WWW.MASH.DOBROTA.BIZ
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - онлайн публикации
 

Pages:   || 2 | 3 |

«  ОАО «РусГидро»    Федеральное государственное автономное образовательное учреждение  высшего профессионального образования  «Сибирский федеральный университет» (СФУ)    ...»

-- [ Страница 1 ] --

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 

 

ОАО «РусГидро» 

 

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение 

высшего профессионального образования 

«Сибирский федеральный университет» (СФУ) 

 

Саяно­Шушенский филиал СФУ 

 

Ассоциация инженерного образования России 

 

 

Академия электротехнических наук

 Российской Федерации 

 

 

 

 

 

 

 

ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ  

В  XXI  ВЕКЕ 

 

 

Сборник материалов  Второй Всероссийской научно­практической конференции  молодых ученых, специалистов, аспирантов и студентов     Саяногорск; Черемушки    15–16 мая 2015 г.    УДК 621.22  Г46    Г46  Гидроэлектростанции в XXI веке : сборник материалов Второй  Всероссийской  науч.­практич.  конф.  /  под.  ред.  С.А.  Подлесного,  В.Б. Затеева.  Саяногорск; Черемушки: Сибирский федеральный  университет; Саяно­Шушенский филиал, 2015. – 413  с.     ISBN 978­5­7638­3250­1    В  сборнике  представлены  материалы  докладов  участников  Второй  Всероссий­ ской  научно­практической  конференции  молодых  ученых,  специалистов,  аспирантов  и  студентов «Гидроэлектростанции в XXI веке», организованной Сибирским федеральным  университетом,  Саяно­Шушенским  филиалом  Сибирского  федерального  университета,  ОАО  «РусГидро»,  Ассоциацией  инженерного  образования  России  и  Академией  электро­ технических наук Российской Федерации  Доклады посвящены модернизации и реконструкции оборудования ГЭС, совершен­ ствованию эксплуатации и управлению режимами ГЭС, перспективным системам кон­ троля и мониторинга технического состояния основного и вспомогательного оборудо­ вания  ГЭС,  гидротехническим  сооружениям  ГЭС,  системам  мониторинга  их  состояния,  восстановлению характеристик, интеллектуальным ГЭС и энергетическим системам,  моделированию и информационным технологиям в гидроэнергетике, кадровому обеспе­ чению ГЭС.    В статьях сохранен авторский стиль.    © Саяно­Шушенский филиал СФУ, 2015                  ISBN 978­5­7638­3250­1            ПЛЕНАРНЫЕ ДОКЛАДЫ      УДК 627.8+502/504+556

–  –  –

ПОЛИТИКА ОАО «РУСГИДРО» В ОБЛАСТИ УСТОЙЧИВОГО

РАЗВИТИЯ ГИДРОЭНЕРГЕТИКИ

Введенное в употребление в прошлом столетии понятие «устойчивое развитие - sustainable development» определяет требования к развитию, при котором удовлетворение потребностей в тех или иных ресурсах характеризует гармоничный, сбалансированный, минимально конфликтный прогресс всей нашей цивилизации, отдельных стран или их групп [1] .

В сфере электроэнергетики ключевым аспектом соответствия критериям устойчивого развития является максимальная экономия первичных невозобновляемых источников энергии при обеспечении потребности в энергии, а также минимизация воздействия на окружающую среду на всех стадиях производства энергии, начиная с добычи природного топлива, строительства и эксплуатации станций, заканчивая потреблением электроэнергии. В условиях нарастания глобальных экологических проблем, загрязнения атмосферы и потепления климата, производство электроэнергии с использованием возобновляемых источников признано максимально соответствующим перечисленным требованиям .

Согласно данным нового исследования Frost & Sullivan «Обзор рынка возобновляемых источников энергии за 2014 год» (Annual Renewable Energy Outlook, 2014), объем потребляемой энергии из возобновляемых источников увеличится вдвое: с 1566 ГВт в 2012 г. до 3203 ГВт в 2025 г. При этом на долю гидроэнергетики будет приходиться 25,3% .



Строительство ГЭС большой мощности на крупных реках всегда было и остается одним из важнейших факторов экономического развития России .

Россия занимает второе после Бразилии место в мире по среднемноголетнему объему годового стока рек и второе место по экономическому гидроэнергетическому потенциалу. В настоящее время на территории России работают 102 гидростанции мощностью свыше 100 МВт. Общая установленная мощность гидроагрегатов на ГЭС в России составляет примерно 45 млн кВт (5 место в мире), а выработка порядка 165 млрд кВт•ч/год (также 5 место). Среди важнейших факторов, которые определяют развитие гидроэнергетики степень освоенности гидроэнергетического потенциала территорий [2]. При этом Россия использует лишь около 20% своего экономического гидроэнергетического потенциала, что сопоставимо с этим показателем для развивающихся стран .

ОАО «РусГидро» ведет строительство ряда гидроэлектростанций в различных регионах России. Самой крупной является Богучанская ГЭС (3000   МВт), сооружение которой Общество ведет на р.Ангара в Красноярском крае .

Переход к концепции устойчивого развития должен обеспечить на перспективу сбалансированное решение проблем социально-экономического развития, сохранения благоприятной окружающей среды и природноресурсного потенциала, удовлетворение потребностей настоящего поколения без ущемления прав будущих поколений людей .

В целях развития гидроэнергетики с учетом интересов заинтересованных сторон и в соответствии с международными практиками, по инициативе Международной Ассоциации Гидроэнергетики (IHA) в 2008 году был создан Международный Форум по устойчивому развитию гидроэнергетики, результаты которого легли в основу Методики оценки соответствия гидроэнергетических проектов критериям устойчивого развития (далее – Методика). В период 2010-2012 гг. по инициативе ОАО «РусГидро» был реализован проект по подготовке официального текста Методики на русском языке .

ОАО «РусГидро» совместно с Всемирным фондом дикой природы (WWF России) провели детальное обсуждение перевода Методики и подготовили обширный перечень поправок, предложений и дополнений, который был учтен при подготовке финального русскоязычного текста, после чего было организовано представление финального русскоязычного текста Методики на рассмотрение Управляющим Советом по Устойчивости в Гидроэнергетике на заседании Совета, состоявшемся 01.03.2013г .

Управляющим Советом было принято решение о размещении русскоязычного текста Методики на официальном сайте в статусе официального перевода на русский язык [3].

Работа над Методикой продолжалась прошедшие годы в следующих направлениях:

• создана и функционирует международная система оценки проектов гидростроительства;





• создана международная система сертификации экспертов;

• в ряде стран Методика получила статус государственных стандартов .

В Российской Федерации Проектом ПРООН/ГЭФ-Минприроды России «Задачи сохранения биоразнообразия в политике и программах энергетического сектора России» при поддержке ОАО «РусГидро» и участии WWF России проводилась адаптация и апробирование Методики на примерах конкретных проектов гидростроительства, находящихся на разных стадиях жизненного цикла:

• 2013: Канкунская ГЭС (проектирование);

• 2014: Нижне-Бурейская ГЭС (строительство);

• 2014: Нижне-Зейская ГЭС (стратегическая оценка) .

Основным выводом для ОАО «РусГидро» по результатам проведенной апробации явилось формирование представлений о тех изменениях, прежде всего, законодательной базы, для перехода на новый уровень развития гидроэнергетики с учетом принципов устойчивого развития .

  До настоящего времени существует достаточно большое количество пробелов, наличие которых с одной стороны не позволяет принять взвешенного сбалансированного решения, с другой – организовать системный процесс реализации проекта и ввода в эксплуатацию. В результате существуют достаточно большие риски принятия необоснованных решений и ухудшения показатели проекта .

В действующем законодательстве не проработаны отдельные вопросы, связанные с особенностями проектирования, строительства и ввода в эксплуатацию водохранилищ; не регламентированы вопросы, связанные с земельными отношениями при строительстве водохранилищ, в частности сроки и условия резервирования земель, на которых принято решение о строительстве водохранилища; не проработан порядок перевода земель различного назначения в земли водного фонда по окончании строительства водохранилища; не определен порядок назначения государственных заказчиков приемки в эксплуатацию строящихся водохранилищ; не прописан четкий порядок проведения отдельных видов работ, в частности, по взаимодействию с коренными малочисленными народами Севера (КМНС), по производству охранно-спасательных археологических работ при подготовке зоны затопления водохранилищ .

ОАО «РусГидро» совместно с Минстроем РФ прорабатывает вопрос о совершенствовании нормативно-правовой базы в части определения правового статуса и правого режима водохранилищ, включая вопросы установления порядка их создания и ввода в эксплуатацию .

В соответствии с поручением Правительства РФ подготовка предложений по совершенствованию законодательства в части правового статуса и правового режима водохранилищ, потребуют комплексного подхода для внесения изменений в законодательные акты уровня федеральных законов, кодексов и постановлений Правительства РФ, а также в нормативные акты различных уровней:

• придание статуса официального нормативно-правового акта Российской Федерации Методике оценки соответствия гидроэнергетических проектов критериям устойчивого развития;

• разработка проекта Федерального Закона «О строительстве водохранилища и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», отражающего все аспекты строительства данного объекта, начиная с проектных работ и заканчивая вводом в эксплуатацию;

• разработка проекта изменений Постановления Правительства РФ № 87 « О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию», предусматривающие восстановление двухстадийной системы проектирования;

• разработка проекта Национального стандарта проведения работ по сохранению объектов археологического наследия при строительстве напорного фронта и водохранилищ ГЭС;

 

• участие в разработке «Руководства для бизнеса по построению социального диалога с коренными малочисленными народами: алгоритм действий» совместно с партнерами из Проекта ПРООН/ГЭФ - Минприроды России "Задачи сохранения биоразнообразия в политике и программах развития энергетического сектора России";

• разработка проектов изменений в другие законодательные акты, регламентирующие порядок взаимодействия в области проектирования, экспертизы, финансирования и строительства водохранилищ комплексного назначения, в частности водохранилищ строящихся ГЭС .

С учетом того, что данная работа ведется в комплексе с процессами развития нормативной базы Общества, внедрением новых технологий исследований, проектирования, строительства, подготовкой и повышением квалификации персонала, мы убеждены, что в конечном итоге в стране будет создана сбалансированная система принятия решения, проектирования и строительства сложных инфраструктурных объектов в полном соответствии с принципами устойчивого развития .

Список использованных источников

1. Доклад Конференции Организации Объединенных Наций по окружающей среде и развитию, Рио-де-Жанейро, 3-14 июня 1992 г .

Основные виды производства электроэнергии на территории России http://minenergo.gov.ru/activity/powerindustry/powersector/structure/manufa cture_principal_views/

2. Русскоязычный перевод Методики соответствия гидроэнергетических проектов критериям устойчивого развития (Hydropower Sustainability Assessment Protocol) http://www.hydrosustainability.org/Protocol/Documents/Translations.aspx   УДК 627.8+502/504+556

–  –  –

Список использованных источников

1. Методика соответствия гидроэнергетических проектов критериям устойчивого развития (Hydropower Sustainability Assessment Protocol) http://www.hydrosustainability.org/IHAHydro4Life/media/PDFs/Protocol_R ussian.pdf?ext=.pdf

2. Отчет по результатам апробации Методики на примере проекта Канкунской ГЭС, 2013г .

3. Отчет по результатам апробации Методики на примере проектов Нижне-Бурейской и Нижне-Зейской ГЭС, 2014г .

  УДК658.562.012.7+658.562.3+658.562.44+658.562.47

–  –  –

КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ОЦЕНКЕ (ДИАГНОСТИКИ)

И МОНИТОРИНГУ СТРОЯЩИХСЯ И ВОЗВЕДЕННЫХ

ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ КОНСТРУКЦИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ

СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ, ПРИБОРОВ

И ОБОРУДОВАНИЯ

Диагностика и мониторинг состояния железобетонных конструкций занимает огромное место в обеспечении безопасности и надежности Гидротехнических сооружений. В последние годы происходят бурный рост строительной индустрии в России, реконструируются старые и возводятся новые сооружения по современным перспективным технологиям (в частности по технологиям массивного крупноблочного строительства), однако проблемы качества в строительстве остаются актуальными и сегодня .

Одним из главных факторов, обеспечивающих длительную службу гидротехнических сооружений, является надежность и целостность бетонного массива конструкций. Необходимо понимать, что для получения однородного и сплошного бетона в конструкции, особенно когда речь идет о крупноблочном гидротехническом строительстве требуется применение комплексных управляемых систем мониторинга температурно-влажностного режима твердения бетона, а также использование методов ультразвуковой дефектоскопии для контроля качества целостности бетонного массива .

За последние годы специалистами ОАО «ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева»

разработаны, проведены испытания и внедрены комплексные программы и методики диагностики и мониторинга железобетонных сооружений с применением современных методов контроля, приборов и оборудования на таких объектах как:

- Бурейская ГЭС (роботизированное подводное обследование напорной грани плотины, обследование состояния бетона напорных водоводов и водосливной грани);

- Баксанская ГЭС (определение сплошности и однородности железобетонных фундаментов под генераторы, стен и перекрытий здания станции);

- Нововоронежская АЭС -2 (программа комплексного мониторинга за состоянием железобетонных конструкций нижнего опорного кольца, оболочки вытяжной башни, подводящих и распределительных каналов башенных-испарительных градирен 10 и 20 URA, комплексное обследование с применением методов ультразвуковой дефектоскопии плиты перекрытия   реактора 10 UJA, плиты перекрытия насосной станции 10 и 20 URS, береговой насосной станции 00UGA);

- Ленинградская АЭС-2 (программа обследования и мониторинга состояния 3-го яруса железобетонной внутренней защитной оболочки реактора 10 UJA);

- ОДЦ «Лахта-центр» (система мониторинга температурновлажностного режима твердения бетона фундамента);

- ИВПП-2 аэродрома г. Энгельс (сквозное ультразвуковое одностороннее зондирование бетонного массива) .

При помощи методов ультразвуковой дефектоскопии, примененных при обследовании строительных сооружений Баксанской ГЭС, специалистам института удалось неразрушающим методом определить расположение и диаметр арматурных стержней, множество внутренних дефектов (непроработок, пустот, трещин и т.д.) в бетонном массиве конструкций. Так как в большинстве случаев доступ к конструкциям был односторонний, специалистами института было принято решение о сквозном глубинном прозвучивании конструктивов при помощи ультразвукового дефектоскопа А1220 «Монолит»

(производитель «АКС», г.Москва). По результатам обработки данных были составлены карты зондирования опытных областей и выявлены интересующие характеристики бетонного массива. Ввиду практически полного отсутствия проектной документации на сооружение (годы постройки 1930г.г.), результаты проведенного комплексного обследования помогли проектировщикам разработать проект реконструкции сооружений ГЭС .

Применение комплексных программ мониторинга за состоянием железобетонных конструкций башенных испарительных градирен 10 и 20 URA Нововоронежской АЭС-2 позволило своевременно и качественно отслеживать состояние железобетонных конструкций нижнего опорного кольца, подводящих и распределительных каналов, шахт подъёма горячей воды. Комплексная программа мониторинга, разработанная специалистами ВНИИГ совместно с проектировщиками (автор проекта ОАО «Мостострой №6», г .

Санкт-Петербург) включала в себя периодическое визуальное наблюдение за шириной раскрытия трещин, ультразвуковой контроль глубины распространения трещин, глубинное зондирование бетонного массива подколонников и узлов омоноличивания ригелей при помощи томографа А1040 «Mira» и ультразвукового тестера «УК1401» (производитель «АКС» г. Москва) .

Опыт института, накопленный в области дефектоскопии железобетонных сооружений, позволяет решать такие задачи как:

- определение толщины бетонного массива (малоармированные конструкции до 1,8 м., густоармированные конструкции до 600 мм);

- определение защитного слоя бетона и диаметра арматурных стержней (с точностью до 3-5 мм);

- наличие внутренних дефектов в виде пустот и несплошностей (минимальный диаметр дефекта от 10-15 мм);

 

- задачи, связанные с определением расположения внутренних элементов в теле бетона железобетонной конструкции, например расположение гидрошпонки, закладной детали, технологические проходки тепловых и электрических сетей (размер объекта не менее 50 мм, глубина заложения не более 500 мм) и т.п .

Для выполнения работ в рамках НИОКР «Разработка современных оперативных методов пооперационного контроля и оценки качества бетонных работ, а также комплексной диагностики и мониторинга технического состояния железобетонных конструкций» ОАО «ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева»

совместно с ОА «Атомэнергопроект» (г. Москва) была разработана программа с применением современных систем слежения и мониторинга при укладке бетонных смесей в высокие блоки (более 10 м) железобетонных конструкций. В рамках данной системы предлагается осуществлять оперативный мониторинг в реальном времени с применением автоматизированных систем видеонаблюдения и промышленных эндоскопов для контроля укладки бетона в труднодоступных удаленных зонах. На рис. 1 представлена схема автоматизированной системы видеонаблюдения с несколькими камерами .

Рис.1

С целью контроля температурного режима твердения бетона и ухода за бетоном была предложена автоматизированная система управления (см .

рис.2). Металлическая или фанерная опалубка снабжена в соответствии с расчетом плоскими электронагревательными элементами и термоизоляционным покрытием. Управление осуществляется встроенными терморегуляторами. Для дополнительного контроля осуществляется визуальный контроль с помощью тепловизоров .

–  –  –

МОДЕЛИРОВАНИЕ ДОЛГОСРОЧНЫХ РЕЖИМОВ ГЭС

С ПРИМЕНЕНИЕМ МЕТАМОДЕЛЕЙ И ПРОГНОСТИЧЕСКИХ

ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРИТОКА1

В связи с глобальным изменением климата существенно изменяется динамика притока воды во многие водохранилища, что приводит к снижению эффективности управления режимами ГЭС на основе диспетчерских графиков. Несмотря на то, что точные прогнозы притока воды на срок более месяца пока теоретически невозможны, оценки вероятностей повышенной или пониженной водности можно уточнять по текущему мониторингу климата с обработкой данных из глобальных прогностических моделей .

1. Прогнозирование притока воды в водохранилища

На основе разработанной в ИСЭМ СО РАН методологии долгосрочного прогнозирования природообусловленных факторов энергетики [1] создана система ГеоГИПСАР [2], позволяющая комплексно проводить пространственно-временной анализ статистики по метео- и гидрологическим данным с формированием прогностических сценариев водности на водохранилищах, используя собственные вероятностные и нейросетевые методы с обработкой ансамблей прогностических траекторий глобальных климатических моделей (например, модель CFS-2 [3]) .

Учитывая значительные успехи в создании и развитии глобальных климатических моделей, перспективной представляется задача моделирования притока воды в водохранилища на основе прогнозов осадков, температур и увлажнения почвы, распределенных по бассейнам водосбора .

Полезный приток воды P (t, ) в водохранилище за период времени (t, t + ) можно определить следующей моделью:

–  –  –

  помощью специального конструктора синтезируются выходные модели в виде задач математического программирования .

Ограничения делятся по следующим классам: технические (характеристики ГЭС и водохранилищ), сезонные (например, повышенная выработка электроэнергии в зимний период и пониженная сработка водохранилищ в летний период), экологические (минимизация ущербов и рисков в случаях переполнения верхнего бьефа, подтопление нижнего бьефа), управленческие (задание требуемого режима), зоны диспетчерских графиков и др .

Моделирование режимов ГЭС осуществляется через проведение множества расчетов по методу Монте-Карло с формированием возможных траекторий притока на основе распределений их вероятностей с использованием генератора псевдослучайных чисел .

Разработанный подход моделирования режимов ГЭС включает этапы:

1. Формирование объектов метамодели исследуемой ГЭС (критериев оптимизации, классов ограничений с системой приоритетов и др.);

2. Подготовка прогностических траекторий полезного притока в водохранилище с заданными доверительным интервалом и плотностью распределений вероятностей на каждом периоде;

3. Синтез отдельных моделей режимов ГЭС с решением двух задач для каждой заданной траектории притока: а) расчёт режима ГЭС по диспетчерскому графику; б) решение задачи математического программирования;

4. Обработка статистики решений с автоматической корректировкой параметров задачи (например, ужесточение экологических ограничений) .

Результатами моделирования являются прогностические распределения по выработке электроэнергии, мощности и расходам воды через ГЭС, на основе которых определяются уровни верхнего и нижнего бьефов, запасы воды в водохранилище, холостые водосбросы и другие показатели .

3. Синтез и моделирование сценариев долгосрочных режимов ГЭС

–  –  –

 

4. Осипчук Е.Н., Абасов Н.В. Технология метамоделирования для исследования режимов ГЭС // Труды XVIII Байкальской Всероссийской конференции "Информационные и математические технологии в науке и управлении". Часть III. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2013. C. 274-280 .

  УДК 621.22+621.31

–  –  –

РАЗРАБОТКА СРЕДСТВ АНАЛИЗА И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ

ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ГЭС

В гидроэнергетике обслуживание основного оборудования ГЭС осуществляется преимущественно по регламенту проведения плановопредупредительных ремонтов (ППР), установленному нормативными актами, в то время как современной мировой тенденцией в области эксплуатации любого технологического оборудования является применение его обслуживания по фактическому состоянию (ОФС). Внедрение данного метода позволяет повысить эффективность эксплуатации оборудования, увеличить его ресурс, уменьшить объемы обслуживания и ремонтов, снизить риск аварий и отказов оборудования .

Ключевым техническим вопросом (не учитывая нормативно-правовых аспектов), необходимым для перевода гидросилового оборудования на ОФС, является разработка и внедрение современных средств эффективной и достоверной оценки технического состояния гидроагрегатов .

Особо стоит отметить необходимость учета неблагоприятных режимов работы гидроагрегатов и важность диагностики соответствующих дефектов эксплуатации. Опыт показывает, что значительная часть отказов и даже аварий на оборудовании приходится на режимы с повышенными пульсациями водяного потока, развитой кавитацией или вихревым жгутом за рабочим колесом гидротурбины [1]. Пребывание машины в подобных условиях способствует накоплению усталостных напряжений в конструкциях и может приводить к необратимым изменениям технического состояния узлов с неизбежным снижением их ресурса .



В системах мониторинга и технической диагностики гидроагрегатов электромеханического оборудования роторного типа, наиболее значимая роль отводится вибрационному методу [2, 3]. Безусловно, информация о вибрационном состоянии агрегата должна дополняться применением и других методов неразрушающего контроля, включая мониторинг температурного и электромагнитного состояния, контроль параметров смазки, параметров рабочего процесса машины и др .

Кроме того, для формирования наиболее полной и достоверной картины о реальном техническом состоянии сложного и ответственного гидросилового оборудования необходимо располагать не только оперативными данными мониторинга, но и исчерпывающей ретроспективной технической информацией с результатами всех ремонтов, обследований и испытаний, проводимых на гидроагрегате .

  Большой парк различного по типу и конструкции гидросилового оборудования, находящегося в эксплуатации у генерирующих компаний, высокая стоимость и ответственность активов, огромные объемы информации о состоянии машин, динамичность рабочих процессов и высокая скорость развития возможных дефектов – все это существенно усложняет задачу комплексного анализа технического состояния гидроагрегатов и требует разработки и внедрения современных информационных решений .

Решение этих вопросов для крупных гидрогенерирующих компаний предлагается реализовать с помощью информационно-аналитической системы (ИАС) оценки и прогнозирования технического состояния гидросилового оборудования ГЭС, разрабатываемой в ОАО «ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева» .

Проект проработан на уровне концептуальных решений и прототипов, и подразумевается его дальнейшая разработка и пилотное внедрение на ГЭС [4]. Предлагаемая система относится к новым методам в области эксплуатации гидроагрегатов и направлена на обеспечение и повышение надежности, готовности и безопасности их эксплуатации .

В разрабатываемой системе оценка технического состояния оборудования формируется на основе расчетно-экспертного анализа сочетания следующей информации по активам:

а) начальных исходных данных, отражающих конструктивные и эксплуатационные особенности и параметры оборудования;

б) фактических данных о состоянии оборудования, регистрируемых по результатам испытаний, обследований и ремонтов;

в) оперативных данных мониторинга состояния оборудования;

г) прогнозных данных об уровне износа узлов и деталей оборудования .

Получаемые результаты анализа фактического и прогнозного технического состояния оборудования позволят эффективно планировать техническое обслуживание, ремонты и реконструкции гидросилового оборудования ГЭС, что в свою очередь повысит эффективность эксплуатации, уменьшит объемы обслуживания и ремонтов, увеличит ресурс машин, снизит риск аварий и отказов .

Одна из особенностей предлагаемой системы заключается в степени детализации объектов оценки и подразумевает анализ технического состояния не только крупных ресурсо-определяющих узлов гидроагрегата, но и более мелких составляющих элементов и технических систем, необходимых для нормального функционирования оборудования .

В этих целях для каждого объекта разрабатывается подробная иерархическая структура его элементов, которая служит основой для построения информационной модели оборудования. Она в свою очередь включает в себя математическую модель гидроагрегата и его элементов, необходимую для диагностики и прогнозирования износа оборудования, а также компьютерную 3D модель агрегата, дающую пользователю ИАС наглядное представление об оцениваемом оборудовании и возможность проведения инженерного анализа современными численными методами .

  Д обесп Для печения ооперативнного удал ленного д доступа к техничес ским дан-ным системы р разрабатыывается сп пециальны программный к ый комплекс (Рис. 1) .

с .

Он буд выпол дет лнять обрработку д данных и расчеты п прогнозов, отобраажать, сохранят и пере ть едавать ннеобходим мую информацию в число ю овом, текс стовом и графичческом ви обесп иде, печивая е удобны поиск и консоли ее ый идацию .

В ИАС, п помимо у установле енных но ормативам [5] критериев, техничеми - ское с состояние гидроагр е регата пр редлагаетс оценив ся вать по условной величине в е износа эквивал а, лентной ддеградаци оборуд ии дования от его рабо на са оты амом бла-гоприяятном реж жиме, выр раженной в часах наработк или в п й ки процентах от перх - воначаального р ресурса, за адаваемог для дан го нного вид оборуд да дования .

–  –  –

Список использованных источников

1. Справочник по гидротурбинам / [В. Б. Андреев [и др.] ; под общ .

ред. Н. Н. Ковалева. - Ленинград : Машиностроение, 1984, 495 с .

2. Баркова Н.А. Введение в виброакустическую диагностику роторных машин и оборудования: Учеб. пособие. СПб.: СЕВЗАПУЧЦЕНТР, 2013, 160 с .

3. Владиславлев Л.А. Вибрация гидроагрегатов гидроэлектрических станций / Москва : Энергия, 1972, 175 с .

4. Новкунский А.А. Концепция информационно-аналитической системы оценки и прогнозирования технического состояния гидросилового оборудования ГЭС. - В кн.: Vсовещание гидроэнергетиков. «Сильной России – мощную обновленную гидроэнергетику!» Расширенные тезисы докладов. М. 2013. с. 238-243 .

5. СТО 17330282.27.140.001-2006. Стандарт организации ОАО РАО «ЕЭС России». Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций .

6. Григорьев В.И. Определение ресурса работы гидроагрегатов и интенсивности его сработки на различных режимах эксплуатации гидроэнергетических установок / Гидротехническое строительство : Ежемес .

науч.- техн. журн.— Москва., 2003.— №6.— С. 12-16: ил .

  УДК 519.71

–  –  –

БАЗЫ ЗНАНИЙ И ПРОФЕССИОНАЛЬНЫЕ СТАНДАРТЫ

Знания – специфический продукт, который ориентирован на человека и только при его участии превращается в осмысленные действия, составляющие профессиональную деятельность. Знания лежат в основе профессиональных компетенций персонала всех уровней управления объектами гидроэнергетики и не только ими. Но знания изменяются, они прибывают и убывают, иногда безвозвратно. Изменения происходят вследствие таких причин, как:

Старение объектов управления и их реконструкция;

Старение и утеря документации об объектах и процессах;

Старение и выбывание из рабочего процесса персонала носителя знаний;

Снижение уровня профессионального образования и практической подготовки специалистов и т.д .

Выбывание специалистов-носителей знаний вызывает потери знаний, которые часто становятся невосполнимыми. Поэтому задача формирования, хранения, накопления, распространения и применения знаний в условиях смены поколений специалистов, техники и технологий является первоочередной для любой компании, думающей о своем будущем .

Что можно делать со знаниями? Знания можно извлекать, формировать, представлять, передавать, приобретать и усваивать .

Знания приобретаются и усваиваются репродуктивным (воспроизведение полученных знаний по образцу или из инструкции) или продуктивным(нахождение нового знания или способа действия на основе полученных знаний) способами .

Знания и умения могут быть нормативными (инструкции и тренажерные программы и т.д.) и ненормативными (справочники, монографии, процессы обучения и развития компетенций, самообучения с использованием некорпоративных и нерецензированных источников) .

Извлечение знаний - процесс отчуждения знаний от их носителя. Может осуществляться путем взаимодействия инженера по знаниям2с носителем знаний (экспертом) для выявления представлений эксперта о предметной области и его рассуждений при принятии решений .

                                                             Инженер по знаниям - когнитолог, интерпретатор, аналитик .

    Методы извлечения знаний обычно подразделяют на коммуникативные (наблюдение, протоколирование, конспектирование, анкетирование, собеседование, мозговой штурм) и текстологические (анализ документальных, литературных и др. источников, баз данных) .

Представление знаний (ПЗ) является одной из наиболее значимой частей работы со знаниями, и зависит от цели их использования. Обычно выделяют формальные (продукционные, сетевые, фреймовые)модели, которые распространяются на разные объекты, и неформальные (семантические, реляционные) модели ПЗ, которые более применимы к конкретным системам знаний и не предполагают распространения на другие объекты [1] .

В рамках комплексной задачи разработки баз знаний объектов и процессов гидроэнергетики, предложенной НИУ «МЭИ» для объектов ОАО «РусГидро», предлагается создание баз знаний о предприятиях, оборудовании, сооружениях, персонале, и процессах(управление, контроль, диагностика, обслуживание, ремонт, реновация, техническое перевооружение, развитие персонала) .

