Работы по модернизации действующего оборудования всегда были весьма эффективными и ведутся на всех ГЭС мира практически постоянно, начиная с первых лет эксплуатации. Необходимость проведения таких работ вызвана в первую очередьотличием фактических режимов работы от проектных. Характер работ по модернизации действующего оборудования весьма разнообразен, но чаще всего ставит целью повышение мощности гидромашин, имеющих изначально «скрытый» резерв.

К сожалению, в России отсутствуют законодательные акты, обязующие и стимулирующие повышение энергоотдачи гидроузлов. Примером может служить ситуация, сложившаяся на Вилюйской ГЭС-II. Фактические напоры на ГЭС (Н = 62–67 м) оказались много выше расчетного Н_р = 55 м. В результате радиально-осевая турбина проектной мощностью N_т = 88 МВт не может работать в оптимальной по КПД зоне эксплуатационной характеристики из-за ограничения по генератору. Предложение завода-изготовителя ПО АТ ХТЗ и ЦКТИ выполнить комплексные исследования по увеличению эффективности использования водотока (КПД) и повышению мощности машин остается невостребованным руководством ГЭС уже более 30 лет.

Проблема технического перевооружения ГЭС не может и не должна решаться комиссионным обследованием оборудования. На каждом конкретном объекте требуется выполнение комплекса работ по оценке эффективности использования водотока на ГЭС и определению остаточного ресурса основных узлов гидротурбин после их сверхдлительного срока службы. Эти работы должны выполняться организациями, имеющими опыт проведения соответствующих исследований и необходимую техническую базу.

До аварии на Саяно-Шушенской ГЭС работы по замене оборудования в России практически не велись. Отношение к реконструкции действующих ГЭС резко изменилось в лучшую сторону после катастрофы на Саяно-Шушенской ГЭС. Сегодня техническое перевооружение ведется на Жигулевской, Волгоградской, Саратовской, Братской, Усть-Илимской, Новосибирской, Усть-Хантайской ГЭС, планируется на Красноярской, Воткинской, Нижегородской, Верхне-Туломской, Иркутской ГЭС.

Рассматривая проблему реконструкции, необходимо принимать во внимание, что изготовленные в довоенные и послевоенные годы гидротурбины создавались по совершенно иной концепции развития энергетики, чем существующей сегодня. Современная гидроэнергетика ориентирована на получение максимальной выработки энергии от проходящего через турбины объема водотока, тогда как перед гидроэнергетикой предыдущих десятилетий ставилась задача всемерного удешевления гидротехнического строительства и ускоренного наращивания гидроэнергетического потенциала страны. Изменения в концепции развития энергетики сказались и на технических требованиях к современным гидромашинам.

Из всего многообразия показателей, характеризующих технический уровень гидротурбин, важнейшим является КПД. Разница по КПД современных гидротурбин и построенных в предыдущие десятилетия увеличивается с возрастом оборудования. По сравнению с довоенным уровнем, максимальное значение КПД поворотно-лопастных турбин на напор 20 м увеличилось в России на 6%, а для расходов, где обычно выбирается расчетный режим турбины, — на 10%.

Сегодня заказчики требуют максимальный КПД не ниже 90% на модели. Максимальное значение КПД 94% не является уже необычным для натурной турбины, а для уникальных разработок достигает в натуре 95–96% на осевых машинах и 96–97% на радиально-осевых турбинах.

Существуют ли реальные перспективы дальнейшего повышения КПД? На этот вопрос должен быть дан положительный ответ, поскольку среднеэксплуатационный КПД современных рабочих колес (работающих в диапазоне широкого изменения напора и мощностной нагрузки) ощутимо ниже максимального. Задача повышения среднеэксплуатационного КПД гидромашин решается применением генераторов с переменной частотой вращения. Такие генераторы путем изменения частоты вращения позволяют работать турбинам с максимальным КПД при всех эксплуатационных напорах. За счет роста среднеэксплуатационного КПД турбин увеличивается выработка энергии от того же объема воды на 8–12%. Применение в гидроэнергетике агрегатов с переменной частотой вращения является мировой ведущей тенденцией как при реконструкции действующих, так и при строительстве новых ГЭС и ГАЭС.

