Организация труда на электростанции осуществляется в соответствии с правилами внутреннего распорядка. Рабочий день начинается в 8.00, оканчивается в 17.00. Обеденный перерыв имеет продолжительность равную 1 час. У каждой группы в своё время, например в электрогруппах обед с 12.00 до 13.00. Весь рабочий персонал станции делится на дежурный и ремонтный, вспомогательный, управленческий. В настоящее время на УК ТЭЦ работает около 520 человек.
Дежурный персонал работает по двенадцати часовому графику, остальные по восьмичасовому рабочему графику. Дежурный (оперативный) персонал разбит на 4 смены, каждую смену возглавляет начальник смены, весь оперативный персонал объединён в группу «Эксплуатация электрообору-дования» во главе с лидером группы. ДИСы относятся к группе «Режимов». Остальной персонал так же разбит на группы во главе с лидерами групп. Во главе станции находится генеральный директор. Чтобы устроится на рабочее место необходимо пройти серьёзный конкурс.
Ремонтный персонал занимается текущими и капитальными ремонтами оборудования, а для крупным ремонтов в цехах привлекаются подрядные организации, такие как: «Алтайэнергоспецремонт», «ЭСАМ», «САЭМ» и другие, с которыми заключается контракт. Привлечение подрядных организаций ведётся на тендерной основе.
Вспомогательный персонал – персонал групп «Поддержка», «Снабжения», «Юридическая», «Правовая» и другие.
Работникам ТЭЦ предоставляется трудовой отпуск сроком от 28 до 36 дней.
Для перерыва на станции имеются комнаты отдыха, для курения по правилам пожарной безопасности отведены места для курения.
Весь персонал станции на рабочих местах должен находится в касках, а в технологических цехах, в очках и наушниках. Нарушение этих правил ведёт к административному наказанию вплоть до увольнения.
Рабочим бесплатно выделятся спецодежда и инструмент.
ТОО «AES Усть-Каменогорская ТЭЦ» - предприятие, на котором очень большое внимание уделяется безопасности персонала, - это предприятие с отличной организацией труда и высокой дисциплиной.
3. Технологический процесс производства, распределения и передачи электроэнергии.
Тепловая электрическая станция – совокупность взаимосвязанных установок с общим технологическим процессом, назначением которых является преобразование химической энергии сжигаемого топлива в электрическую.
Различают два типа паротурбинных ТЭЦ: конденсационные и теплофикационные, где осуществляется комбинированная выработка тепловой и электрической энергии.
Поступающие на станцию составы с топливом автоматически взвешиваются на вагонных весах. Топливо подаётся железнодорожными составами широкой колей в разгрузочное устройство, в котором выгружается из вагонов специальными разгрузочными механизмами – вагоноопрокидывателями достигает 900 т/ч, что позволяет в большинстве случаев при установке двух вагоноопрокидывателей обеспечить бесперебойное снабжение ТЭЦ. На территории электростанции располагается угольный склад, обслуживаемый грейферным краном. Топливо на складе постепенно отправляется в котельную для сжигания; взамен на склад выгружается вновь прибывшее топливо.
Влажный и смёрзшийся уголь требует дополнительной обработки.
На ТЭЦ предусмотрен определённый запас угля, в случае возможного перебоя с транспортом топлива, выгруженного из вагонов в канавы, захватывается грейфером и транспортируется в любую точку склада. С другой стороны крана проложен погрузочный путь для транспортировки угля со склада, осуществляемой ленточными транспортёрами. Твёрдое топливо на складах хранится обычно на открытом воздухе. Расходный склад соединяется с трактом топливоподачи, с группой «Котёл». Подача топлива в котельную выполняется двух ниточной системой ленточных конвейеров.
На пути в котельную уголь проходит через дробильную установку. Запас топлива в котельной создаётся в емкостях – хранилищах, называемыми бункерами сырого угля. Из них топливо подаётся питателем в пылеугольную мельницу. Угольная пыль пневматически транспортируется мельничным вентилятором через сепаратор и циклон в бункер угольной пыли, откуда через питатели пыли и горелки подаётся к топочной камере котлоагрегата (на один котёл шестнадцать горелок).
