Для защиты трансформаторов напряжения 110кВ и 35кВ предусматриваются микропроцессорные защиты минимального напряжения, от повышения напряжения.

Для защиты трехобмоточного трансформатора предусматриваются следующие микропроцессорные защиты:

- дифференциальная защита от всех видов к.з. внутри трансформатора;

- МТЗ на всех сторонах трансформатора;

- токовая защита нулевой последовательности;

- защита обратной последовательности;

- газовая защита трансформатора;

- защита от симметричной перегрузки;

- функции АУВ, АПВ и УРОВ.

Для защиты линии 35кВ предусматривается шкаф с микропроцессорными защитами:

- трехступенчатая МТЗ с пуском по напряжению;

- функции АУВ, АПВ.

Для защиты междушинного выключателя 35кВ предусматриваются: трехступенчатая МТЗ, функции УРОВ, АУВ и АПВ.

Для осциллографирования аварийных процессов предусматривается шкаф, выполненный на микропроцессорной технике с полным комплектом для локальной и модемной связи.

Для защиты и управления выключателями 10кВ предусматриваются терминалы, выполненные на микропроцессорной технике, встроенные в КРУ-10кВ.

Для проверки и испытаний сложных микропроцессорных устройств релейной защиты предусматривается комплект поверочной аппаратуры.

Для каждого комплекта защит предусматриваются индивидуальные измерительные трансформаторы, отдельные цепи по постоянному току, отдельные входные и выходные цепи, а также цепи сигнализации.

Все кабели, подключаемые к шкафам защит, должны быть экранированные и заземленные с двух сторон.

4.4 Собственные нужды

4.4.1 Собственные нужды переменного тока

На ГЭС сохраняется совмещенная схема основных общестанционных и агрегатных СН, при этом предусматривается реконструкция c заменой ТСН Т-10 и Т-11, главного щита СН, пунктов распределительных и кабельного хозяйства.

Соединение КРУ-10 кВ с трансформаторами СН ТСЗ-1600/10 выполняется кабелем 10кВ с медной жилой марки ПвсЭВнг-В-1х95/16-10 (сечение 1х95мм І, с изоляцией из сшитого полиэтилена и оболочкой из ПВХ пластиката, с экраном по жиле и экраном по изоляции, пониженной горючести и пониженной пожароопасности, влагостойкий).

Так как расчетное действующее значение ударного тока КЗ на шинах щита СН 0.4кВ велико (38 кА), защита потребителей от перегрузки и токов КЗ выполняется автоматическими выключателями типа Schneider Electric с Icu=100кА (Франция) и ВА-СЭЩ-В с Icu=85кА (ЗАО «Электрощит-ТМ-Самара» совместно с фирмой «LSIS» Корея).

В цепях переменного тока СН предусмотрено использование кабелей с медными жилами.

Ответственные потребители СН запитываются от пунктов распределительных серии ПР8501 с АВР от I и II секции главного щита СН 0.4 кВ. Остальные потребители СН запитываются от ПР8501 с одним вводным автоматом (без расцепителей).

При потере связи ГЭС с энергосистемой для поддержания наиболее ответственных служб агрегатов и работы насосов дренажа ЗС по просьбе эксплуатации предусматривается автономный источник электроснабжения - дизель-генераторная установка Caterpillar GEP400-3 320 кВт/400 кВА напряжением 400 В с устройством автоматического ввода резерва типа CAT ATI 630 на 630А в шумоизоляционном всепогодном кожухе (завод-изготовитель Великобритания г. Ларн), устанавливается на пристанционной площадке. Оставляется в работе существующий на главном щите резерв СН 0.4 кВ от резервного ТСН типа ТСЗП-630/10 ВУ3, подключенный к шинам генератора Г-2 силами служб ГЭС. Дизель-генератор и резервный ТСН подключаются к I и II секциям щита СН 0.4 кВ предусмотренными на щите автоматическими выключателями типа Schneider Electric Iном.авт.=1000 А.

Общестанционные СН верхнего бьефа запитаны от ПР с АВР от I и II секции главного шита СН. Указанные ПР устанавливаются в помещениях НСУ ВБ. Для питания портального крана №1, шандорных щитов и затвора №2 холостого водосброса НСУ предусматривается установка одного силового ящика типа ЯРВ-20С-35 степень защиты IP54. Производится замена существующих силовых кабелей портальных кранов и решеткоочистительной машины на гибкий кабель марки КГ, выбранный с учетом кратковременной работы двигателей.

Головной узел Фархадской ГЭС включает в себя водосливную плотину и регулятор деривационного канала. Для питания козловых кранов №№1,2 на водосливной плотине предусматривается установка одного силового ящика типа ЯРВ-20С-35 степень защиты IP54. Для питания портального крана №3 регулятора деривационного канала и №4 грязеспуска предусматривается установка двух силовых ящиков типа ЯРВ-20С-31 степень защиты IP54.

Для замены силовых кабелей используется также гибкий кабель марки КГ.

Нагрузка плотины и регулятора относятся к I категории по надежности электроснабжения. Несработка затворов плотины и регулятора может привести к разрушению подпорного сооружения и затоплению нижележащих объектов, жилья и строений.

В материалах проекта № 3620-11-т.1 «Уточнение схемы выдачи мощности в составе инвестиционного проекта «Модернизация УП «Фархадская ГЭС», выданных АО «Средазэнергосетьпроект», даются рекомендации по обеспечению надежного электроснабжения потребителей I категории Головного узла со стороны 35 кВ и 6 кВ. На случай полного погашения питания от системы по просьбе эксплуатации ГЭС на плотине предусматривается автономный источник электроснабжения - дизель-генераторная установка Caterpillar GEP150-1 120 кВт/150 кВА напряжением 400 В с устройством автоматического ввода резерва типа CAT ATI 250 на 250А в шумоизоляционном всепогодном кожухе (завод-изготовитель Великобритания г. Ларн), устанавливается у правобережного примыкания водосливной плотины.

4.4.2 Собственные нужды постоянного тока

Система постоянного тока выполняется с высокой степенью надежности, обеспечивая бесперебойное питание во всех возможных случаях аварий оборудования при маловероятном полном пропадании переменного тока.

