ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЗАМЕНЫ ОСНОВНОГО ГИДРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА ПРИМЕРЕ МИАТЛИНСКОЙ ГЭС
|
Введение 5
1 Описание оборудования и анализ режимных условий работы
гидротурбин Миатлинской ГЭС 9
1.1 Краткая характеристика гидротурбин ГЭС 9
1.2 Анализ режимов работы гидроагрегатов 11
2 Надежность работы гидротурбин при превышении нормативного
срока эксплуатации 16
2.1 Комплексные показатели надежности гидроегрегатов 16
2.2 Узлы, определяющие ресурс гидротурбины 18
2.2.1 Образование трещин лопастей при эксплуатации рабочих колес 22
2.3 Методика вибрационных испытаний для определения разрушающих динамических сил 30
2.3.1 Природа основных частотных составляющих вибраций
гидротурбин 30
2.3.2 Проведение испытаний и анализ результатов 34
2.4 Энергетические испытания гидроагрегатов ГЭС 52
2.4.1 Методика энергетических испытаний 52
2.4.2 Результаты энергетических испытаний 54
3 Обоснование выбора нового оборудования гидротурбин с
технической и экономической точки 62
3.1 Общие положения 62
3.2 Сравнительная оценка вариантов замены рабочего колеса
Миатлинской ГЭС 70
3.2.1 Оценка возможности применения турбины с колесом РО75/841а 71
3.2.2 Оценка возможности применения турбины с колесом РО45/820 83
3.2.3 Оценка возможности применения турбины с колесом РО15/833 90
3.2.4 Реконструкция на базе поворотно-лопастного колеса 92
3.3 Оценка выбора нового рабочего колеса гидротурбины 99
Заключение 106
Список использованных источников 110
Приложение А Кавитационные условия работы турбин 114
1 Описание оборудования и анализ режимных условий работы
гидротурбин Миатлинской ГЭС 9
1.1 Краткая характеристика гидротурбин ГЭС 9
1.2 Анализ режимов работы гидроагрегатов 11
2 Надежность работы гидротурбин при превышении нормативного
срока эксплуатации 16
2.1 Комплексные показатели надежности гидроегрегатов 16
2.2 Узлы, определяющие ресурс гидротурбины 18
2.2.1 Образование трещин лопастей при эксплуатации рабочих колес 22
2.3 Методика вибрационных испытаний для определения разрушающих динамических сил 30
2.3.1 Природа основных частотных составляющих вибраций
гидротурбин 30
2.3.2 Проведение испытаний и анализ результатов 34
2.4 Энергетические испытания гидроагрегатов ГЭС 52
2.4.1 Методика энергетических испытаний 52
2.4.2 Результаты энергетических испытаний 54
3 Обоснование выбора нового оборудования гидротурбин с
технической и экономической точки 62
3.1 Общие положения 62
3.2 Сравнительная оценка вариантов замены рабочего колеса
Миатлинской ГЭС 70
3.2.1 Оценка возможности применения турбины с колесом РО75/841а 71
3.2.2 Оценка возможности применения турбины с колесом РО45/820 83
3.2.3 Оценка возможности применения турбины с колесом РО15/833 90
3.2.4 Реконструкция на базе поворотно-лопастного колеса 92
3.3 Оценка выбора нового рабочего колеса гидротурбины 99
Заключение 106
Список использованных источников 110
Приложение А Кавитационные условия работы турбин 114
Из всех существующих возобновляемых источников энергии (солнечной, ветровой, геотермальной, энергии волн и приливов и др.) использование водной энергии имеет наибольшее значение. В мире на долю ГЭС приходится примерно 23% всей мощности и 21% производства электроэнергии. Интерес к использованию гидравлической энергии в мире очень высок. По международным прогнозам выработка электроэнергии на ГЭС должна удвоиться к 2020 году. За последние 15 лет объем мирового производства электроэнергии на гидростанциях увеличился на 1100 млрд. кВтч и превысил 3,6 трлн. кВ'гч в год. Степень освоения экономического потенциала гидроресурсов в мире составляет 30%, в том числе в России, в США и Канаде 75%, во Франции - 97% и 40% в КНР, обладающей самым большим экономическим потенциалом (15% мирового) [1].
