Энергоэффективность – копилка Государства

Энергоэффективность – копилка Государства.
Составителями Обзора сделаны выделения желтым фоном в тех местах, где автор
обсуждает вопросы важные для проблемы регулирования частоты.
Бережное использование энергоресурсов, как на стадии производства, так и
потребления, является одной из первейших задач любого современного общества.
Экономное использование энергоресурсов при выработке электроэнергии и тепла – одна
из важнейших задач работников электростанций и котельных. Это относится ко всем видам
энергоносителей: уголь, нефть и ее производных, газ, дрова, вода и прочее.
Но за первые, производственники платят деньги, и это входит в себестоимость продукции, в
ее цену. Качество работы эксплуатационного персонала влияет на прибыль. На
гидроэлектростанциях за воду на производство электроэнергии цены нет, за нее деньги не
платят. Эта проблема поднималась многократно в период плановой экономики.
Перекладывать деньги в одном кармане экономисты сочли излишним, и вода осталась без
цены. В стоимость электроэнергии входит начисленная амортизация от стоимости
гидротехнических сооружений, величина которых составляет ¾ от стоимости всего гидроузла.
Многие считают, что это достаточная плата за воду, но этот подход не позволяет
стимулировать эксплуатационников к бережному расходу воды, находящейся в
водохранилище.
Вода, не имеющая цены, не влияет на экономические показатели, так как не входит в
себестоимость конечной продукции. Не оказывает влияния на прибыль. Хотя на
гидроэлектростанциях вода, это вода не в открытом русле, а энергоноситель,
образованный за счет создания дорогого водохранилища, где помимо объема воды еще
есть и напор.
Потери воды, как энергоносителя, не анализируются и экономичность ее использования не
стимулируется.
а) Режим использования водохранилищ.
В зависимости от относительного объема водохранилища, который определяется
отношением полезного объема к среднемноголетнему стоку, различаются водохранилища
суточного, недельного, сезонного, годового, многолетнего регулирования. Имеются
диспетчерские графики регулирования водохранилищ, но в водохранилищах многолетнего
регулирования с коэффициентом зарегулированности 0,4 и выше, создается впечатление,
что воды много. Иногда появляется соблазн увеличить годовую выработку электроэнергии
без оценки реального состояния запаса воды в водохранилище и приточности воды с учетом
метеорологического прогноза, и потери выработки электроэнергии в последующий период
работы.
На Зейской ГЭС с водохранилищем многолетнего регулирования с коэффициентом
зарегулированности стока 1,23, при среднемноголетней выработке 4,91 млрд. кВт/час в год, в
1991 г было выработано 5,9 млрд. кВт/час, с увеличением предпаводковой сработки
водохранилища на 1 м. и недостаточного наполнения к началу нового водохозяйственного
года. Не проводя корректировки режима работы ГЭС в последующие годы, через 5 лет
водохранилище было сработано до уровня мертвого объема без обоснованной
гидрологической ситуации. В режиме форсированного наполнения водохранилища в
несколько последующих лет, была резко снижена годовая выработка, и общая потеря
выработки электроэнергии за 5 лет составила 2,5 млрд. кВт/час, или в среднем по 500 млн.
кВт/час за год. За этот период работы ГЭС средняя приточность воды в водохранилище была
в пределах среднемноголетней, поэтому отметка воды на конец пятилетнего срока при
правильном ведении диспетчерского графика работы водохранилища должен быть
находиться в пределах НПГ.
Это образец низкой грамотности персонала в области гидроэнергетики в отрасли в целом.
Бывает целесообразно в конце паводка избыток притока воды скопить выше НПГ до уровня
верхнего края затворов водосброса, При прогнозе высокого весеннего паводка,
целесообразно произвести дополнительную предпаводковую сработку водохранилища,
выработать дополнительную энергию и освободить дополнительную емкость в
водохранилище для срезки большого паводка.
