1. В каждом АО-энерго (энергосистеме), объединенной энергосистеме (ОЭС), Единой энергосистеме (БЭС России) должно быть организовано круглосуточное диспетчерское управление согласованной работой электростанций, электрических и тепловых сетей, задачами которого являются:
· разработка и ведение режимов работы электростанций, сетей и энергосистем, обеспечивающих заданные условия энергоснабжения потребителей;
· планирование и подготовка ремонтных работ;
· обеспечение устойчивости энергосистем;
· выполнение требований к качеству электрической энергии и тепла;
· обеспечение экономичности работы энергосистем и рационального использования энергоресурсов при соблюдении режимов потребления;
· предотвращение и ликвидация технологических нарушений при производстве, преобразовании, передаче и распределении электрической энергии и тепла.
2. На каждом энергообъекте (электростанции, электрической сети, тепловой сети) должно быть организовано круглосуточное оперативное управление оборудованием, задачами которого являются:
· ведение требуемого режима работы;
· производство переключений, пусков и остановов;
· локализация аварий и восстановление режима работы;
· подготовка к производству ремонтных работ.
3. Оперативно-диспетчерское управление должно быть организовано по иерархической структуре, предусматривающей распределение функций оперативного контроля и управления между отдельными уровнями, а также подчиненность нижестоящих уровней управления вышестоящим.
4. Функции диспетчерского управления должны выполнять:
в ЕЭС — центральное диспетчерское управление (ЦДУ ЕЭС России);
в ОЭС — объединенное диспетчерское управление (ОДУ);
в энергосистеме — центральная диспетчерская служба (ЦДС);
в электрической сети — оперативно-диспетчерская служба этой сети;
в тепловой сети — диспетчерская служба этой сети.
5. Для каждого диспетчерского уровня должны быть установлены две категории управления оборудованием и сооружениями — оперативное управление и оперативное ведение.
6. В оперативном управлении диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства репейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с которыми требуют координации действий подчиненного оперативно-диспетчерского персонала и согласованных изменений на нескольких объектах разного оперативного подчинения.
Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться под руководством диспетчера.
7. В оперативном ведении диспетчера должны находиться оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы, состояние и режим которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также настройку противоаварийной автоматики.
Операции с указанным оборудованием и устройствами должны производиться с разрешения диспетчера.
8. Все линии электропередачи, теплопроводы, оборудование и устройства электростанций и сетей должны быть распределены по уровням диспетчерского управления.
Перечни линий электропередачи, теплопроводов, оборудования и устройств, находящихся в оперативном управлении или оперативном ведении диспетчеров энергообъектов или АО-энерго, должны быть составлены с учетом решений вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления и утверждены техническим руководителем этого энергообъекта или АО-энерго.
9. Взаимоотношения персонала различных уровней оперативно-диспетчерского управления должны быть регламентированы соответствующими типовыми положениями и договорами на участие собственников энергообъектов в параллельной работе с ЕЭС России. Уклонение от заключения договоров не допускается. Спорные вопросы, возникающие при заключении договоров, должны решаться в соответствии с законодательством Российской Федерации.
10. Оперативно-диспетчерское управление должно осуществляться с диспетчерских пунктов и щитов управления, оборудованных средствами диспетчерского и технологического управления и системами контроля, а также укомплектованных оперативными схемами.
11. В каждом АО-энерго должны быть разработаны инструкции по оперативно-диспетчерскому управлению, ведению оперативных переговоров и записей, производству переключений и ликвидации аварийных режимов с учетом специфики и структурных особенностей энергосистемы.
Все оперативные переговоры, оперативно-диспетчерская документация на всех уровнях диспетчерского управления должны вестись с применением единой общепринятой терминологии, типовых распоряжений, сообщений и записей.
7. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО УЧЕТА НА ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЯХ.
На промышленных предприятиях ведется учет различных видов топлива, электроэнергии, пара, горячей воды, сжатого воздуха, кислорода, технической воды и других энергоносителей.