По запасам гидроэнергии Советский Союз занимал первое место в мире. Экономический потенциал страны оценивался в 1095 млрд. кВ'гч [2], из которого было использовано только около 20 %. К 1990 году на гидростанциях Союза было установлено гидротурбин общей мощностью около 63,5 млн. кВт. За счет выработки электроэнергии на ГЭС ежегодная экономия топлива оценивалась в 85 млн. тонн условного топлива (13 % от добычи топлива). В перспективных планах развития СССР на 1990:2005 г.г. гидроэнергетике уделялось также большое внимание [3,4,5,6]. По различным регионам СССР планировался следующий ввод мощностей: Европейская часть (Кольский полуостров, Кавказ) - 4 млн. кВт (выработка 10 млрд. кВтч); Сибирь - 25 млн. кВт (выработка 95 млрд. кВ'гч); Дальний Восток - 15 млн. кВт (выработка 45 млрд. кВ'гч); Средняя Азия, Казахстан - 16 млн. кВт (выработка 50 млрд. кВ'гч). Кроме того, в Европейской части страны предполагалось строительство гидроаккумулирующих станций (ГАЭС) общей мощностью 10 млн. кВт.
Реализация этой программы гидростроительства экономила бы в год 60:70 млн. тонн условного топлива.
После развала СССР в России работало 98 крупных ГЭС, общей мощностью 48 млн. кВт, при этом к настоящему моменту времени около 80% из них выработали нормативный срок эксплуатации и требуют существенного ремонта и реконструкции. Гидрогенерирующие станции страны долго время не испытывала проблем, ввиду стратегического значения отрасли и внимания к нему со стороны государства. Следует учитывать, что первый агрегат Каскада Кубанских ГЭС пущен в 1948 году, первый на Жигулевской ГЭС заработал в 1955 году, с Волжской станции электроэнергия начала поступать в 1958 году, с Новосибирской на год раньше в 1957 году, а Рыбинская гидроэлектростанция начала свою работу еще в 1941 году — в дни битвы за Москву.
Несмотря на то, что после экономического кризиса 1990 года в России наблюдалось снижение потребности в электроэнергии примерно на 22%, сейчас наблюдается восстановление и даже рост промышленного производства и как следствие необходимость существенного развития гидроэнергетики. Проблема заключается в том, что в советское время крупных работ по модернизации не проводилось, а в 1990 года из-за нестабильности в стране не хватало финансирования. В 2000 годах оборудование начали менять, но явно недостаточными темпами, что не позволяло переломить тенденцию его старения.
Поскольку в России в ближайшие годы не ожидается существенного увеличения строек новых ГЭС, то в ближайшей перспективе основные усилия будут направлены на продление сроков службы ныне работающих гидростанций. По мнению многих ведущих специалистов, для крупных ГЭС более эффективными являются модернизации и реконструкции существующего оборудования ГЭС, которое по техническому эффекту может сравниться с вводом новой электростанции, но при этом являются менее затратными. Например, на полный комплекс модернизации гидроагрегата № 2 Жигулевской ГЭС, от проекта до монтажа и испытаний, ПАО «РусГидро» затратила более 1,5 млрд рублей, что было большой инвестицией в модернизацию. Гидроагрегат был введен в эксплуатацию в 1956 году и за полвека выработал 31 млрд киловатт-часов электроэнергии. Это трехлетняя выработка всей Жигулевской ГЭС. В общем, хотя назревшая проблема была чересчур глобальна ПАО «РусГидро» решилось на ее кардинальное преодоление. Не менять отходившие механизмы по мере их окончательной усталости, а комплексно модернизировать весь парк оборудования станций, чтобы ГЭС имели новый состав гидросилового оборудования.