Очевидно, что диспетчерский график работы водохранилища должен корректироваться
исходя из реальной и прогнозируемой водной обстановки. Нужен государственный и
корпоративный подход для повышения хозяйственной выгоды, снижения себестоимости
продукции и увеличения прибыли.
Б) Повышение эффективности используемого оборудования.
Ниже приведена эксплуатационная характеристика РО турбины одной из гидростанций,
которая аналогична и у других РО турбин, только с корректировкой на другой напор.
Предложены к рассмотрению четыре возможных зоны работы: первая и третья –
допустимые для работы, или рекомендуемые; вторая и четвертая – запрещенная для работы,
или не рекомендуемая. Но если оценивать зоны работы с позиции энергоэфективности и
эффективности использования оборудования в целом, нужно учитывать все факторы
хозяйственной целесообразности режима работы оборудования.
Профиль лопасти рассчитывается для определенной скорости потока
воды в лопастном канале и безударный вход воды на переднюю кромку лопасти является
оптимальным режимом, или по Н. М. Щапову, «нормальным» режимом работы гидротурбины.
Работа в зоне 3 является нормальной и дает максимальный КПД, и соответственно,
минимальный удельный расход воды на выработку электроэнергии. Происходят
минимальные кавитационные повреждения поверхности лопастей и сохранение,
первоначального заложенного производителем, КПД. Работая в этой зоне, мы получаем
максимальную энергоэффективность работы гидротурбины и минимальный износ
проточной части. Максимальная мощность при расчетном напоре и нормальной вибрации
определяется предельной нагрузкой по гидрогенератору по паспортным данным завода
изготовителя и дополнительными испытаниями на нагрев обмоток генератора.
За нормальную вибрацию ротора гидроагрегата, необходимо для конкретной
турбины ,принимать вибрацию турбины, замеренную на турбинном и генераторном
подшипниках, как осевую, так и радиальную вибрацию, в зоне работы № 3.
Минимальная вибрация, достигнутая за счет механической балансировки ротора
гидрогенератора, является оптимальной для данного гидроагрегата.
При увеличении вибрации на 25 – 30 % от оптимальной в зоне №3, считать
ненормальной, гидроагрегат должен быть остановлен и выведен в ремонт для
выяснения причины увеличения боя и ее устранения.
Другую методику для определения допустимой вибрации считать неприемлемой.
2) Работа в зоне 1 , хотя ее считают допустимой для работы, является
«ненормальным» режимом работы гидротурбины. С увеличением угла атаки, набегания
потока воды на кромку лопасти турбины, усиливается турбулентность потока в лопастном
канале и вихреобразование, ухудшается обтекание профиля лопасти и снижение КПД
3)
турбины, и увеличение удельного расхода воды.
Значительно возрастает кавитация и кавитационный износ поверхности лопастей
турбины. Снижается КПД, по сравнению с зоной 3, от 5 % и более, что снижает
Энергоэффективность использования оборудования.
В зоне 2 обстановка с протеканием воды в лопастных каналах и отсасывающей
трубе очень сложная. Несмотря, лишь на незначительное уменьшение угла атаки, по
сравнению с работой в зоне 3, здесь резко ухудшается режим работы турбины. Возрастает
вибрация до величины, опасной для сохранности оборудования и некоторых элементов
сооружения. Эту зону приходится быстро проходить для работы в зоне 3. Это вынужденная
кратковременная необходимость по режиму, но регулировать частоту в широком диапазоне,
работая в зонах 1,2,3, это инженерный абсурд. Но этот абсурд был заложен в алгоритм
автоматического регулирования частоты на СШ ГЭС, и мы были свидетелями, чем это
закончилось. Причину этого явления нужно искать исходя из понимания того, что вода в
водоводе представляет единый кластер, и тогда все становится на свои места. На выходе
потока воды из рабочего колеса, образуется жгут, который изменяет свое движение по
скорости и направлению в зависимости от угла атаки входа воды из направляющего аппарата
ГТ на входные кромки лопастей. На всем этом, участке от НА до выхода воды из
отсасывающей трубы, при определенном сочетании кавитирующих вихрей в лопастных
каналах и нестабильности поведения вихревого шнура в отсасывающей трубе, возникает
нестационарный режим. Местами этот режим имеет резонансный характер, природу которого
можно объяснить нарушением сплошности вихревого потока. Это отрицательное явление в
работе РО турбин хорошо описано Н. Н. Ковалевым в книге «Гидротурбины».