Учет твердого топлива, поступающего на завод, осуществляется путем взвешивания его на вагонных весах. Топливо, отпускаемое со склада цехам - потребителям, взвешивается на вагонеточных весах. При подаче топлива в топки котлов (парогенераторов) и печей оно взвешивается на вагонных или вагонеточных весах. Учет топлива, расходуемого агрегатами и установками, производится в сменном, суточном месячном (квартальном) разрезе. Оно учитывается как в условном, так и в натуральном выражении. Определение теплотворной способности, влажности и зольности топлива должно производиться с помощью калориметрической бомбы. Газообразное топливо учитывается с помощью газовых счетчиков, устанавливаемых на газопроводах, а жидкое топливо – мазутомерами или расходными баками, устанавливаемыми в мазутохранилищах и у крупных потребителей.
Учет активной и реактивной электроэнергии производится отдельно с помощью соответствующих счетчиков. Основными объектами учета являются:
-выработка электроэнергии на промышленных ТЭЦ;
- потребление энергии высокого напряжения заводскими подстанциями и энергоприёмниками;
- отпуск электроэнергии с шин подстанций;
- потребление электроэнергии цехами, участками и энергоприемниками;
- выработка электроэнергии постоянного тока.
Учет электроэнергии со стороны (от ЭЭС) производится установкой счетчиков на концах фидеров высокой или низкой стороны.
Внутризаводской учет электропотребления должен обеспечить:
1) раздельный учет энергии на технологические цели и освещение;
2) расход активной и реактивной электроэнергии каждым цехом;
3) индивидуальный учет расхода энергии крупными энергоприемниками;
4) групповой учет расхода энергии мелкими потребителями.
Кроме стационарных приборов учета электроэнергии применяют переносные комплекты приборов (для периодических измерений).
Учет пара осуществляется с помощью паромеров, которые устанавливаются вместе с манометрами и термометрами. Учет выработки пара в котельной производится по каждому котлу или по котельной в целом. Индивидуальный учет расхода пара следует вести по крупным агрегатам, а групповой учет – по мелким потребителям.
Учет горячей воды и конденсата осуществляется с помощью водомеров и термометров.
Сжатый воздух учитывается с помощью воздухомеров, в точках установки которых устанавливают манометры и термометры. Учет выработки сжатого воздуха необходимо вести по каждому компрессору отдельно. В цехах, являющихся крупными потребителями, должен осуществляться отдельный учет.
Расход технической воды учитывается водомерами, которые устанавливаются на всех насосных станциях, а также на вводы во все цехи, являющиеся крупными водопотребителями.
Кроме учета выработки и потребления топлива и энергии (энергоносителей) необходимо учитывать электрическую, тепловую, воздушную и газовую нагрузку предприятия. Учет этих нагрузок производится по измерительным приборам, установленным на генерирующих и преобразовательных установках, подстанциях, а также тепловых и газовых вводах предприятия. Этот учет ведется либо непрерывно с помощью самопишущих приборов, либо периодически – путем записей показаний указывающих приборов через определенный промежуток времени. Данные этих учетов используются для построения фактических графиков нагрузки предприятия за календарные периоды времени любой длительности (суточные, месячные, квартальные, годовые).
В организации энергетического учета большую роль играет разработка документации и правил ведения учета. На предприятиях, как и на электростанциях, составляется первичная и вторичная документация, в которой находит отражение работа оборудования и персонала эксплуатация не только генерирующих установок, но и энергоприемников в производственных цехах.
8. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НА ТЭС
Организация обслуживания оборудования имеет своей целью обеспечение максимальной надежности и экономичности работы каждого агрегата и электростанции в целом.
Объектами эксплуатационного обслуживания на ТЭЦ является основное и вспомогательное оборудование теплотехнической и электротехнической части. При этом большое внимание уделяется турбогенераторам и парогенераторам (котельным агрегатам).
В основе организации эксплуатационного обслуживания лежат определенные предпосылки. К ним относятся:
- нормирование параметров и первичных показателей работы оборудования;
- оснащение оборудование контрольно – измерительными приборами и средствами автоматики управления, связи и сигнализации;
- организация энергетического учета и контроля;
- определение обязанностей каждого работника с соответствующей организацией труда и заработной платы;
- разработка правил ведения технических правил документации по эксплуатации.
