Модернизация Фархадской гидроэлектростанции

- существующая система оснащена аналоговыми, морально и физически устаревшими устройствами управления.

В связи с указанными причинами возникла необходимость произвести замену систем возбуждения на генераторах №3, № 4.

Вновь устанавливаемая тиристорная система самовозбуждения генератора будет обеспечивать поддержание напряжения на выводах генератора на заданном уровне во всех эксплуатационных режимах.

Система управления агрегатом. Существующая система управления и защиты для генераторов №3, № 4 Фархадской ГЭС выполнена канадской фирмой Westinghouse и находится в эксплуатации с 1948г. Релейная аппаратура полностью отработала свой технический ресурс и не отвечает современным требованиям.

Контрольно-измерительная аппаратура на агрегате частично демонтирована. В системе регулирования гидроагрегата №4 проводилась частичная реконструкция по замене одного маслонасоса на два. В системе регулирования гидроагрегата №3 установлен один маслонасос.

При реконструкции системы регулирования и управления гидроагрегата №3 будет выполнена установка двух маслонасосов. На каждом гидроагрегате будут установлены новые контрольно-измерительные приборы в технологических системах и полностью заменены системы управления и защиты.

Согласно выводам 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 гидрогенераторов Г-3 и Г-4.

После проведения модернизации гидрогенераторов, с сохранением их основных узлов, должен быть проведен полный комплекс испытаний, а с заводом-изготовителем, выполняющим поставку оборудования в рамках модернизации, согласован дальнейший срок службы генераторного оборудования.

Модернизация гидрогенераторов агрегатов Г-3 и Г-4 и достигаемые параметры

На гидрогенераторах агрегатов Г-3 и Г-4 производится модернизация, которая включает в себя замену обмотки статора с компаундированной изоляцией на обмотку с термореактивной изоляцией и замену системы возбуждения на современную тиристорную, основанную на базе микропроцессорной техники, а также модернизацию других узлов гидрогенераторов согласно приложенной спецификации.

При модернизации гидрогенераторов частота вращения агрегатов Г_3 и Г_4 остается без изменения и составляет 107,14 об/мин.

Гидрогенератор должен иметь следующие параметры:

- номинальная мощность- 41125/33300 кВА/кВт;

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

- разгонная частота вращения- 220 об/мин;

- коэффициент мощности- cos =0,81;

- напряжение- 10,5 кВ;

- частота тока- 50 Гц.

3.2.3 Масса основного гидроэнергетического оборудования

При модернизации гидросилового оборудования весовые характеристики (масса) гидротурбинного и генераторного оборудования приводится в таблице 3.2.

Таблица 3.2.

№	Наименование оборудования	Единица измерения	Масса на один агрегат
1	Гидротурбина агрегата Г-1 или Г-2 без спиральной камеры и статора	т	177
2	Рабочее колесо агрегата Г-3 или Г-4	т	37
3	Регулятор частоты вращения агрегата Г-1 или Г-2	т	2
4	Регулятор частоты вращения агрегата Г-3 или Г-4	т	2
5	Маслонапорная установка агрегата Г-1 или Г-2	т	8
6	Маслонапорная установка агрегата Г-3 или Г-4 без котла	т	7
7	Генератор агрегата Г-1 или Г-2	т	382
8	Обмотка статора генератора агрегата Г-3 или Г-4	т	39

3.2.4 Модернизация систем возбуждения агрегатов Г-1 ч Г- 4

Вновь устанавливаемая тиристорная система возбуждения генератора (СТС) выполняется на микропроцессорном оборудовании систем управления и защит, поставляется в комплекте с новыми гидрогенераторами и состоит из:

- тиристорного преобразователя;

- устройства начального возбуждения;

- устройства гашения поля;

- системы управления и регулирования;

- выпрямительного трансформатора;

- защитного сопротивления.

СТС выполняет автоматизированное управление устройствами системы возбуждения, обеспечивает функции контроля оборудования системы возбуждения, заключающиеся в отработке команд оператора или автоматики станции, информационные функции и т.д.

Технологическая связь с системой управления агрегата по командам управления выполняется посредством дискретных сигналов. Информационная - по интерфейсу RS485, с применением протокола ModBus RTU (или использование любого из промышленных протоколов Profibus, ModBus, CANOpen, DeviceNet и др.);

СТС комплектуется:

- местным пультом управления, обеспечивающим возможность оперативного управления режимами работы системы возбуждения и отображения текущей информации о ее работе;

- приборами с отградуированными в именованных единицах шкалами: «напряжение ротора», «ток ротора», «напряжение статора»;

- системой мониторинга;

- блоком цифрового осциллографа, обеспечивающим запись в память контроллера по запросу оператора, или автоматически при аварии, осциллограмм переходных процессов (например, при пуске, остановке и т.д.) с последующей возможностью перезаписи архива событий и осциллограмм на ПК;

- сервисным устройством (наладочно-диагностическим комплексом), обеспечивающим возможность настройки АРВ, его тестирования, настройки защит системы возбуждения при производстве пуско-наладочных и профилактических работ.

Пульт местного управления обеспечивает:

- переключение «возбуждение включить/отключить»;

- изменение уставки напряжения;

- перевод работы с основного регулятора на резервный и обратно;

- перевод управления с канала №1 на канал №2 и обратно;

- выдачу аварийных и предупредительных сигналов на светодиодных индикаторах:

- «местное управление включено»;

- «канал №1/канал №2»;

- работа на регуляторе АРН;

- работа на регуляторе РТ;

- работа на регуляторе Q;

- уставка «макс»;

- уставка «мин»;

- работа защит системы возбуждения;

- «возбуждение включено»;

- «возбуждение отключено»;

- «неисправность»;

- «готовность».

- Показания измерений:

- «напряжение ротора»;

- «ток ротора»;

- «напряжение статора».

