автореферат диссертации по энергетике, 05.14.10, диссертация на тему:Освоение гидроэлектростанций с сверхмощными агрегатами и высокими бетонными плотинами в суровых климатических условиях

г г Я АООТ «САЯНО-ШУШЕИСКАЯ ГЭС» Г П ОД РА0 «ЕЭС РОССИИ»

1 з Май 19515

На правах рукописи

БРЫЗГАЛОВ

Валентин Иванович

«Освоение гидроэлектростанций с сверхмощными агрегатами и высокими бетонными плотинами в суровых климатических условиях»

Специальности: 05.14.10 — Гидроэлектростанции и гидроэнергетические установки 05.23.07 — Гидротехническое и мелиоративное строительство

АВТОРЕФЕРАТ

Республика Хакасия, п. Черемушки, 1996 г.

Работа выполнена в АООТ «Саяно-Шушенская ГЭС», РАО «ЕЭС России».

Официальные оппоненты:

Доктор технических наук Марчук Алексеи Николаевич. Доктор технических наук, профессор Михайлов Лсрен Петрович.

Доктор технических наук, профессор Федоров Михаил Петрович.

Ведущая организация: АООТ «Научно-исследовательский институт энергетических сооружений» (АОНИЭС) г. Москва.

Защита состоится « ^^ V^/aaotS/I-1996 г. в

.час. на заседании^Совета Д.иЪЗ.16.07 при Московском энергетическом институте по адресу:

111250, Москва, ул. Красноказарменная, 17, ауд. Г-201. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского энергетического института.

Отзывы на реферат в двух экземплярах, заверенные печатью, просим направлять на имя ученого секретаря диссертационного Совета по адресу:

111250, Москва, ул. Красноказарменная, 14, Ученый совет МЭИ. Автореферат разослан "XJ,/ апреля 1996 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, к. т. и.

В. Н. НОВЕЛЛА.

ВВЕДЕНИЕ

В данной работе показаны основные результаты исследований и натурных наблюдений при создании, освоении и эксплуатации сверхмощных гидроагрегатов, а также на строительстве и эксплуатации высоких бетонных плотин Красноярской к Саяно-Шуаенской ГЭС, выполненных под руководством и непосредственном участии автора в 1967-1995 годах и опубликованных в статьях и докладах.

При анализе использовались такав материалы специальных натурных наблюдений, выполненных сотрудниками лаборатории гидротехнических сооружений Саяно-Шушенской гидроэлектростанции.

Актуальность рассматриваема» проблем определяется необходимостью обобщения опыта создания, поддержания высокой степени текучей и в особенности перспективной надёжности работы сверхмощного оборудования и безопасности уникальных высоких бетонных плотин, построенных и работающих в суровых климатических условиях на многоводных реках в районах с высокой сейсмичностью.

Развитие гидроагрегатостроения и конструкций арочных плотин происходило в соответствии с общим прогрессом науки и техники. Однако на качестве и их эксплуатационных свойствах не мог не сказаться масштабный эффект при резком увеличении единичной мощности гидроагрегатов, созданных за сравнительно короткий период времени (около 15 лег) от 110 УВт на Воляских ГЭС и 225 МВт на Братской ГЭС к 500 МВт и 640-720 КВт соответственно на Красноярской и Саяно-Шушенской гидроэлектростанциях. Готовность технологий изготовления и монтаха таких агрегатов и их эксплуатации оказались неадекватными указанному росту мощности.

Не в меньшей степени иняенерная практика строительства

в неблагоприятных климатических условиях при переходе от гравитационных Братской и Красноярской плотин высотой 100-120 и к арочно-гравитационной плотике высотой 245 ы на Саяно-Шушенской ГЗС научно не была обеспечена методами расчёта, которые развивались параллельно с усовершенствованием вычислительной техники, исследованиями на моделях и в натуре, а также на основе параллельно накапливаемого опыта проектирования и эксплуатации плотин.

В этой связи, необходимость управлять процессами повышения и обеспечения надёжности в периоды строительства и освоения объектов стало специальной задачей служб эксплуатации яликтростанций. имеющих в своём составе сверхмощное оборудование и высокие плотины.

В решении её особое место занимают вопросы технической диагностики, модернизации отдельных устройств и узлов сверхмощного оборудования, а также специальной организации развернутых и комплексных натурных наблюдений за высокими бетонными плотинами с целью тщательного анализа их состояния, предупреждения возникновения и развития негативных процессов.

Создание сверхмощного оборудования потребовало очень высокого использования свойств материалов, из которых оно изготовлялось. Это в свою очередь привело в период его освоения к изменению подходов в эксплуатации, правил и регламента обслуживания, а также разработке и внедрению щадящих режимов без снижения проектных параметров оборудования. В частности, большой вклад в эксплуатационное освоение сверхмощных гидрогенераторов в проведении натурных исследований и улучшение конструкции внесли Арошидзе D.B., Авроров А.Б., Глебов И.А.,

Данилевич Л.В., Дукзтгу A.A., Д^гусзров Ю.А., Карпов Г.В., лислицкйй Б.Б., "амкконякц Л.Г., Кгдеочи" З.Ы., Романов B.c., СароадтянЕОЗ И.Д., Соколов A.S., Сухотин Л.?«'., Тгр-Гггэрян Г.Н., 5с«ан Б,К., Филиппов К.Цве?ксз S.A., Злькинд ПЛ*. и многие другие.

Ссзоениз арочно-грзвитацисняой бетонной плотин»: Саякс-¡Вупеяекой Г8С вктекело из сложиваейся тенденции развития арочных плотен, указанной вние, поето:.:у несмотря на достизгния к этому периоду ? области рясчзтсз напрян&анс-дефоргжкрсБаннсгс состояния (НДС; высоких бзтон.ч;К'. ::лстин, матешпг-язежгс гсдз/л-соьанкя: лабораторного Епспзримэптй в рзезгюи проблема прегно-енро-ьчия 08рспвк7нвнс3 ИГ. НЗДЗЗВООТИ Л ДОЛГОсОЧНЭОТК, рехшндо рель no-~p?,3Ks:.iy быдз и остается зз натурными иссладоззгнияуи. Зта область изучания плотин и способов оценки их эксплуатационной надежности связана с именами Александрова М.Г., Александровской Э.К., Вульфовича H.A., Григорьева S.A., Гаркуна Л.М., Дурчезок В.Н., Епифанова А.П., Ефименко А.И., Кузьмина К.К., Марчука А.Н., Малышева Л.И., Радкевича Д.Б., Розанова Н.С., Сзпегина Д.Д., Соколова И,Б., Суслспарова Е.А., Судакова В.Б., 5рида С.А., Храпкова A.A., ЭЯдэльмана С.Я. и многими другими.

Полученные и использованные указанными авторами материалы натурных исследований касались в бсльгзинстве случаев отдельных голроооа бе:; увлеки и зависимости от энергетического использования гидроэлектростанции б энергосистеме. Поэтому необходимо бь-.'о находить технически и .экономически целесообразные пути ? период освоения крупного оборудования и уникально"; плотины, че допускал с¿;К"сНЙЛ гнергэтйчзомой еКзктпЕНоети гидроузла.

Преодолением этой сложной прс&'.еиы к явилась разработке, обоснование рнедрзниэ ксьых технических резэнк" sc гора, направленных Ка ПОЕКЕЗНИё НаДёйНСОТП Ii уПучСсНИб КОНСТРУКЦИИ крупного оборудования, а такав развитие органиэациенк»; ¡ору.

зксплуе-гаца;'. к обзспечениз непосредственно на ГЭС широкого анализа результатов натурных наСлидеяиП s$ mttmthcS й ::споль-зованке их дал разработки ?ехн:!чэск»х и управленческих меро-приягкП. Иаяоазькэе яазявтся данной дкссзртацк«.

Задачей работы квшя'вя исследования особенностей освоения больтах Г-ЗС с еысскямь; бетонными плотинами ;¡ сверхмощными гид-роагрзггтаин, созданных на многоводных реках е сурогах кдиыа-гическ;>х условиях»

Рель работы состоит в разработке на основе исследований комплекса технических реаениП и их реализации для обеспечения надёжности и долговечности уникальных бетонних плоти« и крупного силового оборудования, а также повышения его мобильности и ремонтопригодности б энергосистеме.

Основные научные результаты и рекомендации, личный вклад автора:

- впервые были организована и проведаны специальные комплексные натурные исследования температурного резима обметки статора гидрогенераторов с непосредственна: водяным олландени-ем на йраоноярогсой ГЗС в пусковой период. На их основании разработаны и внедрзян специальные, не ¡штампе знало roa, профилактические регламентные работы по выбраковке стераизЗ с5:,;откк, ИУ6ЙЩК2 закупорки водяного тра;:га, а яьтсглатиуеского устройства по регулировании температура обмотки при быстро;,: азмзкзний нггрусхи гадрогекератсрог. Указанные реглаизнтние работы к принципу теплового рэгулирозения обмоток, бь:ли реко-мгкдовакы и внедрены такие на гидрогенератора:-: Сално-Шупенс^ой ГЗС;

- Бпэрз-зе бня разработан и на Красноярской ГОС внедрён метод эксплуатационного контроля вибрации лобовых частой обмоток статоров б резине установившегося короткого замыкания, ко-

торый был рекомендован для использования на других подобных гидрогенераторах;

иалл ^¡¿Ом^ло^пЛ л. исграы&трещ

водно-химического реяима и разработаны устройства для их обеспечения в системах водоподготовки и непосредственно в обмотках статоров гидрогенераторов Красноярской ГЭС. Им ае продоляены и развита подобные исследования на Саяно-Шушенской ГЭС, позволившие более эффективно управлять водно-химическим режимом на базе ингибиторов коррозии, как одного из основных и альтернативных направлений эксплуатации гидрогенераторов с водяным охлаждением обмоток;