Базы знаний имеют различное назначение и способ использования, но сами знания, их структура и механизм логического преобразования должны сохраняться. Так, можно говорить о базах знаний, используемых для проектирования и эксплуатации оборудования и сооружений, о базах знаний для обучения и подготовки персонала, базах знаний для заказчиков и поставщиков оборудования, базах знаний для автоматизации управления технологическими процессами и т.д .

Примером разработки элементов базы знаний о деятельности персонала на объектах гидроэнергетики могут быть разрабатываемые в настоящее время при участии ОАО «РусГидро» профессиональные стандарты работников ГЭС/ГАЭС[2] .

Профессиональные стандарты являются отражением обобщенного опыта практической деятельности по выполнению функциональных операций при эксплуатации гидроэнергетических объектов.

В основу методологии разработки профессиональных стандартов положен процесснофункциональный подход, в соответствии с которым в зависимости от производственного актива и уровня ответственности и самостоятельности в реализуемой профессиональной деятельности, выделено 4 вида деятельности (блока):

- Деятельность по оперативному управлению ГЭС/ГАЭС и эксплуатации средств и систем управления;

- Деятельность по ремонту и эксплуатации активов ГЭС/ГАЭС;

- Деятельность по оценке состояния и планированию воздействий на оборудование и сооружения ГЭС;

- Деятельность по управлению состоянием комплекса ГЭС/ГАЭС .

Разрабатываемые профстандарты определяют уникальные для гидроэнергетики компетенции, которые необходимы в любых компаниях, независимо от организационных рамок (т.е. названий должностей),а лишь в зависимости от уровня сложности работ и квалификационных требований к отдельным работам в рамках функциональной деятельности на конкретных активах гидроэнергетических объектов .

Профессиональный стандарт является сводом требований к квалификации и компетенции работников. Требуемые им знания, умения и навыки должны отражается в государственных образовательных стандартах и программах дополнительного профессионального образования .

Система взаимосвязанных профстандартов описывает требования к квалификации работников различного уровня, объединяя (усложняя или упрощая) существующие направления среднего профессионального образования (СПО) и высшего образования (ВО),создавая предпосылки для создания новых профессий, востребованных бизнесом, на базе существующих смежных профессий .

Перечень профессиональных стандартов работников гидроэнергетики, разрабатываемых ОАО «РусГидро» в 2013-2015 гг., включает весь спектр деятельности энергетической компании, эксплуатирующей гидроэнергетические объекты .

В разработке профессиональных стандартов принимают участие в качестве экспертов около 260-ти работников гидроэнергетической отрасли: руководители Производственного блока Исполнительного аппарата ОАО «РусГидро», лучшие работники филиалов, ремонтных подразделений, научноисследовательских институтов и образовательных учреждений .

Проекты профстандартов проходят отраслевое и общественное обсуждение. Кроме того, профстандарты проходят экспертизу в базовых образовательных организациях ОАО «РусГидро» : ФГАОУ ВПО «Сибирский федеральный университет», ФГБОУ ВПО «Национальный исследовательский университет «МЭИ», ФГБОУ ВПО «Московский государственный строительный университет», ФГБОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет», ФГАОУ ВПО «Дальневосточный федеральный университет», ФГБОУ ВПО «Амурский государственный университет», Дивногорский гидроэнергетический техникум (Сибирский ФО), Пермский промышленно-коммерческий колледж (Приволжский ФО), Саратовский колледж строительства мостов и гидротехнических сооружений (Приволжский ФО), Невинномысский энергетический техникум (Северо-Кавказский ФО) .

К профессиональной экспертизе стандартов привлечены члены Некоммерческого партнерства «Гидроэнергетика России» (ОАО "Иркутскэнерго", ОАО "Красноярская ГЭС", ОАО "Генерирующая компания", ООО "Башкирская Генерирующая компания", ОАО "ТГК 1", ОАО «ГМК «Норильский никель», ОАО АК Якутскэнерго) .

Анализ разработанных и прошедших экспертизу к настоящему времени профессиональных стандартов показал, что полнота и универсальность их описания в критической степени зависит от состава специалистов-носителей знаний о стандартизируемом виде деятельности, и когнитологов (инженеров по знаниям), которые с ними работали .

  Выводы .

1. Задача формирования, хранения, накопления, распространения и применения знаний в условиях смены поколений специалистов, техники и технологий является первоочередной для любой компании .

2. Наиболее значимыми для практической деятельности являются процессы извлечения и представления знаний .

3. Необходимо помнить, что, хотя базы знаний имеют различное назначение и способ использования, но сами знания, их структура и механизм логического преобразования остаются неизменными .

4. Процессы извлечения и представления знаний в полной мере реализованы при разработке профессиональных стандартов работников гидроэнергетической отрасли, методологией которой стал процессно-функциональный подход .

5. При разработке профстандартов ОАО «РусГидро» была создана также система общественного обсуждения и профессиональной экспертизы разработанных проектов стандартов, которая показала свою эффективность .

Список использованных источников

1. Осипов Г.С. Искусственный интеллект: состояние исследований и взгляд в будущее //Новости искусственного интеллекта №1, 2001

2. Положение о Совете по профессиональным квалификациям в электроэнергетике Российской Федерации [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.rael.elektra.ru/files/news/2015/2015-02-5-polozhenieob-espk-viz.pdf .

  УДК 378.147 <

–  –  –

ВОЗМОЖНОСТИ И РЕСУРСЫ СЕТЕВОГО ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ

ОАО «РУСГИДРО», СФУ И НИУ «МЭИ»

ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА КАДРОВОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ

РОССИЙСКОЙ ГИДРОЭНЕРГЕТИКИ

Энергетическая безопасность является одним из главных направлений обеспечения национальной безопасности страны. Важную роль в ее реализации играет гидроэнергетика. Гидроэнергетика является инфраструктурой для деятельности значительного числа важнейших отраслей экономики, ключевым элементом обеспечения системной надежности Единой энергетической системы России (ЕЭС России). Россия располагает большим гидроэнергетическим потенциалом, что определяет широкие возможности развития гидроэнергетики. ГЭС обеспечивают значительную часть (примерно 20 %) потребности страны в электроэнергии .

Мировые и отечественные тенденции в области гидроэнергетики [1–3]:

• повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития гидроэнергетики на базе новых технологий и оборудования;

• создание Smart Grid (интеллектуальных сетей), представляющих собой интеграцию источников энергии с электроэнергетическими системами и формированием активных и адаптивных свойств распределительных сетей (например, самодиагностика и самовосстановление);

• разработка интеллектуальных технологий и средств мониторинга, диагностики и автоматического управления оборудованием и режимами работы сложных энергетических систем в режиме реального времени;

• обеспечение оптимального уровня системной надежности и технической безопасности ГЭС;

• использование технологи многомерного моделирования на всех этапах жизненного цикла ГЭС, что позволяет повысить эффективность создания и дальнейшей эксплуатации ГЭС;

• использование для создания наукоемкой продукции системы, обеспечивающей управление жизненным циклом изделия, ключевые компоненты которой: управление данными об изделии, коллективная разработка изделия, автоматизированное проектирование, автоматизированное конструирование, управление производственными процессами;

 

• создание на основе системного подхода единой отраслевой системы управления знаниями, которая позволяла бы определять возможные и требуемые направления технологического и технического развития, а также давать объективную оценку уровня совершенства того или иного решения;

• разработка автоматизированных средств для контроля состояния и диагностики ГТС;

• снижение техногенного воздействия на природу;

• разработка и использование в практической деятельности соответствующих профессиональных стандартов, положения которых должны быть учтены при формировании федеральных государственных стандартов и основных образовательных программ;

• повышение эффективной кадровой поддержки электроэнергетических систем, связанной с созданием, внедрением и использованием новой техники и технологий; широкое использование электронных обучающих технологий и смешанного обучения (электронное обучение, скомбинированное с другими образовательными технологиями); создание виртуальных моделей, тренажеров и т.д .

Анализ этих тенденций показывает, что гидроэнергетика становится все более сложной и наукоемкой. Это требует новых подходов к подготовке, переподготовке и повышению квалификации специалистов, поиска таких форм и технологий обучения, которые позволяют оптимально решать сложные для отдельного вуза кадровые, информационные и материальнотехническое проблемы .

Один из перспективных путей решения этих задач – разработка сетевых моделей подготовки высококвалифицированных кадров на базе нескольких организаций, осуществляющих образовательную деятельность. Сетевая форма допустима для всех уровней образования. Участвовать в ней могут также научные и производственные организации, обладающие необходимыми ресурсами для реализации обучения и проведения практики. Таким образом, сетевая программа в общем случае реализуется образовательными (в том числе реализующими дополнительные профессиональные программы в различных формах), научными, производственными и иными организациями .

Существуют различные модели сетевого взаимодействия [4]. Организационно участники сети могут быть объединены в консорциум, кластер и т.п .

Образовательный процесс в сетевых структурах основан на следующих принципах:

• согласованность учебных планов;

• согласованность целей, условий достижения формируемых компетенций в модульных образовательных программах, а также трудоемкости их освоения;

• взаимный учет специфики каждого из участников сети;

• возможность эффективного использования общих образовательных ресурсов, имея в виду научно-педагогические кадры, лаборатории коллективного пользования с удаленным доступом и т.д .

  В соответствии с Федеральным законом от 29 декабря 2012 г. № 273ФЗ «Об образовании в Российской Федерации», формальными признаками сетевой образовательной программы являются:

• участие нескольких организаций в процессе реализации образовательной программы;

• наличие документального оформленного договора о сетевой форме реализации образовательной программы (включает: вид, уровень и/или направленность образовательной программы; правила приема, порядок организации академической мобильности, условие и порядок осуществления образовательной деятельности, выдаваемый документ и др.) .

Общая продолжительность обучения при сетевой форме в базовом вузе должна составлять не менее 40 % нормативного срока освоения всей образовательной программы.

В качестве выдаваемых документов об образовании и(или) о квалификации в зависимости от выбранной модели могут быть выданы:

• два диплома о высшем образовании разных вузов по двум или одному направлениям подготовки;

• диплом о высшем образовании одного вуза и документ о переподготовке другого вуза .

Учитывая новые требования к подготовке кадров, преимущества сетевой формы реализации образовательных программ в 2014 г. одиннадцать федеральных и национальных исследовательских университетов (среди них Национальный исследовательский университет «МЭИ» и Сибирский федеральный университет) создали Энергетический образовательный консорциум (далее – Консорциум). Цель – повышение качества и эффективности подготовки исследователей, разработчиков, специалистов по эксплуатации и ремонту энергетического оборудования за счет сетевого взаимодействия и совместного использования материально-технических и кадровых ресурсов участников. Помимо реализации сетевого обучения студентов, слушателей и аспирантов с взаимным признанием результатов, планировалось проведение профессионально-общественной аккредитации образовательных программ в области энергетики и энергетического машиностроения, а также совместная организация и проведение научно-технических конференций .

С первых дней существования Консорциум и его рабочие органы (Совет и секретариат Консорциума) решает следующие задачи:

• разработка локальных нормативных актов (Положение об организации сетевого взаимодействия, Положение о совместном использовании электронных образовательных ресурсов и др.);

• обеспечение информационного обмена участников Консорциума;

• формирование баз данных о ресурсах участников Консорциума для сетевого взаимодействия;

• определение образовательных программ, которые будут реализованы в первую очередь в сетевой форме;

• формирование общих подходов к обмену ресурсами электронных библиотек и др .

  Как показал анализ, ресурсы университета, необходимые для сетевой формы реализации образовательных программ в области техники и технологий с использованием технологии электронного и смешанного обучения, включают различные виды ресурсов (рис. 1) .

–  –  –

Рис. 1. Ресурсы для сетевой формы реализации образовательных программ Электронные информационные ресурсы включают: ресурсы для получения необходимой информации по вопросам обучения (правила, расписание, новости, справки); информационный портал / электронный деканат .

Важное место занимают электронные образовательные ресурсы (ЭОР), которые представляют собой ресурсы получения знаний, умений и навыков, развития компетенций в предметной области.

В состав ЭОР входят:

• электронный учебник;

• электронное учебное пособие;

• комплект презентаций лекций;

• интерактивные справочники;

• электронный учебно-методический комплекс дисциплины;

• электронный лабораторный практикум (виртуальный лабораторный практикум, автоматизированный лабораторный практикум, автоматизированный лабораторный практикум с удаленным доступом);

• специализированное программное обеспечение, позволяющее проводить онлайн-расчеты и моделирование;

• программы графического моделирования и САПР, применяющиеся в организациях, являющихся работодателями молодых специалистов;

• технологическое оборудование с возможностью мониторинга по компьютерным сетям;

• аппаратно-программные комплексы тренажерной подготовки;

  ресурсы электронных библиотек;

• удаленные базы данных и базы знаний .

• Совокупность информационных технологий – это: образовательные оболочки, в которых размещены учебные материалы; программные средства, позволяющие вести разработку учебных материалов; программное обеспечение системы управления обучением. В состав технологических средств входят: серверы, сети, компьютеры и устройства мобильной связи и др .

Финансирование деятельности сети осуществляется в объеме средств, выделяемых на цели функционирования университетов, входящих в состав сети в соответствии с действующими нормативами финансирования .

Основные условия для успешной реализации сетевого обучения:

• мотивация преподавателей и обучающихся;

• разработка финансового механизма взаимодействия между участниками Консорциума и обучающимися;

• финансовое обеспечение по каждому ресурсу, включая трафик сетей передачи данных;

• современная инфраструктура сетевого обучения у каждого участника Консорциума .

Было признано целесообразным унифицировать информацию о ресурсах, представляемую участниками Консорциума. Так для сетевых основных и дополнительных образовательных программ обязательным считается наличие следующих материалов: учебный план, рабочие программы дисциплин, сведения о руководителе и ППС, краткое описание применяемого оборудования и краткое описание специализированного программного обеспечения .

Информация об оборудовании для сетевого применения должна содержать:

исследовательское оборудование с выделением оборудования центров коллективного пользования; учебное оборудование, включая автоматизированные лабораторные практикумы с удаленным доступом по компьютерным сетям; технологическое оборудование с возможностью мониторинга по компьютерным сетям; аппаратно-программные комплексы тренажерной подготовки. Сведения о специализированном программном обеспечении включает:

перечень интерактивных справочников, возможности онлайн-моделирования (Mathcad, Mathcad Calculation Server и т.д.); использование облачных вычислений (MatLab, ELCUT, ANSYS и др. на виртуальных рабочих местах); программы графического моделирования и компоненты системы, обеспечивающей управление жизненным циклом изделия .

Важная роль отводится реализации возможности взаимного использования ресурсов электронных библиотек участников Консорциума. Необходимо обеспечить доступ к электронным версиям научно-технических журналов, включая коллекции Scopus, WoS и др., а также доступ к полнотекстовым электронным версиям учебных и методических пособий и другим внутривузовским изданиям, авторефератам, диссертациям .

Учитывая указанные общие требования, НИУ «МЭИ» и СФУ были подготовлены соответствующие материалы и проведена оценка возможности   их совместного использования. Стратегическим партнером обоих университетов является ведущая компания в области гидроэнергетики – ОАО «РусГидро» – один из крупнейших российских энергетических холдингов, лидер в производстве энергии на базе возобновляемых источников, учредитель технологической платформы «Перспективные технологии возобновляемой энергетики» (далее – Платформа). Цель Платформы – объединение усилий государства, бизнеса, финансовых институтов и институтов развития, научного и проектного сообществ, образовательных учреждений в создании условий для развития возобновляемой энергетики, внедрения высокоэффективных технологий генерации на основе возобновляемых источников энергии .

Один из видов деятельности Платформы – разработка программ подготовки, переподготовки и повышения квалификации специалистов. Этот факт усиливает потенциал обоих университетов и открывает дополнительные возможности для сетевого взаимодействия .

Начиная с 2014 г. специалисты НИУ «МЭИ» были привлечены к разработке и рецензированию разрабатываемых в 2014-2015 гг. профессиональных стандартов ОАО «РусГидро» .

В 2015 г. НИУ «МЭИ» при поддержке ОАО «РусГидро» начал разработку УМК ряда дисциплин подготовки специалистов-гидроэнергетиков, содержание которых приближено к требованиям профессиональных стандартов организации. Разрабатываемые УМК предназначены для совместного использования НИУ «МЭИ» (головной вуз и филиал в городе Волжском) и Саяно-Шушенским филиалом СФУ .

В 2015 г. компания ОАО «РусГидро» передала НИУ «МЭИ» единственную в России учебно-исследовательскую лабораторию моделирования ГЭС, ГАЭС, ветровых и фотоэлектрических установок в составе электроэнергетической системы с элементами Smart Grid. В 2014 г. НИУ «МЭИ» получил от ОАО «РусГидро» программное обеспечение тренажера оперативных переключений электрического и операций с гидромеханическим оборудованием ГЭС «Модус», который использовался при проведении «Шестых Всероссийских соревнований персонала ГЭС». Подключение поставленного оборудования к средствам удаленного доступа позволит пользоваться ими в рамках сетевой образовательной структуры .

Сибирский федеральный университет и его Саяно-Шушенский филиал имеют необходимые ресурсы для сетевого взаимодействия в сфере подготовки инженеров для гидроэнергетики.

Среди них:

• образовательные ресурсы в сфере электроэнергетики, построенные с использованием технологии компьютерных измерений и веб-технологий;

• базовые кафедры и филиалы кафедр, созданные на базе ведущих инновационно-активных предприятиях и ГЭС, позволяющие организовать обучение студентов, прохождение практик и выполнение проектов в области электроэнергетики, микропроцессорной техники и т.д.;

• наличие при кафедре «Электротехнология и электротехника» инновационного инжинирингового предприятия «Научно-производственный   центр Магнитной гидродинамики», лидера в РФ по разработке и вводу в эксплуатацию элетротехнологического оборудования и МГД-техники металлургического назначения;

• комплекс учебных лабораторий в головном вузе и в СаяноШушенском филиале СФУ, где совместно с ОАО «РусГидро» – «СаяноШушенская ГЭС имени П.С. Непорожнего» созданы лаборатории «Релейная защита и автоматика», «Переходные процессы в энергосистемах», «Электрические станции и подстанции», «Техника высоких напряжений и диэлектрических материалов» и др.;

• комплекс виртуальных лабораторных работ по релейной защите и автоматике и др.;

• уникальные базы практик на Саяно-Шушенской и Майнской ГЭС;

• одна из крупнейших вузовских библиотек (объем фонда – 2 419 610 изданий, в том числе научных – 904 281 и учебных – 1 345 065), имеющая 529 компьютеров, в том числе 216 АРМ для читателей .

НИУ «МЭИ» и СФУ при поддержке ОАО «РусГидро» имеют все возможности и необходимые ресурсы для эффективного использования сетевой формы реализации образовательных программ в области гидроэнергетики путем применения новых информационно-коммуникационных и педагогических технологий. Это будет способствовать повышению качества образования и расширения доступа обучающихся к лучшим образовательным технологиям и средствам обучения .

Список использованных источников

1. Прогноз научно-технологического развития Российской Федерации на период до 2030 года [Электронный ресурс]. – М.: МОН, 2013. – 72 с. – Режим доступа: http://government.ru/media/files/41d4b737638 b91da2184.pdf .

2. Тимохин, А.С. Техническая политика ОАО «РусГидро» как основа технического развития компании / А.С. Тимохин // Гидроэлектростанции в XXI веке: сборник материалов Всероссийской науч.-практ .

конф. / Под ред. С.А. Подлесного, В.В. Луференко. – Саяногорск; Черемушки: Сибирский федеральный университет; Саяно-Шушенский филиал, 2014. – С. 6–11 .

3. Морозов, О.С. Технологии многомерного моделирования в гидроэнергетике / О.С. Морозов // Гидроэлектростанции в XXI веке: сборник материалов Всероссийской науч.-практ. конф. / Под ред. С.А. Подлесного, В.В. Луференко. – Саяногорск; Черемушки: Сибирский федеральный университет; Саяно-Шушенский филиал, 2014. – С. 12–16 .

4. Весна, Е.Б. Модели взаимодействия организаций при сетевой форме реализации образовательных программ [Электронный ресурс] / Е.Б. Весна, А.И. Гусева // Современные проблемы науки и образования .

– 2013. – № 6. – Режим доступа: www.science-education.ru/113-10934 .

    СЕКЦИЯ 1 

МОДЕРНИЗАЦИЯ И РЕКОНСТРУКЦИЯ 

ОБОРУДОВАНИЯ ГЭС      УДК 69.003.13 .

–  –  –

ЭНЕРГИЯ МАЛЫХ ГЭС ДЛЯ ДЕЦЕНТРАЛИЗОВАННЫХ

ПОТРЕБИТЕЛЕЙ. ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ

Вопрос обеспечения электроэнергией децентрализованных потребителей остро стоит во многих регионах России, в основном данная проблема имеет место в Сибири, Дальнем Востоке и на Севере. Автономная энергетика, построенная преимущественно на дизельной генерации, обусловлена особенностями развития энергетического хозяйства децентрализованных районов, климатическими условиями, удаленностью и труднодоступностью потребителей. Кроме того, необходимо учитывать значительную площадь обслуживания при низкой плотности населения и соответственно небольшие требуемые мощности энергогенерирующих установок, а так же экологическую уязвимость территорий и аграрную специализацию региона .

Изолированные потребители республики Тыва – это сельские населенные пункты, не охваченные централизованным электроснабжением. На территории республики находятся в эксплуатации 12 дизельных электростанций (ДЭС), которые снабжают электроэнергией 13 тыс. человек. Суммарная установленная мощность ДЭС составляет 4590 кВт. [1] .

Себестоимость производства электроэнергии вырабатываемой на ДЭС за 1кВт ч равна 8-15 рублей, в Тыве продажа осуществляется по тарифу 3 руб./кВтч, таким образом ежегодно возникает необходимость в субсидиях на компенсацию полученных затрат, размером более 100 млн. рублей. [2] .

В связи с низкой плотностью населения республики вариант прокладки линии электропередач (ЛЭП) является дорогостоящим. Ближайший населенный пункт с централизованным электроснабжением (г.Туран) находится на расстоянии 390 км по дорожному сообщению и 115 км по наикратчайшему расстоянию на карте. Стоимость возведения ЛЭП 35 кВ будет лежать в диапазоне от 190 до 250 млн. рублей. [3] .

Не смотря на высокую плотность тепловой солнечной энергии в республики (0,8-1,1 кВт на м2), доступность солнечной энергии в полном объеме будет только в летний период. Для обеспечения электроэнергией одного населенного пункта потребуется значительная площадь равнинных земель (1500-2500 м2) и при стоимости батареи 70-130 тыс. руб. за 1 кВт мощности, более 50 млн. рублей капиталовложений .

Установка ветрогенераторов является не целесообразной. Энергии ветра в республике не достаточно для использования ветряных установок .

Гидроэлектростанции малой мощности являются наиболее реальным вариантом замены ДЭС. Малые ГЭС занимают значительное место в мировой гидроэнергетике. В Европе насчитывается около 4 тыс. малых ГЭС, в Китае – более 45 тыс., а в России всего около 300, суммарной мощностью 1.3 млн кВт (при техническом потенциале малых рек - 350 млрд кВт·ч/год).[4] .

На рисунке 1 представлена доля производства электроэнергии вырабатываемой малыми ГЭС в разных странах .

% Рисунок 1 – Доля производства электроэнергии вырабатываемой МГЭС На рисунке 2 представлено распределение технического потенциала малых рек по Федеральным округам России. (http://www.forumtek.ru) .

Рисунок 2 – Технический потенциал малых рек, млрд. кВт ч/год .

Малая гидроэнергетика является одним из наиболее экологически чистых видов производства электроэнергии. Для возведения МГЭС требуются небольшие объемы строительной техники и материалов .

К основным достоинствам МГЭС относят минимальные риски затопления прилегающих территорий при авариях и ЧС, низкую себестоимость производства электроэнергии и относительно короткие сроки ввода в эксплуатацию .

Стоимость 1 кВт ч. произведенного на МГЭС в России, в централизованной системе составляет в среднем 0.5 руб., в автономной системе – 1.9   руб. В то время как, себестоимость электроэнергии на малых ТЭЦ и ДЭС варьируется в пределах от 5 до 20 руб/кВт·ч .

По инвестиционной программе на 2012-2016 год, компания РусГидро собирается вложить в ВИЭ около 12 млрд. рублей.

Наиболее эффективные формы стимулирования ВИЭ, с учетом опыта России и других стран:

- Выделение субсидий для инвестиций, вкладываемых в ВИЭ;

- Снижение ставок по налогам для владельцев ВИЭ;

- Финансовая поддержка научно-исследовательских работ;

- Введение налога на ископаемые с учетом эмиссии СО2;

- Создание нормативно правовой базы для ВИЭ;

- Политика поддержки со стороны правительства;

В некоторых странах применяется «зеленый тариф», эффективная мера поддержки ВИЭ. Электроэнергию, вырабатываемую ВИЭ, покупают по более высокой цене, а завышение цены финансируется государством .

Несмотря на множество проблем в данной отрасли, разработаны программы поддержки ВИЭ:

1. Госпрограмма «Энергоэффективность и развитие энергетики» на 2013-2020 годы .

2. Постановление Правительства РФ от 19 апреля 2012 г. № 350, о федеральной целевой программе "Развитие водохозяйственного комплекса Российской Федерации в 2012 - 2020 годах"

3. Инвестиционная программа ОАО «РусГидро» на 2012-2016 годы, предусматривает вложение 12 млрд. руб. в развитие ВИЭ .

4. Целевая программа «Энергосбережение и внедрение альтернативных источников энергии в Республике Тыва» .

Кроме государственной поддержки, необходима помощь региональных властей. Дотации, выделяемые регионам на поставку дизельного топлива, являются одной из причин незаинтересованности местных властей в решении данной проблемы. По мнению ведущих специалистов в данной области, следует законодательно утвердить порядок, по которому эти дотации оставались бы в регионе, с условием использования данных средств на реализацию проектов ВИЭ .

Выводы:

1. Вопрос об энергоснабжении децентрализованных районах республики Тыва и в целом для других регионов РФ является актуальным .

2. Наиболее обоснованным с технической и экономической стороны вопроса, является рассмотрение как реальной альтернативы, малой гидроэнергетики .

3. Российская Федерация обладает значительным техническим потенциалом малых рек (350 млрд. кВт·ч/год), который используется лишь на 0,3% .

4. Малые ГЭС обладают множеством преимуществ, в сравнении с другими источниками энергии .

 

5. Низкий темп развития малой гидроэнергетики в России связан с: недостаточной изученностью гидрологического режима малых рек;

отсутствием нормативной базы и недостаточностью проработки законов в данной области .

6. Необходимо разработать государственную программу устойчивого развития ВИЭ; Разработать региональные программы поддержки;

создать условия для льготной системы налогообложения; увеличить финансовую поддержку НИОКР .

Список использованных источников

1. Без формата.RU / Информация по дизельным электростанциям URL:http://kizil.bezformata.ru/listnews/dizelnimelektrostantciyam/12257145/ (дата обращения: 12.03.2015) .

2. Малые ГЭС могут разгрузить бюджет / Сайт еженедельника "Плюс Информ". URL: http://plusinform.ru/main/4614-malye-ges-mogutrazgruzit-byudzhet.html (дата обращения: 24.10.2013) .

3. СТО 56947007-29.240.014-2008 «Укрупненные показатели стоимости (сооружения) подстанций 37-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6,10-750 кВ / ОАО «ФСК ЕЭС» 2008г. -8с .

4. Современное состояние и перспективы развития малой гидроэнергетики в странах СНГ: отраслевой обзор. Алматы, 2011. № 14. 36 с .

  УДК 621.311.21

–  –  –

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОЙ ЗОНЫ

РАБОТЫ ГИДРОАГРЕГАТОВ ВОЛЖСКОЙ ГЭС,

ПРОШЕДШИХ РЕКОНСТРУКЦИЮ

Ключевые слова: гидротурбина, индексный метод, коэффициент полезного действия, мощность, расход, напор, комбинаторная зависимость .

hydroturbine, indexmethod, efficiency, capacity, flow, pressure, combinatorialdependence .

Аннотация: Рассматривается один из этапов натурных энергетических испытаний, с последующими рекомендациями, необходимыми для эффективной эксплуатации .

Abstract: one of the stages of full-scale power tests, with subsequent recommendations needed for effective operation .

Анализ многолетних измерений уровней верхнего и нижнего бьефа показал, что напор на «Волжской ГЭС» составляет 21,5 метр и превышает расчётный напор, значения которого20 метров. В ходе проходящей реконструкции с заменой морально устаревшего и изношенного турбинного оборудования гидроагрегата №20 на более современное, необходимо проведение натурных энергетических испытаний гидроагрегата для повышения энергоэффективности с последующей перемаркировкой на большую мощность .

Основной целью является повышение энергоэффективности рабочих характеристик гидроагрегата и гидротурбины .

Задачи испытаний:

- уточнение формы рабочих характеристик гидроагрегата и гидротурбины;

-определение мощностных характеристик и проверка гарантий по мощности гидротурбины;

- определение индексной расходной характеристики;

- определение оптимальной комбинаторной зависимости турбины для напора 24,15м. и ее сравнение с существующей комбинаторной зависимостью;

- выдача рекомендаций по настройке комбинаторной зависимости и режима работы, обеспечивающих эффективную эксплуатацию гидрогенератора .

Испытания проводились при напоре 24,15 м. индексным методом. В процессе испытаний снимались энергетические характеристики при работе агрегата по установленной комбинаторной зависимости, а также пропеллерные характеристики турбины при нескольких постоянных значениях углах разворота лопастей рабочего колеса и переменных открытиях направляющего аппарата. При этом на каждом угле устанавливается 5-7 режимных точек по открытию направляющего аппарата. Одновременно, при снятии пропеллерных характеристик, определялись мощностные характеристики, позволяющие определить максимальную мощность при данном напоре и придельные значения мощностей при различных углах установки лопастей рабочего колеса турбины, а также расходные характеристики [1]. При этом принималось, что расход пропорционален корню квадратному из значения перепада давления. Коэффициент расходомера определялся косвенным путем, исходя из условия соответствия максимальных значений КПД турбины, полученных при испытаниях и по эксплуатационной характеристике турбины для имеющегося напора. Для определения КПД гидрогенератора использовалась рабочая характеристика завода–изготовителя (Рис 1) .

