Модернизация Фархадской гидроэлектростанции

- номинальная частота вращения - 107,14 об/мин;

- КПД - 96,2%;

- коэффициент мощности - cos = 0,8;

- напряжение - 10,5 кВ;

- частота тока - 50 Гц.

Введенные в работу в 1948 и 1949 годах, агрегаты №3 и №4 до настоящего времени продолжают достаточно надежно работать.

Обслуживание агрегатов Фархадской ГЭС производится двумя мостовыми кранами, поставленными канадской фирмой Dominion Bridge. Год изготовления 1945. Каждый кран имеет следующие параметры:

- грузоподъемность - 143/27 т;

- пролет - 16,358 м.

Гидроагрегаты № 1 и № 2, установленные в 1949 году

Во вторую очередь в 1949 году были установлены агрегаты №1 и №2 с поворотно-лопастными гидротурбинами и синхронными подвесными гидрогенераторами, соединенными между собой с помощью фланцевого соединения. Гидротурбины были изготовлены в 1936 году фирмой Escher Wyss и вначале работали на другой ГЭС. Гидротурбины левого вращения в металлических спиральных камерах с изогнутыми бетонными отсасывающими трубами.

По данным изготовителя, гидротурбины были выполнены со следующими параметрами:

- максимальная мощность при Н_макс=30,5 м - 26500 кВт;

- диаметр рабочего колеса - 4,0 м;

- частота вращения - 187,5 об/мин;

- КПД - 90%;

- диапазон напоров - 28,5-30,5 м;

- расход через гидротурбину при Н_макс=30,5 м - 98,0 м³/с.

Гидротурбины при поступлении имели сильный кавитационный износ, последствия которого были устранены при установке на место. Закладные части к этим гидротурбинам были изготовлены на ЛМЗ.

Синхронные вертикальные гидрогенераторы трехфазного тока, подвесного исполнения были выполнены фирмой Siemens Schuckert со следующими параметрами:

- номинальная мощность - 27500/22000 кВА/кВт;

- номинальная частота вращения - 187,5 об/мин;

- коэффициент мощности - cos =0,8;

- напряжение - 10,5 кВ.

Гидрогенераторы были изготовлены и работали ранее с разомкнутым циклом вентиляции. При установке на Фархадской ГЭС, с учетом высоких летних температур, вентиляция была переделана по замкнутому циклу с охлаждением воздуха водой.

Гидроагрегаты № 1 и № 2 после реконструкции 1960 года

К моменту проведения реконструкции в 1960 году, гидротурбины на агрегатах №1 и №2, вследствие наличия ряда крупных дефектов и полной изношенности, не отвечали условиям нормальной, надежной эксплуатации ГЭС.

Реконструкция на агрегатах №1 и №2 была выполнена в следующем объеме:

- замена всех узлов гидротурбины (рабочих механизмов) с сохранением закладных частей;

- установка нового гидрогенератора;

- замена силового трансформатора.

На оставленных закладных частях гидротурбин, к которым относятся спиральная камера, статор, нижнее кольцо направляющего аппарата, камера рабочего колеса, облицовка шахты турбины и ниш сервомоторов, коническая часть отсасывающей трубы, были выполнены восстановительные работы путем наплавки металла с последующей зачисткой.

Поставка гидротурбин была поручена ЛМЗ (г. Санкт-Петербург). В поставку завода вошли следующие узлы: направляющий аппарат, рабочее колесо, вал турбины, направляющий подшипник, маслоприемник, штанги вала, сервомоторы направляющего аппарата, регулятор, МНУ.

В отличие от ранее принятого расположения узлов системы регулирования, колонка управления была вынесена из промежуточного этажа на отметку машзала.

Реконструированная поворотно-лопастная гидротурбина левого вращения имеет следующие параметры:

- тип гидротурбины - ПЛ/587-ВМ-400;

- расчетный напор - Н_р=30,3 м;

- минимальный напор - Н_мин=29,6 м;

- максимальный напор - Н_макс=35,0 м;

- мощность гидротурбины максимальная - 30000 кВт;

- номинальная частота вращения - 187,5 об/мин;

- разгонная частота вращения - 380 об/мин;

- диаметр рабочего колеса - 4,0 м;

- максимальный КПД - 91,5%;

- максимальный расход через гидротурбину - 115,08 м³/с;

- допустимая высота отсасывания при Н_р и Н_макс - минус 5,0 м.

Установленная гидротурбина с поворотно-лопастным рабочим колесом типа ПЛ40/587 с диаметром D₁=4,0 м при заданной частоте вращения 187,5 об/мин и расчетном напоре 30,3 м обеспечивала получение номинальной мощности 30000 кВт.

При существующих колебаниях горизонтов воды нижнего бьефа 286,0ч287,0 м и отметке оси поворота лопастей рабочего колеса 282,515 м высота отсасывания составляет от минус 3,5 м до минус 4,5 м.

Направляющий аппарат установлен с диаметром расположения осей поворота лопаток D₀=1,2D₁=4,8 м, высотой b₀=0,34D₁=1,36 м и числом лопаток - 24 шт.

Рабочее колесо имеет 6 лопастей, изготовленных из нержавеющей стали. В корпусе втулки рабочего колеса размещается сервомотор и механизм поворота лопастей. Направляющий подшипник выполнен с обрезиненным вкладышем на водяной смазке.

В состав системы управления гидротурбины входят:

- электрогидравлический регулятор;

- маслонапорная установка с аппаратурой автоматики МНУ;

- аппаратура автоматики гидротурбины.

Синхронные гидрогенераторы трехфазного тока подвесного исполнения были в 1960 году поставлены для агрегатов №1 и №2 заводом Уралэлектроаппарат.

Гидрогенератор имеет следующие параметры:

- тип генератора СВ570/145-32;

- номинальная мощность - 37500/30000 кВА/кВт;

- номинальная частота вращения - 187,5 об/мин;

- разгонная частота вращения - 380 об/мин;

- коэффициент мощности - cos =0,8;

- напряжение - 10,5 кВ;

- частота тока - 50 Гц.

Установленный гидрогенератор подвесного типа с двумя направляющими подшипниками соединен с турбиной посредством фланцевого соединения.

Система вентиляции по замкнутому циклу с охлаждением воздуха 12-ью водяными охладителями.

Подпятник размещен в пределах верхней крестовины гидрогенератора. Подпятник и верхний подшипник имеют замкнутую смазку внутри ванны, нижний направляющий подшипник в собственной ванне, размещенной на нижней крестовине. Рабочая поверхность неподвижных сегментов залита баббитом. Сегменты опираются на сферическую поверхность опорных регулирующих винтов.