- по инициативе и с непосредственным участием автора были разработаны и внедрены многие технические решения, значительно повышающие надёжность гидрогенераторов и турбин на Красноярской ГЭС: новые меядупсшюсные соединения обмотки возбувдения, схема одностороннего охлаждения сердечника статора, кованые наконечники стержней обмотки, фторопластовые трубные соединения водяных ветвей охлаядения обмоток статора, технические мероприятия по уплотнению стержней обмоток статора в пазу и уплотнения торцевых зон сердечника статора, оригинальная конструкция клапана впуска воздуха под рабочее колесо турбин и ряд других. • Подобные разработки были продоляены и реализованы на Саяно-Шушенской ГЭС: сборка бессгыковым способом "в кольцо" сердечников статоров гидрогенераторов, "запеченные" пакеты их торцевой зоны, реконструкция поднипниковых узлов агрегатов, реконструкция системы регулирования турбин, натурные исследования электродинамических воздействий при внезапных коротких замыканиях на зазимах генератора при номинальном напряжении, оригинальная методика балансировки ротора и много других;

- б -

- автором на Красноярской ГЭС была впервые обоснована и с участием ВНИИЭ создана лаборатория технической диагностики (ЛТД) и затем такяе на Саяно-Шушенской ГЭС, которые осуществляют надзор за гидрогенераторами и другим'оборудованием, имея в частности, на вооружении разработанные и указанные выше методы эксплуатационного контроля;

- обширные и комплексные наблюдения за адаптацией высоких плотин в период их строительства и эксплуатации, в особенности уникальной арочно-гравитационной конструкции, позволили обосновать необходимость усовершенствования организации её обслуаивания, потребовали расширения натурных наблюдений и главное - их широкой автоматизации. Рекомендована была необходимость предметного анализа результатов наблюдений непосредственно на месте с выпуском обширных и комплексных технических отчётов с целью полного энергетического использования плотины в реальных условиях сейсмичности района и геодинамических процессов во вмевроцих её массивах. С этой целью была рекомендована и создана, не имеющая аналогов в стране, лаборатория гидротехнических сооруаений (ЛГТС). Выли рекомендованы и начаты с участием научных организаций исследования по уточнению сейсмичности района гидроузла, которые по предварительным данным подтвердили, что исходный при проектировании уровень сейсмичности был занинен;

- проведенный детальный анализ принятой традиционной в стране технологии ремонта растянутых зон бетона плотины привёл к обоснованию необходимости её изменения. Был организован поиск новых, обладающих эластичностью материалов и технологий их инъекции в трещины; через которые происходит фильтрация воды под большим давлением (2 МПа) и значительным расходом (до 60 л/с).

Диссертация содержит изложение и обобщение ряда материалов. являищихся личным вкладом автора в работы, в проведении которых участвовали сотрудники ЛГТС Саяно-Шуяенской, а такяэ химических лабораторий, турбинных, электрических цехов и ЛТД Красноярской и Саяно-Шувенской ГЭС.

Большую практическую помощь в проведении натурных исследований оказали специалисты ВНИИЭ, НИИ "Электросила", 8НИИ-электромава, ВНИИГа и Ленгидропроекта, а также СГЭМ'а и Г-ЗМ'а.

Практическая ценность и внедрение результатов. Результаты натурных исследований автора слуаили технической основой для составления циркуляров по эксплуатации гидрогенераторов, регламентирующих их вибрационное состояние № Ц-01-84 О) от 23.01.84 г., а также Ц-10/85 (Э) от 28.05.85 и выпуска специальных заводских норм параметров водно-химического режима охлаждения обмоток статоров № 920/23-05/56 от 13.06.95 г.

Разработки автора использованы в конструкциях гидрогенераторов Красноярской и Саяно-Шушенской ГЭС, а также ГЭС Пьедро Дель Агела (Аргентина). Многолетняя надёжность в эксплуатации этих уникальных агрегатов подтверждает эффективность исследований.

Натурные исследования для обеспечения водно-химического режима на основе ингибиторов коррозии в системах охлаждения обмоток статоров гидрогенераторов показали на Саяно-Шушенской ГЭС их высокую эффективность по сравнению с альтернативными методами. Загруженный в системы восемь лет назад ингибитор обеспечивает содержание меди в охлаждаемой воде 0,50 мкг/кг, что вдвое ниже нормативного, и временнбй потенциал его действия остается ещё очень высоким»

Выполнение автором ряда организационно-технических мероприятий позволило провес?/] опытно-производственные работы в двух секциях плотины Оаянс-Шуаенской ГЗС по подавлен!« фильтрации воды с расходом через трецины в бетоне 20 л/с и давлением 2 МПа путём применения специальных эластичных материалов л соответствующей технологии бурзния л инъекции, что рекомендовано к широкому распространению.

В результате исследований автора получено обоснование комплекса технических мероприятий по энергетическому регулированию водотока, скорости наполнения и срабэтки водохранилица, допустимого напрявённо-дэформированного состояния гидротехнических соорузений и цадящего реаима пропуска паводка на многоводной реке с целью получения максимальной энергоотдачи гидроузла в слоаный период его осзозния (строительства и первоначальной эксплуатации).

Эффект от этого моано выразить через стоимость отпущенной потребителя!«! электроэнергии, которая уне к концу строительства ГЭС втрое превысила затраты, использованные на сооруаекиа гидроузла.

Предмет заииты - разработанные в итоге освоения крупного гидроэнергетического оборудования, опыта строительства и эксплуатации высоких бетонных плотин, обобщения и анализа результатов натурных наблюдений и исследований, научные полоазния и рекомендации, на основе которых предложены пути поБыиеяия на-дёиноети "высокоиспользованного" оборудования и эксплуатации гидротехнических соорукзний, обеспечивающие оптимальные режимы работы ГЭС в энергосистеме в условиях сурового климата на многоводной реке.

Апсюбалия работа. Основные положения работы докладывались: на Сеиинаре "Обмен передовым опытом эксплуатации основного оборудования ГЭС",1971 г. (г.Ленинград); Международный конференции по больвим энергосистемам (СИГЯЭ),1974 г. (г.Париж); Научно-технической конференции во ВНИИЭлектромам, 1975 г. (г.Ленинград); Научно-технической конференции организаций участвующих в создании Саяно-Шушенской ГЭС,1986 г. (г.Ленинград); Всесоюзном научно-техническом совещании "Состояние и перспектива развития гидроэнергетики",1988 г. (г.Саяногорск); Всесоюзном научно-техническом совещании "Диагностика-90",1990 г. (г.Москва); Всесоюзном научно-техническом совещании "Будущее гидроэнергетики. ГЭС нового поколения", 1991 г. (г.Дивногорск); Научно-техническом совещании "Обеспечение безопасности гидротехнических сооружений электростанций", 1993 г. (г.Сергиев Посад, Московская обл.); Семинаре-совещании "Проблемы сейсмостойкости энергетических объектов' 1995 г. (г.Дивногорск).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 42 работы включая 4 авторских свидетельства на изобретения.

Объём диссертации. 101 страница текста, 14 рисунков, 10 фотографий, список литературы- 114 наименований.

I. ОСВОЕНИЕ СВЕРХМОЩНЫХ ГИДРОАГРЕГАТОВ

1.1 Модернизация гидрогенераторов

На момент создания отечественных сверхмощных гидрогенераторов они значительно превосходили по мощности, вращающему моменту, диаметру ротора, уровню электромагнитных нагрузок и использованию свойств активных материалов все гидрогенераторы, выполненные в мировой практике. Термин - "высоноиспользован-ные" гидрогенераторы - стал распространенным.

Увеличение единичной мощности агрегатов от 110 МВт на Волжских и 225 МВт на Братской до 500 МВт на Красноярской и

540*720 5!3? кз Саяно-Еуазнской ГЭС потребовало осуществления научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ не только б период создания гидрогенераторов, но з особенности □ироких натурных исследований г период их освоения в пусковых условиях работы ГЭС.

На Красноярской ГЭС в пусковой период проязозйя массовый• выход из строя гидрогенераторов с большими повреадениями, вызванными мевдуфазнымк короткаяи замыканиями в лобовых частях (л,ч.) обмоток статора. Эти серьёзные аварии привели к ограничению номинальной мощности гидрогенераторов, резкому сокра-цзнию интенсивности её регулирования, т.е. потери их мобильности а энергосистеме, увеличению числа профилактических остановок и бользим затратам на ликвидацию последствий аварий. А впереди стояла задача создания гидроагрегатов проектировав-лейся Саяно-Шуаенской ГЭС.

Главными причинами выхода из строя гидрогенераторов были -увлаанениз изоляции обмотки статора из-за протечек охлаждающей воды в головках стзркнай, зазванных недоработкой их конструкции и некачественным изготовлением, а такнэ истирание, загрязнение я повраадение изоляции обмотки статора вследствие повышенных вибраций, обусловленных недостаточным её креплением.

По инициативе и при непосредственном участии автора совместно с конструкторами, учеными и эксплуатационниками были проведены широкие натурные исследования я испытания гидрогенераторов й их отдельных узлов на основании чего был разработан и внедрён ряд комплексных технических решений по реконструкции и модернизации уникальных машин.

