Анализ потенциала энергосбережения на примере эффективности Нижне-Свирская ГЭС каскада Ладожских ГЭС

• Введение
• 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 Нижне-Свирской ГЭС
• 2.4 Электроснабжение собственных нужд
• 2.5 Электрическое освещение
• 3. Расчет потерь электрической энергии
• 3.1 Потери в трансформаторах
• 3.2 Условно-постоянные 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 на элегазовые
• 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 на ГЭС
• 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.

потенциал энергосбережения электробаланс электроэнергия

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. 1.1 и 1.2 приведены суточные графики нагрузки Нижне-Свирской ГЭС в режимные дни 09.01.2013 г. и 19.06.2013 г.

Рис. 1.1 Суточный график нагрузки Нижне-Свирской ГЭС 09.01.2013 г.

Рис. 1.2 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.

Таблица 1.1

Щитовые приборы

2. Анализ системы производства, преобразования и распределения электроэнергии

2.1 Характеристика связи с энергосистемой

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

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 ДP_х, по формуле:

(2)

где Т_рi — число часов работы оборудования в i-м режиме; U_i. — напряжение на оборудовании в i-м режиме; U_ном — номинальное напряжение оборудования.

3.1 Потери в трансформаторах

Итого условно-постоянные потери:

ДW_уп=У ДW_упi; (3)

Где ДW_{упi -} потери электроэнергии в i - трансформаторе

Нагрузочные потери в трансформаторах

ДW_нт=ДP_{к. з}* k_з² * ф (4)

Где ДP_{к. з} — нагрузочные потери мощности трансформатора кВт;

Ф — число часов потерь.

K_{з -} коэффициент загрузки трансформатора;

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

Таблица 3.1

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 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.