+
Недостатки РО турбин стали очевидны для энергетиков при переходе на напоры,
превышающие возможность использования поворотно-лопастных осевых турбин на напорах
выше 40-50 м. Кажущаяся простота конструкции и эксплуатации РО турбин, не может
возместить недостатки режимов работы в сети. Безопасный диапазон их работы находится в
пределах 25 – 30% от номинальной мощности, что является недостаточным при
регулировании частоты в энергосистеме. Появилась необходимость создания
поворотнолопастных гидротурбин на напоры до 100 м и выше. В 1932г американский инженер
Д.А. Бригс получил патент «Диагональная гидротурбина». В Советском Союзе большой вклад
в разработку и внедрение мощных Диагональных гидротурбин был внесен советским ученым
В.С. Квятковским.
В СССР была изготовлена на Ленинградском металлическом заводе диагональная
гидротурбина мощностью 77мгвт при напоре 61м, установленная в 1965г на Бухтарминской
ГЭС.
Автором использованы материалы инженера А.А.Евдокимов, опубликованные в
юбилейном выпуске трудов ЛМЗ «Гидротурбостроение» без купюр, приведенные ниже.
Конструкция турбины выполнена по типовым канонам диагональных гидротурбин:
диагональное рабочее колесо Д- 45 с крыльчатыми сервомоторами разворота лопастей,
коническим направляющим аппаратом, с подвесной конструкцией ротора гидрогенератора,
что не обеспечило достаточной жесткость гидроагрегата.
Эта конструкция имеет сложную технологию изготовления отдельных узлов турбины, что
увеличивает трудозатраты в производстве и удорожает стоимость. Гидроагрегат дает
большую просадку ротора около 8 мм, что создает опасность задевания камеры рабочего
колеса при снижении зазора лопасть-камера.
Для Зейской ГЭС в 1975 г коллективом Ленинградского металлического завода была
разработана и изготовлена диагональная гидротурбина мощностью 220 мГвт на напор до 100
м с диаметром рабочего колеса 6,0 м. Заводом были учтены недостатки конструкции
гидроагрегата Бухтарминской ГЭС. Для Зейской ГЭС гидроагрегат разработан по
классической схеме с цилиндрическим направляющим аппаратом и поршневой системой
разворота лопастей рабочего колеса. Ротор гидрогенератора зонтичного типа с опорой на
крышку турбины, что сделало конструкцию турбины жесткой с просадкой ротора ГА на 1.0 мм.
Завод, с активным участием эксплуатационного персонала, в процессе начального освоения
оборудования внес значительные усовершенствования, что позволило обеспечить
многолетнюю надежную работу всего гидромеханического оборудования гидроагрегатов.
Можно четко признать, гидроэнергетики имеют в своем распоряжении диагональные Д-45
гидротурбины на напоры до 120 метров, единичной мощностью до 500 мГвт, которые успешно
могут, в этих пределах, вытеснить РО турбины. Д-турбина мощностью 220 мГвт на напор до
100 м, уже белее 35 лет надежно работают на Зейской ГЭС, Д-турбина мощностью 500 мГвт
имеется в проекте.
Но при этом необходимо отметить, что эксплуатационный персонал Зейской ГЭС должен
озаботиться наличием у турбин значительной кавитации, вызывающей в шахте турбины не
отдельные кавитационные стуки или "какофонию", а сплошной грохот такой силы, что
длительное нахождение в шахте турбины человека опасно для здоровья. Кавитация
подобной силы может вызвать преждевременный износ или повреждения лопастной системы
и отдельных элементов проточного тракта турбины. Причин для этого может быть несколько,
но самой очевидной, на первом этапе, могут быть большие протечки воды через
периферийные торцовые зазоры лопасть-камера. Эти протечки вызывают потери выработки
электроэнергии и увеличение коэффициента кавитации. У автора есть решение по снижению
протечек через зазор лопасть-камера у Д-турбин. Это был бы первый шаг по уменьшению
кавитации на рабочих колесах турбин Зейской ГЭС и других Д-турбин, которые находятся в
эксплуатации на других ГЭС.