Ротор гидрогенератора состоит из неразъемного остова ротора сварной конструкции, шихтованного обода, полюсов с обмоткой возбуждения, а также демпферной обмотки.

Статор разъемный из 4-х частей. Сердечник статора из сегментов электротехнической стали толщиной 0,5 мм. Обмотка статора стержневая.

Торможение ротора гидрогенератора осуществляется воздушными тормозами. Воздушные тормоза используются так же, как гидравлические домкраты, для подъема вращающихся частей агрегата.

Верхняя крестовина сварной конструкции. Опирание распорных домкратов на строительные конструкции не предусмотрено.

Возбуждение гидрогенератора - машинное от возбудителя, представляющего собой многополюсной генератор постоянного тока с добавочными полюсами.

Вертикальные нагрузки, воспринимаемые подпятником, передаются через верхнюю крестовину на корпус статора и далее на фундамент гидрогенератора. Радиальные усилия через верхнюю крестовину передаются на статор гидрогенератора и далее на фундамент. Нижний направляющий подшипник расположен на нижней крестовине и его радиальные усилия передаются крестовиной непосредственно фундаменту.

Замененные гидрогенераторы сохранили прежние габариты и были установлены на существующие фундаментные части с сохранением вентиляционного кожуха.

В настоящее время установленные на ГЭС агрегаты имеют следующие параметры:

Таблица 3.1. Параметры действующих гидроагрегатов Фархадской ГЭС

№	Параметры оборудования	Г-1	Г-2	Г-3	Г-4
1.	Гидротурбина. Тип гидротурбины	ПЛ/587-ВМ-400	ПЛ/587-ВМ-400	РО-ВМ-406,4	РО-ВМ-406,4
2.	Мощность гидротурбины	30 МВт	30 МВт	33 МВт	33 МВт
3.	Частота вращения, (об/мин): - номинальная - разгонная	nн=187,5 nр=380	nн=187,5 nр=380	nн=107,14 nр=220	nн=107,14 nр=220
4.	Расход гидротурбины при расчетном напоре и максимальной нагрузке	Q=115 м3/с	Q=115 м3/с	Q=125 м3/с	Q=125 м3/с
5.	Число лопастей рабочего колеса	6	6	15	15
6.	Число лопаток направляющего аппарата	24	24	20	20
7.	Количество сервомоторов НА	2	2	2	2
8.	Завод-изготовитель	ЛМЗ, Россия	ЛМЗ, Россия	Доминион, Канада	Доминион, Канада
9.	Год изготовления/ввода	1959/1960	1959/1960	1945/1948	1945/1948
10	Характерный режим работы	базовый
11	Генератор. Тип генератора	СВ570/145-32	СВ570/145-32	Вертикальный подвесной	Вертикальный подвесной
12	Частота вращения, (об/мин): - номинальная - разгонная	nн=187,5 nр=380	nн=187,5 nр=380	nн=107,14 nр=220	nн=107,14 nр=220
13	Коэффициент мощности	cos =0,8	cos =0,8	cos =0,8	cos =0,8
14	Напряжение	U=10,5 кВ	U=10,5 кВ	U=10,5 кВ	U=10,5 кВ
15	Завод-изготовитель	Уралэлектроаппарат, Россия	Уралэлектроаппарат, Россия	Вестингауз, Канада	Вестингауз, Канада
16	Год изготовления/ввода	1959/1960	1959/1960	1945/1947	1945/1948

На каждом из агрегатов за последние 15 лет эксплуатации с 1995 по 2010 год было произведено следующее количество ремонтов:

Г-1 - 4 капитальных ремонта гидротурбины и гидрогенератора (1998, 2002, 2006, 2010 г.г.), в том числе в 2006 г. сверхтиповой капремонт с выемкой ротора;

Г-2 - 4 капитальных ремонта гидротурбины и гидрогенератора (1995, 1999, 2003, 2007 г.г.), типовых;

Г-3 - 3 капитальных ремонта гидротурбины, типовых (2000, 2004, 2008 г.г.) и 2 капитальных ремонта гидрогенератора (2004 и 2008 г.г.);

Г-4 - 3 капитальных ремонта гидротурбины и гидрогенератора (2001, 2005, 2009 г.г.), типовых.

По завершении последних капремонтов были проведены профиспытания гидрогенераторов.

Периодичность капремонтов составила в среднем 4 года при нормативном межремонтном периоде по гидротурбине 7 лет, по гидрогенератору - 6 лет.

3.1.2 Режимы работы агрегатов по напорам и расходам

Максимальные расчетные расходы по деривационному каналу и в створе ГЭС по проекту составляют:

- через агрегаты ГЭС - 486 м³/с;

- через холостой водосброс - 200 м³/с.

В последние годы с переходом Кайраккумского и Токтогульского водохранилищ на энергетический режим работы сезонные расходы по Сырдарьинскому тракту и порядок пропуска паводка по реке Сыр-Дарья претерпели изменения. Появились проблемы в эксплуатации Головного узла Фархадской ГЭС, деривационного канала и самой станции, связанные с пропуском по руслу реки больших зимних расходов.

Имели место также случаи несогласованного прекращения попусков в створе вышерасположенной Кайраккумской ГЭС (январь 2009 года), когда работа Фархадской ГЭС была вынужденно остановлена, а Сырдарьинская ТЭС переведена на оборотное водоснабжение из деривационного канала ГЭС.

В настоящее время режим работы Фархадской ГЭС определяется фактическими попусками вышерасположенных водохранилищ, пропускной способностью деривационного канала, водоотборами из него и обязательным условием обеспечения водой Сырдарьинской ТЭС, а также условиями безопасной эксплуатации гидротехнических сооружений напорно-станционного узла (НСУ) Фархадской ГЭС.

Пропускная способность деривационного канала была уточнена в 2006 году проведенными ОАО «Гидропроект» промерами русла и выполненными расчетами, которые подтвердили возможность пропуска по каналу расхода до 500 м³/с без угрозы размыва русла и нарушения устойчивости сооружений.

Для подачи воды на Сырдарьинскую ТЭС из деривационного канала Фархадской ГЭС существуют следующие граничные условия: в голове подводящего канала минимальный уровень воды должен быть не менее 317,00 м, максимальный - 318,00 м в Балтийской системе высот.

Протоколом технического совещания в ГАК «Узбекэнерго» по рассмотрению устойчивости напорно-станционного узла Фархадской ГЭС максимальный уровень воды в напорном бассейне станции был ограничен отметкой 318,20 м (система Парийского). Минимальная отметка верхнего бьефа -317,80 м определилась по условиям подачи на Сырдарьинскую ТЭС расхода 145 м³/с.