Среди заанейзих мероприятий были: изготовление кованых водоподводяцкх наконечников стерзнэй обмотки статора, что

исключило протечки воды; применение фторопластовых трубных соепиняний валяных ветвей обмотки с коллектором, что значительно усилило диэлектрическую прочность этого узла; оригинальная конструкция междуполюсных соединений ротора исключила часто повторяющиеся замыкания на "землю" обмотки возбуадз-ния; перевод системы вентиляции генератора на одностороннюю с подачей воздуха сверху и модернизация никних воздухорэзделяю-щих щитов обеспечили необходимую ремонтопригодность генератора; предотвращение попадания ферромагнитных частиц в обмотку при ремонтах, что исключило случаи "прободения" ими изоляции стернней; устранение отпотевания труб системы охлавдения исключило увлаанение обмотки; создание системы направленной вентиляции на торцевые зоны сердечника и крайние пакеты активной стали статора значительно улучшило температурное поле генератора; разработка системы технических и организационных мероприятий и найдзнный специальный негорючий материал для промывки обмотки позволили ликвидировать пожароопасность при ремонте гидрогенераторов; снижение начальной скорости торможения при остановке агрегата резко сократило запыление обмотки; применение новых приёмов и материалов по уплотнению стержней обмотки в пазах существенно снизило их вибрацию; разработанная специальная система контроля герметичности и проходимости водяного тракта позволила эффективно отбраковывать стзрнни, имеющие закупорку проводников и предотвращать аварии; изменение эксцентриситета сегментов подпятников значительно увеличило их работоспособность; разработка новой схемы водоподгото-вки существенно улучшила водно-химический режим в непосредственной системе охлаждения обмотки статора и снизила вероятность закупорки проводников; разработка новых, усовершенствова-

ние действующих устройств автоматического теплового регулирования и контроля обмотки статора сняла ограничение по мобильности генераторов в энергосистеме, а разработка и внедрение защиты от асинхронного хода, разрядника многократного действия, 100 % земляной защиты обмотки статора предотвратила развитие повреждений генераторов при авариях и ряд других. Из перечисленных разработок на некоторых необходимо остановиться более подробно.

Так, с появлением сверхмощных турбо- и гидроагрегатов задача регулирования мощности в энергосистеме обострилась. Непредвиденное отключение от сети турбоагрегатов большой единичной мощности достаточно оперативно можно компенсировать только вводом в работу гидроагрегатов также большой единичной мощности, т.е. они должны были обладать возможностью быстро менять нагрузку в широких пределах. Однако при конструировании высокоиспользованных гидрогенераторов никаких требований по интенсивному регулированию тепловых процессов в обмотке статоров сформулщхшано не было, и поэтому соответствующих технологических устройств также не было создано. В этой связи автором были сформулированы требования и разработаны принципы регулирования теплового режима гидрогенераторов с водяным охлаждением на основе поддержания постоянства температуры воды на выходе из обмотки статора. Это было успенно реализовано на генераторах 500 МВт Красноярской ГЭС.

В высокоиспользованных генераторах существенно возросли электродинамические усилия действующие на стержни обмотки. Возникли дефекты от воздействия вибрации, необходимо было искать методы регулярного контроля за вибрацией обмоток, с целью предотвращения дефектов.

- 13 -

По инициативе и участии автора был предложен метод основного эксплуатационного контроля вибрации обмотки статора гидрогенератора с болыин охватом лобовых частей (выборка не менее 20-30 стержней) в режиме установиваегося 3-х фазного короткого замыкания.

Особое место в эксплуатационном контроле за состоянием генератора занимает определение проходимости каналов проводников стержней обмотки во избежание её перегрева и разрувения. Автором был предложен и внедрён метод контроля за тепловым состоянием каждой гидравлической ветви обмотки в режиме установиваегося к.з. с подъёмом тока ступенями. Этот метод использовался и в предремонтный и после ремонтный периоды и в целом ряде случаев предотвратил разрушение обмотки.

Указанные методы вошли в перечень регламентных работ в соответствующих эксплуатационных инструкциях по гидрогенераторам Красноярской ГЭС.

Все эти разработки были воплощены и в гидрогенераторах Саяно-Шушенской ГЭС.

Однако только радикальная модернизация обмотки и её изоляции, сердечника статора и ряд других узлов позволила бы перейти к созданию новой серии крупных гидрогенераторов.

Особое место среди важных и ответственных исследований и технических разработок занимает конструирование и монтаж бесстыковых сердечников статоров гидрогенераторов - основного звена в создании и эксплуатационной эффективности нового поколения гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС.

Традиционный сердечник представляет собой разъёмную конструкцию, которая стыкуется на монтаже в кольцо и стык затягивается с помощью шпилек с установкой прокладки, которой по

толщине придаст пространственную конфигурацию стыка с целью достижения его монолитности. К сжимающим усилиям в стыке добавляется эксплуатационное пульсирующее с двойной частотой маг -нитное тяжение и усиление сжатия, обусловленное нагревом сер -дечника. Если суммарное сжимающее напряжение в стыках превышает некоторое критическое значение, то пакеты сердечника теряют устойчивость, на участках от стыков до ближайших клиньев они переходят из горизонтального в наклонное положение с характерной формой изломов, образуя волну. Сумма этих воздействий приводит к ослаблению и потере первоначальной плотности стыков. Сердечник перестаёт работать, как сплошное кольцо, вследствие чего основное магнитное поле ротора вызывает в нём повышение вибрации, особенно вблизи стыков; известны случаи разрушения стали сердечника у клиньев, расположенных вблизи стыков, поэтому важное значение приобретает разработка мер по предотвращению образования волн в пакетах железа по всей окружности сердечника.

Анализ статистических данных повреждений обмоток статоров с неблагополучным состоянием стыков в сердечниках показывает, что больвая часть разрувений изоляции имеет место в стержнях, расположенных вблизи стыков, где вибрации наибольшие.

Кардинальное ревение проблемы заключалось в том, чтобы разработать беестыковый способ сборки сердечника "в кольцо" непосредственно на ГЭС с шихтовкой сегментов железа в перекрой по всей его окружности.

Сущность этой задачи была сформулирована следующим образом: связь между сердечником и корпусом должна быть выполнена так, чтобы исключить появление в сердечнике сжимающих напряжений, приводящих к потере устойчивости пакетов железа.

Теоретически достичь идеальных условий можно путём рас-

тягения собранного сердечника. 3 таком сердечнике механические напряаения будут снижаться с возбуждением и по мере нагреЕания могут стать равным нулю и даже изменить знак, но'не должны достигать критического значения. Этим будет предотвращено образование волн в пакетах - главная причина распрессовки сер- -дечника. На практике такая задача мояет быть решена путём "создания слонных механических конструкций крепления с системами пружин домкратов малопригодных и не технологичных в строительно-монтажных условиях.

В результате творческой работы специалистов ЛЭО "Электросила" я Саяко-йушенской Г8С впервые в практике создания крупных гидрогенераторов был сконструирован статор, в котором предварительное растяжение сердечника достигнутом путём подогрева его относительно корпуса на расчётный рабочий перепад температуры и закрепления е этом состоянии е корпусе. Сердечники гидрогенератора Саяно-Эушенской ГЭС шихтовались на месте установки - в кратере агрегата, клинья статора на месте шихтовки не приваривались к полкам статора, а лиаь слегка прихватывались к ним. После прессовки и затяаки сердечника эти временные закрепления удалялись, а сердечник статрра нагревался относительно корпуса на 15-20°С т.е. практически на.реально существующий рабочий перепад температуры между ними. Предварительно сердечник теплоизолировался по наружной поверхности, по торцам и со стороны расточки. Нагревание осуществлялось с псжщью электрических печеГ. и калориферов, равномерно распределённых по окрузностк; мощность, затраченная при этом не превышала 2 кВт на тонну сердечника. Заключительный этап крепления статорных клиньев при такой технологии обеспечивал высокую точность их распределения, это подтверждалось тем ,

что при последующих испытаниях на нагревание сердечника и эксплуатации генераторов в течение многих лет не было случаев коробления пакетов железа.

Выводы

1. При конструировании сверхмощных гидроагрегатов со значительным увеличением единичной мощности необходимо, во-первых, разрабатывать новые технологии их изготовления, а во-вторых, подчинять эксплуатационные свойства генераторов требованиям высокой мобильности их в энергосистеме для обеспечения её устойчивости.

2. При создании таких агрегатов в первую очередь следует опираться на опыт, накопленный на эксплуатации крупных ГЭС по специфике регулирующего использования их в энергосистеме.

3. Исследования и на их основе разработки, осуществленные в период освоения Красноярской и Саяно-Шушенской ГЭС на агрегатах 500 и 640*720 МВт, решили задачу мобильности остановленного резерва мощности в энергосистеме, сняли ограничения по регулирования мощности, напряжения и частоты и могут быть рекомендованы при дальнейшем конструировании гидроагрегатов большой мощности.

4. Усовершенствована конструкция отдельных важных узлов гидрогенераторов 500 КВт и на этой основе радикально улучшен проект гидрогенераторов 640*720 11Вт на Саяно-Шувенской ГЭС, что значительно повысило их надёжность, долговечность, ремонтопригодность и снизило затраты на их эксплуатацию.

5. Разработаны и внедрены методы эксплуатационного контроля с использованием установившегося короткого замыкания для определения вибрационного состояния и проходимости каналов стержней обмотки статоров гидрогенераторов, вошедшие в инст-

рукции по их эксплуатации и в циркуляр Ц-10/85 (Э) от 28.05.85 г.

1.2 Регулирование водно-химвчесаого режима охлаждения обмотки статоров гидрогенераторов__

При проектировании сверхмощных гидрогенераторов с непосредственным, принудительным, водяным внугрипроводниковым охлаждением стержней обмотки статора (далее водяным охлаждением обмотки) возникли вопросы о построении схем водоподготовки, поскольку в отличие от ТЭС, где главными и большими водопотре-бителями являются котлоагрегаты, на ГЭС строить специальные цеха водоочистки не целесообразно. В литературе не было публикаций, содержащих сведения нормативного или рекомендательного характера о требованиях к качеству для охлаждения электрических обмоток генераторов.

С самого начала промышленной эксплуатации первых крупнейших по тому времени в мире гидрогенераторов Красноярской ГЭС, автор столкнулся с явлением отложения налёта зелёного цвета в местах протечек воды из системы охлаждения обмоток. Было установлено, что в тракте охлаждения протекают процессы коррозии, т.е. проектная система водоподготовки с простейшей одноступенчатой перегонкой воды в дистилляторах не могла обеспечить необходимое качество охлаждающей воды. Более того, в периоды непредвиденных и плановых ремонтов систематически выявлялись стержни обмотки с полностью закупоренным или значительно суженным сечением каналов индивидуальных токоведущих проводников. В проектной установке водоподготовки содержание в дистилляте кислорода 02 составило 6*9 мг/л, углекислого газа С02 8т14 мг/л.

