Энергетическое обследование системы электроснабжения Нижне-Свирской ГЭС Каскада Ладожских ГЭС

1. Краткая характеристика объекта исследования

2. Анализ системы производства, преобразования и распределения электроэнергии

2.1 Характеристика связи с энергосистемой

2.2 Основное электротехническое оборудование ГЭС-9

2.3 Выработка электроэнергии ГЭС-9

2.4 Электроснабжение собственных нужд

2.5 Электрическое освещение

3. Расчет потерь электрической энергии

3.1 Потери в трансформаторах

3.2 Расчетные потери электроэнергии в оборудовании

4. Разработка программы мероприятий по энергосбережению

4.1 Модернизация освещения

4.2 Эффективность модернизации системы освещения

4.3 Замена воздушных выключателей

4.4 Эффективность установки элегазовых выключателей

5. Оценка эффективности использования электроэнергии, составление электробаланса, определение УРЭ

6. Вопросы БЖД

6.1 Требования к персоналу на ГЭС

6.2 Организационные мероприятия по обеспечению безопасности работ на ГЭС

6.3 Ответственный за электрохозяйство

6.4 Обслуживание гидромеханического оборудования на ГЭС

6.4.1 Гидроагрегаты и вспомогательное оборудование

6.4.2 Напорные трубопроводы

6.4.3 Механизмы затворов гидротехнических сооружений

6.5 Оказание первой медицинской помощи при поражении электрическим током на ГЭС Заключение Список использованных источников

Важнейшим приоритетным направлением энергетической политики России является рациональное использование и экономия энергии (энергосбережение — как наиболее часто называют этот процесс в России). В основе этого понимания лежат следующие причины:

— энергообеспечение сопряжено с огромными финансовыми, материальными и трудовыми затратами;

— добыча, производство, транспорт и потребление топливно-энергетических услуг оказывает негативное воздействие на окружающую среду;

— увеличение объема потребление энергоресурсов предприятием вызывает увеличение стоимости выпускаемой продукции, а, следовательно, снижение ее конкурентоспособности на рынке.

Вполне естественно, что в современных условиях энергосбережение становится одним из важнейших факторов экономического роста и социального развития, позволяя, при тех же уровнях энергообеспечения национального хозяйства, направлять высвобождающиеся значительные ресурсы на другие цели — рост производительности труда и доходов населения, развитие социальной инфраструктуры, увеличение производства товаров и услуг и т. п. Выбор основных направлений деятельности в области энергосбережения, а также разработка и внедрение энергосберегающих мероприятий (программы энергосбережения) для любого промышленного предприятия возможны только на основе анализа фактического состояния эффективности использования топливно-энергетических ресурсов, определения потенциала энергосбережения с учетом условий функционирования основных технологических объектов. Такие данные можно получить различными способами, однако наиболее полными и объективными являются результаты, полученные в ходе проведения энергетических обследований (энергоаудитов) предприятий.

Основанием для проведения энергетических обследований (энергоаудитов) промышленных объектов России является «Федеральный закон РФ об энергосбережении» от 23.11.2009 г. № 261-ФЗ.

Процедура энергоаудита предполагает оценку всех аспектов деятельности предприятия, которые связаны с затратами на топливо и энергию различных видов. Он дает руководству предприятия четкое понимание сегодняшнего состояния эффективности энергетических систем, ее соответствие мировым стандартам, возможности и пути достижения этих стандартов.

Обычно началу реализации мероприятий по энергосбережению предшествует проведение энергетического обследования.

Энергетическое обследование — это деятельность по определению класса энергетической эффективности здания, предприятия, продукции, технологического процесса или организации.

Основными целями энергетического обследования являются :

— получение объективных данных об объеме используемых энергетических ресурсов;

— определение показателей энергетической эффективности;

— определение потенциала энергосбережения и повышения энергетической эффективности;

— разработка перечня типовых, общедоступных мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности и проведение их стоимостной оценки.

При проведении энергетического обследования (энергоаудите) проводятся следующие мероприятия:

— анализ состояния систем электроснабжения, теплоснабжения, водообеспечения, технического оборудования промышленного предприятия (объекта);

— оценка состояния систем и средств измерений — приборы для учета энергоносителей и их соответствие установленным требованиям;

— выявление необоснованных потерь;

— оценка состояния системы нормирования энергопотребления и использования энергоносителей;

— проверка энергетических балансов предприятия (объекта);

— расчет удельных норм энергозатрат на выпускаемую продукцию или виды работ;

— оценка целесообразности основных энергосберегающих мероприятий, реализуемых предприятием.

Целью данной работы является определение потенциала энергосбережения и повышения энергетической эффективности Нижне-Свирская ГЭС каскада Ладожских ГЭС.

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ Проекты «обуздания» реки Свирь возникли еще в дореволюционные годы. В 1916 г. инженер В. Д. Никольский рассчитал запасы водной силы реки Свирь, что позволило разработать проект сооружения на Свири двух электростанций и регулирующей плотины. Однако само строительство Нижне-Свирской ГЭС начал русский инженер Генрих Графтио лишь десять лет спустя, вслед за первенцем ГОЭЛРО — Волховской ГЭС. Закладка станции на Свири состоялась 19 октября 1927 г.

Нижне-Свирская ГЭС стала первым в мировой практике крупным гидротехническим сооружением, возведенным на слабых грунтах — девонской глине. А Свирь — первой рекой, перекрытой при строительстве ГЭС по способу профессора С. В. Избаша путем наброски камня в текущую реку. Постройка ГЭС и шлюза улучшила судоходство на порожистой Свири — одном из самых протяженных участков Волго-Балтийской водной системы.

Первый гидроагрегат станции был пущен в эксплуатацию 19 декабря 1933 г. Через год второй и третий гидроагрегаты набрали полную мощность, а в 1935 г. специалисты установили последнюю турбину. Поворотно-лопастные турбины большей — по сравнению со шведскими ASEA на Волховской ГЭС — мощности были изготовлены Ленинградским Металлическим заводом.

В сентябре 1941 г. Нижне-Свирская ГЭС была захвачена: оборудование частично демонтировано, большей частью разрушено. Восстановление станции началось в 1944 г., а через 4 года станция снова заработала на полную мощность в 99 тыс. кВт.

14 мая 1949 г. Нижне-Свирской ГЭС было присвоено имя академика Г. О. Графтио.

Установленная мощность — 99,0 МВт, среднемноголетняя выработка электроэнергии — 490,5 млн кВтч.

Нижне-Свирская ГЭС работает в пиковой части графика нагрузок энергосистемы Северо-Запада. Водохранилище ГЭС затопило Свирские пороги, обеспечив судоходство по р. Свирь. Нижне-Свирская ГЭС сыграла большую роль в развитии промышленности страны в 1930—1950 годах. Нижне-Свирская ГЭС управляется предприятием каскад Ладожских ГЭС и входит в состав ОАО «ТГК-1». Себестоимость 1 кВт· ч в 2001 году 5,9 коп.

В состав гидроузла входят: водосливная бетонная плотина длиной 212 м и максимальной высотой 31 м, примыкающие к ней правобережная и левобережная насыпные земляные плотины длиной 1375 м и максимальной высотой 28 м, однокамерный судоходный шлюз и здание ГЭС подпорного типа длиной 129 м.

На ГЭС для получения электроэнергии используется энергия водных потоков. Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины, которые приводят во вращение синхронные гидрогенераторы. Мощность, развиваемая гидроагрегатом, пропорциональна напору Н (м) и расходу воды Q (м3/с), т. е.

Р? HQ, (1)

Таким образом, мощность ГЭС определяется расходом и напором воды.

Гидроэлектрические станции разделяются в зависимости от вырабатываемой мощности:

— мощные — вырабатывают от 25 МВт и выше;

— средние — до 25 МВт;

— малые гидроэлектростанции — до 5 МВт.

Гидроэлектростанции также делятся в зависимости от максимального использования напора воды:

— высоконапорные — более 60 м;

— средненапорные — от 25 м;

— низконапорные — от 3 до 25 м.

Таким образом, ГЭС — 9 в классификации по мощности занимает место между средней и мощной, а по напору — низконапорная. На низконапорных ГЭС, как и в нашем случае, устанавливаются поворотно-лопастные турбины в железобетонных спиральных камерах.

