2016 год

АО «Институт Гидропроект» по заданию ПАО «РусГидро» выполнил комплекс исследований по оценке возобновляемых энергоресурсов Северного Кавказа (Договор № П-39/11 от 30.06.2011г. «Исследование гидроэнергетического потенциала региона Северного Кавказа с разработкой схемы территориального планирования в части размещения объектов гидроэнергетики»). Работа выполнялась в три этапа и завершена в ноябре 2013 г. Задачей работы являлось уточнение гидроэнергетического потенциала рек региона и разработка концепции его освоения. Разработаны схемы использования гидроэнергетических ресурсов рек основных бассейнов региона - Терек, Кубань, Сулак и Самур. Обоснованы перспективы развития гидроэнергетики как региона в целом, так и входящих в него субъектов федерации, выявлены перспективные ГЭС. Эти материалы явились основой разработки проектов Схем территориального планирования (СТП) субъектов федерации Северного Кавказа в части размещения объектов гидроэнергетики.

Выполненная работа является системной исследовательской работой, в которой доказаны целесообразные для освоения (экономически эффективные) запасы гидроэнергетических ресурсов по каждому из регионов Северного Кавказа, соотнесенные с утвержденными планами развития территорий (Схемами территориального планирования субъектов РФ). Выявлены перспективные для освоения гидроэнергетических ресурсов створы ГЭС по каждому из регионов Северного Кавказа (Карачаево-Черкесия, Кабардино-Балкария, Чеченская Республика, Северная Осетия (Алания), Ингушетия, Дагестан, Адыгея, Ставропольский и Краснодарский края).

Работа является реальной базой для формирования региональных программ социально-экономического развития, планирования разработки проектной документации и организации строительства гидроэнергетических и водохозяйственных объектов.

В работе разработана методика определения собственных частот колебаний плотины в режиме мониторинга по показаниям сейсмометрической сети СТТТГЭС, основанный на измерении характеристик фоновых колебаний - колебаний, связанных с динамическими воздействиями, в основном от различных режимов работы гидроагрегатов. Уровень воздействий в эксплуатационном режиме работы гидроагрегатов сравним с уровнем собственных шумов измерительной аппаратуры, но при этом длительность измерений практически не ограничена, и измерения проводятся синхронно во всех точках регистрации, что позволяет в результате цифровой обработки сигналов выделить собственные частоты и дать оценку достоверности точности полученных результатов. Расчеты параметров выполнены с применением методики определения собственных частот, разработанной в АО «ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева».

В соответствии с предлагаемой методикой, по данным инженерно­сейсмометрических наблюдений определены собственные частоты первых восьми форм колебаний плотины Саяно­Шушенской ГЭС на протяжении полутора лет (два периода наполнения и один период сработки водохранилища). Установлен явно нелинейный характер зависимости собственных частот (выше третьей частоты) от УВБ, отмечено значительное влияние на частоты собственных колебаний температурного фактора. Выделены особенности идентификации колебаний плотины по первой форме собственных колебаний, в связи с наличием близких по частоте нестационарных воздействий, вызываемых работой агрегатов в период пусков и остановов.

Полученные данные отражают ход изменения определяемых параметров - собственных частот колебаний плотины в течение полного цикла наполнения-сработки водохранилища. Выявленные закономерности и особенности дают основания для корректировки подходов к моделированию динамического состояния гидротехнических сооружений и должны использоваться при калибровке расчетных моделей. Контроль собственных частот в режиме мониторинга может быть положен в основу контроля технического состояния гидротехнических сооружений.

В результате выполненных  НИР усовершенствована процедура прогноза по данным сейсмологического мониторинга с использованием ЛСС, проводящегося для оперативного слежения за сейсмическим режимом в районе сооружения.

Была усовершенствована и применена методика анализа локальных и региональных данных на основе принципов сейсмогеодинамики с целью повышения достоверности выводов о характере сейсмического процесса. Были использованы данные, полученные непосредственно автором в результате обработки и интерпретации записей сейсмостанций ЛСС Бурейской ГЭС, и данные из открытых источников: центров данных о землетрясениях России, Китая, Америки.

Эффективность решения задач сейсмического мониторинга гидроузлов повышается при комплексном анализе миграции очагов и пространственно–временных изменений структуры активизированных сейсмогенерирующих зон в регионе. Важная роль при сейсмогеодинамическом анализе придаётся выявлению циклических изменений сейсмоактивности на разномасштабных пространственных и временных уровнях. Признаком техногенного влияния на сейсмичность является возникновение различий в проявлении сейсмоактивности в районе гидроузла, по сравнению с сопредельными аналогичными тектоническими структурами. Следует учитывать то, что техногенное влияние на очаговые зоны землетрясений осуществляется, может быть и не всегда, а только при определённых режимах напряжённо-деформированного состояния земной коры.

Технология проведения анализа включает составление сводного каталога землетрясений, объединяющего данные региональных и локальных сетей сейсмологических наблюдений. Миграция очагов выявляется путём пространственно-временного анализа в трансектах, проходящих через территорию мониторинга по разным направлениям, а обнаружение изменений напряжённого–деформированного состояния геосреды - путём рассмотрения изменений во времени регионального структурного плана активизирующихся сейсмогенерирующих зон.

В 2013 году, после произошедшего в области мониторинга ЛСС Бурейской ГЭС, землетрясения с магнитудой 4,8 и последующей активизации локальных землетрясений, был выполнен анализ по выявления возможных очаговых зон в области гидроузла.