Рис. 1 Рабочая характеристика гидрогенератора

Для каждого опыта вычислялось среднее арифметическое значение измеряемой величины, производилось вычисление индексного расхода, мощности, напора, потерь напора в водоприёмной камере и КПД. Приведённые значения расхода и мощности использовались для построения индексных рабочих и расходной характеристики, а также мощностной характеристики .

Энергетические испытания выполнены при среднем значении напора Н=24,05м., в диапазоне нагрузок от 45,4 до 126,5МВт.

Измерения были выполнены при работе по существующей и разобщённой комбинаторной связи в пропеллерных режимах при углах установки лопастей рабочего колеса:

-8,0;-3,3;+1,8;+5,5;+7,9 градусов .

Анализ результатов обработки материалов испытаний показал следующее: максимальная мощность агрегата, полученная при работе по установленной комбинаторной зависимости, составила 126,61МВт, мощность турбины - 129,9МВт. Таким образом, при испытании была получена мощность, превышающая гарантированную номинальную мощность турбины 129 МВт .

  Результаты обработки материалов испытаний предсталены в графическом виде ( Рис. 2-3) .

–  –  –

Рис. 3 Зависимость индексного КПД турбины от мощности турбины При максимальной мощности высота отсасывания составила -1,06 метра. По заводской эксплуатационной характеристике турбины допустимая высота отсасывания при данной мощности составляет -0,7 метра. Индексные рабочие характеристики турбинного блока и турбины (рис.2 и 3), полученные при работе по установленной и оптимальной комбинаторной зависимости, близки между собой только в зоне нагрузок от 45 до 75 МВт. При увеличении нагрузок от 75 до максимальной, расхождение по КПД составляет 1,5% .

Максимальное значение КПД агрегата достигается при нагрузке 105 МВт. Оптимальная зона работы агрегата, при условии отклонения КПД от максимального значения не более 1%, составляет от 85 до 120 МВт .

Сравнение натурной и заводской индексных рабочих характеристик турбины (рис.3) показывает их близость в узком диапазоне мощностей от 95 до 115 МВт. При уменьшении мощности от оптимальной зоны КПД отмечается понижение натурных значений КПД достигающих 4,5% при   мощности 50 МВт, при увеличении мощности - понижение натурных значений КПД составляет около 1% .

Из полученных данных видно, что целесообразно произвести корректировку установленной комбинаторной зависимости в соответствии с рекомендуемой оптимальной комбинаторной зависимостью. Эксплуатацию гидроагрегата производитьс учетом натурных характеристик, отдавая предпочтение работе в зонах оптимальных КПД, определенных по результатам испытаний. Водноэнергетические расчёты производить с использованием расходномощностной характеристики, по результатам испытания [3] .

В дальнейшем планируется провести испытания при различных значениях напора, для получения более точных и полных рабочих характеристик гидроагрегата и гидротурбины .

Авторы выражают благодарность научному руководителю Василию Владимировичу Белобородову (Филиал ОАО «РусГидро»-«Саяно-Шушенская ГЭС им. П.С. Непорожнего») .

Список использованых источников 1. «Методические указания по проведению натурных испытаний гидротурбинных агрегатов при вводе их в эксплуатацию на ГЭС», РД 153-34.2-31.302-2001 .

2. Стандарт ОАО РАО «ЕЭС России» «Методика оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций», СТО 17330282.27.140.001-2006 .

3. Стандарт МЭК №60041 «Международные правила натурных приемочных испытаний гидромашин по определению гидравлических характеристик гидравлических турбин, аккамулирующих насосов и обратимых турбин» .

  УДК. 621. 316. 54 .

–  –  –

ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КОАКСИАЛЬНОГО

МАГНИТОПЛАЗМЕННОГО УСКОРИТЕЛЯ ДЛЯ НАНЕСЕНИЯ

МЕДНОГО ПОКРЫТИЯ НА АЛЮМИНИЕВЫЕ

КОНТАКТНЫЕ ПОВЕРХНОСТИ

Проблема уменьшения переходного сопротивления и совмещения электрического контакта медь-алюминий, повсеместно встречающегося в промышленной электротехнике, общеизвестна. Существует, по крайней мере, два способа совмещения такой контактной пары. При использовании одного из них, биметаллических прокладок, увеличивается число контактных переходов, что приводит к увеличению переходного сопротивления контакта .

Наиболее эффективным способом решения этих задач является использование специальной смазки на основе медного порошка. Однако, ему присущи такие недостатки как ухудшение свойств при длительной эксплуатации с циклическими нагрузками и невозможность повторного использования при ревизии контакта .

В работе предложен новый способ решения этой проблемы – нанесение медного покрытия на алюминиевые контактные поверхности с помощью импульсного коаксиального магнитоплазменного ускорителя (КМПУ). В процессе работы ускорителя в плазменной структуре разряда накапливается до 10 г материала, эродированного с поверхности его электродов и вовлекаемого в движение. Скорость фронта потока в начале его воздействия на поверхность мишени составляет порядка 1,0 км/с. При таких скоростях потока с плотностью вещества примерно 1 г/см3 следует ожидать пластической деформации, разогрева и плавления поверхностного слоя алюминиевой подложки-мишени [1]. Давление соударения должно превышать 100 кбар и приводить к межмолекулярному взаимодействию. Совокупность этих факторов должна обеспечить возникновение граничного слоя взаимного перемешивания материала потока, образующего покрытие, и материала подложки. За один цикл наносится медное покрытие на круговую алюминиевую поверхность площадью порядка 100 см2. Из алюминиевых подложек с нанесенным медным покрытием были приготовлены образцы вертикального среза со шлифами. Исследование структуры поверхности шлифов проведены на растровом электронном микроскопе Jeol-840 с приставкой Link для рентгеновской фотоэлектронной спектроскопии (РФЭС) .

  Рис. 1. Микрофотографии шлифа вертикального среза алюминиевой подложки с медным покрытием; а) обзорный снимок, б) фрагмент граничного слоя с взаимным перемешиванием материалов покрытия и подложки Установлено, что толщина покрытия в среднем не менее 100 мкм, структура его однородна и практически не имеет пор. Медное покрытие плотно сопрягается с поверхностью алюминиевой подложки (рис. 1а). Частицы меди размером до ~10 мкм визуально обнаруживаются в подложке на глубине до ~50 мкм, что подтверждается данными РФЭС. На такой глубине в алюминии присутствует до 1,0% меди. Характер взаимного перемешивания и сцепления материалов покрытия и подложки в граничном слое отчетливо виден на микрофотографии (рис. 1б) и может быть объяснен плавлением алюминия .

Для проведения сравнительных исследований характеристик и свойств контактных переходов выполнена сборка из четырех образцов тороидальной формы с контактными кольцевыми поверхностями площадью 600 мм2, стянутых одним болтом (рис. 2) с токоподводящими медными шипами .

Рис. 2. Схема и конструкция контактной сборки для исследования переходного контакта .

1.Стяжной болт с гайкой. 2.Тарельчатая шайба 3.Стеклотекстолитовые шайбы .

4.Токоподводящие шины. 5.Медные контактные элементы. 6.Алюминиевый контактный элемент с медным покрытием. I-ток нагрузки, U-падение напряжения на контактном переходе   Исследования проведены в условиях нагружения образцов импульсным током и длительного циклического нагружения переменным током. Импульсный режим создавался разрядом одного молекулярного конденсатора МИГ-100 (С=2Ф, Rвн=0,05Ом, Uн=100В). Амплитуда тока импульса (длительностью примерно 10 мс) изменялась от 760 А до 1040 А за счет изменения зарядного напряжения конденсатора. В течение одного импульсного нагружения температура переходов остается практически постоянной примерно 20 °С. Определенные вольт-амперным способом средние значения сопротивления переходов, при различных токах и одинаковой температуре показали, что сопротивление контактной пары Cu-Al равно 1,83 мкОм, контактной пары Cu-Cu – 0,61 мкОм, контактной пары Cu-Al (с медным покрытием) – 1,06 мкОм. Разница значений сопротивления контактной пары Cu-Al и Cu-Cu может быть принята для оценки величины электрического сопротивления границы перехода между медным покрытием и алюминиевой подложкой .

Рис. 3. Зависимости сопротивления контактного перехода: а) от величины усилия сжатия R(F), б) от температуры R(Т0С). 1-для перехода Cu-Al, 2-для перехода Cu-Al с медным покрытием, 3-для перехода Cu-Cu Из рис. 3 видно, что контактная пара Cu-Al (с медным покрытием) менее чувствительна к усилию сжатия по сравнению с обычной контактной парой Cu-Al (кривая 2 более полога, чем кривая 1), вероятно из-за большей твердости алюминиевой поверхности образца с покрытием. Близкие к реальным условия длительного нагружения переменным током промышленной частоты создавались с помощью нагрузочного трансформатора .

В соответствии с[2] контактные элементы сжимались с усилием 230 Н .

Ток нагрузки 470 А и плотность тока на контактных переходах устанавливались с учетом требований ГОСТ-434-53. Температура исследуемых образцов устанавливалась на постоянном уровне порядка 50 °С через примерно 3 часа после включения тока. Естественный рост температуры образцов под нагрузкой сопровождается увеличением сопротивления контактных переходов. В экспериментах температура образцов доводилась до 115 0С как путем подогрева от внешнего нагревателя при постоянном номинальном уровне тока, так и за счет повышения плотности тока сверх номинальной. Анализ экспериментальных зависимостей, представленных на рис. 3 показывает, что сопротивление контактного перехода Cu-Al более чувствительно к росту температуры, чем перехода Cu-Cu. Однако, сопротивление перехода Cu-Al с покрытием на постоянную величину R примерно 0,67 мкОм ниже сопротивления обычного перехода Cu-Al во всем исследуемом температурном диапазоне .

Образец контактной пары Cu-Al с медным покрытием подвергался длительным циклическим нагрузкам номинальным током (10 циклов по 12 часов). В перерывах происходило естественное охлаждение сборки до комнатной температуры. При этом не было обнаружено заметного увеличения переходного сопротивления и изменения режима нагрева контактной пары, изменения не происходили и при охлаждении контактной пары в перерывах .

Заключение

1. Показана возможность создания технологической установки по нанесению медного покрытия на алюминиевые контактные поверхности на основе коаксиального магнитоплазменного ускорителя .

2. Высокая адгезия покрытия и низкое переходное электрическое сопротивление обусловлены образованием граничного слоя взаимного перемешивания и сцепления материалов покрытия и подложки .

3. Медное покрытие на алюминиевой контактной поверхности дает возможность решения задач совмещения контактной пары Cu-Al и снижения ее переходного сопротивления. Это обеспечивает повышение надежности контактных соединений и снижение потерь электроэнергии .

Список использованных источников

1. А.А. Сивков, А.С. Сайгаш, Д.Ю. Герасимов. Повышение стойкости броневых пластин к мощным динамическим воздействиям за счет поверхностного упрочнения // Известия вузов. Физика. – 2013. – Т.56. – № 6/3. С.64-66 .

2. Афанасьев В.В. Справочник по расчету и конструированию контактных частей сильноточных электрических аппаратов. Ленинград .

Энергоатомиздат. 1988 .

  УДК 621.224.35

–  –  –

АНАЛИЗ ЭКСПЛУТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

ГИДРОАГРЕГАТА ПОСЛЕ ЗАМЕНЫ РАБОЧЕГО КОЛЕСА

Являясь важным узлом в объединённой энергосистемы Урала, Воткинская ГЭС непосредственно связана с Пермской, Удмуртской, Кировской, Башкирской, Свердловской энергосистемами, участвует в автоматическом регулировании частоты и перетоков мощности по ЛЭП «Центр-Урал». Как станция с суточным и частично сезонным регулированием ГЭС покрывает утренние и вечерние пиковые нагрузки в Уральской энергосистеме .

На основании анализа эксплуатационной, ремонтной документации, осмотров и инструментальных обследований узлов гидроагрегатов продлевается срок их эксплуатации. К 2015 году гидроагрегаты Воткинской ГЭС выработали практически двойной нормативный ресурс, что определяет необходимость комплексного технического перевооружения .

Гидротурбины типа ПЛ661 морально устарели, не обеспечивают получение максимальной выработки энергии от проходящего через неё водотока и должны быть заменены современными турбинами, которые способны обеспечить большую мощность и надежность .

Основные задачи

при выборе новой турбины получение наибольшей мощности и выработки электроэнергии в изменившихся режимах работы ГЭС. В связи с размывом русла реки в нижнем бьефе увеличился напор ГЭС .

Анализ отчетных данных за период 2003-2014 годы показал, что агрегаты работают при напорах значительно превышающих проектный расчетный напор 17,5 м. Среднегодовой напор составляет 20,21 м (Рис. 1). Средний минимальный напор за эти годы был 18,95 м (Таблица №1). Предлагается для новых турбин принять расчетный напор не менее 19,0 м .

–  –  –

На рис. 1. Приведены средние напоры за последние десять лет .

Предполагается использовать турбины ПЛ30/887-В-930 (турбины такого типа уже установлены на Жигулёвской ГЭС) (Рисунок №2) .

На Жигулёвской ГЭС в ходе реконструкции на 14 гидроагрегатов старые шестилопастные турбины будут заменены на новые пятилопастные, что позволит повысить номинальную мощность каждого гидроагрегата на 10,5 МВт (со 115 МВт до 125,5 МВт). После завершения модернизации суммарная мощность Жигулевской ГЭС увеличится на 147 МВт и составит 2 488 МВт .

Работы будут завершены до 2018 года. На сегодняшний день модернизировано12 гидроагрегатов .

–  –  –

  Рис. 3. Эксплуатационная характеристика турбины ПЛ30/877-В-930 Таблица 3 Показатели коммерческой эффективности капиталовложений в установку дополнительной мощности при изменении единичной мощности агрегатов с 110 МВт до 115 МВт

–  –  –

Полученные показатели эффективности свидетельствуют об экономической целесообразности увеличения установленной мощности Воткинской ГЭС до 1150 МВт в рамках проводимой реконструкции .

Дополнительными аргументами в пользу увеличения установленной мощности Воткинской ГЭС являются:

увеличение диапазона участия ГЭС в регулировании частоты и перетоков мощности при оказании системных услуг;

повышение надежности энергосистемы за счет увеличения мобильного резерва при аварийном отключении крупных блоков генерации;

более эффективное использование гидроресурсов при срезе пика паводка;

  внедрение достижений научно-технического прогресса (оборудования с большим КПД);

требования технической политики ОАО «РусГидро» по увеличению установленной мощности;

обеспечение надежности электроснабжения существующих и новых крупных потребителей, а также обеспечение возможности увеличения роста нагрузок существующих потребителей на перспективу в регионе расположения Воткинской ГЭС .

Список использованных источников

1. Приказ ОАО «ГидроОГК» № 130 от 17.03.2008г Планирование технического перевооружения и реконструкции оборудования .

2. Внутренние документы предприятия филиал ОАО «РусГидро» Воткинская ГЭС» .

3. Давлетгалиев С.К., Савельев В.А. К оптимизации режимов работы ГЭС по расчетной выборке ридрографов // Проблемы гидроэнегретики и водного хозяйства. Алма-Ата. 1971 .

4. Цветков Е.В., Алябышева Т.М., Парфенов Л.Г. Оптимальные режимы гидроэлектростанций в энергетических системах. -М.: Энергоатомиздат, 1984 .

5. Легалов Д.И., Паламарчук С.И., Долгосрочное планирование режимов электроэнергетических систем с ГЭС .

6. Беляев Л.С. Картвелишвили Н.А. Оптималь-ные режимы работы ГЭС в энергосистемах // Гидротехническое строительство.1968. № 6 .

  УДК 62-77

–  –  –

ОЦЕНКА ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МОДУЛЬНОЙ

СИСТЕМЫ НА «ВОЗДУШНЫХ ПОДУШКАХ» ДЛЯ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ

ТРАНСФОРМАТОРОВ

В течение всего жизненного цикла трансформатора, его по ряду причин требуется перемещать при необходимости, даже в пределах энергосистемы .

Причинами снятия и транспортировки трансформаторов внутри любой электростанции (в том числе и ГЭС), является их ревизия, реконструкция, модернизация и ремонт с заменой обмоток трансформаторов .

Трансформатор выводится в капитальный ремонт раз в 4 года с перемещением его в специальную ремонтную мастерскую. Учитывая, что на таких крупных станциях, как Саяно-Шушенская и Красноярская ГЭС однофазных силовых трансформаторов 15 штук, в год приходится перемещать около 4 трансформаторов .

Самыми трудоёмкими и тяжелыми работами при ремонте трансформатора являются его доставка с рабочего положения на ремонтную площадку и обратно. Силовые трансформаторы практически на каждой гидроэлектростанции перекатывают по рельсовому пути. От этого пути к фундаменту, на котором располагаются трансформаторы, проложены поперечные рельсы .

Трансформатор по основному рельсовому пути перекатывают до поперечных рельсов и поднимают его домкратами примерно на 150 мм. Затем поворачивают каретки на угол 90°, опускают трансформатор, закрепляют каретки .

Подъём трансформатора и разворот кареток выполняют двумя домкратами за два приёма. По поперечным рельсам трансформатор закатывают на фундамент. Передвижение трансформатора по рельсам производится плавно, без рывков со скоростью не более 3-8 м/мин с помощью ручной или электрической лебедки и полиспастов. Перемещая трансформатор, полиспаст требуется переставлять через каждые 49-50 м, что в свою очередь увеличивает время транспортировки .

В исключительных случаях, по условиям вертикальной планировки допускается принимать продольный путь с уклоном не более 1% при условии согласования с заводом-изготовителем трансформатора.[1] Т.е. требуется довольно ровная поверхность. Из практики эксплуатации Красноярской ГЭС известно, что условие уклона практически не выполняется, он имеет более крутую форму, при срыве тормозных башмаков или ошибке персонала весь процесс перемещения трансформатора может закончится дорогостоящей заменой всего оборудования, ремонтом путей или увечьями рабочих .

–  –  –

Список использованных источников

1. Изделия для транспортировки трансформаторов и шунтирующих реакторов из рельс Р50 марки ЖД 6 [Электронный ресурс]// Рельсы, шпалы, крепеж. – Режим доступа свободный: http://rels116.ru/izdeliyadlya-transportirovki-transformatorov-i-shuntiruyushhix-reaktorov-iz-rels-r50marki-zhd-6,.- Загл. с экрана .

2. Легкий способ переместить весомый груз [Электронный ресурс]// Мувинговая компания «Тяни-толкай». – Режим доступа свободный: http://moving-com.com/novosti/legkij-sposob-peremestit-vesomyjgruz.html,.-Загл. с экрана .

3. Новейшие такелажные технологии [Электронный ресурс]// Мувинговая компания «Тяни-толкай». – Режим доступа свободный:

http://moving-com.com/novosti/novejshie-takelazhnye-texnologii.html,.Загл. с экрана .

4. Наливные полы [Электронный ресурс]// Мир советов – полезные советы и статьи. – Режим доступа свободный:

http://mirsovetov.ru/a/housing/building-supplies/self-leveling-floorsapartment.html,.-Загл. с экрана .

5. Автоматическая система управления техническими характеристиками устройств перемещения на воздушной подушке [Электронный ресурс]// Машиностроение – Научные статьи. – Режим доступа свободный: http://cyberleninka.ru/article/n/avtomaticheskaya-sistema-upravleniyatehnicheskimi-harakteristikami-ustroystv-peremescheniya-na-vozdushnoypodushke,.-Загл. с экрана .

6. Попов Ю. П. Монтаж и эксплуатация электрооборудования:

Учеб. пособие. 3-е изд. испр. и доп. / Ю.П. Попов, В.А. Тремясов, А.Ю .

Южанников. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2002. 377 с .

 

7. Рельсы железнодорожные [Электронный ресурс]// «Черметком»- группа компаний. – Режим доступа свободный:

http://www.chermet.com/catalog/section/relsy,.-Загл. с экрана .

8. Лебедки электрические [Электронный ресурс]// Производство продажа грузоподъемного оборудования. – Режим доступа свободный:

http://tech-group.pro/lebedki_electro_montaj,.-Загл. с экрана .

9. Полиспасты, блоки [Электронный ресурс]// Изделия для захвата груза – «Русь» - грузоподъемные механизмы. – Режим доступа свободный: http://tali24.ru/catalog/polispasty_bloki/,.-Загл. с экрана .

10. Цены на бетон [Электронный ресурс]// Купить бетон с доставкой. –Режим доступа свободный : http://geobeton.com/beton_price,.-Загл .

с экрана .

11. Промышленные наливные полы [Электронный ресурс]// «Полимерные системы» - полимерные покрытия пола. – Режим доступа свободный: http://www.polysys.ru/q-and-a/promishlennie-nalivnie-poly/,.-Загл .

с экрана .

  УДК 621.311.21

–  –  –

ОБОСНОВАНИЕ ТРЕБОВАНИЙ К СИСТЕМАМ ВОЗБУЖДЕНИЯ

ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ КАНКУНСКОЙ ГЭС ПО УСЛОВИЯМ

ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ

Введение В состав ОЭС Востока входит исследуемая в данной работе Канкунская ГЭС (КГЭС). Предусмотренная проектом установленная мощность ГЭС составит 1000 МВт, ежегодная выработка электроэнергии будет равняться 5 млрд. кВт.ч. На станции планируется установка 4 гидроагрегатов мощностью 250 МВт .

Выдача мощности в энергосистему от шин КГЭС будет осуществляться на двух классах напряжений – 220 кВ и 500 кВ. Утвержденный проект предполагает связь КГЭС по одной ВЛ 500 кВ с ПС Томмот, одной ВЛ 500 кВ с ПС Нерюнгри и двумя одноцепными ВЛ 220 кВ КГЭС – ПС НПС-18 с отпайками на ПС Перевалочная. Все эти ПС расположены в Южно-Якутском энергорайоне Республики Саха. К ПС Нерюнгри подключена Нерюнгринская ГРЭС, которая в настоящий момент является основным центром питания потребителей Южно-Якутского энергорайона (ЮЯЭР) .

Цель и общая постановка задачи исследования Целью проведенных исследований являлся сравнительный анализ уровня динамической устойчивости гидрогенераторов КГЭС при оснащении их независимой системой возбуждения (СВ) и системой параллельного самовозбуждения .

Основным преимуществом систем параллельного самовозбуждения является значительное сокращение капитальных затрат на единичный агрегат из-за отказа от вспомогательного генератора, с помощью которого осуществляется питание основного возбудителя. Особо ощутимо это для генераторов номинальной мощностью более 200 МВт .

Однако, определяющим при выборе типа системы возбуждения на гидрогенераторах средней и большой мощности может явиться фактор снижения уровня динамической устойчивости при применении систем параллельного самовозбуждения вследствие уменьшения кратности форсировки (Кф) возбуждения в течение переходного процесса. При этом степень снижения предела динамической устойчивости определяется не только схемно-режимными условиями, в которых работает электростанция, а также видом и местом расчетного возмущения .

  Исследование устойчивости Канкунской ГЭС В качестве исходных данных для составления расчетных схем замещения были использованы принципиальные схемы электрических сетей 110 кВ и выше ОЭС Востока, разработанные ОАО «Дальэнергосетьпроект», а для учета схемы подключения Канкунской ГЭС использовались материалы ОАО «Сибирский ЭНТЦ» Иркутский филиал институт «ВостСибЭнергосетьпроект». Данные по составу оборудования электростанций и по их участию в покрытии графиков нагрузок ОЭС Востока были предоставлены ОАО «Дальэнергосетьпроект» .

В работе были проведены расчеты предельно допустимых режимов по статической устойчивости в нормальных, ремонтных и послеаварийных схемах работы КГЭС при вариации направлений утяжеления режимов (на север и на восток) При анализе предельных и допустимых режимов работы Канкунской

ГЭС рассматривались следующие сечения:

I – 1 ВЛ 500кВ КГЭС – п/с Томмот 500кВ; 2 ВЛ 220кВ КГЭС – п/с МПС-18; 1 ВЛ 500кВ КГЭС – п/с Нерюнгри 500кВ;

II – 1 ВЛ 500 кВ КГЭС – п/с Томмот 500 кВ; 2 ВЛ 220 кВ п/с МПС-18 – п/с Н.Куранах;

III - 1 ВЛ 500 кВ КГЭС – п/с Нерюнгри 500 кВ; 2 ВЛ 220 кВ п/с МПС 18 – Нерюнгринская ГРЭС;

IV- 2 ВЛ 500 кВ п/с Нерюнгри – п/с Тында 500 кВ; 2 ВЛ 220 кВ п/с Нерюнгри – п/с Тында 220 кВ Все расчеты проводились в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем [1] .

По результатам анализа различных режимов работы Канкунской ГЭС было установлено, что допустимая загрузка станции во всех режимах, кроме ситуации с отключением ВЛ 500 кВ Канкунская ГЭС – ПС Томмот превышает установленную .

В ходе исследования отмечено, что в допустимых по статической устойчивости режимах перетоки мощности по ВЛ 500 кВ, входящих в контролируемые сечения, существенно ниже натуральной мощности, которая для класса напряжения 500 кВ при использовании провода марки АС-300/66 составляет 900 МВт .

При проведении сравнительных расчетов динамической устойчивости при оснащении гидрогенераторов Канкунской ГЭС разными типами систем возбуждения использовался программный пакет MUSTANG. В нём была создана модель энергосистемы, включающей в себя Канкунскую ГЭС .

При расчетах динамической устойчивости не учитывались переходные процессы в статорных цепях и насыщение генераторов, а демпферные обмотки гидро- и турбогенераторов замещались в каждой оси одним контуром .

В исследовании были рассмотрены все 3 группы нормативных аварийных возмущений. С точки зрения оценки результатов наиболее интересны II и III группы аварийных возмущений как наиболее тяжелые для работы ГЭС .

  В различных схемно-режимных условиях работы КГЭС для II группы нормативных возмущений – двухфазных КЗ на землю, система независимого возбуждения с Кф возбуждения 3 приблизительно соответствует по пределу динамической устойчивости системе параллельного самовозбуждения с Кф 3,5 .

Для III группы нормативных возмущений – трехфазных КЗ, сопровождающихся отказом одной фазы выключателя и действием УРОВ, по предельному уровню выдаваемой в сеть мощности станции, при котором сохраняется динамическая устойчивость. система независимого возбуждения с Кф возбуждения 3,0 примерно эквивалентна системе параллельного самовозбуждения с Кф 4,0 .

При проведении расчетных исследований не принимались во внимание ограничения по Кф, обусловленные перенапряжениями в обмотке возбуждения. Предельные значения Кф возбуждения, полученные в результате исследований, определены из соображений экономической целесообразности, того или иного способа питания системы возбуждения .

Для III группы нормативных возмущений при различных схемнорежимных условиях характерен уровень динамической устойчивости ниже уровня допустимой загрузки КГЭС с учетом 20% запаса по статической устойчивости. Также во всех режимах уровень динамической усточивости станции при использовании тиристорной системы самовозбуждения с Кф =3,5 ниже на 3-5% чем при использовании независимой тиристорной системы возбуждения с Кф =3 .

По результатам работы был экспериментально получен приведенный коэффициент чувствительности dPпред/dKф, численно равный приращению предела динамической устойчивости при изменении напряжения возбуждения на 1 ед.возб.ном. Для III группы нормативных возмущений этот коэффициент составляет 60 МВт/ед.возб.ном. (6,67 %/ ед.возб.ном.) – для независимой системы возбуждения. Данный показатель для системы параллельного самовозбуждения составил 40-50 МВт/ед.возб.ном (4,59-5,75 %/ ед.возб.ном.) .

Первичный анализ результатов показал, что применение системы параллельного самовозбуждения требует повышенных Кф возбуждения для достижения пределов динамической устойчивости сравнению с теми, которые будут получены при использовании независимой системы возбуждения, но в тоже время независимая система возбуждения с меньшей Кф возбуждения потребует больших капиталовложений, чем аналогичная по эффективности система параллельного самовозбуждения .

Заключение 1 Для генераторов Канкунской ГЭС по условиям обеспечения динамической устойчивости станции в ОЭС Востока рекомендуется применить систему параллельного самовозбуждения с Кф возбуждения по напряжению равной 3,5;

  2 Снижение предела динамической устойчивости Канкунской ГЭС при использовании на её гидрогенераторах системы параллельного самовозбуждения некритично относительно независимой системы возбуждения .

3 Системы параллельного самовозбуждения характеризуются недоиспользованием форсировочной способности возбудителей при близких КЗ, что приводит к снижению пределов динамической устойчивости генераторов Канкунской ГЭС. Как показано в работе, независимую систему возбуждения отличает полное использование форсировочной способности возбудителей. Этим фактором объясняется разница в пределах динамической устойчивости генераторов при оснащении их указанными типами систем возбуждения .

Список использованных источников

1. Методические указания по устойчивости энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго России от 30.06.2003 №277, СО 153ОАО «СО ЕЭС», 2005 г .

  УДК 621.31 <

–  –  –

ДЕНДРОМЕЛИОРАЦИЯ ОТХОДЧЩИХ ОТ ГЭС ВОЗДУШНЫХ ЛЭП

Гидроэнергетика молодая, развивающаяся, одна из самых эффективных отраслей производства электроэнергии, распределение которой производится посредством линий электропередач, преимущественно воздушных. Известно, чтовысоковольтные линии электропередачи негативно влияют на экологический аспект окружающей среды, к тому же оказывают активное биологическое воздействие на живые организмы, в частности на организм человека .

Желательно, чтобы гидроэнергетика не создавала проблем в плане электромагнитной безопасности и экологии. Ограничение напряженности поля под ЛЭП может быть достигнуто без изменения конструкции линии при использовании растительного массива, расположенного непосредственно под ней .

