При эксплуатации гидротурбинных установок должна быть обеспечена их бесперебойная работа с максимально возможным для заданной нагрузки и действующего напора коэффициентом полезного действия (КПД). Оборудование гидроэлектростанции должно быть в постоянной готовности к максимальной располагаемой нагрузке и работе в насосном режиме для оборудования гидроаккумулирующих станций.

Бесперебойная работа гидротурбинных установок обеспечивает надежную работу гидроэлектростанций (ГЭС) по выработке электроэнергии в соответствии с заданной ей нагрузкой или заданным режимом автоматического регулирования мощности, частоты или перетока мощности по линиям электропередачи, а также постоянную готовность резервных гидроагрегатов к принятию нагрузки.

Под надежностью понимается способность оборудования работать безотказно. При этом отказом считается событие, которое нарушает работоспособность оборудования и отдельных его узлов и при котором их параметры выходят за пределы допустимых значений и не выполняются заданные функции.

Хорошо запроектированное, изготовленное, смонтированное и правильно эксплуатируемое оборудование в течение расчетного периода не должно отказывать в работе. Однако, как показывает опыт, вероятность безотказной работы, как правило, не достигает 100 %.

Частота, с которой происходят отказы оборудования, является одним из параметров математического определения надежности и называется интенсивностью отказов. Интенсивность отказов измеряется числом отказов за определенный период (например за 1000 ч) работы устройства.

Свойство оборудования сохранять работоспособность до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта называется долговечностью.

Приспособленность установки к предупреждению, обнаружению и устранению причин отказов характеризует ее ремонтопригодность.

Для характеристики надежности гидротурбин (гидроагрегатов) используется такой показатель, как коэффициент технического использования К_ти:

где Т_КАЛ - календарный период наблюдения, принимаемый при анализе надежности равным одному году (8760 ч);

Т_ГЕН - суммарное число часов работы гидроагрегата в генераторном режиме за период Т_кал;

Т_ск - суммарное число часов работы гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора за период Т_кал

Средний К_ти по всем ГЭС составляет в настоящее время 0,89 - 0,90.

Бесперебойная и надежная работа гидротурбинных установок в значительной степени зависит от уровня эксплуатации, своевременной реконструкции и модернизации оборудования, замены изношенных узлов, качества ремонтных и наладочных работ.

Для организации эффективной и надежной эксплуатации гидротурбинных установок необходимо после комплексного их опробования (в период освоения) провести натурные испытания. Эти испытания позволят: выявить недостатки проектирования, изготовления и монтажа оборудования; проверить выполнение технических условий и заводских гарантий по энергетическим и механическим характеристикам, гарантий регулирования гидротурбин; проверить надежность отдельных узлов и гидроагрегатов в целом; установить оптимальные режимы и условия работы гидроагрегатов; определить действительные запасы статической и динамической устойчивости гидрогенераторов при параллельной работе в энергосистеме. Большая часть испытаний проводится специализированными организациями - ОРГРЭС, ВНИИЭ и другими или службами энергетических объединений, так как требует специальной подготовки персонала и высокой оснащенности средствами измерения.

Для повышения надежности работы оборудования в первую очередь следует выявлять элементы оборудования с низкой надежностью, обеспечивать их восстановление или замену более надежными и долговечными, в том числе; заменять лопасти рабочих колес гидротурбин, выполненных из обычных углеродистых сталей, лопастями из кавитационно-стойких (нержавеющих) сталей; своевременно восстанавливать места кавитационных повреждений лопастей рабочих колес и других элементов проточной части гидротурбин, заделывать появившиеся трещины на лопастях рабочих колес; совершенствовать и своевременно заменять уплотнения лопастей рабочих колес, валов гидроагрегатов, маслованн подпятников и подшипников.

Кроме того, необходимо: улучшать системы охлаждения гидрогенераторов, подпятников и подшипников; следить за равномерным распределением нагрузки на сегменты подпятников, улучшать систему температурного контроля за их работой; совершенствовать способы и аппаратуру эксплуатационного контроля за электрическими и механическими параметрами работы гидроагрегатов; упрощать вспомогательные системы оборудования гидротурбинной установки (смазки, технического водо - и воздухо - снабжения, водооткачивающего и другого оборудования); совершенствовать системы автоматического управления путем внедрения современных микропроцессорных устройств и сокращения количества реле, контактов, гидроблокировок и т.п.

Надежность оборудования в большой степени зависит от качества выполняемых ремонтных работ, поэтому на ГЭС и в энергообъединениях необходимо вести постоянную работу по совершенствованию организации ремонта.