Для радикального решения проблемы в 2012 году в ПАО «РусГидро» была утверждена масштабная программа комплексной модернизации генерирующих объектов, предусматривающая замену к 2025 году всего оборудования с истекшим сроком эксплуатации. Поставленные задачи перед компанией сложны — предстоит заменить 154 турбины, что составляет 55% от общего количества турбин компании, 119 генераторов, что составляет 42% от общего количества генераторов по ПАО «РусГидро», 176 трансформаторов, что составляет 61% от общего количества трансформаторов, 396 высоковольтных выключателей, около 8 тысяч единиц оборудования вторичной коммутации, более 4 тысяч единиц вспомогательного оборудования, а также произвести реконструкцию гидротехнических сооружений.
Из всего сказанного выше следует большая актуальность задачи реконструкции и модернизации гидроэнергетического оборудования существующих ГЭС.
Объектом исследования.
Объектом исследования в настоящей работе является оборудование гидротурбин Миатлинской ГЭС.
Предметом исследования.
Предметом исследования данной работы является методика оценки состояния основного гидротехнического оборудования и выбора нового оборудования для его замены.
Цель и задачи работы.
Целью работы является разработка общей методики технико¬экономического обоснования целесообразности замены основного оборудования на примере замены рабочего колеса турбины Миатлинской ГЭС.
Для достижения поставленной цели в работе решались следующие задачи:
- анализ режимов работы турбин и наиболее частых причин выходов рабочих колес из строя;
- проведение сравнительного анализа вариантов реконструкции рабочих колес и выбор наиболее рационального.
Практическая значимость работы.
Практическая значимость диссертации заключается в анализе полученного опыта по замене основного гидроэнергетического оборудования и возможности его применения при планировании замены второй турбины ГЭС, а также на других Российских ГЭС.
Методика исследований.
Решение поставленных задач осуществлено методами натурных исследований оборудования Миатлинской ГЭС. Все наблюдения, измерения и вычисления производились в соответствии с системным подходом и методиками разработанными НПО ЦКТИ под руководством И.П. Иванченко.
Структура и объем работы
Магистерская диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы из 33 наименований и одного приложения. Основное содержание работы изложено на 109 страницах, содержит 25 рисунка и 24 таблицы.
По запасам гидроэнергии Советский Союз занимал первое место в мире. Экономический потенциал страны оценивался в 1095 млрд. кВ'гч [2], из которого было использовано только около 20 %. К 1990 году на гидростанциях Союза было установлено гидротурбин общей мощностью около 63,5 млн. кВт. За счет выработки электроэнергии на ГЭС ежегодная экономия топлива оценивалась в 85 млн. тонн условного топлива (13 % от добычи топлива). В перспективных планах развития СССР на 1990:2005 г.г. гидроэнергетике уделялось также большое внимание [3,4,5,6]. По различным регионам СССР планировался следующий ввод мощностей: Европейская часть (Кольский полуостров, Кавказ) - 4 млн. кВт (выработка 10 млрд. кВтч); Сибирь - 25 млн. кВт (выработка 95 млрд. кВ'гч); Дальний Восток - 15 млн. кВт (выработка 45 млрд. кВ'гч); Средняя Азия, Казахстан - 16 млн. кВт (выработка 50 млрд. кВ'гч). Кроме того, в Европейской части страны предполагалось строительство гидроаккумулирующих станций (ГАЭС) общей мощностью 10 млн. кВт.
Реализация этой программы гидростроительства экономила бы в год 60:70 млн. тонн условного топлива.
После развала СССР в России работало 98 крупных ГЭС, общей мощностью 48 млн. кВт, при этом к настоящему моменту времени около 80% из них выработали нормативный срок эксплуатации и требуют существенного ремонта и реконструкции. Гидрогенерирующие станции страны долго время не испытывала проблем, ввиду стратегического значения отрасли и внимания к нему со стороны государства. Следует учитывать, что первый агрегат Каскада Кубанских ГЭС пущен в 1948 году, первый на Жигулевской ГЭС заработал в 1955 году, с Волжской станции электроэнергия начала поступать в 1958 году, с Новосибирской на год раньше в 1957 году, а Рыбинская гидроэлектростанция начала свою работу еще в 1941 году — в дни битвы за Москву.