Уровень воды в нижнем бьефе станции по данным, полученным от эксплуатации, колеблется в пределах от 286,00 м до 287,00 м во всем диапазоне пропускаемых через агрегаты расходов, что обусловлено наличием за отводящим каналом ниже по течению перегораживающего сооружения, обеспечивающего подачу воды в канал «Дустлик» и сброс в реку Сырдарью.

Расчетный напор ГЭС определился, исходя из условий: уровень воды в верхнем бьефе сработан до отметки 317,80 м, а в нижнем бьефе уровень поднят до отметки 287,00 м. ГЭС в этот период развивает номинальную мощность

H_{р.брутто} = 317,8 - 287,0 = 30,8 м;

при потерях напора h = 0,5 м

H_{р.нетто} = 30,8 - 0,5 = 30,3 м.

Максимальный напор ГЭС определяется нормальным уровнем верхнего бьефа 318,2 м и минимальным уровнем нижнего бьефа 286,0 м:

H_{макс.брутто} = 318,2 - 286,0 = 32,2 м;

при потерях напора h = 0,45 м

H_{макс.нетто} = 32,2 - 0,45 = 31,75 м.

При расчетном напоре турбина будет иметь максимальное открытие направляющего аппарата. При максимальном напоре расход будет определяться принятым максимальным открытием направляющего аппарата и пропускной способностью самой турбины.

Минимальный напор в данном случае равен расчетному H = 30,3 м.

3.1.3 Гидротурбины агрегатов Г-1 и Г-2: оценка состояния, объем модернизации

Состояние закладных частей гидротурбин агрегатов Г-1 и Г-2

Закладные части гидротурбин. Закладные части гидротурбин агрегатов Г-1 и Г-2 в конструктивном отношении аналогичны и имеют схожее техническое состояние, поэтому ниже приводится описание закладных частей одного агрегата.

Спиральная камера. Поворотно-лопастная гидротурбина имеет металлическую спиральную камеру круглого сечения, с углом охвата 350, толщиной облицовки 20 мм. Спиральная камера и статор соединены между собой двумя сварными швами по верхнему и нижнему поясам статора. Износ облицовки спиральной камеры незначительный и не превышает 10% проектной толщины. Трещин в металлической облицовке и сварных швах не зафиксировано.

Необходимо произвести восстановительные работы на спиральной камере. Заменить люк для попадания в спиральную камеру с силовым крепежом.

Статор. Статор гидротурбины состоит из четырех частей совместно отлитых поясов и колонн. Всего в статоре 10 колонн. Материал статора - сталь 30Л. Статор гидротурбины литой, материал поясов статора и колонн, исходя из анализа ремонтной документации, плотный без литейных дефектов. Входные кромки колонн статора имеют износ 5-10 мм практически по всей высоте, выходные кромки имеют незначительный износ. Конструкция статоров подвержена незначительной коррозии 1_2 мм. На колоннах статора в зоне их сопряжения с поясами трещин усталостного характера не обнаружено.

Необходимо произвести восстановительные работы на статоре гидротурбины, восстановить геометрический профиль колонн статора.

В 1990 году СКБ «Гидротурбомаш» были выполнены проверочные расчеты напряженно-деформированного состояния статора с металлической спиральной камерой. Результаты показали, что максимальные напряжения в колоннах статора для случая максимального напора составляют 53 МПа (при допустимом напряжении 130 МПа). Максимальные напряжения в поясах статора - 6 МПа. Таким образом, условия прочности по колоннам и поясам статора на тот период выполнялись.

В 2010 году ОАО «ORGRES» провел исследование остаточного ресурса закладных частей и гидроагрегатов на базе обобщения ремонтной и эксплуатационной документации, а также провел визуальное обследование и вынес решение:

- состояние закладных частей (спиральная камера и статор гидротурбины) работоспособное;

- напряжения в элементах закладных частей гидротурбины не превышают допустимых значений;

- коэффициенты запаса по коррозионно-усталостной прочности значительно выше нормативных;

- с учетом остаточного ресурса гарантируется безаварийная работа закладных частей гидротурбин (статор, спиральная камера) в течении 30-40 лет после реконструкции;

- статоры и спиральные камеры агрегатов №1 и №2 можно сохранить для дальнейшей эксплуатации.

На основании вышеизложенного, при модернизации принимается решение:

· сохранить статоры и спиральные камеры для дальнейшей эксплуатации;

· на колоннах статоров выполнить мероприятия по восстановлению их геометрического профиля.

Камера рабочего колеса. Камера рабочего колеса сферическая, изготовлена из конструктивной стали с облицовкой из нержавеющей стали. За многолетний период эксплуатации камера рабочего колеса подверглась сильному интенсивному гидроабразивному и кавитационному износу, о чем свидетельствуют наплавки металла значительной части поверхности. Зафиксированы трещины в сварочных швах облицовки. При простукивании имеет место бухтение камеры.

Таким образом, состояние камеры рабочего колеса следует считать предельным. Камера подлежит вырубке и замене на новую, изготовленную полностью из нержавеющей стали. При вырубке камеры необходимо восстановить монтажные штрабы и анкера для раскрепления камеры домкратами и талрепами.

Нижнее кольцо направляющего аппарата. Зафиксирован значительный износ нижнего кольца направляющего аппарата.

Нижнее кольцо направляющего аппарата подлежит вырубке и замене на новое.

Облицовка конуса отсасывающей трубы

Облицовку конуса отсасывающей трубы следует оставить для дальнейшей эксплуатации. Предусмотреть замену люка в конусе отсасывающей трубы с силовым крепежом.

До проведения модернизации необходимо провести инструментальное обследование по статорам гидротурбин и металлическим спиральным камерам для определения остаточного ресурса, произвести восстановительные работы с целью сохранения их для дальнейшей эксплуатации.

Состояние рабочих механизмов гидротурбин агрегатов Г-1 и Г-2

В 1960 году гидротурбины на агрегатах Г-1 и Г-2 были заменены с сохранением существующих закладных частей.

Рабочие механизмы агрегатов Г-1 и Г-2 в конструктивном отношении аналогичны и имеют схожее техническое состояние, поэтому ниже приводится описание рабочих механизмов одного агрегата.