На ГЭС напор воды создается плотиной. Водное пространство перед плотиной называется верхним бьефом, а ниже плотины — нижним бьефом. Разность уровней верхнего (УВБ) и нижнего бьефа (УНБ) определяет напор Н. На ГЭС — 9 УВБ=18м, УНБ=7м, следовательно напор=11м.

Верхний бьеф образует водохранилище, в котором накапливается вода, используемая по мере необходимости для выработки электроэнергии.

Нижне-Свирская гидроэлектростанция № 9 расположена на реке Свирь на северо-востоке Ленинградской области. Река Свирь равнинная река и ГЭС построена по плотинному типу с водохранилищем суточного регулирования. ГЭС № 9 работает в составе Ладожского каскада филиала «Невский» ТГК-1 в паре с Верхнее-Свирской ГЭС № 12.

Технология производства электроэнергии на ГЭС довольно проста и легко поддается автоматизации. Пуск агрегата Нижне — Свирская ГЭС занимает не более 50с, поэтому Нижне — Свирская ГЭС, наряду с другими станциями, является резервом мощности в энергосистеме Северо-Запада РФ.

Благодаря меньшим эксплуатационным расходам себестоимость электроэнергии на ГЭС, как правило, в несколько раз меньше, чем на тепловых электростанциях.

На станции установлено четыре гидроагрегата с поворотно-лопасными турбинами Каплана и гидрогенераторами типа СВ-902/160−80.

Мощности генераторов: полная Sг. = 37,5 МВА, активная Pг. = 30 МВт, реактивная Qг. = 22,5 МВАр. Напряжение Uном = 11 кВ.

Генераторы работают на I и II систему шин закрытого распределительного устройства 10 кВ (ЗРУ-10 кВ). Секционный выключатель включён. От шин ЗРУ-10 кВ питаются линии электропередач 220 кВ, посредством повышающих главных трансформаторов и открытого распределительного устройства 220 кВ (ОРУ-220 кВ) и районные потребители от шин ОРУ-35 кВ и КРУН-6 кВ, посредством районных трансформаторов.

Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняется. Принято отражать этот факт графиком нагрузки, т. е. диаграммой изменения мощности электроустановки во времени.

Суммируя графики нагрузки потребителей и потери распределения в электрических сетях в целом по энергосистеме, получают результирующий график нагрузки электростанций энергосистемы.

График нагрузки генераторов энергосистемы получают из графика мощности, отпускаемой с шин, учитывая дополнительно расход электроэнергии на собственные нужды.

Нагрузка между отдельными электростанциями распределяется таким образом, чтобы обеспечить максимальную экономичность работы в целом по энергосистеме. Исходя из этих соображений, диспетчерская служба энергосистемы задает электростанциям суточные графики нагрузки.

На рис. 1.4 и 1.5 приведены суточные графики нагрузки Нижне-Свирской ГЭС в режимные дни 09.01.2013 г. и 19.06.2013 г.

Рис. 1.4. Суточный график нагрузки Нижне — Свирской ГЭС 09.01.2013 г. Рис. 1.5. Суточный график нагрузки Нижне — Свирской ГЭС 19.06.2013 г. Суточные графики нагрузок работы оборудования задаются диспетчером в соответствии с ПБР. План балансирующего рынка (ПБР) формируется Системным оператором по результатам конкурентного отбора ценовых заявок поставщиков. На основании результатов такого отбора Системный оператор управляет электроэнергетическими режимами и корректирует планируемую загрузку генерирующих мощностей поставщиков электроэнергии.

При расчете ПБР учитываются уточненный прогноз потребления, текущий состав работающего генерирующего оборудования. По результатам расчета ПБР Системный оператор определяет и доводит до участников рынка плановые графики работы электростанций. Экономические стимулы балансирующего рынка обеспечивают заинтересованность генераторов в корректном планировании выработки и точном выполнении заданных диспетчерских графиков (диспетчерских команд), при этом одним из необходимых условий работы балансирующего рынка является максимально точное формирование управляющих воздействий Системного оператора.

За соблюдением суточного графика и бесперебойной работой генераторов следит оперативный персонал на щите управления ГЭС по щитовым приборам, представленным в табл.1.1.

Таблица1.1

Щитовые приборы

2. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ ПРОИЗВОДСТВО, ПРЕОБРАЗОВАНИЯ И РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

2.1 ХАРАКТЕРИСТИКА СВЯЗИ С ЭНЕРГОСИСТЕМОЙ электрический распределение потеря энергия Как правило, ГЭС сооружается вдали от потребителей, а поэтому вся мощность выдается на одном или двух, а в нашем случае — двух, повышенных напряжениях.

Многие ГЭС работают в пиковой части графика энергосистемы, поэтому агрегаты часто включаются и отключаются, что требует предусматривать установку выключателей на генераторном напряжении. На Нижне — Свирской ГЭС Масляные выключатели типа МГГ-229 и МГУ-20.

Главные повышающие трансформаторы на ГЭС устанавливаются на стороне нижнего бьефа, в условиях ограниченной площадки. Это вызывает необходимость сооружения укрупненных энергоблоков, в нашем случае: два генератора на один повышающий трансформатор.

На Нижне — Свирской ГЭС выдача электроэнергии производится на двух повышенных напряжениях, связь между которыми осуществляется с помощью трансформаторов, типы которых указаны в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Силовые трансформаторы

РУ 220 кВ выполнено по схеме двух секционированной системы шин с отходящими линиями электропередачи:

— ВЛ 220кВ Нижне-Свирская ГЭС — Верхне-Свирская ГЭС с отпайкой на ПС Подпорожская (Л-204);

— ВЛ 220кВ Нижне-Свирская ГЭС — Верхне-Свирская ГЭС с отпайками (л-203);

— ВЛ 220кВ Нижне-Свирская ГЭС — Заостровье с отпайкой на ПС Лодейнопольская (Л-212)

— ВЛ 220кВ Нижне-Свирская ГЭС — Сясь с отпайками (Л-202)

Главная схема электрических соединений Нижне — Свирской ГЭС представлена на рисунках 2.1, 2.2, 2.3.

Учет расхода электрической энергии производится с помощью автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), предназначенной для измерения активной и реактивной электроэнергии и электрической мощности, вырабатываемой Нижне — Свирской ГЭС. Схема сбора данных системы АИИС КУЭ Каскада Ладожских ГЭС представлена на рис. 2.1.

Система технического учета расхода электроэнергии выполнена на базе счетчиков ELSTER A1802RALQ, установленных в ячейках выключателей. Контроль расхода электроэнергии на собственные нужды осуществляется также счетчиками ELSTER A1802RALQ, установленными на отходящих фидерах 10,5 кВ.

Рис. 2.1.Схема сбора данных системы АИИС КУЭ Каскада Ладожских ГЭС Рис. 2.2. Электрическая схема ЗРУ — 10 кВ Рис. 2.3. Электрическая схема ОРУ-220 кВ Рис. 2.4. Электрическая схема ОРУ-35 кВ Рис. 2.4. Электрическая схема ЗРУ-3 кВ

2.2 ОСНОВНОЕ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГЭС-9

Основное электротехническое оборудование Нижне — Свирской ГЭС представлено в табл. 2.2 — 2.7.

Таблица 2.2

Выключатели маслянные и элегазовые

Таблица 2.3

Разъединители

Таблица 2.4

Трансформаторы напряжения

Для питания аппаратуры защиты и измерений на открытой подстанции 220 кВ установлены две группы трансформаторов напряжения. Каждая группа состоит из трех однофазных трансформаторов напряжения каскадного типа НКФ-220 кВ с естественным масляным охлаждением для наружной установки. Установлены ТН на I и II секции шин 220 кВ.

Трансформаторы напряжения НКФ-220 опорного типа маслонаполненные в фарфоровых баках, трехобмоточные. По назначению обмотки трансформатора подразделяются на первичную (ВН) и вторичные (НН) — основную и дополнительную. Сквозь крышку металлического расширителя трансформатора проходит линейный ввод для присоединения одного из концов высоковольтной первичной обмотки трансформатора напряжения к шинам 220 кВ, второй конец первичной обмотки, предназначенный для соединения с землей, выведен кабелем на клеммник, расположенный в основании трансформатора напряжения.