Несмотря на то, что после экономического кризиса 1990 года в России наблюдалось снижение потребности в электроэнергии примерно на 22%, сейчас наблюдается восстановление и даже рост промышленного производства и как следствие необходимость существенного развития гидроэнергетики. Проблема заключается в том, что в советское время крупных работ по модернизации не проводилось, а в 1990 года из-за нестабильности в стране не хватало финансирования. В 2000 годах оборудование начали менять, но явно недостаточными темпами, что не позволяло переломить тенденцию его старения.
Поскольку в России в ближайшие годы не ожидается существенного увеличения строек новых ГЭС, то в ближайшей перспективе основные усилия будут направлены на продление сроков службы ныне работающих гидростанций. По мнению многих ведущих специалистов, для крупных ГЭС более эффективными являются модернизации и реконструкции существующего оборудования ГЭС, которое по техническому эффекту может сравниться с вводом новой электростанции, но при этом являются менее затратными. Например, на полный комплекс модернизации гидроагрегата № 2 Жигулевской ГЭС, от проекта до монтажа и испытаний, ПАО «РусГидро» затратила более 1,5 млрд рублей, что было большой инвестицией в модернизацию. Гидроагрегат был введен в эксплуатацию в 1956 году и за полвека выработал 31 млрд киловатт-часов электроэнергии. Это трехлетняя выработка всей Жигулевской ГЭС. В общем, хотя назревшая проблема была чересчур глобальна ПАО «РусГидро» решилось на ее кардинальное преодоление. Не менять отходившие механизмы по мере их окончательной усталости, а комплексно модернизировать весь парк оборудования станций, чтобы ГЭС имели новый состав гидросилового оборудования.
Для радикального решения проблемы в 2012 году в ПАО «РусГидро» была утверждена масштабная программа комплексной модернизации генерирующих объектов, предусматривающая замену к 2025 году всего оборудования с истекшим сроком эксплуатации. Поставленные задачи перед компанией сложны — предстоит заменить 154 турбины, что составляет 55% от общего количества турбин компании, 119 генераторов, что составляет 42% от общего количества генераторов по ПАО «РусГидро», 176 трансформаторов, что составляет 61% от общего количества трансформаторов, 396 высоковольтных выключателей, около 8 тысяч единиц оборудования вторичной коммутации, более 4 тысяч единиц вспомогательного оборудования, а также произвести реконструкцию гидротехнических сооружений.
Из всего сказанного выше следует большая актуальность задачи реконструкции и модернизации гидроэнергетического оборудования существующих ГЭС.
Объектом исследования.
Объектом исследования в настоящей работе является оборудование гидротурбин Миатлинской ГЭС.
Предметом исследования.
Предметом исследования данной работы является методика оценки состояния основного гидротехнического оборудования и выбора нового оборудования для его замены.
Цель и задачи работы.
Целью работы является разработка общей методики технико¬экономического обоснования целесообразности замены основного оборудования на примере замены рабочего колеса турбины Миатлинской ГЭС.
Для достижения поставленной цели в работе решались следующие задачи:
- анализ режимов работы турбин и наиболее частых причин выходов рабочих колес из строя;
- проведение сравнительного анализа вариантов реконструкции рабочих колес и выбор наиболее рационального.
Практическая значимость работы.
Практическая значимость диссертации заключается в анализе полученного опыта по замене основного гидроэнергетического оборудования и возможности его применения при планировании замены второй турбины ГЭС, а также на других Российских ГЭС.
Методика исследований.
Решение поставленных задач осуществлено методами натурных исследований оборудования Миатлинской ГЭС. Все наблюдения, измерения и вычисления производились в соответствии с системным подходом и методиками разработанными НПО ЦКТИ под руководством И.П. Иванченко.
Структура и объем работы
Магистерская диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы из 33 наименований и одного приложения. Основное содержание работы изложено на 109 страницах, содержит 25 рисунка и 24 таблицы.
