Гидроэлектростанции и гидроаккумулирующие электростанции (ГЭС и ГАЭС) по-прежнему занимают особо важное место в современных энергетических системах, выполняя главную роль по регулированию ее параметров в нестационарных режимах, а также покрывая наиболее неравномерную часть графиков нагрузки. Кроме того, низкая стоимость товарной продукции ГЭС весьма положительно сказывается на ценообразовании электроэнергии на рынке ее сбыта.
Гидроэлектростанции являются сложными природно-техническими комплексами. Их проектирование, строительство и эксплуатация требуют знакомства с широким кругом общетехнических и специальных дисциплин.
Из-за старения основных фондов, как ГЭС, так и электрической сети, а также и естественной убыли эксплуатационных кадров начнут возникать проблемы обеспечения надежности и безопасности гидроэлектростанций и электрических сетей, если не вводить новые мощности и не готовить молодых специалистов.
В рыночных условиях особенно ужесточаются требования к сокращению затрат на эксплуатацию производственных мощностей. В частности, речь идет о минимизации численности обслуживающего персонала на объектах электроэнергетики. То есть задача организации совмещения профессий у специалистов, работающих в области проектирования, строительства и эксплуатации ГЭС, а также электрических сетей, обостряется. Более того, на «стареющих» ГЭС возникает необходимость в реконструкции не только основного гидросилового и электротехнического оборудования, но и в крупном ремонте гидротехнических сооружений (ГТС), т. е. специалисты должны обладать знаниями в области строительно-монтажного производства даже на эксплуатирующихся ГЭС.
На эти обстоятельства накладывается рыночная конъюнктура с обеспечением органическим топливом тепловых электростанций (ТЭС), стоимость которого будет продолжать расти, а запасы истощаться. Поэтому возобновляемый источник — энергия рек, все более будет привлекать внимание при планировании прироста мощностей в энергосистемах путем строительства ГЭС. Вначале будет отдаваться предпочтение строительству ГЭС малой и средней мощности, а затем и крупных гидроэлектростанций. Экономика производства, в особенности на строительстве небольших и средних ГЭС, будет диктовать требования также минимизации численности персонала за счет совмещения профессий специалистов по строительству ГТС, монтажу и наладке оборудования.
Комплексная специальность «Гидроэлектростанции» предполагает соединение специалистов трех направлений: инженера-гидроэнергетика-гидротехника (использование водной энергии и строительство сооружений), инженера-механика, специалиста по турбинному и гидромеханическому оборудованию ГТС и инженера-электрика, специалиста по электротехническому оборудованию, релейной защите и автоматике.
Строительство гидротехнических сооружений
... строительством больших и малых гидротехнических сооружений должны заниматься высококвалифицированные специалисты. [3] ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ ... гидроэлектростанции (совмещенная ГЭС) или другие сооружения для выполнения нескольких функций одновременно. При осуществлении водохозяйственных действий, гидротехнические сооружения, ... по классу капитальности гидротехнического сооружения ...
Производственная практика — одна из частей учебного процесса, которая необходима для закрепления теоретических знаний.
Объектом практики является Филиал ОАО «РусГидро» — «Воткинская ГЭС».
Главная цель учебной практики заключается в предоставлении возможности будущему специалисту получить навыки в области избранной профессиональной деятельности.
Задачей производственной моей практики является более глубокое ознакомление с оборудованием Воткинской ГЭС.
1. Характеристика Воткинской ГЭС
Воткинская ГЭС — один из узловых системообразующих пунктов сети электроснабжения Уральского региона России. К основным задачам станции относится: работа в пиковой части графика нагрузки, обеспечение высокооперативного резерва при различных нарушениях и отклонениях планового режима, регулирование водотока реки Кама для обеспечения судоходства и бесперебойной работы водозаборных сооружений городов.