Устройства АСУ требуют постоянное бесперебойное питание. В нормальных условиях эти устройства питаются переменным током, а при его исчезновении происходит автоматическое переключение на питание от системы постоянного тока.

Для питания устройств релейной защиты элементов главной схемы, нагрузок АСУ ТП, инвертора ЭПУ, аварийного освещения, ПР постоянного тока ЗС, КРУ- 10 кВ, ОРУ- 110 и 35 кВ предусматривается новый щит постоянного тока. Питание щита осуществляется от существующей свинцово-кислотной аккумуляторнойбатареи, состоящей из:

· n =106 элементов, серии VARTA 6 OpzS-600 напряжением 220В с номинальной емкостью 600 Ач 10-часового разряда до конечного напряжения 1.8 В/эл. и начальной плотности электролита 1.24 г/смі при + 20°С со сроком службы не менее 20 лет;

· n =14 элементов, типа Classic 19 OGi 1000 LA с номинальной емкостью 1000 Ач 10-часового разряда до конечного напряжения 1.8 В/эл. и начальной плотности электролита 1.26 г/смі при + 20°С со сроком службы не менее 15 лет.

В результате проверки по разрядной емкости и уровням напряжения в аварийном режиме существующая АБ является достаточной. Проверка по разрядной емкости с уточнением номера АБ проводилась по нагрузке получасового разряда I_ав.= 375А.

Аккумуляторной батарее 6 OpzS-600 соответствует АБ СК-18.

N ? 1,05х I_ав./j_т.доп. = 1.05х375/25=16 18 ? 16

Проверка АБ по уровням напряжения проводилась по толчковой нагрузке в конце аварийного разряда при включении выключателя серии ВГБ-35 с наибольшим током потребления включающего электромагнита (ВЭ)

I _толчк.= I _ав._.+ I _ВЭ=375+ 38=413 А.

В результате данной проверки выбраны сечения кабелей, обеспечивающие Uдоп.мин. на потребителях постоянного тока.

Эксплуатация аккумуляторов в батарее производится в режиме постоянного подзаряда при стабильном напряжении 2.23+0.05 В на элемент без периодических тренировочных разрядов и уравнительных перезарядов.

Схема собственных нужд постоянного тока представлена на чертеже №1770-25-1-ЭМ лист 4.

Для обеспечения надежности питания ответственных потребителей и улучшения условий эксплуатации щит постоянного тока выполнен двухсекционным.

Для улучшения работы системы постоянного тока предусматривается установка системы стабилизации напряжения = 220V, системы микропроцессорных защит, системы сбора и выдачи информации на Главный информационный щит.

В эксплуатационном режиме при наличии СН переменного тока источником питания для потребителей постоянного тока являются выпрямительные устройства. В аварийном режиме при потере СН переменного тока вся нагрузка переключается на питание от аккумуляторной батареи.

Вторичное распределение постоянного тока группируется по функциональным требованиям агрегата и других систем. Распределительные пункты постоянного тока с АВР от I и II секций ЩПТ выполняются на базе современных автоматических выключателей, снабженных вспомогательными блок-контактами и местной световой индикацией.

В цепях постоянного тока СН предусмотрено использование кабелей с медными жилами.

5. Экономическая часть

5.1 Анализ финансового состояния инициатора проекта и его возможностей по осуществлению проекта

Основные расчеты выполнены согласно «Положению о порядке определения критериев для проведения мониторинга и анализа финансово-экономического состояния предприятий», утвержденному Постановлением Комитета по делам об экономической несостоятельности предприятий при Министерстве Экономики Республики Узбекистан 16 марта 2005 года, № ГС-05/0271/1.

Были приняты следующие показатели (критерии) оценки:

- коэффициент платежеспособности или покрытия - Кпл;

- коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами - Кос;

- коэффициент рентабельности расходов и активов - Крр, Кра.

Для принятия окончательного решения также приняты дополнительные показатели:

- коэффициент соотношения собственных и краткосрочных заемных средств - Ксс;

- коэффициент износа основных средств - Кизн.

Расчеты представлены ниже.

Кпл=Текущие (оборотные) активы/Текущие обязательства=(А2/(П2- ДО)

где А2 - текущие (оборотные) активы, на конец отчетного периода (производственные запасы, готовая продукция, денежные средства, дебиторская задолженность и др.) = 4 719 602 тыс. сум;

П2 - обязательства = 413 761 тыс. сум;

ДО - долгосрочные обязательства = 0 на конец отчетного периода.

Кпл = 4 719 602 /( 413 761 - 0 ) = 11,4

Кос = ((П1 + Дзк2) - А1) / А2,

где А1 - долгосрочные активы = 3 177 681 тыс. сум;

П1 - источники собственных средств = 7 483 522 тыс. сум;

Дзк2 - долгосрочные займы и кредиты, направленные на приобретение долгосрочных активов = 0 на конец отчетного периода.

Кос = (( 7 483 522 + 0 ) - 3 177 681 ) / 4 719 602 = 0,91

Крр = Пудн / Р

где Пудн - прибыль до налогообложения, т.к. предприятие находится в прибыли (доходе) за отчетный период = 3 274 749 тыс. сум;

Р - всего расходы по форме №2 «Отчет о финансовых результатах», состоящие из суммы = 1 163 484 + 565 156 = 1 728 640.

Крр = 3 274 749 / (1 163 484+ 565 156 + 0 + 0 ) = 1,89

Кра = Пудн / ИсБ,

где ИсБ - среднее значение всего по активу или пассиву баланса, определяется по среднеарифметической или среднехронологической формуле:

ИсБ = 7 897 283 + 5 468 907 / 2

Кра = 3 274 749 / ( 13 366 190 / 2) = 0,49

Ксс = П1 / (П2 - ДО)

П1 - источники собственных средств = 7 483 522 тыс. сум;

П2 - обязательства входят в пассив баланса = 413 761 тыс. сум;

ДО - долгосрочные обязательства = 0 на конец отчетного периода.

Ксс = 7 483 522 / ( 413 761 - 0 ) = 18,08

Кизн = И / О

И - износ основных средств составляет 1 677 859 тыс. сум;

О - первоначальная стоимость основных средств составляет 3 213 060 тыс. сум.

