторного подшипника, для чего упорные болты каждого из сегментов вначале полностью завертывают, а затем отводят (вывертывают) на величину 90% зазора, необходимого по нормам, и законтри-100
вают. После установки зазоров всех подшипников извлекают клинья, установленные между неподвижными деталями и рабочим колесом, и производят окончательную сборку подшипников.
§ 56. ПРОВЕРКИ, ИСПЫТАНИЯ И НАЛАДКА МЕХАНИЗМОВ ГИДРОАГРЕГАТА ПОСЛЕ РЕМОНТА
По окончании капитального ремонта агрегата производят проверки, испытания и наладку механизмов до заполнения водой проточной части, после его заполнения, а также проверки и испытания агрегата при его работе на холостом ходу и под нагрузкой.
Наладочные работы на отдельном участке или агрегате в целом выполняют только после того, как будут сданы все наряды на ремонтные работы на данном участке или агрегате в целом.
Основные проверки и испытания, проводимые ремонтным персоналом при опорожненной от воды спиральной камере. Настраивают реле давления масла котла МНУ (на включение и отключение рабочего и резервного насосов) и реле аварийно-низкого давления, действующее на включение аварийной сигнелизации и дающее команду на аварийную автоматическую остановку.
Настраивают реле уровня масла в баке МНУ, для чего регулируют положение контактов на штоке поплавкового устройства, действующих на сигнал: один — при достижении низкого (минимального), другой — верхнего (максимального) уровня масла.
По окончании настройки реле давления и уровней масла МНУ оперативный персонал подключает оперативный переменный и постоянный ток к соответствующим электрическим цепям и производит контрольное опробование этих реле, а также действие средств защиты и сигнализации при уменьшении давления в котле, снижении и повышении уровня масла в баке МНУ.
Ремонтный персонал устанавливает время перемещения регулирующих органов: открытия и закрытия направляющего аппарата, разворота и свертывания лопастей рабочего колеса поворотно-лопастной турбины, иглы и отклонителя струи ковшовых турбин, клапанов срыва вакуума и холостых выпусков.
При проверке и настройке времени перемещения направляющего аппарата имитируется сброс нагрузки с генератора, для чего рукой нажимают на иглу побудительного золотника. Время перемещения поршня сервомотора замеряют с помощью секундомера. Время перемещения лопастей рабочего колеса определяют при отсоединении связи клина (кулачка) комбинатора с сервомотором направляющего аппарата быстрым перемещением клина в его крайнее положение, соответствующее полному развороту лопастей.
На ковшовых турбинах устанавливают время перемещения отклонителя струи и закрытия регулирующей иглы.
Одновременно с проверкой и настройкой времени перемещения регулирующих органов проверяют время открытия и закрытия холостого выпуска, каждого из клапанов срыва вакуума.
Проверяют время закрытия направляющего аппарата при действии
191
защит: аварийно-низкого давления в котле и отключенных насосах МНУ; имитации -действия защиты от разгона и перемещения направляющего аппарата на закрытие от действия золотника аварийного закрытия.
Проверяют работу системы смазки и торможения агрегата.
Проверяют действие гидромеханических защит и предупредительной сигнализации. Проверка заключается в опробовании действия устройств защиты и сигнализации при достижении контрольными параметрами предельно допустимых значений (заранее заданных и отрегулированных на релейной аппаратуре).
Действие тепловых защит (повышение температурь! сегментов и масла подпятников и подшипников сверх допустимой) проверяется имитацией повышения температуры с помощью перемещения стрелки, указывающей рабочую температуру, до значения срабатывания реле.
Действие реле предупредительной сигнализации проверяется также имитацией достижения контролируемыми параметрами значений, установленных на реле.
Включение резервного насоса МНУ и действие при этом предупредительной сигнализации проверяют снижением давления масла в котле МНУ с помощью открытия вентиля сброса масла из котла при остановленных насосах МНУ (згу операцию проводят очень осторожно во избежание выпуска масла из котла; вентиль приоткрывают на V4 — ^4 оборота маховичка с целью плавного снижения давления). При включении насоса и работе предупредительной сигнализации вентиль закрывают.