Направляющий аппарат. Направляющий аппарат состоит из крышки гидротурбины, верхнего кольца, 24 лопаток, подшипников лопаток, нижнего кольца, регулирующего кольца и механизма поворота лопаток. Износ крышки незначительный. В верхнем и нижнем кольцах сильно изношены бронзовые втулки цапф лопаток. Вертикальные каналы в лопатках для подачи густой смазки забиты. На лопатках направляющего аппарата значительно изношены верхние и нижние цапфы, тело лопаток изношено незначительно. В системе кинематики изношены трущиеся поверхности.

Направляющий подшипник. Направляющий подшипник с обрезиненными вкладышами, заключенными в кольцевой корпус. Подшипник работает на водяной смазке. При эксплуатации отмечается динамика увеличения боя вала из-за смятия опорных конструкций и износа резиновых вкладышей. Ненадежная работа уплотнения приводит к затоплению крышки турбины.

Рабочее колесо. Рабочее колесо поворотно-лопастного типа, номинальным диаметром 4,0 м с шестью лопастями. Лопасти изготовлены из нержавеющей стали. Лопасти и корпус рабочего колеса имеют сильный кавитационный и абразивный износ. На них были проведены многочисленные ремонтные работы, профиль лопастей искажен и не соответствует проектному. Корпус рабочего колеса, в связи с сильным износом, в 2006 году был заменен на новый, заводского исполнения.

Вал турбины. Отмечен повышенный износ облицовки вала. Облицовка восстанавливается в заводских условиях примерно 1 раз в 8 лет. Значительный износ отверстий вала фланцевого соединения под крепежные болты.

Маслоприемник. Зафиксирован износ бронзовых втулок и штанг. Кроме этого, на Г-1 отмечен повышенный уровень вибрации опорных конструкций, а также повышенное биение вала в зоне направляющих подшипников (на турбинном подшипнике бой вала в межремонтный период за 4 года увеличивался до 2,0 мм).

Регулятор частоты вращения. Установленный гидромеханический регулятор РК-100 - устаревшей конструкции. Поверхности золотников, букс, игл имеют значительный износ. Регулятор не обеспечивает гарантий регулирования гидротурбины при сбросах нагрузки. В связи с износом регулятора частоты вращения комбинаторная зависимость и настройка по напору устанавливаются вручную, что приводит к нерасчетным динамическим усилиям на лопасти гидротурбины.

Маслонапорная установка. Маслонасосы, аппаратура и арматура МНУ имеют значительный износ, устарели и не отвечают современным требованиям.

Контрольно-измерительная аппаратура. Контрольно-измерительная аппаратура имеет значительный физический износ и морально устарела. Типы и объем контрольно-измерительной аппаратуры не соответствуют современным эксплуатационным требованиям.

Таким образом, рабочие механизмы турбин агрегатов Г-1 и Г-2 физически и морально устарели. Основные узлы гидротурбины - поворотно-лопастное рабочее колесо, направляющий подшипник имеют значительный износ.

Согласно результатам технического аудита, проведенного по Постановлению Кабинета Министров Республики Узбекистан № 72 от 15 марта 2011 года, и концепции модернизации оборудования УП «Фархадская ГЭС», утвержденной ГАК «Узбекэнерго», необходима полная замена рабочих механизмов гидротурбины, регуляторов частоты вращения, МНУ и вспомогательного оборудования гидротурбины.

После окончания работ по модернизации гидротурбин необходимо выполнить комплексные натурные испытания оборудования.

Выбор типоразмера гидротурбин агрегатов Г-1 и Г-2

Установленные на агрегатах Г-1 и Г-2 поворотно-лопастные гидротурбины с рабочим колесом ПЛ-587 диаметром 4,0 м подлежат замене. При этом часть закладных частей, к которым относятся: статор гидротурбины, металлическая спиральная камера, облицовка шахты турбины, коническая часть отсасывающей трубы и закладные трубопроводы, сохраняются для дальней эксплуатации, а камера рабочего колеса, нижнее кольцо направляющего аппарата, пришедшие в полную негодность, подлежат вырубке и заменена новые.

Сохраняемые закладные части предопределили габариты новых рабочих колес () и направляющего аппарата ().

Металлические спиральные камеры с круглым сечением имеют относительно небольшие размеры сечений для турбин данной быстроходности (, против предусмотренных ОСТом 0,7 - 0,8), что в какой то мере может сказаться на КПД гидротурбины.

Отсасывающая труба выполнена с малой относительной глубиной против обычно применяемых , что может привести к неустойчивой работе гидротурбины на некоторых режимах работы.

Модернизация гидротурбины производится при заданной отметке заложения оси направляющего аппарата с рассмотрением вопроса об увеличении мощности.

Выбор типа рабочего колеса поворотно-лопастной гидротурбины производился на основании анализа мировых достижений, а также путем консультаций с фирмой ООО «Харьковтурбоинжиниринг», имеющей большой опыт в этой области и лицензию на право выполнения проектных работ по созданию гидротурбинных установок.

По данным ООО «Харьковтурбоинжиниринг», модельное рабочее колесо диаметром 350 мм типа Каплан для напоров 30-40 м при оптимальных приведенных оборотах () будет иметь следующие единичные приведенные параметры:

	600	800	1100	1400
	0,21	0,28	0,37	0,44
	89,2	91,0	91,2	89,0

Указанным вышеприведенным параметрам наиболее полно отвечает номенклатурное рабочее колесо типа ПЛ 40/587а, испытанное на стендах ЛМЗ (Санкт-Петербург) и хорошо зарекомендовавшее себя на многих действующих станциях.

При диаметре модели и оптимальных приведенных оборотах рабочее колесо имеет следующие приведенные единичные параметры:

	600	800	1100	1400
	-	0,15	0,27	0,42
	88,7	89,6	90,3	89,9

Номенклатурное рабочее колесо ПЛ 40/587а имеет в среднем на 1% ниже натурное КПД по сравнению с предложенным ООО «Харьковтурбоинжиниринг», но в тоже время имеет намного лучшие кавитационные коэффициенты . Это очень важно для выбора турбин агрегатов Г-1 и Г-2 при назначении допустимых высот отсасывания в условиях существующего заложения гидротурбины и стремления к увеличению мощности.

При разработке ПТЭО рабочее колесо ПЛ 40/587а было принято за основу для решения модернизации гидротурбин агрегатов Г-1 и Г-2.

На следующих стадиях проектирования универсальная характеристика рабочего колеса ПЛ 40/587а заводом-изготовителем должна быть откорректирована в результате проведения стендовых модельных испытаний в проточной части турбины, подобной существующей с учетом уменьшенных сечений спиральной камеры и относительно низкой отсасывающей трубы.