Кизн = 1 677 859 / 3 213 060 = 0,52

Результаты:

Коэффициент Кпл равен 11,4, что намного превосходит минимальный показатель, и показывает платежеспособность предприятия.

Коэффициент Кос равный 0,91 характеризует наличие собственных оборотных средств, необходимых для финансовой устойчивости компании. Данный показатель превышает минимальное значение 0,2.

Коэффициенты рентабельности расходов и активов за отчетный период (Крр и Кра) равны соответственно 1,89 и 0,49; свидетельствуют о рентабельности субъекта хозяйственной деятельности.

Коэффициент соотношения собственных и краткосрочных заемных средств - Ксс, рассчитан дополнительно. Его значение 18,08 говорит о том, что предприятие не имеет большой доли финансового риска.

Последний коэффициент: износ основных средств - Кизн = 0,52 не превышает значение 0,5, что формально характеризует незначительный износ основных средств. Однако, учитывая длительную работу станции (более 50 лет агрегатов №1 и №2 и более 60 лет агрегатов №3 и №4), фактический износ по оборудованию составил 100 %. По зданиям и сооружениям, учитывая класс капитальности - более половины. Очевидно, что в течение периода эксплуатации происходила переоценка стоимости основных фондов, что повлекло за собой установление новой первоначальной стоимости, суммы износа и остаточной стоимости.

Наличие валовой прибыли в размере 3,8 млрд. сум (в 2010 г.) позволяет говорить о способности предприятия начать инвестиционную деятельность.

В целом предприятие можно охарактеризовать как устойчивое и способное выполнять принятые обязательства.

В активах было выявлено изменение сумм товарно-материальных запасов на начало и конец отчетных периодов в среднем на -1,4 тыс. долл. США. Оборачиваемость по производственным запасам составила 127,1 дня, коэффициент оборота - 2,9.

Средняя дебиторская задолженность предприятия 1 549,9 тыс. долл. США. Период оборота дебиторской задолженности составил 1,5.

Кредиторская задолженность в среднем составила 282,9 тыс. долл. США. Период обращения - 8,2.

На основе полученных коэффициентов были рассчитаны текущие активы и пассивы для определения финансовых показателей проекта модернизации станции.

Действующий тариф создает определенную долю риска, не только по причине естественной инфляции, но и с точки зрения выполнения финансовых обязательств перед поставщиками оборудования, кредитной организацией и подрядными организациями. При реализации проектов энергетической отрасли вопрос о тарифе является наиболее чувствительным.

5.2 Предварительная схема осуществления проекта

В настоящем ПТЭО рассмотрены две схемы финансирования проекта:

· Вариант А: за счет собственных и частично за счет заемных средств, с привлечением займа Исламского Банка Развития;

· Вариант Б: только за счет собственных средств.

При этом в варианте А рассмотрены средства ИБР в размере 65,65 млн. долл. США в соответствии с Протоколом Оценочной Миссии ИБР по модернизации гидроэлектростанций Узбекистана от 6 апреля 2012 года, подписанным ГАК «Узбекэнерго», Министерством по внешним экономическим связям и инвестициям Республики Узбекистан и Исламским Банком Развития.

Осуществление проекта предполагается по следующей схеме:

Общий срок реализации проекта составляет 48 месяцев, в том числе инвестиционный период 35 месяцев. Этот срок включает:

- проектные работы по обоснованию модернизации ГЭС (с учетом экспертизы и согласования проекта в уполномоченных органах);

- изготовление и поставку оборудования;

- выполнение строительно-монтажных работ, финансируемых Заказчиком проекта;

- наладку и приемку оборудования в эксплуатацию.

График финансирования проекта

Финансирование проекта предполагается осуществлять в соответствии с календарным графиком строительства.

Проектно-изыскательские работы и авторский надзор за строительством ГЭС оплачиваются инициатором из числа предусмотренных в проекте «прочих затрат Заказчика».

Структура финансирования представлена в таблице 5.1 в двух вариантах: с заемными (А) и собственными (Б) средствами.

Таблица 5.1 (А). График финансирования (Вариант А с заемными средствами) (тыс. долл. США)

Наименование	Сумма	Годы
		2012	2013	2014	2015
Общая стоимость проекта	128 306,02	818,79	49 359,73	50 281,41	27 846,09
в том числе:
· СМР (собственные средства, экв. тыс. долл. США)	12 474,87	326,87	3 290,89	4 335,64	4 521,46
· Оборудование, тыс. долл. США	111 286,03		44 514,41	44 514,41	22 257,21
из них:
- приобретаемое за СКВ (импорт)	95 860,77		38 344,31	38 344,31	19 172,15
в том числе: по кредиту (ИБР)	64 312,54		13 791,90	37 791,90	12 728,75
за собств. сред-ва	31 548,23		24 552,41	552,41	6 443,41
- местное пр-во за нац. валюту (собств. средства, экв. т. долл.)	15 425,26		6 170,10	6 170,10	3 085,05
· Прочие затраты	4 545,13	491,92	1 554,43	1 431,36	1 067,42
в том числе:
- Прочие расходы Заказчика, экв. тыс. долл. США	3 050,13	491,92	1 056,10	933,03	569,08
- Консультационные услуги и финансовый аудит ИБР, тыс. долл.	1 332,50		444,17	444,17	444,17
- Рабочие группы по обслуживанию проекта, (собст. ср-ва), экв.тыс. долл	162,50		54,17	54,17	54,17

Таблица 5.1 (Б). График финансирования (Вариант Б с собственными средствами) (тыс. долл. США)

Наименование	Сумма	Годы
		2012	2013	2014	2015
Общая стоимость проекта	126 811,02	818,79	48 861,40	49 783,08	27 347,75
в том числе:
· СМР (собственные средства, экв. тыс. долл. США)	12 474,87	326,87	3 290,89	4 335,64	4 521,46
· Оборудование, тыс. долл. США	111 286,03		44 514,41	44 514,41	22 257,21
из них:
- приобретаемое за СКВ (импорт) тыс.долл. США	95 860,77		38 344,31	38 344,31	19 172,15
- местное произ-во за нац. валюту экв. т. долл. США	15 425,26		6 170,10	6 170,10	3 085,05
· Прочие расходы Заказчика, экв. тыс. долл. США	3 050,13	491,92	1 056,10	933,03	569,08

Бюджет осуществления проекта

С учетом освобождения от НДС импортируемого оборудования, общая сметная стоимость проекта составит:

По варианту А

Общая стоимость проекта	- 128 306,02 тыс. долл. США,
в том числе:
СМР с НДС	- 12 474,87 экв. тыс. долл. (22 456 132,03 тыс.сум),
оборудование	- 111 286,03 тыс. долл. США
прочие	- 4 545,13 тыс. долл. США.