СТС обеспечивает:

- автоматизированное управление как отдельными устройствами СТС, так и её режимами работы в целом;

- пуск, начальное возбуждение, режим холостого хода, включение в сеть методом точной (автоматической и ручной) синхронизации в нормальных режимах работы энергосистемы и самосинхронизацией в аварийных режимах;

- начальное возбуждение за время не более 15 сек. от агрегатных шин собственных нужд ГЭС 0,4 кВ, при его отсутствии - от источника оперативного постоянного тока 220 В (аккумуляторной батареи);

- регулирование напряжения генератора на холостом ходу должно осуществляться по пропорционально-интегральному закону;

- автоматическую подгонку напряжения генератора к напряжению сети и включение в сеть методом точной синхронизации;

- регулирование напряжения генератора при работе в сети осуществляется по пропорционально _ интегрально _ дифференциальному закону;

- поддержание напряжения генератора в пределах диаграммы мощности с нагрузкой от холостого хода до номинальной;

- работу гидрогенератора в режиме включения линии электропередачи с емкостной нагрузкой;

- работу в объединенной и автономной энергосистемах с нагрузками от холостого хода до номинальной в пределах диаграммы мощности генератора, и перегрузками в соответствии с требованиями ГОСТ 5616-89;

- устойчивую работу в переходных и аварийных режимах (набросы и сбросы нагрузки, короткие замыкания);

- безударный переход с Канала №1 на Канал № 2 и обратно;

- безударный переход из режима основного регулятора возбуждения на резервный и обратно;

- обеспечение в режиме резервного регулятора сохранения тока возбуждения (если в качестве резервного регулятора используется регулятор тока) и напряжения статора (если в качестве резервного регулятора применен регулятор напряжения при Uген=const) на заданном уровне с точностью 1% относительно уставки;

- форсировку возбуждения с заданной длительностью и кратностью по напряжению и току при нарушениях в энергосистеме, вызывающих снижение напряжения на станции;

- разгрузку генератора по реактивной мощности до величины, близкой к нулю, при плавном останове агрегата;

- остановку генератора в нормальных и аварийных режимах;

- гашение поля генератора инвертированием в нормальных режимах;

- гашение поля при действии защит с включением основного и резервного устройства гашения поля;

- отключение генератора от сети оператором или автоматически, в том числе действием защит;

- реагирование на внештатные режимы работы элементов СТС и автоматического отключения поврежденных элементов (действие СЗ СТС должно предотвращать развитие аварийной ситуации, минимизируя число отключений генератора от сети);

- обеспечение обмена информацией со щитом управления генератором, возможность включение в информационно-вычислительную сеть управления станционного уровня по цифровому интерфейсу RS485;

- контроль состояния устройств СТС и отражение его в виде визуальной информации на мониторе и запоминание в энергонезависимой памяти;

- сбор, хранение и передачу статистической информации о работе СТС, возможность выполнения опции оценки качества вырабатываемой электроэнергии;

- отображение текущей информации;

- просмотр дневника событий;

- обеспечение настройки автоматических регуляторов;

- обеспечение настройки параметров защит.

СТС обеспечивает выполнение следующих электрических защит:

- токовая отсечка преобразовательного трансформатора;

- максимальная токовая преобразовательного трансформатора;

- от потери возбуждения;

- от повышения напряжения статора на холостом ходу;

- от короткого замыкания на стороне постоянного тока;

- от несимметричного режима работы преобразователя;

- от перегрузки по току ротора с уставкой по времени, зависящей от кратности перегрузки;

- от снижения частоты на холостом ходу генератора;

- от замыкания на землю в одной точке;

- от перенапряжения на обмотке возбуждения;

- от тока ротора более 2-х кратного;

- от повышения длительности форсировки;

- от неуспешного начального возбуждения;

- при отказе обоих каналов регулирования;

- при отказе выпрямителя;

- при неуспешном инвертировании;

- защиту при пробое тиристора предохранителями в плече;

- защиту тиристоров от коммутационных перенапряжений RС-цепями на входе преобразователя, собранными в треугольник, и RC-цепями, включенными параллельно тиристорам в блоках тиристоров.

Система управления, регулирования и защиты выполняется со 100% резервированием: на 2 идентичных независимых цифровых канала регулирования, каждый из которых должен обеспечивать все режимы работы гидрогенератора.

Технические параметры СТС

Номинальное напряжение статора генератора, V	10500
Номинальный ток системы возбуждения, А	Уточняется заводом-изготовителем генератора
Номинальный ток системы возбуждения при холостом ходе, А	Уточняется заводом-изготовителем генератора
Номинальное напряжение, V	Уточняется заводом-изготовителем генератора
Длительность форсировки, s	50
Кратность форсировки: - по напряжению, О.Е. - по току, О.Е.	2,5 2,0
Время изменения напряжения возбуждения от номинального до потолочного из режима при посадке напряжения статора на 5% при номинальной мощности и номинальном сos ц, s	?0,04
Время изменения напряжения возбуждения от номинального до наибольшего отрицательного, равного 0,75 потолочного при номинальных мощности и сosц, s	?0,05

Тиристорный выпрямитель выполняется по трехфазной, полностью управляемой мостовой схеме на сильноточных тиристорах.

Тиристорный преобразователь обеспечивает все режимы работы системы возбуждения без ограничения при неисправности одной ветви. При неисправности двух ветвей обеспечивается режим работы гидрогенератора с номинальной активной мощностью при номинальном напряжении на выводах статора и запасом по статической устойчивости не менее 20% номинальной активной мощности, при этом величина тока возбуждения составляет не менее тока возбуждения ХХ и осуществляется запрет форсировки.

Охлаждение преобразователя выполняется естественным воздушным.

Питание тиристорного преобразователя осуществляется от преобразовательного трансформатора.

Защита преобразовательного трансформатора выполняется на встроенных трансформаторах тока (фазы «А», «С»).

Питание СН системы возбуждения осуществляется от сети 220В 50Гц и от аккумуляторной батареи 220V ГЭС.

Питание устройства начального возбуждения осуществляется от аккумуляторной батареи 220V ГЭС.

При нормальном режиме работы агрегата гашение поля осуществляется переводом преобразователя в режим инвертирования.

Гашение поля в аварийном режиме, при действии электрических или технологических защит, с помощью автоматического выключателя и линейных резисторов.

В каждом канале регулирования системы возбуждения устанавливается автоматический регулятор возбуждении, выполняющий следующие функции:

- автоматическое регулирование напряжения - «регулятор РН»;

- регулирование тока возбуждения - «регулятор РТ»;

- регулирование тока возбуждения «регулятор РТ» или напряжения статора генератора при отказе основного АРВ;

- управление возбуждением;

- сбор и хранение в быстрой энергонезависимой памяти массивов осциллограмм аварийных событий;

- встроенная система самодиагностики и самоконтроля.