В настоящем ПТЭО выбор параметров гидротурбин агрегатов Г-1 и Г-2 производится по номенклатурной универсальной характеристике №2431 ЛМЗ при существующем заложении и диаметре .

Допустимый коэффициент кавитации и величина приведенного расхода определялись из условия обеспечения бескавитационной работы агрегата во всем диапазоне напоров и нагрузок при существующей высоте отсасывания - минус 3,5 м, исходя из номенклатурной формулы:

; ;

С проверкой по формуле:

;; (принятый вариант).

Коэффициент полезного действия натурной гидротурбины определялся по номенклатурной формуле:

; при

Так как на агрегатах Г-1 и Г-2 замене подлежат не только гидротурбины, но и гидрогенераторы, представилась возможность уточнения номинальной частоты вращения. Номинальные обороты существующего агрегата 187,5 об/мин изменены на 166,7 об/мин, чем обеспечивается работа турбины в оптимальной зоне.

Таким образом, при определении натурных параметров гидротурбины, были приняты следующие исходные данные:

- диаметр рабочего колеса - 4,0 м;

- отметка средней линии направляющего аппарата - 284,2 м;

- минимальная отметка нижнего бьефа, при которой обеспечивается бескавитационная работа гидротурбины - 286,0 м;

- расчетный напор - 30,3 м;

- обеспеченная высота отсасывания (отсчитываемая от оси разворота лопастей рабочего колеса) при отметке нижнего бьефа 286,0 м - минус 3,5 м.



Рис. 3.1. Универсальная характеристика турбины ПЛ 40/587а-В-400.

Исходя из вышеизложенных условий, натурная гидротурбина будет иметь следующие параметры:

- типоразмер - ПЛ 40/587а-ВМ-400;

- диаметр рабочего колеса - 4,0 м;

- номинальная частота вращения - 166,7 об/мин;

- разгонная частота вращения - 300 об/мин;

- номинальная мощность при Н_р=30,3 м - 31,5 МВт;

- максимальная мощность при Н_макс=31,7 м - 33,7 МВт;

- максимальный КПД - 93,7%;

- допускаемая высота отсасывания при Н_макс и N_макс - минус 3,5 м.

Единичные приведенные параметры гидротурбины:

- кавитационный коэффициент - 0,36;

- приведенный расход - 1,29 м3/сек;

- КПД в оптимуме - 90,4%;

- приведенные обороты с учетом поправки - 123,4 об/мин.

Рис. 3.2. Зависимость к.п.д. турбины от расхода при Н_р=30,3 м (агр. Г-1 и Г-2).

Рис. 3.3. Зависимость мощности турбины от расхода при Н_р=30,3 м (агр. Г-1 и Г-2).

3.1.4 Гидротурбины агрегатов Г-3 и Г-4: оценка состояния, объем модернизации

Состояние закладных частей гидротурбин агрегатов Г-3 и Г-4

Закладные части гидротурбин агрегатов Г-3 и Г-4 в конструктивном отношении аналогичны и имеют схожее техническое состояние, поэтому ниже приводится описание закладных частей одного агрегата.

Спиральная камера. Радиально-осевая гидротурбина имеет металлическую спиральную камеру круглого сечения, с углом охвата 349, толщиной облицовки 20 мм. Спиральная камера и статор соединены между собой заклепками по верхнему и нижнему поясам статора. Износ облицовки спиральной камеры незначительный, не превышает 10% проектной толщины. Трещин в металлической облицовке и сварных швах не зафиксировано. Прилегание облицовки к бетону плотное.

Необходимо произвести восстановительные работы на спиральной камере. Заменить люк для попадания в спиральную камеру с силовым крепежом.

Статор. Статор гидротурбины состоит из пяти частей совместно отлитых поясов и колонн. Всего в статоре десять колонн. Статор гидротурбины литой, материал поясов статора и колонн, исходя из анализа ремонтной документации, плотный без литейных дефектов. Входные кромки колонн статора имеют износ 5_10 мм практически по всей высоте, выходные кромки имеют незначительный износ 2_3 мм. Конструкция статоров подвержена незначительной коррозии 1_2 мм. На колоннах статора в зоне их сопряжения с поясами трещин усталостного характера не обнаружено.

Необходимо произвести восстановительные работы на статоре гидротурбины, восстановить геометрический профиль колонн статора.

Фундаментное кольцо. Фундаментное кольцо литое, заложено в бетон. Износ наружной поверхности кольца незначительный.

Фундаментное кольцо следует оставить для дальнейшей эксплуатации. Необходимо произвести восстановительные работы.

Облицовка конуса отсасывающей трубы. Облицовку конуса отсасывающей трубы следует оставить для дальнейшей эксплуатации. Заменить люк в конусе отсасывающей трубы с силовым крепежом.

В 1990 году СКБ «Гидротурбомаш» провел техническое обследование гидротурбинного оборудования агрегатов Г-3 и Г-4. Были выполнены проверочные расчеты на прочность статора с металлической спиральной камерой. Результаты проведенного расчета показали, что максимальные напряжения в колоннах статора для случая максимального напора составляют 63,7 МПа (при допустимом напряжении 130 МПа). Максимальные напряжения в поясах статора - 18,9 МПа (при допустимом напряжении 130 МПа). Таким образом, условия прочности по колоннам и поясам статора на тот период выполнялись.

В 2010 году ОАО «ORGRES» провел исследование остаточного ресурса закладных частей и гидроагрегатов на базе обобщения ремонтной и эксплуатационной документации, а также провел визуальное обследование. По итогам исследования был составлен технический отчёт и вынесено решение:

- состояние закладных частей (спиральная камера и статор гидротурбины) работоспособные;

- напряжения в элементах закладных частей гидротурбины не превышают допустимых значений;

- коэффициент запаса по коррозионно-усталостной прочности значительно выше нормативного;

- с учетом остаточного ресурса гарантируется безаварийная работа закладных частей гидротурбин (статор, спиральная камера) в течении 30-40 лет после реконструкции;

- статоры и спиральные камеры агрегатов №3 и №4 можно сохранить для дальнейшей эксплуатации.

На основании вышеизложенного при модернизации гидротурбин агрегатов Г-3 и Г-4 принимается решение:

· статоры, спиральные камеры и фундаментные кольца сохраняются для дальнейшей эксплуатации;

· на колоннах статоров выполняются мероприятия по восстановлению их геометрического профиля;

· на спиральных камерах и фундаментных кольцах производятся восстановительные работы;

· заменяются люки в спиральных камерах и конусах отсасывающих труб.