Действие защиты при уменьшении расхода воды на смазку турбинного подшипника проверяют непосредственным снижением расхода воды до 5 л/с с помощью закрытия на трубопроводе задвижки подачи воды на смазку. Задвижку прикрывают очень медленно для создания более полной имитации снижения расхода воды на смазку при работающем агрегате.
Для проверки сигнализации о повышении уровня масла в лекажном бачке сверх допустимого ключ режима работы лекажного насоса устанавливают в положение "ручное" и лекажный бачок пополняют маслом из системы регулирования. При достижении максимально допустимого уровня должен включиться сигнал. Если сигнал отсутствует, производят соответствующую подрегулировку поплавкового устройства.
Для проверки сигнализации о повышении уровня воды на крышке турбины сверх допустимого ключ режима дренажного насоса устанавливают в положение "ручное" (при наличии эжектора его отключают) и на крышку турбины подают воду из системы технического водоснабжения.
При достижении максимально допустимого уровня должен включиться сигнал. Если сигнал отсутствует, производит подрегулировку датчика (изменяют взаимное положение электродов, используемых в качестве датчика).
Проверку действия предупредительной сигнализации о нарушении работы остальных контролируемых устройств осуществляют имитацией достижения контролируемыми параметрами этих устройств предельных (заранее заданных) значений, для чего искусственно замыкают контакты соответствующих датчиков.
192
Наладка системы смазки горизонтальных агрегатов с капсульными генераторами после ремонта агрегата.*
Заполнение системы маслом. Перед заполнением системы маслом открывают вентили на подачу масла к подшипникам, а также краны продувки манометров на трубопроводах подвода масла к подшипникам. В нижние баки смазки заливают 15 м3 масла.
Заполнение системы маслом производится подачей его насосами в верхний бак, рткуда масло по трубопроводам разводки поступает к подпятнику и подшипникам. При заполнении системы следует обращать особое внимание на выход воздуха из трубопровода подпятника. Для подшипников зто имеет значение только в случае неправильной регулировки дросселей на трубопроводе подачи масла для гидростатического подъема вала; если же они отрегулированы правильно, то при подаче масла в трубопроводы высокого давления подшипников масло заполнит и трубопроводы подвода рабочей смазки, вытеснив имеющийся в них воздух (краны выпуска воздуха на трубопроводах подвода масла к подшипникам должны быть также открыты, поскольку столб масла в трубопроводах подвода рабочей смазки от системы высокого давления невелик).
На остановленном агрегате через подпятник идет расход масла, близкий к нормальному на работающем агрегате, поэтому образование непрерывной струи масла определяют по перепаду давления на фильтрах: образованию непрерывной струи масла на остановленном агрегате соответствует величина перепада, несколько большая половины величины нормального перепада при работе агрегата,
Настройка реле уровней. При нормальном уровне масла в верхнем баке, соответствующем уставке реле на отключение насосов смазки (см. рис. 59), уровень масла в нижних баках должен соответствовать 25% их суммарного объема (т.е. по 1 м3 в каждом баке). Верхний и нижние баки заполняют до указанных уровней, которые принимают за начало отсчета; при этом устанавливается и проверяется уставка реле уровня верхнего бака на отключение рабочего и резервного насосов смазки.
После этого устанавливают и проверяют уставки реле уровня на включение рабочего и резервного насосов смазки; на срабатывание уставки реле аварийно-низкого уровня в верхнем баке.
Настройка расходов масла через подшипники. Настройка сводится к установлению расхода масла только через подпятник и выполняется регулированием дросселя, установленного на трубопроводе подвода масла к подпятнику. Расход масла через подпятник контролируют по перепаду на фильтрах. После установления температур при работе агрегата производят подрегулировку ресхода масла.
На трубопроводах подвода масла к подшипникам дроссельные устройства не устанавливают.
Настройка расхода масла для гидростатического подъема вала агрегата. На подводе масла высокого давления к каждому подшипнику агрегата установлены высоконапорные вентили,
* Все числовые значения параметров приведены применительно к агрегатам, установленным на Киевской и Каневской ГЭС
193
при помощи которых регулируется расход масла, обеспечивающий гидростатический подъем вала агрегата. Подъем контролируют по валовому индикатору. Регулирование расходов масла считается удовлетворительным, если -подъем вала в зоне каждого из подшипников составляет (16 ± 1) • 10'2 мм.