Полная стоимость проекта по варианту А с учетом финансовых издержек в инвестиционный период и остаточной стоимости основных фондов предприятия составит 131 023,09 тыс. долл. США.

По варианту Б

Общая стоимость проекта	- 126 811,02 тыс. долл. США,
в том числе:
СМР с НДС	- 12 474,87 экв. тыс. долл. (22 456 132,03 тыс.сум),
оборудование	- 111 286,03 тыс. долл. США
прочие	- 3 050,13 тыс. долл. США.

Полная стоимость проекта по варианту Б с учетом остаточной стоимости основных фондов предприятия составит 129 528,09 тыс. долл. США.

5.3 Предельная стоимость проекта

Полные инвестиционные затраты подразделяются на 3 группы:

- Инвестиционные затраты на основной капитал;

- Инвестиционные затраты на оборотный капитал;

- Предпроизводственные затраты (финансовые издержки и др.).

Инвестиционные затраты на основной капитал

Стоимость работ и затрат по сводному сметному расчету составляет:

По варианту А: 128 306,02 тыс. долл. США, из которых объем средств, направляемый на приобретение оборудования, не производимого в Узбекистане, составляет 95 860,77 тыс. долл. США, строительно-монтажные работы 12 474,87 экв. тыс. долл. США (22 456 132,03тыс. сум). Кроме того, прочие затраты - 4 545,13 тыс. долл. США.

По варианту Б: 126 811,02 тыс. долл. США, из которых объем средств, направляемый на приобретение оборудования, не производимого в Узбекистане, составляет 95 860,77 тыс. долл. США, строительно-монтажные работы 12 474,87 экв. тыс. долл. США (22 456 132,03 тыс. сум). Кроме того, прочие затраты - 3 050,13 тыс. долл. США.

Инвестиционные затраты на оборотный капитал

Поскольку модернизация станции производится без ее остановки, товарно- материальные запасы будут пополняться. Согласно отчетным данным, имеются запасы для вновь вводимых в эксплуатацию агрегатов.

Предпроизводственные затраты состоят из таможенных расходов, страхования и иных финансовых издержек в инвестиционный период, которые будут различаться в зависимости от варианта финансирования проекта.

Таможенное оформление и декларирование составит 862,75 тыс. долл. США, страхование - 958,61 тыс. долл. США.

Исламский Банк Развития предоставляет заемные средства на беспроцентной основе. Сумму комиссий составляет полугодовая ставка LIBOR (0,81% на 1-й квартал 2012 г.) плюс спрэд самого финансирующего банка (принят в размере 1,35%).

Расчеты по кредиту выполнены согласно схеме и формулам, предоставленным представителями Исламского Банка Развития 26-29 января 2012 года.

Полные финансовые издержки в инвестиционный период составят - 1 821,35 тыс. долл. США. Расчет предпроизводственных затрат представлен в таблице5.2.

Таблица 5.2. Предпроизводственные расходы, (тыс. долл. США)

Категории расходов	Полные издержки	Годы
		2013	2014	2015
Таможенные расходы	862,75	345,10	345,10	172,55
Оформление страхования	958,61	383,44	383,44	191,72
Итого	1 821,35	728,54	728,54	364,27

6. Экологическая часть

6.1 Характеристика и объем вредных выбросов и сточных вод при модернизации и эксплуатации Фархадской ГЭС

В процессе выполнения выпускной квалификационной работы была проведена оценка воздействия на окружающую среду модернизации и последующей эксплуатации Фархадской ГЭС.

Основными задачами выполненной работы являлись:

· оценка современного состояния района проведения работ;

· экологический анализ основных проектных решений с целью определения источников, видов и характера воздействия исследуемых объектов на компоненты природной среды;

· разработка мероприятий по снижению негативных последствий предполагаемой модернизации.

Реконструируемое предприятие относится к I категории воздействия на окружающую среду с высокой степенью риска согласно Приложению № 2 к Постановлению Кабинета Министров Республики Узбекистан № 491 от 31.12.01 - п.7 (Гидроэлектростанции мощностью более 30 МВт).

Состояние атмосферного воздуха в районе размещения ГЭС в настоящее время в основном определяется выбросами стационарных источников, расположенных на территории напорно-станционного узла, передвижными источниками автотранспорта, а также высокими горячими выбросами Сырдарьинской ТЭС, которая располагается на расстоянии ~5 км к западу от Фархадской ГЭС.

При обследовании территории напорно-станционного узла было выявлено, что на состояние атмосферного воздуха будут влиять следующие участки:

- маслохозяйство, расположенное в отдельном помещении;

- здание станции;

- механическая мастерская;

- сварочный пост;

- склад ГСМ;

- дизельная установка;

- передвижные источники автотранспорта.

На балансе предприятия находится 8 передвижных источника автотранспорта (1 автобус, 2 грузовые автомашины, 4 легковых автомобиля (топливо - бензин), трактор (работает на дизельном топливе).

Наибольшее воздействие на состояние атмосферного воздуха в районе размещения Фархадской ГЭС возможно от работы дизельной генераторной установки (ДГУ), которая размещается на территории ГЭС (узел связи) и является резервным источником питания оборудования. Дизельная станция является залповым источником выбросов в течение короткого периода времени (около 20 минут) во время проведения регулярных ее опробований и испытаний; уровень загрязнения атмосферы при этом не превышает предельно допустимых концентраций.

Выбросы постоянных стационарных источников воздействия самой станции не распространяются за пределы территории объекта; состояние атмосферного воздуха является допустимым.