Выходящие из топочной камеры дымовые газы омывают последовательно пароперегреватели (первичный и вторичный), водяной экономайзер и воздушный подогреватель. Очищенные от твёрдых примесей (летучие золы и уноса) в золоуловителях уходящие газы дымососами подаются в дымовую трубу. Воздух для горения подаётся дутьевыми вентиляторами. Шлак и летучая зола транспортируются по каналам и смывной водой к лагерным насоса, которыми далее перекачиваются на золоотвалы.
Внутри котла находятся трубы с циркулирующей водой, предварительно прошедшей химводоочистку. Нагретая пламенем вода преобразуется в пар давлением 140 атмосфер и температурой 540 ОС. Пар по паропроводам подводится к паровой турбине, вращающей ротор турбогенератора. Трубопроводы служат для транспорта пара промежуточного перегрева. По трубопроводам вода из источника водоснабжения циркуляционными насосами, расположенными на береговой насосной, подаётся в конденсатор. Конденсатными насосами через регенеративные подогреватели низкого давления конденсат перекачивается в деаэраторы. Туда же (в конденсатор) подаётся химически очищенная добавочная вода, восполняющая потери конденсатора. Под деаэраторами находятся аккумуляторные (запасные) баки питателей воды, которая питательными насосами перекачивается через регенеративные подогреватели высокого давления по питательным трубопроводам в водяной экономайзер. Часть проработавшего в турбине пара используют в сетевых подогревателях для отпуска тепловой энергии с горячей водой бытовым потребителям и на отопление.
Энергия, выработанная генераторами УКТЭЦ идёт на покрытие нагрузки энергоёмких предприятий города, а часть передаётся по блочной схеме «генератор – трансформатор – линия» в энергосистему уже повышенная до 110 кВ. УКТЭЦ связана с энергосистемой, что повышает надёжность энергоснабжения и позволяет повысить единую мощность энергоблоков. Из-за большой протяжённости в разнице во времени идёт перераспределение электроэнергии в течении суток в зависимости от потребления.
4. Сведения о главных схемах и схемах собственных нужд.
ЗРУ (закрытое распределительное устройство).
На УК ТЭЦ имеется главное распределительное устройство 6,3 кВ (ГРУ 6,3 кВ) и главное распределительное устройство 10,5 кВ (ГРУ 10,5 кВ). Распределительное устройство собственных нужд (РУСН-6,3 кВ). ГРУ-6,3 кВ и 10,5 кВ имеют одинаковую схему электрических соединений и состоят из двух систем сборных шин: рабочей и резервной, и предназначены для подключения в один узел источников и потребителей электроэнергии.
Рабочая система шин состоит из двух секций, соединённых секционными выключателями (СВ). Резервная система шин не секционирована. Для соединения секций с резервной системой шин, а так же между собой в случаи перегрузки или ремонта СВ, на каждой секции имеются шиносоединительные выключатели (ШСВ). Источники и потребители электроэнергии подключены к сборным шинам при помощи развилки из двух разъединителей, являющихся не только ремонтными, но и оперативными. Для ограничения величины токов короткого замыкания имеются реакторы.
Достоинством схемы с двумя системами шин является: возможность ремонта любой секции и резервной системы шин без перерыва питания потребителей, и возможность ремонта любого шинного разъединителя, выключателя с отключением только одного присоединения (остальные присоединения переводятся на резервную систему шин).
При повреждении сборных шин секции, её потребители теряют питание только в момент переключения присоединений на резервную СШ. Наличие ШСВ позволяет: переводить нагрузку и другие присоединения с рабочей СШ на резервную без разрыва цепи (без перерыва питания), заменять выключатели присоединений шиносоединительными выключателями, отключить присоединения в случае отказа на отключения их выключателей. Перечисленные качества схема способствуют повышению надёжности электроснабжения потребителей.
