Рекомендации по обследованию гидроэнергетического оборудования гидроэлектростанций Республики Казахстан при их реконструкции и техническом перевооружении

Председателя Комитета государственного энергетического надзора Министерства индустрии и новых технологий

Республики Казахстан

от «24» ноября 2010 года

№134-П

Рекомендации

по обследованию гидроэнергетического оборудования гидроэлектростанций Республики Казахстан при их реконструкции и техническом перевооружении

Содержание

		Введение		1
1		Общие положения		2
2		Энергетическая эффективность		3
3		Анализ состава оборудования, условий и режимов работы ГЭС		4
4		Оценка состояния технического учета и отчетности		5
5		Определение энергетической эффективности		5
6		Составление энергетического баланса		6
7		Разработка мероприятий по энергосбережению		7
8		Оформление результатов энергетического обследования		8
Приложение 1.			Энергетический паспорт гидроэлектростанции	9
	Библиография			12

Введение
В настоящих Рекомендациях по обследованию гидроэнергетического оборудования гидроэлектростанций Республики Казахстан при их реконструкции и техническом перевооружении (далее – Рекомендации) приведены объем и последовательность энергетических обследований гидроэлектростанций (ГЭС), а также перечень материалов, представляемых по их окончании.

Настоящий документ рекомендуется для исполнения предприятиями и объединениями, имеющими в своем составе гидроэлектростанции, а также организациями, производящими энергетические обследования ГЭС.

Энергетические обследования проводятся в соответствии с Законом Республики Казахстан “Об электроэнергетике” от 17 июля 2004 года и “Правилами проведения энергетической экспертизы организаций”, утвержденных приказом от 10 сентября 2004 года N 214 в целях упорядочения энергетического обследования организаций Республики Казахстан.
1. Общие положения
1.1. Основные задачи энергетических обследований гидроэлектростанций:

- определение фактических значений критериев энергетической эффективности и сравнение их с нормативными значениями;

- установление степени эффективности использования стока воды на ГЭС;

- разработка мероприятий по повышению энергетической эффективности ГЭС.

1.2. Виды энергетических обследований гидроэлектростанций:

- первичное;

- периодическое (повторное);

- внеочередное;

- локальное.

Согласно [7] обязательным энергетическим обследованиям подлежат ГЭС мощностью более 5 МВт.

1.3. Первичное энергообследования проводятся на вновь вводимых в эксплуатацию, а также на эксплуатируемых ГЭС, не прошедших энергообследование, с целью составления энергетического паспорта ГЭС, энергетического баланса, а также анализа составляющих затрат энергии на ГЭС и разработки предложений по их снижению [7].

1.4. Периодическое обследования проводятся для оценки динамики эффективности использования стока воды на ГЭС, с уточнением, по результатам обследований, энергетического баланса и энергетического паспорта. При этом рекомендуется учет материалов ранее выполненных обследований, объема и полноты ранее разработанных рекомендаций, направленных на повышение энергетической эффективности работы ГЭС [7].

1.5. Внеочередное обследования проводятся в случае изменений условий работы ГЭС в энергосистеме, режимов работы гидроагрегатов или водноэнергетических режимов [7].

1.6. Локальные обследования рекомендуются для:

- отдельного гидроагрегата в случае его модернизации или замены оборудования;

- потребителей собственных нужд при изменении состава потребителей, схемы электропитания, схемы первичных соединений.

1.7. Для установления энергоэффективности рекомендуется использование нормативных энергетических характеристик гидроагрегатов и ГЭС, определяемых в соответствии с [3], а для определения фактических значений энергоэффективности - использование значений измеренных энергетических параметров гидроагрегатов и ГЭС в целом.

1.8. Проведение энергетического обследования рекомендуется в соответствии с рабочей программой, разработанной на основе типовой программы с учетом конкретных условий обследуемого объекта.