Стволы и ветки деревьев кустарников имеют высокую проводимость, но ветвистую структуру, что усложняет определение уменьшения напряженности электрического поля, путем дендромелиорации .

В качестве растительного массива предлагается использовать кусты жимолости татарской, что удовлетворяет нескольким важным условиям: 1 .

максимальная высота произрастания 4м; 2. засухоустойчив и морозоустойчив; 3. довольно широко распространен в пределах Хакасии .

Актуальным является использование метода, применяемого в данной статье, основанного на математическом аппарате фрактальной геометрии .

Ветвистую структуру дерева представляют в виде эквивалентной электрической схемы для определения сопротивления.

Анализ схемы приводит к  А · функциональному уравнению для трехмерного пространства:

, в котором А = 1,1710 –коэффициент, определяемый при известном сопротивлении свободного пространстваZ = 377 Ом и при отсутствии растительности (D=0), где D – фрактальная размерность .

Фрактальная размерность определяется численным методом, который заключается в изучении ветвистой структуры путем разделения этой структуры на цилиндры и подсчет пересечений веток с границами этих участков (рис.1). Используемой программой, позволяющей определить фрактальную размерность пространственного ветвистого дерева, является 3dsMax – Autodesk .

<

–  –  –

1.02 * 4.9 954 4.9 929 6.1 155 2.49

–  –  –

ПРИМЕНЕНИЕ ГИДРОЦИКЛОНА ДЛЯ ПОДГОТОВКИ

ОЧИЩЕННОЙ ВОДЫ НА НУЖДЫ ГЭС

Надежность работы гидрогенератора в большой мере зависит от качества технической воды для смазки опор. Требуется очистить исходную воду от всех механических примесей. Для решения данной актуальной задачи предлагается использовать гидроциклон .

Гидроциклон - это непрерывно действующее устройство, принцип работы которого основан на действии центробежных сил и предназначен для работы с жидкой средой. Его основная задача состоит в извлечении из речной воды твердых частиц .

Рисунок 1. общий вид гидроциклона-сгустителя

На рисунке 1 представлен общий вид гидроциклона. Его основные элементы: цилиндроконический корпус 1, тангенсальный входной патрубок 2, патрубок отвода чистой воды 3, патрубок отвода осадка 4 и бункер для приема механических примесей из исходной речной воды 5 .

Гидроциклон работает следующим образом .

Исходная загрязненная речная вода подается через тангенциальный входной патрубок в корпус, приобретая в нем круговое спиральное движение [2]. Под действием центробежных сил более тяжелая фаза отбрасывается к   стенкам гидроциклона и по спиральной траектории движется вниз, осаждаясь в бункере. Чистая вода движется во внутреннем потоке и удаляется через сливной патрубок. По мере накопления в бункере осадка он периодически удаляется .

Принятое обозначение границы раздела между частицами разных размеров носит название d50, и упоминается как точка разделения .

d50 обозначает размер частиц, 50% массы которых направленно в осадки. Чем больше частицы превышают размер d50, тем больше вероятности (более 50%) их попадания в слив. Другим параметром разделения в циклоне является величина равная отношению объема жидкости, поступающей в осадки, к её объему в питании циклона. Эта величина носит название «водный раскол» и обычно обозначается «Rf». Эффективность разделения наиболее наглядно выражается в виде кривой зависимости процентного содержания частиц в осадках к их размеру и называется кривой Тромпа или кривой извлечения (рисунок 2) .

Кривая извлечения S-образной формы, проходя через точку разделения, пересекает ось ординат в точке равной водному расколу. Это можно объяснить, если предположить, что все мелкие частицы не значительно отличаются от молекул воды, и отделяются вместе с водой в том же отношении как это определено точкой водного раскола (Rf). Водный раскол может сильно изменяться в зависимости от эксплуатационного режима и геометрии циклона, его можно регулировать. Обычно принято не учитывать эффект водного раскола и для изображения эффективности работы циклона кривую извлечения проводят от нулевой отметки .

Рисунок 2.

Кривая эффективности гидроциклона [1]   Исправленная кривая эффективности определяется следующим уравнением:

Ra Rf Rc = 100 Rf где Rc – скорректированное извлечение Rf – водный раскол Ra – процент фактического извлечения Рисунок 2 показывает две кривые извлечения фактическую и исправленную. Исправленная кривая извлечения также изменяет оценку параметра d50, обозначаемого как d50c. Параметр d50c используется при сравнении работы различных циклонов в нестандартных условиях их применения [1] .

Гидроциклоны разработаны для применения в сверх тяжелых индустриальных условиях, особенно в условиях высокого износа. Поэтому их применение целесообразно на гидроэлектростанциях .

Выводы:

1) Гидроциклоны решают проблему очистки исходной воды от содержащихся в ней механических примесей любого рода .

2) Гидроциклоны эффективны для работы в условиях высокого износа .

Список использованных источников

1. Краткое руководство по эксплуатации гидроциклонов CAVEX .

2. Гидроциклон-сгуститель: пат.1717245, Советский Союз, МПК В 04 С 5/14/ А. Абдураманов, И. С. Сейтасанов, Е. М. Жангужинов, Б. Х .

Манакбаев; Заявитель и патентообладатель Джамбулский гидромелиоративностроительный институт .

  УДК 621.311

–  –  –

МОДЕРНИЗАЦИЯ И РЕКОНСТРУКЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ГЭС

На гидростанциях, построенных и введенных в эксплуатацию в прошлом веке, эксплуатируемых 30 лет и более, вскрываются технические недостатки в компоновке оборудования машинных залов и систем, существенно снижающие безопасность и эксплуатационную надежность оборудования .

Высоконапорные гидростанции с гидроагрегатами единичной мощностью более 600МВт. в Советском Союзе построенные, продолжают эксплуатироваться в России. В строительстве гидростанций применялись проверенные многолетним опытом технические решения, разрабатывались и внедрялись технологии, которые не всегда соответствуют современным требованиям. Технические решения и разработки, примененные впервые на практике, прошли проверку временем и доказали своё право на существование .

В применяемых ранее компоновочных проектных решений оборудование машинных залов с жизненно важными системами управления, сигнализации и контроля, источники постоянного оперативного тока, оборудование собственных нужд гидроагрегатов, средства связи были изначально сосредоточены на одной отметке машинного зала. Такие решения при проектировании гидростанций принимались довольно часто, а при эксплуатации приводили к тяжёлым последствиям, длительным ремонтам и пересмотру проектных решений. Вовремя непроанализированные проектные варианты и ситуации зачастую приводили к авариям, а в худшем случае,- техногенной катастрофе .

С течением времени база нормативно-технических эксплуатационных документов устаревает и не может соответствовать в полной мере требованиям эксплуатационной надежности на современном уровне. Разрабатывается и внедряется много новых решений. Возникают новые проблемы .

Как правило, каждая, вновь построенная гидростанция, вначале вводится во временную эксплуатацию. В этот период оцениваются эксплуатационные показатели оборудования, уточняются и проверяются технические показатели и характеристики. В отдельных случаях период опытной эксплуатации обоснованно продляется. Участие в доводке оборудования принимают все участники проекта .

Приемка гидростанции в постоянную эксплуатацию потребует от эксплуатационников разработки программы первоочередных мероприятий   по ликвидации отступлений от нормативно-технических документов (НТД) и замечаний, устанавливаются сроки исполнения .

Глубоко разработанной программы, первоочередных мероприятий по ликвидации отступлений и замечаний от нормативных документов, программ реконструкции и модернизации с намеченными и принятыми сроками исполнения по инициативе технических руководителей электростанций не разрабатывается. Задачи государственных надзорных органов заключаются в контроле выполнения проектных решений и соблюдения требований НТД .

В настоящее время, когда ослабились связи станций с проектными институтами, заводами – изготовителями оборудования, в условиях становления рынка электроэнергии и мощности, потребовавшего изменения эксплуатационных режимов станций, на фоне реформирования энергетики, вывода из штата станций ремонтного персонала, поспешные решения возникших проблем привели к тому, что о разработка глубоких и долгосрочных программных документов по планомерной реконструкции и модернизации оборудования на станциях не приводится .

Инициатива разработки такого программного документа должна исходить от технического руководства станции с обязательным привлечением специалистов структурных подразделений, с участием проектной организации, специализированных фирм .

Программу реконструкции и модернизации гидростанций необходимо разрабатывать одновременно с вводом в эксплуатацию первых гидроагрегатов и корректировать периодически по мере накопления как положительных, так и отрицательных качеств выявляемых при эксплуатации оборудования и сооружений .

По мере появления на рынке нового современного оборудования целесообразно прорабатывать возможность его внедрения с технической и экономической сторон, оценивать возможные положительные результаты и качества, возможное сокращение ремонтных и эксплуатационных расходов с оптимизацией численности эксплуатационного персонала .

В основу современной кадровой политики положен принцип ротации руководящих работников, специалистов при оценке их эффективности в интервале до пяти лет. Любая электростанция – это штучный объект со своими особенностями и проблемами. Работодатель, принимая на руководящую работу специалиста, требует от него эффективной работы и получения максимальной прибыли при снижении производственных затрат .

Программа реконструкции и модернизации, разрабатываемая на станции, значительно, в разы, сократит время ознакомления с объектом заступившего в должность руководителя, откроет проблемные направления, над которыми предстоит поработать или отказаться, потребует новых подходов и решений .

Главная схема электрических соединений гидростанций требует значительных капитальных вложений в оборудование, многое предстоит разработать и изготовить, обеспечить высокую эксплуатационную надёжность. Открытые распределительные устройства (ОРУ) гидростанций проектировалось на основе технических достижений 80-х годов 20-го века .

Уже тогда были очевидны недостатки применяемой техники, оборудования, систем контроля, релейной защиты, автоматики и измерений, отсутствовал опыт применения микропроцессорной техники [1, с.417] .

При сравнивании эксплуатационного периода гидростанций с оборудованием 80-х годов, с современными техническими достижениями очевидным становится консерватизм технического прогресса в энергетике, приводящий к снижению эксплуатационной надежности гидростанций в целом .

Нормативные сроки окупаемости объектов энергетики составляют от 15до 25 лет. С момента ввода в эксплуатацию и всего двадцатилетнего (а то и более) срока эксплуатации затраты на строительство гидростанции окупаются. По этой причине собственники не стремятся добровольно вкладывать в этот период средства в реконструкцию и модернизацию оборудования электростанций. Однако, затраты на ремонты окупаются в разы быстрее за счёт их вложения в тариф на электроэнергию .

Таким образом, на станциях, построенных 30-40 лет назад и более, интерес к модернизации и реконструкции появляется по истечении назначенного эксплуатационного срока службы оборудования, и требований НТД [2, пункт 1.5.2.] .

Проектирование новых объектов энергетики как высокотехнологичных производств выполняется на новом современном оборудовании, опыт эксплуатации которого незначителен. Знакомство эксплуатационных служб станций, находящихся в эксплуатации с новым оборудованием и техникой, практически отсутствует, а если и возникает, то при расширении станции, что характерно для ТЭЦ. Встречается новое со старым, возникают проблемы у эксплуатационного персонала. Как всегда, на первом месте - финансовые затраты, ограничивающие применение новейших технических разработок, как наиболее дорогих .

На этом дело не заканчивается. Существующая кадровая политика, построенная на принципе ротации технических руководителей, вносит на ряду с положительным и отрицательные факторы. Качество руководства высокотехнологичным объектом, каким является электрическая станция, определяется уровнем подготовки, и компетенции специалиста - руководителя .

Каждый вновь пришедший руководитель видит и строит работу по своему. Глубокий комплексный подход к изучению и подготовке технической программы по реконструкции и модернизации энергетического объекта намечается и рассматривается не в полной мере. Быть или не быть реконструкции или модернизации энергетического объекта решает собственник .

Привлекаемые на конкурсной основе проектные организации порой не имеют достаточного опыта проектирования. Разрабатывая задание на   проектирование, они не всегда пользуются исчерпывающей информацией о техническом состоянии объекта, полученной от заказчика, и рекомендуют применить оборудование им известное, ранее примененное в проектных решениях. Такой подход не может быть эффективным .

Успех в решении вопроса достигается через разработку долгосрочных программных мероприятий реконструкции, модернизации объекта энергетики начиная с первого дня эксплуатации. В этот период вскрываются недостатки построенного объекта, рассматриваются и оцениваются характеристики новых технических разработок, оценивается их экономическая эффективность с последующим их внедрением .

Долгосрочная программа реконструкции и модернизации пошагово совершенствуется, не зависимо от смены первых технических руководителей. Это позволит вновь заступившему в должность техническому руководителю ориентироваться, ознакомиться с объектом, приступая к своим должностным обязанностям, понять и оценить потенциал подчиненного персонала, обоснованно доработать или отвергнуть открывшиеся новые направления .

В работу над тематикой вовлекаются технические службы и специалисты структурных подразделений, эксплуатационный персонал станции и энергетических объектов .

В современных условиях действия собственников направлены на сокращение издержек производства и численности эксплуатационного персонала. Однако, при эксплуатации оборудования, введенного в работу 30 лет назад и более, не обоснованное сокращение численности эксплуатационного персонала приводят к снижению эксплуатационной надежности и безопасности, что не допускалось и не допускается нормативными документами .

Выводы:

1. На высокотехнологичных энергетических объектах эксплуатируемых, модернизируемых и модернизированных необходимо постоянно развивать и обновлять программу реконструкции и модернизации с обязательной экономической оценкой эффективности готовящихся и принимаемых решений .

2. В ПТЭ электрических станций и сетей РФ, необходимо узаконить требования к долгосрочным программам по реконструкции и модернизации объектов энергетики, установить степень ответственности и контроля первых технических руководителей электростанции. Это позволит исключить технический застой, повысить эксплуатационную надежность и безопасность .

3. Контроль за эффективностью исполнения программы возложить на органы государственного контроля и надзора .

4. Заводы-изготовители, поставляющие головные образцы оборудования, обязаны обеспечивать контроль за выполнением технических требований в эксплуатации, разрабатывать рекомендации и руководства по эксплуатации и ремонту .

Список использованных источников

1. В.И. Брызгалов. Из опыта создания и освоения Красноярской и Саяно-Шушенской Гидроэлектростанций, Производственное издание, Сибирский издательский дом «Суриков», Красноярск, 1999год .

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, Вводятся с 1 октября 2003года, СПетербург, 2003 г .

3. Что стало причиной аварии на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 г., Вестник Иркутского Государственного Технического Университета, 2011г, №4, стр. 115 .

    СЕКЦИЯ 2 

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ 

И УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ ГЭС      УДК 621.311.213

–  –  –

НАЗНАЧЕНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ВОДОХРАНИЛИЩ ГЭС

ВАХШСКОГО КАСКАДА ДЛЯ СНИЖЕНИЯ ДЕФИЦИТА

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ТАДЖИКИСТАНЕ

Каскад ГЭС, расположенный на реке Вахш является основным источником электроэнергии в Таджикистане, на них вырабатываются более 93% электрической энергии. В зимнем периоде в стране ощущается нехватка электроэнергии. Зимний дефицит электроэнергии составляет от 2,5 до 2,7 млрд. кВт*ч. В связи с этим в зимний период страна вынуждена вводить официальные ограничения на поставку электроэнергии .

В связи с этим необходимо найти пути решения проблемы дефицита электроэнергии. Необходимо применять различные оптимизационные методы, которые позволяли бы оптимально использовать гидроэнергоресурсы и тем самым повысить выработку электроэнергии в стране в зимнем периоде [1] .

Ограничение по стоку является основным параметром, определяющим режим ГЭС. Для энергосистемы Таджикистана сложность в определении ограничения стока является каскадное расположение ГЭС. При оптимизации режимов водохранилища ГЭС каскада необходимо учитывать гидравлические связи – связи по расходу. Каскадное расположение ГЭС переопределяет взаимосвязь режимов водохранилищ ГЭС по расходам воды, а очень часто и по напорам, что должно учитываться в математических моделях расчета и анализа режимов ГЭС[2]. Вахшский каскад включает в себя семь ГЭС. Пять из них находятся на самой реке Вахш: Нурекская, Байпазинская, Сангтудинская ГЭС 1, Сангтудинская ГЭС 2 и Головная ГЭС. Две из них Центральная и Перепадная находятся на магистральном Вахшском канале, так как у них малые установленные мощности и расположены на относительно небольших отводящих плотинах, предназначенных для накопления ирригационных каналов, поэтому они не учитываются в работе. Внутри года сток распределен крайне неравномерно. Для Вахша характерно низкое состояние уровней и расходов в осенне-зимний период, когда питание реки осуществляется в основном грунтовыми водами и периодически выпадающими осадками. Подъем расходов воды начинается в апреле, наибольшие расходы воды наблюдаются в июле, иногда в конце или начале августа, с середины августа начинается спад, продолжающийся до октября. В средине октября устанавливается меженное состояние реки, с расходами порядка 150-250 м3/сек. Среднегодовые расходы воды изменяются от 511 м3/с до 729 м3/с при среднемноголетнем значении 651 м3/с. Основной сток воды реки Вахш проходит в период с   мая по сентябрь и составляет 76,0 % от годового стока. Типичный гидрограф реки Вахш показан на рисунке 1 .

Рис. 1. Типичная форма гидрографа для реки Вахш

Естественный расход реки не совпадает с режимом потребления электрической энергии, и возникает необходимость перераспределения стока во времени, то есть его регулировать. Возможность регулирования определяется объемом водохранилища [3]. Одной из основных характеристик ГЭС является степень регулирования стока. В настоящее время сезонное регулирование стока для Вахшского каскада обеспечивает только Нурекское водохранилище, другие ГЭС, расположенные ниже по течению, обеспечивают лишь суточное регулирование. В таблице 1 приведены основные параметры станций Вахшского каскада .

–  –  –

  Режим сработки-наполнения Нурекского водохранилища зависит от стока реки. Необходимо наполнить водохранилище до НПУ во время паводка, и сработать до УМО в период межени. Управление режимом водохранилища является сложной задачей, так как сток реки имеет стохастический характер. На сегодняшний день режимы сработки-наполнения водохранилища Нурекской ГЭС назначается службой Диспетчерского управления ОАХК «Барки Точик» .

Предлагается работа ГЭС каскада ниже по течению на транзитном стоке. График выдачи мощности Вахшского каскада (кроме Нурекской ГЭС) при работе на транзитном стоке с учетом расхода воды, используемого на ирригацию показано на рисунке 2 .

Рис.2. График выдачи мощности каскада при работе на транзитном стоке

В период паводка можно наполнить водохранилища всех ГЭС каскада и работать только на транзитном стоке. Общий полезный объем всех ГЭС каскада (кроме Нурекской ГЭС) составляет Vсум=0,114 км3.

Энергия, соответствующая этому объему равна:

n Wсум = W 1 = 9.81 Vi H i i 50492 МВт час (1) Площадь W1 на графике (рис.2) равняется энергии запасенной в водохранилищах ГЭС. Эту запасенную энергию можно расходовать в период межени (февраль-апрель), когда уровень Нурекского водохранилища минимальный (рис.2, W2). Это дополнительная выработка электроэнергии позволяет снизить зимний дефицит электроэнергии от 2 до 4 %, что является необходимым в зимнем периоде .

Если эту энергию расходовать в течение одного месяца, то можно получить дополнительную выработку мощности .

Wсум 50491,7 Pсум = = = 70.127МВт (2) t 720   Заключение Таким образом, ограничение по стоку для ГЭС является основным параметром при назначении режимов. ГЭС Вахшского каскада, расположенные ниже Нурекской ГЭС, при работе на транзитном стоке могут увеличить выработку электроэнергии в период межени и тем самым снизить дефицит электроэнергии в стране .

Список использованных источников

1. Sultonov S. Implementation of the Method of Lagrange for Optimal Modes of Energy System of Tajikistan / S. Sultonov, Y. Sekretarev, S. Mitrofanov // Applied Mechanics and Materials. - 2015. - Vol. 698. - pp. 726-731

2. Гидроэнергетика: учебное пособие / Т.А. Филиппова, М.Ш. Мисриханов, Ю.М. Сидоркин, А.Г. Русина. – 2-е изд., перераб. – Новосибирск:

Изд-во НГТУ, 2012.-620с .

3. Оптимальные режимы гидроэлектростанций в энергетических системах/ Е. В. Цветков, Т. М. Алябышева, Л. Г. Парфенов; Под ред. Е. В .

Цветкова. – М.: Энергоатомиздат, 1984. -304с .

  УДК 62-4

–  –  –

ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ РАБОТЫ

ГИДРОАГРЕГАТА САЯНО-ШУШЕНСКОЙ ГЭС С ПОВЫШЕННОЙ

МОЩНОСТЬЮ Вопрос о повышении установленной мощности агрегатов СаяноШушенской ГЭС актуален долгое время, данная работа частично обосновывает полезность этой идеи на примере сопоставления расходов на ремонт агрегата и возможной дополнительной прибыли за выработанную электроэнергию .

Кавитация – сложный физический процесс, характеризующийся местным разрывом сплошности жидкости с образованием парогазовых полостей и последующим их смыканием .

При скоростном проходе воды через рабочее колесо гидротурбины давление жидкости в соответствии с уравнением Бернулли в области рабочего колеса уменьшается и достигает такой величины, при которой происходит процесс закипания при температуре воды 4-10о С [1, c. 5]. Вода за очень короткие промежутки времени переходит в газообразное состояние. Фактически однофазная среда жидкости превращается в двухфазную. В жидкости образуются паровые каверны, которые при дальнейшем движении вместе с потоком, попадают в зону повышенного давления, где происходит мгновенная конденсация пара внутри. Замыкание пузыря, как в потоке, так и на поверхности деталей, сопровождается значительным давлением, высокой температурой, электрическим разрядом, свечением, активизацией химических процессов, в том числе и коррозионных. Разрушение поверхностей деталей вследствие кавитации и называется кавитационной эрозией .

Кавитация вызывает губчатое разрушение элементов проточной части турбины, то есть нарушает обтекаемость поверхности лопастей. По причине этого процесс работы гидроагрегата сопровождается шумом, пульсацией потока, вибрацией, ударами вызванными образованием кавитационного вихревого жгута. Главными последствиями являются снижение КПД и мощности установки [1, c. 23], [2, c.152-153]. При некоторых формах кавитации, особенно в радиально-осевых турбинах Френсиса, в проточной части возникают низкочастотные пульсации давления с большой амплитудой, приводящие к опасным вибрациям всего агрегата и здания ГЭС [1, c.34] .

Для радиально-осевых турбин Саяно-Шушенской ГЭС характерна работа не во всем спектре открытия направляющего аппарата [2,c.157-158], [3, c.9-11]. Диапазон работы агрегата имеет три зоны (рис.1). Зона нежелательной работы (I) при мощностях 0-220 МВт и зона разрешенной работы (III)   при мощностях 500-640 МВт возможны для работы турбины (данные значения мощностей указаны для расчетного напора равного 194 м) .

–  –  –

Промежуточная же зона (II) при мощностях 220-500 МВт запрещена для работы, ее необходимо достаточно быстро проходить при изменении нагрузки на агрегате. Помимо официально выделенных трех зон работы, после проведения испытаний турбины [4, с. 242-243], [3] была выделена еще одна – зона форсированного режима (IV) с максимальной мощностью 750 МВт .

Натурные испытания на гидроагрегате позволили на основании полученных данных построить зависимость потерь массы материала рабочего колеса в результате кавитационной эрозии от характерных нагрузок, при которых работал агрегат [3, c. 9]:

G.к. = 4, 23 109 N ср.взв, 3,65 р где Gр.к. - потери массы металла за 8000 часов эксплуатации, [кг];

Nср.взв. - средневзвешенная нагрузка за этот же период работы, в МВт .

Эта эмпирическая формула позволяет прогнозировать количество унесенного материала рабочего колеса при любой из возможных средневзвешенных нагрузок агрегата. Данная формула справедлива для диапазона напоров Нр=194208 м. Увеличение напора до 215220 м (рассматривается отметка выше ФПУ [3, с. 11]) может привести к еще большим потерям материала [3, c.11] .

Расчет потерь массы унесенного металла при постоянном значении напора дал следующие результаты (табл.1) .

  Таблица 1. Расчет потерь веса металла рабочего колеса

–  –  –

Допустимый объем разрушения при кавитационной эрозии должен позволять производить ремонт детали на месте, а степень разрушения существенно не влиять на КПД турбины. Интенсивность кавитации и допустимый объем разрушений влияют на продолжительность межремонтного периода [1, c.244-251].

Существует несколько способов восстановления детали:

- облицовка полосами нержавеющей стали (применялась для ремонта поворотно-лопастных турбин, но часто наблюдаемый отрыв облицовки не дал ей широкого распространения);

- небольшие кавитационные разрушения глубиной до 1 мм зашлифовываются (этот метод не уменьшает скорости эрозии, а так же искажает профиль лопасти) .

Самым применяемым методом восстановления детали является наплавка электродами. Наплавка производится в несколько бльшем объеме с учетом последующей шлифовки поверхности .

Ремонт деталей требует финансовых затрат, включающих стоимость расходных материалов, а так же заработную плату рабочим. При этом возникает вопрос: покроет ли дополнительный доход от электроэнергии, выработанной при повышении мощностей, затраты на ремонт турбины, вызванные повышением мощности свыше 640МВт .

Дополнительный вынос металла между работой агрегата при максимальном значении мощности Nmax = 755 МВт и установленном значении

Nуст= 640 МВт:

G.к. = 135 30, 0 = 105 кг .

р Стоимость электродов марки ЭА-39519 составляет 1400 руб/кг. С учетом коэффициента наплавки k=1,6 затраты на дополнительный ремонт одной турбины составят:

P = 105,0[кг ] 1400[ руб / кг ] 1,6 = 235, 2 тыс руб .

Разность мощностей между максимальным и установленным значениями – 115 МВт. Среднее значение прогнозируемой цены покупки электрической энергии для конечного потребителя в Сибирском регионе на 2015 год составляет 2,67 руб/кВтч [5, c.6]. Тогда дополнительный доход от работы на повышенных мощностях до 755 МВт и работы на установленных мощностях до 640 МВт для одного гидроагрегата Саяно-Шушенской ГЭС в течение 8 тыс.

часов составит:

D = 115,0[ MВт] 8000[ч] 2,670[ руб / кВтч] = 2, 456 млрд руб .

Как мы видим, разница между дополнительным доходом D и затратами на расходный материал P огромна, даже с учетом заработной платы рабочим. Целесообразность повышения мощности с части кавитационной эрозии подтверждена, однако следует отметить, что работа гидроагрегата на повышенных мощностях ведет к повышению износа оборудования и опасных вибраций. Эти факты следует учитывать при рассмотрении вопроса повышения мощности ГЭС .

Автор выражает благодарность научному руководителю ст. преподавателю К.А. Щенину .

Список использованных источников

1. Пылаев Н.И. Кавитация в гидротурбинах: монография / Н.И. Пылаев, Ю.У. Эдель; Ленинградское отделение: «Машиностроение», 1974 .

– 256 с .

2. Брызгалов В.И. Гидроэлектростанции: учеб. Пособие / В.И .

Брызгалов, Л.А. Гордон; Красноярск: ИГЩ КГТУ, 2002. – 541 с .

3. Проведение гидравлических и прочностных расчетов, системы регулирования конструкторских работ и натурных испытаний с целью повышения максимальной мощности гидротурбины Саяно-Шушенской ГЭС: технический отчет №2778 / Производственное объединение турбостроения «Ленинградский металлический завод», 1982. – 78 с .

Брызгалов В.И. Из опыта создания и освоения Красноярской и 4 .

Саяно-Шушенской гидроэлектростанций: монография / В.И. Брызгалов;

Красноярск: Сибирский издательский дом «Суриков», 1999. – 561 с .

5. Электронный ресурс https://www.atsenergo.ru/n/ATS061310   УДК 621.316.761.2+621.316.722.076.12

–  –  –

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СТАНЦИОННОЙ СЕТИ

ВОЛЖСКОЙ ГЭС

Станционная сеть Волжской ГЭС представляет собой достаточно разветвленную систему. На ГЭС установлено 23 гидрогенератора суммарной мощностью – 2639,5 МВт. Схема распределительного устройства 500 кВ открытого типа № 500-17 «Полуторная схема» (3/2 выключателя на присоединение). К распределительному устройству 500 кВ подключены четыре блочных трансформаторных группы мощностью по 3135 МВА (4Т, 5Т, 8Т, 9Т) .

Трансформаторные группы 4Т и 5Т, а также 8Т и 9Т на стороне высшего напряжения объединены попарно. К каждой трансформаторной группе на стороне низшего напряжения (13,8 кВ) присоединены по три генератора. На напряжении 500 кВ Волжская ГЭС связана с энергосистемой двумя линиями электропередачи. Схема распределительного устройства 220 кВ открытого типа № 220-12 «Одна секционированная выключателем и обходная системы шин». К ОРУ 220 кВ маслонаполненными кабельными линями присоединены пять блочных трансформаторных групп мощностью по 3135 МВА (1Т, 2Т, 3Т, 6Т, 7Т). К каждой блочной трансформаторной группе присоединены по два генератора. На напряжении 220 кВ Волжская ГЭС связана с энергосистемой пятью линиями электропередачи. Связь между распределительными устройствами 500 кВ и 220 кВ обеспечивает автотрансформаторная группа 3167 МВА (10Т). Контрольными пунктами по напряжению являются шины ОРУ-220кВ и ОРУ-500кВ .

Выработка мощности ГЭС (генерация Pгэс) определяется как сумма мощности всех гидрогенераторов, работающих на данный момент. Отпуск мощности (перетоки Pлэп) определяется как суммарная мощность всех линий электропередач, отходящих с шин ОРУ-220 кВ и ОРУ-500 кВ. Разность этих двух значений фиксируется как собственное потребление ГЭС (Pсп) .

Собственное потребление включает в себя потребление собственных нужд станции, потребление мощности на питание тиристорных систем самовозбуждения гидрогенераторов и потери в станционной сети (Pпот). Электроэнергию на собственное потребление ГЭС покупает на Рынке на сутки вперед (РСВ) .