В функции эксплуатационного обслуживания входят:
- пуск и остановка агрегата;
- периодическая проверка средств автоматики;
- наблюдение за состоянием оборудования и текущего энергетического контроля;
- регулирование процесса;
- уход за оборудованием;
- ведение технической документации.
Пуск и остановка сложных агрегатов ТЭС (парогенераторов, турбоагрегатов, блоков) всегда связаны с дополнительными расходами и потерями энергии. При этом возникают неравномерные температурные напряжения и расширения в отдельных частях и узлах оборудования, что может привести к повреждениям. Поэтому необходимо соблюдать строго установленную последовательность операций по времени и условия, которые обеспечивают минимум пусковых энергетических потерь.
Энергоблоки на ТЭС пускаются в виде единого агрегата. Пуск блока котел – турбина имеет свои особенности по сравнению с раздельным пуском парогенератора и турбины. Режим пуска должен быть разработан таким образом, чтобы термические и механические напряжения в отдельных узлах оборудования не выходили за допустимые пределы.
При пуске блоков осуществляется управление разностью температур в отдельных частях турбины. Это управление производится регулированием температуры пара. Такой пуск называется пуском на скользящих параметрах пара. Он начинается с растопки парогенератора. На режим пуска блоков влияет тип парогенератора (барабанный, прямоточный). Пуск и остановка основного и вспомогательного оборудования ТЭС производится на основе эксплуатационных инструкций.
В функции эксплуатационного обслуживания входит систематическое наблюдение за состоянием основного и вспомогательного оборудования Текущий энергетический контроль подразделяется на непрерывный и периодический.
Объектами непрерывного контроля являются параметры энергии и первичные показатели процессов. К ним относятся: 1) параметры подведенной энергии (давление и температура пара перед турбинами, деаэраторами, редукционно – охладительными и теплофикационными установками); 2) параметры выработанной или преобразованной энергии (давление и температура пара за парогенераторами, редукционно – охладительными установками, отборами и противодавлениями турбин; напряжение и частота переменного тока генераторов); 3) параметры внешней среды (температура охлаждающей воды конденсаторов и турбин); 4) показатели подведенной мощности (часовые расходы топлива на парогенераторы, часовые расходы пара на турбины);
Объектами периодического энергоконтроля являются показатели, определяемые на основе отбора проб и анализов: состав, теплотворная способность, зольность и влажность топлива; содержание окиси углерода в шлаках и уносе; содержание солей и кислот в питательной воде парогенераторов; содержание примесей в масле.
Регулирование процессов на агрегатах ТЭС осуществляется в соответствии с заданной нагрузкой и параметрами энергии. От него в сильной степени зависит экономичность работы оборудования.
Организация эксплуатации обеспечивается техническими правилами и соответствующей документацией. Правилами технической эксплуатации (ПТЭ) предусматривается оснащение оборудования контрольно – измерительными приборами, средствами связи и сигнализации, а также общий порядок эксплуатационного обслуживания агрегатов. На основе этих правил разрабатываются производственные инструкции по обслуживанию основного и вспомогательного оборудования ТЭС. Эти инструкции регламентируют права и обязанности эксплуатационного персонала. Специальные инструкции составляются по пуску и остановке оборудования, проведению испытаний, переключениям в электрических схемах, поведения персонала в аварийных случаях и тому подобное.
Организация эксплуатации находится в тесной взаимосвязи с автоматизацией управления технологическими процессами. Управление технологическими процессами осуществляется путем воздействия на эксплуатационные параметры оборудования (мощность, расход, давление и так далее). Автоматизация управления этими процессами может иметь различную степень централизации.
При автоматизации отдельных звеньев или стадий технологического процесса ТЭС используются автономные системы (подсистемы). Они не объединяются в общую систему управления технологическим процессом. Автономные системы не связываются между собой и единым координационным центром. Такое технологическое управление является децентрализованным.
Централизованное управление технологическими процессами связано с полной (комплексной) автоматизацией и применением управляющих вычислительных машин (УВМ). Эти машины являются координирующим центром единой системы технологического управления. Такое управление позволяет организовать эксплуатацию оборудования на высоком уровне. При использовании централизованных систем должна быть обеспечена их высокая надежность. Недостаточная же надежность таких систем может сильно ограничивать их применение.