Основными коррозийными агентами являются 02 и С02. На коррозию влияют также содержание в воде ионов Си » вели-

чина рН и температура. Растворённый кислород взаимодействует с медью, образуя слой оксида СиО, равномерно покрывающий поверхность канала охлаждаемого проводника.

Образующаяся пористая плёнка обладает слабыми защитными свойствами и не предотвращает дальнейшего протекания основного коррозийного процесса.

Автором совместно со специалистами ГЭС были проведены исследования, в результате которых была разработана, принята и внедрена система общестанционной водоподготовки на основе принципа термо-вакуумной дегазации дистиллята с предварительной его декарбонизацией. Практический результат оказался весьма успешным. Содержание 0^ в дистилляте на выходе из новой системы стало в среднем 0,32 мг/л, а С02 0,41 мг/л, что резко снизило коррозийные процессы в водяном тракте охлаждения обмоток и позволило значительно замедлить образование новых закупорок каналов токоведущих проводников.

Наряду с этим, после заполнения обмотки дистиллятом, за счёт неплотностей внешнего её тракта, он насыщается газами, содержание которых стабилизируется, но остаётся ещё достаточно высоким. И тем не менее снижение газов в системе охлаждения в несколько раз, позволило автору для Красноярских гидрогенераторов предложить опытные нормы параметров водно-химического режима обмотки, что и было принято: Си- 0,15 мг/л; СЙ2- 0,88 мг/л; 02- 2,5 мг/л; Яуд 3004-800 кОм'см. Это существенно повысило надёжность гидрогенераторов.

Успешный результат эксплуатации Красноярских гидрогенераторов позволил принять схему их водоподготовки для систем охлаждения гидрогенераторов Саяно-Шушенской ГЭС.

Вместе с тем, в литературе появились расчётные данные, и^о при увдзянинх чнчя пяпчметпях вопно-химинеекого пе*и«а скорости коррозии в системах охлаждения обмоток статора ещё достаточно высокие 0,002*0,05 г/(н .ч). Поскольку соотнове-ние площади внутренней поверхности медных проводников к объёмам циркулирующей в них воды значительно, то насыщение её'ионами меди происходит достаточно быстро. Кроме того, необходимо было выяснить зависимости скорости коррозии от температурного ренина, кислотности дистиллята, содержания ионов меди и кислорода. Поэтому исследования улучшения качества дистиллированной воды в системах охлаждения были продолжены.

В этой связи стали разрабатываться и внедряться системы, обеспечивающие водно-химический режим на различных принципах.

Например, предложения о регулярных очистках внутренней поверхности водяного тракта с помощью химических растворов не получили распространения из-за разъедания мест пайки соединений стержней с наконечниками, а также из-за сложности и опасности работы с химическими веществами при промывке.

Другим решением проблемы является также химический способ, аналогичный применяемому при обработке воды для котлс-агрегатов с помощью ионитовых фильтров смеванного типа, с дополнением схемы аммиачными фильтрами, что усложнило её, и систематическим вводом в систему агентов, например, гидразина и аммиака. Этот способ, достаточно сложный, так как требует наличия на ГЭС реагентного хозяйства, частой манипуляции ионитными фильтрами, особого контроля при вводе реагента во

I

избежание его передозировки - иначе это приведёт к аварийному снижению диэлектрической прочности дистиллята. Кроне того, было признано, что качество обслуживания таких систем во мно-

гоы зависит от профессионального отбора специалистов с обязательным учётом их психофюиолопмеских характеристик, поскольку при данном способе человек становится неотъемлемым звеном трудоёмкой системы управления водно-химическим режимом, а санитарно-гигиенические условия труда желают быть лучшими.

Поэтому автором была высказана идея, заклшеющдяся в ток, чтобы не стремиться к созданию сложных систем для получения особо высокой очистки воды и тракта, осуществлять сложные и высокоответственные химические операции, а о помощью нетоксичных химических веществ, загружаемых в объёмы тракта обмотки по определенному графику, и соответствующей дозировки достигать такого равновесного состояния водно-химической среды, которая бы обеспечивала, с одной стороны, резкое замедление коррозийных процессов и не способствовала отложениям в тракте, а с другой, не влияла на уменьвение удельного сопротивления воды ниже предельно допустимого.

По инициативе и с участием автора решение такой задачи было осуществлено Ленинградским политехническим институтом, ЛПЭО "Электросила", химслужбой и турбинным цехом Саяно-Шушенс-ко ГЭС.

На основании термодинамически рассчитанных кривых (рис.1) растворимости СаО и опытных данных по влиянию химического состава водяного раствора на образование медно-окисных отложений (рис.2) на поверхностях теплообмена было установлено, что для предотвращения возможности образования отложений

р+

необходимо снизить концентрацию Сиг в охлаждающей воде при рН= ? и температуре 100°С до значений 63,5 10"9 г/л.

Характер температурной зависимости растворимости имеет большое практическое значение для дальнейших решений, так как

-2i-

t\c

Вю. I. Зависимость растворимости CUD от pH воды и температуры.

о г ^ б & ю 12 ^

Рис. 2.1- растворимость СиО в воде при 100°С; 2- экспериментально определённые критические концентрации осадкообразования; 3 - растворы ЫЭА; 4 - растворы МЭА + БТА + ФАД; 5 - реально наблюдаемые концентрации Си2 в системах охлавдения обмоток статора.

им определяется зона преимущественного образования отложений. В кислых- и близких к нейтральным растворам такой опасной зоной является горячая часть тракта, в особенности л.ч. стерж -ней обмотки, что и показала практика эксплуатации гидрогенераторов.

Решением поставленной задачи стало связывание ионов меди

в расворе в прочные комплексные соединения. Концентрация сво-

2+

бодных не связанных ионов Си была снижена на несколько порядков, а растворимость Си0 в воде, содержащей комплексообра-зователь, во столько же раз увеличена. При этом конплеясооб-разователи должны были обеспечивать и необходимый ингибитор-ный эффект.

В результате лабораторных исследований был разработан комплексный ингибитор коррозии и отложений {ЙКО-1), включающий моноэтаноламин (МЭА), бензотриазол (БТА) и формальдегид («АД).

В процессе натурных исследований в системе охлаждения обмоток проводился контроль скорости коррозии меди (как одного из важнейших показателей процесса коррозии), удельного сопротивления дистиллята, его химического состава и содержания С>2, С02 и рН.

Установившиеся значения параметров водно-химического режима после ввода ЙКО-1 достигались через 1-12 месяцев. Этот разброс определялся индивидуальными свойствами гидрогенераторов по "загрязнённости" их водяных трактов.

Среднее значение скорости коррозии с ЙКО-1 по 9 гидроге-

2

нераторам установилось 0,000057 г/(м ' ч). Максимальное зна-

2

чение составляло 0,000085, минимальное 0,000019 г/(м ч). Скорость коррозии определялась специально разработанными и

размещенными в водяном тракте систем охлаждения резистометри-ческими датчиками, чувствительный элемент которых представлял собой слой меди, нанесённый на ситалловую пластину.

На Саяно-Шушенской ГЭС один агрегат (№ 1) для сравнения

работал несколько лет без ИКО-1. В его системе охлаждения ско-

?

рость коррозии составила 0,004*0,006 г/(м ч). По литератур -ным данным на гидрогенераторах других ГЭС в аналогичных условиях в системах охлаждения скорость коррозии составляет 0,002*0,05 г/(м2'ч).

Для оценки скорости коррозии было проведено сравнительное исследование количества медноокисных отложений внутри полых проводников обмотки двух гидрогенераторов, проработавших около 5 лет ( № 1 без ИКО-1; № 2 с ИКО-1) путём извлечения стержней, разрушения их, осмотра внутренней поверхности проводников и отбора с неё отложений на анализ, результаты которого показаны в нижеследующей таблице. В этой таблице помещены также результаты по гидрогенератору № 5, проработавиему 6 лет с ИКО-1 и 6 лет с ИК0-4.

Место стержня для от- Длина Количество отложений Кол-во Общая

бора отложений на хишческий анализ стержня, приведенное расчётом к См, На 1 м длины стержня, С поправкой на коррозию цри от-швке СШ на 1 м длины, толщина слоя иед-но-онисных отложений,

м мг иг/м мг/м мг/м МЕЕМ

1 2 3 4 5 6 7

Г-1.габотам«й без КЮ-1

Пазовая часть 0,48 395 823 778 972 12,66

Нижняя лобовая часть 0,46 218 474 429 536 6,98

Г-глабиямий е НШ-Т

Нижняя лобовая часть 0,47 20 43 33 41 0,52

Пазовая часть 0,45 29 64 54 67 0,87

1 1 2 1 3 1 4 | 5 1 6 I ?

Верхняя лобовая часть 0,43 13 27 17 21 0,27

Г-5.шботавайй с №0-1

и с НИМ в суше 12 лет

Пазовая часть 0,61 37 62 42 77 0,8

0,604 81 131 90 166 1,75

Нижняя лобовая часть 0,530 18 31 20 39 0,44

0,510 16 31 17 38 0,4

Верхняя лобовая часть 0,534 9 18 10 22 0,24

0,530 10 19 11 24 0,25

Из приведённых данных видно, что благодаря регулированию водно-химического режима в системах охлаждения обмоток генераторов с помощью ИКО-1 и ЙКО-4 скорость аррозии сократилась в 70т100 раз, а медно-окисные отложения в каналах проводников стержнеГ? уменьшились в 13*15 раз.

Регулирование водно-химического режима с помощью ИКО-1." в течение 5 лет показало, что параметры устойчивы и составляют: Си 30*388 мкг/л; 02 1*5 мг/л; С02 1,6*3,9 иг/л; Иуд 150*300 кОм.см; рН= 7*7,8.

Результаты работы были использованы при составлении эксг плуатационного циркуляра "Об организации водно-химического режима систем охлаждения обмоток статора Турбо- и гидрогенераторов" Р Ц-10/85 (Э) от 28.05.85 г.