<

–  –  –

Рис.3. Статические характеристики генерируемой и потребляемой реактивной мощности с учетом переключения РПН на ступень регулирования При этом ГРНРМ обеспечивает распределение реактивных нагрузок между работающими гидрогенераторами воздействием на АРВс учетом технологических ограничений режимных параметров. Дополнение системы ГРНРМ алгоритмом расчета потерь позволит включить в ее состав функцию задания оптимального распределения реактивной мощности воздействием не только на АРВ генераторов, но и формированием управляющих импульсов на РПН трансформаторов. Запланированная замена всех трансформаторных блоков станции в соответствии с ПКМ позволит применить современные устройства РПН надежной конструкции с увеличенным коммутационным и механическим ресурсами. Это в полной мере позволит оптимально использовать весь большой диапазон средств регулирования реактивной мощности Волжской ГЭС .

Список использованных источников

1. Автоматическое регулирование в электроэнергетических системах: учебник для вузов/В.Ф. Коротков. – М.: Издательский дом МЭИ, 2013 – 416 с.: ил .

2. Оперативное управление в энергосистемах: учеб. пособие/Е.В .

Калентионок, В.Г. Прокопенко, В.Т. Федин; под общ. ред В.Т. Федина. – Минск: Выш. шк., 2007. – 351 с.: ил .

3. Программный комплекс «RastrWin3». Руководство пользователя .

  УДК 338.32.053.4

–  –  –

ПЛАНИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ РАБОТЫ НОВОСИБИРСКОЙ ГЭС

С УЧЕТОМ КОНЪЮНКТУРЫ ОПТОВОГО РЫНКА

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ

Планирование режимов работы Новосибирской ГЭС является комплексной задачей, заключающейся не только в определении объемов выработки электрической энергии, но и в обеспечении водными ресурсами всех заинтересованных водопользователей .

Процесс планирования (см. рис.1) водноэнергетического режима включает в себя следующие этапы:

• определение объемов полезного притока к створу ГЭС;

• проверка и обеспечение совместимости ограничений на водноэнергетические режимы работы ГЭС;

• расчет допустимых водноэнергетических режимов работы ГЭС;

• оптимизация водноэнергетических режимов работы ГЭС .

–  –  –

Рис.2 Статисти

2. ические поч часовые да анные цен Р РСВ за янва 2015 арь   Так, при построении диаграммы статистических данных (рис.2), можно наблюдать следующие закономерности. Величины математического ожидания и среднеквадратического отклонения почасовых цен РСВ по узлу Новосибирской ГЭС принимают различные значения в суточном разрезе в январе 2015 года .

Цены РСВ достигают минимальных значений в период с 9 по 13 часы .

В конечном счете, статистическая информация позволяет:

• определить волатильность цен РСВ в суточном разрезе планирования;

• оценить риски провала цен в конкретные часы на основе минимальных и максимальных значений цен РСВ;

• построить прогнозный тренд цен РСВ на основе данных математического ожидания и показателя рассеивания случайной величины .

На последующем этапе - фундаментальном анализе ценовых показателей ОРЭМ, рассматривается совокупность множества факторов, оказывающих влияние на ценообразование на ОРЭМ.

Среди основных можно выделить:

- потребление, его структура (по ОЭС Сибири в целом);

- генерация; переток электрической энергии из Европы;

- схемно-режимная ситуация в ОЭС Сибири .

Изменение схемно-режимной ситуации, в частности насыщение перетоков по линиям межсистемных связей в ОЭС Сибири, приводит к тому, что в одних регионах формируется профицит, в то время как в других – дефицит электрической энергии, что в конечном счете приводит к формированию в профицитной части энергосистемы низких цен, в дефицитной – высоких цен на рынке второй ценовой зоны .

В качестве примера влияния топологии сети на ценообразование приведен рисунок 3, на котором изображены цены РСВ по некоторым регионам Сибири .

–  –  –

Рис.3. Цены РСВ за 02 марта 2015 года по регионам Сибири   В данном случае причина провала цены в Забайкальском крае – запирание внутренних сечений в часы нулевых цен данного региона (Макавеево Читинская ТЭЦ-1, Читинская ТЭЦ-1 - Чита-500) .

На Новосибирской ГЭС производится прогноз цен РСВ с учетом наступления подобного события путем комплексного анализа следующей информации:

- графики ремонтов субъектов оптового рынка второй ценовой зоны;

- результаты рынка ВСВГО – выбор состава включенного генерирующего оборудования по ОЭС Сибири;

- установленные Системным оператором величины максимально допустимых перетоков по контролируемым сечениям при ремонтных схемах;

- оперативное состояние генерирующего и сетевого оборудования ОЭС Сибири .

В конечном счете, как указывалось выше, на выходе процесса анализа конъюнктуры ОРЭМ представляется прогноз цен РСВ, на основе которого формируется электрический график нагрузки станции .

Ниже представлен график нагрузки Новосибирской ГЭС 03 октября 2014 г., пики которого сформированы на основе представленного прогноза цен, в котором учтено запирание сечения «Красноярская ГЭС - Назаровская ГРЭС». В данном случае оптимизация по цене РСВ позволила увеличить доход компании на 15000 рублей больше в отличие от варианта работы по ровному графику (165 МВт) при одинаковой суточной выработке 3960 МВт·ч .

–  –  –

В результате, оптимизация электрического графика нагрузки Новосибирской ГЭС по цене РСВ позволяет:

 

• максимизировать выручку от реализации электрической энергии и мощности на ОРЭМ (в среднем на 2,5 млн. рублей в год) при тех же объемах суточной выработки;

• удовлетворять потребности всех водопользователей в соответствии с установленными законодательством требованиями;

• обеспечивать энергосистему дополнительными объемами в часы максимальных цен на рынке, способствуя частичному покрытию возникшего дефицита электроэнергии в регионе .

Список использованных источников

1. СТО РусГидро 06.01.84-2013. Гидроэлектростанции. Долгосрочное, среднесрочное и краткосрочное планирование режимов работы ГЭС. Методические указания. ОАО «Федеральная гидрогенерирующая компания – РусГидро», Москва, 2013 .

2. Приложение № 3 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка. Регламент актуализации расчетной модели. НП «Совет рынка», Москва, 2014 .

  УДК 626-1/-2+62-791.2+608.4

–  –  –

РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ИНСТРУМЕНТАЛЬНО-ТЕХНИЧЕСКОГО

КОНТРОЛЯ УЧЕТА ВОДНЫХ РЕСУРСОВ НА ГЭС

В настоящее время расходы воды через турбинные водоводы ГЭС ОАО «РусГидро» оцениваются «косвенными методами» – путем пересчета с рабочей характеристики гидротурбины. Такой метод не может быть сертифицирован для учета воды, проходящей через ГЭС, поскольку характеристика гидроагрегата не предназначена для определения расходов воды и может дать только оценочные величины. Кроме того, характеристики гидроагрегатов, эксплуатируемых длительное время, отличаются от паспортных в результате износа оборудования и выполненных ремонтов элементов проточной части гидротурбины .

В настоящее время ОАО «НИИЭС» оптимизировала работу системы инструментально-технического контроля учета водных ресурсов на Угличской ГЭС. На русловых гидроэлектростанциях для измерения в режиме реального времени расхода воды, проходящего через турбину гидроагрегата, наиболее рациональным является применение индексного метода, основанного на измерении перепада давления в спиральной камере (метод ВинтераКеннеди). Указанный метод сертифицирован Международным стандартом IEC 60041 .

Современные реактивные турбины русловых ГЭС имеют полуспиральные камеры, с переменным радиусом кривизны внешних стенок. В них при повороте потока развиваются центробежные силы, и, как следствие возникает разность давлений в точках на разных радиусах одного и того же радиального сечения. Теоретически установлено, что величина перепада давления и расхода потока в спиральной камере однозначно связаны зависимостью Q = Khn, где Q – расход воды;

h – перепад давления в двух точках спиральной камеры;

n – показатель степени: теоретическое значение n=0,5; практическое n=0,4951;

K – постоянный коэффициент, зависящий от формы спиральной камеры и местоположения измерительного створа и точек отбора давления; среднеквадратичное отклонение коэффициента K по данным Винтера может составлять:

K=0,64% при Q=(0,3 1,0)Qmax K=0,22% при Q=(0,6 1,0)Qmax .

  Способ определения расхода турбины по перепаду давления в спиральной камере начал применяться в США после 1928 года. Независимо, в СССР, впервые он был применен в гидромеханической лаборатории Ленинградского политехнического института в 1930 году. Перваяпубликация этого методабыла в 1933 году [1, с. 565-584] .

В СССР в разработке способа в различное время принимали участие:

ОРГРЭС; ВИГМ ("НПО "Гидромаш"); ВНИИГ; НИС Гидропроекта (НИИЭС); ТНИСГЭИ; Мосэнерго. Способ применялся на следующих гидроэлектростанциях: Днепрогэс – 1932 г.; Свирь III – 1935 г.; Баксанская – 1937 г.;

Верхне-Верзобская – 1939 г; Щербаковская; Аджарис-Цхальская; Кегумская

– 1949 г; Угличская – 1950 г.; Волховская – 1952 г.; Широковская – 1955 г.;

Верхне-Свирская; Нивская I и ряде других .

В настоящее время данный способ классифицируется Международным стандартом IEC 60041 как индексный метод определения турбинных расходов, применяющимся во время ввода машин в эксплуатацию и во время их работы .

Основной задачей работы, выполненной ОАО «НИИЭС» на Угличской ГЭС, была автоматизация процесса измерений с применением высокоточных измерительных устройств, для непрерывного получения оперативной информации .

Для уточнения геометрических характеристик деталей турбины и турбинной камеры ОАО «НИИЭС» совместно со специалистами ООО “Промышленная геодезия” выполнили комплекс измерительных работ на гидротурбинах станции Угличской ГЭС .

Было произведено лазерное сканирование рабочего колеса и его камеры, а также спиральной камеры водонаправляющего аппарата. После чего была создана трехмерная CAD модель гидротурбины и спиральной камеры водонаправляющего аппарата. Данная модель выполнена в единой системе координат, что позволяет оценить качественно и количественно геометрические параметры, как отдельных деталей гидроагрегата, так и их взаимное положение. Модель позволяет инженеру – аналитику выполнять построение сечений деталей, что необходимо для создания и обновления базы данных чертежей. В результате построения 3D модели существует возможность проводить измерения фактических геометрических величин .

После уточнения геометрических характеристик были выполнены строительно-монтажные работы по созданию автоматических створов измерений. Для этого был выполнен монтаж импульсных трубок и датчиков разности давлений для контроля расхода в турбинных камерах в автоматическом режиме .

После этого специалисты ОАО «НИИЭС» выполнили натурные гидравлические испытания гидроагрегатов Угличской ГЭС. Целью испытаний являлось определение расходных характеристик гидроагрегатов с измерением расходов воды гидрометрическими вертушками и калибровка расходомерных устройств, установленных в спиральной камере гидротурбины. Измерения расхода произведены при средних значениях напора ГЭС 12,85 м при нагрузках агрегата: 25, 30, 35, 40, 45 и 50 МВт. Расход воды определялся путем замера поля местных скоростей точечным способом гидрометрическими вертушками. Замер скоростей осуществлялся с помощью специальной рамы, оборудованной горизонтальным вертушечным рядом из 9-ти вертушек .

Рама перемещалась краном в пазах сороудерживающих решеток. Измерение скоростей производилось на 15 горизонталях. Таким образом, общее число точек замера в каждой секции составляло 135 шт., что соответствует рекомендациям МЭК на натурные приемочные испытания гидротурбин. Общее количество мерных точек в подводящем водоводе составило – 405 шт .

Для каждого опыта было вычислено среднее арифметическое значение отсчетов измеряемой величины и составлена сводная таблица измерений. На основании этих данных производилось вычисление расхода, перепада давления расходомера, мощности и напора. Полученные значения были приведены к среднему значению напора по формулам приведения, после чего были получены расходные и калибровочные характеристики расходомеров .

Для автоматизации сбора данных о расходах воды через пролеты водосливной плотины(далее - ВСП) была построена оптоволоконная сеть, которая позволила объединить контроллеры управления затворами и получить в режиме реального времени информацию о текущем положении каждого из затворов. С датчиков информация поступает в программируемый логический контроллер (далее - ПЛК) Siemens, где она пересчитывается в расход по кривым зависимости расходов от положения затворов утвержденных на станции .

Далее данная информация поступает на сервер системы .

Также в рамках данной работы было разработано и установлено ПО на базе SCADA системы WinCC, которое позволяет непрерывно вести базу данных по текущим расходам через гидроузел и стоку. Был разработан блок интеграции системы измерения расходов с системой Телемеханики станции .

Данный блок позволяет непрерывно обмениваться информацией между системами по протоколу МЭК 60870-5-104в следствии чего оперативный персонал станции имеет информацию о текущих расходах, как через гидроузел в целом, так по каждому гидроагрегату и пролёту ВСП, а также КПД гидроагрегата пересчитанное на основании измеренных системой расходов и действующего напора .

Применяемые для создания системы измерения расходов датчики, оборудование, телекоммуникационная аппаратура и принципиальные подходы соответствуют технической политике ОАО «РусГидро» .

Основной задачей, решаемой данной системой, является увеличение выработки электроэнергии за счет оптимизации эксплуатационнотехнических характеристик гидроагрегатов .

Получение истинных значений расходов через гидротурбины позволит скорректировать эксплуатационные характеристики гидроагрегатов, а также позволит работать в зоне оптимального КПД, рассчитывая его напрямую .

  Информация о действительных расходах, а также текущих характеристиках гидроагрегатов направляется для обработки в систему моделирования стока на основе прогнозных данных и оптимизации водно-энергетических режимов работы отдельных ГЭС и каскадов .

Список использованных источников

1. WinterI.A., Kennedy. Improved Туре of Flow for Meter for Hydraulic Turbines, ASCE Proceedings, Vol. 59, No 4, Part 1, April 1933, pp. 565-584 .

–  –  –

ОСОБЕННОСТИ УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ

ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ПАМИРА

Общая характеристика ЭЭС Памира Общая характеристика представляется: по техническим и энергетическим параметрам ЭЭС Памира и их территориальному расположению, это позволяет дать разработки энергетических балансов и потокораспределению .

Памир расположен в Горно-Бадахшанской автономной области (ГБАО) в восточной части Республики Таджикистан. Памирская электроэнергетическая система является изолированной системой. Компания «Памир Энерджи»

управляет одиннадцатью малыми и мини гидроэлектростанциями. Общая мощность электростанций 43,5 МВт, из которых действующими являются десять генерирующих станций. Три станции работаю на сеть, из которых две станций (ГЭС «Памир-1» и Хорогская ГЭС) в каскаде на реке Гунт, а ГЭС «Намангут» расположена на реке Пяндж. Все остальные станции функционируют в автономном режиме в отдельных районах. Район обслуживания составляет 64000 км, Количество потребителей: районов – 8, домашних хозяйств – 32800, ПЭК – 28600, из них бытовые – 27400, государственные и коммерческие – 800. Протяженность ЛЭП по ГБАО (35/10/0,4 кВ) – 2609 км. C мая месяца 2008 года компания «Памир Энерджи» поставляет электроэнергию 1080 потребителям приграничных населенных пунктов Республики Афганистан[1].На рисунке 1 приведено географическое расположение станций в энергосистеме Памира .

Из описания и рисунка 1 видно, что имеются потребители разные по надежности, много потребителей нуждающихся и сейчас и в будущем в перспективном развитии энергоснабжения, причем с введением объектов малой и нетрадиционной энергетики. Для управления такой ЭЭС требуется развивать прогнозирование и при разработке алгоритмов учитывать центральную часть системы и ее отдельные районы. Компания «Памир Энерджи» планирует в будущем занять 50% энергетического рынка приграничной части Республики Афганистан, поэтому не мене важным является повышение эффективности бизнес процессов в электрических сетях на основе инновационной технологии управления спросом[2] .

–  –  –

  УДК 532.5 Д.В. Платонов, А.В. Минаков, Д.А. Дектерев Сибирский федеральный университет г. Красноярск

ПРИМЕНЕНИЕ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ

РЕАЛЬНЫХ ГИДРОАГРЕГАТОВ

Введение В настоящее время, как показывает практика, эксплуатация гидротехнических сооружений невозможна, а порой не безопасна, без описания и понимания всех процессов, протекающих в агрегатах. Численное моделирование наряду с дорогостоящим и порой не возможным экспериментом, является одним из надежных методов исследования подобного рода процессов .

В работе представлен и протестирован численный алгоритм [1,2] для моделирования трехмерных нестационарных турбулентных течений в проточном тракте гидротурбины высоконапорных ГЭС .

Целью настоящей работы является анализ низкочастотных пульсаций давления, связанных с ПВЯ, в гидроагрегатах высоконапорных ГЭС. Данный анализ выполнен на основе сопоставления результатов расчетов течения в гидротурбинах Саяно-Шушенской и Бурейской ГЭС .

Математическая модель При описании течений в проточном тракте гидротурбин приходится сталкиваться с несколькими проблемами. Первая проблема связана с необходимостью моделирования турбулентности в каналах сложной геометрической формы и сильной закрутки потока. При этом для инженерных расчетов требуются модели турбулентности, достаточно точно описывающие не только усредненные поля, но и крупномасштабные пульсации потока .

Вторая проблема при моделировании гидротурбин связана с необходимостью учета вращения рабочего колеса и взаимодействия ротора-статора .

Наиболее распространенным и простым способом моделирования вращения рабочего колеса является использование вращающейся системы координат .

Такую постановку часто называют “замороженным колесом”. Ниже приведены основные уравнения математической модели, выражающие законы сохранения во вращающейся системе координат .

Уравнение неразрывности (закон сохранения массы):

v =0

Уравнение количества движения (закон сохранения импульса) во вращающейся системе отсчета для относительных скоростей:

( v) + ( vv ) = p + ( m + t ) + ( 0 )g (2 v + ( r )) t где v – вектор скорости жидкости, m – тензор вязких напряжений, – вектор угловой скорости вращения рабочего колеса, p – статическое давление, – плотность. При переходе во вращающуюся систему координат в правой части уравнения сохранения импульса записываются сила Кориолиса и центробежная сила .

Составляющие тензора вязких напряжений определяются как:

m

–  –  –

где t - турбулентная вязкость, k – кинетическая энергия турбулентных пульсаций .

Метод DES, использованный в данной работе [1,2], сочетает подходы

RANS и LES. В настоящей работе метод DES основывался на k SST модели Ментера и ограничении турбулентной вязкости:

Результаты моделирования Анализ низкочастотных пульсаций давления был проведен для гидротурбин Саяно-Шушенской и Бурейской ГЭС. Основные характеристики турбин приведены в таблице 1. Для расчётов использовались 3D геометрии, представляющая точную копию реальных гидроагрегатов Саяно-Шушенской и Бурейской ГЭС. Геометрия расчетной области включала в себя все основные узлы турбины (спиральную камеру, направляющий аппарат, рабочее колесо, отсасывающую трубу) за исключением подводящего водовода .

Таблица.1 Основные параметры турбин

–  –  –

На рисунках 1 – 2 показана типичная вихревая структура течения за рабочим колесом для нескольких режимов работы гидроагрегатов. Структура течения показана при помощи мгновенных изоповерхностей статического давления .

–  –  –

Список использованных источников

1. A.V. Minakov, D.V. Platonov, A.A. Dekterev, A.V. Sentyabov, A.V .

Zakharov. The numerical simulation of low frequency pressure pulsations in the high-head Francis turbine Computers & Fluids. 2015. doi:10.1016/ j.compfluid.2015.01.007 .

2. D.V. Platonov, A.V. Minakov, A.V. Sentyabov, A.A. Dekterev, A.A .

Gavrilov, Numerical modeling of flow in the Francis-99 turbine with Reynolds stress model and detached eddy simulation method. Journal of Physics:

Conference Series. 2015. Volume 579 doi:10.1088/1742-6596/579/1/012004 .

  УДК 627.8.09

–  –  –

ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ СГОННО-НАГОННЫХ

ВЕТРОВЫХ ЯВЛЕНИЙ И ИХ ВЛИЯНИЕ НА УРОВЕНЬ ВОДЫ

В ВЕРХНЕМ БЬЕФЕ КАМСКОЙ ГЭС

В статье представлен обзор сгонно-нагонных ветровых явлений, обобщены фактические значение направления ветра в летний период 2014 года по ближайшей метеостанции на Камском водохранилище, выявлено влияние нагонных явлений на уровень воды в створе Камской ГЭС .

Ключевые слова: Сгонно-нагонные явления, уровенный режим, гидроэлектростанция, водохранилище .

В результате воздействия воздушного потока на водную поверхность в водоеме формируются волновые явления, происходят сложные процессы переноса и перемешивания вод, приводящие к спаду и подъему уровня воды .

Согласно Большой советской энциклопедии спады и подъёмы уровня воды у берегов водоёма (моря, озёра, водохранилища), вызванные течениями, образующимися под действием ветра называются сгонно-нагонными явлениями [1]. Ветровой нагон или сгон воды представляет собой отклонение водного зеркала от горизонтального положения с уклоном в сторону, противоположную действию ветра [2] .

Cгонно-нагонные ветровые явления могут оказывать влияние на уровень воды в водохранилище, который является одним из основных показателей при расчете водно-энергетического режима ГЭС. Водно-энергетическим режимом называется совокупность параметров, описывающих единый процесс преобразования энергии воды в электрическую энергию с использованием оборудования и сооружений гидроэлектростанции [4, с.3]. В основе расчета уровня воды в водохранилище лежит решение уравнения водного баланса в каждый расчетный интервал времени, продолжительность которого определяется требуемой точностью расчетов, интенсивностью изменения притока воды и водопотребления, располагаемой гидрологической, морфометрической, метеорологической информацией .

Таким образом, в расчете уровневого режима ГЭС одной из составляющей является метеорологическая информация, которая включает в себя ветровые явления в зоне водохранилища. Поскольку многие водохранилища имеют значительную площадь зеркала, ветровые явления могут оказывать значительное влияние на уровень воды в водохранилище. В настоящее время на Камской ГЭС при водно-энергетическом расчете группой режимов этот фактор не учитывается, так как нет зависимости, определяющей степень влияния .

  В соответствии со СНиП [5] сгоны-нагоны рекомендуется оценивать по данным натурных наблюдений, поскольку надежно учесть расчетным путем влияние сложных очертаний и рельефа котловины водоема, а также возможные изменения касательных напряжений ветра на водной поверхности затруднительно .

Рассмотрим влияние сгонно-нагонных явлений на уровень воды в Камском водохранилище. Камский гидроузел расположен на р. Каме в пределах северной окраины города Перми. Подпор от Камского гидроузла при нормальном подпорном уровне распространяется вверх по Каме на 300 км, площадь зеркала водохранилища составляет 1 915 км2, объем – 12 205 млн. м3, максимальная ширина – 13,5 км, средняя ширина – 3,7 км .

На территории Камского бассейна в летние месяцы преобладают ветры северных, северо-западных и северо-восточных направлений. Наибольшая скорость ветра (9-13 м/с) наблюдается в конце зимы - начале весны, когда происходит активизация циклонической деятельности. Среднегодовая скорость ветра достигает 3-6 м/с. [3, с. 18] .

Согласно анализа направлений ветра по ближайшей метеостанции на Камском водохранилище, расположенной в 50 км от Камского гидроузла (метеостанция Добрянка), преобладающие направления ветра в летний период 2014 года северное (13%) и южное (13%). Графически данные представлены на рисунке 1 .

С ССЗ ССВ 13% 10% СЗ СВ 5% 7% 6% ЗСЗ ВСВ 6% 5% З В 6% 6% 2% 3% 3% ЗЮЗ ВЮВ 5% 4% 4% ЮЗ ЮВ 13% ЮЮЗ ЮЮВ Ю Рисунок 1 – Преобладающие направления ветра в летний период 2014 года Поскольку Камский гидроузел расположен с запада на восток, то влияние ветра северных и южных направлений должно оказывать значительное влияние на уровень воды в водохранилище. Для определения влияния ветра был рассмотрен период с 9 по 16 июня 2014 года. В этот период было зафиксировано длительное преобладание ветра северного направления (таблица 1) .

В начальной точке периода (9 июня) на уровень воды в водохранилище не   было воздействия, т.е. фактическое значение уровня соответствовало расчетному (получено решением уравнения водного баланса). Фактическая отметка уровня верхнего бьефа взята на начало суток как среднее арифметическое значений с водомерных постов, расположенных в верхнем бьефе Камской ГЭС с правого и левого берега. В это время нагрузка станции не менялась, что позволяет исключить изменение уровня в результате изменения расхода воды .

Таблица 1 – Расчет уровня воды в верхнем бьефе Камской ГЭС

–  –  –

Рассмотренный период выбран с учетом незначительного изменения атмосферного давления. Длительный период с ветрами южных направлений в летний период 2014 года установить не удалось. Эта зависимость будет рассмотрена в дальнейшем, при анализе статистических данных за многолетний период .

Анализ данных показывает (рисунок 2), что при ветре северных направлений отметка уровня воды в верхнем бьефе увеличивается – имеют место нагонные явления, причем, чем сильнее ветер, тем воздействие больше .

Дальнейшая работа будет направлена на анализ данных за многолетний период и построение зависимости уровенного режима от направления и скорости ветра в Камском водохранилище, что позволит:

• в летний период (июнь-июль) при полном водохранилище задавать такой режим станции, при котором уровень верхнего бьефа будет близким к НПУ, что обеспечит максимальные напоры на гидроагрегате и приведет к дополнительной выработке;

• уменьшить погрешность прогноза уровня воды в верхнем бьефе при краткосрочном расчете водно-энергетического режима .

Кроме этого, построенная зависимость, возможно, будет полезна при расчете уровенных режимов других ГЭС .

  108,50 108,48 108,46

–  –  –

Список использованных источников

1. Большая советская энциклопедия. [В 30 т.] /Гл. ред. А.М. Прохоров. - 3-е изд. М.: Сов. энциклопедия, 1969-78 .

2. Гидротехнические сооружения: учебник для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению "Строительство" специальности "Гидротехническое строительство": в 2 ч. / Л. Н. Рассказов [и др.]; под ред. Л. Н. Рассказова. Ч.1. М: Издательство Ассоциации строительных вузов, 2008. 576 с .

3. Пояснительная записка к проекту правил использования водных ресурсов Камского и Воткинского водохранилищ на р.Каме. М: Министерство природных ресурсов, 2011. 235с .

4. СТО РусГидро 06.01.84-2013. Гидроэлектростанции. Планирование водно-энергетических режимов. Методические указания. М., 2013 .

54 с .

5. Строительные нормы и правила (СНиП) 2.06.04-82. Нагрузки и воздействия на гидротехнические сооружения (волновые, ледовые и от судов). М.: Стройиздат, 1983. 38 с .

  УДК 681.5.015.23

–  –  –

ПРОВЕДЕНИЕ ДОЛГОСРОЧНОЙ ОПТИМИЗАЦИИ

РЕЖИМА РАБОТЫ ЗЕЙСКОЙ ГЭС В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

В настоящее время интенсивно внедряются методы оптимального управления технологическими процессами в различных отраслях промышленности. В области энергетики одной из основных задач управления является оптимизация режима эксплуатации энергетических станций и объединений. Проблемы оптимизации режимов электроэнергетических систем многогранны и обширны .

Первой стадией решения режимных задач в эксплуатируемых системах является текущее планирование. Главная задача текущего планирования заключается в получении основных рекомендаций об использовании энергоресурсов и мощностей системы на периоды от месяца до года, поэтому режимные задачи имеют характер долгосрочной оптимизации. Многочисленные расчеты для реальных систем показывают, что задачи долгосрочной оптимизации дают значительный эффект, например, оптимизация режима водохранилищ позволяет повысить выработку электрической энергии ГЭС на 5–10 % .

Формулируется задача оптимизации режима водохранилища следующим образом: при заданной бытовой приточности необходимо определить такой режим водохранилища ГЭС на весь период регулирования, при котором по принятому критерию обеспечивается оптимальный режим энергетической системы [1, c. 312] .

Особенностью задачи является то, что большие периоды оптимизации вынуждают увеличивать расчетные интервалы времени. Практически невозможно осуществлять расчет годового регулирования по часовым интервалам .

Укрупнение интервалов снижает размерность задачи. Расчет по укрупненным интервалам кроме вычислительных достоинств оправдывается отсутствием достоверной информации .

Все сказанное говорит о том, что задача рационального использования водных ресурсов водохранилища ГЭС является важнейшей общесистемной задачей, определяющей режим системы .

В данной работе представлена долгосрочная оптимизация режима работы Зейской ГЭС в объединенной энергосистеме Востока с помощью метода неопределенных множителей Лагранжа. Оптимизация проведена по критерию минимума расхода условного топлива, который сводится к условию [2, c.

132]:

  b = q, где b – относительный прирост расхода топлива на ТЭС;

– неопределенный множитель Лагранжа;

q – относительный прирост расхода воды на ГЭС .

Известно, что в цепи расчетов режимов наиболее слабым звеном являются исходные данные [3, c. 125]. В ходе данной работы использовались характеристики гидроагрегатов и режимные ограничения Зейской ГЭС, годовой график нагрузок ОЭС Востока. При расчете приняты следующие допущения: напор на ГЭС в течение каждого расчетного интервала остается неизменным; потери мощности электропередачи отсутствуют. Заданная величина суммарного годового расхода через ГЭС соответствует Правилам использования водных ресурсов Зейского водохранилища на р. Зее и составляет 9403 м3/с .

В ходе работы с помощью рабочей и расходной характеристик гидроагрегатов построены дифференциальные характеристики Зейской ГЭС для различных напоров. Далее, используя последние, рассчитан постоянный на течение периода оптимизации коэффициент. Результат расчета представлен в таблице 1 .