Являясь важным узлом в объединенной энергосистеме Урала, Воткинская ГЭС непосредственно связана с Пермской, Удмуртской, Кировской, Башкирской и Свердловской энергосистемами. Станция участвует в автоматическом регулировании частоты и перетоков мощности по линиям электропередач «Центр — Урал». Как станция с суточным и частично сезонным регулированием, ГЭС покрывает утренние и вечерние пиковые нагрузки в Уральской энергосистеме.
По воспоминаниям первостроителей гидроэлектростанции, именно сооружению Воткинской ГЭС был обязан своим возникновением город Чайковский. Небольшой рабочий поселок на берегу Камы ныне превратился в современный красивый город, получивший имя гениального композитора.
Сооружение на Каме каскада из трех гидроэлектростанций (Камской, Воткинской, Нижнекамской) явилось одним из важнейших достижений гидротехники страны. Это пример разностороннего использования водных ресурсов для удовлетворения потребностей различных отраслей экономики: энергетики, речного транспорта, водоснабжения.
Строительство Воткинской ГЭС на р. Кама решило многие важные задачи, главная из которых — наиболее полное использование водно-энергетических ресурсов для получения большого количества недорогой электроэнергии. Гидроэлектростанции на Каме повысили надежность энергоснабжения единой энергосистемы страны. В районе расположения гидроузлов были созданы условия для развития территориально-промышленных комплексов, защиты от наводнений городов и населенных пунктов, сооружены авто- и железнодорожные переходы через Каму, образованы крупные водохранилища, обеспечивающие надежное водоснабжение прилегающих районов и городов.
Гидроэлектростанция строилась по русловой схеме с 1955 по 1965 год. В ее состав входит:
- бетонная плотина для слива воды высотой 44,5 м и длинной 191 м%;
- намытые земляные плотины высотой до 35,5 м и общей длинной 4470 м;
- защитная дамба в верхнем бьефе примыкающая к судоходному однокамерному двухниточному шлюзу;
- само здание ГЭС имеющее длину 273 м и проложенный автомобильный переход по ее сооружениям.
Таблица 1 — Характеристика водохранилища
|
Длина, км |
365 |
|
|
Ширина, км |
10 |
|
|
Глубина, м |
До 28 |
|
|
Площадь водосбора, км2 |
181 500 |
|
|
Среднемноголетний сток, км3 |
53,73 |
|
|
Площадь водохранилища при НПУ 89 м, км2 |
1 120 |
|
|
Полная и полезная емкость водохранилища, км3 |
9,4 и 3,7 |
|
|
Расчетный максимальный сбросный расход через сооружения (0,1%), м3/с |
19 500 |
|
|
Длина напорного фронта, км |
5,37 |
|
|
Максимальный статический напор, м |
23 |
|
2. Характеристика основного энергетического оборудования
Гидроэлектростанция руслового типа. В здании установлено 8 гидроагрегатов с поворотно-лопастными турбинами и трехфазными генераторами зонтичного исполнения мощностью по 100 МВт и 2 гидроагрегата по 110 МВт.
2.1 Технические характеристики турбин
На Воткинской ГЭС установлены турбины типа ПЛ 661-ВБ-930.
Основные технические характеристики:
На Воткинской ГЭС установлены турбины типа ПЛ-661-ВБ-930.
(П — поворотно, Л — лопастная, модель рабочего колеса №661, В — вертикальная, Б — бетонная спиральная камера, 930 -диаметр рабочего колеса в см.).
Изготовитель — Ленинградский металлический завод (ЛМЗ)
Таблица 2 — Технические характеристики турбины.