До проведения модернизации провести инструментальное обследование по статорам гидротурбин, металлическим спиральным камерам и фундаментным кольцам для определения остаточного ресурса, произвести восстановительные работы с целью сохранения их для дальнейшей эксплуатации.

Состояние рабочих механизмов гидротурбин агрегатов Г-3 и Г-4

Рабочие механизмы агрегатов Г-3 и Г-4 в конструктивном отношении аналогичны и имеют схожее техническое состояние, поэтому ниже приводится описание рабочих механизмов одного агрегата.

Рабочее колесо. Рабочее колесо радиально-осевого типа, номинальным диаметром 4,064 м. В связи с многолетней эксплуатацией на рабочем колесе зафиксирован усталостный износ лопастей в виде сквозных трещин, расположенных на выходных кромках в зоне ступицы. На выходных кромках лопастей в зоне нижнего обода зафиксирован кавитационный износ средней степени. Лабиринтные уплотнения на рабочем колесе отсутствуют. Зазор между нижним ободом рабочего колеса и нижним кольцом направляющего аппарата составляет около 30 мм.

Необходима замена рабочего колеса на новое современное, выполненное из нержавеющей стали, обладающее более высокими энергетическими и кавитационными показателями с большей пропускной способностью. При замене рабочего колеса следует рассмотреть вопрос увеличения мощности на агрегате.

Крышка турбины. Крышка турбины стальная. Степень кавитационного и гидроабразивного износа незначительная, не превышает 5% от проектного профиля. В металле и сварных соединениях крышки усталостных трещин не обнаружено.

Замена крышки турбины не требуется. В связи с длительным сроком эксплуатации требуется полная замена силового крепежа крышки турбины.

Направляющий аппарат. Направляющий аппарат состоит из крышки гидротурбины, верхнего кольца, 20 лопаток, подшипников лопаток, нижнего кольца, регулирующего кольца и механизма поворота лопаток. Износ тела стальных лопаток незначительный. Зафиксирован сильный износ цапф лопаток. На верхнем кольце направляющего аппаратов сильно изношены втулки цапф лопаток. В сервомоторах зафиксирован износ уплотнительных манжет.

Состояние направляющего аппарата работоспособное, его следует сохранить для дальнейшей эксплуатации. Необходимо восстановить изношенные цапфы лопаток направляющего аппарата, а также проектный профиль лопаток, поменять срезные пальцы, рассмотреть возможность устройства на лопатках уплотнений по перу и по торцам. Заменить в системе кинематики направляющего аппарата все втулки на выполненные из антифрикционных материалов. После замены манжет сервомоторы могут быть сохранены для дальнейшей эксплуатации.

Направляющий подшипник. Направляющий подшипник - баббитовый на масляной смазке. В эксплуатационном отношении подшипник работает надежно. Трещин на опорных конструкциях подшипника не зафиксировано. На гидротурбине агрегата Г-3 подшипник перегревается. Для уменьшения температуры эксплуатация установила выносную систему охлаждения. Уплотнение вала турбины сальниковое, из-за отсутствия качественной сальниковой набивки и из-за износа рубашки вала отмечены протечки воды через уплотнения.

Необходимо выполнить модернизацию системы охлаждения подшипника и уплотнения вала турбины с применением современных решений. После модернизации направляющий подшипник следует сохранить для дальнейшей эксплуатации.

Вал турбины. Трещин в зоне фланцевых соединений вала гидротурбины и гидрогенератора не зафиксировано. Имеется износ шейки вала в зоне установки турбинного подшипника.

Необходимо заменить болтовые соединения фланцев вала гидротурбины с валом гидрогенератора, а также вала гидротурбины с рабочим колесом. Предусмотреть восстановление шейки вала в зоне установки турбинного подшипника в связи с износом.

Регулятор частоты вращения. В настоящее время установлен гидромеханический регулятор РК-100 устаревшей конструкции. Поверхности золотников, букс, игл имеют значительный износ. Регулятор не обеспечивает гарантий регулирования гидротурбины при сбросах нагрузки, что может привести к серьезным авариям.

Необходимо заменить регулятор частоты вращения на новый с блокам цифровой обработки сигналов, установить на валу гидротурбины комплект датчиков оборотов и датчик боя вала.

Маслонапорная установка. Маслонасосы, аппаратура и арматура МНУ рассчитаны на давление 20 кг/см², имеют значительный износ. Отсутствует система автоматической подкачки воздуха в котлы МНУ. Трещин в сварных швах и стенках котла не обнаружено.

Необходима замена системы МНУ комплектно с установкой современной системы контрольно-измерительной аппаратуры. Давление в системе регулирования 20 кг/см² следует сохранить, так как изменение давления повлечет за собой практически полную замену деталей гидротурбины. Замена котла МНУ не требуется.

Контрольно-измерительная аппаратура. Контрольно-измерительная аппаратура имеет значительный физический износ, устарела и не отвечает современным требованиям.

Вся контрольно-измерительная аппаратура подлежит замене.

Согласно результатам технического аудита, проведенного на основании Постановления Кабинета Министров Республики Узбекистан №72 от 15 марта 2011 года, и концепции модернизации оборудования УП «Фархадская ГЭС», утвержденной ГАК «Узбекэнерго», необходимо выполнить модернизацию гидротурбин агрегатов Г-3 и Г-4 с заменой рабочих колес и с сохранением для дальнейшей эксплуатации спиральных камер, статоров, фундаментных колец и механизмов гидротурбин. Также необходима замена регуляторов частоты вращения и МНУ.

После окончания работ по модернизации агрегатов Г-3 и Г-4 необходимо выполнить комплексные натурные испытания.

Выбор типоразмера рабочих колес агрегатов Г-3 и Г-4

Выбор типа рабочего колеса радиально-осевой гидротурбины производился также на основании анализа мировых достижений и консультации с фирмой ООО «Харьковтурбоинжиниринг». Фирма для напоров 30 - 40 м рекомендует модельное радиально-осевое рабочее колесо типа Френсис. При оптимальных приведенных оборотах модельное рабочее колесо диаметром 460 мм имеет следующие единичные приведенные параметры:

	800	1100	1300	1400
	-	0,2	0,2	0,25
	84,5	92,0	91,0	88,8

Наиболее полно этим параметрам отвечает радиально-осевое номенклатурное рабочее колесо РО 45/820, испытанное на стендах ЛМЗ с диаметром модели 460 мм. При оптимальных приведенных оборотах рабочее колесо имеет следующие приведенные единичные параметры:

	800	1100	1300	1400
	-	0,13	0,18	0,22
	81,5	91,0	90,7	88,5

Номенклатурное рабочее колесо РО 45/820 имеет натурное КПД несколько ниже, по сравнению с предложенным ООО «Харьковтурбоинжиниринг» (0,5 ч 1,0 %), но в тоже время имеет лучшие кавитационные коэффициенты у. Это очень важно для гидротурбин агрегатов Г-3 и Г-4 при назначении допустимых высот отсасывания из условия бескавитационной работы турбины во всем диапазоне напоров и нагрузок при существующем заложении и стремлении к увеличению мощности.