Работа регулятора напряжения (АРН) во всех режимах выполняется в активном режиме. Переключение на регулятор тока производится автоматически при отказе АРН обоих каналов, либо по команде оператора.

Каждый канал регулирования выполняет функцию основного.

Работа резервного канала происходит в следящем режиме для обеспечения плавного перехода при переключении каналов с сохранением рабочей точки возбуждения и контролировании исправности активного канала.

Регулятор возбуждения обеспечивает возможность ручного управления током возбуждения при снятии характеристик холостого хода и короткого замыкания генератора.

Выпадение гидрогенератора из синхронизма, а также его последующее отключение от сети или восстановление синхронного режима не приводит к повреждению системы возбуждения.

3.2.5 Модернизация систем управления и регулирования гидроагрегатов Г-1 ч Г- 4

Система управления и регулирования гидроагрегата (САУГА) поставляется комплектно с гидротурбиной.

В состав системы входит:

- программно-технический комплекс автоматического регулирования частоты и мощности (ПТКАРЧМ);

- программно-технический комплекс сбора и обработки входных сигналов (ПТК СИС);

- программно-технический комплекс управления и защиты агрегата (ПТК ТА);

- программно-технический комплекс электрических защит блока генератор- трансформатор (ПТК ШЭ);

- программно-технический комплекс управления и защиты вспомогательного оборудования агрегата (ПТК ВО);

- силовой шкаф управления маслонасосной установки (ШС МНУ).

В задачу САУГА входит:

- обеспечение пуска и останова агрегата при ручном или автоматическом управлении;

- отработка технологических предупредительных и аварийных сигналов с формированием сигналов на главный щит управления;

- отработка технологических аварийных сигналов с формированием команд на аварийный останов;

- отработка контроля электрических параметров блока генератор-трансформатор с выполнением комплекса электрических защит с формированием предупредительных и аварийных сигналов в систему управления агрегата и на главный щит управления;

- обеспечение устойчивой работы агрегата при индивидуальном и групповом регулировании;

- автоматическое управление агрегатом при переходе его из режима холостого хода в генераторный режим и обратно;

- регулирование открытия направляющего аппарата;

- регулирование угла разворота лопастей рабочего колеса;

- управление насосами МНУ, лекажного агрегата и дренажного насоса.

ПТК АРЧМ в автоматическом режиме работы обеспечивает регулирование частоты, активной мощности ГТ, управления и функции гидромеханических защит ГА.

Основные функции ПТК АРЧМ:

- пуск ГА в режимах автоматического и ручного управления;

- устойчивое автоматическое управление ГА в режимах: работа на холостом ходу, работа на энергосистему;

- нормальный останов ГА при автоматическом и ручном управлении из любого режима работы;

- аварийный автоматический останов ГА по аварийным сигналам защиты, либо по команде «АВАРИЙНЫЙ ОСТАНОВ ГА» из любого режима работы;

- формирование сигнала «Готовность ГА»;

- автоматический пуск ГА;

- контроль длительности операций;

- работу в режимах: «ХХ турбины», «ХХ генератора», «Генераторный режим»;

- работу гидротурбины в соответствии с заданным алгоритмом работы;

- автоматическое регулирование частоты вращения, активной максимальной мощности в зависимости от напора;

- сбор, обработку и хранение событий в системе;

- отображение последовательности операций, предупредительных и аварийных сигналов на панели оператора;

- передачу информации о состоянии ГА в сопрягаемые подсистемы и на верхний уровень ГЭС по сети Еthernet 100 Мбит/c.

ПТК ТА обеспечивает формирование нормального и аварийного останова, управление системой возбуждения при пуске и останове, автоматическую синхронизации, управление системой ТВС, системой торможения.

ПТК ТА в автоматическом режиме работы обеспечивает:

- контроль и управление работой системы торможения;

- контроль и управление работой системы ТВС;

- контроль рабочего и ремонтного уплотнения вала;

- сбор, обработку и хранение событий в системе;

- отображение последовательности операций, предупредительных и аварийных сигналов на панели оператора в кадре «Управление ПТК ТА»;

- передачу информации на верхний уровень по интерфейсу Еthernet 100 Мбит/c.

ПТК СИС предназначен для приема и обработки в автоматическом режиме работы сигналов предупредительной и аварийной сигнализации от оборудования ГА.

ПТК СИС обеспечивает выполнение следующих функций:

- прием аварийных дискретных сигналов;

- прием предупредительных дискретных сигналов;

- приём и обработку сигналов от термодатчиков и вибродатчиков, установленных на гидрогенераторе и гидротурбине;

- выполнение основных измерений:

§ линейных токов по трем фазам;

§ средних и пиковых значений токов соответствующих фаз;

§ фазных и линейных напряжений генератора;

§ фазных и линейных напряжений электросети;

§ активной, реактивной, полной и коэффициента мощности генератора;

§ активной, реактивной мощности и коэффициента мощности каждой фазы;

§ стабильности фактического, минимального, максимального значения частоты генератора и электросети;

§ измерение гармонических составляющих (с 1 по 5 гармоники), напряжений и токов трёх фаз;

§ измерение и передачу в ПТК АРЧМ унифицированных аналоговых сигналов от 4 до 20 мА, пропорциональных частоте переменного напряжения ГГ и сети, активной мощности ГГ;

§ учет активной и реактивной мощности с одновременным отображением отрицательного и положительного значения.

- формирование световых и звуковых обобщенных сигналов об авариях или неисправностях и передачу информации на ЦПУ;

- отображение информации об авариях и неисправностях на панели оператора в машинном зале, ведение журнала сообщений сигнализации;

- периодическую автоматическую и ручную диагностику работоспособности входных каналов и процессора в ручном и автоматическом режимах путем имитации входных сигналов с выдачей сообщения о характере неисправности;

- передачу дискретной и аналоговой информации по сети Ethernet TCP/IP 100 Мбит/с;

- выполнение синхронизации времени от системы единого времени.

ПТК ШЭ обеспечивает выполнение электрических защит всех присоединений.

ПТК ШЭ совместно с программно-техническим комплексом центрального сервера ГЭС (ТПК ЦС) и ПТК АРМ диспетчера обеспечивает работу автоматизированного рабочего места релейщика.

ПТК ВО предназначен для управления работой вспомогательного оборудования в автоматическом и ручном режимах работы ГА.