|
Тип |
ПЛ-661-ВБ-930 |
|
|
Мощность турбины: при расчетном напоре 16,5 м. максимальная при напоре 17,5 м. |
— 100000 кВт. — 107000 кВт. |
|
|
Напоры: максимальный расчетный по мощности минимальный |
— 23,5 м. — 16,5 и 17,5 м. — 12,5 м. |
|
|
Расход воды на охлаждение ГА при расчетном напоре и номинальной мощности |
— 710 м і/сек. |
|
|
Номинальное число оборотов |
— 62,5 об/мин. |
|
|
Разгонное число оборотов не более |
— 145 об/мин. |
|
|
Максимальная скорость при сбросе нагрузки |
— 140% (87,5 об/мин) |
|
|
Максимальное осевое усилие на пяту гидроагрегата от турбины |
— 2400 т. |
|
|
Максимальная допустимая высота отсасывания (от оси поворота лопастей до уровня НБ при напоре 17,5 м. и мощности 107000 кВт)-Нs |
»5,2 м.- « |
|
|
Расход воды при расчетном напоре (16,5-17,5 м.) на холостом ходу. |
— 30 мі/сек. |
|
|
Изменение давления воды в спиральной камере при сбросе полной нагрузки не более |
— 0,25 кг/смІ. |
|
|
Клапан срыва вакуума: количество диаметр пружина |
— 2 шт. — 400 мм — свободного действия (открывается под действием разряжения) |
|
2.2 Технические характеристики генераторов
На Воткинской ГЭС установлены генераторы типа СВ 1500/170-96
(С-синхронный, В-вертикальный, 1500-наружный диаметр сердечника статора в см., 170-высота сердечника статора в см., 96-количество полюсов ротора).
Таблица 3 — Технические характеристики генератора типа СВ 1500/170-96.
|
Номинальная мощность |
— 117650 кВА 100000 кВт |
|
|
Номинальный коэффициент мощности |
— 0,85 |
|
|
Номинальное напряжение статора |
— 13800 В |
|
|
Номинальный ток статора |
— 4930 А |
|
|
Номинальный ток ротора |
— 1795 А |
|
|
Напряжение на кольцах при номинальной нагрузке |
— 430 В |
|
|
Направление вращения (если смотреть со стороны возбудителя) |
— по часовой стрелке |
|
|
Скорость вращения: номинальная угонная |
— 62,5 об/мин — 145 об/мин |
|
|
Система охлаждения |
-замкнутая воздушная с охлаждением воздуха водой |
|
|
Тип охладителей |
— ВО-188/2200-56-М2-УХЛ4 |
|
|
Количество охладителей |
— 12 |
|
|
Расход воды на охлаждение |
— 720 мі/час |
|
|
Номинальный напор охлаждающей воды |
— 20м водного столба |
|
|
Система торможения |
— воздушная |
|
|
Число тормозных колодок |
— 36 |
|
|
Тип тормоза |
400- ТЦ 220 |
|
|
Давление сжатого воздуха на торможение |
— 27 кг/смІ. |
|
|
Начало торможения при скорости вращения не более |
— 22% N ном. |
|
|
Наружный диаметр |
1500 |
|
|
длина активной стали |
170 |
|
|
Количество полюсов |
96 |
|
У здания ГЭС со стороны нижнего бьефа установлены 6 трансформаторов следующих типов: ТДЦТГА-250000/110, ТДЦ-250000/220, ТДЦГ-250000/220, АОРДЦТ-135000/500/220, АТДЦТ-250000/220/110.
- 1) ТДЦ-250000/220
Т- трехфазный;
- ДЦ — с принудительной циркуляцией масла и воздуха;
- 2)АОРДЦТ-135000/500/220
А — автотрансформатор;
О -однофазный,
Р- обмотка низшего напряжения расщеплена на две;
- ДЦ — с принудительной циркуляцией масла и воздуха;
Т — трехобмоточный трансформатор
- 3)ТДЦТ-250000/110
Т- трехфазный;
- ДЦ — с принудительной циркуляцией масла и воздуха;
Т — трехобмоточный трансформатор
- 4) ТДЦ-250000/220
Т- трехфазный;
- ДЦ — с принудительной циркуляцией масла и воздуха;
- 5)АТДЦТ-250000/220/110.
А — автотрансформатор;
- Т — трехфазный;
- ДЦ — охлаждение с принудительной циркуляцией масла и воздуха с ненаправленным потоком масла;
- Т — трехобмоточный;
250000 — Номинальная мощность кВА
YY — Класс напряжения обмотки ВН, кВ;
- У1 — вид климатического исполнения.