Таблица 1 – К расчету оптимального режима работы Зейской ГЭС

–  –  –

  Список использованных источников

1. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем / Веников В. А. // Учебник для вузов. – М.: Энергоиздат, 1981. – 464 с .

2. Оптимизация режимов энергетических систем / Синьков В. М. – Киев: Высшая школа, 1976. – 308 с .

3. Оптимизация энергетических режимов гидроагрегатов гидроэлектростанций / Филиппова Т. А. – М.: Энергия, 1975. – 207 с .

  УДК 621.3.051.024

–  –  –

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДА ИЗВЛЕЧЕНИЯ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ИЗ АТМОСФЕРЫ

ВБЛИЗИ КОМПЛЕКСНЫХ ГИДРОУЗЛОВ

Атмосфера Земли обладает электрическими свойствами, которые изменяются по мере удаления от Земли. Объясняется это тем, что с высотою плотность воздуха уменьшается, а эффективность воздействия космических тел и Солнца возрастает .

Существование эл. поля Земли в атмосфере связано в основном с процессами ионизации воздуха и пространственным разделением возникающих при ионизации положительных и отрицательных эл. зарядов. Ионизация воздуха происходит под действием космических лучей: ультрафиолетового излучения Солнца; излучения радиоактивных веществ, имеющихся на поверхности Земли и в воздухе; эл. зарядов в атмосфере и т.д. Многие атмосферные процессы (образование облаков, осадки и др.) приводят к частичному разделению разноименных эл. зарядов и возникновению атмосферных эл. полей .

Относительно атмосферы поверхность Земли заряжена отрицательно .

Напряженность электрического поля атмосферы всегда вертикально, увеличивается на вершинах гор, т.е. для достижения той же разности потенциалов, что и на равнинном участке, требуется меньшее расстояние. К этой особенности целесообразно прибегнуть, рассматривая ГУ в горной местности .

б а E, В/м б 260 а

–  –  –

НЕКОТОРЫЕ АСПЕКТЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ГАЭС

Электроэнергетика является базовой отраслью российской экономики, обеспечивающей электрической и тепловой энергией внутренние потребности народного хозяйства и населения, а также осуществляющей экспорт электроэнергии в страны СНГ и дальнего зарубежья. Устойчивое развитие и надежное функционирование отрасли во многом определяют энергетическую безопасность страны и являются важными факторами ее успешного экономического развития, взаимосвязана со всеми секторами экономики и населением .

Возобновляемая электроэнергетика играет очень важную роль с экономической, общественной, экологической точки зрения. Гидроэнергетика — одно из наиболее эффективных направлений электроэнергетики. В существующих условиях дефицита энергии в энергосистеме развитие гидроэнергетики является экологически приемлемым и экономически выгодным путем решения проблемы энергодефицита и энергобезопасности .

Кубанская ГАЭС (уст.  Загорская ГАЭС (уст.  Зеленчукская ГАЭС (уст.  Мощность 15,9/14,4 МВт) Мощность 1200/1320 МВт) Мощность 140/160 МВт)

–  –  –

В настоящее время РусГидро – глобальный транснациональный вертикально-интегрированный холдинг, один из мировых лидеров в области развития возобновляемых источников энергии .

 

Повышение гидроэнергетической эффективности экономики РФ следует рассматривать со следующих позиций:

- повышение энергоэффективности электроэнергетической отрасли путем сооружения эффективных ГЭС и ГАЭС;

- повышение энергетической эффективности действующих ГЭС и ГАЭС (стоимость ЭЭ: Кубанская ГАЭС – 2,53 руб/кВт*ч, Загорская ГАЭС – 4,9руб/кВт*ч, Зеленчукская ГАЭС – 2,68 руб/кВт*ч);

4,5 3,5 2,5 1,5 0,5 Кубанская ГАЭС  Загорская ГАЭС Зеленчукская ГАЭС 

Рис. 2. Стоимость ЭЭ, руб/кВт*ч

- оптимизация использования водных ресурсов (регулирование: Кубанская ГАЭС – сезонное регулирование, КПД – 65%;Загорская ГАЭС – суточное регулирование, КПД – 73%; Зеленчукская ГАЭС – суточное регулирование, КПД – 80%);

Современная теория анализа и оценки экономической эффективности основана на формировании, оценке и дисконтировании будущих денежных потоков, генерируемых активами (реальными и финансовыми). Величину будущих денежных потоков определить достоверно невозможно в силу случайной природы их возникновения и присущего им риска и неопределенности (по размеру, частоте). Необходимо различать экономический эффект по видам деятельности, это необходимо определять при расчетах экономической эффективности, обосновании цен на новые технологии (оборудование ГЭС), тарифов на электроэнергию, на техническую продукцию, при экономическом стимулировании участников инвестиционной деятельности .

Применительно к повышению эффективности функционирования ГАЭС в будущие периоды следует выделять социально значимые, экологические и природоохранные экономические эффекты .

Решение поставленных задач возможно найти с помощью следующих мероприятий:

 

1. Повышения производительности оборудования ГАЭС, замена выбывающего оборудования на более современное, с улучшенными технико-экономическими показателями;

2. Расширение рынка сбыта, которое возможно путем подключения новых потребителей к энергосистеме;

3. Внедрение системы менеджмента качества;

4. Сокращение затрат и потерь, сокращение расходов на собственные нужды .

Например, при снижении величины потребления энергии на собственный нужды станции, появится возможность получить дополнительное количество электроэнергии для реализации в размере 1-2% от всего объема произведенной электроэнергии. В результате рассматриваемые ГАЭС смогут получить дополнительные суммы прибыли, что положительно отразится на эффективности деятельности ГАЭС .

Таким образом, с увеличением объемов реализации электроэнергии и роста выручки и прибыли от реализации электроэнергии уже существующих станций, а именно: Загорской ГАЭС, Зеленчукской ГАЭС, Кубанской ГАЭС, можно избежать лишних затрат на строительство новых станций, необходимых в данных регионах; ущерба экологии; проблемы сохранения окружающей среды и природы. Благодаря повышению уровня автоматизации производства, формируется эффект за счет повышения производительности труда и увеличение объема выпуска энергии при сохранении текущего уровня затрат .

В результате действия такого эффекта формируется дополнительная прибыль: Загорская ГАЭС – 372 млн. руб, Зеленчукская ГАЭС – 6105 млн. руб .

Возможен комплексный подход к энергосбережению через мониторинг инноваций у производителей основного оборудования, выбор наилучших партнеров и выстраивание с ними долгосрочных и прочных взаимоотношений .

Список использованных источников

1. СТО РусГидро 04.02.75-2011,«Гидроэлектростанции. Энергоэффективность и энергоснабжение. Основные требования» // С. 27 – 33 .

2. Бучаева С. А., «Экономическая эффективность деятельности гидроэнергетических компаний: классификация и эффекты для МГЭС», 2015 // С. 7 – 9 .

  УДК 627.8.04

–  –  –

ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

В СИБИРИ В данной статье произведен анализ показателей баланса мощности ЕЭС России, и более подробно разобрана ОЭС Сибири. Построена диаграмма мощностей Сибири, а также суточный график и интегральная кривая нагрузки. Обоснована нецелесообразность проектирования гидроэлектростанций в пиковой части нагрузки, разобраны проблемы, связанные с балансом мощности. Предложены возможные решения проблем в энергосистеме .

Единая энергетическая система России является высшей формой организации энергетического хозяйства страны .

На 2015 год ЕЭС России состоит из 7 объединенных энергосистем:

Юга, Центра, Урала, Средней Волги, Северо-Запада, Сибири и Востока. Кроме внутренней системы, ЕЭС России осуществляет работу с энергосистемами других стран: ОЭС Украины, ОЭС Казахстана, ОЭС Белоруссии, с энергосистемами Эстонии, Латвии, Грузии, Азербайджана, Литвы и Финляндии .

В электроэнергетический комплекс ЕЭС России входит 682 электростанции мощностью более 5 МВт, из них 106 гидроэлектростанций. Суммарная установленная мощность всех электростанций равна 230550 МВт. На долю ТЭС приходится 68,3% (157601,87 МВт), АЭС - 11% (25266 МВт), на ГЭС

– 20,7% (47684,43 МВт) около 52% мощностей ГЭС располагается в Сибири .

Максимум потребления за последнее десятилетие составляет 157425 МВт на 21.12.2012 .

Сравнив установленные мощности и максимальное потребление, можно сказать, что около 32% установленной мощности в ЕЭС не используется .

Это связано с существованием таких резервов как: ремонтный, аварийный и нагрузочный. Так же существуют, так называемые, ограничения установленной мощности, связанные с различными факторами, например: нехватка угля на ТЭС в маловодные годы, ограничения регулирования водохранилища ГЭС. Если предположить, что ограничений нет, то большая часть мощностей не будет использоваться по той простой причине, что нет потребности в мощностях. Одна из причин избытка мощностей в России - гидроэлектростанции, а именно, их проектирование в пиковой части нагрузки, ниже данная причина разобрана подробнее .

Режим электропотребления характеризуется суточными, недельными и годовыми графиками нагрузки. Все эти графики для большинства современных энергосистем отличаются значительной неравномерностью .

  На суточных графиках нагрузки существуют утренние и вечерние пики. Эти пики нагрузки покрывают гидроэлектростанции, за счет высокой маневренности. На ГЭС пуск агрегата из резерва и выход на номинальную мощность осуществляется за 2 минуты, когда на ТЭС для пуска турбины необходимо около 4 часов из горячего состояния, а из холодно до 8 часов .

Следствием неравномерности недельного графика нагрузки является необходимость останова блочных турбоагрегатов в выходные и праздничные дни и соответствующего пуска их в ночь на ближайшие рабочие день. Существование ГЭС и ГАЭС в энергосистеме решает проблему неравномерности графиков нагрузки .

Объединенная энергосистема Сибири наиболее насыщена гидроэнергетическими мощностями России, рассмотрим ее подробнее .

Суммарная установленная мощность ОЭС Сибири насчитывает 51536,3 МВт. Установленная мощность ГЭС 25866,4 МВт (50,2%), ТЭС 25669,9 МВт (49,8%). Максимум нагрузки за последнее десятилетие составляет 31626,5 МВт, то есть 61,4 % от суммарной установленной мощности Сибири. Можно сделать вывод о том, что 38,6 % (19909,8 МВт) мощности Сибири не используется .

Всего на территории Сибири располагается 10 гидроэлектростанций, из них 2 самые крупные в России: Саяно-Шушенская ГЭС (установленная мощность 6400 МВт) и Красноярская ГЭС (установленная мощность 6000 МВт) .

В таблице 1 представлены данные по гидроэлектростанциям Сибири .

–  –  –

Если среднюю многолетнюю выработку привести в среднюю мощность, то можем увидеть, что установленная мощность используется всего на 70%, а на некоторых станция даже на 50% .

По данным системного оператора построим диаграмму мощностей Сибири (рисунок 2) .

–  –  –

Как видно из диаграммы мощностей, около 38% мощности энергосистемы Сибири не используется совсем .

Построим суточный график и интегральную кривую нагрузки, впишем треугольники мощностей станций .

Рисунок 3 – Суточный график и интегральная кривая нагрузки на 15.01.2014 1 – Саяно-Шушенский ГЭК; 2 – Красноярская ГЭС; 3 – Братская ГЭС; 4 – Иркутская ГЭС; 5 – Курейская ГЭС; 6 – Усть-Илимская ГЭС; 7 – Богучанская ГЭС; 8 – Новосибирская ГЭС; 9 – ТЭС .

Видно, что треугольники мощностей существующих ГЭС достаточно сильно провисают на интегральной кривой. Эти части треугольников показывают установленную мощность, которая не используется на станциях. Это связано с тем, что большинство гидроэлектростанций работают не в пиковой части нагрузки, для которой они проектировались, а в базовой. Из этого следует вывод: проектирование ГЭС в пике экономически нецелесообразно. В связи с тем, что при проектировании ГЭС в пиковой части, установленная мощность увеличивается примерно в 1,5-2 раза, что удваивает затраты на основное гидросиловое оборудование, а так же на его обслуживание. При этом проектная мощность не будет использоваться практически никогда .

Для изменения ситуации в Сибири, необходимо осуществить значительный рост населения, так как основную неравномерность в пиковой части   создают бытовые пользователи, т.е. люди. В Сибири на 2014 год проживает 19 292 740 человек, сравнивая с Центральным Федеральным округом, где живет 38 819 874, мы видим, что население в Сибири в 2 раза меньше, то есть и неравномерность в пиковой части графика нагрузки значительно меньше .

На рисунке 4 представлены суточные графики ОЭС Центра и ОЭС Сибири, на них очень хорошо видна разница пиковой части .

Рисунок 4 – Суточные графики нагрузки ОЭС Центра и ОЭС Сибири

Глобальное заселение Сибири в ближайшие десятилетия явно не осуществится .

Еще одним вариантом решения проблемы является переток мощностей в другие энергосистемы страны или мира, где очень большая плотность населения, вследствие чего возникают большие пиковые нагрузки. Для осуществления транзита мощности, необходимо возведение линий электропередач переменного или постоянного тока на ультравысоком напряжение (1150 кВ для переменного и 1500 кВ для постоянного тока). На данный момент в России нет возможности строительства ЛЭП постоянного тока, так как это требует развитие отечественной силовой электроники, закупать преобразовательные комплексы у иностранных компаний очень дорого .

Передача мощности ограничена длиной ЛЭП и передаваемой мощностью. Например, ЛЭП переменного тока на напряжение 1150 кВ может передать максимум до 5500 МВт на расстояние 2000-4000 км. При использовании линий с напряжением 750 кВ расстояние ограничивается до 1000 км, при мощности 2100 МВт .

Решением проблемы может стать переток мощности в энергосистему Китая, которая граничит с энергосистемой Сибири и имеет большую плотность населения. Для этого необходимо настраивать экономические отношения .

Проанализировав ситуацию в ЕЭС России, а в частности в ОЭС Сибири, можем сделать вывод: в ближайшее время проектирование гидроэлектростанций в Сибири на пиковую часть нагрузки экономически нецелесообразно и с точки зрения дефицита мощностей не обосновано .

  Решением проблемы избытка гидравлических мощностей в Сибири могло бы стать повышение численности населения. Другое решение связано со строительством линий электропередач на ультравысокое напряжение, для транзита электроэнергии Сибирь – Урал – Европейская часть России или в энергосистему Китая, где преобладают большие неравномерности в пиковой части нагрузки .

Список использованных источников

1. Сайт системного оператора единой энергетической системы / http://so-ups.ru/

2. Гидроэлектростанции: учебное пособие / В. И. Брызгалов, Л. А .

Гордон. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2002. 541 с .

3. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике/ под общей редакцией Ю. Н. Руденко и В. А. Семенова. – М.: Издательство МЭИ, 2000-648 с.: ил .

4. Энергетические режимы электрических станций и электроэнергетических систем: учебник / Т. А. Филиппова. – Новосибирск: Издательство НГТУ, 2007.-298 с .

  УДК 627.81 <

–  –  –

ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ВОДОХРАНИЛИЩ

КАСКАДА ВЕРХНЕВОЛЖСКИХ ГЭС

Воздействие гидросооружений на окружающую среду объективно связано с созданием водохранилищ и изменением водного режима в бьефах гидроузлов. Изменчивость среднегодовых уровней по годам в Рыбинском водохранилище колеблется в широких пределах и в отдельных случаях достигает величины более 2 м. Естественно, что такие колебания уровня существенно влияют на все стороны жизни водоема и прежде всего на распределение водных масс в нем и на его эксплуатацию. При анализе изменений среднегодовых уровней в многолетнем ходе их намечается чередование лет высокого и низкого уровня .

В связи с большими колебаниями уровня площадь зеркала водохранилища и объем воды в нем претерпевают значительные изменения. В результате зимней сработки площадь водохранилища может уменьшаться на 48%, а объем на 67%. Зона временного затопления, ограниченная положением самого низкого и самого высокого уровня водохранилища с момента его наполнения до НПУ, составляет около 255000 Га. Такое изменение площади зеркала водоема, несомненно, оказывает заметное влияние на гидрологические, гидрохимические и биологические процессы, протекающие в нем .

В целях предотвращения или ослабления отрицательных или нежелательных последствий и максимального использования положительного эффекта создания водохранилища в период его строительства и в последующий период эксплуатации должен проводиться комплекс мероприятий, включающих в себя:

1.мероприятия, направленные на предотвращение или компенсацию нарушений, вносимых водохранилищем в природные условия;

2.мероприятия, направленные на предотвращение или компенсацию нарушений, вносимых в хозяйственную жизнь района водохранилища;

3.мероприятия по подготовке водохранилища к рациональному использованию водных, биологических и других ресурсов реки в верхнем и нижнем бьефах .

  Таблица 1 – Гидрохимическая характеристика Угличского водохранилища

–  –  –

Сброс нефтепродуктов в Волгу при возможных потерях через уплотнения рабочих колес турбин значительно ниже предельно допустимого и уменьшается из года в год, а в ближайшие годы, в соответствии с принятой перспективной Программой перевооружения и реконструкции ГЭС Каскада, рабочие колеса турбин на гидроэлектростанциях будут заменены на экологически чистые, полностью исключающие протечки масла в воду .

Известно, что образование водохранилищ приводит к резким изменениям условий жизни рыб. В частности, нарушается двусторонний обмен рыбами между верхним и нижним бьефами за счет нарушения их анадромных миграций и проявления только покатных миграций, при которых происходит невосполняемый вынос рыбы из водохранилищ вниз через плотину. Скат рыб из водохранилищ, хотя и широко известное но до сих вор мало изученное явление,   что затрудняет выработку стратегии и тактики рыбоохранных мероприятий .

Исходя из этого в 2007 г. и были проведены исследования непосредственно в приплотинных зонах различных гидроузлов Рыбинской и Угличской ГЭС .

Исследования проводили в два этапа: 1 – летний период (16 – 19 июня 2007 г.) и 2 – осенний период (28 – 31 августа) .

Основным выводом для летних исследований 2007 года было то, что в результате общего снижения численности молоди в пелагических скоплениях и смены вида - доминанта снизилось и негативное влияние ГЭС на ихтиофауну Рыбинского водохранилища .

Осенью 2007 году ихтиомасса рыб скатившихся через агрегаты ГЭС составила 6,2 т или 6,4% от общей ихтиомассы, что свидетельствует о незначительном влиянии ската на численность пополнения. На Угличском водохранилище был зарегистрирован скат единичных особей представленных сеголетками тюльки, негативный эффект от работы Угличской ГЭС значительно снижается незначительным временем работы агрегатов. За август с максимальной нагрузкой (188 м3/с) ГЭС работала только 41 час, а со средней (100 м3/с) – 26 часов .

Полученные данные свидетельствуют об отсутствии необходимости в строительстве рыбозащитных сооружений, так как в створы ГЭС попадает меньше 30% рыб промысловых видов размером более 12 мм, что соответствует СНиП 2.06.07-87 .

Список использованных источников

1. Гидротехническое строительство // Ежемесячный журнал. – 1937Волга и ее жизнь // под ред. Н.В. Буторина. – Л.: Наука,1978 .

3. Покатная миграция рыб через плотины ГЭС.// Павлов Д.С., Лупандин А.И., Костин В.В. - М.: Наука, 1999 .

4. Волжско – Камский каскад гидросооружений. – М: Госэнергоиздат, 1962 .

  УДК 627.81

–  –  –

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРИТОЧНОСТИ РЕКИ ЗЕЯ

Катастрофические паводки охватывают регионы Дальнего Востока, страдают десятки тысяч россиян. Как бороться с наводнением? Можно строить дамбы, защищающие берега рек от затопления. Но, как показывает практика, это очень дорого и не всегда эффективно. При сильных наводнениях вода находит слабое место в многокилометровой системе дамб и прорывает их, после чего затапливает все защищенные земли. Поэтому специалистами признано, что единственным эффективным способом предотвращения наводнений или значительного снижения их разрушительной силы является сооружение водохранилищ .

Зейская ГЭС уже 40 лет защищает от наводнений населённые пункты Амурской области. За годы эксплуатации (1975–2015) гидроэлектростанция оправдала своё предназначение, предотвратив 14 больших наводнений и 2 катастрофических наводнения 2007 и 2013 гг. в нижнем течении реки Зея [3] .

На Дальнем Востоке больше всего воды в реках не весной, а летом, когда в этом регионе идут сильные муссонные дожди, вызывающие паводки .

Соответственно, там водохранилища заполняются именно в этот период .

Для исследования приточности Зейского водохранилища воспользуемся гидрологическим рядом за период времени 1901-2014 гг. (рис.1) .

Q, м^3/с

–  –  –

Периодичность больших паводков составляет 10-12 лет[4]. Ущерб, нанесенный ими, неоценим. Стихия охватывает большие территории, страдает население данного региона, а также резко возрастают экологические проблемы. С целью предотвращения наводнений в ближайшем будущем методом   скользящей средней получим прогноз на ближайшие 3 года (2015-2017 гг.) (рис.2) [2] .

Q, м^3/с

–  –  –

Рис.2. Гидрологический ряд Зейского водохранилища за период половодья с 1901-2014 гг. с прогнозом на 2015-2017 гг .

Метод скользящей средней является одним из широко известных методов сглаживания временных рядов [1] .

Он основан на том, что в средних величинах взаимно погашаются случайные отклонения. Это происходит вследствие замены первоначальных уровней временного ряда средней арифметической величиной внутри выбранного интервала времени. Полученное значение относится к середине выбранного интервала времени (периода) .

Затем период сдвигается на одно наблюдение, расчет средней повторяется. При этом периоды определения средней берутся все время одинаковыми. Таким образом, в каждом рассматриваемом случае средняя центрирована, т.е. отнесена к серединной точке интервала сглаживания .

При сглаживании временного ряда скользящими средними в расчетах участвуют все уровни ряда. Чем шире интервал сглаживания, тем более плавным получается тренд. Сглаженный ряд короче первоначального на (n–

1) наблюдений, где n – величина интервала сглаживания .

При больших значениях n колеблемость сглаженного ряда значительно снижается. Одновременно заметно сокращается количество наблюдений, что 3 .

создает трудности. Поэтому принимаем Данный метод используется при краткосрочном прогнозировании. Его рабочая формула:

·, (1) 1 – прогнозный период;

где t – период, предшествующий прогнозному периоду (год, месяц и т.д.);

– прогнозируемый показатель;

– скользящая средняя за три периода до прогнозного;

n – число уровней, входящих в интервал сглаживания;

 

– фактическое значение исследуемого явления за предшествующий период;

– фактическое значение исследуемого явления за два периода, предшествующих прогнозному .

Для подтверждения правильности используемого метода спрогнозируем период времени с 1901-2014 гг. с известными расходами. Результаты исследования представлены на рис.3 .

Q, м^3/c

–  –  –

Действительные значения t, год Среднее значение Рис.4. Существующие и прогнозируемые расходы Зейского водохранилища за период половодья 1901-2014 гг. методом средней .

  Анализ показал, что возможная погрешность составляет 29% (по формуле (2)). Можно сделать вывод о том, что метод скользящей средней является более точным, чем метод средней из двух предшествующих лет .

Данное исследование подтверждает, периодичность больших паводков действительно составляет 10-12 лет. Прогноз показал, что ближайший паводок будет в 2016-17 гг. Он не является катастрофическим .

Список использованных источников

1. Отдельные вопросы экономики [Электронный ресурс]: разработка прогноза с помощью метода скользящей средней:

URL:http://www.ekonomika-st.ru/drugie/metodi/metodi-prognoz-1-3.html

2. Общественно-политическая газета «Тихоокеанская звезда»

[Электронный ресурс]: можно ли укротить нрав Амура: электронный журнал 17.02.2014 г.: URL: http://toz.khv.ru .

3. Анализ пропусков паводков через плотину Зейской ГЭС: [Электронный ресурс]: 27.08.14: URL:http://www.plotina.net .

4. Пропуск паводков 2006 и 2007 гг. через сооружения Зейского гидроузла [Электронный ресурс]: URL: http://www.mhp.rushydro.ru .

  УДК 620.9

–  –  –

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДОВ ДЛЯ РАСЧЕТА РЕЖИМА РАБОТЫ

КОНТРРЕГУЛИРУЮЩЕЙ ГЭС В УСЛОВИЯХ НЕДОСТАТОЧНЫХ

ГИДРОЛОГИЧЕСКИХ ДАННЫХ ДЛЯ ВЕДЕНИЯ

СУТОЧНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ

Актуальность данной работы заключается в том, что в процессе расчета режима работы контррегулирующей станции, необходимо оперировать реально возможными расходами, которые могут поступать в процессе эксплуатации станции. При дипломном проектировании студенты в основном производят водно-энергетические расчеты для годичного регулирования, так как гидрологический ряд задан среднемесячными расходами .

Новизна работы состоит в том, что на основе гидрологического ряда среднемесячных расходов и графика нагрузки энергосистемы можно получить расходы на каждый час суток. Данная методика позволит производить суточное и суточно-недельное регулирование для контррегулирующих ГЭС и проектируемых станций в составе каскадов ГЭС .

Суть суточного регулирования будет заключаться в том, чтобы в часы малой нагрузки ГЭС запасти в водохранилище избыточный приток, а в часы повышенной нагрузки его сработать. Если объем водохранилища достаточен для задержания всего избыточного притока в часы малой нагрузки, то этот приток при отсутствии ограничений на режим ГЭС может быть использован для увеличения ее мощности (против той, которую она могла бы развить, используя естественный расход) в часы пика нагрузки потребителей .

600,0 500,0 400,0 300,0 200,0 100,0 0,0

-100,0

-200,0

-300,0

-400,0

-500,0

Qвдх, м3/с Рис. 1 .

  Контррегулирующая станция необходима для выравнивания неравномерных сбросов головной станции. При этом основная ГЭС работает в пиковой части графика нагрузки, а ГЭС – контррегулятор работает в базовой части. При наличии контррегулирующей станции уменьшается амплитуда колебаний уровня воды в нижнем бьефе, при этом снимается ограничение с режима работы головной станции, а также ликвидируются зимние подтопления населенных пунктов, расположенных ниже по течению .

Для того чтобы произвести расчет режима работы контррегулирующей станции необходимы расходы, которые поступают к створу ГЭС каждый час .

В качестве исходных данных на дипломный проект был выдан гидрологический ряд среднемесячных расходов реки Бурея с 1904 по 2013 год .

Я предположил, что если по исходным данным произвести расчет режима работы головной станции, а в дальнейшем среднемесячные мощности поместить на суточный график нагрузки энергосистемы, то из графика можно получить мощности станции на каждый час суток .

Выразив расход из формулы мощности, в процессе пересчета получим расходы, которые позволят произвести расчет суточного регулирования станции .

Таким образом, цель моей работы: получение расходов на каждый час суток и произведение расчета режима работы контррегулирующей станции .

Были поставлены следующие задачи:

1. Произвести расчет режима работы головной ГЭС .

2. Получить мощности основной ГЭС, а также напоры, при которых эти мощности получены, по результатам расчетов

3. Построить суточные графики нагрузки на каждый месяц на основе данных, взятых с сайта системного оператора .

4. Нанести мощности головной станции на суточные графики нагрузки .

5. Снять мощности на каждый час суток с суточных графиков нагрузки .

6. Выразить расход и произвести расчет, при котором получим расходы на каждый час суток из формулы мощности ГЭС

7. Произвести водно-энергетический расчет для контррегулирующей станции на основе полученных расходов .

Вначале был произведен расчет сработки - наполнения головной станции .

–  –  –

  В расчетах оперируем расходами средневодного года. Из полученного режима работы Бурейской ГЭС необходимы данные с мощностями на каждый месяц, а также соответствующие напоры. Коэффициент мощности в расчетах равен 8,7 .

В качестве примера был рассмотрен расчет суточных расходов для января месяца .

На суточный график нагрузки энергосистемы [2] наносится мощность для января, полученная при расчете режима головной станции .

Далее вычисляется мощность, которую необходимо выдавать в энергосистему каждый час .

Произведены вычисления расходов, на основе полученных мощностей по формуле .

· 1000,                                                                                             1 БЫТ 8,7 · где мощность Бурейской ГЭС на каждый час суток, МВт;

 напор Бурейской ГЭС, который был получен при расчете режима работы станции, м .

После расчетов для каждого часа получаем следующие данные:

–  –  –

По расчетным расходам произведен расчет сработки - наполнения контррегулирующей Долдыканской ГЭС .

Расход водохранилища суточного регулирования принят из учета суммарного суточного расхода, притекающего к створу станции. Расход через   ГЭС принят одинаковым, при этом расход должен удовлетворять требованиям водохозяйственной системы [1] .

1522  м с                                                                   2 ГЭС  

Расчет расхода водохранилища:

1522                                                                                            3 ВДХ БЫТ

Изменение объема водохранилища рассчитан по формуле [1]:

–  –  –

В начале суток принят объем водохранилища, соответствующий отметке уровня мертвого объема (УМО), 11,4  млн м                                                                                   5 ВДХ.НАЧ Конечный объем водохранилища рассчитан по следующим формулам [1]:

                                                              6 ВДХ.КОН ВДХ.НАЧ ВДХ                                                 7 ВДХ.КОН ВДХ.КОН ВДХ

–  –  –

0,8                                                                                                  11 ВБ СР НБ где значению 0,8 соответствует величине потерь напора в подводящих сооружениях .

В конце рассчитана мощность, вырабатываемая станцией [1]:

–  –  –

Максимальная мощность, которую удалось получить в течение суток, составила 334 МВт .

Выполнив расчеты и получив результаты, я убедился в возможности получения расходов на каждый час на основе режима работы головной станции и графика нагрузки энергосистемы .

Таким образом, моя гипотеза оправдалась, что если по исходным данным произвести расчет режима работы головной станции, а в дальнейшем среднемесячные мощности поместить на суточный график нагрузки энергосистемы, то из графика можно получить мощности станции на каждый час суток. Выразив расход из формулы мощности, в процессе пересчета получим расходы, которые позволят произвести расчет суточного регулирования станции .

В результате моих расчетов удалось получить расходы на каждый час суток и произвести расчет режима работы контррегулирующей станции .