Для автоматизации управления технологическими процессами ТЭС может применяться и система, промежуточная между централизованной и децентрализованной.
На ТЭС создаются автоматизированные системы управлениями технологическими процессами (АСУ ТП), включающие в себя несколько подсистем. К этим подсистемам относятся: 1) автоматическая защита; 2) автоматический контроль; 3) автоматическое регулирование; 4) логическое управление.
Автоматический контроль осуществляется за работой оборудования и ходом технологического процесса. Используются средства автоматического дистанционного контроля за исполнительными механизмами (задвижками, щиберами, электродвигателями и так далее). Широкое применение находит аварийная сигнализация о неполадках в работе оборудования. Автоматический контроль за параметрами и качественными показателями работы основного оборудования и энергоблоков ТЭС позволяет надежно и экономично вести технологический процесс. Состав объектов и точек автоматического контроля параметров и качественных показателей зависит от типа и мощности оборудования и степени автоматизации процессов. По мере повышения степени автоматизации количество точек контроля увеличивается. Это увеличение происходит в основном за счет точек автоматической сигнализации.
Автоматическое регулирование на ТЭС является важнейшей частью автоматики, обеспечивающей надежность и экономичность эксплуатации оборудования. Степень автоматизации его регулирования в нормальных эксплуатационных режимах довольно высока.
Управление технологическими процессами ТЭС предполагает использование средств логического управления с электронно – вычислительными машинами. Эти средства предназначен в основном для автоматизации управления технологическими процессами энергоблоков и основного оборудования электростанций с поперечными связями. Автоматизация процесса технологического управления базируется на внедрении информационных систем и управляющих вычислительных машин (УВМ).
9, 11 ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ
Эксплуатационное обслуживание тепловых и электрических сетей осуществляется в соответствии с действующими правилами технической эксплуатации. Надежная и экономичная работа, а также рациональное распределение тепловой энергии достигается посредством: разработки и регулирования тепловых и гидравлических режимов системы теплоснабжения; учета и контроля её качественных и количественных показателей; контроля за работой абонентских вводов; рациональной организации эксплуатационного обслуживания и ремонта.
Функции эксплуатационного обслуживания тепловых сетей: систематическое наблюдение за техническим состоянием сетей и абонентских вводов; предупреждение наружной и внутренней коррозии теплопроводов; оперативный контроль параметров теплоносителя; учет распределяемого тепла и расхода теплоносителя; ведение технической документации. Эксплуатационное обслуживание осуществляют районы эксплуатации или участки тепловых сетей. Наблюдение за режимом работы тепловых сетей, включение и выключение установок потребителей, переключение в сети производит дежурный персонал сетевого района.
Надежная и экономичная работа электросетей достигается посредством: регулярного осуществления ревизий и осмотров электрических линий и подстанций; непрерывного наблюдения за эксплуатационным состоянием линий электропередачи, кабельной сети, подстанций, вводов; внедрения средств защиты и тек далее.
Для электрических сетей характерна тесная взаимосвязь оперативно – эксплуатационного и ремонтного обслуживания.
Основными функциями оперативного персонала являются: управление режимами работы электросетей; различного рода переключения ликвидация аварий.
К функциям эксплуатационного обслуживания относят: осмотр воздушных ЛЭП; выборочную проверку состояния проводов и тросов в зажимах; осмотр трасс кабельных линий; измерение в различных точках сети нагрузки кабельных линий и напряжения; проверку температуры нагрева кабелей; перезарядку фильтров и влагопоглотителей и тому подобное.
В зависимости от факторов – плотности сетей на обслуживаемой территории, географических и климатических условий, наличия связи, транспортных коммуникаций, структуры административного деления – выбирается оптимальный вариант ремонтно – эксплуатационного обслуживания. Ремонтно – эксплуатационное обслуживание электрических сетей может осуществляться централизованно, децентрализовано и смешанным способом.
Централизованное обслуживание осуществляют выездные бригады. Децентрализованный способ предполагает ремонтно – эксплуатационное обслуживание
электрических линий и подстанций закрепленным за ними персоналом. При смешанном способе эксплуатационное обслуживание осуществляется оперативным персоналом в пределах его рабочей зоны, а ремонтное обслуживание персоналом центральных или производственных ремонтных баз. В настоящее время централизованный способ ремонтно – эксплуатационного обслуживания электросетей является преобладающим.