Первичные обмотки трансформаторов напряжения типа НКФ-220 выполнены на номинальное напряжение 220/3 кВ.

Основная вторичная обмотка трансформатора напряжения НКФ-220 выполнена на номинальное напряжение 100/3 В, а вторичная дополнительная обмотка выполнена на напряжение 100 вольт.

Выводы вторичных обмоток трансформаторов напряжения расположены в том же клеммнике, куда подведен конец высоковольтной обмотки, подлежащей заземлению (клеммник в основании ТН).

Первичные высоковольтные обмотки трансформаторов напряжения 220 кВ соединены в звезду с заземлением нейтрали.

Вторичные основные обмотки соединены по схеме звезды с заземленной нейтралью, а дополнительные обмотки по схеме разомкнутого треугольника.

Напряжение на зажимах обмоток разомкнутого треугольника (вторичных дополнительных) в нормальных режимах работы сети теоретически должно равняться нулю. Практически же оно будет иметь незначительную величину равную напряжению небаланса. При коротком замыкании на землю одной из фаз высокого напряжения на зажимах вторичных дополнительных, собранных по схеме разомкнутого треугольника напряжение может достигать 100 вольт.

Трансформаторы напряжения заполнены трансформаторным маслом. Расширитель предназначен для компенсации температурных изменений объема масла трансформатора. Расширитель имеет указатель уровня масла.

Для предотвращения свободного доступа воздуха в трансформатор имеется воздухоосушитель. Это влагопоглощающий фильтр, заполнен силикагелем — индикатором, который при насыщении влагой меняет свою окраску.

Выпуск масла из бака производится через сливной кран, находящийся в нижней части трансформатора напряжения.

Таблица 2.5

Трансформаторы тока

Трансформаторы тока 35 и 220 кВ встроены в масляные выключатели, они конструктивно представляют собой кольцевой сердечник из трансформаторной стали с наложенной на него вторичной обмоткой.

Первичной обмоткой служит токоведущая труба изолятора масляного выключателя.

Для получения различных коэффициентов трансформации вторичные обмотки снабжаются ответвлениями на номинальные токи, приведенные в таблице. Концы вторичных обмоток выведены в специальную клеммную коробку, где производятся:

а) Переключения для получения тех или иных коэффициентов трансформации.

б) Соединение вторичных обмоток в звезду или в треугольник.

Таблица 2.6

Конденсаторы связи

Таблица 2.7

ВЧ заградители

2.3 ВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НИЖНЕ — СВИРСКОЙ ГЭС Объем выработки электроэнергии Нижне — Свирской ГЭС за пять лет представлен в табл. 2.8

Таблица 2.8

Объем выработки электроэнергии за 2009;2013 гг., тыс. кВтч полная на ГЭС

Динамика изменений объемов выработки электроэнергии Нижне — Свирской ГЭС за пять лет представлена на рис. 2.5

Рис. 2.5. Динамика изменений объемов выработки электроэнергии за 2009;2013 гг., тыс. кВтч полная на ГЭС Объем выработки электроэнергии Нижне — Свирской ГЭС за пять лет каждым генератором представлен в табл. 2.9

Таблица 2.9

Объем выработки электроэнергии за 2009;2013 гг., тыс. кВтч каждым генератором на ГЭС

Динамика изменений объемов выработки электроэнергии за пять лет каждым генератором на Нижне — Свирской ГЭС представлена на рис. 2.6.

Рис. 2.6. Динамика изменений объемов выработки электроэнергии за 2009;2013 гг., тыс. кВтч каждым генератором на ГЭС Как видно из рис. 2.5 и 2.6, объемы выработки электроэнергии к 2013 году заметно снизились и они довольно разные. Это связано, в первую очередь, с уровнем воды в водохранилище станции. Высокая температура воздуха в летние месяцы, малое количество атмосферных осадков в виде дождей, высыхание болот и озер — всё это причины малого количества воды в реке.

Также причинами разных объемов выдачи мощности являются ремонты оборудования, как текущие, так и капитальные, а также реконструкции устаревшего оборудования, что приводит к вынужденному простою генераторов и, соответственно, снижению нагрузки станции.

Объемы годовой выработки электроэнергии Нижне — Свирской ГЭС за 2009;2013 гг. представлены в табл.2.10

Таблица 2.10

Объемы годовой выработки электроэнергии за 2009;2013 гг., тыс. кВтч полная на ГЭС

На рис. 2.7 — 2.11 показана динамика изменений объемов выработки электроэнергии по месяцам за 2007 — 2011 гг. на Нижне — Свирской ГЭС.

Рис. 2.7. Динамика изменений объемов выработки электроэнергии за 2009 г., тыс. кВтч Рис. 2.8. Динамика изменений объемов выработки электроэнергии за 2010 г., тыс. кВтч Рис. 2.9. Динамика изменений объемов выработки электроэнергии за 2011 г., тыс. кВтч Рис. 2.10. Динамика изменений объемов выработки электроэнергии за 2012 г., тыс. кВтч Рис. 2.11. Динамика изменений объемов выработки электроэнергии за 2013 г., тыс. кВтч полная на ГЭС Из рисунков 2.7 — 2.11 видно, что по выработке электроэнергии май является пиковым месяцем. Это связано с наступлением весеннего половодья, когда из-за таяния снега значительно поднимается уровень воды в реке, открываются болота и озера, что создает большую боковую приточность.

Такая большая нагрузка характерна для всех летних месяцев, а на некоторых рисунках, мы видим, и для осеннего периода — это летне-осенний паводок. В это время уровень воды в реке напрямую зависит от атмосферных осадков в виде дождя, чем дождливей сезон, тем максимальней нагрузка станции.

2.4 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ СОБСТВЕННЫХ НУЖД (С.Н.)

Для обеспечения технологического процесса получения электроэнергии на ГЭС применяются механизмы собственных нужд. Нормальная работа электростанции возможна только при надёжной работе всех механизмов собственных нужд, что достигается лишь при бесперебойном электроснабжении их.

Потребители с.н. ГЭС делятся:

— на агрегатные: маслонасосы МНУ, насосы смазки, охлаждения и откачки протечек масла и воды.

— на общестанционные: насосы технического водоснабжения, освещение, отопление, вентиляция, подъёмные механизмы, пожарные и вспомогательные насосы.

Часть этих потребителей является ответственными (техническое водоснабжение, маслонасосы МНУ, система пожаротушения, механизмы щитов напорных трубопроводов и аварийного сброса воды). Нарушение электроснабжения этих потребителей с.н. может привести к повреждению или отключению гидроагрегата, снижению выработки электроэнергии, разрушению гидротехнических сооружений.

Например: при потере напряжения на шинах с.н. отключаются насосы МНУ, поддерживающие давление в системе управления турбиной, и при аварийно низком давлении турбина идёт на останов. Также при отключении насосов смазки подшипников гидроагрегата или насосов охлаждения происходит перегрев масла системы смазки, что приводит к разложению масла с потерей смазывающих свойств и как следствие перегрев подшипников. При этом для предотвращения повреждения подшипников турбина останавливается защитой. Поэтому данные электроприёмники с.н. станции являются потребителями 1 категории, они должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания и перерыв их электроснабжения допускается лишь на время автоматического восстановления питания.

В связи с организацией оптового рынка тепловой и электрической энергии повышаются требования к готовности генерирующего оборудования к надёжному, бесперебойному и качественному обеспечению потребителей электроэнергией, т.к. недоотпуск электроэнерии приводит к экономическим потерям и штрафным санкциям.

Для рассматриваемой в проекте станции, важна бесперебойная работа, т.к. гидроэлектростанция является участником оптового рынка, обеспечивает резерв мощности в энергосистеме и участвует в оперативном первичном регулировании частоты. Также станция является узлом синхронизации при переходе систем филиалов ТГК-1 на раздельную работу. Кроме того, аварийный останов или ограничение нагрузки станции напрямую влияет на работу станции стоящей сверху по течению.