Оптимальный КПД ГЭС следует рассматривать с учетом заданной нагрузки, напора и режима ее работы в энергосистеме. Режим работы ГЭС задается с учетом интересов энергосистемы исходя из получения максимального экономического эффекта. Основными энергетическими показателями ГЭС являются ее установленная мощность, годовая выработка электроэнергии и удельный расход.

Установленной мощностью ГЭС называется суммарная номинальная мощность всех ее генераторов. Годовая выработка электроэнергии ГЭС зависит от водности реки. Отношение годовой выработки электроэнергии ГЭС к ее установленной мощности называется числом часов использования установленной мощности. В зависимости от функций ГЭС в энергосистеме число часов использования составляет для ГЭС, работающих в пиках графика нагрузки, 1000-3000, для базисных ГЭС 6000-6500.

Удельный расход воды определяет количество (объем) воды, необходимый для выработки 1 кВт•ч электроэнергии.

Одним из основных технико-экономических показателей ГЭС является себестоимость электрической энергии. Себестоимость электрической энергии 5 [тенге/ (кВт•ч)] определяется делением ежегодных издержек производства И_э (тенге) на количество энергии Э_ш (кВт•ч), отпущенной за год с шин высокого напряжения;

Значение Э равно годовой выработке электрической энергии ГЭС за вычетом расхода на собственные нужды и потерь в трансформаторах.

Чем выше годовая выработка электроэнергии, тем ниже ее себестоимость, так как годовые издержки производства ГЭС мало зависят от выработки электроэнергии. Ежегодные издержки ГЭС включают эксплуатационные затраты (зарплата персонала, материалы, текущий ремонт и др.) и отчисления на амортизацию сооружений и оборудования (реновация и капитальный ремонт). Последние составляют до 70 - 80 % полных ежегодных издержек ГЭС и, следовательно, такую же долю в себестоимости электроэнергии.

При энергетическом использовании водотока оптимальный режим работы ГЭС определяется по минимуму ежегодных издержек объединенной энергосистемы при соблюдении баланса мощности и выработки электроэнергии и поддержании надлежащего качества электроэнергии по частоте и напряжению. При заданном электропотреблении минимум ежегодных издержек соответствует минимуму себестоимости энергии объединенной энергосистемы. В расчетах с некоторым приближением считаются постоянными все эксплуатационные расходы энергосистемы, кроме расходов на топливо. При этом критерием оптимальности режима работы ГЭС становится минимум стоимости расходуемого топлива на тепловых электростанциях энергосистемы.

В приближенных расчетах годичного регулирования стока считается, что минимуму расхода топлива соответствует максимум выработки энергии ГЭС при выполнении гарантий по участию ГЭС в покрытии максимумов нагрузки энергосистемы. Для обоснования суточного режима работы энергосистемы критерий максимума выработки электроэнергии на ГЭС не может быть применен. Известно, что суточное регулирование обычно вызывает потерю энергии и поэтому максимуму выработки энергии ГЭС соответствует базисный режим ее работы без суточного регулирования. Но при этом тепловые электростанции должны работать в пиковых режимах с повышенными удельными расходами топлива, что, в конечном счете, приведет к увеличению расхода топлива по энергосистеме. Кроме того, при базисной работе ГЭС в маловодный период снижается ее располагаемая мощность, вследствие чего может быть нарушен баланс мощности энергосистемы. Поэтому оптимизация суточных режимов работы ГЭС производится по минимуму стоимости или расхода топлива в энергосистеме.

Расчетами годовых, сезонных и суточных режимов работы ГЭС занимаются специальные службы энергообъединений, ОДУ и ЦДУ в зависимости от мощности ГЭС и ее территориального расположения. Режим работы ГЭС задается диспетчером энергосистемы в виде диспетчерского графика нагрузки или путем управления гидроагрегатами ГЭС по каналам телемеханики с диспетчерского пункта энергосистемы (объединенной энергосистемы).

В отдельных случаях в определенное время суток некоторые крупные ГЭС, оснащенные специальной аппаратурой, привлекаются к автоматическому регулированию частоты либо перетоков мощности по линиям электропередачи (например, Волжские и Боткинская ГЭС и др.).

Для всех режимов ГЭС обязательным условием является работа гидроэнергетического оборудования с наивысшим КПД.

Мощность гидротурбины N_T (кВт) определяется по формуле:

где Q - расход воды, проходящей через турбину, м³/с;

Н_т - напор турбины, м;

з_т - КПД.

При изменении нагрузки турбины изменяются расход воды и КПД. Взаимная связь основных параметров турбины, работающей с постоянной частотой вращения, определяется ее рабочими и эксплуатационными характеристиками. Рабочая характеристика представляет собой зависимости КПД гидротурбины от мощности з_т = f (N_T) при постоянных частоте вращения и напоре.

гидроэлектростанция гидротехническое сооружение гидротурбинный

4. Эксплуатационные универсальные характеристики