Номинальная частота вращения 107,14 об/мин для гидротурбин агрегатов Г-3 и Г-4 не подлежит ревизии, так как гидрогенераторы сохраняются для дальнейшей эксплуатации, эта же частота вращения для условий Фархадской ГЭС является и оптимальной.

При разработке ПТЭО рабочее колесо РО 45/820 принято за основу модернизации гидротурбин агрегатов Г-3 и Г-4.

На дальнейшей стадии проектирования универсальная характеристика рабочего колеса РО 45/820 заводом-изготовителем должна быть откорректирована проведением стендовых модельных испытаний в проточной части турбины подобной существующей с учетом уменьшенных сечений спиральной камеры и относительно низкой отсасывающей трубы.

В настоящем ПТЭО выбор параметров гидротурбин агрегатов Г-3 и Г-4 производится по номенклатурной универсальной характеристике №2414 ЛМЗ при существующем заложении и диаметре .

Допустимый коэффициент кавитации и величина приведенного расхода определялись из условия обеспечения бескавитационной работы агрегата во всем диапазоне напоров и нагрузок при существующей высоте отсасывания плюс 1,3 м.

Методика расчета основных параметров гидротурбин агрегатов Г-3 и Г-4 аналогична методике расчета гидротурбин агрегатов Г-1 и Г-2.

Таким образом, при определении натурных параметров гидротурбины агрегатов Г-3 и Г-4, были приняты следующие исходные данные:

- диаметр рабочего колеса - 4,064 м;

- отметка средней линии направляющего аппарата - 287,3 м;

- минимальная отметка нижнего бьефа, при которой обеспечивается бескавитационная работа гидротурбины - 286,0 м;

- расчетный напор - 30,3 м;

- обеспеченная высота отсасывания при отметке нижнего бьефа 286,0 м - плюс 1,3 м.

Исходя из вышеизложенных условий, натурная гидротурбина будет иметь следующие параметры:

- типоразмер - РО 45/820-ВМ-406,4;

- диаметр рабочего колеса - 4,064 м;

- номинальная частота вращения - 107,14 об/мин;

- разгонная частота вращения - 220 об/мин;

- номинальная мощность при Н_р=30,3 м - 34,7 МВт;

- максимальная мощность при Н_макс=31,7 м - 37,1 МВт;

- максимальный КПД - 95,1%;

- допускаемая высота отсасывания при Нмакс и Nмакс - плюс 1,3 м.

Единичные приведенные параметры гидротурбины:

- кавитационный коэффициент - 0,25;

- приведенный расход - 1,42 м³/сек;

- КПД модели в оптимуме - 92,1%;

- приведенные обороты с учетом поправки - 79,2 об/мин.

Рис. 3.4. Универсальная характеристика турбины РО 45/820-В-406,4.

Рис. 3.5. Зависимость к.п.д. турбины от расхода при Н_р=30,3 м (агр. Г-3 и Г-4).

Рис. 3.6. Зависимость мощности турбины от расхода при Н_р=30,3 м (агр. Г-3 и Г-4).

3.2 Гидрогенераторы агрегатов Г-1 и Г-2: оценка состояния и объем модернизации

3.2.1 Состояние гидрогенераторов агрегатов Г-1 и Г-2

Гидрогенераторы агрегатов Г-1 и Г-2 в конструктивном отношении аналогичны и имеют схожее техническое состояние, поэтому ниже приводится описание одного гидрогенератора.

Гидрогенератор СВ 570/145-32 подвесного типа с двумя направляющими подшипниками. Гидрогенератор с гидротурбиной соединяются с помощью фланцевого соединения.

Статор гидрогенератора - круглый разъемный, состоит из четырех частей. Корпус статора сварен из листовой стали. Сердечник статора набран из сегментов электротехнической стали, покрытых лаком с обеих сторон. Обмотка статора - волновая микалентная компаундированная. С момента пуска в 1960 году обмотка статора агрегата Г-1 не заменялась. Обмотка статора агрегата Г-2 в 1982 году была полностью заменена на новую, того же типа. За длительное время эксплуатации обмотки обоих агрегатов износились.

Температура железа и обмоток находятся на границе допустимых значений. Статор гидрогенератора устаревшей конструкции, пониженной жесткости, что приводит к повышению вибрации корпуса статора. Для снижения вибрации эксплуатация установила распорные домкраты между корпусом статора и вентиляционным кожухом. Степень искажения формы статора превышает допустимые значения.

Ротор. В 2006 году на остове ротора агрегата Г-1 была зафиксирована трещина длиной 800 мм. Трещина была разделана и заварена.

На агрегатах Г-1 и Г-2 зафиксированы случаи витковых замыканий полюсов ротора.

Подпятник. Зафиксирован повышенный износ посадочного места на валу под втулку, что привело к излому вала и не обеспечивает посадку втулки нагорячую с натягом. Это привело к неперпендикулярности ступицы к валу и, как следствие, к повышению вибрации. Маслоохладитель подпятника неудачной конструкции.

Направляющие подшипники. Верхний и нижний подшипники - сегментные баббитовые на винтовых опорах на масляной смазке. Зафиксированы трещины в сварочных швах втулок опорных болтов. Отмечена неудачная конструкция маслоохладителей.

Верхняя крестовина. Конструкция верхней крестовины не жесткая. В пределах верхней крестовины размещен верхний направляющий подшипник, при передаче радиальных нагрузок имеет место вибрации.

Система возбуждения. Существующая система возбуждения типа «ТВГ-1000» для генератора агрегата №1 типа СВ 570/145-32 Фархадской ГЭС выполнена по разработке 1979 г.

Обеспечивать безаварийную работу этой системы эксплуатационному персоналу с каждым годом становится все труднее по следующим причинам:

- система ТВГ-1000 полностью выработала свой технический ресурс;

- учащаются случаи отказа полупроводниковых элементов;

- характеристики отдельных функциональных элементов уходят от заданных параметров.

Завод «Уралэлектротяжмаш» прекратил производство данных систем возбуждения. Поэтому невозможно приобрести запасные части в виде отдельных функциональных блоков или печатных плат. Сняты с производства силовые тиристоры, которыми укомплектован силовой преобразователь. Существующая система ТВГ-1000 оснащена аналоговыми морально и физически устаревшими устройствами управления.