Силовые понижающие трехфазные двухобмоточные масляные трансформаторы АТДЦТН-250000 предназначен для связи электрических сетей. Остов автотрансформатора бронестержневой из холоднокатаной электротехнической стали с жаростойким изоляционным покрытием. Шихтовка с комбинированным стыком пластин. Стяжка стержней и боковых ярм выполняется стеклобандажами, торцевых ярм — металлическими полубандажами. Обмотка последовательная — переплетенная с вводом в середину, выполнена из подразделенного провода, общая — непрерывная из подразделенного провода, регулировочная (РО) — винтовая многоходовая однослойная из транспонированного провода, НН — винтовая. Все обмотки выполнены из медного провода с прямоугольным сечением. Изоляция между обмотками маслобарьерного типа выполняется из изолирующих цилиндров, реек и других изоляционных деталей. Вводы 500 и 110 кВ герметичные маслонаполненные протяжного типа, вводы НН со съемным фарфором. Бак автотрансформатора колокольного типа. Автотрансформатор транспортируется в собственном баке с маслом в частично демонтированном виде на железнодорожном транспортере сочлененного типа.
3. Противоаварийная автоматика
Краткое описание противоаварийной автоматики.
В операционной зоне Филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала применяется следующие виды противоаварийной автоматики:
- Централизованная система противоаварийной автоматики (ЦСПА)предназначена для предотвращения нарушений статической устойчивости энергосистемы (части энергосистемы).
— Локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ, АРС, АРУ) предназначена для предотвращения нарушения статической и динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанции, узла двигательной нагрузки, в контролируемом сечении, энергорайона и предотвращения недопустимых токовых нагрузок ЛЭП и оборудования.
- Автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР) предназначена для выявления и ликвидации асинхронных режимов отдельных генераторов, электростанций и частей энергосистем.
- Автоматика ограничения снижения напряжения (AOCH) предназначена для предотвращения недопустимого по условиям устойчивости генерирующего оборудования и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии снижения напряжения.
- Автоматика ограничения повышения напряжения (АОПН) предназначена для предотвращения недопустимого по величине и длительности повышения напряжения на оборудовании объектов электроэнергетики.
- Автоматика ограничения перегрузки оборудования (АОПО) предназначена для предотвращения недопустимой по величине и длительности токовой нагрузки электрооборудования и ЛЭП.
— Автоматика разгрузки узла (далее АРУ ВотГЭС) предназначена для управления мощностью ОЭС Урала с целью сохранения устойчивости при аварийных отключениях отдельных ВЛ 500 кВ, СШ 500 кВВотГЭС и реализации команд от ЦСПА ОЭС Урала — ОГ 300, ОГ 600.
При включенной в работу ЦСПА ОЭС Урала АРУ ВотГЭС выполняет следующие функции: защищает устойчивость в сечениях: КаГРЭС- ВотГЭС+Звезда-Вятка+Емелино-ВотГЭС и КаГРЭС-ВотГЭС+Звезда-Вятка+Южная-Емелино, и выполняет функции реализации команд от ЦСП ОЭС Урала — ОГ 300, ОГ 600.
При ремонте ЦСПА и при совмещении ремонта ЦСПА с одиночными ремонтами контролируемых ВЛ 500 кВ , СШ АРУ ВотГЭСКаГРЭС-ВотГЭС+Звезда-Вятка+Южная-Емелино и выполняет функции частичного резервирования ЦСПА ОЭС Урала
4. Технико-экономические показатели Воткинской ГЭС за 2014 год. Выработка электроэнергии за год
Фактическая выработка электроэнергии за 2014 год составила 2 527 409 тыс. кВт.ч или 108,7 % бизнес- плана ( 2 325 000 тыс. кВтч.)