1.9. Результаты энергетического обследования - выдача экспертного заключения о степени эффективности использования стока воды на ГЭС и технических предложений, направленных на повышение эффективности использования ГЭС в условиях работы в конкретной энергосистеме.
2. Энергетическая эффективность
2.1. В качестве энергоносителя для ГЭС применяется вода, используемой гидротурбинами при определенном напоре. Мощности водного потока, подведенного к гидротурбинам рекомендуется определять как произведение расхода воды на напор. Как следствие, энергетическая ценность энергоносителя на ГЭС находится в зависимости от напора воды.

В качестве критерия энергетической эффективности использование потока воды, в каждый текущий момент времени, рекомендуется применение коэффициента полезного действия (КПД)  гидроустановки, определяемого отношением величины электрической мощности Р на шинах генератора к величине подведенной мощности N.

2.2. При переменном суточном графике нагрузки ГЭС в качестве среднеинтервального, за промежуток времени Т (например, среднесуточного), значения критерия энергетической эффективности целесообразно использование среднеинтервального значения КПД :
(1)
где: Э - выработка электроэнергии за период времени T;

Q_i, Н_i - текущие значения расхода воды и напора ГЭС за отрезок времени t (t = T/n).

2.3. Определение энергоэффективности производства электроэнергии для внешнего потребления рекомендуется по выражению (1), где Э - количество электроэнергии, отпущенной с шин станции за расчетное время T.

2.4. В силу зависимости КПД гидротурбины от мощности или расхода воды, абсолютное значение КПД не является характеристикой энергетической эффективности использования гидроустановки в конкретных условиях ее работы. В связи с этим рекомендуется сравнение фактического значения КПД с его нормативным значением.

2.5. Определение нормативных среднеинтервальных значений КПД рекомендуется по нормативным энергетическим характеристикам, разработка которых для каждой ГЭС регламентирована [2], а методика разработки предложена в [3].

2.6. Определение среднего за расчетный период (смена, сутки, неделя и т.д.) значения нормативного КПД гидроагрегата (ГЭС) рекомендуется по выражению:

Определение значения мощности Р_i рекомендуется по графику нагрузки, разбитому на n равных промежутков времени.

2.7. В качестве критерия энергетической эффективности целесообразно применение величины определяемой по выражению:
(3)
3. Анализ состава оборудования, условий и режимов работы ГЭС
3.1. По составу оборудования рекомендуется следующие сведения:

- основные технические данные по основному оборудованию (гидротурбины, гидрогенераторы, силовые трансформаторы);

- схема водоподводящих и отводящих сооружений;

- состав основных внешних водопотребителей в верхнем и нижнем бьефах, а также для производственно-бытовых нужд ГЭС;

- состав потребителей электроэнергии на собственные нужды и схема их электропитания;

- схема первичных соединений.

3.2. При анализе состояния оборудования рекомендуется изучение следующих вопросов:

- техническое состояние водоподводящих сооружений, гидротурбинных водоводов и отводящих сооружений в отношении минимизации потерь напора;

- периодичность капитального ремонта гидроагрегатов, наличие инструментальных оценок качества его производства, оценка состояния проточной части гидротурбин;

- наличие контроля комбинаторной зависимости поворотно-лопастных гидротурбин и техническое состояние схемы регулирования комбинаторной связи по напору;

- наличие ограничений минимальной и максимальной мощности гидроагрегатов и техническое состояние устройств ограничения мощности;

- техническое состояние вспомогательного оборудования.

3.3. Рекомендуется проведение анализа эксплуатационных показателей:

- суточных графиков нагрузки ГЭС для различных сезонов года;

- режимов регулирования активной и реактивной мощности;

- наличия и продолжительности работы генераторов в режиме синхронного компенсатора (СК);

- размещения на ГЭС вращающегося резерва и его величина;

- наличия и технического состояния устройств автоматического регулирования активной и реактивной мощности;

- участия ГЭС в первичном и вторичном регулировании частоты;

- среднесуточного числа пускоостановочных операций.