В процессе выполнения магистерской диссертации получены следующие результаты:
1. Анализ режимов работы гидроагрегатов Матлинской ГЭС показал несоответствие реальных режимов работы проектным. Существующие на ГЭС сочетания Н и НБ при мощности Nnse = N = 110 МВт обеспечивают турбинам большой кавитационный запас, поскольку по заводским гарантиям необходимая высота отсасывания при работе турбины с мощностью Nr = 113 МВт и напорах Н = 52:55 м должна составлять НБ = -2:-3 м., а реально существующие отметки нижнего бьефа обеспечивают на этом режиме турбины высоту отсасывания порядка НБ = -4,7:-5,0 м, т.е. значение в два раза больше требуемого заводом.
2. Анализ работ по устранению дефекта трещин лопастей рабочего колеса как одного из основных узлов гидротурбины, выявлено что увеличение радиуса поднутрения лопатки в области сопряжений с фланцем не приводит к трещинообразованию лопастей, однако усиливает кавитационную эрозию втулки рабочего колеса из-за возникновения щелевой кавитации. В то же время работы по восстановлению рабочих колес вырубкой дефектного металла и последующая наплавка приводят к возникновению высокого уровня сварочных (остаточных) напряжений, приводящих к систематическим возникновениям трещин в области сварки. Также выявлено, что трещинообразование фланцев лопастей, несмотря на выполняемые ремонтные работы, носит прогрессирующий характер увеличиваясь каждый раз примерно в три раза: для первого периода эксплуатации при ЛТ= 49350 час. интенсивность отказов лопастей составила 0,14-10-41/час, для второго периода при ЛТ =22279час. интенсивность отказов составила 0,45-10-41/час, и т.д. в результате чего расходы на ремонтные работы будут только расти.
3. По результатам вибрационных испытаний в соответствии с описанной методикой выявлено отсутствие в спектре вибраций опорных узлов гидроагрегатов 1 и 2 колебаний лопаточной частоты (Сопат = 50 Гц), что свидетельствует об отсутствии воздействия гидродинамических сил этой частоты на лопастную систему рабочего колеса. При этом следует отметить, тот факт, что испытания выполнялись при высоких напорах, не требующих больших открытий регулирующих органов (угла разворота лопастей и открытия направляющего аппарата), в связи с чем, имеется вероятность, что при работе турбины с напорами близкими к расчетным эти гидродинамические нагрузки все же имеют место. Наиболее благоприятные в вибрационном отношении режимы приходятся на высокие значения напора при мощности Na > 60 МВт, а повышение мощности агрегата до Na = 119 МВт при Н = 55,8 м не приводит к ухудшению его вибрационного состояния. Рабочее колесо агрегата 1 не имеет механического и гидравлического дисбалансов, а суммарная нагрузка оборотной частоты на турбинный подшипник не превышает здесь 2,0 т, в то время как на агрегате 2 имеется механический небаланс нагрузка от которого на турбинном подшипнике составляет около 3,1 т, а за счет гидравлического небаланса возрастает до 5,3 т. на максимальной мощности. Ротор генератора агрегата 1 обладает электрической неуравновешенностью, проявляющуюся как в виде силы, так и в виде момента ,в результате чего вибрации оборотной частоты наблюдаются как в вертикальных вибрациях опоры, так и в радиальных вибрациях корпуса генераторного подшипника. Максимальная нагрузка оборотной частоты на генераторном подшипнике от электрического небаланса составляет около 4,3 т, а в подпятнике — 5,8 т. На агрегате 2 нагрузка оборотной частоты от механического небаланса на генераторном подшипнике составляет 5,8 т, а от действия электрической силы увеличивается до 9,5 т.
4. В результате проводимых ремонтных работ колеса агрегата 1
были снижены вертикальные колебания частотой f = 29 Гц, являющиеся собственной частотой колебаний лопасти. Если до ремонта агрегата 1 их уровень мощности Na = 80:100 МВт достигал 2А = 9:12 мкм, то после ремонта он составлял 2А = 3:5 мкм благодаря более плотным затягам фланцевых болтов. На агрегате 2 эта составляющая вибрации как до, так и после ремонта не превысила 2А = 5-6 мкм, что свидетельствует об удовлетворительном затяге фланцевых болтов этого агрегата. Наблюдавшиеся на агрегате 1 до ремонтных работ вертикальные вибрации опоры подпятника с сегментной частотой Се™ = 25 Гц, двойная амплитуда которых составляла 15-17 мкм после ремонта снизились до 4¬8 мкм. На агрегате 2 эти вибрации не изменились после ремонта и составляют 4-5 мкм.
