Отчёт по практике на Саяно-Шушенская гидроэлектростанция имени П. С. Непорожнего

Общая характеристика

Саяно-Шушенская гидроэлектростанция имени П. С. Непорожнего — в период до крупнейшая по установленной мощности электростанция России, шестая — среди ныне действующих гидроэлектростанций в мире. Расположена на реке Енисей, на границе между Красноярским краем и Хакасией, у посёлка Черёмушки, возле Саяногорска. Является верхней ступенью Енисейского каскада ГЭС. Уникальная арочно-гравитационная плотина станции высотой 245 м — самая высокая плотина России и одна из высочайших плотин мира. Строительство ГЭС началось в 1963 году. Пуск первого гидроагрегата был произведен в 1978 году, а последнего – в 1985.

Рис. 1. План сооружений ГЭС

Табл. 1. Параметры плотины  ГЭС

 

1. Технологический процесс производства электрической энергии

В здании машинного зала  СШГЭС размещено 10 гидроагрегатов, мощностью 640 МВт каждый, с радиально-осевыми турбинами РО-230/833-0-677 и синхронными генераторами типа  СВФ-1285/275-42УХЛ4. Суммарная установленная мощность ГЭС составляет 6400МВт. ГЭС работает со среднегодовым коэффициентом использования установленной мощности 0,39. Среднемноголетняя годовая выработка электроэнергии составляет 21,84 млрд. кВт·ч. В данный момент, в связи с последствиями аварии 17 августа 2009 года, в работе задействовано лишь 4 гидроагрегата (с номерами 3-6) суммарной мощностью 2560МВт. Остальные шесть будут изготовлены концерном «Силовые Машины» и доставлены водным путём. В августе этого года, после прибытия рабочего колеса турбины, масленой ванны подпятника и ротора вспомогательного генератора, начнется окончательный монтаж 1го гидроагрегата, который будет запущен уже в текущем году. Полная замена гидроагрегатов на новые будет завершена к 2014 году.

Рис. 2.

 

Для распределения вырабатываемой электроэнергии используется ОРУ 500кВ, расположенное на удалении в 1,2км от самой ГЭС. К ОРУ энергия доставляется с помощью ЛЭП 500кВ, в сумме насчитывается 5 цепей: по одной на каждую группу однофазных трансформаторов, которые расположены непосредственно у плотины. Используются трансформаторы типа ОРНЦ-533000/500 – однофазные с расщеплённой обмоткой НН, с целью подключения к трансформатору фаз от двух генераторов. Таким образом, на 10 генераторов приходиться 15 трансформаторов.  В энергосистему электроэнергия выдаётся по четырём ЛЭП 500 кВ, 2 из которых направляются на подстанцию «Новокузнецкая», а 2 – на близ расположенную ПС «Означенное». По причине ограниченной пропускной способности ЛЭП максимальная выдаваемая в энергосистему мощность станции ограничена 4400 МВт. В настоящее время ОРУ демонтируется, а рядом подготавливается площадка для строительства КРУЭ (комплектного элегазового распредустройства).

 

Рис. 3. Группа однофазных трансформаторов

2. Роль электростанции в энергосистеме

Саяно-Шушенская ГЭС является крупнейшей электростанцией России, к тому же вырабатывающей очень дешёвую  электроэнергию - себестоимость 1 кВт•ч электроэнергии в 2001 году Саяно-Шушенского гидроэнергетического комплекса составляла 1,62 коп. До аварии 2009 года ГЭС являлась самым мощным источником покрытия пиковых перепадов электроэнергии в Единой энергосистеме России и Сибири. Гидроэлектростанция является основой и источником энергоснабжения Саянского территориально-производственного комплекса, включающего в себя крупные алюминиевые заводы Саянский и Хакасский (принадлежат компании «Российский алюминий»), Абаканвагонмаш, угольные разрезы, железные рудники, ряд предприятий лёгкой и пищевой промышленности.