3.4. Рекомендуется проведение анализа водно-энергетических режимов, сезонных, недельных и суточных колебаний уровней верхнего и нижнего бьефов, напора ГЭС, а также влияние регулирования нагрузки на экономичность работы гидротурбинного оборудования.
4. Оценка состояния технического учета и отчетности
Для оценки состояния технического учета и отчетности рекомендуется выполнение следующих мероприятий:

- проверка наличия парка приборов в соответствии с [4, 5], с указанием в отчете типа и класса точности измерительных приборов, используемых для измерения напора, расхода воды, мощности генераторов, выработки и потребления электроэнергии на каждом генераторе, потребления на собственные нужды и отпускаемой с шин станции электроэнергии;

- проверка соответствия действующей на ГЭС системы учета электроэнергии рекомендациям нормативно-технических документов;

- проверка состояния отчетной документации о работе ГЭС;

- проверка наличия нормативных характеристик гидроагрегатов и ГЭС, их подтверждение данными натурных испытаний, анализ обоснованности принятых при расчете поправочных коэффициентов, оценка влияния различных факторов на их стабильность во времени;

- проверка наличия и обоснованности норм потребления воды и электроэнергии на собственные нужды.

- анализ системы учета стока воды на ГЭС. При использовании турбинных расходомеров рекомендуется проверять наличия их метрологической аттестации или точности измерений натурными испытаниями.

При отсутствии расходомеров анализ возможности косвенного измерения расхода воды через гидротурбины рекомендуется проводить по расходно-мощностным характеристикам.

Подготовительные мероприятия для производства измерений:

- выбор характерных дней недели;

- определение продолжительности и цикличности измерений энергетических параметров;

- подготовка и подключение необходимых измерительных и регистрирующих приборов;

- подготовка постов наблюдений;

- назначение лиц, ответственных за измерения.

5.2. Цикличность измерений зависит от режима работы ГЭС.

При работе ГЭС в базисе или в полупиковой части графика нагрузки, но без возложения на ГЭС функций регулирующей электростанции рекомендуется цикличность измерений в 20 - 30 мин. При этом рекомендуется дополнительная регистрация моментов изменения нагрузки ГЭС и мощности генераторов до и после изменения.

На регулирующих ГЭС выполнение измерений рекомендуется с цикличностью не более 5 - 10 мин. Рекомендуется применение преимущественно автоматической регистрации параметров.

5.3. Для вычислений фактических среднеинтервальных значений КПД рекомендуется использование выражения (1). При этом определяется КПД как для каждого гидроагрегата, так и для ГЭС в целом для произведенной и отпущенной электроэнергии. Определение значения расхода воды Q, при отсутствии расходомеров рекомендуется по расходно-мощностной характеристике по измеренным значениям Р_i и Н_i.

При вычислении КПД ГЭС по производству электроэнергии в расчете рекомендуется использование значения электроэнергии, равного сумме измеренных значений на шинах генераторов, а при вычислении КПД ГЭС по отпуску электроэнергии - значения электроэнергии, измеренной на шинах ГЭС.

5.4. Для вычислений нормативных значений КПД рекомендуется использование выражения (2), в котором в качестве _i используется значение КПД по нормативным энергетическим характеристикам. При равномерном распределении нагрузки между агрегатами допустимо использование средних для агрегатов значений мощности Р_i.

5.5. При сопоставлении фактических и нормативных значений критериев энергетической эффективности рекомендуется использовать критерии, вычисленных для равных периодов времени и для одинаковых режимов работы ГЭС. При наличии различий в режимах работы ГЭС, влияющих на ее эффективность, рекомендуется корректировка значений нормативных показателей введением поправочных коэффициентов аналогично тому, как это предусмотрено для удельных расходов воды [3]. Результаты сопоставления - вычисление величины * в соответствии с выражением (3).

