ПРОЕКТИРОВАНИЕ АМЕДИЧЕНСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ АЛДАН. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЗАТВОРОВ В ЗИМНЕМ РЕЖИМЕ
|
ВВЕДЕНИЕ 9
1.1 Природные условия 10
1.2 Климат 10
1.3 Гидрологические данные 10
2 Водно-энергетические расчеты 12
2.1 Исходные данные 12
2.1.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного
года при заданной обеспеченности стока 13
2.1.2 Выбор расчетного средневодного года (р = 50%) 14
2.1.3 Выбор расчетного маловодного года (р = 90%) 14
2.2 Выбор установленной мощности на основе водноэнергетических
расчетов 15
2.2.1 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 15
2.2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 17
2.2.3 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими
электростанциями 19
2.2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом
требований водохозяйственной системы 20
2.2.5 Водно-энерегетические расчеты режима работы ГЭС в
маловодном году 23
2.3 Баланс мощности и энергии 27
2.3.1 Определение установленной мощности проектируемой ГЭС и
планирование капиатальных ремонтов. Баланс мощности и энергии в энергосистеме 27
2.3.2 Водно-энергетический расчет режима работы проектируемой
ГЭС в среднем по водности году 30
3 Основное и вспомогательное оборудование 32
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 32
3.1.1 Построение режимного поля 32
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным
характеристикам 33
3.1.3 Определение параметров турбин 34
3.1.4 Проверка работы гидротурбины при ограничении по
минимальному расходу 37
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 37
3.2.1 Определение отметки уставановки гидротурбины для
обеспечния ее безкавитационной работы 37
3.2.2 Работа одного агрегата с установленной мощностью и Hmax 38
3.2.3 Работа одного агрегата с расчетной мощностью и Нрасч 38
3.2.4 Работа одного агрегата с Hmin и соотвествующей мощностью на
линии ограничения пропускной способности турбины 39
3.2.5 Выбор МНУ 39
3.3 Выбор гидрогенератора 40
4 Электрическая часть 42
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединении ГЭС 42
4.1.1 Выбор основного оборудования ГЭС 42
4.1.1.1 Выбор синхронных генераторов 42
4.2 Выбор повышающих трансформаторов 43
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 43
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с
укрупненным блоком 43
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 44
4.2.4 Выбор отходящих воздушных линий РУ ВН 44
4.3 Выбор схемы РУ ВН 46
4.3.1 Расчет токов короткого замыкания 46
4.3.1.1 Расчет исходных данных 46
4.3.1.2 Расчет токов короткого замыкания на сборных шинах 47
4.4 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 48
4.5 Выбор генераторных выключателей и разъединителей 49
4.6 Выбор трансформаторов тока и напряжения 50
4.7 Выбор параметров КРУЭ 50
5 Релейная защита и автоматика 52
5.1 Расчёт номинальных токов 52
5.2 Перечень защит основного оборудования 52
5.3 Параметры защищаемого оборудования 54
5.4 Описание защит и расчет их уставок 55
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (I AG) 55
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 57
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 60
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 60
5.4.5 Защита от семмитричных перегрузок (I1) 63
5.4.6 Дистанционная защита генератора Z1 <, Z2 < 65
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 68
5.4.8 Матрица отключений 70
5.4.9 Уставки 71
6 Компоновка и сооружения гидроузла 72
6.1 Определение типа плотины 72
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 72
6.3 Определение отметки гребня плотины 72
6.4 Гидравлические расчеты 74
6.4.1 Определение ширины водосливного фронта 74
6.4.2 Определение отметки гребня водослива 75
6.4.3 Проверка водослива на пропуск поверочного расхода 76
6.4.4 Построение практического профиля водослива 77
6.4.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 78
6.4.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 80
6.4.7 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные
водосбросы 82
6.5 Конструирование плотины 83
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 83
6.5.2 Разрезка бетонных плотин швами 84
6.5.3 Быки 84
6.5.4 Устои 84
6.5.5 Галереи в теле плотины 84
6.5.6 Дренаж тела бетонных плотин 85
6.6 Основные элементы подземного контура плотины 85
6.6.1 Противофильтрационные завесы 85
6.6.2 Дренажные устройства в основании скальных грунтов 87
6.7 Определение сокращённого состава нагрузок на плотину для
основного сочетания нагрузок и воздействий 87
6.7.1 Вес водосливной плотины 87
6.7.2 Сила гидростатического давления воды 88
6.7.3 Равнодействующая взвешивающего давления 88
6.7.4 Сила фильтрационного давления 88
6.7.5 Давление грунта 89
6.7.6 Волновое давление 89
6.8 Расчёт прочности плотины 90
6.9 Критерии прочности 92
6.10 Расчёт устойчивости плотины 93