Выполненный с учётом локальных и региональных процессов анализ сейсмичности позволил сделать вывод о начале возрастания в 2014 году геодинамической активности не только локальной, но и региональной.

В начале 2015 года, в соответствии требованиями отраслевого стандарта, было предложено перевести сейсмологические наблюдения на Бурейской ГЭС в режим повышенной готовности, который должен осуществляется в периоды активизации геодинамических процессов. Исследования 2015 года обосновали, что наблюдаемый геодинамический режим с повышенной сейсмической активности имеет региональный характер.

Продолжающиеся наблюдения и анализ сейсмологических данных в 2016 году подтвердили выводы, сделанные в процессе выполнения НИР, то есть подтвердили эффективность разработанной методики.

В представленной работе выполнено научное обоснование модернизации гидроагрегатов, в том числе обосновани новых решений строительных конструкций агрегатных секций, турбинных блоков.

На основании проведенных научных исследований разработаны новые технические решения агрегатных блоков здания ГЭС при модернизации гидротурбин Саратовской ГЭС, которые вошли в состав проектной документации. На основании технических решений, отраженных в проектной документации, АО «Институт Гидропроект» выполняет разработку рабочей документации для каждого модернизируемого гидроагрегата.

Выполненная оценка напряженно-деформированного состояния, прочности и армирования железобетонных конструкций агрегатного блока типовой секции  здания Саратовской ГЭС в условиях проводимого технического перевооружения и модернизации (в том числе при изменении характера действующих нагрузок) показала соответствие требованиям по надежности и безопасности, предъявляемым к ответственным гидросооружениям.

Расчёты выполнялись на действие основных и особых сочетаний нагрузок: в случае нормальной эксплуатации, в эксплуатационном случае с учетом гидроудара и в эксплуатационном случае с учетом сейсмического воздействия (горизонтального и вертикального). Также были выполнены дополнительные  инженерные расчеты на действие гидроудара при образовании вакуума под крышкой турбины в камере рабочего колеса и в конусе отсасывающей трубы при мгновенном закрытии направляющего аппарата.

В рамках разработки рабочей документации реализованы конструктивные решения по армированию блока, установке новых закладных частей гидротурбины, подобраны составы бетонной смеси заоблицовочного пространства, обеспечена надежная работа оборудования в условиях секции здания ГЭС при воздействии новых эксплуатационных нагрузок.

В настоящее время за период с 2013 г. по 2016 г. выполнено научное обоснование и разработана рабочая документация по гидроагрегатам №№10, 14, 8, 4. Гидроагрегаты №№ 10,  14, 8 введены в эксплуатацию и подписаны акты приемки работ.

Результаты выполненного комплекса научно-исследовательских работ были практически реализованы АО «Институт Гидропроект» при разработке рабочей документации по модернизации гидротурбин, при техническом сопровождении модернизации гидротурбин Саратовской ГЭС в период с 2014 г. по 2016 г.

В результате исследований был разработан комбинаторный механизм, использующий сигнал эл. мощности (P-комбинатор). Мощность гидротурбины, выражаемая из эл. мощности, является интегральным показателем потока - и она не используется в классическом H-комбинаторе ни в коем виде.

Также, как и H-комбинатору, P-комбинатору требуются исходные данные для параметризации комбинаторной зависимости. Но в отличие от первого, данные задаются не напором-нетто (который трудно измерить при энергетических испытаниях определения комбинаторной зависимости), а связью комбинаторной пары положений регулирующих органов и развиваемой гидротурбиной мощностью, называемой в этом случае комбинаторной.

В целом потери от несоблюдения комбинаторных зависимостей в Росси оцениваются минимум в 2% впустую пропущенной через гидротурбины воды. Однако актуальным является не только соблюдения комбинаторных зависимостей, но и контроль их изменения во времени из-за износа проточной части гидротурбин при эксплуатации. Существующие методы определения комбинаторной зависимости обладают множеством недостатков в связи с неточностью измерений. Предложен новый метод, не требующий измерения расхода, позволяющий силами эксплуатационного персонала за несколько часов проверить зависимость. Метод базируется на обработке данных, полученных специальным поисковом движением вдоль линии равной мощности и использует величины положения регулирующих органов совместно с величиной мощности гидротурбины. При этом не требуется установка дополнительного оборудования - лишь модификация программного обеспечения регулятора гидротурбины. По данным вычислительного эксперимента на цифровых моделях гидроагрегатов, метод определяет максимум к. п. д. с точностью 0,2%. Именно такой подход лежит в направлении развития современной техники: не только улучшение качества собираемых данных (что дорого), а в первую очередь расширение объема анализируемой взаимосвязанной информации и ее правильная обработка.

Новый комбинаторный механизм (Р-комбинатор) разработан для регуляторов гидротурбин Новосибирской и Шульбинской ГЭС. В 2015-2016 гг. на гидроагрегатах этих ГЭС выполнялись наладочные работы Р-комбинатора. Комбинаторные зависимости турбин оказались качественно схожими с результатами энергетических испытаний индексным методом, проводившимися экспертной организацией.

Таким образом, разработанная специалистами ОАО «Ракурс-инжиниринг» новая система управления лопастями ПЛ турбин решает важную практическую задачу повышения эффективности использования водотока. Созданный Р-комбинатор должен прийти на смену устаревшего (созданного еще в начале XX века) Н-комбинатора, не ориентированного на современные вычислительные методы, обеспечивающие повышение энергоотдачи оборудования.