Сведения о распределении выработки по месяцам 2014 года в сравнении с 2014 годом представлены в таблице.
Таблица 4 — Распределение выработки по месяцам.
|
№ |
Период |
2012, тыс. кВт.ч |
2013, тыс. кВт.ч |
2014, тыс. кВт.ч |
+/- (2014 к 2013) |
|
|
1 |
январь |
140 884 |
140 167 |
186 231 |
46 064 |
|
|
2 |
февраль |
134 657 |
127 195 |
165 805 |
38 610 |
|
|
3 |
март |
140 231 |
125 451 |
180 188 |
54 737 |
|
|
4 |
I квартал |
415 771 |
392 813 |
532 225 |
139 412 |
|
|
5 |
апрель |
204 956 |
199 547 |
196 930 |
-2 617 |
|
|
6 |
май |
319 291 |
337 683 |
446 348 |
108 665 |
|
|
7 |
июнь |
325 835 |
287 010 |
337 684 |
50 674 |
|
|
8 |
II квартал |
850 081 |
824 240 |
980 963 |
156 723 |
|
|
9 |
июль |
198 924 |
205 309 |
202 709 |
-2 600 |
|
|
10 |
август |
196 907 |
197 397 |
182 181 |
-15 216 |
|
|
11 |
сентябрь |
164 750 |
176 626 |
143 291 |
-33 335 |
|
|
12 |
III квартал |
560 581 |
579 332 |
528 181 |
-51 151 |
|
|
13 |
октябрь |
147 133 |
184 883 |
136 290 |
-48 593 |
|
|
14 |
ноябрь |
139 478 |
214 271 |
153 607 |
-60 664 |
|
|
15 |
декабрь |
146 943 |
217 541 |
196 143 |
-21 398 |
|
|
16 |
IV квартал |
433 554 |
616 695 |
486 040 |
-130 655 |
|
|
17 |
Итого за год |
2 259 987 |
2 413 081 |
2 527 409 |
114 329 |
|
4.1 Расход воды из водохранилища за год, сведение о динамике энергетических показателей
Сведения о динамике энергетических показателей представлены в таблице 5.
Таблица 5 — Динамика энергетических показателей
|
Период |
Удельный расход, куб. м / с*кВт.ч |
Среднемесячный напор, м |
Среднемесячный КПД гидроагрегата, % |
Коэффициент полезного использования водных ресурсов % |
|
|
январь |
21.10 |
19.85 |
87.7 |
98,9 |
|
|
февраль |
21.86 |
19.09 |
88.0 |
99,2 |
|
|
март |
22.17 |
18.79 |
88.2 |
91,1 |
|
|
апрель |
22.52 |
18.58 |
87.8 |
98,5 |
|
|
май |
21.97 |
19.31 |
86.6 |
98,7 |
|
|
июнь |
20.68 |
21.06 |
84.3 |
98,7 |
|
|
июль |
18.74 |
22.51 |
87.0 |
98,2 |
|
|
август |
18.76 |
22.28 |
87.8 |
96,8 |
|
|
сентябрь |
19.67 |
21.10 |
88.5 |
99,1 |
|
|
октябрь |
20.27 |
20.61 |
87.9 |
98,2 |
|
|
ноябрь |
19.64 |
21.21 |
88.1 |
98,6 |
|
|
декабрь |
19.96 |
21.06 |
87.4 |
98,4 |
|
|
Среднее за 2013 год |
20.77 |
20.55 |
87.0 |
98.4 |
|
5. Планирование режимов работы ГЭС
Процесс планирования водноэнгерегтического режима работы ГЭС складывается из:
- планирование водного режима работы ГЭС;
- планирование энергетического режима работы ГЭС.
Планирование ВРР ГЭС:
Исходной информацией является:
- Прогноз Гидрометцентра;
- Нормативные документы;
- Рекомендации Межведомственных групп.
Росводресурсы принимают решение о режиме работы гидроузла. При этом решаются следующие задачи по степени приоритета:
- Обеспечения безопасности ГТС;
- Защита от наводнений;
- Обеспечение водоснабжения;
- Производство электроэнергии.