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Ростовской
ГЭС. Охрана труда и противопожарная безопасность 95
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 95
7.2 Противопожарная безопасность 97
7.2.1 Пожаротушение гидрогенераторов 99
7.2.2 Пожаротушение силовых трансформаторов 99
7.2.3 Пожаротушение кабельных сооружений 100
7.2.4 Пожаротушение станционного маслохозяйства 100
7.3 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 100
7.4 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 102
7.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 103
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации .... 105
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 105
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 105
8.3 Налоговые расходы 108
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 109
8.5 Оценка инвестиционного проекта 110
8.5.1 Методология, исходные данные 110
8.5.2 Коммерческая эффективность 110
8.5.3 Бюджетная эффективность Ill
9 Эксплуатация затворов в зимнем режиме 112
9.1 Общие сведения 112
9.2 Требования в зимний период 112
9.3 Способы обогрева затворов 114
9.4 Защита гидроцилиндра затвора 115
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 120
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 122
ПРИЛОЖЕНИЕ А-Б
1.1 Природные условия 10
1.2 Климат 10
1.3 Гидрологические данные 10
2 Водно-энергетические расчеты 12
2.1 Исходные данные 12
2.1.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного
года при заданной обеспеченности стока 13
2.1.2 Выбор расчетного средневодного года (р = 50%) 14
2.1.3 Выбор расчетного маловодного года (р = 90%) 14
2.2 Выбор установленной мощности на основе водноэнергетических
расчетов 15
2.2.1 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 15
2.2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 17
2.2.3 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими
электростанциями 19
2.2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом
требований водохозяйственной системы 20
2.2.5 Водно-энерегетические расчеты режима работы ГЭС в
маловодном году 23
2.3 Баланс мощности и энергии 27
2.3.1 Определение установленной мощности проектируемой ГЭС и
планирование капиатальных ремонтов. Баланс мощности и энергии в энергосистеме 27
2.3.2 Водно-энергетический расчет режима работы проектируемой
ГЭС в среднем по водности году 30
3 Основное и вспомогательное оборудование 32
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 32
3.1.1 Построение режимного поля 32
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным
характеристикам 33
3.1.3 Определение параметров турбин 34
3.1.4 Проверка работы гидротурбины при ограничении по
минимальному расходу 37
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 37
3.2.1 Определение отметки уставановки гидротурбины для
обеспечния ее безкавитационной работы 37
3.2.2 Работа одного агрегата с установленной мощностью и Hmax 38
3.2.3 Работа одного агрегата с расчетной мощностью и Нрасч 38
3.2.4 Работа одного агрегата с Hmin и соотвествующей мощностью на
линии ограничения пропускной способности турбины 39
3.2.5 Выбор МНУ 39
3.3 Выбор гидрогенератора 40
4 Электрическая часть 42
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединении ГЭС 42
4.1.1 Выбор основного оборудования ГЭС 42
4.1.1.1 Выбор синхронных генераторов 42
4.2 Выбор повышающих трансформаторов 43
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 43
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с
укрупненным блоком 43
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 44
4.2.4 Выбор отходящих воздушных линий РУ ВН 44
4.3 Выбор схемы РУ ВН 46
4.3.1 Расчет токов короткого замыкания 46
4.3.1.1 Расчет исходных данных 46
4.3.1.2 Расчет токов короткого замыкания на сборных шинах 47
4.4 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 48
4.5 Выбор генераторных выключателей и разъединителей 49
4.6 Выбор трансформаторов тока и напряжения 50
4.7 Выбор параметров КРУЭ 50
5 Релейная защита и автоматика 52
5.1 Расчёт номинальных токов 52
5.2 Перечень защит основного оборудования 52
5.3 Параметры защищаемого оборудования 54
5.4 Описание защит и расчет их уставок 55
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (I AG) 55
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 57
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 60
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 60
5.4.5 Защита от семмитричных перегрузок (I1) 63
5.4.6 Дистанционная защита генератора Z1 <, Z2 < 65
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 68
5.4.8 Матрица отключений 70
5.4.9 Уставки 71
6 Компоновка и сооружения гидроузла 72
6.1 Определение типа плотины 72
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 72
6.3 Определение отметки гребня плотины 72
6.4 Гидравлические расчеты 74
6.4.1 Определение ширины водосливного фронта 74
6.4.2 Определение отметки гребня водослива 75