Данная методика позволит производить водно-энергетические расчеты суточного регулирования не только контррегулирующих ГЭС, но и ГЭС, входящих в каскад уже существующих станций .

Список использованных источников

1. Затеева, Е. Ю. Выбор параметров ГЭС: учебно-методическое пособие к курсовому и дипломному проектированию гидротехнических объектов / А. Ю. Александровский, Е. Ю. Затеева, Б. И. Силаев. – Саяногорск : СШФ КГТУ, 2008. – 114 с .

2. Системный оператор единой энергетической системы [Электронный ресурс] // ОАО «СО ЕЭС». – Режим доступа: http://so-ups.ru/ .

  УДК 621.311.2

–  –  –

ОПТИМАЛЬНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ

МЕЖДУ ТЭС И ГЭС

Одной из проблем энергетики является оптимальное распределение нагрузки между станциями. При соблюдении этого условия осуществляется экономия энергетических ресурсов, денежных и трудовых .

Установившийся режим не всегда обеспечивает эффективное использование агрегатов на станциях и поэтому нуждается в оптимизации .

В случае смешанных энергосистем имеется ряд ограничений: ограничение стока ГЭС, максимальные и минимальные уровни воды в водохранилище, необходимый сток и уровень в нижнем бьефе, ограниченность энергоресурса на ТЭС и др .

Рассмотрим задачу на примере Абаканской ТЭЦ и Майнской ГЭС .

–  –  –

Рисунок 4. График оптимального распределения нагрузки По данному графику оптимального распределения нагрузки видна загрузка каждой станции, обеспечивающая минимальный прирост расхода носителя .

–  –  –

Полученные значения после итераций:

Р Г1 = 370,96 МВт; Р Г 2 = 308,85 МВт; Р = 10,99 МВт.  

Выводы:

1) Решена задача оптимального распределения активных мощностей между тепловой и гидравлической станциями .

 

–  –  –

2) Получены оптимальные значения нагрузки станций с учетом потерь и минимальным расходом воды и топлива:

Р Г1 = 370,96 МВт; Р Г 2 = 308,85 МВт; Р = 10,99 МВт.   Список использованных источников

1. Филиппова Т.А. Энергетические режимы электрических станций и электроэнергетических систем: учебник. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2007. – 298 с .

2. Веников В.А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. – М.: Энергоиздат, 1981 г. – 464 с .

3. Астахов Ю.Н., Веников В.А., Ежков В.В. Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 504 с .

  УДК 621.311.213

–  –  –

Чтобы выявить эффективность оптимизации режима работы гидроэлектростанций, рассчитаем установившиеся режимы до оптимизации и после оптимизации .

Напряжения, потери мощности в сети установившегося режима до и после оптимизации представлены в таблице 2 .

Таблица 2

–  –  –

ГЭС работают в ОЭС Северо-Запада, где цена за 1 кВтч составляет 2,34 руб.

Стоимость потерь электроэнергии за год до оптимизации и после составят соответственно:

Адо 19,2 млнруб; Апосле 17,1 млн руб .

Вследствие чего, оптимизационные мероприятия позволяют сэкономить за год 2,1 млн. рублей .

Список использованных источников

1. Веников В.А., Астахов Ю.Н., Ежков В.В. и др. Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях // М.: Энергоатомиздат, 1983 .

2. Т.А. Филиппова. Оптимизация энергетических режимов гидроагрегатов гидроэлектростанций // Энергия. 1975 .

  УДК 621.311.213

–  –  –

Отсюда P1=120-60-29,22=30,78. Результат нетрудно проверить по равенству относительных приростов:

  0,0012 30,78 0,0956 30,78 6,5737=4,77,    0,0024 60 0,1408 60 4,5508 4,74,   0,0018 29,22 0,1068 29,22 6,3563=4,77 Расчеты показали, что для покрытия нагрузки 120МВт распределение активных мощностей рассматриваемых ГЭС при выполнении условия оптимизации следующее:

Путкинская ГЭС установленной мощностью 84 МВт для покрытия нагрузки должна выдавать 30, 78 МВт;

Нива ГЭС -2 выдает номинальную мощность 60 МВт;

Матконежская ГЭС установленной мощностью 63 МВт выдает 29,2 МВт .

  Список использованных источников

1. Веников В.А., Астахов Ю.Н., Ежков В.В. и др. Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях // М.: Энергоатомиздат,

1983. Гл.3, №3.8. С.207-229.Гл. 4, №4.3. С. 248-255 .

2. Филиппова Т.А. Оптимизация энергетических режимов гидроагрегатов гидроэлектростанций // Энергия. 1975 .

  УДК 627.8.012

–  –  –

НАТУРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГИДРОАГРЕГАТОВ

МАЛОЙ ГЭС НА МИНСКОЙ СТАНЦИИ АЭРАЦИИ

Развитию малой гидроэнергетики в Беларуси уделяется большое внимание. Малые ГЭС начали строить на технических водосбросах .

Объектом исследования является малая гидроэлектростанция, построенная на водовыпуске Минской станции аэрации в соответствии с Государственной программой строительства в 2011-2015 годах гидроэлектростанций в Республике Беларусь .

Малая ГЭС на Минской станции аэрации (МСА) работает в качестве источника электроэнергии за счет преобразования энергии воды, образуемого перепадом уровней между верхним и нижним бьефами существующего водовыпуска Минской станции аэрации. Верхним бьефом является водовыпускной лоток МСА, нижним бьефом – водоприемник очищенных сточных вод. Именно такая компоновка водосбросного тракта МСА определяет целесообразность применения деривационного типа ГЭС .

Водозабор, водопроводящий тракт и машинный зал ГЭС на существующем водовыпуске не влияют на сложившийся режим эксплуатации сооружения .

Для выдачи электрической мощности в энергосистему рядом со зданием МГЭС установлена блочная комплектная трансформаторная подстанция 0,4/10 кВ .

В состав основных сооружений малой ГЭС входят:

водозабор, совмещенный с аварийным водосбросом;

павильон клапанов срыва вакуума;

автоматический водосброс;

водоводы ГЭС;

машзал ГЭС;

водовыпуск;

рисберма;

отводящий канал;

трансформаторная подстанция .

С целью максимально возможного использования потока воды, поступающего с очистных сооружений на водовыпуск МСА весь расчетный расход воды (до 10 м3/с) пропускается через две горизонтальные гидротурбины Каплан с S-образным отводом воды, при этом обеспечивается максимально возможная выработка электроэнергии. ГЭС работает в режиме водотока и имеет возможность в каждый момент времени реагировать на изменение расходного режима, так как сброс очищенных вод обусловлен работой станции аэрации и колеблется в течение дней недели и времени суток. Гидроагрегаты размещаются в здании ГЭС, к которому вода подается двумя деривационными водоводами диаметром по 1600 мм каждый.

Каждая гидросиловая установка включает в себя следующее оборудование:

- гидротурбина горизонтальная S-образная типа КАПЛАН с двойным регулирование, с номинальной частотой вращения 381 мин-1;

- двигатель асинхронный типа GAK450M16 с горизонтальной осью вращения, число оборотов 375 мин-1, мощность 250 кВт;

- система автоматического управления гидросиловой установкой .

Схема плана МГЭС представлена на рисунке 1 .

Рисунок 1 – Схема плана МГЭС   Цель работы – разработка методики определения и определение основных эксплуатационных технических параметров гидроэнергетического оборудования малой ГЭС .

В процессе работы проводились натурные исследования по определению расходов, напоров и коэффициента полезного действия гидроагрегатов малой ГЭС на МСА .

В результате исследования первой в Беларуси малой ГЭС на очистных сооружениях впервые были определены значения основных параметров гидроагрегатов, изучены проблемы, возникающие при проектировании и эксплуатации ГЭС на техническом водовыпуске .

Предложено в дальнейшем применять при строительстве малых ГЭС на очистных сооружениях гидротурбины, позволяющие снять проблемы, возникающие при работе гидроагрегатов на таком специфическом объекте, как водовыпуски очищенных вод .

  В частности, можно применять гидротурбины по типу винта Архимеда, позволяющие снять проблемы, связанные с эксплуатацией в зимнее время года (наличие теплой воды) и со значительным колебанием уровней воды в нижнем бьефе (применение винта Архимеда не требует учета высоты отсасывания). Но, самое главное, на эксплуатацию предлагаемых гидротурбин не будет оказывать влияние наличие большого количества водорослей в потоке отводимой воды .

Полученные графические зависимости (рис. 2; рис. 3) для основных параметров гидроэнергетического оборудования дают опорные графики для получения в дальнейшем данных об изменении режимов эксплуатации оборудования, например загрязнении сороудерживающих решеток, что позволит вносить коррективы в программы автоматического управления гидроэнергетическим оборудованием .

0,95 0,90 0,85 0,80

–  –  –

  0,95 0,90 0,85 0,80

–  –  –

0,70 0,65 0,60

–  –  –

АНАЛИЗ ФАКТО

А З ОРОВ, ВЛ ЛИЯЮЩ ЩИХ НА ПЛАНИ ИРОВАНИ ИЕ ОБЪ ЪЕМОВ П

ПОСТАВВКИ МОЩЩНОСТ ГЭС Н ОПТО

ТИ НА ОВЫЙ РЫ ЫНОК

–  –  –

    СЕКЦИЯ 3 

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ 

И МОНИТОРИНГА ТЕХНИЧЕСКОГО  СОСТОЯНИЯ ОСНОВНОГО  И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО  ОБОРУДОВАНИЯ ГЭС 

–  –  –

ПРИМЕРЫ РЕАЛИЗАЦИИ И НАПРАВЛЕНИЯ ДАЛЬНЕЙШЕГО

РАЗВИТИЯ ЭКСПЕРТНЫХ СИСТЕМ ПАО «КРАСНОЯРСКАЯ ГЭС»

Управление любым энергообъектом, включая все его звенья, подчинено единой цели - обеспечению надежной и экономичной работы при рациональном расходовании энергоресурсов и при бесперебойном энергоснабжении потребителей электроэнергией требуемого качества .

Обеспечение энергобезопасности сегодня является наиважнейшей задачей для такого крупного узла энергосистемы России, каким является Красноярская ГЭС .

В решении этой задачи все большую помощь начинают оказывать современные IT-технологии, и в частности применение экспертных систем .

В 1950 году английский математик Тьюринг поставил вопрос «могут ли машины думать?». В те времена предположение «да, через 50 лет» Тьюрингу показалось вполне осуществимым .

Экспертная система (ЭС) - интеллектуальная компьютерная программа, которая может давать советы, консультировать, проводить анализ и ставить диагноз на уровне специалиста в некоторой узкой предметной области .

Одними из областей применения экспертных систем являются следующие:

• Диагностика;

• Мониторинг;

• Прогнозирование;

Давайте рассмотрим, как работают ЭС в АСУ ТП на ПАО «Красноярская ГЭС» .

На рис.1 представлена упрощенная схема передачи данных АСУ ТП .

Для объединения промышленных устройств в единую сеть используется промышленная полевая шина DeviceNet, которая предоставляет полноценную инфраструктуру для установления соединений между устройствами с поддержкой полной взаимозаменяемости устройств разных производителей .

Передача данных между контроллерами (PLC) гидроагрегатов, ОРУ и контроллерами ЦПУ осуществляется средствами сети ControllerLink, которая предназначена для систем промышленной автоматизации, в которой участники сети (PLC Omron и компьютеры) могут передавать и принимать пакеты данных большого объема. Достоинства сети: легкое конфигурирование обмена, быстрота ввода в эксплуатацию, детерминированность, большая дальность и живучесть (оптоволокно) .

Данная схема позволяет получать на верхнем уровне все необходимые параметры для экспертных систем .

  Кластер Кластер АРМы IBM IBM ЦПУ vmWare vmWare 

–  –  –

Рис.1 Упрощенная схема передачи данных АСУ ТП Ниже представлены технологические программные комплексы АСУ ТП и их связь (рис.2), установленные на кластерах IBM. Скада система «CXSupervisor» является одним из основных программных продуктов, который позволяет получать, обрабатывать данные с PLC .

В структуре сетей АСУ ТП предусмотрена возможность получать данные с ГРАРМ (КППУЗ), а также с ЭГР через OPC-сервер и телемеханики.

В итоге получаем более трех источников данных, что позволит нам:

• проводить достоверизацию данных АСУТП по прямым и косвенным алгоритмам;

• контролировать работоспособность оборудования;

• проводить мониторинг и диагностику возникающих неисправностей оборудования;

Одно из применений ЭС на ГЭС является программный комплекс «Визуализация технико-энергетических показателей» (ВТЭП). ВТЭП включает в себя серверную часть, в которой производится диагностика и расчет технологических показателей станции и клиентскую – визуализация данных на рабочих местах сотрудников (АРМ). Средствами и силами АСУ ТП было разработано программное обеспечение для расчета показателей отработанного ресурса и определения критерия необходимости капитального ремонта электрической части элегазовых выключателей (HECS-130L) на базе ВТЭП.

Основными аспектами для внедрения проекта послужили:

 

• Ведение журнала фиксации количества отключений выключателей ЗРУ-15,75кВ HECS-130L и отключаемых ими токов .

• Расчет ресурса (гарантийная ответственность ограничена правильностью подсчета оставшегося ресурса выключателя) .

• Контроль достижения 25% оставшегося ресурса выключателя .

• Выдавать необходимую экспертную оценку и сигнализировать о превышении допустимых эксплуатационных параметрах .

–  –  –

Рис.3 Структура работы проекта  

Реализация проекта позволила достичь:

• повышение точности расчета показателей износа генераторных выключателей;

• снижение рисков аварийных отказов выключателей;

• возможность применения процедуры учета для других выключателей станции (ОРУ-220/500 кВ);

• исключение ошибок в расчетах;

• фактический зарегистрированный экономический эффект от внедрения около 17 млн. руб. (мини-проект Красноярской ГЭС № 391-86-4.44/0010/1 от 03.07.2012);

Также на платформе «ВТЭП» планируется разработать следующие модули, которые должны стать элементами ЭС:

• Журнал заявок на ремонт

• Особенности оборудования

• Ведение графика нагрузок (ПБР)

• Ведение водного режима Стоит отметить, что наиболее важным на данный момент является подход к концепции создания и разработке диагностических систем. Например, таких как системы виброконтроля гидроагрегатов, которые будут осуществлять анализ функционального состояния оборудования, обнаруживать нарушения в технологическом процессе (в реальном времени, прогнозировать) и давать им экспертную оценку на базе самых передовых технологий. Применение правильной стратегии эксплуатации и диагностики позволит:

• предотвратить внезапные аварийные ситуации и сократить количество вынужденных остановов

• увеличить срок межремонтного периода;

• уменьшить продолжительность плановых ремонтов;

Для достижения данных целей на Красноярской ГЭС в системе виброконтроля будет использоваться открытый формат хранения данных СУБД .

Что в свою очередь позволит использовать для анализа данных не только прикладное ПО, но и любое другое ПО, для статистической обработки, где присутствует очень большой набор алгоритмов аналитики. Например IBM SPSS - бывший Statistica - позволяет обрабатывать большие численные массивы данных, вычислять дисперсии-отклонения, строить графики аппроксимации по имеющимся точкам, обнаруживать "скрытые" зависимости в массивах данных, а также строить прогнозы. Им можно "прогнать" базу параметров вибромониторинга за большой период времени. Как минимум, это даст дополнительный механизм контроля точности (выявление и исключение ошибок, связанных с собственными колебаниями, вычисление поправок для разных режимов и т.п.) а как максимум - дополнительное средство прогнозирования износа .

В заключении хочется отметить, что из практического применения ЭС на ПАО «Красноярская ГЭС» можно прийти к выводу что, ЭС необходимы на станциях такого уровня .

  Накопленная статистическая информация данных систем позволит добиться не только большого экономического эффекта, но и увеличения надежности и энергобезопастности как энергообъекта, так и всей энергосистемы в целом .

Развитие экспертных систем в конечном счете должно привести к ремонтам по состоянию электрооборудования, что явится революционным прорывом в сфере обслуживания основного оборудования электростанций.      УДК 621.224.35

–  –  –

Ключевые слова: вибрация, частота, турбина, генератор, vibration, frequency, turbine, generator .

Вибpaция гидpoaгpегaтa является кoмплекcным пoкaзателем, oпpеделяющим нaдежнocть, экoнoмичность и мaневpеннocть oбopудoвания .

B этoм показателе нахoдят свoе oтражение обocнoванность принятых в прoекте конструктoрских решeний по гидроaгрегату; кaчество его изготoвления, мoнтажа и ремoнта; рeжимные услoвия рабoты aгрегата. Из всех видoв энергетическoго оборудoвания гидрoагрегаты обладaют наибoлее высoкими показaтелями нaдежности; кoэффициент их готoвноcти доcтигает 0,930,95. Исследoвание вибрaционных хaрактеристик действующиx гидроагрегатoв является всегда aктуальным, так как нaправлено на пoвышение техническoго урoвня оборудoвания. Поэтoму вибрaционные испытания гидроагрегaтов выпoлняются всегдa на всех дейcтвующих ГЭC .

Вибрaции гидрoагрегатов oпределяются тремя фaкторами: прирoдой и урoвнем действующиx динамическиx сил; жесткoстью опoрных закpеплений;

констpуктивной схемой мaшины. Oсновной объем работ по вибрационным исследованиям гидроагрегатов свoдится к диагностике только общегo уровня вибраций опoрных узлoв и выделению в лучшем случае двух-трех сoставляющих кoлебаний. Вместе с тем ни одна силoвая мaшина не имеет такoго широкoго частотногo спектрa вибрaций, колебания лежат в диапазоне частoт меньше 1,0 Гц до частот, исчиcляемых сoтнями Гц, а с учетoм кавитационныx явлeний и кГц. Этo связанo с эксплуатaцией гидроагрегaтов на различных режимaх, каждый из котoрых харaктеризуется свoей прирoдой гидродинaмических сил .

При рабoте гидрoагрегата кoлебания его oпорных узлoв прoисходят с рaзличными чaстотами, связaнными с разными вoзмущающими силaми, имеющими рaзличную прирoду.

Рассмoтрим отдельно каждую из сoставляющих cил:

a) Низкoчастотные вибрaции «жгутовoго» прoисхождения .

Низкочастотные кoлебания обуслoвлены действием гидравлических сил (частотой в 35 раз ниже оборoтной), фoрмируемых на рабoчем колесе гидрoтурбины. Схoдящий с выхoдных кромок лoпастей закрученный поток   образует за рабочим колесoм кoнцентрированный «жгут», котoрый имеет форму винтовoй спирaли и обязaтельно замыкается свoим концoм на стенках или дне отсаcывающей трубы .

b) Вибрaции с частoтой 0,5 foб .

Их пoявление в спектре вибраций пoдшипников свидетельcтвует об ослaблении крепежа дaнного узла. Диагнoстическим признаком этoго дефекта обoрудования является присутcтвие расcматриваемой составляющей на всех режимах рабoты агрегатa, включая oптимальные по КПД мощнoстные нaгрузки .

c) Динaмические силы и вибpации оборотнoй частоты foб .

Эти колeбания являются наиболeе частой причинoй пoвышенных вибраций опoрных узлов гидромашин и вызываютcя динaмической неуравновешенноcтью ротoра агрегатa (турбины и генератора), котoрая может иметь мехaническую, элeктрическую и гидрaвлическую прирoду .

Причинами вoзникновения сил механическoго происхoждения могут быть несоосность турбиннoго и генератoрного валов, неуравнoвешенность масс на рoторе агрегата, излoм линии вала во флaнцевом cоединении .

Электрическaя неуравновешеннoсть генератoра вызывается виткoвым замыкaнием пoлюсов или неправильнoй формoй ротора .

Гидравличеcкая неурaвновешенность туpбины вызывaется технoлогическими отклoнениями в лoпастной системе (по углу выхода лопастей, шагу лoпастей, расстoянию в свету по выхoдным крoмкам лопастей) .

d) Вибрации двoйной оборoтной частоты 2foб .

Подoбные вибрации вызываются разными причинaми:

неравномернoстью зазoра в подшипникаx; различной жесткoстью пoдшипников по рaзным напрaвлениям; несоосностью валов турбины и генератора; фoрмой статoра генератoра .

e) Вибрации лoпастной fлоп и двoйной лопастнoй 2 fлоп чaстот .

Вибрaция лoпастной частoты вызываeтся взаимодeйствием гидравлическoй постояннoй cилы со стороны прoточного трaкта и лoпастной системы колеcа и может формироватьcя от двух фактoров:

- неравнoмерностью зазоров в лaбиринтных уплoтнениях РО колес;

- неравнoмерностью подвoда воды к рабочeму кoлесу со стoроны спирали .

f) Вибрaции лопатoчной частoты fлопaт .

Данные ввибрации вызываются шаговой неравномерностью потока за лопатками направляющего аппарата. Близкoе располoжение лопатoк направляющегo аппаратa к рaбочему колесу РО туpбины приводит к тому, что фоpмируемая им неравномеpность потока дохoдит до лoпастной сиcтемы и навoдит в ней динaмические напряжения частoтой fлопат .

g) Вибрации сегментнoй частoты fсегм .

Вибрaции cегментной частoты на исправнoм агрегaте должны передавaться только в oсевом направлeнии. Они являютcя диагнoстическим признакoм состoяния зеркала пoдпятника .

 

h) Вибрaции, вызываемые удaрными нaгрузками .

При рабoте реактивных гидрoтурбин на мaлых мощностях угол выхода потока с лопаток нaправляющего aппарата не сoгласoван с углом развoрота лопасти рабочегo колесa. В результaте этого на машину дейcтвуют удaрные гидравличеcкие нaгрузки, котоpые вызывaют вибрации агрегатa в оcевом и поперечном напрaвлениях с сoбственными частотами .

i) Высокочастoтные вибрации .

Высокочастoтные гидродинaмические нагрузки играют оснoвную роль в накoплении усталоcтных явлений в металле рaбочих колес и ослаблении крeпежа опoрных конструкций турбин. Oни генeрируются схoдом вихрей (вихри Кармaна) с лoпастей рабoчего колеса, лопаток напрaвляющего аппарата, колoнн статора .

Оснoвным направлением улучшeния вибpационного состoяния действующих гидроагрегaтов является снижeние динaмических нагрузок на опорные узлы. Расcмотрим способы пoвышения вибрациoнной надежности гидроагрегатов .

1) Снижение низкочастoтных гидравлических нагрузок «жгутовoго»

происхoждения .

Утoчнение зoны недoпустимых режимов с пульcациями потока «жгутoвого» происхoждения является наибoлее прoстым решением, которое ведется по двум направлениям:

• устанoвка под рабoчим колесoм стабилизирующиx устройств, разбивaющих вращaющийся «жгут» пoд рабочим кoлесом;

• впуск вoздуха в напoрную часть гидротурбины .

2) Cнижение динaмических нагрузoк оборотной частoты .

Эти нaгрузки являются наибoлее частoй причиной повышенных вибраций опoрных узлов (напрaвляющих пoдшипников) гидрoагрегатов .

Механичеcкая неуравнoвешенность ротoра генератoра и рабочего колеcа турбины .

Ротoр генераторa после завoдской сборки прaктически всегда имеет механичеcкий небаланс, котoрый выявляeтся в пускoвой периoд эксплуатaции и пoдлежит устрaнению спосoбом балансировки .

Электричeская неуравновешеннoсть ротoра генератора .

Причинoй электрической неуравнoвешенности ротора генератора может быть нaличие короткозaмкнутых полюсoв или неравнoмерность формы роторa агрегата .

Гидравличeский небалaнс рабочих колеc .

Существует ряд спoсобов уменьшения динaмической нагрузки от действия гидpавлической неуравнoвешенности рабочих колес:

введение компенсирующей динамическoй силы на рoтор aгрегата путем устанoвки определеннoй массы мехaнических грузов на спицу ротора генератора, обод рабочегo колеса или в обтекатель (1-й спoсоб);

установкa в межлопастной канал РО турбины oбтекаемой плаcтины, создающей компенсирующую гидрaвлическую силу (2-й спoсоб);

  вырaвнивание углoв выхoдa потoка по лопастям колеса (устраняются причины гидрaвлической неуравновешeнности колеса) (3-й спoсоб) .

3) Снижение высокочастотных нагрузок .

Эффeктивным способом бoрьбы с высoкочастотными нагрузками является впуск небoльшого кoличества сжатого воздуха (0,10,2% от расхода воды) в напoрную чaсть турбины .

Выводы:

В статье рассмотрена природа вибрaций гидроагрегатов во всем частoтном диапазoне их пpоявления, раcсмотрены прaктические способы уcтранения (снижения) вибрaций разногo прoисхождения .

Список использованных источников

1. Влaдиславлев Л.А. Вибрация гидроагрегaтов гидроэлектрических станций / Л.А. Владиславлев. - М.: изд. «Энергия». - 1972 .

2. Иванченко И.П. Повышение технического урoвня действующих ГЭС / И.П. Ивaнченко, А.Н. Прокoпенко // Гидротехника.- 2011. - № 3. с.34-51 .

3. Ивaнченко И.П. Анaлиз технического состояния действующего гидроэнергетического оборудования Крaсноярской ГЭC / И.П. Иванченко, А.Н. Прокoпенко // Гидротехника. - 2013. - №3 .

4. Зубaрев Н.И. Исследование гидрoдинамических рaдиальных сил гидротурбин: автореф. дис..канд. техн. наук / Зубaрев Н.И. - Л. - ЛПИ. с .

5. Mechanical Vibration and Shоck Measurement, Broch J.T., Bruel & Kjaer, 1980. p. 370 .

    УДК 620.1.08

–  –  –

АВТОМАТИЗАЦИЯ КОНТРОЛЯ ПЛАНОВЫХ СМЕЩЕНИЙ

ПО СТРУННЫМ ОТВЕСАМ

Под плановыми смещениями понимается отклонение тела плотины от вертикали силы тяжести Земли, по координатам x и y в горизонтальной плоскости. На большинстве отечественных ГЭС для этой цели используются прямые и обратные отвесы. Отвесы представлены на рисунке 1. Они выглядят следующим образом: натянутая грузом 1 (в случае прямого) или поплавком 2 (в случае обратного отвеса) стальная струна 3, размещенная в нутрии вертикальной обсадной трубы 4, проходящей через тело плотины 5 по нескольким сечениям. [2, c. 63] .

Рисунок 1 – Прямой и обратный отвесы

Измерения производятся в специальных помещениях, находящихся внутри галерей плотины с помощью переносных координатомеров в виде микрометров или стационарных измерителей различного принципа действия .

Так же стоит отметить тот факт, что число точек измерения на плотине может достигать 30-40 ед. в зависимости от размеров сооружения [2, c. 63] .

Следует разделить автоматизированные координатомеры на индукционные и оптические так, как координатомеры данных типов наиболее распространены на отечественных ГЭС. Ниже поговорим о преимуществах и недостатках данных координатомерах .

Начнем, пожалуй, с индукционных координатомеров (ИК) так, как они начали применяться ранее оптических. На рисунке 2 показана типовая схема построения ИК .

Рисунок 2 – Схема измерения координат струнных отвесов с помощью индукционного координатомера 1 – струна прямого или обратного отвеса; 2 – труба; 3 – блок катушек преобразователя; 4, 6, 10 – соединительные кабели; 5 – генератор высокой частоты; 7 – активный фильтр; 8 – преобразователь переменного напряжении; 9 – преобразователь напряжение – частота; 11 – компьютер .

При центральном положении струны 1 с координатами x=0, y=0 разбаланс ЭДС, возникающий в катушках 3 равен нулю. При смещении струны относительно начала координат проекции вектора магнитного поля на оси катушек буду изменяться, что и фиксируется прибором .

На принципе измерения в рамках этой статьи подробно останавливаться не будем так, как это довольно большая тема. Отметим лишь общий недостаток ИК это их расположение в пределах рабочей площади сечения обсадной трубы. Это приводит к разбалансу измерительной системы за счет формирования ржавчины и мусора, оседающего сверху из обсадной трубы. И как следствие появляется необходимость периодической градуировки таких преобразователей на специальном стенде .

Теперь рассмотрим оптические координатомеры (ОК). Ниже на рисунке 3 представлена одна из возможных схем построения ОК. Применяемая в приборе ИКСО40 научно производственной компании “ФАЗА” .

  Рисунок 3 – Схема измерения координат струнных отвесов с помощью оптического координатомера Принцип работы прибора заключается в следующем. Изображение струны 1 в отраженном свете источника излучения 2 фокусируется с помощью оптических линз 3 и 8 на фотоматрицы 4 и 9. Под действием считывающих импульсов от генератора 10 с фотоматриц 4, 9 на усилители компараторы 5 и 12 поступает серия импульсных сигналов количество которых определяется шириной изображения струны на плоскости фотоматрицы .

Координата струны привязана к середине этой пачки импульсов с помощью цифровых счетчиков 6 и 13. Преобразователь цифрового интерфейса 7 формирует для линии связи 11 кодовую последовательность удобную для передачи данных .

Рисунок 4- Фотография прибора ИКСО40 фирмы ООО НПК “ФАЗА”   По сравнению с индукционными координатомерами ОК имеют целый ряд преимуществ .

1 – Происходит прямое, а так же бесконтактное преобразование изображения струны в цифровые сигналы .

2 – Устройство не требует особой градуировки при установке .

3 – Как сам прибор, так и результат его измерения в значительной степени менее подвержен воздействию параметров окружающей среды. Это достоинство в свою очередь напрямую сказывается как на сроке службы ОК, так и на промежутках времени между плановым техническим обслуживанием .

Хотелось бы отметить, что большинство индукционных координатомеров не обеспечивают надежность и точность измерений, а так же требуют периодической калибровки .

Для сравнения абсолютная погрешность ИКСО40 - 60 мкм, PI30 Telependulum американской фирмы “RosTest Telemac” ± 100 мкм. [2, c. 63] .

ИКСО40 успешно эксплуатируется на Саяно-Шушенской, Красноярской, Мамаканской и на ряде других ГЭС .