Установленный режим работы доводится до:
- Системного оператора;
- Собственника ГЭС.
Планирование ВРР бывают:
- Суточное
- Недельное
- Годовое
Рисунок 1.Суточно планирование Рисунок 2.Недельное планирование
Рисунок 2. Годовое (сезонное) планирование
Рисунок 4.Многолетнее планирование
Рисунок 5 Схема планирования режимов Воткинской ГЭС
ФАВР-федеральное агентство водных ресурсов.
ОРЭМ-Оптовый рынок электроэнергии и мощности.
6. Регулирование напряжения
6.1 Контрольные пункты по напряжению
Диспетчер Пермского РДУ обязан контролировать и регулировать напряжение в соответствии с заданными графиками напряжения в контрольных пунктах.
Контрольные пункты по напряжению должны выбираться исходя из влияния напряжения в контрольных пунктах на обеспечение следующих требований:
- соответствие уровней напряжения значениям, допустимым для оборудования;
- обеспечение необходимого запаса устойчивости в контролируемых сечениях;
- обеспечение нормативных запасов устойчивости двигательной нагрузки в промежуточных узлах энергосистемы;
- возможность регулирования напряжения в контрольном пункте в диапазоне, задаваемом графиком напряжения, средствами регулирования, доступными диспетчерскому персоналу.
6.2 Оптимальные пределы напряжения
Оптимальные пределы напряжения при задании графиков определяются по условию минимума потерь активной мощности в системообразующей сети 220-110 кВ от перетоков реактивной.
6.3 График напряжения
График напряжения в контрольных пунктах Пермского РДУ утверждается отдельно и не является приложением к настоящему Положению.
Разработанный «График напряжения в контрольных пунктах Филиала ОАО «СО ЕЭС» Пермское РДУ» направляется собственникам энергообъектов, системы (секции) шин которых являются контрольными пунктами по напряжению Пермского РДУ, не позднее, чем за 3 дня до начала его срока действия.
6.4 Описание и эффективность средств регулирования напряжения
При управлении электроэнергетическим режимом используются следующие средства регулирования напряжения в контрольных пунктах:
- Воткинская ГЭС 1(2) СШ 500 кВ
Контроль напряжения в контрольном пункте осуществляют ОДУ Урала, Пермское РДУ и Удмуртское РДУ, регулирование напряжения осуществляет ОДУ Урала.
Мероприятия по регулированию напряжения в контрольном пункте приведены в «Положении по управлению режимами работы энергосистемы в операционной зоне Филиала ОАО «СО ЕЭС» ОДУ Урала».
- Воткинская ГЭС 1(2) СШ 110 кВ
Контроль и регулирование напряжения в контрольном пункте осуществляет Пермское РДУ.
Средства регулирования напряжения в контрольном пункте:
- Загрузка (разгрузка) по реактивной мощности ГГ-110 кВВоткинской ГЭС, не допуская перегрузки по току ротора и статора, эффективность — 50 МВАр / 1,9 кВ.
- Загрузка (разгрузка) по реактивной мощности ГГ-220 кВВоткинской ГЭС, не допуская перегрузки по току ротора и статора, эффективность — 50 МВАр / 0,8 кВ.
- Загрузка (разгрузка) по реактивной мощности генераторов Чайковской ТЭЦ, не допуская перегрузки по току ротора и статора, эффективность — 20 МВАр / 0,6 кВ.
6.5 Порядок регулирования напряжения в контрольных пунктах
Дежурные работники Воткинской ГЭС, указанных в Перечне контрольных пунктов, обязаны контролировать и всеми доступными им средствами — по согласованию с вышестоящим диспетчером — поддерживать заданные уровни напряжения, руководствуясь принципами, изложенными в настоящем разделе.
Действия оперативно-диспетчерского персонала по регулированию напряжения и реактивной мощности должны быть упреждающими по отношению к предполагаемому изменению напряжения.