Намечаемые работы по модернизации оборудования будут сопровождаться проведением сварочных, окрасочных работ, газовой резкой металлических конструкций, что результатом которых будет выделение в атмосферный воздух оксидов железа, марганца, азота, паров растворителей, краски и аэрозоля.

Проведённые расчёты полей рассеивания загрязняющих веществ показали, что реализация проекта не вызовет изменения состояния атмосферного воздуха в районе размещения гидроузла. Выбросы загрязняющих веществ не будут превышать установленных нормативных значений и за границами отведенной территории.

Созданное подпорными сооружениями головного узла водохранилище за 60-летний период эксплуатации в значительной степени заилено; его полезная емкость уменьшилась с 330 млн. м³ до 35 - 40млн. м³. Зарастание ложа водохранилища камышом и водорослями приводит к постоянному засорению сороудерживающих решеток водоприемника деривации и необходимости их очистки.

После ввода объекта и во время его эксплуатации произошло значительное повышение уровня грунтовых вод, в том числе на участке напорного бассейна на 16 - 18м. Для обеспечения устойчивости сооружения была создана система вертикального дренажа, которая в рамках проекта подлежит восстановлению и реконструкции с заменой насосного оборудования.

Опасных физико-геологических явлений, выражающихся в образовании оползней, в районе расположения гидроузла не имеется.

Отличительной особенностью эксплуатации гидроэлектростанции является использование оборудования с большими объёмами масла - это гидрогенераторы, маслонапорные установки, трансформаторы, масляные выключатели.

В целях предотвращения загрязнения грунтов, поверхностных и подземных вод нефтепродуктами, при проектировании, строительстве и эксплуатации станции были выполнены природоохранные мероприятия. Однако, анализ возможных аварийных ситуаций показал, что при возникновении аварии, связанной с пожаром, не на всех участках были предусмотрены меры в соответствии с современными нормативными природоохранными требованиями.

Выявленные по объекту недостатки, которые могут привести к негативным последствиям для состояния окружающей среды, не связаны с проектными решениями по модернизации Фархадской ГЭС, а являются следствием строительства станции в 1948 году в соответствии с действующими в те времена нормами и правилами.

Так, сбор замасленных производственных стоков, которые могут образоваться в момент аварии при пожаре на силовых трансформаторах и на гидрогенераторах станции при строительстве Фархадской ГЭС не предусматривался.

Настоящим проектом модернизации современные требования учтены в той мере, которую можно технически выполнить в условиях уже построенного объекта.

При пожаротушении из пожарных гидрантов силовых трансформаторов в ПТЭО предусматривается сбор и отвод замасленных стоков в отстойник - маслоотделитель с дальнейшей очисткой замасленных стоков на фильтрах «Автопен-2ст» до значений 0,05мг/л, с отведением их в нижний бьеф и далее русло реки Сырдарьи.

Проектом модернизации при замене трансформаторов будут выполнены обетонированные поддоны с металлической облицовкой, заполненные гравием. Вся площадка ОРУ при реконструкции будет покрыта слоем гравия в противопожарных целях, а также защитным слоем, чтобы в случае разлива масла, исключить его проникновение в грунты и грунтовые воды при разрыве бака трансформатора.

Для слива масла из помещения маслохранилища в случае разгерметизации емкостей предусмотрено 2 аварийных подземных резервуара общим объёмом 135м³. Резервуары представляют собой бетонированные ёмкости, которые связаны с маслохранилищем подземным трубопроводом. Через бетон в ёмкости поступает дренажная вода, которую периодически приходится откачивать. При проведении модернизации необходимо предусмотреть гидроизоляцию емкостей.

Предусмотренная проектом замена маслонасосов и ремонт маслосодержащего оборудования сокращает вероятность протечек и попадания масла в поверхностные водотоки с технологическими стоками.

После завершения модернизации расходы водопотребления, объём и состав стоков на объекте останутся без изменений.

Технологические стоки ГЭС, а также дренажные стоки являются условно чистыми и сбрасываются в отводящий канал станции и далее в русло реки Сырдарья.

Для предупреждения затопления фильтрационными водами подземной части здания станции, помещений и оборудования проектом предусмотрена полная модернизация оборудования и капитальный ремонт дренажной насосной первой и второй очереди с откачкой дренажных вод от здания станции и пристанционной площадки.

Отвод хозяйственно-бытовых стоков осуществлялся ранее системой канализации в нижний бьеф и далее в русло реки Сырдарья, что является недопустимым. Проектом модернизации будет решен вопрос отвода хозяйственно-бытовых стоков в канализационный коллектор города Ширин, либо путём строительства очистных сооружений вблизи объекта.

Основные проектные решения по модернизации Фархадской ГЭС после её завершения не приведут к образованию дополнительных источников выбросов, за исключением залповых источников дизельных генераторов на пристанционной площадке и водосливной плотине.

Предложенные в проекте дизельные установки производства Великобритании отвечают последним требованиям экологических нормативов мировых стандартов и при их эксплуатации уровень загрязнения атмосферного воздуха за границами предприятия не превысит нормативных значений.

Видовой и количественный состав отходов станции после завершения модернизации также не изменится, за исключением отхода черного и цветного металла (медь), который образуется при замене оборудования гидротурбин, обмоток статора генератора и кабелей. Отход будет временно храниться на территории ГЭС и затем утилизироваться в установленном порядке.

Проектом предусматривается замена вышедшего из строя электрооборудования, установка систем автоматической пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения генераторов с соответствующей контрольной аппаратурой и системой обработки данных. Это позволит ликвидировать пожар в короткие сроки и свести к минимуму технические, экономические и экологические ущербы.

Предусмотренная проектом замена маслонасосов и ремонт маслонаполняемого оборудования с заменой прокладок и т.д. сокращает вероятность протечек и попадания масла на поверхность бетонных конструкций и смыва его в поверхностные водотоки с технологическими стоками.

Замена на ОРУ-110/35 кВ масляных выключателей на современные элегазовые, и двух масляных трансформаторов на сухие значительно сократит на объекте количество маслонаполняемого оборудования, что позволит минимизировать риск загрязнения маслопродуктами грунтов и поверхностных водотоков в случае аварийной ситуации.

Модернизация станции будет проводиться без дополнительного изъятия земель на территории существующего гидроузла.