Так как при строительстве ГЭС не было внешних источников электроэнергии, для энергоснабжения собственных нужд, были установлены два вспомогательных гидрогенератора (ВГ), мощностью 2,2 МВА каждый, с номинальным напряжением 3 кВ и в части собственных нужд схема сложилась следующим образом. Вспомогательные гидрогенераторы питают две системы шин ЗРУ-3 кВ, обслуживающие присоединённые к ним мотор-генераторы возбуждения главных гидрогенераторов и маслонасосы котлов МНУ электрогидравлических регуляторов турбин. Две другие системы шин ЗРУ-3кВ запитаны от шин ЗРУ-10 кВ посредством трансформаторов собственных нужд ТСН-1 и ТСН-2 типа ТМ 1800−10/3 кВ. Потребители местных нужд 3 кВ, шлюз и рыбозавод питаются от ТСН-2. Обе пары систем шин могут быть соединены междушинными выключателями МШВ-1 и МШВ-2. Таким образом, при нормальной работе станции, вспомогательные генераторы снабжают электроэнергией систему возбуждения и маслонасосы МНУ, т. е. обслуживают главные агрегаты.

Трансформаторы ТСН-1 и ТСН-2 расположены в ЗРУ-10 кВ рядом с ячейками выключателей 10 кВ. Трансформаторы, питающие головные щиты собственных нужд 0,4 кВ расположены в отдельных киосках на отметке 19,70 западной и восточной стороны станции. Головные шиты с.н. 0,4 кВ расположены над киосками трансформаторов на отметке 23,50 западной и восточной стороны машинного зала. Соответственно расположению киоски трансформаторов и головные щиты с.н. 0,4 кВ называются Западный и Восточный.

В связи с развитием энергосистемы, позволившей получать электропитание собственных нужд станции от внешних источников электроэнергии по сетям 220 и 35 кВ, морально и физически устаревшие вспомогательные гидрогенераторы были демонтированы. При этом все потребители с.н. станции стали получать питание от шин генераторного напряжения.

Также, в ходе реконструкций, электромашинное возбуждение заменено на тиристорное самовозбуждение, электродвигатели маслонасосов МНУ заменены на новые и переведены на напряжение 0,4 кВ.

Основными потребителями собственных нужд 0,4 кВ станции являются трехфазные асинхронные двигатели с номинальным напряжением 380 В и номинальной частотой 50Гц. Для распределения электроэнергии по станции используются кабельные линии.

На станции имеются потребители всех трёх категорий надёжности. Нагрузки потребителей сведены в табл. 2.11

Таблица 2.11

Распределение нагрузки потребителей с.н. 0,4 кВ по головным щитам.

Основное электротехническое оборудование С.Н. представлено в табл.2.12 — 2.16

Таблица 2.12

Трансформаторы С.Н.

Таблица 2.13

Реакторы

Таблица 2.14

Выключатели вакуумные

Таблица 2.15

Технические данные трансформаторов тока.

Трансформаторы тока типа ТПШФ, ТПШФД, ТПФ, ТПФУ одновитковые с двумя вторичными обмотками, насаженными на самостоятельные сердечники. Первичной обмоткой трансформаторов тока служат алюминиевая или медная шина, медный стержень, или пластина, помещаемая внутри проходного фарфорового изолятора. Концы вторичной обмотки выведены к специальным зажимам, установленным на фланце, служащем для крепления всего трансформатора тока. Фланцы трансформаторов тока изготовляются из немагнитного чугуна, а сердечники изготовляются из трансформаторной стали, нарезаемой полосами и сворачиваемой в виде часовой пружины. На кожухе трансформатора тока имеется болт для подключения заземления.

Все трансформаторы тока сухие и с фарфоровыми изоляторами рассчитаны для внутренней установки на номинальное напряжение 6ч10 кВ.

В настоящее время для трансформаторов тока внутренней установки применяется литая изоляция на основе эпоксидных смол — это проходные и шинные трансформаторы тока типа ТЛШ, ТПОЛ, ТПЛ.

Для защиты от замыканий на землю кабелей применяются трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛ, ТЗЛМ с литой изоляцией. Они установлены при реконструкции СН на кабелях 10 кВ ТN1,2 Западного и Восточного киосков и на присоединениях 0,4 кВ Западного и Восточного щитов.

Ниже в таблице приводятся технические характеристики трансформаторов тока, установленных на 9 ГЭС.

Таблица 2.16

Технические данные трансформаторов напряжения.

Объемы электроэнергии, затраченной на собственные нужды ГЭС, представлены в табл.2.17 и изображены наглядно на рис. 2.13

Таблица 2.17

Объем потребления электроэнергии на собственные нужды за 2009;2013 гг., тыс. кВтч

Рис. 2.13. Динамика изменений объемов потребления электроэнергии на собственные нужды за 2009;2013 гг., %

Из рисунка видно, что диапазон колебаний объемов потребления электроэнергии на собственные нужды за 5 лет небольшой, резких падений или увеличений потребления нет.

2.5 ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОСВЕЩЕНИЕ Для освещения производственных объектов, на предприятии используются осветительные приборы с лампами накаливания, ДРЛ, люминесцентными лампами и МГЛ. Перечень используемых на предприятии ламп приведен в табл. 2.18. Распределение ламп по видам, по мощности и по производствам приведены на рис. 2.18−2.19

Для освещения территорий ОРУ, пристанционных, трансформаторных площадок, здания ГЭС, производственных помещений, помещений с действующим оборудованием предназначены сети охранного, рабочего, дежурного и аварийного освещения.

Режимы работы освещения.

Охранное освещение — освещение вдоль границ территорий, охраняемых в ночное время. Охранное освещение должно быть включено в темное время суток (включается с наступлением вечерних сумерек, отключается с началом утренних сумерек).

Таблица 2.18

Перечень используемых на предприятии ламп Рис. 2.14. Распределение ламп по видам Рис. 2.15. Распределение ламп по мощности.

Рис. 2.16. Распределение ламп по видам производства (цехам) Рабочее освещение — освещение помещений, зданий, а также участков открытых пространств, предназначенных для работы, прохода людей и движения транспорта. Нормальное состояние рабочего освещения — отключенное. Для производства работ персонал включает необходимое количество светильников рабочего освещения.

Дежурное освещение — освещение проходов, тамбуров, лестничных клеток без естественного освещения или в темное время суток в нерабочее время. Для дежурного освещения используется часть светильников рабочего освещения или аварийного освещения. В темное время суток дежурное освещение должно быть включено в машинном зале, в турбинном зале, на лестничных маршах, на водоприемнике.

Аварийное освещение — освещение для продолжения работы при аварийном отключении рабочего освещения для эвакуации людей из помещения при аварийном отключении рабочего освещения. В помещениях с действующим оборудованием, где для производства работ нет или недостаточно естественное освещение, наряду с рабочим освещением должно быть включено аварийное освещение с тем, чтобы при аварийном отключении рабочего освещения исключить возможность травмирования персонала. Нормальное состояние аварийного освещения в помещениях, где не проводятся работы, переключения, осмотр оборудования — отключенное.

На ГЩУ 2 лампы должны быть присоединены к шинам постоянного тока 1 и 2 секции щита 1П через предохранители и включены круглосуточно.

Аварийное и рабочее освещение в нормальном режиме питается от общего источника. При отключении общего источника питания аварийное освещение автоматически переключается на аккумуляторную батарею.

Проверка действия автомата аварийного освещения должна производиться 1 раз в месяц.

Исходя из всего этого мы можем рассчитать годовое число часов горения ламп, приведенное в табл.2.19

Таблица 2.19

Число часов горения ламп

3. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ Технические потери электроэнергии обусловлены физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям в силовых трансформаторах и электрических приемникам (электроприводах) и выражающимися в преобразовании части электроэнергии в теплоту в элементах сетей и электрооборудования.

Технические потери в электрических сетях данного предприятия можно разделить на две основные составляющие:

— нагрузочные потери электроэнергии;

— условно-постоянные потери электроэнергии.

Детальная структура потерь электроэнергии в обобщенном виде представлена на рисунке 3.1

Рис. 3.1.Детальная структура технических потерь электроэнергии К условно-постоянным потерям электроэнергии относятся:

— потери холостого хода в силовых трансформаторах (автотрансформаторах) и трансформаторах дугогасящих реакторов;

— потери в оборудовании, имеющем одинаковые параметры при любой нагрузке сети (нерегулируемые компенсирующие устройства, вентильные разрядники (РВ), ограничители перенапряжений (ОПН), устройства присоединения ВЧ-связи (УПВЧ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), включая их вторичные цепи, электрические счетчики 0,22−0,66 кВ и изоляция силовых кабелей).