Наряду с тем, что внедрение защиты системы охлаждения от коррозии с применением ИК0-1 было успеяным, имели место и определённые трудности. Главная из них - в дозировке комплексо-образователя МЭА, который вводился путём присадки на смолу ионно-сбменного фильтра (ИОФ) и требовалась постоянная отмыка смолы от МЭА.

Контролировать процесс отмывки трудно; чистая смола других ИОФ, включаемых для поддержания #уд, вскоре "загрязнялась" МЭА; коыплексообразователь из смолы плохо выходил в систему; механическая прочность смолы от воздействия МЭА снижалась; имели место другие мало технологичные операции при работе с ИКО-1.

В этой связи продолжался поиск комплексообразователей, лишённых указанных недостатков с ббльшей простотой в технологии их использования. В результате поиско-исследовательских работ был найден комплекс из двух составляющих: БТА и оксид кадмия (ОКД), который получил название ИКО-4.

Регулирование параметров водно-химического режима в системах охлаждения обмоток гидрогенераторов Саяно-Шуоенской ГЭС с ИКО-4 выполняется в порядке опытно-промышленной эксплуатации уже более 8 лет. За первые 4 года скорость коррозии сос--5 2

тавила 11,9.10 г/(м .ч). В последующий период она снизилась до 1-Ю-6 г/(м2.ч).

С о

(Выше приведен тот же показатель с ИКО-1 5,7*10 ° г/(м .ч).

Среднее содержание других показателей составляет: Си 0*50 мкг/л; 02 1700*2500 мкг/л; С02 1200*10500 мкг/л; Яуд 100*250 кОм.см; рН= 6*7,3.

Опыт эксплуатации за указанный период показал, что загрузка реагентов в системы происходит редко, технология их ввода исключительно простая и не требует высокого уровня специализации операторов. Так, БТА вводится 1-2 раза в год, а ввода ОКД, загружённого 8 лет назад, ещё не требуется из-за очень небольиой его растворимости. В этой связи содержание сЛ2 в охлаждающей воде не превышает ПДК 10 ыкг/л, измерение его производилось точными полярографическим и атомно-адсорб-

ционным методами.

Согласно циркуляру (Р 10/85 (Э) заводом-изготовителем были приняты предложенные авторским коллективом Саяно-Шувенской ГЭС нормы качества охлаждающей воды: для систем охлаждения гидрогенераторов на основе ИКО: рН при Т= 25°С 6-8,5; 0^ не более 2500 мкг/л; Си2 не более 100 мкг/л; Яга не менее 75 кСЫ.см при Т= 25°С.

Выводы

1- При конструировании крупных гидрогенераторов с водяным охлаждением обмоток необходимо специально проектировать схемы водоподготовки, не стремясь к глубокой очистке воды в отличие от требований по её подготовке для котлоагрегатов тепловых электростанций, что на примере создания системы ох-лавдения генераторов Саяно-Шувенской ГЭС обеспечивает необходимую надёжность, простоту схемы и её обслуживания и небольшие затраты на изготовление и эксплуатацию.

2. Надёжность состояния водно-химической среды в системах охлаждения обмоток, исключающая отложения и закупорку полых токоведущих проводников обеспечивается за счёт снижения скорости коррозии путём связывания ионов меди в комплексные стойкие химические соединения. В этом химическом процессе на поверхности меди в каналах проводников образуется тонкая и прочная плёнка окислов, которая препятствует взаимодействию коррозионных агентов с медью, поэтому не следует нормировать их содержание в охлаждающей воде. Нормировать при ингибитор-ном способе регулирования водно-химического режима необходимо: скорость коррозии меди, рН и удельное сопротивление воды.

3. На Саяно-Шушенской ГЭС впервые в системах охлаждения обмоток статоров гидрогенераторов на основе ИКО обеспечено надёжное регулирование водно-химическим режимом, а также

разработаны и внедрена нормы водяного рекиыа. Этот метод не-~ ----- ——

• (.<»^1.11.. ,,4.—„•. ...............

2. ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЯЕНИИ САЯНО-ШУШЕНСКОЙ ГЭС И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ

2.1 Основные проектные предположения и соответствие их натурному состоянию

Саяно-Шуаенская ГЭС является одной из крупнейших гидростанций мира, имеет в своём составе высокую арочно-гравитаци-оннуаз плотину высотой 245 м, построенную в широком створе сейсмического района на многоводной реке в условиях сурового климата.

Развитие конструкций арочных плотин происходило с общим прогрессом науки и техники одновременно с усовершенствованием методов расчёта. Инаенерная практика строительства высоких плотин в нашей стране опережала научные достижения в области расчётов таких соорукений. В особенности этот разрыв сказался при переходе за сравнительно короткий период времени-10т15 лет от строительства высоких гравитационных плотин 100*120 м Братской и Красноярской к арочно-гравитационной Саяно-Шуаенс-кой высотой 245 м.

Расчёты выполненные на стадии проектирования Саяно-Шушен-ской плотины показали, что при нормальном подпорном уровне водохранилища (НПУ) в контакте с основанием долвна появиться зона двухосного растяжения сравнительно небольших размеров. Соответственно предусматривалось армирование напорной грани, её гидроизоляция, создание понура длиной 14 и, сдвиг цемзаве-сы в сторону нижнего бьефа на 15-5-20 ы.

По мере наполнения водохранилища по данным тензоыетри-ческих наблюдений раскрытие контакта скала-бетон со стороны

напорной грани в русловых секциях произошло при гидростатической нагрузке около 80 % от проектной.

С дальнейший наполнением водохранилища и перехода работы плотины на проектный нагрузочный рекии зона растяжения скального основания и бетона напорной грани существенно расширилась и заметно превзошла ожидаемую по проекту.

Специально организованными расчётами по самым современным методикам с использованием полученной в натуре исходной информацией наблюдаемые размеры областей растяжения в бетоне и основании были подтверждены.

Таким образом, удалось сформировать реальную расчётную модель сооружения, используя которую ыохно было вести разработку комплекса мер по уменьшению негативных проявлений, улучшению напряженного состояния плотины.

В соответствии с ухудшением напряженно-деформированного состояния скального основания в зоне расположения противо -фильтрационных устройств фильтрационный расход через основание русловой плотины при НПУ составил 500 л/с вместо ожидаемого 100*150 л/с.

Проект размещения контрольно-измерительной аппаратуры в контактной зоне плотины и основания не в полной мере отвечал задачам эксплуатационного контроля. Причиной этого была недостаточно точная оценка напряженно-деформированного состояния плотины и основания, а также не была учтена естественная фильтрационная неоднородность скального основания.

При НПУ по результатам натурных наблюдений и расчётов, выполненных с учётом фактической схемы возведения сооружения, полноты омоноличивания швов и режима наполнения водохранилища действие растягивающих напряжений консольного направления на

напорной грани распространилось на"высоту до 80*1,00 и и яви-лег:, яртгего^ г?.???"**'«* тоизоктапышх межблочных швов и образования трещин, проявившееся в большей степени мекду отметками 345*355 м.

Некоторые проектные предположения и по другим частям проекта не соответствовали натурному состоянию. Так, сейсмичность района была заложена в проекте 7 баллов, однако по последним предположениям район относится к сейсмичности 8 баллов; водобойный колодец водосбросного тракта должен был надёано пропускать паводок обеспеченностью 0,01 %, без ремонта, однако восстановление крепления его дна будет необходимо выполнять после пропуска таких паводков.

Исходя ид изложенного, эксплуатация столкнулась с рядом серьёзных проблем, поиск решения которых под руководством и с непосредственным участием автора осуществлялся по ходу строительства и освоения гидроузла, а кроме того, возникла определённая социальная напряжённость и настороженность в районе гидроузла.

Выводы

При создании крупных плотин необходимо, чтобы проектные предположения учитывали в первую очередь, все последствия от воздействия их на социально-экономическую и природную среду, а такие вытекали из таких решений, которые обеспечивали бы минимум затрат на эксплуатацию сооружений.

2.2 Основание плотины

Особое внимание уделялось натурному исследованию взаимодействия нижней части плотины с контактной зоной основания, поскольку работа системы "скала-бетон" определяет надёжную работу арочно-гравитационной плотина.

При достижении гидростатической нагрузки около 80 % от проектной гензомэтричбскими наблюдениями было впервые отмечено скачкообразное раскрытие контактного ава под русловой частью плотины. Нарушение сцепления бетона подтверкдается сбросом напряжений консольного направления в прискальаом. батоне напорной грани (рис.З).

Раскрытие контактного ава сопровождается синхронным падением пьезометрических уровней в верховых пьезометрах, бли-зайаих к контакту "скала-бетон", а такие ка глубине около 30 ы и возрастанием пьезометрических уровней эа цементационной завесой, как в приконтактной зона, так и в глубоких слоях основания. Такие изменения показаний пьезометров езегодно повторяются.

Раскрытие ава и указанная реакция пьезометров свидетельствует о появлении зоны двухосного растяпения в скальном массиве под первыми столбами б русловой части плотины при уровне верхнего бьефа (УВБ), меньшем НПУ. По данным тензометрических, пьезометрических наблюдений и геофизических исследований разуплотнение основания распространяется на глубину до 60 м от контакта.

Шестилетним периодом наблюдений, в течение которого плотина работала в проектном режиме наполнения водохранилища до НПУ и сработки до УМО, установлено, что степень разуплотнения основания и локальнее нарушение целостности глубокой цементационной завесы елегодно возрастает - ©тс подтверждается ростом фильтрационного расхода (1990 г. - 185,9 л/с; 1995 г. -- 401,8 л.-'с) под руслозой часть» плотина.