5. Низкая надежность рабочих колес Миатлинской ГЭС обусловлена не режимным фактором, а их конструктивным дефектом (ослабленными фланцами лопастей), который не может быть устранен ремонтными мероприятиями или простой заменой лопастей на новые поскольку не обеспечит необходимого усиления фланцев. Кардинальным решением проблемы обеспечения надежности поворотно-лопастных гидротурбин является не просто замена лопастей, а изготовление нового рабочего колеса такого же типа с улучшенными энергетическими характеристиками. При этом рассматривался вопрос использования радиально-осевых рабочих колес имеющих более высокую надежность, чем агрегаты с поворотно-лопастными колесами на основании чего сделан вывод о нецелесообразности установки радиально-осевой гидротурбины в существующий гидроблок Миатлинской ГЭС.
6. По результатам экономической оценки выявлено, что в суммарной стоимостной оценке ES энергетический эффект от получения дополнительной выработки энергии оказывается много меньше, чем от увеличения мощности нового оборудования, и, следовательно, при существующей в стране ценовой политике не может служить обоснованием реконструкции ГЭС за счет дополнительной выработки. Однако при подсчете суммы выигрыша по ценам (тарифам) на электрическую энергию для категории «Население и приравненные к нему категории потребителей», т.е. по ценам конечных потребителей при стоимости электроэнергии 2,56 коп./кВтш прирост выработки ДЭ = 76804 МВ'гч будет оценен в 196,618 млн.рублей, что более чем в 64 раза превышает общую сумму стоимости дополнительной выработки и мощности на рынке ОРЭМ (3,03 млн.рублей) в связи с чем с экономической стороны реконструкция ГЭС полностью обоснована.
1. Анализ режимов работы гидроагрегатов Матлинской ГЭС показал несоответствие реальных режимов работы проектным. Существующие на ГЭС сочетания Н и НБ при мощности Nnse = N = 110 МВт обеспечивают турбинам большой кавитационный запас, поскольку по заводским гарантиям необходимая высота отсасывания при работе турбины с мощностью Nr = 113 МВт и напорах Н = 52:55 м должна составлять НБ = -2:-3 м., а реально существующие отметки нижнего бьефа обеспечивают на этом режиме турбины высоту отсасывания порядка НБ = -4,7:-5,0 м, т.е. значение в два раза больше требуемого заводом.
2. Анализ работ по устранению дефекта трещин лопастей рабочего колеса как одного из основных узлов гидротурбины, выявлено что увеличение радиуса поднутрения лопатки в области сопряжений с фланцем не приводит к трещинообразованию лопастей, однако усиливает кавитационную эрозию втулки рабочего колеса из-за возникновения щелевой кавитации. В то же время работы по восстановлению рабочих колес вырубкой дефектного металла и последующая наплавка приводят к возникновению высокого уровня сварочных (остаточных) напряжений, приводящих к систематическим возникновениям трещин в области сварки. Также выявлено, что трещинообразование фланцев лопастей, несмотря на выполняемые ремонтные работы, носит прогрессирующий характер увеличиваясь каждый раз примерно в три раза: для первого периода эксплуатации при ЛТ= 49350 час. интенсивность отказов лопастей составила 0,14-10-41/час, для второго периода при ЛТ =22279час. интенсивность отказов составила 0,45-10-41/час, и т.д. в результате чего расходы на ремонтные работы будут только расти.