Работы по демонтажу существующего и установке нового оборудования продлятся в течение четырех лет, с выводом в ремонт двух агрегатов в 2014 году (Г-1 и Г-2); в 2015 году (Г-3 и Г-4).

Замена гидротурбин и генераторов агрегатов Г-1, Г-2, рабочих колёс гидротурбин и обмоток статора на генераторах на агрегатах Г-3, Г-4 позволит увеличить межремонтные периоды работы гидроагрегатов, что приведёт к сокращению количества выбросов при проведении ремонтных работ (сварочные, окрасочные работы).

Таким образом, модернизация Фархадской ГЭС приведет к более надежной и безопасной работе оборудования, повысит мощность станции и выработку электроэнергии, продлит срок эксплуатации установленного оборудования.

В то же время, для минимизации степени воздействия Фархадской ГЭС на природную среду в проекте были предложены дополнительные природоохранные мероприятия.

· Привести открытый склад ГСМ в соответствие с требованиями норм проектирования (обваловка емкостей, устройство подземной ёмкости с маслоотстойником для принятия дождевых стоков и возможных утечек и проливов).

· Предусмотреть гидроизоляцию обетонированных подземных емкостей (для слива масла из маслохранилища) для исключения поступления в ёмкости дренажных вод и предотвращения загрязнения их маслопродуктами.

· Для предотвращения загрязнения грунтов и поверхностных вод в случае пожара на трансформаторах (Т-7, Т-8) на площадке ОРУ-110/35 кВ предусмотреть заглубленный маслосборник, который позволит принять стоки пожаротушения из пожарных гидрантов и масло из бака одного трансформатора.

· Решить вопрос с хозяйственно-бытовыми стоками - предусмотреть отведение их в канализационный коллектор города Ширин или организовать строительство очистных сооружений на территории Фархадской ГЭС - для исключения загрязнения поверхностных вод.

Экологический анализ основных проектных решений модернизации показал, что они приняты с учётом минимального воздействия на элементы природной среды, с использованием новейших достижений в гидротурбостроении с применением автоматических систем управления технологическими процессами на всех агрегатах ГЭС.

При условии соблюдения дополнительных природоохранных мероприятий, предложенных в данной работе, эксплуатация Фархадской ГЭС после модернизации не вызовет необратимых последствий в экологической обстановке района размещения станции.

7. Часть БЖД

7.1 Водоснабжение, канализация и пожаротушение

На Фархадской ГЭС было проведено обследование системы хоз-питьевого водоснабжения, хоз-бытовой канализации, системы пожаротушения здания станции.

7.1.1 Система пожаротушения

Основными объектами пожаротушения гидроузла являются: здание станции, кабельные туннели, ОРУ, силовые трансформаторы у здания ГЭС

Пожаротушение всех объектов принято водой, для чего предусматривается противопожарный водопровод высокого давления.

В соответствии с действующими нормами: КМК 2.,04.02-97, КМК 2.04.01-98, ШНК 2.04.09-2007, нормами технологического проектирования гидроэлектростанций ВНТ П41-85, «Инструкция по проектированию противопожарной защиты электрических предприятий» РД 34.49.101.87. для объектов гидроузла предусматривается наружное пожаротушение из пожарных гидрантов, внутреннее - из пожарных кранов.

В здание станции необходимо произвести реконструкцию существующей системы пожаротушения, которая за период эксплуатации физически и морально устарела. Для этого в рамках модернизации намечается замена насосов пожаротушения на новые, с параметрами:

- марка К100-65-250 Q=90м³ , Н=85м., N=45 кВт.

Разработчиками могут быть рекомендованы импортные насосы с теми же параметрами, обладающие преимуществами и надежностью в эксплуатации (так как мощность их меньше, срок службы дольше). Однако в рамках разрабатываемого ПТЭО не удалось получить от фирмы - изготовителя сведений по стоимости насосов, поэтому вопрос выбора поставщика может быть перенесен на стадию тендерных торгов, а в сметном расчете ПТЭО приведена стоимость насосов К100-65-250.

Существующая система пожаротушения гидрогенераторов рассчитана на ручное управление и не соответствует действующим в настоящее время технологическим нормам и правилам. Необходима замена системы пожаротушения гидрогенераторов с ручного на автоматическое с установкой узлов ЗПУ с электрифицированными задвижками. Установка системы автоматического пожаротушения требует замены существующей запорной и контрольной арматуры и установки системы обработки данных.

Из-за изношенности системы пожаротушения необходимо заменить все трубопроводы, арматуру и пожарные краны на новые. Определен объем работ по реконструкции системы и заложен в расчеты стоимости.

При пожаротушении из пожарных гидрантов силовых трансформаторов, установленных на пристанционной площадке, предусматривается организованный отвод замасленных стоков на сооружения по отстаиванию и очистке замасленных вод.

Указанные сооружения расположены на правом берегу за трансформаторной площадкой и состоят из отстойника, совмещенного с насосной станцией откачки замасленных стоков, и фильтров «Автопен-2ст».

При пожаротушении из пожарных гидрантов силовых трансформаторов, замасленная смесь отводится самотеком в отстойник - маслоотделитель трубопроводом ?250мм.

Объем отстойника маслоотделителя рассчитан на одновременный прием аварийного слива масла из трансформаторов, воды пожаротушения, дождевых и талых вод.

После пожаротушения трансформаторов водомаслянная эмульсия, поступающая в отстойник, должна отстоятся в течении двух часов.

При накоплении в отстойнике определенного количества отстоянного масла, оно переносным насосом откачивается в передвижную емкость (машину) и отвозится на регенерацию или утилизацию.

Сбросные воды, имеющие после отстоя концентрацию маслопродуктов до 50 мг/л, стационарными насосами марки КМ 50-32-125 (один рабочий, другой резервный) подаются для доочистки на фильтры «Автопен-2ст.» При рабочем режиме - режиме фильтрования сточная вода насосами подается в фильтр 1 ступени, где проходит снизу вверх фильтрующую загрузку и освобождается от основной массы загрязнений. Затем сточная поступает на фильтр 2-й ступени, после которого концентрация маслопродуктов в воде составит 0,3 мг/л ,что позволяет условно- чистые стоки сбросить в нижний бъеф или в сеть ирригации.