Проверки при заполненной водой спираль но й к а-м е р е. После записи в журнале распоряжений об окончании ремонтных работ и разрешении заполнения водой проточной части отсасывающую трубу и спиральную камеру заполняют водой, проверяют отсутствие протечек через закрытые устройства и уплотнения. Затем проводят наладочные работы и испытания.
Проверяют действие откачивающих устройств с крышки турбины, работу устройств технического водоснабжения агрегата, а при необходимости — действие устройств быстрого сброса затворов с фиксированием времени опорожнения спиральной камеры.
По окончании этих работ начальник турбинного цеха делает запись о разрешении пуска агрегата и ввода его в работу. Оперативный персонал готовит к пуску и пускает агрегат на холостом ходу. На холостом ходу агрегат оставляют в течение 3—4 ч, пока не установятся температуры сегментов подшипниковых узлов и масла в ваннах подшипников. После прекращения повышения температуры сравнивают с теми, которые были до ремонта.
Настройка системы смазки горизонтальных агрегатов при работе на холостом ходу. В блоке четыре агрегата. Необходимый для смазки суммарный расход масла через подпятник и подшипники одного агрегата составляет 2,65—2,7 л/с, через подшипники четырех агрегатов — 10,6—10,8 л/с. Производительность насосов 12,5 л/с. Режим работы насоса, обеспечивающий расход масла через подпятники и подшипники четырех агрегатов, составит 1:0,13 или насос должен включаться в работу через несколько секунд после остановки, т.е. насос будет работать в крайне неблагоприятном режиме. В целях повышения надежности и улучшения работы маслонасосов целесообразно несколько увеличить расход масла через подпятники с тем, чтобы суммарный расход масла для четырех агрегатов составлял 12—12,5 л/с. В этом случае основной насос работает непрерывно и периодически, несколько раз в сутки включается резервный насос.
Лекажные протечки масла откачивают также насосом производительностью 12,5 л/с. Протечки масла через маслоприемники четырех агрегатов, находящихся в исправном состоянии, составляют примерно 6 л/с; в этом случае время работы насоса и пребывания его в остановленном состоянии составляет соответственно 5 и 8,5 мин. При ухудшении состояния уплотнений маслоприемников и, следовательно, режима работы насоса следует несколько ограничивать подачу масла для обеспечения его непрерывной работы; в результате этого надежность системы повышается.
После установления нормальной рабочей температуры подшипниковых узлов и наладки системы смазки приступают к другим испытаниям в соответствии с программой наладки и испытаний, утвержденной главным инженером ГЭС. 194
Весьма ответственным этапом наладки на холостом ходу является настройка и проверка действия защиты от разгона. Реле защиты от разгона настраивается на срабатывание при увеличении частоты вращения агрегата на 1—3% выше максимальной в случае сброса нагрузки с генератора при исправно работающих регулирующих органах турбины. Действие защиты от разгона проверяют при увеличении частоты вращения агрегата до значения настройки реле. Это увеличение осуществляется благодаря постепенному открытию направляющего аппарата при нарушенной связи чувствительного элемента с валом агрегата. При работе защиты проверяют действие (срабатывание и соответствующие перемещения) всех элементов (реле, блокировок, золотников и т.д.) защиты, включая аварийную остановку агрегата.
После проверки работы агрегата и испытаний на холостом ходу агрегат включают в сеть для комплексного испытания под нагрузкой. Наиболее ответственное испытание — проведение сбросов нагрузки с генератора. Целью этих испытаний является комплексная проверка работы всех устройств агрегата при наиболее тяжелых условиях, уточнение статической характеристики регулирования и проверка гарантий регулирования, т.е. проверка Максимального изменения давления в напорных трубопроводах (водоводах), максимального повышения частоты вращения, максимального повышения вакуума в отсасывающей трубе при сбросах 25, 59, 75 и 100% нагрузки с генератора (эти величины не должны выходить за пределы допустимых). Сбросы нагрузки проводят отключением генератора от сети.