ПТК ВО взаимодействует с маслонапорной установкой, лекажным агрегатом, насосами откачки воды с крышки турбины, ПТК АРЧМ, силовым шкафом МНУ.

ПТК ВО обеспечивает выполнение следующих функций:

- управление маслонасосами МНУ;

- контроль давления и объема масла в гидроаккумуляторе;

- контроль наличия воды в масле;

- управление маслонасосом лекажного агрегата;

- контроль температуры, объема масла в сливном баке;

- управление дренажом воды с крышки ГТ;

- формирование и отображение текущих параметров МНУ и ВО;

- формирование и выдача аварийных, предупредительных сигналов;

- сбор, обработку и хранение событий в системе;

- управление задвижками пожаротушения генератора;

- передачу информации на верхний уровень по интерфейсу Еthernet 100 Мбит/c.

СШ МНУ предназначен для управления маслонасосами МНУ, лекажного агрегата, насоса дренажа с крышки турбины. Схема СШ МНУ должна обеспечивать управление маслонасосами через устройства плавного (частотного) пуска с автоматическим переключением на резервное питание через собственный автомат ввода резервного питания с формированием сигналов неисправности и аварии.

3.2.6 Установленная мощность Фархадской ГЭС в результате модернизации

Установленная мощность Фархадской ГЭС принимается по номинальным мощностям гидрогенераторов, из условия бескавитационной работы гидротурбин во всем диапазоне напоров и нагрузок:

- замененные гидрогенераторы Г-1 и Г-2 развивают номинальную мощность 30,2 МВт каждый, что соответствует их полной мощности 37,75 МВА при cos =0,8;

- существующие гидрогенераторы Г-3 и Г-4 развивают номинальную мощность 33,3 МВт каждый, исходя из их полной мощности 41,125 МВА при cos =0,81.

Таким образом, установленная мощность Фархадской ГЭС в результате замены и модернизации оборудования составит:

N_устГЭС=(30,2 х 2)+(33,3 х 2)=127,0 МВт.

Увеличение номинальной мощности после модернизации гидростанции, в сравнении с фактически развиваемой в настоящее время, составит:

N=127,0-114,0=13,0 МВт(11,4%).

3.3 Механическое оборудование

В составе Фархадского гидроузла оснащены механическим оборудованием следующие сооружения:

На головном узле:

- водосливная плотина;

- регулятор деривационного канала.

На напорно-станционном узле:

- напорный бассейн;

- холостой водосброс;

- напорные трубопроводы;

- здание станции.

Состояние механического оборудования и объем необходимого ремонта или замены приводятся в привязке к сооружениям объекта.

3.3.1 Головной узел сооружений

Водосливная плотина

Водосливная плотина бетонная гравитационного типа имеет 8 отверстий пролетом по 10 м. Отметка гребня плотины 322,80 м. Плотина рассчитана на поддержание в верхнем бьефе горизонта воды на отметке 319,50 м. Каждый пролет плотины имеет два ряда пазов:

- для рабочих поверхностных плоских колесных затворов 10,0_11,2_10,6, установленных на водосливном гребне плотины;

- для ремонтных поверхностных плоских колесных затворов 10,0_11,2_10,6, расположенных непосредственно перед водосливной гранью.

Для маневрирования затворами предусмотрены два козловых электрических крана грузоподъемностью 80 тс каждый, пролетом 9,6 м.

Рабочие затворы поверхностные плоские колесные 10,0-11,2-10,6 в количестве 8 шт., из них 4 затвора плоские колесные сдвоенные - двухсекционные изготовлены и установлены на сооружении в 1948 г.

Затворы № 1, 2 и 8 за весь период эксплуатации ремонту не подвергались, в 2007 г на затворе № 4 был произведен частичный ремонт.

Затворы № 3, 5, 6 и 7 были вновь изготовлены в 2008 г, 2007 г, 2010 г; находятся в работоспособном состоянии.

После визуального обследования затворов №1, 2, 4 и 8 установлено, что степень коррозионного износа металлоконструкции значительна. Зафиксированы трещины и усталостные повреждения - необходимо заменить эти затворы.

Ремонтные затворы поверхностные плоские 10,0-11,2-10,6 в количестве 2 шт. изготовлены и установлены на сооружении в 1948 г., подвергались частичному ремонту в 2009 г.

При визуальном обследовании затворов установлено, что степень коррозионного износа металлоконструкции значительна. Зафиксированы трещины и усталостные повреждения. Требуется замена этих затворов.

Закладные части основных и аварийно-ремонтных затворов находятся в работоспособном состоянии.

Мехоборудование водосливной плотины обслуживают два козловых крана г.п. 80 тс каждый, пролетом 9,6 м.

Козловой кран № 1 Рег. №П-39 изготовлен в 1945 г. При визуальном обследовании крана установлено: степень коррозионного износа металлоконструкции значительна. Зафиксированы трещины и усталостные повреждения, необходимо заменить кран № 1 Рег. № П-39.

Козловой кран № 2 Рег.№ П-469 изготовлен и установлен на сооружении в 1945 г. При визуальном обследовании крана установлено, что состояние металлоконструкции удовлетворительное, повреждение тросов не зафиксировано. Необходима замена кабелей и электрооборудования крана, кабины управления, восстановление антикоррозионного покрытия.

Пути козлового крана нуждаются в восстановительных работах.

Особенности зимней эксплуатации мехоборудования

В последние годы эксплуатация Фархадской ГЭС неоднократно испытывала трудности при пропуске значительных расходов на головном узле в зимнее время в связи с изменившимся режимом работы Кайраккумского и расположенного выше Токтогульского водохранилищ. В зимний период происходит промерзание в пазах в связи с протечками из-за неплотного примыкания уплотнений затворов, а также образование наледей на обшивке затворов с нижней стороны. При сильном обмерзании подъем затворов без предварительной очистки может оказаться невозможным.

Борьба с этими явлениями осложняется тем, что сооружение находится уже много лет в эксплуатации и выполнить традиционный маслообогрев закладных частей с заложением труб в бетон затруднительно.