Необходимо учитывать, что при режимах работы, приводящих к увеличению загрузки сети по активной мощности, увеличивается потребность в реактивной мощности и снижаются уровни напряжения, а при режимах, приводящих к уменьшению загрузки сети, уровни напряжений повышаются.
В случае снижения напряжения в контрольных пунктах ниже указанного в графике оптимального уровня диспетчер на основании данных ОИК, опроса оперативного и диспетчерского персонала выясняет причины снижения напряжения и принимает меры к восстановлению напряжения путем:
- дополнительной загрузки по реактивной мощности генераторов в случае недоиспользования их активной мощности, не допуская перегруза по току ротора и статора;
- увеличения загрузки СК;
- включения БСК;
- отключения шунтирующих реакторов;
- переключения регулировочных ответвлений на автотрансформаторах в сторону повышения напряжения в сети 110 кВ, 220 кВ;
- включения находящихся в резерве ВЛ (под напряжение или в транзит);
- перевода гидрогенераторов в режим синхронного компенсатора (при допустимости данного режима работы) и загрузки их по реактивной мощности;
- пуска резервных гидрогенераторов (если это возможно по запасам гидроресурсов): разгрузив гидрогенераторы по активной мощности, не изменяя график РГЕ, дополнительно загрузить их по реактивной мощности;
- изменение схемы сети (перенос точек раздела сети);
- запрос у диспетчера ОДУ Урала на повышение напряжения в сети 500 кВ ОЭС или у диспетчера смежной операционной зоны на повышение напряжения в сети 220 или 110 кВ прилегающей к району с пониженными уровнями напряжения.
Действия диспетчера при понижении напряжения ниже минимально допустимых значений регламентированы «Инструкцией по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части в операционной зоне Пермского РДУ».
В случае повышения напряжения на оборудовании энергообъектов в контрольных пунктах выше указанного в графике оптимального уровня диспетчер на основании данных ОИК, опроса оперативного и диспетчерского персонала выявляет причины повышения напряжения и принимает меры к его снижению путем:
- снижения загрузки по реактивной мощности генерирующего оборудования и СК, работающих в режиме ее выдачи, или увеличения потребления реактивной мощности генерирующего оборудования и СК, работающих в режиме потребления реактивной мощности;
- пуском резервных гидрогенераторов (перевод в режим СК) с переводом их в режим потребления реактивной мощности;
- отключением БСК;
- включения шунтирующих реакторов, находящихся в резерве, изменение режима работы управляемых шунтирующих реакторов;
- переключения регулировочных ответвлений АТ в сторону снижения напряжения в сети 110 кВ, 220 кВ;
- перевода генерирующего оборудования и СК, работающих в режиме выдачи реактивной мощности, в режим потребления реактивной мощности с учетом заданных ограничений ;
- рассогласования регулировочных ответвлений на АТГ 500/220 и АТ 220/110 кВ на объектах операционной зоны Пермского РДУ;
- отключить в резерв ВЛ (при допустимости данного мероприятия по токовой загрузке оборудования).
Действия диспетчера при повышении напряжения выше допустимых значений регламентированы «Инструкцией по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части ЕЭС в операционной зоне Пермского РДУ».
При возникновении на энергообъекте противоречивых интересов по регулированию напряжения между стороной 500 кВ и стороной 220 (110) кВ приоритет отдается:
- для контрольных пунктов ОДУ Урала — стороне 500 кВ;
- для остальных энергообъектов — стороне 220 (110) кВ при условии, что уровень напряжения на стороне 500 кВ не выше наибольшего рабочего значения и не ниже минимально допустимого напряжения.
При достижении минимально допустимого уровня напряжения на контрольных пунктах уровня РДУ, не являющихся контрольными пунктами по напряжению уровня ОДУ, диспетчеру ОДУ разрешается проводить регулировочные мероприятия за счет нарушения оптимальных диапазонов напряжений в контрольных пунктах 500 кВ. При этом не разрешается поднимать напряжение выше наибольшего рабочего.