Список использованных источников

1. А.М. Волошин, Г.Я. Шайдуров. О погрешностях измерений уровня воды в гидронивелирах ГЭС. Датчики и системы. 2011, №3 .

С.62-67 .

2. Г.Я. Шайдуров. Автоматизированный контроль гидротехнических сооружений. - Новосибирск: Наука. 2006 - 240 с .

    УДК 620.178.2+620.178.3

–  –  –

НАТУРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ ШПИЛЕК КРУПНЫХ

ГИДРОАГРЕГАТОВ НА СТАТИЧЕСКУЮ

И ЦИКЛИЧЕСКУЮ ПРОЧНОСТЬ

Крепёж в виде шпилек, болтов, гаек и т.д., предназначенный для крепления деталей конструкций и машин, занимает важное место в обеспечении их надёжной и долговечной эксплуатации. Особую актуальность эта проблема приобрела после случившейся в 2009 году аварии на Саяно-Шушенской ГЭС, где при разрушении шпилек была сорвана крышка гидроагрегата №2 .

Согласно экспертизе, выполненной ОАО «ЦНИИТМАШ», было установлено, что разрушенные шпильки М80 были изготовлены из углеродистой стали 35, а их излом имел характер усталостного разрушения. При изготовлении новых шпилек для крепления крышек гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС была выбрана легированная сталь 40Х, а диаметр шпилек был увеличен с 80 до 90 мм. Конструктивное отличие новых шпилек состояло также в наличии сквозного осевого отверстия диаметром 20 мм, предназначенного для контроля их затяга .

В настоящей статье приведены результаты механических испытаний металла шпилек М90 из стали 40Х при статическом и циклическом нагружениях. Основное внимание было уделено испытаниям натурных шпилек М90, а также исследованию влияния масштабного фактора на долговечность и сопротивление шпилек разрушению. Общий вид шпильки М90x4 показан на рисунке 1 .

–  –  –

Как следует из таблицы, происходит многократное (до 16.6 раз) снижение долговечности шпилек М90 по сравнению с модельными шпильками М8 при соответствующих параметрах циклического нагружения .

Выводы 1 При испытании на статическое растяжение натурной шпильки М90 из стали 40Х с гайками из стали 35 происходит цепной срез витков резьбового соединения при нагрузке 2500 кН и среднем напряжении 471.3 МПа, близким к пределу текучести 0.2 = 483 МПа стали 40Х. Несущая способность резьбового соединения может быть повышена при увеличении шага резьбы, увеличении высоты гайки либо путем изготовления гайки из того же материала, что и шпилька – из стали 40Х .

2 Установлено существенное влияние масштабного фактора на долговечность шпилек разного диаметра при циклическом нагружении. Показано, что с увеличением диаметра резьбы от М8 до М90 число циклов до разрушения уменьшается в 4.18 - 16.6 раз. Снижение циклической прочности и долговечности под влиянием масштабного фактора следует учитывать при оценке ресурса натурных шпилек крупных гидроагрегатов .

–  –  –

  УДК 62-799 Д.Р. Клагиш Филиал ОАО «РусГидро»-«Волжская ГЭС»

г. Волжский  

КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОСНОВНОГО

ОБОРУДОВАНИЯ. ВИБРАЦИОННАЯ СИСТЕМА МОНИТОРИНГА

ГИДРОАГРЕГАТОВ В ФИЛИАЛЕ

ОАО «РУСГИДРО»-«ВОЛЖСКАЯ ГЭС»

  Вибрационное состояние гидроагрегата является одним из основных критериев, определяющим его безопасную и надежную эксплуатацию. Закономерное разнообразие конструкций гидротурбин (желание оптимизировать энергетические, кавитационные и прочностные качества гидроагрегата, для уменьшения потерь и увеличения КПД), приводит к разнообразию динамических нагрузок, действующих в их конструкциях .

Нагрузки, действующие на гидроагрегат, как правило, имеют гидравлическое, механическое или электромагнитное происхождение. Так гидравлические нагрузки могут говорить о неравномерном расходе через различные сечения проточной части, об образовании жгутов вследствие ненулевой закрутки потока, о срыве вихрей с кромок лопаточных систем и т. д. Механические нагрузки могут быть связаны с неравномерной установкой сегментов, несовпадением геометрического центра вала с центром тяжести, резонансными явлениями на собственных частотах деталей. Указанное выше многообразие динамических сил приводит к тому, что спектр вибраций в гидротурбинах очень широк, и простирается от долей Герца до сотен Герц .

Поэтому проблемой современной энергетики является также создание эффективного контроля вибрационного состояния гидроагрегатов, находящихся в эксплуатации. Наиболее прогрессивным решением здесь является внедрение на ГЭС систем технической диагностики гидроагрегатов, которые позволяют выявлять дефекты и неисправности оборудования на ранней стадии их развития .

Гидротурбины являются низкооборотными машинами (частота вращения гидроагрегатов Волжской ГЭС – 68,2 об/мин), и потому наибольший интерес при вибрационном анализе их состояния представляет левая часть частотного спектра .

Именно в связи с низкими оборотами гидротурбин оценка их состояния проводится, согласно действующим нормативным документам [1], по виброперемещениям (мкм) – так как именно представление колебательного процесса в виде виброперемещений позволяет подчеркнуть левую часть спектра (низкие частоты). Для анализа средней и правой части спектра (высоких частот) удобнее пользоваться параметрами виброскорости (мкм/с) и виброускорения (мкм/с).     В январе 2013 года была начата реконструкция гидротурбины Волжской ГЭС ст.№21. Шестилопастную гидротурбину типа ПЛ-587-ВБ-930, мощностью 115МВт заменили пятилопастной гидротурбиной типа ПЛВ-930, мощностью 125,5 МВт .

Вибрационное состояние гидроагрегата до и после реконструкции очень наглядно показывает эффективность замены гидротурбины .

Оценка вибрации опорных узлов гидроагрегатов Волжской ГЭС, согласно [1] приведена в таблице 1 .

Таблица 1 – Оценка вибрации опорных узлов гидроагрегатов Волжской ГЭС

–  –  –

Таблица 2 – Оценка биения вала турбинного подшипника для ПЛ-587-ВБ-930 Биение вала турбинного подшипника согласно руководству к эксплуатации турбины ПЛ-587-ВБ-930

–  –  –

Предупредительное и аварийное значение биения вала турбинного подшипника для гидротурбины ПЛ-30/877-В-930 приведены в таблице 3 .

Таблица 3 – Оценка биения вала турбинного подшипника для ПЛ-30/877-ВБиение вала турбинного подшипника для турбины типа ПЛ-30/877-В-930

–  –  –

В январе 2013 года предприятием ООО «Энергомашконтроль» были проведены вибрационные испытания гидротурбины ст.№21 с помощью переносных приборов. Результаты испытаний представлены в таблице 4 .

  Таблица 4 – Результаты измерений уровней вибрации опорных конструкций ГА№21 до реконструкции турбины (ПЛ-587-ВБ-930)

–  –  –

Наглядно видно, что до реконструкции гидротурбины в режимах работы 90-115 МВт присутствовали неудовлетворительные оценки на крышке турбины, и подпятнике, а также предупредительные значения боя вала турбинного подшипника в режимах работы 90-100 МВт. После реконструкции гидроагрегата, вибрационный фон гидроагрегата пришел в норму. Оценка во всех режимах «хорошо» и «отлично» .

Также в Филиале ОАО «РусГидро-Волжская ГЭС» установлена стационарная система виброконтроля фирмы «BentlyNevadaLLC», США (далее BNПо данным стационарной системы виброконтроля, оценка вибрационного состояния гидроагрегата ст.№21 приведена в таблице 7

–  –  –

Следует, что заключения, выданные предприятием ООО «Энергомашконтроль» полностью подтверждаются стационарной системой виброконтроля BN-3500, установленной на гидроагрегатах Волжской ГЭС.На рисунке1 представлен график вибрации крышки турбины гидроагрегата №21 до и после реконструкции по данным ООО «Энергомашконтроль» .

Рисунок 1. Вибрация крышки турбины 21 ГА до и после реконструкции

На шестилопастной турбине ПЛ 587-ВБ-930 (дата ввода в эксплуатацию – 21.09.1960), проработавшей 52 года, наблюдалась повышенная вибрация. Реконструкция турбины на пятилопастную ПЛ-30/877-В-930, позволило снизить вибрацию до допустимых значений (вибрация на крышке турбины по данным BN-3500 снизилась в среднем на 62%), увеличить установленную мощность гидроагрегата, обеспечить надежную и безопасную эксплуатацию гидроагрегата .

  Список использованных источников

1. СТО 70238242.27.140.001-2011 «Методики оценки технического состояния основного оборудования» .

2. Руководство по эксплуатации турбины гидравлической ПЛ 30/877-В-930 .

3. Руководство по эксплуатации турбины гидравлической ПЛ-587ВБ-930 .

    УДК 620.9+621.311+004 <

–  –  –

ИНФОРМАЦИОННАЯ СИСТЕМА МОНИТОРИНГА

ОСНОВНОГО ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Необходимыми условиями безопасной эксплуатации оборудования являются эффективное оперативное управление работающим оборудованием и своевременное проведение технического обслуживания, ремонтов, реконструкций и модернизаций .

Для проведения анализа и принятия оптимальных решений по управляющим воздействиям на оборудование одной из важнейших функций является сбор, систематизация и первичная обработка информации о состоянии энергетического оборудования ГЭС. Это задача ставится перед разрабатываемым в ОАО «РусГидро» (далее Компания) в настоящее время Универсальным Диагностическим Комплексом (далее – УДК). Согласно концепции УДК, изложенной в документе: «Технический проект программноаппаратного комплекса «Универсальный диагностический комплекс» в части подсистемы сбора, обработки и хранения значений параметров состояния оборудования», фрагмент принципиальной схемы УДК представлен на рисунке 1 .

Таким образом, УДК предполагает сбор следующей информации об основном оборудовании3:

• результаты мониторинга состояния оборудования, проводимого в процессе обходов, осмотров;

• результаты инструментальных измерений значений параметров состояния оборудования;

• данные систем АСУ ТП, телемеханики, регистрации аварийных событий и другие .

Если для проведения мониторинга оборудования оперативной службой ГЭС, для сбора данных от АСУ ТП, телемеханики и др. на данный момент установлено или устанавливается достаточное количество информационных систем, то информационная система для сбора и первичной обработки результатов инструментальных измерений на станциях Компании отсутствует .

Существенным является тот факт, что до недавнего времени эти работы, как правило, проводились сторонними организациями .

–  –  –

Представляемая информационная система предназначена для ввода и обработки результатов инструментальных измерений, произведенных во время останова оборудования .

Основой системы является электронный реестр основного оборудования ГЭС, представленный в виде иерархической структуры. Декомпозиция оборудования производится в соответствии с системным классификатором Компании. Уровень декомпозиции определяется задачей систематизации хранения и обработки результатов инструментальных наблюдений .

Предполагается интеграция данной информационной системы с ИС MAXIMO в части состава оборудования и информационной шиной данных в части значений контролируемых параметров (рис. 1) .

Основные функции системы:

• ведение электронного реестра основного энергетического оборудования;

• ведение электронных технических паспортов основного оборудования;

• ведение электронных журналов для ввода и хранения результатов визуального и инструментального контроля технического состояния оборудования, о проведенных на этом оборудовании воздействиях;

 

• развитая поисковая подсистема;

• генерация отчетных материалов в виде документов MS Office;

• авторизованный вход Пользователей, позволяющий предоставлять разделенный уровень доступа к данным .

Рассмотрим подробнее основные функции системы .

Ведение электронного реестра основного энергетического оборудования .

На основе системного классификатора Компании при установке системы формируется электронный реестр основного оборудования ГЭС с требуемым уровнем декомпозиции.

Далее с этим реестром можно производить следующие операции:

• списывать4 или добавлять новое оборудования;

• производить операции перемещения оборудования и элементов оборудования (например, перемещать трансформаторы в требуемую трансформаторную группу или перемещать вводы на трансформаторах);

• привязывать к оборудованию или элементу оборудованию любые электронные документы, включая фотоматериалы .

Ведение электронных технических паспортов основного оборудования .

Электронные технические паспорта основного оборудования состоят из статической части (заводские и проектные характеристики) и динамической части (сведения о проведенных ремонтах, реконструкциях и заменах; об авариях и нештатных ситуациях, выявленных дефектах; сведения о продлении срока службы) .

Статическая часть паспорта заполняется интерактивно. Наполнение динамической части происходит автоматически из электронных журналов .

Кроме того имеется возможность привязать к каждому паспорту любые электронные документы (векторные чертежи, растровые схемы и т.д.) .

Технический паспорт по запросу Пользователя можно автоматически выпустить в виде документа MS Word .

Одной из основных функций системы является ввод, хранение и обработка данных о результатах инструментального контроля технического состояния оборудования .

Для занесения информации о результатах инструментального контроля, проводимого во время периодических измерений, испытаний и обследований, предусмотрен типовой электронный журнал испытаний.

В данном журнале возможно проведение следующих операций:

• занесение общей информации по испытанию (указывается единица оборудования, ее элемент, период проведения и т.д.);

                                                             При списании оборудования в системе сохраняются все данные об этом оборудовании .

   

• занесение первичных данных измерений;

• автоматизированный пересчет первичных данных в физические величины (контролируемые параметры);

• выпуск протоколов;

• представление данных в графическом виде .

Ввод данных в журнал испытаний может осуществляться интерактивно, либо информацию можно ввести, импортировав данные из документа Excel .

Такой способ ввода данных будет актуален, например, при выполнении испытаний сторонними организациями. При подготовке к испытаниям силами системы по запросу Пользователя автоматически формируется вводная форма в виде документа Excel. Организация, которая проводит испытания, заполняет в электронном виде эту вводную форму и передает ее для импорта в системе .

Кроме протоколов по отдельным видам инструментального контроля система может подготавливать отчеты, в которых объединены результаты нескольких видов испытаний. Примером могут служить ведомости, в которых сведены данные испытаний, выполненных до и после ремонта .

Генерация отчетов .

В системе предусмотрена возможность генерации различных типов отчетов. Эти отчеты условно можно разделить на следующие категории:

• утвержденные на станции официальные формы отчетности;

• технические паспорта оборудования;

• отчеты со сводной информацией по дефектам, назначенным мероприятиям, результатам проведенного контроля состояния;

• отчеты для внешних пользователей в лице Управляющей Компании, экспертов, надзорных органов и т.д .

Информационная система была разработана в 2011-2012гг. и в качестве пилотного проекта установлена в 2013 г. на Новосибирской ГЭС .

В заключении, хотелось бы подчеркнуть некоторые возможности станционной системы, которые являются на сегодняшний день наиболее актуальными:

• разработанная информационная система имеет возможность интеграции с ИС Maximo;

• существенным облегчением для персонала станции является автоматизация сбора и первичной обработки результатов инструментальных измерений и автоматизация составления протоколов, сводных ведомостей и т.п.;

• интерфейс системы позволяет настраивать удобные вводные формы для занесения результатов инструментальных измерений применительно к конкретным методам контроля состояния оборудования для конкретной станции .

  УДК 627.8

–  –  –

ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИЧИН

ВОЗНИКНОВЕНИЯ НИЗКОЧАСТОТНЫХ

АВТОКОЛЕБАТЕЛЬНЫХ ПРОЦЕССОВ

В ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ГИДРОАГРЕГАТОВ

Как показывает международный и отечественный опыт эксплуатации гидроагрегатов, одной из наиболее распространенных причин аварийных ситуаций являются низкочастотные пульсации потока в проточной части гидротурбин. Наиболее интенсивно эти процессы протекают в мощных агрегатах с радиально – осевыми турбинами .

Как известно, максимальный уровень низкочастотных пульсаций происходит примерно при 40% - 60% номинальной нагрузки такого гидроагрегата, то есть в середине его регулировочного диапазона. Это явление приводит к тому, что мощные высоконапорные ГЭС не способны к полноценному регулированию частоты и мощности в энергосистеме. Кроме того, любое включение – отключение гидроагрегата с выходом на базовый режим неизбежно сопровождается проходами через нерекомендованные зоны работы .

При проходе таких зон в проточной части появляются значительные пульсации давления, сопровождающиеся кавитацией и гидравлическими ударами .

Возрастают динамические нагрузки, возникают колебания электрической мощности и повышенная вибрация. В результате этих явлений снижается КПД, и происходит ускоренный износ оборудования .

Гидроагрегаты с радиально-осевой турбиной имеют нерекомендованные зоны работы при 30-70% номинальной мощности. Физическая природа пульсаций давления и повышенной вибрации непонятна до сих пор. Работа агрегата в таких зонах не рекомендована и даже запрещена, рисунок 1. Устранение условий самовозбуждения таких автоколебаний должно обеспечить устойчивую работу гидроагрегата во всём диапазоне активной мощности .

При этом снижаются динамические напряжения, увеличивается срок службы и повышается КПД агрегата, что в конечном счёте приводит к повышению надёжности и безопасности всего гидромеханического оборудования .

Традиционно, наличие пульсаций в гидротурбине объяснялось гидродинамической неустойчивостью потока в отсасывающей трубе под рабочим колесом:

–  –  –

РАЗРАБОТКА ВОПРОСОВ ПРИМЕНЕНИЯ ВОЛОКОННОЙ ОПТИКИ

ДЛЯ МОНИТОРИНГА СОСТОЯНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ГЭС

В связи с постоянно возрастающими требованиями к обеспечению безопасности и надежности объектов гидроэнергетики, повышаются и требования к используемым системам для контроля и мониторинга их состояния, что указывает на актуальность и необходимость проработки вопросов внедрения новой контрольно-измерительной аппаратуры (КИА) и технологий .

Одной из наиболее перспективных современных технологий является волоконно-оптическая (ВО)[1], которая уже нашла широкое применение в различных отраслях промышленности и строительства и активно внедряется в энергетике и гидротехнике. Контрольно-измерительная аппаратура на базе волоконной оптики может использоваться для мониторинга бетонных и грунтовых ГТС, а также основного оборудования ГЭС, включая гидроагрегаты и силовые трансформаторы .

Существующий технический регламент эксплуатации основного оборудования ГЭС подразумевает обязательное оснащение гидроагрегатов стационарными системами мониторинга и диагностики технического состояния, которые обычно состоят из подсистем регистрации режимных параметров агрегата, контроля и оценки его динамических и вибрационных характеристик, термоконтроля и контроля состояния вспомогательных систем агрегата (смазки, охлаждения, дренажа и др.) [2] .

В нормативной документации отражены основные минимальные требования к подобным системам и оговаривается, что состав измеряемых параметров состояния оборудования может быть расширен по усмотрению Заказчика [3].В настоящее время наблюдается устойчивая тенденция к увеличению требуемого числа измеряемых параметров в технических заданиях на создание новых или модернизацию существующих систем мониторинга и диагностики состояния гидроэнергетического оборудования .

Исходя из последних требований на системы мониторинга и диагностики крупных агрегатов ГЭС ОАО «РусГидро», число измерительных каналов только по параметрам вибрационного и динамического состояния приближается к 100 на агрегат (при минимальных 10). Если же рассматривать систему мониторинга в целом, включая контроль температуры и состояния вспомогательных систем агрегата, то число точек контроля может достигать 500 и более .

Учитывая постоянно растущие требования, особенно в части увеличения числа измерительных каналов различных параметров состояния машин,   можно констатировать актуальность разработки современных систем мониторинга состояния гидроэнергетического оборудования на новом техническом уровне с применением технологии волоконной оптики .

ОАО «ВНИИГ им. Б.Е.Веденеева» поддерживает партнерские отношения с отечественным производителем ОАО «Пермская научнопроизводственная приборостроительная компания» (ОАО ПНППК), имеющим большой опыт производства оптических волокон и компонентов на их основе. Компания активно ведет направление волоконно-оптических датчиков, что особенно актуально в настоящее время с учетом действующей политики по импортозамещению .

Освоен серийный выпуск большой номенклатуры различных волоконно-оптических датчиков, сертифицированных должным образом, измеряющих деформацию, температуру, углы наклона, уровень и давление жидкости, линейные перемещения, вибрацию, кавитацию, которые нашли широкое применение, как на промышленных, так и на гражданских объектах и сооружениях благодаря своим уникальным свойствам. Все выпускаемые датчики имеют сертификат ГОСТ Р и обладают всей необходимой нормативнотехнической документацией. Планируется их внесение в реестр средств измерений .

На сегодняшний день имеются все технические возможности для разработки и создания практически однородной системы мониторинга гидроагрегата на базе отечественной волоконно-оптической аппаратуры, отвечающей всем современным требованиям (рис. 1) .

Основные преимущества системы мониторинга на базе ВО:

полная помехозащищенность датчиков и каналов передачи сигнала, оптимально подобранный диапазон измеряемых величин и соответствующей точности датчиков, исключительная компактность каналов передачи сигнала и простота их коммутации, унифицированность выходного оптического сигнала с различных датчиков и возможность применения единого устройства системы опроса, применение современной, перспективной и динамично-развивающейся технологии, продукция которой характеризуется массовостью производства и тенденцией к постоянному удешевлению .

Предлагаемая система, при стоимости, сопоставимой с аналогичными традиционными решениями, будет отвечать всем предъявляемым требованиям, и во многом превосходить их .

Помимо ряда эксплуатационных преимуществ подобной системы, волоконно-оптическая технология позволяет обеспечить более простую установку, коммутацию и обработку сигнала большого числа точек измерения различных параметров, характеризующих техническое состояние гидроагрегата, с минимальными затратами, что в целом направлено на увеличение достоверности мониторинга и диагностики гидросилового оборудования с одновременным снижением инвестиционных затрат на оснащение оборудования такими системами и эксплуатационных затрат на их обслуживание .

Рис. 1 Пример возможного оснащения гидроагрегата ВО КИА

Волоконно-оптические датчики для мониторинга состояния силовых машин довольно широко применяются в мировой практике энергетического машиностроения, в частности в ветроэнергетике [4] .



Pages:   || 2 | 3 |



Похожие работы:

«SAPE-KIT Комплект для использования ALT2000 в режиме SAPE для одиночных испытаний Руководство пользователя SAPE-KIT для ALT2000 Программа о SAPE-Kit обеспечивает удаленное управ...»

«Порше Центр Тольятти • 445024 • Тольятти • Революционная, 82 ООО "Премьер-Спорт"Получатель: PC Togliatty/Samara (Premier Sport), Революционная, 82 445024 Тольятти 445024 Тольятти Телефон: +7-8482-502911 Ул Революционная 82 Телефакс: +7-8482-502911 Email:...»

«Порше Центр Краснодар • 350015 • Краснодар • Новокузнечная, 34/1 ООО "Премиум Кар"Получатель: PC Krasnodar (Premium Car) Новокузнечная, 34/1 350015 Краснодар 350015 Краснодар Телефон: +7-861-255-30-30 Ул Новокузнечная 34/1 Телефакс: +7-861-253-88-08 Email: i...»

«"Allplan BIM на службе всех участников строительного процесса" Allbau Software GmbH, Берлин Владимир Шкатов, директор Photo: marcwinkel.de Nemetschek Allplan / Allbau Software GmbH Nemetschek Allplan System Gm...»

«ГХУДАРСТВЕННЫЙ ПРОИЗВОДСТВЕННЫ КОМ Й ИТЕТ П ТРАНСПОРТНОМ СТРОИТЕЛЬСТВУ СССР О У ГЛАЕГРАНСПРОЕКТ ГПИ С0ЮЗД0РПР0ЕКТ УКАЗАНИЯ П ИНЖ О ЕНЕРНО ГЕОЛОГИЧЕСКИМ ОБСЛЕДОВАНИЯМ ПРИ ИЗЫСКАНИЯХ АВТОМ ОБИЛЬНЫ ДОРОГ Х П. Инженерно-геологич...»

«АВТОМАТИЗИРОВАННЫЙ ТЕПЛОВОЙ ПУНКТ "ВЗЛЁТ АТП" РУКОВОДСТВО по сервисному (техническому) обслуживанию "Взлет АТП" Система качества имеет сертификаты соответствия ISO 9001 ® THE INTERNATIONAL CERTIFICATION NETWORK Россия Санкт-Петербург 1. Введение 1.1....»

«www.elemer.ru Научно-производственное предприятие ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ ДАВЛЕНИЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ АИР–10L Руководство по эксплуатации НКГЖ.406233.024РЭ 2009 СОДЕРЖАНИЕ 1. Введение 2. Описание и работа 2.1. Назначение изделий 2.2. Технические характеристики 2.3. Обеспечение взрывозащищенности 2.4. Устройство и работа 2.5. Маркировка 2.6. Упаковка...»

«ЗАПРОС ПРЕДЛОЖЕНИЙ РАЗМЕЩЕНИЕ МАГАЗИНА ЭЛЕКТРОННЫХ УСТРОЙСТВ И АКСЕССУАРОВ АЭРОПОРТ "ПУЛКОВО" САНКТ-ПЕТЕРБУРГ Опубликовано: ООО "Воздушные Ворота Северной Столицы" (ВВСС) Дата публикации: 05 июля 2016 г. Срок для направления вопросов...»

«Общество с ограниченной ответственностью "Автомобильный завод "ГАЗ" (ООО "Автозавод "ГАЗ") "УТВЕРЖДАЮ" И.о. руководителя ЦКГА ООО "ОИЦ" Д.В. Аросланкин "_" октября 2016 г. АВТОМОБИЛЬ РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ С41R11-3902010 РЭ Четвертое...»

«МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ (МГС) INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION (ISC) ГОСТ МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ 26877СТАНДАРТ M ЕТАЛЛ О П РОДУ КЦИЯ Методы измерений отклонений формы Издание официальное Москва Стандартинформ переселение граждан ГОСТ 26877—2008 Предисловие Цели, основные п...»

«I Ф орма ГОСТ РВ 8.560-95 Приложение Д (обязательное) сог Измерительный информационный Внесен в Государственный реестр среде 1в измерений комплекс (ИИК) МО52 Аппаратура М052 Регистрационный № /ё„9 (наименование СИ и обозначение гина) Выпускается по техническим условиям Хд1.456.366 ТУ. (обозначение стандартов, техничеких условий) Назна...»

«СТО НОСТРОЙ 2.33.53-2011 НАЦИОНАЛЬНОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ СТРОИТЕЛЕЙ СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ Организация строительного производства.СНОС (ДЕМОНТАЖ) ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ СТО НОСТРОЙ 2.33.53-2011 Издание официальное (окончательная редакция) Общество с ограниченной ответственностью "Центр научных исследован...»

«1 Протокол № ЗКЭФ-АХО-11 Заседания Единой комиссии Заказчика (АО "КСК") г. Москва 17 марта 2016 г. Заказчик: Акционерное общество "Курорты Северного Кавказа" 1 . (далее АО "КСК", ИНН 2632100740).На заседании Единой комиссии присутствовали: 2. Исаев Се...»

«Руководство по эксплуатации Combair SE | SEP Духовая печь Благодарим за покупку нашего изделия. Приобретенное устройство соответствует самым высоким требованиям и отличается простотой управления. Тем не менее, следует внимательно ознакомиться с данным руководством по эксплуатации. Знание принципов работы и возможностей устройства позволит...»

«Бачмага А.А., ст. преподаватель Методические указания по созданию и оформлению курсового проекта по дисциплине “Схемотехника” для специальностей КРб, РО 1 Последовательность создания курсового проекта 1.1 Тема и техническое задание Тема курсовог...»

«231 УДК 541.183.2:543.422 Обобщенные критерии элюирующей способности растворителей в высокоэффективной жидкостной хроматографии Рудаков О.Б. Воронежский государственный архитектурно-строительный...»

«Печи банные ФЕРИНГЕР ПАСПОРТ И РУКОВОДСТВО ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ Благодарим вас за то, что вы оказали предпочтение нам, выбрав продукцию завода "Ферингер и К" которая по своим техническим данным и дизайну представляет собой значительный шаг вперед по сравнению с традиционным банным и отопительным оборудованием. За время существ...»

«Гравировально фрезерный станок с ЧПУ-управлением CNC-1325AL/Моделист1530AL/Моделист2030AL. Руководство по эксплуатации. Интернет магазин "ЧПУ Моделист", г.Краснодар, тел. +7-900-279-52-30, www.cncmodelist.ru СОДЕРЖАНИЕ: 1. Общие сведения 3 2. Комплект поставки 3 3....»

«ГОСТ 2 4 0 9 -9 5 (И С О 5 0 1 7 -8 8 ) М Е Ж Г О С У Д А Р С ТВ ЕН Н Ы Й СТАНДАРТ ОГНЕУПОРЫ М ет о д оп р еделен и я к аж ущ ей ся п л отн ости, откры той и общ ей п ор и стости, водопоглощ ения Издание официальное МЕЖГОСУ...»

«Встраиваемая стеклокерамическая варочная поверхность СОДЕРЖАНИЕ MCH64 767F/FW/S X /A N /R W Меры предосторожности Описание прибора Панель управления Перед первым использованием варочной панели Использование варочной пан...»

«1 Протокол № ЗКЭФ-АХО-10 Заседания Единой комиссии Заказчика (АО "КСК") г. Москва 29 марта 2016 г. Заказчик: Акционерное общество "Курорты Северного Кавказа" 1. (далее АО "КСК", ИНН 2632100740).На заседании Е...»

«1 СОДЕРЖАНИЕ Введение..3 1. Аналитический обзор литературы..6 1.1 Пауэрлифтинг как вид спорта 1.2 Техническая подготовка пауэрлифтеров 1.3 Техника становой тяги в пауэрлифтинге 2. Методы и организация исследования..24 2.1 Методы иссл...»

«РОСЖЕЛДОР Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Ростовский государственный университет путей сообщения" (ФГБОУ ВО РГУПС) ПРОГРАММА 75-й СТУДЕНЧЕСКОЙ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКОЙ КОНФЕРЕНЦИИ (факультет "Информационные технологии управлени...»




 
2019 www.mash.dobrota.biz - «Бесплатная электронная библиотека - онлайн публикации»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.