В 2009 году в качестве временного мероприятия, было выполнено устройство стальной облицовки по низовой грани затворов в пределах нижних ригелей высотой 3,70 м. Было рекомендовано эксплуатации в период минусовых температур воздуха осуществлять периодическое поддергивание затворов в 1-2 пролетах плотины с помощью крана и захватной балки каждые 0,5 - 2 часа (в зависимости от погодных условий). В зимний период предусмотреть дополнительную группу для обслуживания затворов.

Для решения вопроса электрообогрева пазов затворов необходимо предусмотреть увеличение мощности подстанции водосливной плотины с заменой трансформатора и электрооборудования.

Необходимо специальными соглашениями обеспечить оперативное доведение до УП «Фархадская ГЭС» и ГАК «Узбекэнерго» информации о намечаемых попусках из Кайраккумского водохранилища, особенно при пропуске значительных расходов в зимний период или в случае возникновения нештатной или аварийной ситуации на объектах выше по течению.

Решение вопроса электрообогрева и зимней эксплуатации затворов водосливной плотины выносится за рамки настоящего ПТЭО модернизации Фархадской ГЭС.

Регулятор деривационного канала

Регулятор деривационного канала служит для регулирования расходов воды, подаваемых в деривационный канал.

Пропускная способность регулятора при отметке НПУ - 470 м³/с. Порог регулятора на отметке 314,0 м. Регулятор имеет 7 отверстий пролетом 10 м.

В каждом пролете имеется два ряда пазов:

- в пазы первого ряда устанавливаются сороудерживающие решетки 10,0-6,5-3,0;

- в пазы второго ряда - рабочие поверхностные плоские колесные затворы 10,0_6,5_5,5.

В период проведения ремонтов в пазы решеток устанавливается ремонтный плоский колесный затвор 10,0_6,5_5,5.

Маневрирование затворами и сороудерживающими решетками осуществляется козловым краном грузоподъемностью 30 тс, пролетом 7,6 м.

Очистка сороудерживающих решеток от мусора производится вручную над транспортером, механизм которого изношен и требует замены.

Рабочие затворы поверхностные плоские колесные 10,0_6,5_5,5. в количестве 7 шт., изготовлены и установлены на сооружении в 1948 г.

При визуальном обследовании затворов № 1ч7 установлено, что степень износа металлоконструкции затвора не значительна. Замена металлоконструкции не требуется. Необходимо произвести ремонтные работы по замене резиновых уплотнений и их крепление, восстановить антикоррозионное покрытие на затворах по технологии, обеспечивающей сохранность покрытия более 10 лет (с предварительной пескоструйной обработкой, обезжириванием поверхности и т. д.)

Ремонтный затвор поверхностный плоский 10,0_6,5_5,5. в количестве 1 шт., изготовлен и установлен на сооружении в 1948 г.

При визуальном обследовании установлено, что степень коррозионного износа металлоконструкции затвора не значительна, замена металлоконструкции не требуется. Необходимо произвести ремонт: заменить резиновые уплотнения и их крепления, восстановить антикоррозионное покрытие.

Сороудерживающие решетки грубые 10,0-6,7-3,0 в количестве 7 шт., изготовлены и установлены на сооружении в 1948 г.

В 2007 г. был проведен частичный ремонт сороудерживающих решеток.

При визуальном обследовании установлено: степень коррозионного износа решеток значительна. Отмечены усталостные повреждения металлоконструкции и деформации. Сороудерживающие решетки подлежат замене.

Закладные части рабочих и ремонтных затворов находятся в работоспособном состоянии.

Козловой кран грузоподъемностью 30 тс, пролетом 7,6 м, Рег.№ П-470. Изготовлен и установлен на сооружении в 1948 г.

При визуальном обследовании установлено: металлоконструкции крана находятся, в основном, в удовлетворительном состоянии. Необходима замена шестерней, кабелей и электрооборудования крана, восстановление антикоррозионного покрытия, замена кабины управления.

Пути козлового крана нуждаются в восстановительных работах.

Промывные галереи

Промывные галереи служат для защиты водозабора в деривацию от донных наносов, расположенные в пороге перед регулятором. Галереи имеют 12 входных отверстий, отметка порога которых 310,90 м, что на 3,1 м ниже порога регулятора. Каждые три отверстия объединяются одной отводящей галереей сечением 2,0-2,9 м.

Каждая из четырех промывных галерей имеет два ряда затворов:

- ряд рабочих глубинных плоских колесных затворов 2,0_2,9_10,3;

- ремонтный глубинный плоский колесный 2,0_2,9_10,3.

Маневрирование затворами производится с помощью штанг козловым краном г.п. 15 тс пролетом 3,0 м.

Затворы рабочие глубинные плоские колесные 2,0_2,9_10,3 в количестве 4 шт., были изготовлены и установлены на сооружении в 1948 г.

В 2006 г. был проведен ремонт ходовых частей затворов.

При визуальном обследовании установлено, что степень износа металлоконструкции затворов не значительна, замена металлоконструкции не требуется. Затворы пригодны для дальнейшей эксплуатации.

Ремонтный затвор глубинный плоский колесный 2,0-2,9-10,3 в количестве 1 шт., изготовлен и установлен на сооружении в 1948 г.

В 2006 г. был проведен ремонт ходовых частей затвора.

При визуальном обследовании установлено: степень коррозионного износа металлоконструкции затвора не значительна, замена металлоконструкции не требуется. Затвор пригоден для дальнейшей эксплуатации.

Закладные части рабочих и ремонтных затворов находятся в работоспособном состоянии.

Козловой кран грузоподъемностью 15 тс пролет 3,0 м, Рег. №П-39А - изготовлен и установлен на сооружении в 1948 г.

При визуальном обследовании установлено: кран пригоден для дальнейшей эксплуатации, необходимо провести капитальный ремонт, заменить кабели и электрическое оборудование.

Пути козлового крана нуждаются в восстановительных работах.

3.3.2 Сооружения Напорно-станционного узла (НСУ)

Напорный бассейн

Напорный бассейн располагается в конце деривационного канала и состоит из фронтальной стенки, включающей в себя напорные камеры и головное сооружение сброса и переходного участка.

Во фронтальной стенке размещается 4 напорные камеры, в пределах которых осуществляется сопряжение открытого потока с напорными трубопроводами. Слева к напорным камерам примыкает головное сооружение холостого сброса.

В начале камер предусмотрены пазы для ремонтных затворов.

Ремонтные плоские скользящие трехсекционные затворы 6,5_13,5_13,0 обслуживаются козловым краном грузоподъемностью 60 тс, пролетом 6,5 м.