Потери электроэнергии холостого хода в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) определяют на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода ДPх, по формуле:

(2)

где Трi — число часов работы оборудования в i-м режиме; Ui.- напряжение на оборудовании в i-м режиме; Uном — номинальное напряжение оборудования.

3.1 ПОТЕРИ В ТРАНСФОРМАТОРАХ Итого условно-постоянные потери:

ДWуп=У ДWупi; (3)

Где ДWупiпотери электроэнергии в iтрансформаторе Нагрузочные потери в трансформаторах ДWнт=ДPк.з* kз2 * ф (4)

Где ДPк. знагрузочные потери мощности трансформатора кВт;

ф-число часов потерь.

Kз — коэффициент загрузки трансформатора;

В табл. 3.1 представлены основные технические параметры тяговых трансформаторов, необходимые для расчета потерь мощности.

Таблица3.1

Основные технические параметры трансформаторов

3.2 УСЛОВНО — ПОСТОЯННЫЕ ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ОБОРУДОВАНИИ Потери электроэнергии в сборных шинах распределительных устройств (СБРУ-10,5) = 1,3 тыс. кВт?ч/ в год.

В табл.3.2 и 3.3 указаны расчетные потери электроэнергии в оборудовании ГЭС.

Таблица 3.2

Потери электроэнергии в вентильных разрядниках (РВ), ограничителях перенапряжений (ОПН), измерительных трансформаторах тока (ТТ) и напряжения (ТН) и устройствах присоединения ВЧ-связи (УПВЧ)

Таблица 3.3

Потери электроэнергии в изоляции кабелей

Долевое распределение потерь представлено на рис. 3.2

Рис. 3.2.Долевое распределение потерь по видам потерь

4. РАЗРАБОТКА ПРОГРАММЫ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЮ

4.1 МОДЕРНИЗАЦИЯ ОСВЕЩЕНИЯ Анализ состава системы освещения показывает, что основными источниками света на предприятии являются светильники с лампами ДРЛ и лампами накаливания (ЛН).

Появление и бурное развитие в последние годы компактных люминесцентных ламп (КЛЛ), имеющих в 8−10 раз большую продолжительность горения и в 5 раз большую световую отдачу по сравнению с ЛН. КЛЛ малых размеров, имеющие встроенные в лампу малогабаритные пускорегулирующие аппараты и стандартный резьбовой цоколь (Е27, Е14, В22).

Лампы ДРЛ имеют относительно низкую светоотдачу, в связи с чем, необходимо рассмотреть возможность их замены на более эффективные источники света. Для замены ламп ДРЛ рекомендуется использовать лампы типа ДНаТ (натриевые, высокого давления), которые обладают светоотдачей в 2,2 раза выше.

Таблица 4.1

Сравнительные характеристики КЛЛ и ЛН

Расчет снижения электропотребления при замене ламп приведен в табл. 4.2

Таким образом, возможное снижение электропотребления составляет:

— при замене ламп ДРЛ — 47,1 тыс. кВт*ч в год или 37,7 тыс. руб.;

— при замене ламп накаливания — 116,3 тыс. кВт*ч в год или 93 тыс. руб.

4.2 ЭФЕКТИВНОСТЬ МОДЕРНИЗАЦИИ СИСТЕМЫ ОСВЕЩЕНИЯ Для расчета срока окупаемости замены ламп приведем статьи затрат на модернизацию:

— стоимость электроэнергии — 0,8 руб. /кВтч;

— средняя стоимость КЛЛ — 200 руб;

— средняя стоимость ЛН 20 руб.;

— стоимость реконструкции светильников РКУ (РСУ)-250 под лампы ДНаТ составляет 700 руб./светильник, в том числе:

— средняя стоимость лампы ДНаТ -150, 250 — 200 руб.:

— средняя стоимость лампы ДРЛ -250,400 — 100 руб.:

— стоимость импульсно-зажигающего устройства (ИЗУ)-150 руб.;

— стоимость дросселя -300 руб.

Ртуть содержащие лампы нужно утилизировать. Стоимость утилизации 1 лампы — 15 руб.

Результаты расчетов представлены в табл. 4.3

Таблица 4.3

Расчет срока окупаемости замены ламп

4.3 ЗАМЕНА ВОЗДУШНЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ НА ЭЛЕГАЗОВЫЕ Замена воздушных выключателей (ВВ) на элегазовые на 220 позволит сократить расходы электроэнергии на собственные нужды, а именно позволит демонтировать компрессоры высокого давления, и обеспечит более надежную работу главной схемы ГЭС.

Недостатки ВВ:

— сложнее и дороже масляных;

— требуют сложного и дорогого компрессорного хозяйства для получения чистого осушенного сжатого воздуха с давлением 2−4 МПа;

— вынужденное применение воздушных выключателей, выпуск которых зарубежными фирмами прекращен 30 лет назад, вместо элегазовых в 6−8 раз увеличивает аварийность, связанную с их отказом, в 10−12 раз повышает трудозатраты на монтаж и ремонт оборудования;

— увеличение подачи воздуха на вентиляцию в период дождей и необходимость дополнительного электрического обогрева в распределительном шкафу и шкафах управления полюсов при понижении температуры ниже 5 градусов.

Достоинства элегазовых выключателей:

· высокая коммутационная способность;

· электрическая прочность элегаза в 2−3 раза выше прочности воздуха;

· высокая сопротивляемость воздействиям электрического тока;

· повышенная надежность;

· гашение дуги происходит в замкнутом объеме без выхлопа в атмосферу;

· относительно малые габариты и масса;

§ бесшумная работа; не требует ухода, не стареет, не оказывает пагубного влияния на конструктивные части аппарата (при нормальной эксплуатации) и плюс ко всему является сравнительно недорогим;

§ большой коммутационный ресурс контактной системы;

· взрыво-и пожаробезопасен Недостатки элегазовых выключателей:

· высокие требования к качеству элегаза;

· работоспособность выключателя зависит от температуры окружающей среды и при понижении температуры ниже определенного значения выключатель может отказать из-за перехода элегаза в жидкую фазу;

· применение специальной аппаратуры для переодического обслуживания коммутационного аппарата;

· образование в процессе эксплуатации вредных для организма человека веществ — фторидов.

Не смотря на некоторые недостатки, элегазовых выключателель является достойной заменой воздушных коммутационных аппаратов. Ниже приведена таблица расхода электроэнергии на обслуживание воздушных выключателей.

Таблица 4.4

Расход электроэнергии на электродвигатели компрессоров на один воздушный выключатель, тыс. кВтч/год

4.4 ЭФЕКТИВНОСТЬ УСТАНОВКИ ЭЛЕГАЗОВЫХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ

— стоимость электроэнергии — 0,8 руб. /кВтч;

— средняя стоимость ВГТ-110−40/2500 — 1500 000 руб;

— средняя стоимость ВГТ-220−40/3150 — 2950 000 руб.;

— средняя стоимость ВГБ-330−40/3150 — 4500 000 руб;

— затраты на обслуживание одного воздушного выключателя — 100 000 руб в год.

Таблица 4.5

Расчет срока окупаемости замены выключателей

Несмотря на то, что срок окупаемости замены воздушных выключателей на элегазовые получился достаточно большой, это стоит того. В этом расчете мы не учитывали в денежном эквиваленте затраты на ремонт, ревизирование выключателей, проводящееся каждый год, а это затраты на детали, на обслуживающий персонал и недоотпуск эл. энергии из-за простоя оборудования. Элегазовые же выключатели первые пять лет с начала эксплуатации вообще не требуют какого-либо обслуживания, да и потом только по мере необходимости.

5. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, СОСТАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОБАЛАНСА, ОПРЕДЕЛЕНИЕ УРЭ Состав показателей энергетической эффективности регламентируется ГОСТом Р 51 541−99.

Показателем эффективности использования электроэнергии является удельный расход электроэнергии (УРЭ) на тонну выработанной продукции. Отличие фактического показателя от нормативного (утвержденного) определяют степень эффективности работы предприятия.