Табл. 2. Выработано электроэнергии за год, млн кВт·ч
2006	2007	2008	2009	2010
26 685	20 643	18 600	17 479	11 986

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Схема выдачи мощности

Рис. 3. Принципиальная однолинейная схема СШГЭС

4. Производство оперативных переключений

Основные положения инструкции по производству оперативных переключений на СШГЭС:

1. Переключения в распределительных устройствах и схемах собственных нужд СШГЭС производятся по команде начальника смены станции.

2. При выполнении переключений двумя лицами, контролирующим, как правило, является старший по должности, который кроме функций пооперационного контроля, обязан осуществлять контроль за переключениями в целом. В случае необходимости, непосредственное выполнение отдельных ответственных операций может быть возложено на старшего по должности. Например, синхронизация генераторов, а также в случаях, когда требуется применения значительной физической силы. Ответственность за правильность переключений во всех случаях несут оба лица. Запрещается приступать к выполнению операций единолично, если в переключениях должны участвовать 2 человека.

3. Дежурный обязан получать и оформлять команду на переключения в следующем порядке:

• получив команду  на переключения, записать ее на "черновике", повторить по записи и получить подтверждение  о том, что команда понята правильно;
• записать в оперативный журнал задание на производство переключений;
• проверить по оперативной схеме последовательность выполнения операций и при необходимости составить бланк переключений или подготовить к использованию типовой бланк переключений.

При наличии  звукозаписи переговоров в оперативном  журнале записывается задание в  общем виде без перечисления операций.

Звукозапись должна храниться в течение 10 суток, если не поступит запрос на продление срока  хранения.

Цель полученной команды и последовательность предстоящих  операций должна быть разъяснена второму  лицу, участвующему в переключениях. Последовательность выполнения операций не должна вызывать никаких сомнений у лиц, готовящихся к переключениям.

4. Во время переключений запрещаются переговоры, не имеющие прямого отношения к исполняемому заданию. Запрещается отвлечение оперативного персонала во время оперативных переключений на действия, не входящие в объем выполняемых операций по переключениям.

Если во время переключений произошел вынужденный перерыв (например, в связи с ликвидацией технологических  нарушений), то к прерванным переключениям  можно приступить только после проверки соответствия бланка переключений новому состоянию схемы. При появлении  несоответствия должен быть составлен  новый бланк переключений.

5. По окончании переключений в оперативном журнале делается запись обо всех операциях с коммутационными аппаратами, изменениях в схемах релейной защиты и автоматики, о включении, отключении заземляющих ножей, наложении, снятии переносных заземлений с указанием их номеров и мест нахождения.

6. Об окончании переключений необходимо сообщить оперативному руководителю, отдавшему команду на переключения.
7. Плановые переключения рекомендуется производить в часы наименьших нагрузок. Время начала переключений определяется оперативным руководителем, в управлении и ведении которого находится оборудование.

Запрещается производство плановых переключений в  часы максимума нагрузок или  во время грозы, урагана, а также  начинать переключения не позднее чем за 30 мин. до окончания смены.

8. Переключения могут производиться при освещенности на рабочих местах, достаточной для четкого определения положения коммутационных аппаратов и прочтения надписей на оборудовании и переключающих устройствах.
9. Условия, при которых производство оперативных переключений запрещается:

• отсутствие четкого представления о последовательности выполнения намеченных операций и допустимости их выполнения по состоянию схемы и режиму работы оборудования;

• отсутствие в предусмотренных случаях бланка переключений;
• отсутствие контролирующего лица из числа инженерно-технических работников при специфических видах переключений;
• возникновение в ходе переключений сомнений в правильности выполняемых операций у любого лица, участвующего в переключениях.
10. Ввод в работу нового оборудования и проведение испытаний должны проводиться по программам, утвержденным главным инженером СШГЭС или его заместителем и согласованными в диспетчерской службе объединенного диспетчерского управления Сибири или Хакасского регионального диспетчерского управления.

 

5. Профилактика и проведение ремонтов оборудования

В процессе эксплуатации гидрогенератора  необходимо вести журнал, регулярно  записывая в него показания контрольных  приборов, результаты осмотров, текущих  и капитальных ремонтов, а также  отмечать все ненормальности в его  работе и работе вспомогательного оборудования.