Характерными особенностями деформированного состояния скального основания, влияющими на оценку состояния плотины и

шз I и« 1 иа ( им 1 шт I [ ¡т I ц» 1 ип I им 1 ри -I »н 1 ЬИ ]

Рис. 3. Изменения деформаций . напряжений в приштактнои зоне основания

и йЕЮик:

1,г - РАСКРЫТИЕ КОНТАКТНОГО ШВА В ТОЧКАХ ИЗМЕРЕНИЙ ; - ДЕФОРМАЦИИ ОСНОВАНИЯ 110 ПРЕ-ТОРиОБАТЕАЗМ ПААС СООТЬЕТСТ&ЕННО С 6И0Н 500 и 200 си; 5 6- КОИСОАЪНЫЕ ИППРЧЖЕНИ» е ТЕН30МЕТ-РИЧЕСКИХ ТОЧКАХ 6ЕТСКА.

рвжки оё эксплуатации, полученные ка основе натурных наблюдений, является: наличие в настоящее время остаточных раскрытий при УХ; зависимость пьезометрических уровней в основании под '¡-IV столбами русловой части плотины от состояния дренажа водобойного колодца.

Несмотря на выполненные расчёты нельзя быть уверенным в надёжности бетонного массива мегду раскрытыми строительными швами на о«*. 345*255 м и раскрывшимся контактным азом на глубину до 40 гл. Проведение любых мероприятий по инъекткрозанщр трещин в бетоне и подавлению фильтрации воды не должны иснязв-чагь вероятность отрыва этого массива от плотины по шву между I и И столбами.

Выводы

Недооценка в проекте вопросов взаимодействия системы плотина-основание при проектных нагрузках на арочно-гравитацион-нув плотину привела и разуплотнению основания неозидаемых масштабов и непрекращающемуся росту пеступлзния воды в цементационную галерею.

2.3 Прилегавшие н плотине горные массивы, сейсмика района

Саяно-Шушенскзя плотика сооружена в центральной части относительно монолитного структурно-тектонического Джойско--Кибинского блока. Однако по классическим геологическим представлениям долины рек в горных массивах представляют собой, как правило, границу разломов. Долина р.Енисей сложена метаморфическими породами, левый склон - ортосланцами, празый склон и правобережная часть дна - долины - г.арасланцами. Между ними в левой долинной части залегает промежуточная пачка, состоящая кз переслаивания ортопараслакцен. Эта переходная лачка отличается трезднозатостьз и водопроницаемостью.Породы

имеют максимальное залегание с углом падения 70-85° в сторо-

«¿г х£ра£>0гО с л»1.

По результатам геодезических наблюдений за горизонтальными перемещениями горных массивов в верхнем бьефе плотины отмечается некоторая тенденция к их сближению. Б нижнем бьефе берега работают упруго без остаточных величин смещения.

Проектные предположения исходили из того, что вмещающие плотину геологические массивы представляют собой единый монолитный блок и глубокому альтернативному исследованию этот вопрос не подвергался, хотя в литературе периода проектирования плотины по материалам Алтае-Саянской экспедиции были опубликованы предположения о мощном и достаточно "молодом" Джойсном тектоническом разломе, находящемся вблизи плотины, способным провоцировать землетрясения мощностью выше 7 баллов. Однако это предупреждение не насторожило проектировщиков о более глубокой проработке вопроса по геодинамическим про -цессам. Более того, проектом предполагалась установка сейсмо-аппаратуры только в теле плотины без намерения увязки сейсмо-событий с региональной сейсмической сетью. Специальное изучение вопроса уже в процессе эксплуатации показало, что ненеобходимо вблизи плотины (40-100 км) иметь сейсмостанции региональной сети, что и было реализовано. Одновременно был создан 64 канальный автоматизированный сейсмометрический комплекс Саяно-Шушенской ГЭС (АКС С-ШГЭС) в составе автоматизированной системы управления.

В составе Лаборатории натурных наблюдений гидротехнических сооружений Саяно-Шушенской ГЭС (ЛГТС) была создана группа - сейсыики, чего не было ранее ни в одной организационной

структуре управления эксплуатацией гидросооружений в стране.

В результате появился материал наблюдений, подтверждающий ранее высказываемые предполозения о повышенной сейсмической активности с начала заполнения водохранилища до НПУ. Пятилетний период наблюдений показал, что увеличение нагрузки на земную кору от заполнения водохранилища до проектной згмет-ки в первые два года вызвало наибольшую реакцию в видэ небольших по уровню землетрясений:

Таблица

Годи 1990 г» 1991 г. 1992 г. 1993 г, 1994 г. 1995 г.

пгрвый год (за б

заполнения ¡¿ее.)

ЗОДОХрсНЯ-

лица

Кся~во зклта-

зрясензй 36 25 13 13 15 15

Вазпой задачей эксплуатация является необходимость оценки сейсмостойкости постепенно стареющей арочно-гравитационной плотины с соответственно изменяющейся частотой собственны:; колебаний в результате существенного отличия натуры по НДС от проектных предполезенлй з особенности при изменившееся сзйс-мпчности района.

Очевидно, что нарушения б такой плотине возникнут при меньаих энергетических порогах сойсмовоздействия. Однако ра-чётных программ на такой реальный период эксплуатации плотины пока нет.

Предложенный ВНИИГом способ оценки сейсмостойкости сводится к сравнение расчетных аазегешьнах величин с зарепиггрирс-зантши кинематическими параметрами реакция плотины на землетрясение .

- зе -

Расчёты покгзыззвт, ч-го при 8 бальном зоздейстзии на низов о;,: КЛИН8 напорной Грани вОЗНйКйдЛ' ДинОЛпИх'ё^ьяО ющиз напряжения консольного направления 1,76 1Ша, арочного на грзбнз плотины 1,79 ИПа.

Очевидно, вероятность максимального расчётного землетрясения весьма мала. И дагз близко к ним по воздействию земле -трясение случается очень редко, поэтому в текущей эксплуатации важно знать последствия ох сравнительно слабых воздействий, исходя из реального изложенного выае состояния системы плотина-основание.

Знание реальных величин частот и форм собственных колебаний, затухания процесса колебаний, динамического модуля упругости бетона дает возможность не только точнее рассчитать плотину ка сейсмические воздействия, ко и получить интегральную оценку состояния сооружения. Таким образом, вероятно, можно приблизиться и к реиениз комплексной задачи технической диагностики гидротехнических сооружений, т.е. определить ка первом втапе исследований по калиброванному воздействию (вкб-Ромашиной) изменение спектральных свойств различных зон плотины во времени и отработать корреляционную зависимость этих свойств от величины гидростатической нагрузки, скорости наполнения - опорожнения водохранилища, трощинообрззовзния и изменения напряжённого состояния плотины. На втором этапе исследований необходима отработать зависшхгга по оценке изменений состояния гидросооружений при реально возмущдаих факторах -рабств водосбросов, сзйсыособытиях взрывах, пусках агрегатов.

Это весьма сложная проблема, принимая но внимание, чтс любая плотина уникальна и состояние её определяется очень многими Факторами, причем, как правило, не определёнными заранее.

Имея в руках такой "инструмент", как автоматизированный сейсмометрический комплекс, аналогов которому в гидротехнике страны пока нет, необходимо подступить к решению задачи о диагностике плотины.

Лабораторией ГТС Саяно-Шушенской ГЭС был предложен приближённый способ оценки степени влияния дополнительных динамических нагрузок небольшой интенсивности на НДС плотины.

По этому способу было проверено воздействие на НДС плотины от реального сейсма 3 балла, уверенно зарегистрированного автоматизированным сейсмометрическим комплексом, которое показало, что существенного влияния не произошло.

Существует идея о возможности оценивать сейсмическую ситуацию в районе гидроузлов по показаниям статической контрольно-измерительной аппаратуры, однако для утверждения этого предположения нет ещё достаточных статистических данных.

Выводы

1. Сейсмические исследования в районе гидроузлов необходимо начинать как можно раньше с организацией постоянного контроля за сейсмической активностью в районе гидроузла и местоположением сейсмогенерирующих зон, а также исследований по уточнению параметров сейсмических воздействий.

2. Для плотины должен разрабатываться индивидуальный проект сейсмометрических наблюдений, в основе которого необходимо иметь расчёты по поставленным задачам, будь- то оценка сейсмостойкости, диагностика состояния или другие.

3. Необходимо сконцегарфовать усилия на разработке алгоритмов и программ, в которых использовался бы комплекс натурных данных, в том числе, сейсмометрических, для того, чтобы полученные результаты были основой при разработке технических

— 38 —

управленческих решений по эксплуатации гидросооружений.

2.4 Плотина

натурные наолюдения за плотиной и исследование её состояния на основе результатов наблюдений было начато в период строительства, поскольку известно, что только натурные наблюдения и исследования дают возможность достоверно оценивать фактическое состояние соорунения и наряду с проверкой проектных предположений установить степень его надёаности и безопасности путём выявления нежелательных процессов, происходящих в самом сооружении.

Проектом, как указывалось выше, допускалась область существования незначительных по величине растягивающих напряжений, при которых трещинообразование практически исключалось.

Оперативные расчётные исследования, проведённые ещё в период строительства по более совершенным методикам с учётом изменившейся схемы возведения плотины, её фактического омоно-личивания и наполнения водохранилища показали, что прогнозируемое НДС плотины отличается от первоначально предполагавшегося проектом значительно большими величинами напряжений и областью растяжения бетона и скального основания со стороны напорной грани.

По данным натурных наблюдений первые признаки трешинооб-разования в бетоне напорной грани в поясе расположенном на высоте около 40*50 м от подошвы, были обнаружены при 80% гидростатической нагрузке на плотину от расчётной. К числу этих признаков относятся напорные течи в виде "кинжальных" струй , снижение приращений растягивающих напряжений консольного направления вблизи этого пояса в условиях монотонного роста УВБ.

- 39 -

Во избежание суффозии бетона растянутой зоны из-за сильных протечек воды через неё была проведена попытка проинъек-тировать фильтрующий массив по существующей в стране технологии с применением традиционного материала - цемента. Однако этого сделать не удалось из-за сильного струйного истечения воды и малой скорости набора прочности цементным раствором. Кроме того, если бы удалось произвести цементацию, то в условиях циклического деформирования растянутой зоны цементный камень был бы разрушен. Поэтому возникла необходимость вести поиск новых технологий и соответствующих, достаточно эластичных материалов для инъектирования в растянутую зону бетона, что на первом этапе опытно-промышленных работ успешно реализовано.