3. По результатам вибрационных испытаний в соответствии с описанной методикой выявлено отсутствие в спектре вибраций опорных узлов гидроагрегатов 1 и 2 колебаний лопаточной частоты (Сопат = 50 Гц), что свидетельствует об отсутствии воздействия гидродинамических сил этой частоты на лопастную систему рабочего колеса. При этом следует отметить, тот факт, что испытания выполнялись при высоких напорах, не требующих больших открытий регулирующих органов (угла разворота лопастей и открытия направляющего аппарата), в связи с чем, имеется вероятность, что при работе турбины с напорами близкими к расчетным эти гидродинамические нагрузки все же имеют место. Наиболее благоприятные в вибрационном отношении режимы приходятся на высокие значения напора при мощности Na > 60 МВт, а повышение мощности агрегата до Na = 119 МВт при Н = 55,8 м не приводит к ухудшению его вибрационного состояния. Рабочее колесо агрегата 1 не имеет механического и гидравлического дисбалансов, а суммарная нагрузка оборотной частоты на турбинный подшипник не превышает здесь 2,0 т, в то время как на агрегате 2 имеется механический небаланс нагрузка от которого на турбинном подшипнике составляет около 3,1 т, а за счет гидравлического небаланса возрастает до 5,3 т. на максимальной мощности. Ротор генератора агрегата 1 обладает электрической неуравновешенностью, проявляющуюся как в виде силы, так и в виде момента ,в результате чего вибрации оборотной частоты наблюдаются как в вертикальных вибрациях опоры, так и в радиальных вибрациях корпуса генераторного подшипника. Максимальная нагрузка оборотной частоты на генераторном подшипнике от электрического небаланса составляет около 4,3 т, а в подпятнике — 5,8 т. На агрегате 2 нагрузка оборотной частоты от механического небаланса на генераторном подшипнике составляет 5,8 т, а от действия электрической силы увеличивается до 9,5 т.
4. В результате проводимых ремонтных работ колеса агрегата 1
были снижены вертикальные колебания частотой f = 29 Гц, являющиеся собственной частотой колебаний лопасти. Если до ремонта агрегата 1 их уровень мощности Na = 80:100 МВт достигал 2А = 9:12 мкм, то после ремонта он составлял 2А = 3:5 мкм благодаря более плотным затягам фланцевых болтов. На агрегате 2 эта составляющая вибрации как до, так и после ремонта не превысила 2А = 5-6 мкм, что свидетельствует об удовлетворительном затяге фланцевых болтов этого агрегата. Наблюдавшиеся на агрегате 1 до ремонтных работ вертикальные вибрации опоры подпятника с сегментной частотой Се™ = 25 Гц, двойная амплитуда которых составляла 15-17 мкм после ремонта снизились до 4¬8 мкм. На агрегате 2 эти вибрации не изменились после ремонта и составляют 4-5 мкм.
5. Низкая надежность рабочих колес Миатлинской ГЭС обусловлена не режимным фактором, а их конструктивным дефектом (ослабленными фланцами лопастей), который не может быть устранен ремонтными мероприятиями или простой заменой лопастей на новые поскольку не обеспечит необходимого усиления фланцев. Кардинальным решением проблемы обеспечения надежности поворотно-лопастных гидротурбин является не просто замена лопастей, а изготовление нового рабочего колеса такого же типа с улучшенными энергетическими характеристиками. При этом рассматривался вопрос использования радиально-осевых рабочих колес имеющих более высокую надежность, чем агрегаты с поворотно-лопастными колесами на основании чего сделан вывод о нецелесообразности установки радиально-осевой гидротурбины в существующий гидроблок Миатлинской ГЭС.
6. По результатам экономической оценки выявлено, что в суммарной стоимостной оценке ES энергетический эффект от получения дополнительной выработки энергии оказывается много меньше, чем от увеличения мощности нового оборудования, и, следовательно, при существующей в стране ценовой политике не может служить обоснованием реконструкции ГЭС за счет дополнительной выработки. Однако при подсчете суммы выигрыша по ценам (тарифам) на электрическую энергию для категории «Население и приравненные к нему категории потребителей», т.е. по ценам конечных потребителей при стоимости электроэнергии 2,56 коп./кВтш прирост выработки ДЭ = 76804 МВ'гч будет оценен в 196,618 млн.рублей, что более чем в 64 раза превышает общую сумму стоимости дополнительной выработки и мощности на рынке ОРЭМ (3,03 млн.рублей) в связи с чем с экономической стороны реконструкция ГЭС полностью обоснована.