Автоматизация системы управления электрическими сетями осуществляется с целью повышения надежности электроснабжения, поддержания напряжения на границах раздела электрической сети в пределах ГОСТа, дистанционного управления подстанциями, отключения и включения оборудования. В сетях внедряются программные автоматы и вычислительные машины. Для крупных подстанций разработана система, которая фиксирует появление и исчезновение предупреждающих сигналов, отключает и включает выключатели. Эта система решает и ряд других задач, связанных с управлением работой электрических сетей.
Программные автоматы применяют для управления районными и распределительными подстанциями с достаточно простыми схемами и ограниченным кругом задач автоматического управления и контроля.
Малые ЭВМ используются: для регистрации и отображения оперативной информации; для технологического контроля; оперативного управления и так далее.
10, 12 ОРГАНИЗАЦИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО УЧЕТА В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ И ТЕПЛОВЫХ СЕТЯХ
На электростанциях осуществляются измерения количества топлива, электроэнергии, пара и воды.
На тепловых электростанциях особое внимание уделяется учету топлива. Топливо, поступающее на станцию, взвешивается на вагонных весах и записывается в весовой книге, которая ведется отдельно по каждому его виду. Качество топлива при отгрузке определяется инспекцией по качеству, а на электростанциях – химической лабораторией. Результаты анализа фиксируются в специальных актах. Отпуск топлива в бункера котельной отражается в расходном акте на основании показаний автоматических весов. Учет расхода газа и мазута осуществляется газовыми счетчиками и мазутомерами (или расходными баками).
Выработка электроэнергии определяется по сумме показателей счетчиков всех генераторов. Учет пара и воды производится расходомерами с суммирующими счетчиками. Выработка пара парогенераторами учитывается паромерами на магистральных паропроводах. Количество отпущенной тепловой энергии определяется регистрирующими и суммирующими расходомерами с учетом параметров теплоносителей, определяемых регистрирующими манометрами и термометрами.
Параметры пара и воды (давление и температура) определяются с помощью регистрирующих приборов (манометров, термометров).
Расход электроэнергии на собственные нужды станции учитывается счетчиками раздельно по основным узлам и механизмам: хранение, подача и приготовление топлива (дробление, топливо – подача и другое); котельный цех (мельницы, дымососы, вентиляторы, питательные насосы, химводоочистка, золоудаление и прочее);
турбинный цех (циркуляционные и конденсатные насосы); электроцех (охлаждение трансформаторов, водородное охлаждение генераторов); отпуск тепла (сетевые и бойлерные насосы); общестанционные расходы (насосы технической воды и другое).
Для нормальной работы тепловых сетей должен быть организован контроль и учет: давления и температуры теплоносителя, количества расходуемого тепла (воды), температуры наружного воздуха в отапливаемых помещениях.
В электросетях учитываются: электроэнергия, поступившая в сеть, энергия, отпущенная абонентом; энергия от блок – станций предприятий; покупная энергия от других ЭЭС; энергия, проданная в другие ЭЭС.
Данные учета на ТЭС и в сетях служат основой для технической отчетности: первичной – в форме суточной ведомостей агрегатов, сменных журналов и так далее и вторичной – обобщенной отчетности за сутки, месяц, год.
В суточные ведомости агрегатов вносятся показания приборов с установленной периодичностью (один раз в час, 4ч, смену), которые необходимы для контроля работы оборудования и персонала. В этих ведомостях отмечаются также все произведенные переключения, пуски, остановы агрегатов, неисправности в работе оборудования. В сменных журналах ведутся записи о полученных оперативных показаниях и распоряжениях, время проведения отдельных операций по эксплуатации и ремонту оборудования и так далее.
Первичная документация используется для составления вторичной. Последняя необходимо для анализа эксплуатации и оценки выполнения плановых заданий по технико – экономическим показателям.
На основе вторичной документации (суточных ведомостей) составляется месячный технический отчет по эксплуатации электростанций и сетей, в котором находят отражение общее сведения, эксплуатационные данные, показатели использования оборудования.