Удельный расход электроэнергии — показатель, который определяется как величина отношения общего количества электроэнергии к количеству произведенной годовой продукции данного вида.

Худ =, (5)

где: Wг — количество электроэнергии производимое за год;

n — количество потраченной энергии для ее производства.

На основании отчетных данных предприятия и данных баланса потерь, был составлен аналитический баланс потребления электроэнергии за базовый 2013 г., представленный в таб. 5.1

Таблица 5.1

Аналитический баланс потребления электроэнергии за 2013 год

6. ВОПРОСЫ БЖД

6.1 ТРЕБОВАНИЯ К ПЕРСОНАЛУ НА ГЭС

1. Персонал, принимаемый на работу по обслуживанию гидротехнических сооружений и гидромеханического оборудования, должен пройти предварительный медицинский осмотр и в дальнейшем проходить его периодически в сроки, установленные Минздравом России.

Не разрешается допускать к обслуживанию оборудования лиц, не прошедших медицинские осмотры.

2. Лица, допущенные к работам по вторым профессиям, а также к выполнению специальных работ, не предусмотренных ЕТКС для данной профессии, должны быть обучены и иметь об этом запись в удостоверении в соответствии с требованиями Правил работы с персоналом в организациях электроэнергетики Российской федерации.

Специальными следует считать работы:

— верхолазные;

— по обслуживанию объектов и оборудования, подконтрольных Госгортехнадзору России;

— огневые и газоопасные;

— со ртутью;

— с электро-, пневмои абразивным инструментом;

— стропальные;

— на циркульных пилах;

— по перемещению тяжестей с применением автои электропогрузчиков, электрокаров;

— на металлообрабатывающих и абразивных станках.

Перечень специальных работ может быть с учетом местных условий дополнен работодателем.

3. Персонал, использующий в своей работе станочное оборудование, инструменты и приспособления, а также выполняющий сварочные и другие огневые работы, обязан знать и исполнять Правила безопасности при работе с инструментом и приспособлениями.

4. Персонал, обслуживающий электрическую часть устройств автоматики, измерений и защит, должен руководствоваться Межотраслевыми правилами по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок.

5. Весь персонал должен быть обеспечен спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной и коллективной защиты в зависимости от выполняемых работ и обязан пользоваться ими во время работы.

В случае неприменения, неправильного применения и использования не по назначению средств защиты, выданных персоналу для выполнения определенной работы, ответственность за последствия (возникновение несчастного случая или ухудшение здоровья) несет работник, виновный в их

6. Работник, находящийся в помещениях с действующим энергетическим оборудованием (за исключением щитов управления), в колодцах, камерах, каналах, шахтах, туннелях, на строительной площадке, в ремонтной зоне и в местах, где возможно падение камней и других предметов, а также в зоне погрузочно-разгрузочных работ, должен носить защитную каску с застегнутым подбородным ремнем. Волосы следует убирать под каску.

Персонал, выполняющий работы на воде, должен быть обеспечен спасательными кругами, нагрудниками, страховочными поясами, концами, уметь плавать, грести и управлять лодкой.

7. Весь персонал должен владеть приемами освобождения человека, попавшего под напряжение, от действия электрического тока и оказания ему первой помощи, а также оказания такой помощи пострадавшим при других несчастных случаях. Проверка знаний Инструкции по оказанию первой помощи при несчастных случаях на производстве должна проводиться при периодической проверке знаний правил техники безопасности и инструкций по охране труда. Ежегодно, с применением современных тренажеров, должно проводиться обучение персонала приемам реанимации.

6.2 ОРГАНИЗАЦИОННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ РАБОТ НА ГЭС

1. Работы на гидромеханическом оборудовании и гидротехнических сооружениях проводятся по нарядам-допускам и распоряжениям.

Наряд-допуск — письменное распоряжение на безопасное производство работы, определяющее содержание, место, время и условия её выполнения, необходимые меры безопасности, состав бригады и лиц, ответственных за безопасность работы.

Работы, не требующие проведения технических мероприятий по подготовке рабочих мест и не указанные в п. 3.1.3, могут выполняться по

2. По нарядам выполняются:

— ремонт гидротурбин, их вспомогательного оборудования (регуляторов скорости, маслонапорных установок и др.) и механической части генераторов;

— ремонт гидротехнических сооружений (перечень работ устанавливается начальником цеха);

— ремонт насосов;

— ремонт компрессорных установок;

— ремонт вентиляционных установок;

— ремонт грузоподъемных кранов и подкрановых путей;

— все виды работ и осмотров в водопроводящем тракте (водоводы, спиральные камеры, отсасывающие трубы, аванкамеры), а также в каналах, шахтах, туннелях, колодцах, баках и резервуарах;

— огневые работы на оборудовании, в зоне действующего оборудования и в производственных помещениях (кроме специально оборудованных для этого постоянных мест проведения огневых работ);

— дефектоскопия оборудования, металлических и бетонных конструкций;

— верхолазные работы;

— нанесение антикоррозионных покрытий, гидроизоляционные работы;

— сборка и разборка лесов, подмостей и площадок;

— земляные работы в зоне расположения подземных коммуникаций;

— все виды подводных работ;

— работы, проводимые с плавучих средств;

— работы по очистке ото льда затворов, решеток и напорных сооружений;

— взрывные работы;

— промывы лож водохранилищ и верхних бьефов;

— ремонт трубопроводов и арматуры (без снятия ее с трубопроводов);

— работы в газоопасных местах.

3. Работы, не включенные в перечень выполняемых по нарядам (п. 3.1.3.), могут, по решению работодателя, проводиться как по нарядам, так и по распоряжениям.

Перечни работ, выполняемых в подразделениях по нарядам, утверждаются руководителем организации.

4. Для обеспечения безопасного проведения работ должны быть выполнены:

— оформление наряда (выдача распоряжения) на работу;

— выдача разрешения на подготовку рабочего места;

— подготовка рабочего места;

— выдача разрешения на допуск к работе;

— допуск на рабочее место;

— надзор за работающими при выполнении работ;

— перевод на другое рабочее место;

— оформление перерывов в работе;

— оформление окончания работы.

5. Наряд выдается на срок действия заявки на ремонт оборудования или вывода в ремонт гидротехнического сооружения.

При перерывах в работе наряд остается действительным.

Если срок действия наряда истек, а ремонт не закончен, заявка и наряд продлеваются. Наряд может продлить лицо, его выдавшее или имеющее право выдачи нарядов на данное оборудование, на срок до полного окончания ремонта. В обоих экземплярах наряда в строке «Наряд продлен» делается запись о новом сроке его действия.

6. При подготовке рабочего места должны быть:

— проведены необходимые отключения оборудования;

— приняты меры, препятствующие ошибочному включению оборудования или самопроизвольному открытию (закрытию) запорных устройств и арматуры;

— обеспечены безопасные условия выполнения работы (дренирование, обезвоживание, отглушение);

— вывешены знаки (плакаты) безопасности и установлены (при необходимости) ограждения.

7. Работы по распоряжению могут выполняться одним работником или бригадой.

Распоряжения передаются бригаде (работнику) непосредственно или по средствам связи.

Распоряжения имеют разовый характер, срок их действия определяется продолжительностью рабочего дня исполнителей. При необходимости продолжения работы распоряжение должно отдаваться и оформляться заново.

8. О начале и окончании работ по нарядам и распоряжениям делается запись в оперативном журнале начальника смены цеха с указанием вида и места работы.

9. Учет и регистрацию работ по нарядам и распоряжениям ведет дежурный персонал в «Журнале учета работ по нарядам и распоряжениям». При отсутствии дежурного персонала учет и регистрацию работ ведет лицо, выдающее наряд (отдающее распоряжение).

Место нахождения журнала должно быть определено руководителем организации.

Журнал должен быть пронумерован, прошнурован и скреплен печатью.

Срок хранения законченного журнала — месяц после последней записи.

6.3 ОТВЕТСТВЕННЫЙ ЗА ЭЛЕКТРОХОЗЯЙ НА ГЭС Ответственный за электрохозяйство назначается из числа административно-технического персонала, в электроустановках до 1000 В имеющего группу IV по электробезопасности, в электроустановках выше 1000В-группу V по электробезопасности для непосредственного выполнения обязанностей по организации эксплуатации электроустановок. По организационным вопросам он подчиняется руководителю, а по техническим — главному инженеру организации.