Существующая электромашинная система возбуждения для генератора агрегата №2 типа СВ 570/145-32 Фархадской ГЭС находится в эксплуатации с 1960 г.

Обеспечивать безаварийную работу системы эксплуатационному персоналу с каждым годом становится все труднее по следующим причинам:

- система полностью выработала свой технический ресурс;

- большой износ коллектора.

При замене агрегата приспосабливать существующую систему возбуждения к новому генератору нецелесообразно.

В связи с указанными причинами возникла необходимость произвести замену систем возбуждения на генераторах №1, №2 Фархадской ГЭС.

Система управления агрегатом. Щиты автоматического управления агрегатом - устаревшей конструкции, укомплектованы аппаратурой на базе релейной техники, не обеспечивают надежной работы и требуют регулярного ремонта. Часть щитов разукомплектована и выведена в ручной режим управления.

В системе управления отсутствует мониторинг технологических параметров, и, как следствие, технологические защиты агрегата находятся в ручном режиме.

Принимая во внимание настоящее состояние генераторного оборудования, по результатам его специализированного обследования и технического аудита, проведенного на основании Постановления Кабинета Министров Республики Узбекистан № 72 от 15 марта 2011 года, гидрогенераторы агрегатов Г-1 и Г-2 подлежат замене на новые, современной конструкции, с привязкой к существующим фундаментам.

Выбор типа гидрогенераторов агрегатов Г-1 и Г-2, параметры нового оборудования

На агрегатах Г-1 и Г-2 установлены синхронные трехфазные вертикальные гидрогенераторы подвесного исполнения типа СВ570/145-32, которые подлежат замене. У новых гидрогенераторов номинальная частота вращения принята 166,7 об/мин.

С целью сохранения фундаментов и анкерных болтов гидрогенератор в конструктивном отношении должен быть аналогичным установленному.

Гидрогенератор должен быть вертикальным, подвесного исполнения. Через закрепленную на валу втулку и диск ротор должен опираться на неподвижные сегменты подпятника, помещенные в пределах верхней крестовины.

Верхний направляющий подшипник также должен находиться в пределах верхней крестовины, нижний направляющий подшипник - в нижней крестовине. На ней же должны быть установлены тормоза-домкраты.

Система вентиляции должна быть замкнутой воздушной с охлаждением воздуха водой с помощью воздухоохладителей.

Новый гидрогенератор должен иметь следующие параметры:

- номинальная мощность - 37750/30200 кВА/кВт;

- номинальная частота вращения - 166,7 об/мин;

- разгонная частота вращения - 220 об/мин;

- коэффициент мощности- cos =0,8;

- напряжение - 10,5 кВ;

- частота тока - 50 Гц.

3.2.2 Гидрогенераторы агрегатов Г-3 и Г-4: оценка состояния и объем модернизации

Состояние гидрогенераторов агрегатов Г-3 и Г-4

Гидрогенераторы агрегатов Г-3 и Г-4 в конструктивном отношении аналогичны и имеют схожее техническое состояние, поэтому ниже приводится описание одного гидрогенератора.

Гидрогенератор канадской фирмы Westinghouse вертикальный переменного тока типа 56-340х50. Гидрогенератор подвесного исполнения с двумя направляющими подшипниками, соединен с гидротурбиной с помощью фланцевого соединения.

Статор. Металлический корпус статора жесткий и надежно закреплен на фундаменте. Неравномерный нагрев железа статора отсутствует. Степень искажения формы статора не превышает допуска. Температура железа и обмоток статора не выше допустимой. Имеется незначительная контактная коррозия пакетов сердечника. Обмотки статоров микалентные компаундированные, на генераторах агрегатов Г-3 и Г-4 соответственно были заменены в 1972 и 1973 годах. На агрегате Г-4 из-за дефектов обмотки гидрогенератор не может нести номинальную нагрузку. Из-за повышенного износа воздухоохладителей система охлаждения работает не эффективно, что приводит к повышенному нагреву обмоток и железа статора.

Для обеспечения эксплуатационной надежности на гидрогенераторе необходимо заменить обмотку с компаундированной изоляцией на обмотку с термореактивной изоляцией. При замене обмотки необходимо установить комплект терморезисторов. Требуется замена воздухоохладителей и разводящей системы коммуникаций. После выполнения мероприятий по замене обмотки статора и реконструкции системы охлаждения статор следует оставить для дальнейшей эксплуатации.

Ротор. За весь период эксплуатации замечаний и выявленных дефектов по стальным конструкциям ротора, снижающих эксплуатационную надежность, не было. На стальных конструкциях ротора не зафиксировано признаков усталости металла. Замена полюсов не требуется. Состояние работоспособное.

Для увеличения эксплуатационной надежности работы ротора необходимо выполнить работы по проверке плотности посадки обода на спицы ротора.

Подпятник. Подпятник на агрегате Г-4 сегментный баббитовый на винтовых опорах. На подпятнике агрегата Г-3 была проведена модернизация, связанная с заменой баббитовых сегментов на ЭМП-сегменты с проточкой зеркального диска. За весь период эксплуатации на опорных конструкциях трещин не обнаружено. Эксплуатационную надежность подпятника снижает повышенная температура масла в маслованне из-за неэффективной работы маслоохладителей, связанной с их физическим износом.

Необходима замена баббитовых и старых ЭМП-сегментов подпятника на новые. Также необходима замена маслоохладителей подпятника и датчиков термоконтроля, после чего подпятник может быть оставлен в работе.

Направляющие подшипники. Верхний и нижний подшипники гидрогенератора сегментные, баббитовые на масляной смазке. В межремонтный период эксплуатации подшипников наблюдается некоторое повышение температуры. Наличия трещин в сварных швах опорных элементов и корпусе не зафиксировано.

Верхний и нижний генераторные подшипники замены не требуют, но требуют модернизации системы охлаждения с целью стабилизации температуры сегментов.

Верхняя крестовина. Конструкция верхней крестовины жесткая. Наличие трещин в сварочных швах верхней крестовины не зафиксировано.

Система возбуждения. Cуществующая электромашинная система возбуждения для генераторов №3, № 4 Фархадской ГЭС канадской фирмы Westinghouse введена в работу 1948г.

Обеспечивать безаварийную работу системы эксплуатационному персоналу с каждым годом становится все труднее по следующим причинам:

- система полностью выработала свой технический ресурс;

- характеристики отдельных функциональных элементов уходят от заданных параметров.