После окончания наладочных работ и проверок агрегат включают под максимальную нагрузку, при которой он должен проработать в течение 24 ч.
§ 57. ОФОРМЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО РЕМОНТУ
Техническая документация по ремонту включает следующие документы:
акты приемки турбины и генератора из ремонта;
ведомость объема ремонтных работ с технической характеристикой состояния оборудования до и после ремонта;
график ремонта;
формуляры, характеризующие износ и ремонт узлов агрегата; результаты анализа масла системы смазки и регулирования;
протоколы испытаний систем и механизмов агрегата;
анализ проведенного ремонта, наладки и испытаний агрегата; перечень запасных частей, необходимых к следующему ремонту.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Какие виды ремонтов выполняют на гидроэлектростанциях и какова их периодичность?
2. В чем заключаются подготовительные работы перед ремонтом?
195
3. Каков порядок вывода оборудования в ремонт и ввода его в работу?
4. В чем заключаются основные правила безопасности при производстве ремонтных работ на оборудовании?
5. Какова последовательность разборки и сборки вертикального агрегата?
6 Какие проверки и испытания проводят после окончания ремонта при опорожненной от воды спиральной камере?
7. Какие проверки и испытания проводят при заполненной водой проточной части, на холостом ходу и под нагрузкой?
8. Как производится заполнение маслом системы смазки горизонтального агрегата и ее наладка и настройка?
9. Какая техническая документация составляется после окончания ремонта агрегата?
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Александров А.Е. Подпятники гидроагрегатов. — М: Энергия, 1975.
Г ончаров А. Н. Гидроэнергетическое оборудование гидроэлектростанций и его монтаж. — М.: Энергия, 197В.
Кожевников Н.Н. Механическое оборудование гидроэлектростанций. — М.: Высшая школа, 1981.
Непорожний П.С., Обрезков В.И. Гидроэлектроэнергетика. — М.: Энергоиздат, 1982.
Обрезков В.И. и др. Гидроэнергетика. — М.: Энергоиздат, 1981.
Полонский Г. А. Механическое оборудование гидротехнических сооружений. — М.: Энергия, 1979.
Степеньков Ю.А. Слесарь по ремонту гидравлических турбин. — М.: Высшая школа, 1976.
Щавелев Д.С. и др. Гидроэнергетичаские установки. — Л.: Энергоиздат, 1981.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение .......................................................... 3
Г п а а а 1 Использование водной энергии......................... 4
[
§ 1. Краткие сведения из истории использования водной энергии. .. 4
§ 2. Общие сведения о гидроэнергетических ресурсах................ 5
§ 3. Технические схемы гидроэнергетических установок.............. 7
§ :4 . Гидротехнические сооружения гидроэлектростанций. Механическое оборудование гидротехнических сооружений.............................13
§ 5. Окружающая среда и её охрана.......................,.........23
Г л а а а II. Общие сведения о гидротурбинах......................28
§ 6. Принцип действия гидротурбин...........................
§ 7. Основные параметры гидротурбин...............................31
§ 8. Основные характеристики гидротурбин......................... 36
§ 9. Основные технико-экономические показатели гидроэлектростанций ... 42
Глава III. Конструкция гидротурбин................................47'
§ 10. Основные элементы гидротурбин различных типов...............47
§ 11. Турбинные камеры'. Статор гидротурбины......................57
§ 12. Направляющий аппарат турбины ....................... . . 58
> § 13. Рабочее колесо ............:.........'...............63
§ 14. Камера рабочаго колеса . . •.................................