6.4.3 Проверка водослива на пропуск поверочного расхода 76
6.4.4 Построение практического профиля водослива 77
6.4.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 78
6.4.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 80
6.4.7 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные
водосбросы 82
6.5 Конструирование плотины 83
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 83
6.5.2 Разрезка бетонных плотин швами 84
6.5.3 Быки 84
6.5.4 Устои 84
6.5.5 Галереи в теле плотины 84
6.5.6 Дренаж тела бетонных плотин 85
6.6 Основные элементы подземного контура плотины 85
6.6.1 Противофильтрационные завесы 85
6.6.2 Дренажные устройства в основании скальных грунтов 87
6.7 Определение сокращённого состава нагрузок на плотину для
основного сочетания нагрузок и воздействий 87
6.7.1 Вес водосливной плотины 87
6.7.2 Сила гидростатического давления воды 88
6.7.3 Равнодействующая взвешивающего давления 88
6.7.4 Сила фильтрационного давления 88
6.7.5 Давление грунта 89
6.7.6 Волновое давление 89
6.8 Расчёт прочности плотины 90
6.9 Критерии прочности 92
6.10 Расчёт устойчивости плотины 93
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Ростовской
ГЭС. Охрана труда и противопожарная безопасность 95
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 95
7.2 Противопожарная безопасность 97
7.2.1 Пожаротушение гидрогенераторов 99
7.2.2 Пожаротушение силовых трансформаторов 99
7.2.3 Пожаротушение кабельных сооружений 100
7.2.4 Пожаротушение станционного маслохозяйства 100
7.3 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 100
7.4 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 102
7.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 103
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации .... 105
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 105
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 105
8.3 Налоговые расходы 108
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 109
8.5 Оценка инвестиционного проекта 110
8.5.1 Методология, исходные данные 110
8.5.2 Коммерческая эффективность 110
8.5.3 Бюджетная эффективность Ill
9 Эксплуатация затворов в зимнем режиме 112
9.1 Общие сведения 112
9.2 Требования в зимний период 112
9.3 Способы обогрева затворов 114
9.4 Защита гидроцилиндра затвора 115
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 120
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 122
ПРИЛОЖЕНИЕ А-Б
Целью бакалаврской работы является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции, с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач, найти правильные проектные решения.
В данной работе приведён полный расчёт Амедиченской ГЭС, включая компоновочные решения и применяемое оборудование, а также рассчитана экономическая эффективность.
В данной работе приведён полный расчёт Амедиченской ГЭС, включая компоновочные решения и применяемое оборудование, а также рассчитана экономическая эффективность.
В работе рассчитаны и определены основные элементы и параметры Амедиченской ГЭС высотой 93,0 м на реке Алдан, являющимся сооружением I класса.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность ГЭС, а также определена зона ее работы в суточном графике нагрузки. Установленная мощность составила Ауст = 1205 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 425,6 м. Полезный объем при данных отметках НПУ 455 м и УМО составляет 14,6 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 8,65 млрд.кВт-ч.
На третьем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы, на которой определены следующие напоры:
- максимальный 90,0 м;
- расчетный 73,2 м;
- минимальный 58,0 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 3250 м3/с.
При выборе турбин рассматривался вариант турбины ПЛД90а-В-45 с разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант турбины ПЛД90а-В-45 с четырьмя гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 7,1 м.
По справочным данным для выбранной РО турбины с синхронной частотой вращения 100 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ- 1639/156-56 с номинальной активной мощностью 317 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства КРУЭ - 500кВ: две системы сборных шин с тремя выключателями (схема «3/2»). По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-400000/500; трансформаторы общестанционных собственных нужд на напряжение 15,75/6,3 кВ -ТРДНС-10000/15,75, на напряжение 6,3/0,4 - ТСЗ-1000/6,3; для воздушных ЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 300/66.
В качестве распределительного устройства выбрано КРУЭ-500 кВ разработанное ОАО ВО «Электроапарат» ЯОУ-500. В соответствии с рассчитанным током КЗ проходящим через генераторный выключатель подходит единственный генераторный выключатель HECS компании ABB, его и выбираем.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловой. Здание ГЭС - приплотинного типа.