6.2. Составные части энергетического баланса ГЭС:

1) Приходная часть - подведенная энергия в створе водоприемников гидроагрегатов для приплотинных ГЭС и в створе водоприемника головного узла для деривационных ГЭС.

2) Расходная часть - отпуск энергии внешним потребителям, а также все потери энергии, такие как:

- потери в водоподводящих сооружениях (деривационные каналы и трубопроводы, турбинные водоводы, сороудерживающие решетки);

- потери в гидроагрегате при оптимальном режиме;

- режимные потери, вызванные отклонением фактического режима от оптимального;

- потери энергии, связанные с работой агрегатов в режиме синхронного компенсатора (СК);

- потери в трансформаторах;

- потребление на собственные нужды.

6.3. Численные значения энергии указываются в абсолютных (кВт·ч) и относительных единицах.
7. Разработка мероприятий по энергосбережению
Положительная величина * (фактическая эффективность работы ГЭС) выше нормативного значения свидетельствует об эффективности мероприятий по энергосбережению.

При отрицательной величине * рекомендуется определение причин снижения эффективности по сравнению с нормативной. Возможные причины снижения эффективности:

- снижение КПД гидротурбины в результате износа проточной части;

- отклонение фактической комбинаторной зависимости поворотно-лопастной гидротурбины от оптимальной;

- повышенные потери напора на сороудерживающих решетках или в водоподводящем тракте;

- повышенный подпор в нижнем бьефе;

- повышенное потребление электроэнергии при работе гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора;

- снижение средней нагрузки гидроагрегатов в результате размещения на ГЭС вращающегося резерва, превышающего принятое при расчете значение нормативов;

- нерациональное распределение нагрузки между гидроагрегатами;

- повышенное потребление электроэнергии на собственные нужды.

Для установления вышеуказанных причин целесообразно выполнение специальных испытаний.

При снижении эффективности работы ГЭС из-за невыгодного для нее режима работы рекомендуется выполнение оценки возникающих при этом потерь, а также анализа возможности совершенствования ее режима работы в пределах предъявляемых энергосистемой требований.

После выявления причин снижения энергоэффективности рекомендуется разработка предложений по их устранению, с определением конкретных технических и организационных мероприятий, с оценкой их технико-экономической эффективности.
8. Оформление результатов энергетического обследования
По завершении энергетического обследования рекомендуется предоставление энергоаудитором следующей документации:

- отчет о проведении энергетического обследования;

- энергетический баланс;

- энергетический паспорт.

В отчете рекомендуется отражение следующих вопросов:

1) Цели, задачи и вид обследования (первичное, периодическое, внеочередное, локальное).

2) Согласованная программа проведения обследования.

3) Краткая характеристика основного и вспомогательного оборудования, режимные особенности работы ГЭС.

4) Оценка состояния технического учета, отчетности, объема выполненных энергетических испытаний, нормирования энергетических характеристик.

5) Результаты оценки энергетической эффективности работы ГЭС.

6) Выводы и рекомендации по организационным и техническим мероприятиям по повышению энергоэффективности работы ГЭС.

По результатам каждого обследования - составление энергетического баланса.

Составление энергетического паспорта при первичном энергообследовании, с уточнением его при других видах обследований. Форма паспорта приведена в приложении 1 к настоящим Рекомендациям.
Приложение 1 к «Типовой программе проведения энергетических обследований

гидроэлектростанций»

Утверждаю:

________________________

“___”_____________20__ г.
Энергетический паспорт гидроэлектростанции
Составлен на основании результатов энергетического обследования ______________ 20__ г.