7. Собственные нужды ГЭС
На гидроэлектростанциях электрическая энергия расходуется на управление гидро- и электрическим оборудованием, охлаждением генераторов и трансформаторов, обогрев гидротехнического оборудования в зимнее время, вентиляцию, освещение. Потребление СН на ГЭС составляет 1-2% для станций малой и средней мощности 0,2-0,5% для мощных станций.
Максимум нагрузки на СН примерно 1,2 от нагрузки характеризующей расход энергии на СН. Основными источниками питания СН являются понижающие трансформаторы или реактированные линии, подключенные непосредственно к выводам генератора или к их распределительным устройствам.
Для питания СН в аварийном режиме наэлектростанций первой или особой категории надежности может ставиться Газо- или дизель генератор. А так независимым источником питания на ГЭС служат аккумуляторные батареи. Основные требования к СН состоит в обеспечении надежности и экономичности работы оборудования СН. СН (наиболее простое решение) обычно питаются от шин генератора и энергосистемы.
Недостатком такой схемы является зависимость частоты и напряжения собственных нужд от режима энергосистемы. Другим решением может быть питание СН от генератора на валу главного агрегата или на валу вспомогательной турбины при этом способе СН не связано с энергосистемой, однако, это стоит лишних денег, усложняют эксплуатацию и уменьшают надежность. Тем более пуск электродвигателей происходит лучше от энергосистемы нежели от источников ограниченных по мощности.
Агрегатные- Обеспечивающие пуск остановку и нормальную работу гидроагрегатов и связанных с ними (при блочных схемах) повышающих силовых трансформаторов. К ним относятся : масляные насосы системы регулирования гидротурбины, компрессоры маслонапорных установок, насосы и вентиляторы охлаждения Силовых трансформаторов, масляные и водяные насосы системы смазки агрегата, насосы непосредственного водяного охлаждения гидрогенераторов, компрессоры торможения ГА, насосы откачки воды с крышки турбины, вспомогательные устройства, системы независимого ионного возбуждения генератора, возбудители в схемах самовозбуждения.
Блочные — Частный случай агрегатных когда одного трансформатора хватает на обеспечение мощностью СН всего блока.
Общестанционные — насосы техводоснабжения, дренажа откачки, откачки воды из спиральных камер и отсасывающих труб, пожарные, устройства заряда обогрева, освещения и вентиляции аккумуляторных батарей и остальных помещений, краны, подъемные механизмы затворов и СУС, компрессоры ОРУ.
7.1 Расход электроэнергии на собственные нужды генерирующего оборудования
Данные о расходе электроэнергии на собственные нужды представлены в таблице 6.
Таблица 6 — Расход электроэнергии на собственные нужды.
|
№ |
Показатель |
млн. кВт.ч |
% от выработки |
|||||
|
2013 |
2014 |
2013 |
2014 |
|||||
|
норматив |
факт |
норматив |
факт |
|||||
|
1 |
Использование ээ на собственные нужды |
13,8 |
22,0 |
13,7 |
0,57 |
0,95 |
0,54 |
|
В 2014 году гидроагрегаты проработали сопоставимое с 2013 годам агрегаточасов, отсюда расход электроэнергии на собственные нужды сопоставим с 2013 годом.
8. Управление водохранилищами
Рисунок. 9.Схема управления водохранилищами.
Список литературы
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/referat/votkinskaya-ges/
1. Инструкция по эксплуатации гидроагрегатов. филиала ОАО «РусГидро»-«Воткинская ГЭС» .Срок действия 2013-2016гг.
2. Инструкция по эксплуатации силовый трансформаторов и реакторов филиала ОАО «РусГидро»-«Воткинская ГЭС» . Срок действия 2011-2014гг.
3. Производственно-технический отчет филиала О А О «РУСГИДРО» — «Воткинская ГЭС» за 2013 год.