В своей работе ответственный за электрохозяйство руководствуется правовыми и нормативно-техническими документами, действующими в электроэнергетике.

Ответственный за электрохозяйство должен организовать:

— содержание электротехнического и электротехнологического оборудования и сетей в работоспособном состоянии и его эксплуатацию в соответствии с требованиями действующих документов;

— своевременное и качественное проведение профилактических работ, ремонта, модернизации и реконструкции электрооборудования;

— подбор электротехнического персонала, периодические медицинские осмотры работников, расстановку их на соответствующие должности;

— обучение электротехнического персонала и проверку знаний действующих нормативно-технических документов, должностных и эксплуатационных инструкций;

— присвоение не электротехническому персоналу группы I по электробезопасности;

— надежную работу электроустановок и безопасное их обслуживание;

— предотвращение использования технологий и методов работы, оказывающих отрицательное влияние на окружающую среду;

— учет и анализ нарушений в работе электроустановок, несчастных случаев и принятие мер по устранению причин их возникновения;

— разработку должностных и эксплуатационных инструкций для электротехнического персонала;

— проведение инструктажей по безопасности труда, занятий по пожарно-техническому минимуму и противопожарных инструктажей;

— допуск электротехнического персонала к специальным работам;

— разработку и утверждение однолинейной схемы электроснабжения организации;

— составление заявок на приобретение электрооборудования, запасных частей и материалов, учет наличия электрооборудования по подразделениям организации;

— регулярно (не реже одного раза в месяц) контролировать состояние электроустановок и электробезопасность в организации, учитывать показатели работы электротехнического персонала и оборудования, анализировать их и принимать меры к устранению недостатков;

— проведение необходимых испытаний электрооборудования, эксплуатация молниезащиты, измерительных приборов и средств учета электроэнергии;

— обеспечение экономичного режима потребления электроэнергии; поддержание показателей качества электроэнергии в заданных пределах;

— прием в эксплуатацию новых и реконструированных электроустановок;

— подготовка электроустановок для работы в зимних условиях;

— обучение электротехнического персонала правилам оказания первой помощи пострадавшим;

— подготовка эксплуатационных документов (проектов приказов, распоряжений, списков, перечней, журналов и т. п.) по обеспечению безопасного производства работ в электроустановках;

— подготовка рабочих мест в электроустановках организации, укомплектование их средствами защиты, документацией, схемами, инструкциями, медицинской аптечкой, приборами, средствами связи и пожаротушения;

— внедрение новых безопасных технологий, методов работы и современного оборудования в электроустановках;

— своевременное выполнение мероприятий по охране труда, правилам безопасности, предусмотренных соответствующими планами работы и устранения

6.4 ОБСЛУЖИВАНИЕ ГИДРОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА ГЭС

6.4.1 ГИДРОАГРЕГАТЫ И ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

1. При работах в камере рабочего колеса турбины, связанных с перемещением лопастей рабочего колеса и лопаток направляющего аппарата, агрегат должен находиться наручном управлении. У колонки регулятора должен стоять проинструктированный дежурный. Перемещать регулирующие органы следует только по команде лица, находящегося в камере.

2. При ремонте оборудования, находящегося под давлением, с ремонтируемого участка должно быть снято давление, а оборудование — опорожнено. С электроприводов отключающей арматуры и цепей их управления следует снять напряжение. На маховиках отключающей аппаратуры должны быть плакаты (знаки), запрещающие оперирование арматурой: «Не открывать — работают люди», а на опорожняющей — «Не закрывать — работают люди»; на ключах управления электроприводами — «Не включать — работают люди»; на месте работы — «Работать здесь!».

3. Люки на водопроводящих трактах турбины, спиральной камеры, камеры рабочего колеса и отсасывающей трубы следует открывать после опорожнения этих полостей и проверки в них отсутствия давления. При этом должны работать устройства, откачивающие протечки воды.

4. Допуск персонала в напорный трубопровод, в спиральную камеру, камеру рабочего колеса, отсасывающую трубу и другие полости водопроводящего тракта турбины может быть разрешен только после установки ремонтных или аварийно-ремонтных затворов, откачки воды и принятия мер по предотвращению открытия затворов и задвижек, через которые вода может поступать в осушенный тракт, а также проверки отсутствия загазованности.

5. Спускаться в проточную часть турбины разрешается по одному человеку по надежно закрепленной вверху металлической лестнице.

6. При работах в проточной части гидроагрегатов необходимо обеспечить следующие меры безопасности: вода из проточной части турбины должна откачиваться при заданном уровне в отсасывающей трубе; устройства опорожнения должны обеспечивать удаление протечек при нарушении уплотнений затвора; автоматика устройств опорожнения проточной части агрегатов должна быть в исправном состоянии и находиться в работе.

Заданный уровень воды в отсасывающей трубе должен быть таким, чтобы при нарушении уплотнения затвора или выходе из строя откачивающих устройств время заполнения отсасывающей трубы до отметки оси рабочего колеса было достаточным для вывода персонала с рабочих мест на вращающихся частях и из проточной части, задраивания люков на крышке турбины, закрытия направляющего аппарата (если он был открыт) и задвижки сброса воды из спиральной камеры.

7. Осмотр и ремонт лопаток направляющего аппарата и лопастей рабочего колеса турбины должны вестись со специальных подмостей.

8. При установке или снятии лесов под рабочим колесом турбины или при работах непосредственно с лопастей рабочего колеса персонал должен быть обеспечен предохранительными поясами.

9. По окончании ремонтных работ в проточной части турбины руководитель работ обязан тщательно осмотреть агрегат, спиральную камеру, камеру рабочего колеса, отсасывающую трубу и донные водосбросы, лично удостовериться в отсутствии в них людей, материалов, инструментов и приспособлений. Разрешение дежурному персоналу на затопление подводной части (подъем щитов, открытие затворов) дается после закрытия всех люков, дренажных устройств и закрытия наряда, а также записи в оперативном журнале о возможности затопления.

10. При заполнении системы регулирования маслом персоналу не разрешается находиться на органах регулирования.

11. Не разрешаются работы, связанные с заменой и ремонтом арматуры на маслопроводах и с разборкой деталей регулирования (за исключением замены манометров), при работающей турбине.

Допускается разборка электрогидравлических преобразователей на электрогидравлических регуляторах скорости для чистки дросселей и снятия характеристик. При этом регулятор должен быть переведен на ручное управление, и у него постоянно должен находиться машинист гидроагрегата.

12. При ремонте проточной части гидротурбины, если недостаточна её естественная вентиляция, должны применяться принудительная вентиляция и, при необходимости, подогрев воздуха. Для освещения рабочих мест необходимы переносные электрические светильники напряжением 12 В.

6.4.2 НАПОРНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

1. Работы на напорных трубопроводах разрешаются с подмостей, прочно установленных на трубопроводе. Для спуска и подъема людей на подмости должны быть установлены лестницы.

Не допускается хождение по трубе при осмотре напорных трубопроводов.

2. При работе на трубопроводе или внутри него с уклоном свыше 20 град, персонал должен быть обеспечен предохранительными поясами.

При работе внутри и снаружи металлического трубопровода работающие должны быть обеспечены необходимыми индивидуальными средствами защиты от прикосновения к металлу (войлочными матами, наплечниками и наколенниками).

3. Не разрешается спуск персонала в аванкамеру до опорожнения трубопровода и нахождение в ней во время наполнения трубопровода.

4. При опорожнении или наполнении трубопровода нахождение персонала в зоне аэрационных отверстий не разрешается. Аэрационные отверстия должны быть перекрыты решетками.

5. При осмотре и ремонте напорных трубопроводов автоматическая защита от разрыва трубопроводов должна быть предварительно отключена и обесточена.

6. На весь период ремонта трубопровода затворы с верховой стороны должны быть закрыты и приняты меры по предупреждению их открытия (снято напряжение с электроприводов и цепей управления затворами в соответствии с «Межотраслевыми правилами по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок», затворы поставлены на стопор, снято давление и вывешены предупреждающие плакаты или знаки безопасности).