С раскрытием контакта "скала-бетон" и развития раскрытия швов в указанном выше поясе напорной грани изменилась схема статической работы плотины относительно проектной, что потребовало проведения дальнейших расчетных исследований по оценке НДС плотины при работе в новых для неё условиях. Согласно этим рачётам глубина раскрытия швов в бетоне распространяется в массив на 23 м при наблюденных в натуре 25т27 м.

Такое состояние плотины исключает из арсенала эксплуатации возможность повывать эффективность гидростанции в многоводные годы за счёт форсировки уровня ВБ. По проекту $ПУ на 4,5 метра выше НПУ и накопленный объём воды за счёт этого мог бы позволить получать дополнительно 1,5 млрд. кВт.ч, т.е. экономическая потеря очевидна. Учитывая, что в проекте расчётно залояены холостые сбросы каядые четыре года, то потери электроэнергии будут и значительны и достаточно регулярны.

- 40 -Выводы

2. Специально разработаны и организованы, щадящие режимы эксплуатации высокой плотины из-за неоправдавшихся проектных предположений по её НДС.

2. Найдены и реализованы в опытно-промышленном порядке новые технологии и нетрадиционные материалы для инъекций да в растянутую зону бетона с целью предотвращения и развития фильтрации воды.

2.5 Водобойный колодец

Гашение' •энергии строительных расходов и эксплуатационных половодий на Саяно-Шушенской ГЭС предусматривается в водобойном колодце. В течение 11 лет он использовался для гашения строительных расходов.

В первый не год пропуска расходов через эксплуатационные водосбросы с полным открытием от 3-х до 4-х затворов произошло практически полное разрушение плит дна водобойного колодца, при максимальном сбросном расходе 4500 м3/с.

' Решение по восстановлению и реконструкции дна были направлены на обеспечение: надёжного сцепления вновь бетонируемых блоков со скальным основанием; совместной работы блоком путём устройства опорных бетонных шпонок в швах; герметизации вертикальных межблочных швов в зоне наибольшего воздействия потока путём установки уплотнений и цементации швов; анкерного пред-напряженного крепления блоков к основанию на глубину до 20 м.

Однако показаниями контрольно-измерительной аппаратуры зафиксировано проникновение осреднённого гидродинамического давления в швы и контактную область основания, т.е. полной герметизации ' швов осуществить не удалось, поэтому остались актуальные вопросы снижения гидродинамического пульсационного

воздействия потока на дко колодца.

Эксплуатационной организацией бал поставлен вопрос о необходимости частичного открытия затворов, чтобы за счет пре -дельного расзирения фронта снизить удельный расход si уменьшить гидродинамические нагрузки в водобойном колодце.

Натурные наблюдения показали, что при удельном расходе в колодце 16 и2/с нет опасных виброперемещэний блоков крепления дка.

Выводы

Не подтвердившиеся в натуре проектные предположения по надёжности водобойного колодца поставил« эксплуатация перед нео5ходимсс?ьзо начинать пропуск половодий загодя, до наступления энергетически выгодных сроков сброса расходов, чтобы обеспечить цздящнй рззих: работа водобойного колодца.

2.6 Некоторые вопросы экологии

Строительство любого искусственного сооружения является вмешательством человека в природную среду. Безусловно это относится я к строительству гздроэнергономплеясоз. Однако в этом в&шо понять зсз ли несёт а себе отрицательное злшжкв к насколько и что является благотворным для среды обитания ? Без такого взвезенного подхода задолго до стадии проектирования гидроузла, а затеи объективного отслеживания последствий на протянении всей его "низки" нельзя рассчитывать на социальное благорасположение.

К соналеигаг при создания Саяно-Еузенского гидрознзргоноуп-лакса ни одно из ведомств кроме отрасли энергетики, не стало участником его создания. Отбзты - Заключения этих ведомств на представленный прозкт гидроузла бь:.тл тяеовши, нащшер: "Данний участок рекх Енисей рыбопромыслового значения не и,уе-

ет..."..."Отсутствие дорог, крутосклоны каньона реки, незначительный запас деловой древесины из общей массы древостоя и кустарника не позволяет организовать лесосводку и является нецелесообразным"... и т.д. и т.п.

После преображения района строительства гидроузла из захолустья в цивилизованный край, создания необходимой инфраструктуры у таких ведомств появилось желание "выявлять" недостатки, связанные с появлением гидроэлектростанции.

Поскольку раздела об охране окружающей среды в проекте не было, то практически не было и развёрнутых обоснованных каких-либо предположений, кроме заключения института им.Эрис-ыана о предполагаемом качестве воды в водохранилище. Однако результаты отбора проб воды природоохранными организациями показали их несоответствие. Корректность этих данных вызвала сомнение.

По инициативе автора были организованы натурные исследования воды р.Енисей в бытовых условиях в районе г.Кызыл (110 км выше выклинивания водохранилища) и в водохранилище. Было назначено 12 створов с отбором проб по ширине и по глубине реки и водохранилища. Эта схема и программа была утверждена Госкомгидрометом и вошла в общероссийскую систему наблюдений.

Результаты наблюдений за 7 лет показывают, что во-первых, содержание фенолов, углеводородов, меди ни по содержанию, ни по динамике изменения во времени и по площади водохранилища не отличаются от среднегодового, что указывает на их в основном природное содержание.

Более,того, разбавляющее действие водохранилища хорошо характеризуется, например, тем, что у створа ГЭС, где располо-

- •

zexu лсгяпсгзэнно-п::ть53^ водогабсрк, еслзчзстзэ ф-зислсз г 2*5 pis чга г ^ерхсзък::

Пркззд§кяк2 призер срггн1Л52ц::и иселздэзеняЗ кгчеотаа зо-дк il су.ст-змат'лчасксгс' контроля никагл^гл npssasaüis гксплуата -цк" гидроэлектростанций ко првдус?.;атрк£ал:!сь. сто яозн* в деятельности s ссзреыекккх условия;;.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ При зэгдеяии сзерлмоцкего пщрозксргзткчзсйзго оборудс-езн;:л к высоких бетонных плотин многие их прккц-лгшслзно заг-киз зкзплуагедигяине свойства ке баля известны. Создавая ¿-цигляъяу.з гадрознергзглчекше объекты к сборудозгшю, задаваясь рззкпк ростоа зисогы плзт:оды ¡s единичной кэгуюсти агрегатов, ке учитывалось, что аельгл з полней хере опираться на прэгаие пргдетаеления, технолога:* л расчзтнкз схз?.'к.

В процессз освоения оборудования к еоэрузеккЕ Крзсколрс-кой и Саяио-СушзкскоЯ ГЭС в регульт£53 превгдёкккх иселедсзз-ки2 натурках иггйздаий автором лкчво ихк г.?и его пзаярадк-с-зпкоы yzzzvnz были разработаны рэзлЕВОБака геяаккя целого ряда задач, з том числе, обзеяечеаа мобильность езгрхкогушх л'^роагрггатоз з йкэргос1:с"з:.:е, практически полностью дикгздк-рогака аззрийнезть гадроггнерзтергг, организована спстз:,!з контроля за пяотаюП, не ¿аозцая аналогов s стрзяс, с автгма-сборов, обработкой ккфзрмацкк я кемплзкенн!: гкг-лягса sa состояния, hî основе которого устаигвякзгетсл 5"сплу-атацлекаай резик гидроузла.

Длл повышения надёхнсстк и рз^зятЕо-сксплуй-тацигзшого сбзспзчекпя впзрвзз рзгработаяы и гнедрены невнз метода эксплуатационного теплового к вибрационного контроля, a Tassa рзгулнровзиия бодко--:<н!д:чэснсго ренина охлаэденид обкотсх

статоров гидрогенераторов, которые вошли е циркуляры и инструкции по их эксплуатации.

гаер&С>С¿'а лпае цоиъОрисй аОоап41Л ¿ОшЛрУьЦйИ Л УсШОЬ

реализованы на действующих гидроагрегатах Красноярской и при изготовлении внедрены на гидрогенераторах Саяно-Шушенской ГЭС, а также ГЭС Пьедро-Дель-Агела (Аргентина).

С целью предотвращения негативных процессов в системе плотина-основание во взаимодействии с вмещающими гидроузел горными массивами, из-за несоответствия натуре некоторых проектных предположений, был разработан ряд организационных и технических решений, б частности:

- на основе материалов натурннх наблюдений и современной вычислительной техники после многократных попыток сформирована реальная математическая модель поведения сооружения, позволяющая уверенно оценивать надёжность сооружения и корректировать технологическое вмешательство по улучшению сос -тояния плотины, основания и скальных береговых массивов;

- нетрадиционная технология и материалы для иньектирова-ния бетона растянутой зоны напорной грани плотины;

- создана опорная сеть сейсмических наблюдений и с привлечением научных организаций Саяно-Шушенской ГЭС проведены исследования геодинамического влияния на НДС плотины и нормативной сейсмичности района гидроузла;

- создана, не имеющая аналогов в стране лаборатория натурных наблюдений за гидротехническими сооружениями, которая с привлечением научных организаций ведет комплексный анализ состояния сооружений с использованием современных методов и техники (геодезические наблюдения за общими перемещениями плотины и берегов, геофизические, акустические, телевизионные

в скважинах и под водой» вибрационные наблюдения за состоянием скального основания и бетона, в том числе, в растянутой зоне, тензометрические наблюдения за изменением напряжений в бетоне, наблюдения за состоянием подземного контура и фильтрацией через основание и тело плотины, геохимический анализ воды, исследования качества воды в водохранилище, контроль возбужденной природной сейсмичности, а также промышленных взрывов и другие);

В результате проведённых исследований освоен уникальный гидроэнергетический комплекс, созданный в суровых климатических условиях на многоводной реке, эффект от которых выражается в том, что уже я концу строительства ГЭС стоимость выработанной электроэнергии втрое превысила затраты, использованные на её строительство.