Недостатками схемы с двумя системами сборных шин являются: конструктивная сложность и дороговизна, чем схема с одной системой шин; более сложная блокировка между выключателями и разъединителями. Шинные разъединители являются не только ремонтными, но и оперативными элементами и их использование в качестве оперативных элементов, не смотря на наличие блокировки, может привести к аварии из-за ошибочных действий персонала, что уменьшает надёжность работы электростанции. Схема с двумя системами применяется, в энергетике при питании разветвлённых сетей со значительным числом линий, и недостаточным резервом питания потребителей.
Конструктивно ГРУ-6,3 кВ и ГРУ-10 кВ состоят из трёх этажей и располагаются в одном закрытом помещении. На первом этаже располагаются линейные разъединители РВ-6, РВ-10, присоединённые трансформаторы нулевой последовательности ТЗР, ТЗЛ, трансформаторы тока нескольких типов, трансформаторы напряжения НОМ-6, НОМ-10, реакторы линий РБ-6-1000-8, РБ-6-1500-8, РБА-10-1000-8, РБА-10-1500-8, РБАМ-10-1500-8, секционные реакторы РБ-6-1500-10 РБАМ-10-4000-8. На втором этаже находятся масляные выключатели ВМГ-133-1000, ВМП-10-1000, ВМП-10к-1000, ВМП-10-1500, МГГ-10-2000, МГГ-229-3000, МГГ-229-4000, МГ-10-5000; трансформаторы напряжения секций НТМИ-6, НТМИ-10; приводы разъединителей РВ-6, РВ-10; трансформаторы тока ТПОФ-10-750/5, ТПОФ-1000/5 И 1500/5; ТПФ-10-1500/5, ТПШФ-10-2000/5, ТПШФД-1000/5 и 1500/5, ТПШЛ-10-3000/5, ТПШЛ-10-5000/5; ТШВ-15-6000/5; находятся шкафы защиты и управления фидеров – потребителей комбината.
На третьем этаже находятся медные и алюминиевые сборные шины (плоские и коробчатые), трансформаторы тока ТПШФД-10-3000/5, ТПШЛ-10-3000/5, ТПШЛ-10-5000/5, шиносоединительные выключатели.
Под главным щитом управления находится кабельный полу этаж, где размещены контрольные кабели цепей управления защиты и измерения всех присоединений ГРУ-6,3 кВ, ГРУ-10 кВ.
Ниже нулевой отметки здания ГРУ находятся кабельные тоннели, в которых размещены силовые и часть контрольных кабелей. Освещение ГРУ-6,3 кВ и ГРУ-10,5 кВ осуществляется лампами накаливания, которые подразделяются на рабочие и аварийные; лампы рабочего освещения питаются от трансформатора освещения ТСМ-400 кВА, аварийного от аккумуляторной батареи.
ОРУ (открытое распределительное устройство)
ОРУ предназначено для организации внутрисистемных и межсистемных связей, для приёма и распределения электроэнергии между потребителями. Конструкция ОРУ должна обеспечивать надёжность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на их сооружение, возможность расширения, максимальное применение стандартных крупноблочных узлов заводского изготовления. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на не высоких основаниях (металлических или железобетонных), по территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.
Ошиновка ОРУ выполнена из гибких многопроволочных проводов или же из жёстких труб. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных гирлянд фарфоровых или стеклянных изоляторов на порталах, а жёсткие шины – с помощью опорных изоляторов на железобетонных или металлических стойках. Применение жесткой ошиновки позволяет отказаться от порталов и позволят уменьшить площадь ОРУ.
Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами и блоками масляных выключателей 110 кВ и выше укладываются слой гравия толщиной не менее 25 см и предусматривается сток масла в аварийных случаях в систему отработанных масел.
Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках, из железобетонных конструкций, заглублённых в почву и закрытых плитами или в металлических лотках, подмешанных к конструкциям ОРУ.