Гидрогенератор должен проходить  капитальный ремонт через год  после ввода в эксплуатацию и  в дальнейшем через 7 лет, если такая  необходимость не возникнет ранее. Текущие ремонты генераторов должны производиться не реже раза в год. Причём генераторы, находящиеся в резерве, должны осматриваться наравне с работающими.

Периодически необходимо проверять затяжку всех болтов, шпилек и гаек, уделяя особое внимание крепежу  вращающихся частей генератора. Проверку крепежа и осмотр ротора следует  проводить после каждого превышения частоты сверх 160% от номинальной.

Генератор следует содержать  в чистоте, не допуская его загрязнения  пылью, маслом или водой как снаружи, так и внутри. Засорение вентиляционных каналов и воздухоохладителей ведет  к повышению температуры активных частей и, как следствие, к сокращению срока службы генератора.

Гидротурбинное оборудование должно пройти первую ревизию через 6 месяцев после пуска в эксплуатацию. Последующие ревизии должны проходить  не реже раза в год.

Ревизии турбины должно предшествовать определение технического состояния оборудования на различных режимах работы агрегата:

- биения вала агрегата в зоне турбинного и генераторных подшипников;

- виброперемещения неподвижных частей турбины и лопаток направляющего аппарата;

- наличия несвойственных нормальной работе агрегата явлений;

- состояния крепежных элементов турбины и их стопорение.

 

 

 

 

 

 

 

Индивидуальное  задание

Малая гидроэнергетика 

Мы рассмотрим возможности  производства энергии при помощи малых ГЭС и микро-ГЭС (МГЭС). В  российской практике под микро-ГЭС  подразумевают станции мощностью  до 100 кВт, а под малыми — общей  установленной мощностью до 30 МВт  с мощностью единичного гидроагрегата  до 10 МВт и диаметром рабочего колеса гидротурбины до 3 м.

В настоящее время гидроэнергетический  потенциал практически полностью  реализуется за счет больших и  гигантских ГЭС. Вместе с тем, согласно имеющимся данным, в 1913 г. число действовавших  в России ГЭС составляло 78 единиц, общей мощностью 8.4МВт. Крупнейшей из них была ГЭС на р. Мургаб, мощностью 1.35 МВт. Таким образом, согласно современной  классификации, все действовавшие  в то время ГЭС являлись малыми.

Менее чем через 30 лет  — в 1941 г. в России работали 660 малых  сельских ГЭС, общей мощностью 330 МВт. На 40-е и 50-е годы XX века пришелся пик строительства МГЭС, когда  ежегодно в эксплуатацию вводились  до 1000 объектов. По разным оценкам, к 1955 г. на территории Европейской части  России насчитывалось от 4000 до 5000 МГЭС. А общее количество МГЭС в СССР после окончания Великой Отечественной  войны составляло 6500 единиц.

Правда, уже в начале 50-х  годов, в связи с переходом  к строительству гигантских энергетических объектов и присоединением сельских потребителей к централизованному  электроснабжению, это направление  энергетики утратило государственную  поддержку, что привело практически  к полному разрушению и упадку созданной прежде инфраструктуры. Прекратилось проектирование, строительство, изготовление оборудования и запасных частей для  малой гидроэнергетики.

В 1962 г. в СССР насчитывалось 2665 малых и микро-ГЭС. В 1980 г. их было около 100 с суммарной мощностью 25 МВт. А к моменту распада СССР в 1990 г. действовавших МГЭС оставалось всего 55. Согласно данным разных источников, в настоящее время по всей России действуют от нескольких десятков (60-70) до нескольких сотен (200-300) единиц.

Программой развития гидроэнергетики  СССР до 2000 г. предусматривалось увеличение мощности действующих ГЭС почти  в два раза. Предполагалось построить 93 новых гидроэлектростанции, затопить 2 млн. га плодородных земель и переселить с затопляемых территорий более 200 тыс. человек. (Малым ГЭС в этих планах места не нашлось.) Распад СССР и экономический кризис не позволили  реализовать эти планы.