За ремонтными затворами вдоль всего фронта напорных камер располагается шугосбросной лоток. Сброс шуги и мусора осуществляется путем забора в лоток верхнего насыщенного шугой и мусором слоя воды.

На входном пороге лотка установлены клапанные затворы 6,5_3,26_3,15. Обслуживание затворов № 1, 2, 3, 4, 5, 6, и 8 осуществляется козловым краном грузоподъемностью 60 тс, а затвор №7 обслуживается подъемным механизмом и козловым краном.

Поступающая в поток насыщенная шугой вода сбрасывается в холостой сброс.

В конце лотка, перед впадением его в холостой сброс, устанавливается ремонтный плоский затвор 5,0_3,25_4,25, обслуживаемый винтовым подъемником.

В плите напорного бассейна предусматривались промывные галереи, по две на каждую секцию, выходящие в поток холостого водосброса. Вследствие больших деформаций донной плиты промывные галереи были заделаны бетоном, а дно камеры наращено на 0,5 м железобетоном.

Ниже по течению, за ремонтными затворами, размещены наклонные частые сороудерживающие решетки 6,6_9,0_3,0 для задержания мусора.

Очистка решеток от мусора производится с помощью специальной решеткоочистной машины, передвигающейся по рельсам вдоль всего фронта напорного бассейна.

Ниже сороудерживающих решеток размещены аварийно-ремонтные затворы глубинные плоские колесные 7,0_6,85_13,0.

Маневрирование затворами осуществляется индивидуальными лебедками г.п. 50,0 тс.

На затворы возлагаются функции защиты здания ГЭС от последствий разрыва трубопровода, защиты агрегата от угона, а также ремонтные функций.

Подъемные механизмы размещаются в специальном помещении, устроенном наверху фронтальной стенки на отметке 322,0 м.

Состояние оборудования напорного бассейна следующее:

Ремонтные затворы 6,5_13,5_13,0 плоские трехсекционные в количестве 2 шт. вновь изготовлены и установлены на сооружении в 1997 г.

При визуальном обследовании установлено: степень износа металлоконструкций затворов не значительна. Обновление затворов не требуется.

Закладные части рабочих и ремонтных затворов нуждаются в обследовании с привлечением водолазов для определения их состояния и уточнения объемов ремонтных работ.

Клапанные затворы шугосброса 6,5_3,26_3,15 в количестве 8 шт., изготовлены и установлены на сооружении в 1948 г. В 2008 г. был произведен их частичный ремонт.

При визуальном обследовании установлено: степень коррозионного износа металлоконструкции незначительна, не превышает 10%. Трещины и усталостные повреждения не зафиксированы, замена не требуется.

Ремонтный затвор шугосброса поверхностный колесный плоский 5,0_3,25_4,25 в количестве 1 шт. При визуальном обследовании установлено: степень коррозионного износа металлоконструкции незначительна, трещины и усталостные повреждения не зафиксированы, замена не требуется.

Механизм маневрирования ремонтным затвором шугосброса - винтовой подъемник в замене не нуждается.

Закладные части затворов шугосброса находятся в работоспособном состоянии.

Сороудерживающие решетки 6,6_9,0_3,0 состоят из трех вертикальных секций каждая решетка 2,2-9,0-3,0; всего 24 секции. Ремонт или частичная замена производится при каждом капитальном ремонте агрегатов. Степень износа велика. Зафиксированы усталостные повреждения. Необходима замена решеток.

Направляющие сороудерживающих решеток находятся в работоспособном состоянии.

Очистка решеток от мусора, подъем, и опускание на порог производится с помощью специальной решеткоочистной машиной.

Состояние решеткоочистной машины критическое, необходима ее замена на современную.

Пути решеткоочистной машины нуждаются в восстановительных работах.

Затворы аварийно-ремонтные глубинные плоские колесные 7,0_6,85_13,0. Все четыре затвора № 1, 2, 3, 4 вновь изготовлены в 2006 г; 2007 г; 2008 г; 2010 г.

Затворы находятся в работоспособном состоянии. В замене не нуждаются.

Закладные части аварийно-ремонтных затворов нуждаются в обследовании с привлечением водолазов для определения их состояния и уточнения объемов ремонтных работ.

Обслуживающие индивидуальные подъемные лебедки г.п. 50 тс аварийно-ремонтных затворов расположены на железобетонной эстакаде в помещении на отметке 322,0 м.

При визуальном осмотре трещин в металлоконструкциях не зафиксировано. Степень коррозионного износа не значительна. Требуется частичная модернизация: замена кабелей и электрооборудования.

Холостой водосброс

Холостой водосброс при ГЭС запроектирован на расход до 200 м³/с. Головное сооружение водосброса размещается во фронтальной стенке слева от напорных камер напорного бассейна. Водосброс имеет одно донное отверстие пролетом 7,0 м и высотой 2,60 м, с отметкой порога 307,50 м. Отверстие водосброса перекрывается двумя расположенными друг за другом плоскими колесными затворами:

- один из затворов является рабочим глубинным плоским колесным 7,0_2,6_13,0;

- другой - аварийно-ремонтным глубинным плоским колесным 7,0_2,6_13,0.

Маневрирование затворами осуществляется козловым краном с помощью штанг и захватной балки. Козловой кран грузоподъемностью 60 тс пролетом 9,6 м.

Рабочий затвор холостого водосброса - глубинный плоский колесный 7,0_2,6_13,0, в количестве 1 шт. Степень коррозионного износа металлоконструкции не превышает 10%. Трещины и усталостные повреждения не зафиксированы. Отмечены повреждения уплотнения и их креплений.

Аварийно - ремонтный затвор глубинный плоский колесный 7,0_2,6_13,0 в количестве 1 шт. Степень коррозионного износа металлоконструкции не превышает 10%. Трещины и усталостные повреждения не зафиксированы.

Закладные части затворов холостого водосброса требуют обследования с привлечением водолазов для оценки современного состояния и уточнения объема ремонтно-восстановительных работ.

Штанги затворов холостого водосброса г.п. 2 х 20 тс. При осмотре установлено, что степень коррозионного износа металлоконструкции невелика, в замене не нуждаются.

Захватные балки напорного бассейна нуждаются в капитальном ремонте.