Принятая в советские годы методика выбора параметров гидротурбин исходила из предположения, что основную часть времени гидромашины будут работать на оптимальных по КПД режимах (с наибольшим уровнем КПД) и только в часы пика электропотребления использоваться на режиме номинальной мощности. Однако в реальных условиях характер использования мощности гидроагрегатов в энергосистеме оказался в большинстве случаев иным. Основную часть времени турбины работали в советские годы на максимальных мощностях; причем с годами происходило разуплотнение графика энергопотребления и увеличивалась продолжительность работы машины с максимальной мощностью (на режиме с пониженным уровнем КПД).

Среди гидроэнергетиков широко распространено мнение, что только заменой существующей лопастной системы на современную (новую) можно существенно повысить КПД и мощность действующей гидротурбины. Это положение является справедливым для радиально-осевых турбин, однако в осевых гидромашинах решающее значение имеют габаритные размеры гидроблока реконструируемых ГЭС (в первую очередь высота отсасывающей трубы). Без изменения конструкции рабочего колеса в целом (числа лопастей, втулочного отношения, диаметра горловины камеры) повысить энергетические качества реконструируемой турбины только за счет лопастной системы практически невозможно.

Реконструкция осевых гидротурбин, созданных в советское время, не гарантирует достижения современного максимального уровня КПД машин из-за несоответствия габаритов существующих гидроблоков сегодняшним требованиям.

Наиболее достоверно влияние на КПД несоответствия габаритов существующего гидроблока требуемым для нового колеса определяется по модельным испытаниям. При этом гидроблок модели должен быть геометрически подобен натурному гидроблоку. Такие исследования обычно выполняются для всех крупных ГЭС, где планируется реконструкция оборудования.

В технической литературе нередко можно встретить мнение, что гидромашины с большим сроком службы имеют предельный износ и им грозит в ближайшее время «лавинообразный» поток отказов. Однако на большинстве ГЭС гидроагрегаты продолжают успешно работать до настоящего времени, хотя имеют срок службы в 2 и более раза выше, чем нормативный. Это противоречие объясняется отсутствием объективных исследований надежности гидротурбин, давно отработавших свой нормативный срок службы.

Зарубежные исследования также подтверждают сохранение гидромашинами высокой надежности за пределами нормативного срока службы оборудования. Повышенная надежность технологического оборудования с большим сроком службы объясняется рядом причин. Одна из них связана с особенностями принятой в СССР методики экономического обоснования установленной мощности ГЭС. Основной характеристикой ГЭС как энергоисточника является средняя многолетняя выработка электроэнергии, которая при прочих равных условиях определяется нормой годового стока. Норма годового стока находится как среднеарифметическое значение наблюдаемых стоков за 40–60 лет. В зависимости от водности года выработка колеблется в широких пределах: в маловодные сокращается в 1,6–2,3 раза, а в многоводные повышается в 2,1–4,9 раза. Следовательно, выработка электроэнергии на каждой конкретной ГЭС в каждом конкретном году определяется вероятностным характером годового стока, а для ГЭС с регулирующей способностью водохранилищ менее сезонного и от внутригодового распределения стока.

Другим фактором, определяющим высокую надежность созданных в советские годы гидромашин, является их повышенная удельная металлоемкость. Изготовленные в довоенное и послевоенное время гидромашины имели большую металлоемкость, которая в дальнейшем директивно снижалась.

Наконец, надежность энергетического оборудования зависит также от единичной мощности машин. С повышением мощности машин уменьшается конструктивная жесткость ее узлов. Созданные 50 и более лет назад гидромашины имели небольшую единичную мощность (как правило, не более 100 МВт) и повышенную металлоемкость.

Несмотря на индивидуальность ГЭС, существуют общие требования к реконструкции оборудования: выбор типа и параметров нового рабочего колеса должен производиться с учетом конструктивных особенностей существующего гидроблока и реально сложившихся режимных условий.

Для определения условий эксплуатации оборудования на реконструируемой ГЭС необходимы следующие данные: распределение объемов воды, проходящих через турбину при различных напорах; закономерность использования мощности агрегата в энергосистеме; характеристика кавитационных условий работы гидротурбины.

На сайте размещена сокращенная версия статьи. Полную версию читайте в журнале.