ОРУ ограждено забором, территория защищена молниеотводами и имеет ночное освещения.
Преимущества ОРУ перед ЗРУ:
1. Меньше объём строительных работ, так как необходима лишь подготовка площадки, устройство дороги, сооружение фундаментов и установка опор.
2. Уменьшается время сооружения и стоимость ОРУ.
3. Легче выполнять расширение и реконструкцию.
4. Все аппараты доступны для наблюдения.
Недостатки ОРУ:
1. Менее удобны в обслуживании при низких температурах и ненастье.
2. Занимают значительную территорию.
3. Аппаратура ОРУ подвержена запылению, загрязнению и воздействию климатических условий.
Конструкции ОРУ разнообразны и зависят от схемы электрических соединений, от типов выключателей, разъединителей и их взаимного расположения.
На УК ТЭЦ имеются ОРУ 110 кВ №1 и №2 связанные между собой линейной перемычкой. Оба ОРУ портального исполнения с двумя системами шин, выполненных из многопроволочных гибких медных или алюминиевых шин (ОРУ 110 кВ №1 и ОРУ 35 кВ – имеют медную ошиновку, а ОРУ 110 кВ №2 – алюминиевую). На ОРУ установлено следующее оборудование:
1. Системы шин с гирляндами тарелочных фарфоровых или стеклянных изоляторов.
2. Силовые трансформаторы: Т-1,2-40 МВА; Т-3,4-63 МВА; Т-5-75 МВА; Т-6-125 МВА.
3. 
Масляные выключатели: МКП-35-1000 на ЛЭП-31 и У-110-8-2000 на ОРУ-110 кВ.
4. Трансформаторы напряжения типа ЗНОМ-35 на ЛЭП-31 кВ и НКФ-110 на ОРУ-110 кВ.
5. Разрядники типа РВС-35 и РВС-110.
6. Для организации высоковольтной связи и защиты ЛЭП-110 кВ обработаны высокочастотными заградителями и конденсаторами связи с фильтрами присоединений.
7. Дугогасительные катушки типа ЗРОМ-55/35 в нуле обмотки 35 кВ силового трансформатора.
8. Разъединители типа РЛНД и РДЛ с заземляющими ножами.
Все ОРУ оборудованы мачтами молниеотводов для защиты электрооборудования от попадания молнии.
ОРУ 110 кВ №1 связано с энергосистемой линиями: ЛЭП-116, 123, 103; ОРУ 110 кВ №2 – ЛЭП-104, 136, 137 и ЛЭП-31 35 кВ.
Для защиты сборных шин при коротких замыканиях выполнена полная дифференциальная защита шин, для правильного действия которой каждое присоединение ОРУ-110 имеет фиксацию подключения к определённой системе шин.
Так Т-1-40 МВА, Т-3-63 МВА, ЛЭП-123 (ОРУ-110 кВ №1); Т-5-75 МВА; ЛЭП-137 (ОРУ-110 кВ №2) подключены к первой системе шин 110 кВ.
Ко II системе шин 110 кВ подключены: Т-2-40 МВА; Т-4-63 МВА; ЛЭП-103, ЛЭП-116 (ОРУ-110 кВ №1); Т-6-125 МВА; ЛЭП-104, ЛЭП-136 (ОРУ-110 кВ №2).
Для выполнения релейной защиты и электрических измерений все присоединения ОРУ обработаны по всем фазам трансформаторами тока.
Трансформаторы тока бушингового типа (тороидальные) установлены непосредственно на высоковольтных выводах внутри баков электрооборудования.
Для освещения ОРУ в тёмное время суток предусмотрено искусственное освещение, осуществляемое ксеновыми лампами и прожекторами, установленными на мачтах молниеотводов.
5. Виды ремонтных работ,система планово-предупредительных ремонтов.