Если оценивать факторы, влияющие на устойчивость энергосистем, наиболее
существенным фактором является наличие в сети значительного мобильного вращающегося
резерва. Основным резервом являются ПЛ и РО гидротурбины, где ПЛ турбинам отводится
роль пиковой мощности. При одинаковой установленной мощности, ПЛ турбина имеет при
работе в сети вращающийся резерв в 3.0 больше, чем РО турбина.
Богучанская ГЭС, при установке на ней Д-турбин, могла бы обеспечить для всех Сибирских
ГЭС, на которых установлены РО турбины, более благоприятный режим работы. Это
позволило бы дополнительно выработать на этих ГЭС 3-5 % электроэнергии и обеспечить
снижение затрат на ремонтных работах. При проектировании гидроэлектростанций учитывать
целесообразность установки Д-турбин вместо РО, где это возможно по величине напора.
Заключение.
Предложенный для рассмотрения материал должен заставить многих поразмыслить о
настоящем и будущем нашей гидроэнергетики. Нужно шире использовать гидроэнергетику,
как системный ресурс, а не только, превращение воды в инструмент местного значения.
Гидромеханики дали гидроэнергетикам взамен радиальноосевых гидротурбин, диагональные
турбины, которые подлежат дальнейшему внедрению. Но есть критики, плохо знающие
вопрос, выносят отрицательные заключения по неполадкам на Д-турбинах, прикрываясь
авторитетными брендами. Так было на Колымской ГЭС. Могло быть и на Зейской ГЭС.
Более новая и сложная техника требует более грамотного и опытного персонала. К
сожалению, линия деятельности научного персонала и эксплуатационного персонала идут
параллельно и не пересекается. Так персонал Саяно-Шушенской ГЭС при расследовании
катастрофы после 30 лет работы ГЭС заявил, что им никто не объяснил, как нужно было
правильно эксплуатировать турбины. Науку оторвали от производства, а грамотность
персонала такова, что не знают узких мест на своем оборудовании и у них «все в порядке»,
нет вопросов. Хотя порядка, далеко у многих, нет, что вытекает из внимательного
исследования материалов расследования катастрофы на Саяно-Шушенской ГЭС.
Переходим к конкретным предложениям:
1) Установить цену на воду из водохранилищ для всех водопользователей и
водопотребителей.
2) На всех гидравлических турбинах установить водосчетчики, как предмет коммерческого
учета. Величину суточного расхода воды анализировать ежесуточно.
3) На всех ГЭС иметь эксплуатационные характеристики гидротурбин, построенных по
результатам натурных испытаний. Характеристики, построенные по модельным
универсальным характеристикам турбин не достоверны. Закон подобия имеет погрешности.
4) Гидротехнические сооружения и водохранилища являются стратегическими объектами и
должны быть в государственной собственности. У частника главное получение
максимальной прибыли, а надежность, безопасность, долговечность объекта по -остаточному принципу.
5) Шире внедрять применение на ГЭС диагональных гидротурбин при строительстве новых,
но и при реконструкции действующих, о чем еще писал д.т.н. В.С. Квятковский. Но нужно
искать решение с внедрением в натуре, по предельному уменьшению протечек воды через
зазор лопасть-камера у Д-турбин. Решение есть, но должно быть желание на
промышленный эксперимент и внедрение. Это окончательно решит вопрос
широкомасштабного внедрения диагональных гидротурбин. Страна получит
дополнительные миллиарды кват/час бесплатной электроэнергии и сохранность
оборудования.
Инженер Станислав Никитович Локтионов.
25 августа 2011 года, город Старый Оскол.