Мехоборудование напорного бассейна обслуживают два козловых крана грузоподъемностью 60 тс пролетом 9,6 м. Козловой кран №1 - Рег.№ П-2195 и козловой кран №2 - Рег.№ П-551 изготовлены и установлены на сооружении в 1948 г.

Замена кранов не требуется. Состояние металлоконструкции обоих кранов удовлетворительное, необходим капитальный ремонт с заменой кабины, кабелей и электрооборудования крана.

Пути козлового крана нуждаются в восстановительных работах.

Напорные трубопроводы

Напорные трубопроводы открытого типа предназначены для подвода воды из напорного бассейна к гидроагрегатам. Трубопроводы стальные сварные с внутренним диаметром 6,5 м, уложены открыто в выемке откосной плоскости под углом 20°. Верхние звенья трубопровода заделаны в стенку бетонной плотины, а нижние звенья заделаны в анкерную опору, сопряженную со зданием ГЭС.

По длине трубопроводы опираются на три промежуточные, катковые опоры. В верхней части трубопроводов, у напорного бассейна водоводы имеют разрезку в виде температурного компенсатора сальникового типа.

Для обеспечения устойчивости оболочки трубопровод имеет ребра жесткости, выполненные из листового металла.

Толщина оболочки 12ч20 мм. Трубопровод рассчитан на динамический напор 50 м.

Пропускная способность агрегатов первой и второй очередей не одинаковая. Максимальный расход агрегатов №3 и №4 равен 128,6 м³/с (скорость 3,88 м/с), агрегатов №1 и №2 - 110,0 м³/с (скорость 3,32 м/с).

Переход от наклонной части трубопровода к спиральной камере гидротурбины осуществляется переходным коленом.

Размеры переходных колен разные, т.к. спиральные камеры первой и второй очереди установлены на разных отметках и имеют различные диаметры входных сечений.

Количество ниток напорных трубопроводов- 4;

Наружный диаметр- 6.5 м;

Расчетный динамический напор- 50,0 м;

Материал- сталь Вст3 ГОСТ 380;

Длина- 68,2 м.

Год ввода в эксплуатацию - 1948 г.

По результатам обследования ОАО «ORGRES» турбинных водоводов №1,2,3 и 4, установлено: степень коррозионного износа металлоконструкции не превышает 12%. Трещины и усталостные повреждения не зафиксированы. Отмечены повреждения у компенсаторов необходимо замена шпилек и гаек.

Сильный коррозионный износ и деформации листов прокладок отмечены у верхних катковых опор трубопроводов; необходима замена поврежденных элементов.

Необходимо восстановление антикоррозионного покрытия трубопроводов по технологии, обеспечивающей сохранность покрытия более 10 лет (с предварительной пескоструйной обработкой, обезжириванием поверхности и т.д.). Требуется замена крепежных изделий на компенсаторах (шпильки L-700 мм; М30-300 шт.; гайки М30-1200 шт.).

Нижний бьеф ГЭС

Отсасывающие трубы агрегатов оборудованы пазами ремонтных затворов 5,94_4,5_10,2. Маневрирование затвором осуществляется подвесной тележкой г.п. 10 тс.

Ремонтный затвор глубинный плоский колесный 5,94 - 4,5 - 10,2 в количестве 2 шт., состоит из двух секций.

Две нижние секции заменены в 2011 г. У двух верхних секций наблюдается коррозионный износ металлоконструкций. Зафиксированы трещины и усталостные повреждения.

Замена двух верхних секций ремонтных затворов запланирована на 2012 год; эксплуатации уже выделены средства и материалы, поэтому в объем модернизации эти работы не включены.

Подвесная тележка г.п. 10 тс изготовлена и введена эксплуатацию 1947 г. Состояние тележки не удовлетворительное, конструкция морально устарела, необходимо заменить тележку на новую.

4. Электротехническая часть

4.1 Главная схема электрических соединений

В работе рассмотрены два варианта главной схемы электрических соединений ГЭС:

Вариант 1 - модернизация электрооборудования с сохранением существующей схемы ОРУ 110/35 кВ.

Вариант 2 - модернизация электрооборудования с заменой схем ОРУ-110/35 кВ.

При модернизации Фархадской ГЭС существующая схема электрических соединений претерпевает следующие изменения:

1) Генераторы

Увеличивается мощность генераторов:

Г-1, Г-2 до Р_уст.=30,2 МВт;

Г-3, Г-4 до Р_уст.=33,3 МВт,

а при работе на максимальных напорах H _макс.=31,7м до Р_макс.=32,3 МВт (Г-1 и Г-2) и Р_макс.=35,6 МВт (Г-3 и Г-4) соответственно.

2) Главные трансформаторы

Мощность трансформаторов принята с учетом увеличения мощности генераторов.

Трансформаторы Т-1, Т-2 - производится замена двух трансформаторов мощностью 40500 кВА и 40000 кВА трансформаторами ТДЦ-42000/110.

Трансформаторы Т-3, Т-4 - производится замена двух групп однофазных трансформаторов мощностью 3х14000 кВА двумя группами трансформаторов 3хОДЦ-16000/110.

В процессе проектирования был рассмотрен вариант замены групп однофазных трансформаторов трехфазными трансформаторами. Однако, из-за недостаточной несущей способности железобетонных перекрытий здания станции в местах установки трансформаторов и невозможности его усиления от данного варианта пришлось отказаться.

3) Трансформаторы связи с системой

Передача мощности с шин 110 кВ в сеть 35 кВ осуществляется в настоящее время через трансформаторы Т-7 и Т-8 мощностью 20 МВА каждый, установленные на ОРУ-110/35 кВ. Учитывая вышесказанное, а также пожелание эксплуатации ГЭС о замене РУ 6 кВ на КРУ 10 кВ, рекомендуются к установке трансформаторы ТДТН-40000/110/35/10. Кроме того, для повышения надежности электроснабжения потребителей 35 кВ, производится переключение трансформатора Т-7 со второй секции шин на первую секцию (на напряжениях 35кВ и 110 кВ).

4) ОРУ 110/35кВ

В варианте 1 главной схемы рассмотрены существующие схемы ОРУ-110/35 кВ - «одна рабочая, секционированная с обходными системами шин» с заменой изношенного оборудования и кабелей на современные.