В состав гидроузла входят следующие подпорные сооружения I класса:
- левобережная бетонная плотина - 59,8 м;
- станционная часть - 112,2 м;
- бетонная водосливная плотина длиной -192,5 м;
- правобережная бетонная плотина - 63,6 м.
Далее определены габаритные размеры и характерные отметки:
- отметка подошвы водосливной плотины - 359 м;
- отметка гребня водослива - 332 м;
- число водосливных отверстий - 4;
- ширина водосливных отверстий в свету - 12 м;
- отметка гребня - 458,74 м;
Для сопряжения бьефов выбрано устройство носка-трамплина.
Для снятия фильтрационного противодавления из специальных галерей устроены цементационная и дренажная завесы.
Плотина разделена на секции постоянными сквозными температурно-осадочными швами.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном нагрузок. В результате расчетов методом предельного состояния 1 группы коэффициент надежности по ответственности сооружения составляет 1,37 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25).
После были определены основные технике -экономические показатели: период окупаемости равен 60 мес., чистый приведенный доход равен 67 млн. руб., индекс прибыльности равен 1,87, себестоимость электроэнергии равна 0,48 руб/кВт*час, удельные капиталовложения 73889,05 руб./кВт.
Таким образом, строительство Амедиченсской ГЭС можно считать экономически целесообразным.
В качестве спецвопроса была рассмотрена тема эксплуатации затворов в зимнем режиме.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность ГЭС, а также определена зона ее работы в суточном графике нагрузки. Установленная мощность составила Ауст = 1205 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 425,6 м. Полезный объем при данных отметках НПУ 455 м и УМО составляет 14,6 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 8,65 млрд.кВт-ч.
На третьем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы, на которой определены следующие напоры:
- максимальный 90,0 м;
- расчетный 73,2 м;
- минимальный 58,0 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 3250 м3/с.
При выборе турбин рассматривался вариант турбины ПЛД90а-В-45 с разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант турбины ПЛД90а-В-45 с четырьмя гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 7,1 м.
По справочным данным для выбранной РО турбины с синхронной частотой вращения 100 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ- 1639/156-56 с номинальной активной мощностью 317 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства КРУЭ - 500кВ: две системы сборных шин с тремя выключателями (схема «3/2»). По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-400000/500; трансформаторы общестанционных собственных нужд на напряжение 15,75/6,3 кВ -ТРДНС-10000/15,75, на напряжение 6,3/0,4 - ТСЗ-1000/6,3; для воздушных ЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 300/66.
В качестве распределительного устройства выбрано КРУЭ-500 кВ разработанное ОАО ВО «Электроапарат» ЯОУ-500. В соответствии с рассчитанным током КЗ проходящим через генераторный выключатель подходит единственный генераторный выключатель HECS компании ABB, его и выбираем.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловой. Здание ГЭС - приплотинного типа.
В состав гидроузла входят следующие подпорные сооружения I класса:
- левобережная бетонная плотина - 59,8 м;
- станционная часть - 112,2 м;
- бетонная водосливная плотина длиной -192,5 м;
- правобережная бетонная плотина - 63,6 м.
Далее определены габаритные размеры и характерные отметки:
- отметка подошвы водосливной плотины - 359 м;
- отметка гребня водослива - 332 м;
- число водосливных отверстий - 4;
- ширина водосливных отверстий в свету - 12 м;
- отметка гребня - 458,74 м;
Для сопряжения бьефов выбрано устройство носка-трамплина.
Для снятия фильтрационного противодавления из специальных галерей устроены цементационная и дренажная завесы.
Плотина разделена на секции постоянными сквозными температурно-осадочными швами.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном нагрузок. В результате расчетов методом предельного состояния 1 группы коэффициент надежности по ответственности сооружения составляет 1,37 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25).
После были определены основные технике -экономические показатели: период окупаемости равен 60 мес., чистый приведенный доход равен 67 млн. руб., индекс прибыльности равен 1,87, себестоимость электроэнергии равна 0,48 руб/кВт*час, удельные капиталовложения 73889,05 руб./кВт.
Таким образом, строительство Амедиченсской ГЭС можно считать экономически целесообразным.
В качестве спецвопроса была рассмотрена тема эксплуатации затворов в зимнем режиме.