§ 15. Отсасывающая труба...............-....................... 68
§ 16. Валы гидротурбин и направляющие подшипники..................69
§ 17. Вспомогательные механизмы гидротурбин. .....................73
Глава IV. Электрическая часть ГЭС. Гидрогенераторы . ..............81
§ 18. Схемы электрических соединений..............................81
§ 19. Параметры гидрогенераторов..................................82
§ 20. Конструктивные схемы. Устройство узлоа гидрогенераторов.....85
§ 21. Вспомогательные устройства гидрогенератора..................92
Глава V. Основные понятия о регуляторах частоты вращения и автоматизации гидроагрегатов.......................-......................! 96
§ 22. Регуляторы частоты вращения ................................96
§ 23. Основные характеристики системы регулирования..............108
§ 24. Маслонепорная установка....................................110
§ 25. Основные задачи автоматизации гидроагрегатов . . ..........113
§ 26. Контрольно-измерительная аппаратура........................115
Г лааа V). Вспомогательное оборудование гидроэлектростанций......-116
§ 27. Масляное хозяйство.........................................116
§ 28. Системы технического воздуха...............................117
§ 29. Техническое водоснабжение и устройства пожаротушения.......118
§ 30. Осушающие и дренажные устройстве...........................120
198
Глава Vll. Организация эксплуатации гидроэлектростанций..............122
§ 31. Организационная структура гидроэлектростанций и их каскадов...122
§ 32. Автоматизированные системы управления гидроэлектростанциями ... 124
§ 33. Организационная структура оперативного обслуживания...........125
§ 34. Обязанности машиниста гидроагрегата...........................126
§ 35. Организация рабочего места машиниста гидроагрегата............127
§ 36. График дежурства. Приемка-сдача смены.........................129
Глава VIII. Эксплуатация энергетического оборудования................130
§ 37. Режимы работы агрегатов и гидроэлектростанций в энергетической системе.........................:.....................................130
§ 38. Подготовка гидроагрегата к пуску и его пуск...................134
§ 39. Техническое обслуживание энергетического оборудования.........140
§ 40. Остановка агрегата............................................155
§ 41. Аварийные ситуации и действия персонала при их возникновении и ликвидации ...........................................................157
Глава IX. Периодическое техническое обслуживание.....................159
§ 42. Контроль состояния комбинаторной зависимости поворотно-лопастной турбины........................................................160
§ 43. Контроль вибрации и биения аала...............................160
§ 44. Контроль системы регулирования и маслонапорных установок......163
§ 45. Проверка периодичности пополнения воздуха в полость вращения рабо-
чего колеса при работе агрегате а режиме синхронного компенсатора ..167
§ 46. Проверка отдельных частей агрегата.......................... 168
Глава X. Эксплуатация вспомогательного оборудования..................169
§ 47. Эксплуатация масляного хозяйства.......;..................... 169
§ 48. Эксплуатация устройств технического воздуха Л..................175
§ 49. Эксплуатация устройств технического водоснабжения.............177
§ 50. Эксплуатация откачивающих и дренажных устройств...............179
Г л а а а XI. Ремонт оборудована гидроэлектростанций.................180
§ 51. Виды, периодичность и объем ремонтов..........................180
§ 52. Организация ремонтного обслуживания...........................182
§ 53. Безопасность труда при ремонте гидромеханического оборудования. . . 184
§ 54. Разборка агрегата.............................................185
§ 55. Сборка агрегата...............................................188
§ 56. Проверки, испытания и наладка механизмов гидроагрегата после ремонта..............................................................191
§ 57. Оформление технической документации по ремонту. . ............195
Список рекомендуемой литературы......................................197
Николай Николаевич Кожевников
УСТРОЙСТВО И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Зав. редакцией Э.М. Концевая. Редактор М.И. Сорокина. Мл. редакторы Р.К. Сапожникова, Л.Б. Успенская. Художественный редактор Л.К. Громова. Художник В.Н. Хомяков. Технический редактор Н.А. Битюкова. Корректор С.К. Завьялова. Оператор
М.8. Куликова
ИБ№499В
Изд. №ЭГ-73. Сдано в набор 17.09.84. Подп. в печать 24.01.В5. Т —05019.
Формат 60x901/ig. Бум. офсетная № 1. Гарнитура Универе. Печать ротапринтная. Объем 12,5 усл. печ. л. 12,88 усл.кр.-отт. 15,17 уч.изд. л.
Тираж 2100 экз. Зак. № 707 Цена 35 коп.
Издательство "Высшая школа", 101430, Москва, ГСП-4, Неглинная ул., д. 29/14.
Набрано на наборно-пишущих машинах издательства. Отпечатано в Московской типографии № 9 Союзполиграфпрома при Государственном комитете по далам издательств, • полиграфии и книжной торговли, 109033, Москва, Волочаевская, 40.