В существующих ячейках ОРУ-110 и 35 кВ производится замена масляных выключателей на элегазовые, замена разъединителей 110 и 35 кВ, трансформаторов тока и трансформаторов напряжения на современные типы оборудования.

Вентильные разрядники 110 кВ на площадке трансформаторов, на ОРУ-110 и 35 кВ заменяются ограничителями перенапряжения 110 и 35 кВ.

В варианте 2 главной схемы (рекомендуемом) схема ОРУ-110 кВ при модернизации принята - «две рабочие, секционированные с обходными системами шин» и на ОРУ-35 кВ - «две системы шин» (рис. 7.4.2-1).

Преимущества рекомендуемого варианта 2:

- типовые схемы ОРУ-110 и 35 кВ;

- типовые защиты оборудования;

- замена изношенных порталов 110/35 кВ;

- предлагаемая схема более надежная и маневренная; при выводе в ремонт любой секции в работе остаются все присоединения.

При выводе агрегатов попарно на модернизацию Г-1 и Г-2 (Г-3 и Г-4) параллельно может производиться реконструкция половины ОРУ-110 и 35 кВ.

Связь ОРУ-110 и 35 кВ осуществляется кабельной линией 35 кВ через трансформаторы ТДТН-40000/110/35/10, рекомендуемые к установке.

Все электротехническое оборудование ОРУ-110/35 кВ подлежит замене на новое.

5) Электрооборудование 10кВ, 0,4 кВ

РУ-6 кВ заменяется на новое современное КРУ 10 кВ типа К-63. Производится замена двух масляных трансформаторов собственных нужд (далее по тексту СН) Т-10 и Т-11 мощностью 1500 кВА каждый на сухие трансформаторы мощностью 1600 кВА.

Существующий главный щит СН 0,4 кВ (односекционный) заменяется на двухсекционный щит 0,4 кВ новой разработки.

Предполагается замена открытых шин генераторного напряжения на малогабаритные пофазно-изолированные токопроводы типа IMT-12/2500 с литой изоляцией ISOBUSBAR. В токопроводы встраиваются трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, разъединители, заземлители, модули подключения оборудования. Токопровод с литой изоляцией имеет следующие преимущества:

· компактные размеры;

· конструкции исключают изоляторы;

· возможность изготовления любой формы;

· не требует обслуживания;

· степень защиты IP68 (водо-и пыленепроницаемый);

· отсутствие конденсата;

· простой монтаж (модульная система);

· высокая пожаробезопасность;

· высокая защита от грызунов.

Для осуществления связи от выпрямительных трансформаторов до шкафов системы возбуждения применяются шинопроводы переменного тока типа ISOL-1/1600 c изоляцией из ПВХ (экструдированное стекловолокно) степень защиты IP68.

В цепях возбуждения генераторов применяются шинопроводы постоянного тока типа ISOL-1/2000 с изоляцией из ПВХ (экструдированное стекловолокно) степень защиты IP68. Главный щит СН 0.4 кВ соединен с трансформаторами СН шинопроводом типа ISOL-1/2500 с аналогичной изоляцией.

Основное электротехническое оборудование, устанавливаемое на ГЭС, выбрано в соответствии с рассмотренными вариантами главной схемы электрических соединений и расчетами токов короткого замыкания.

4.2 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) выполнен в объеме, необходимом для выбора параметров оборудования, с учетом проверки его на термическую и динамическую стойкость.



Рис. 4.2. Схема замещения

Таблица 4.1. Результаты расчета токов К.З.

4.3 Релейная защита

Релейная защита элементов ГЭС разработана в соответствии с существующими "Правилами устройства электрических установок" и действующими директивными и руководящими указаниями в этой области.

При реконструкции системы релейной защиты необходимо учесть, что на станции будет введена система АСУ ТП. Для повышения чувствительности защит и простоты их стыковки с АСУ ТП, электрические защиты всех элементов ГЭС необходимо выполнить на микропроцессорной технике. Для удобства работы эксплуатации желательно чтобы защиты всех элементов ГЭС были одной фирмы и имели одинаковые протоколы общения с АСУ.

Комплекс защит любого элемента ГЭС выполняется в виде двух взаиморезервируемых автономных систем защит. Оба комплекта защит могут быть выполнены либо в одном шкафу, либо в разных. Встроенная клавиатура и дисплей позволяют менять уставки защит, выдержки времени и "матрицу отключения". Дискретные входные и выходные сигналы защит могут объединяться в любой логической комбинации. Выходы на отключение и на сигнализацию от каждой защиты или логической функции подключаются к выходным реле и светодиодным индикаторам через программируемую матрицу. Стандартный пользовательский интерфейс обеспечивает простоту подключения устройства и его конфигурирование. Наличие последовательных каналов передачи данных обеспечивают возможность передачи информации о текущем состоянии устройства в систему АСУ ТП. Система обеспечивает регистрацию событий и автоматическое осциллографирование анормальных режимов.

Для защиты блоков генератор - трансформатор предусматриваются шкафы с микропроцессорными защитами. Состав защит следующий:

- продольная дифференциальная защита блока;

- защита от замыканий на землю обмотки статора генератора;

- защита от повышения напряжения генератора;

- защита от потери возбуждения генератора;

- защита генератора от несимметричных перегрузок и коротких замыканий;

- защита генератора от симметричных перегрузок;

- резервная защита от междуфазных повреждений;

- защита трансформатора нулевой последовательности от замыканий на землю;

- защита обратной последовательности;

- газовая защита трансформатора;

- устройство контроля синхронизма;

- автоматика управления выключателем блока.

Для защиты линии 110кВ предусматривается шкаф со следующими видами микропроцессорных защит:

- высокочастотная блокировка (для двух линий на ПС «Металлургия»);

- четырехступенчатая дистанционная защита от междуфазных к.з.;

- четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности;

- автоматическое управление выключателем;

- функция УРОВ и АПВ.

Для защиты обходного и секционного выключателей 110кВ предусматриваются шкафы с микропроцессорными защитами:

- трехступенчатая дистанционная защита с блокировкой при качаниях и неисправностях в цепях напряжения;

- четырехступенчатая токовая защита от к.з. на землю;

- функции АУВ, АПВ и УРОВ.

Для защиты шин 110кВ предусматривается микропроцессорная дифференциальная защита шин на 20 присоединений, для защиты шин 35кВ - дифференциальная защита шин на 10 присоединений.