7. Не разрешается работа в трубопроводе при наличии в нем потока воды глубиной более 5 см.

8. Перед задраиванием люков и наполнением трубопровода руководитель работ обязан лично удостовериться в отсутствии в нем людей, инструментов и приспособлений. Только после этого дается разрешение дежурному персоналу на открытие входных затворов для наполнения трубопровода.

9. Проводить работы внутри напорных трубопроводов с уклоном более 30 град, разрешается только с передвижной платформы (подъемных подмостей) и с применением предохранительного пояса.

10. Открывать люк трубопровода разрешается без давления в спиральной камере турбины. При открытии люков на трубопроводе гайки болтов следует отвинчивать постепенно, чтобы могла стечь вода. Персонал, открывающий люки, должен находиться вне действия струи.

6.4.3 МЕХАНИЗМЫ ЗАТВОРОВ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ

1. У открытых проемов щитовых отделений должны быть предусмотрены ограждения по периметру проема.

2. Разрешение на вход в помещения, где расположены механизмы, определяется местными инструкциями.

3. При маневрировании затворами гидротехнических сооружений персоналу не разрешается находиться на элементах затвора, не взятого на подхваты или надежно не закрепленного. Исключение составляют случаи, когда нахождение персонала необходимо на элементах затвора для установки затвора на подхваты, а также на захватной балке, спускаемой в паз, при обследовании закладных частей пазов затворов и решеток. При этом персонал должен быть специально подготовлен и снабжен необходимыми предохранительными и спасательными средствами.

Для подъема персонала на ригель затвора может быть использована люлька, поднимаемая краном.

В зоне подъема и опускания затворов не разрешается находиться не принимающим участия в этой работе.

4. Перед открытием затвора должны быть выведены люди и плавсредства из зоны действия потока воды верхнего и нижнего бьефов.

В ночное время в районе открытых затворов должны быть установлены световые сигналы.

5. При работе затворов и механизмов нахождение над ними персонала на подвесных устройствах не допускается. Приступать к осмотру и ремонту затворов и механизмов разрешается только после принятия мер по предотвращению случайного их включения.

6. На подъемных механизмах затвора, находящегося в ремонте, должны быть вывешены плакаты, запрещающие подачу напряжения и оперирование затвором: «Не включать — работают люди».

Линия электропитания, идущая к данным механизмам, должна быть обесточена, а ручной привод закрыт на замок.

7. При осмотре, чистке и ремонте механизмов должны быть приняты меры, исключающие возможность перемещения движущихся частей механизма (снято напряжение, задействованы стопор или подхваты, вывешены запрещающие плакаты (знаки) на ключи управления и др.).

8. Механизмы затворов должны иметь предохранительные и блокировочные устройства, автоматически их останавливающие, а также исключающие возможность включения электропривода при работе ручным приводом или при застопоренном механизме.

9. Пуск в эксплуатацию механизма после ремонта должен осуществляться только после его осмотра и испытания.

10. Условия безопасности, связанные с электрической частью механического оборудования, должны обеспечиваться в соответствии с «Межотраслевыми правилами по охране труда (правилами безопасности) при эксплуатации электроустановок».

6.5 ОКАЗАНИЕ ПЕРВОЙ МЕДИЦИНСКОЙ ПОМОЩИ ПРИ ПОРАЖЕНИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИМ ТОКОМ НА ГЭС Весь персонал, обслуживающий электроустановки, ежегодно должен обучаться приемам освобождения от электрического тока, выполнению искусственного дыхания и наружного массажа сердца. Занятия проводит компетентный медицинский персонал с отработкой практических действий на тренажерах. Ответственность за организацию обучения несет руководитель предприятия.

Если человек прикасается рукой к токоведущим частям, находящимся под напряжением, то это вызывает непроизвольное судорожное сокращение мышц кисти руки, после чего освободиться от токоведущих частей он самостоятельно уже не в силах. Поэтому первое действие оказывающего помощь — немедленное отключение электроустановки, которой касается пострадавший. Отключение производится с помощью выключателей, рубильников, вывертыванием пробок и другими способами. Если пострадавший находится на высоте, то при отключении установки необходимо следить, чтобы он не упал.

Если отключить установку сложно, то необходимо освободить пострадавшего, используя все средства защиты, чтобы самому не оказаться под напряжением.

При напряжении до 1000 В для освобождения пострадавшего от провода, упавшего на него, можно воспользоваться сухой доской или палкой. Можно также оттянуть за сухую одежду, избегая при этом прикосновения к металлическим частям и открытым участкам тела пострадавшего; действовать необходимо одной рукой, держа вторую за спиной. Надежнее всего оказывающему помощь использовать при освобождении пострадавшего диэлектрические перчатки и резиновые коврики. После освобождения пострадавшего от действия электрического тока необходимо оценить состояние пострадавшего, чтобы оказать соответствующую первую помощь.

Если пострадавший находится в сознании, дыхание и пульс устойчивы, то необходимо уложить его на подстилку; расстегнуть одежду; создать приток свежего воздуха; создать полный покой, наблюдая за дыханием и пульсом. Ни в коем случае нельзя позволять пострадавшему двигаться, так как может наступить ухудшение состояния. Только врач может решить вопрос, что делать дальше. Если пострадавший дышит очень редко и судорожно, но у него прощупывается пульс, необходимо сразу же начать делать искусственное дыхание.

Если у пострадавшего отсутствуют сознание, дыхание, пульс, зрачки расширены, то можно считать, что он находится в состоянии клинической смерти. В этом случае необходимо срочно приступить к оживлению организма с помощью искусственного дыхания по способу «изо рта в рот» и непрямого массажа сердца. Если в течение всего 5−6 минут после прекращения сердечной деятельности не начать оживлять организм пострадавшего, то без кислорода воздуха погибают клетки головного мозга и смерть из клинической переходит в биологическую; процесс станет необратимым. Следовательно, пятиминутный лимит времени является решающим фактором при оживлении.

С помощью непрямого массажа сердца в сочетании с искусственным дыханием любой человек может вернуть пострадавшего к жизни или будет выиграно время до прибытия бригады реаниматоров.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте произведена энергетическое обследование системы электроснабжения Нижне — Свирской ГЭС Каскада Ладожских ГЭС:

— произведен анализ системы производства, преобразования и распределения электроэнергии;

— определены потери электрической энергии в оборудовании;

— составлен электрический баланс по предприятию.

Потери холостого хода в трансформаторах составляют 1,1%.

Утечки через изоляцию составляют 0,1%.

Потери нагрузочные 0,2%.

Общие потери составляют 1,4%.

Для повышения энергоэффективности было предложено заменить старые светильники на современные с более высоким КПД, заменить лампы накаливания на КЛЛ, лампы ДРЛ на ДНаТ. Также предложена замена масляных выключателей на элегазовые.

В результате, суммарное снижение расхода электроэнергии на освещение составило 219,7 тыс.кВт.ч/год, а экономия электрической энергии при замене выключателей составила 172,5 тыс.кВт.ч/год.

С учетом того, что стоимость электроэнергии составляет 0,8 руб. за 1 кВт•ч, потенциальная экономия находится на уровне 313,76 тыс. руб. в год.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Федеральный закон № 261-Ф3 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» от 23 ноября 2009 г.

2. Распоряжение 2446-р от 27.12.2010 г. «О государственной программе Российской Федерации «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года»

3. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для сред. проф. образования / Л. Д. Рожкова, В. С. Козулин. Москва Энергоатомиздат, 1987. 648с.

4. Инструкция № 10 по эксплуатации электротехнического оборудования ГЭС-9, 2009. 26с.

5. Инструкция № 11 по эксплуатации установок собственных нужд ГЭС-9,, 2010. 21с.

6. Электрическая часть электрических станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. М.: Энегоатомиздат, 1989. 608 с.

7. Правила устройства электроустановок (7-е издание). — М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 2009 г. 500 с.

8. Межотраслевые правила по охране труда при эксплуат. электроустановок. — М.: Изд-во ЭНАС-ГЛОБУЛУС, ИЗДАТЕЛЬСКАЯ ГРУППА 2004 г. 200с.

9. Правила безопасности при обслуживании гидротехнических сооружений и гидромеханического оборудования энергоснабжающих организаций. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001 г. 200с.