При загрязнении фильтрующей загрузки фильтры промываются чистой водой из системы противопожарного водопровода пристанционной площадки.

Система отвода замасленных стоков выполняется из стальных электросварных труб.

7.1.2 Хоз-питьевой водопровод

Основными потребителями питьевой воды на гидроузле являются дежурный персонал ГЭС, рабочие при проведении ремонтных работ и рабочие в период реконструкции ГЭС.

За источник хоз-питьевого водоснабжения принят существующий хоз- питьевой водопровод с водозабором из городской сети.

Для хоз-питьевых целей здания станции вода подается трубопроводом ?50мм к санузлам.

Нормы водопотребления и свободные напоры у приборов приняты в соответствии с КМК 2.04.01-98. Система находится в исправном состоянии и соответствует действующим нормам и требованиям. В последние годы был произведен ремонт системы водоснабжения силами предприятия.

7.1.3 Хоз-бытовая канализация

Сточные воды здания станции отводятся самотечным трубопроводом ?100мм в существующую сеть пристанционной площадки.

Ранее запроектированная система хоз-бытовой канализации не отвечает современным правилам охраны поверхностных вод от загрязнений и экологическим нормам. Требуется заменить существующую систему отвода хоз-фекальных стоков.

Предлагается два варианта решения хоз- бытовой канализации:

1) Хоз-бытовые стоки от бытовых помещений здания станции и СПК сбрасываются в железобетонную накопительную емкость объемом 25м³, которые после заполнения емкости вывозятся спецавтотранспортом на существующие канализационные станции.

2) Выполнить самостоятельные очистные сооружения хоз-бытовой канализации. Сточные воды от объектов пристанционной площадки собираются в канализационной насосной станции малой производительности (КНС).Затем канализационная насосная станция перекачивает все стоки на малые очистные сооружения механической и биологической очистки канализационных стоков. В состав очистных сооружений входят: септик и поля подземной фильтрации с искусственным гравийным основанием.

7.2 Электроосвещение

Электроосвещение сооружений и площадки НСУ

В здании станции предусматривается замена существующих щитов рабочего и аварийного освещения. Вновь устанавливаемый щит состоит из трех панелей: две панели с линейными автоматами и секционной панелью для рабочего освещения. Щит аварийного освещения состоит из двух блоков (БАО), которые имеют питание от панелей рабочего освещения и от щита постоянного тока.

Во всех существующих помещениях щитки, сеть освещения и светильники демонтируются и устанавливаются светильники с энергосберегающими люминесцентными лампами, щитки для питания освещения и прокладывается новая сеть освещения.

Наружное освещение территории и ОРУ также подлежит замене.

В проектируемых зданиях устанавливаются щитки для питания сети освещения. Освещение выполняется светильниками с люминесцентными лампами и энергосберегающими лампами.

Электроосвещение сооружений головного узла

На головном узле водосливной плотины и регуляторе деривационного канала предусматривается замена существующего наружного освещения. Для этого оборудование и материалы на опорах демонтируются. На существующие опоры устанавливаются двухрожковые кронштейны, современные светильники с натриевой лампой, клеммные коробки и прокладывается провод внутри опоры.

Освещение дороги между водосливной плотиной и регулятором деривационного канала выполняется на вновь установленных опорах.

Управление освещением осуществляется автоматически выключателями, установленными вблизи питающих комплектных трансформаторных подстанций. От автоматических выключателей прокладывается кабель с алюминиевыми жилами в существующем кабельном канале для подключения светильников.

7.3 Компоновка электротехнических устройств

Все силовое электротехническое оборудование устанавливается на местах демонтируемого соответствующего оборудования.

В связи со стесненными условиями, для обеспечения габаритов маслоприемников, в соответствии с требованиями ПУЭ-2011г. приняты к установке главные силовые трансформаторы с системой охлаждения типа «ДЦ» с отдельностоящими маслоохладителями, которые устанавливаются рядом с трансформаторами в пределах маслоприемников на отм. 295,80.

В машинном зале ГЭС на отм. 295,80 со стороны нижнего бьефа устанавливаются системы управления агрегатами. Конструктивно система управления выполнена на базе металлоконструкций «RITAL» шкафного исполнения. В одном ряду с системами управления агрегатов устанавливаются два шкафа защиты блока «генератор-трансформатор».

Системы возбуждения агрегатов №№1,2 устанавливаются в машзале ГЭС на отм. 295,80 со стороны нижнего бьефа на места демонтируемых систем возбуждения агрегатов №№1,2.

Системы возбуждения агрегатов №№3,4 устанавливаются в машзале на отм. 295,80 со стороны верхнего бьефа на места демонтируемых систем возбуждения агрегатов №№3,4. Выпрямительные трансформаторы устанавливаются в помещении линейных выводов генераторов №№ 1,2 и №№ 3,4 на отм. 292,30 и отм. 291,20 соответственно.

В помещении Центрального пульта управления на отм. 299,66 устанавливаются: Главный информационный щит и двухместное рабочее место ДИСа, Центральный Сервер сбора данных, панель гидротехнических измерений, панель телемеханики и телеизмерения, панель преобразователей, программно-технический комплекс основного здания, панели релейной защиты. В помещении ЦПУ и щитовой ЦПУ необходимо установить кондиционеры для поддержания необходимой температуры для работы микропроцессорных устройств. Инвертор и защитное переключающее устройство устанавливаются на Узле связи (напорный бассейн).

Щит постоянного тока 230В состоит из 5-ти шкафов: шкафа ввода ШВ, шкафов отходящих линий ШОЛ1, ШОЛ2 (I и II секции ЩПТ), установленных на место демонтируемого ЩПТ в помещении КРУ-10кВ, и шкафов отходящих линий ШОЛ3, ШОЛ4 ( III и IV секции ЩПТ), установленных в помещении 48В на отм. 295.80 ЗС на место демонтируемого щита оперативного тока 230В ЗС. Шкафы ШОЛ3 (III секция), ШОЛ4 (IV секция) с АВР от I и II секции ЩПТ являются продолжением ЩПТ 230В.