^дата

Директор ГЭС __________________________________________________________________

Директор организации, проводившей

энергетические обследования _______________________________________

Лицензия № _______________________________________________________

Кем выдана________________________________________________________

Дата выдачи_______________________________________________________

1.________________________________________________________________

__________________________________________________________________

2. ________________________________________________________________

^{вид собственности}

__________________________________________________________________

3. ________________________________________________________________

^{наименование вышестоящей головной организации}

__________________________________________________________________

4. ________________________________________________________________

^{ф. и. о. руководителя}

Тел. ___________

5.________________________________________________________________

^{ф. и. о. главного инженера}

Тел.___________

6. ________________________________________________________________

^{банковские реквизиты}

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

7. ________________________________________________________________

1.2. Установленная мощность ГЭС ____________________________________

1.3. Число гидроагрегатов ___________________________________________

1.4. Мощность гидроагрегата ________________________________________

1.5. Гидротурбинное оборудование:

Завод-изготовитель гидротурбины ____________________________________

Тип рабочего колеса ________________________________________________

Номинальная мощность гидротурбины при расчетном напоре и расходе воды

__________________________________________________________________

Максимальный напор_______________________________________________

Минимальный напор________________________________________________

Тип регулятора гидротурбины________________________________________

1.6. Гидрогенераторы:

Завод-изготовитель ________________________________________________

Тип гидрогенератора _______________________________________________

Номинальная мощность _______ при cos _____________________________

Система возбуждения ____________________________________________

Тип регулятора возбуждения ________________________________________

1.7. Водохранилище:

Полезный объем ___________________________________________________

Цикл регулирования ________________________________________________

1.8. Основные потребители электроэнергии на собственные нужды ________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

__________________________________________________________________

1.9. Уровень напряжения:

генераторного _____________________________________________________

выдачи мощности в энергосистему ___________________________________

собственных нужд ________________________________________________
2. Основные технико-экономические показатели работы ГЭС за последние три года

Показатель	Единица измерения	Показатели по проекту или нормативу	Показатели по годам
1. Среднегодовая рабочая мощность	МВт
2. Выработка электроэнергии	млрд кВт-ч
3. Число часов использования	ч
4. Коэффициент средней нагрузки	%
5. Коэффициент технического использования	%

Продолжение таблицы.

6. Удельный расход воды	м3/с
7. Расход электроэнергии на собственные нужды	млрд. кВт-ч
8. КПД по каждому гидроагрегату и по ГЭС в целом:	(%)
максимальное значение	%
при минимальной нагрузке	%
при максимальной нагрузке	%
среднеинтервальное значение	%
9. Годовой сток воды через турбины ГЭС	млрд. м3
10. Сток холостого сброса	млрд.тм3
11. Средневзвешенное значение напора	м

3. Баланс по электроэнергии за последние три года

Приход, расход электрической энергии, млрд. кВт-ч	Годы
1. Собственная выработка 2. Получено из энергосистемы 3. Отпуск в энергосистему 4. Собственные нужды 5. Хозяйственные нужды 6. Производственные нужды

4. Перечень основных мероприятий по улучшению ТЭП работы ГЭС с указанием сроков выполнения

№ п.п.	Наименование мероприятия	Ожидаемый экономический эффект	Срок выполнения	Необходимые финансовые ресурсы

Библиография
1. Типовая программа проведения энергетических обследований гидроэлектростанций: РД 153-34.2-09.165-00. – М.: СПО ОРГРЭС, 2000.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (СО 153-34.20.501-2003 взамен РД 34.20.501-95)

3. Положение о нормативных энергетических характеристиках гидроагрегатов и гидроэлектростанций: РД 153-34.0-09.161-97.- М.: СПО ОРГРЭС, 1999.

4. Методические указания по объему технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на тепловых электростанциях: РД 34.35.101-88.- М.: СПО Союзтехэнерго, 1990.

5. Методики выполнения измерений. Порядок разработки, метрологической аттестации, регистрации и применения. СТ РК 2.18-2003 ГСИ РК.

6. Закон Республики Казахстан “Об электроэнергетике” от 17 июля 2004 года.