Все электрические установки на УК ТЭЦ имеют определённый гарантийный срок эксплуатации при условии соблюдения правил эксплуатации. При ухудшении этих условий электрооборудование исправно работает меньшее время, при улучшении – большее время. В тех и других условиях эксплуатации предусматриваются планово-предупредительные, частичные, капитальные ремонты и с определёнными межремонтными периодами, зависящими от типа оборудования и окружающих условий, в которых работает электрооборудование. Капитальный ремонт трансформатора связи с энергосистемой производится по необходимости, генераторов через – 4 года, масляных выключателей линий 110 кВ – 8 лет, трансформаторов С. Н. – 1 год. После каждого капитального ремонта предусматривается текущий ремонт так же через промежутки времени, зависящие от типа электрооборудования и режима работы. Например, на сетевых насосах и мельницах стоят однотипные масляные выключатели (ВМ) типа ВМП-10К. Но если ВМ сетевых насосов включается 1-2 раза в месяц, а иногда и реже, то ВМ мельниц ежедневно включается и выключается 5-10 раз, а иногда и чаще. Естественно, что межремонтные сроки так же зависят от качества изготовления и ремонта электрооборудования.
Помимо плановых ремонтов есть и неплановые, вызванные некачественным изготовлением, нарушением условий эксплуатации, авариями по вине персонала и другими причинами.
Для осуществления ППР в начале года составляется годовой график на основании которого и в соответствии с графиками ремонта в топливно-транспортной группе, котельной и турбинной группах составляется месячный план ремонта электрооборудования электрогрупп. В соответствии с планом в первой декаде наступившего месяца на капитальный (текущий) ремонт основного оборудования, в следующем месяце через производственно-технический отдел УК ТЭЦ делается заявка в АО «Алтайэнерго». За день до заявленной даты начала ремонта электрогруппами с 8.00 до 12.00 делается повторная заявка в диспетчерскую службу на это же оборудование в тот же срок ремонта. УК ТЭЦ с 12.00 до 17.00 со дня подачи повторной заявки диспетчерская служба АО «Алтайэнерго» даёт ответ разрешающий или запрещающий ремонт.
Капитальный ремонт основного оборудования осуществляется ремонтным персоналом электрогрупп, либо одной из следующих организаций: АЭР (Алтайэнерго) – ремонт и перемотка генераторов, трансформаторов, электродвигателей; КЭМ – освещение, кабели; ЭСАМ – высоковольтные выключатели; АОЗТ ЭР – электродвигатели, генераторы, освещение. Если отведённого на ремонт времени не хватает по уважительной причине, то делается заявка на продление работ, иначе инженерно-техническим работникам УК ТЭЦ уменьшается фонд материального поощрения. На капитальный (текущий) ремонт электрооборудования отпускается определённая, заранее рассчитанная сумма денег. Эта сумма идёт на зарплату и оплату стоимости комплектующих изделий, запасных частей и материалов. После окончания капитального ремонта электрооборудования, оно включается в работу на торе суток (72 часа). Если в указанный срок не произошли поломки, и не было обнаружено дефектов, то подписывается приёмо-сдаточный акт и капитальный ремонт считается завершённым. За досрочный срок выплачивается премия. Любой капитальный или текущий ремонт электрооборудования увязывается с работой неэлектрического оборудования этого узла, например, котла, турбины, приводного механизма, электродвигателя (шаровая мельница, вентиляторы и так далее).
Рассмотрим пример ремонта оборудования ОРУ. Текущий ремонт проводится 1 раз в 1-2 года, и включат в себя внешний осмотр, чистку изоляции, протяжку и чистку контактных соединений, опробование механических и электрических блокировок.
Во время капитальных ремонтов производится более тщательный анализ состояния оборудования, путём выполнения ряда измерений и испытаний, после чего определяется объём ремонта, который может быть связан с полной разборкой оборудования на составные части и их ремонт или замена. После ремонта производятся электрические и механические испытания оборудования согласно установленных норм.
Капитальный ремонт оборудования ОРУ обычно производится 1 раз в 4-8 лет: масляные выключатели – 1 раз в 6-8 лет; разъединители и заземляющие ножи – 1 раз в 4-8 лет.