Комплектное распределительное устройство внутренней установки типа К-63, щит постоянного тока I и II секция, выпрямители АБ, ПТК ОРУ, панели релейной защиты линий 110/35кВ устанавливаются в помещении КРУ-10 кВ (бывшего РУ 6 кВ), см. чертеж №1770-25-1-ЭМ л.5.

Трансформаторы собственных нужд размещаются в помещении трансформаторов СН на отм. 291,20, находящемся под помещением главного щита СН на отм. 295,97 м.

Главный щит СН 0.4 кВ, щит рабочего и аварийного освещения ЗС устанавливаются в помещении главного щита СН на отм. 295,97 на места демонтируемого аналогичного оборудования. Существующий щит аварийного освещения ЗС, установленный на ГЩУ отм. 299,66 м, демонтируется.

На ОРУ-110 и 35 кВ выполняется замена оборудования в соответствии с главной схемой с демонтажом старых и устройством новых фундаментов.

Существующие зональные ящики ОРУ-110/35 кВ заменяются на пункты распределительные постоянного и переменного тока.

В связи с изменением схемы ОРУ-110 кВ производится расширение ОРУ на 2 ячейки, что требует небольшого увеличения площадки сверх отведенной территории. Этот вопрос требует проработки на следующей стадии проектирования.

В кабельном туннеле предусматривается частичная замена кабельных конструкций (стойки, полки, лотки) с ремонтом бетонных поверхностей.

Заключение

На основе выполненных работ сделаны следующие выводы:

- предложена замена существующих №1 и №2 гидротурбины типа ПЛ/587-ВМ-400 на ПЛ 40/587а-В-400 и это дает возможность увеличить мощности гидротурбин №1 и №2 до 31,5 МВт;

- предложена замена существующих №3 и №4 гидротурбин типа РО-ВМ-406,4 на РО 45/820-ВМ-406,4 и это дает возможность увеличить мощности гидротурбин №3 и №4 до 34,7 МВт ;

- замененные гидрогенераторы Г-1 и Г-2 развивают номинальную мощность 30,2 МВт каждый, что соответствует их полной мощности 37,75 МВА при cos =0,8;

- модернизация существующих гидрогенераторов Г-3 и Г-4 развивают номинальную мощность 33,3 МВт каждый, исходя из их полной мощности 41,125 МВА при cos =0,81.

- трансформаторы Т-1, Т-2 - производится замена двух трансформаторов мощностью 40500 кВА и 40000 кВА трансформаторами ТДЦ-42000/110.

- трансформаторы Т-3, Т-4 - производится замена двух групп однофазных трансформаторов мощностью 3х14000 кВА двумя группами трансформаторов 3хОДЦ-16000/110.

- РУ-6 кВ заменяется на новое современное КРУ 10 кВ типа К-63.

- предложена замена двух масляных трансформаторов собственных нужд Т-10 и Т-11 мощностью 1500 кВА каждый на сухие трансформаторы мощностью 1600 кВА.

- существующий главный щит СН 0,4 кВ (односекционный) заменяется на двухсекционный щит 0,4 кВ новой разработки.

- установленная мощность Фархадской ГЭС в результате замены и модернизации оборудования составит 127,0 МВт.

- увеличение номинальной мощности после модернизации гидростанции, в сравнении с фактически развиваемой в настоящее время, составит 13,0 МВт (11,4%).

Список использованной литературы

Официальные документальные материалы:

1. Каримов И.А. Узбекистан по пути углубления экономических реформ. - Ташкент: Узбекистан, 1995.

2. Каримов И.А. Мировой финансово-экономический кризис, пути и меры по его преодолению в условиях Узбекистана. -Ташкент: Узбекистан, 2009.

Техническая литература:

3. Арефьев Н.В., Хрисанов Н.И. Экологическое обоснование гидроэнергетического строительства: Учебное пособие. Л.: Изд-во СПбГТУ, 1992.

4. Использование водной энергии: Учебник для вузов /Под ред. Ю.С. Васильева. - М.: Энергоиздат, 1995.

5. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанции/ Под ред. Ю.С. Васильева и Д.С. Щавелева. М.:Энергоатомиздат, 1988. Т.I.

6. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанции/ Под ред. Ю.С. Васильева и Д.С. Щавелева. М.:Энергоатомиздат, 1989. Т.II.

7. Бакиров М.С. Гидравлика и гидравлические машины. Учеб. пособие. Стерлитамак: Изд-во СГПИ, 2000.

8. Балаков Ю.Н. Проектирование схем электроустановок.- М.: Издательский дом МИЭ, 2-е изд., 2006.

9. Безруких П. П., Стребков Д. С. Состояние, перспективы и проблемы развития возобновляемых источников энергии // Малая энергетика. 2005. №1-2.

10. Васильев Ю.С., Саморуков И.С., Хлебников С.Н. Основное энергетическое оборудование гидроэлектростанций. Учеб. пособие. СПб.: Изд-во СПбГТУ, 2002.

11. ГОСТ 23956-80. Турбины гидравлические. Термины и определения.

12. ГОСТ 27528-87. Турбины гидравлические поворотно-лопастные, радиально-осевые. Типы. Основные параметры.

13. ГОСТ 28446-90. Оценка кавитационной эрозии в гидротурбинах, насосах гидроаккумулирующих станций и насосах-турбинах.

14. ГОСТ 28842-90. Турбины гидравлические. Методы натурных приемочных испытаний.

15. ГОСТ 51238-98. Нетрадиционная энергетика. Гидроэнергетика малая. Термины и определения.

16. Методика определения эффективности капитальных вложений. М.: Энергоатомиздат, 1988.

17. Прошкина, И. Возобновляемая энергия проблемы и перспективы/ И. Прошкина // Экология и жизнь : Научно-популярный журнал. - 2008. - N6. - С. 28-30.

18. Рекомендации по проектированию технологической части гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций (СО 153-34.20.161-2003). - М. : ЭНАС, 2004.

19. Руководство по экономическому выбору проектных решений при проектировании гидроэнергетических объектов. М.: Минэнерго СССР, 1984.

20. Технико-экономические характеристики малой гидроэнергетики (справочные материалы). Методическое пособие. Под. ред. В.И. Виссарионова. М.: издательство МЭИ 2001 г. 11-12 с.