Основные результаты работа изложены в следующих публикациях:

1. Брызгалов В.й. "Основные результаты приемо-сдаточных испытаний гидроагрегатов Красноярской ГЭС", Сборник докладов на семинаре "Обмен передовым опытом эксплуатации основного оборудования ГЭС" (доклад), 1971.

2. Брызгалов В.И., Боруако B.C., Глебов И.А., Карпов Г.В., Маыиконянц Л.Г., Надточий В.М., Романов В.В., Тер-Газарян Г.Н» "Сравнительные результаты натурных исследований гидрогенераторов 590 MB*А на Красноярской ГЭС", август 1974;Международная конференция по Большим энергосистемам (Париж) доклад 11-0-4, СИГРЭ.

3. Брызгалов В.И. "Красноярская ГЭС - сооружение века", "Сборник Электросила", ¡Р 29, 1974.

4. Брызгалов В.И., Худяков В.А. "Некоторые вопросы эксплуатации гидрогенераторов 500 МВт", "Энергетик", № 12, 1974.

5. Брызгалов В.И. "Вопросы теплового контроля гидрогене-

6. Брызгалов В.И., Бибер I.A., Надточий В.Ы., Соколов А.Е., Кислицкий Б.В., Элькинд Ю.М. "Контроль вибрационного состояния гидрогенераторов", "Энергетик", № 12, 1974.

7. Брызгалов В.И. "Опыт эксплуатации энергетического оборудования Красноярской ГЭС им. 50 лет СССР" (доклад), Сборник докладов Всесоюзному научно-техническому совещанию ЦПНТО, Ленинград, 1975.

8. Брызгалов В.И. "О совместных работах Красноярской ГЭС и ВНИИэлектромаша по повышению эксплуатационной надёжности гидрогенераторов", "Научно-техническая конференция ВНИИэлектро-маа (доклад), Ленинград, 1975.

9. Брызгалов В.И., Кучерявый O.A., Каляаная Л.И. "Вопросы водоподготовки для охлаждения обмоток мощных гидрогенераторов", "Электрические станции", !Р 3, 1975.

10. Брызгалов В.И., Трифель М.С., Ахмедов Г.М., Горчаков К.К. "Коррозийное поведение стали в условиях Красноярской ГЭС", "Гидротехническое строительство", Р 12, 1976.

11. Брызгалов В.И., Бушуев В.В., Филиппова Т.Д., Хазацкий В.Е., Юсин В.М. "АСУ Красноярской ГЭС", Экспресс информация ЦНТИ Информэнерго", №8, 1976.

12. Брызгалов В.И., Соколов А.Е. "К вопросу об уточнении норы на вибрацию статоров гидрогенераторов Красноярской ГЭС", "Электротехника и Электроника", № 5, 1976.

13. Брызгалов В.И., Соколов А.Е. "Некоторые вопросы эффек-твности эксплуатации эл.станций", "Электрические станции", № б, 1976.

14. Брызгалов В.И., Ласло В.Ф., Неровный М.Т., Нестеров Ю.М. "Опыт проектирования расчёта и эксплуатации неэкранирсванных проводов с принудительным охлаждением", "Труды Ленгидропроен-та", 1977.

15. Брызгалов В.И., Соколов А.Е. "Опыт работы лаборатории технической диагностики", "Энергетик", № 12, 1977.

16. Брызгалов В.И., Шушарин А.Д. "Эффективность эксплуатации ГЭС, организация контроля и некоторые результаты наблюдений за ГГС Красноярской ГЭС", "Гидротехническое строительство", !Р 2, 1978.

17. Брызгалов В.И., Кулак В.М., Соколов А.Е. "Оценка вибрации статора гидрогенератора по результатам выборочных измерений", "Электрические станции", № 5, 1978.

18. Брызгалов В.И., Лискун Б.Е. "Опыт эксплуатации Красноярской ГЭС им. 50 лет СССР", "Гидротехническое строительство", №7, 1978.

19. Брызгалов В.И., Шушарин А.Д. "Контроль за работой плотины Красноярской гас", "Строительство и архитектура", № 1, 1978.

20. Брызгалов В.И. "Систематизация теории автоматизированных систем управления гидроэлектростанциями", "Электрические станции", № 9, 1979.

21. Брызгалов В.И. "Вопросы повышения эффективности эксплуатации гидрогенераторов", "Сборник Электросила", № 32.

22. Брызгалов В.И., Кислицкий Б.В., Надточий В.М., Соколов А.Е. "Исследования вибрационного состояния гидрогенераторов Красноярской ГЭС", "Сборник Электросила", № 32, 1979.

23. Брызгалов В.И., Дукзтау А.А., Еихаревич М.С., Пинский Г.Б., Шахматов МЛ. "Статоры гидрогенераторов", "Сборник Электросила", Р 34, 1982.

- ¿8 -

24. Брызгалов В.И., Мороз А.Я. "Некоторые итоги опыта ввода в эксплуатацию сооружений и агрегатов С-ШГЭС", Гидротел-

iil'ilwv ** О О V A'pW/iA у У о

25. Брызгалов В.И. "Красноярская энергосистема в 11-ой пятилетке", "Электрические станции", № 5, 1983.

26. Брызгалов В.И., Дьяков А.#., Магазашшк Я.М,„ "Перспективы развития методов обучения операторов в энергосистемах", "Электрические станции", IP 10, 1983.

27. Брызгалов В.И., Сухотин A.M., Балабанов И.Г., Еидов Р.Н., Зайцев В.А., Кулак Л.М., Пальиский В.Г. "Предотвращение образований медноокиснах отложений в системах водяного охлаждения высо-коиспсльзуемых генераторов", "Электротехническая промышленность", № 7, 1984.

28. Брызгалов В.И., Сухотин A.M., Балабанов И.Г., Ворошилов В.П., Миляев Н.К. "Опыт эксплуатации систем водяного охлаз-дения высокоиспользуемых генераторов с применением ингибиторной защиты от коррозии и медноокисных отложений", "Электротехника", Р 11, 1985.

29. Брызгалов В.И., Балабанов И.Г., Сухотин A.M., Пальмс-кий В.Г. " Опыт проектирования, наладки и эксплуатации систем водяного охлаждения генераторов С-ШГЭС, обеспечивающих высокоэффективную защиту от коррозии и медноокисных отложений" (доклад) , Сборник материалов научно-технической конференции "Решение проблем Саяно-Шуиенского гидроэнергокомплекса", Ленинград, 1986.

30. Брызгалов В.И., Григорьев Ю.А., Васильев Ю.С., Карте-лев Е.Г., Кузьмин К.К. "Основные научно-технические проблемы при создании С-ШГЗС комплекса" (доклад), Сборник материалов

научно-технической конференции "Решение проблем Саяно-Шушенско-го гидроэнергокомплекса", Ленинград, 1986.

31. Брызгалов В.И.» Васильев Ю.С., Складнев М.Ф., Григорьев Ю.А. "Решение проблем охраны окружающей среды при создании С-Ш ГЭС комплекса" (доклад), Сборник материалов научно-технической конференции "Решение проблем Саяно-Шушенского гидроэнергокомплекса", Ленинград, 1986.

32. Крнягажов В.И. "Опыт эксплуатации Саяяо-Шушенской ГЭС в период строительства гидроузла (доклад), Сборник материалов научно-технической конференции "Реиение проблем Саяно-Шушенского гидроэнергокомплекса", Ленинград, 1986. **

33. Брызгалов В.И. "Об эффективности строительства ГЭС и опыте эксплуатации Саяно-Шуиенского комплекса", "Гидротехническое строительство", № 6, 1989.

34. Брызгалов В.И., Шуиарин А.Д. "Измерение уровней верхнего бьефа у высокой плотины в строительный период", "Гидротехническое строительство", !Р 3, 1990.

35. Брызгалов В.И. "Ещё раз об эффективности строительства ГЭС", "Гидротехническое строительство", № 8, 1990.

36. Брызгалов В.И. "Некоторые итоги пятнадцати лет эксплуатации Саяно-Шуяенского гидроэнергокомплекса", "Гидротехническое строительство", № 4, 1994.

3?. Брызгалов В.И. "Опыт организации сейсмологических я сейсмометрических наблюдений на высокой плотине Саяно-Шуиенского гидроэнергокомплекса" (доклад), Дивногорск, 1995.

Изобретения:

38. Брызгалов В.Й., Авроров A.B., Орлов A.C., Семенов ,

Калачев, Стафиевский В.А. "Ротор электрической машины", Авт. свид. SP 448542, приоритет 6 января 1972.

I- 50 -

39. Брызгалов В.И.,\Арошидзе Ю.В., Дукштау A.A.» Дегуса-оов Г.А-. Оолов A.C.. Новиков А.Ф.. Фролов П.Н. "Пояпиаяик'о-вый узел гидрогенератора", Авт.свад. № 984368, приоритет 4 мая 1981.

40. Брызгалов В.И., Сухотин А.М., Хороаайлов В.Г., Зайцев Б.А., Пальмский В.Г., Гайворонский A.B., Еидов Р.Н., Балабанов И.Г., Ворошилов В.П., Кулак Л.М., Миляев Н.К. "Способ предотвращения образования медистых отлояений систем вод.охл. обмоток эл.машин", Авт.свид. I? 1042828, приоритет 30.03.81.

41. Брызгалов В.И., Блинов В.В., Дукштау A.A., Хренов A.B. "Способ определения критич.частоты вращ. ротора гядрогенарат.", Авт.свид. № 129375; приоритет 11 мая 1985.

42. Брызгалов В.И., Белянин В.К., Дукштау A.A., Прутковс-кий С.А., Хренов A.B. "Способ сборки статора электрической ма-аииы", Авт.свад. $ 1791909, приоритет 10 июля 1985.

Тодписано в печать 2.04.96 Тираж /30

Печать ТОО РЭМПИК