ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПЕРЕГИНСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ЛОВАТЬ. МЕТОДЫ И ПРИБОРЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЯ НА ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ ПЕРЕГИНСКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1. Общая часть 10
1.1. Климат 10
1.2. Гидрологические данные 10
1.3. Инженерно-геологические условия 13
2. Водно-энергетические расчеты 15
2.1. Регулирование стока воды 15
2.1.1. Определение максимальных расчетных расходов 15
2.1.2. Кривые обеспеченности расходов 16
2.1.3. Выбор расчетных гидрографов 19
2.2. Определение установленной мощности на основе водно-энергетических
расчетов 21
2.2.1. Расчет конкурирующих режимов работы ГЭС по бытовому стоку и
по требованиям ВХК 21
2.2.2. Баланс энергии 22
2.2.3. Водно-энергетический расчет в маловодном году 23
2.2.4. Расчет резервов и планирование капитальных ремонтов
оборудования 24
2.2.5. Баланс мощностей 25
2.2.6. Определение установленной мощности 26
2.2.7. Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в средневодном
году 26
3. Гидротурбинное, гидромеханическое и вспомогательное оборудование 28
3.1. Выбор числа и типа агрегатов 28
3.1.1. Построение режимного поля 28
3.1.2. Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам . 29
3.2. Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 34
3.3. Расчет и построение плана бетонной спиральной камеры с плоским
потолком и неполным углом охвата 36
3.4. Выбор типа серийного генератора 40
3.5. Выбор вспомогательного оборудования 40
4. Электрическая часть 41
4.1. Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 41
4.2. Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 41
4.2.1. Выбор синхронного генератора 41
4.2.2. Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночными
блоками 42
4.2.3. Выбор повышающего трансформаторов для схемы с объединенным
блоком 44
4.2.4. Выбор трансформаторов собственных нужд 45
4.3. Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного
устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 46
4.4. Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчета 47
4.5. Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 49
4.6. Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной
схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 50
4.6.1. Расчет исходных данных 50
4.6.2. Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 51
4.7. Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режима 52
4.8. Выбор и проверка электрооборудования 53
4.8.1. Выбор комплектного распределительного устройства на
генераторное напряжение 10,5 кВ 53
4.8.2. Выбор разъединителей на генераторное напряжение 10,5 кВ 54
4.8.3. Выбор трансформаторов тока на генераторное напряжение 10,5 кВ 55
4.8.4. Выбор генераторного анализатора и синхронизатора 55
4.8.5. Выбор выключателей и разъединителей на напряжение 110 кВ 56
4.8.6. Выбор трансформаторов тока и напряжения на напряжение 110 кВ 57
4.9. Выбор вспомогательного электрооборудования 57
5. Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 58
5.1. Релейная защита и автоматика 58
5.2. Технические данные защищаемого оборудования 59
5.3. Перечень защит блока генератор-трансформатор 60
5.4. Расчет номинальных токов, выбор системы возбуждения и
выпрямительный трансформатор 61
5.5. Описание защит и расчет их уставок 64
5.5.1. Расчет уставок МТЗ и ТО преобразовательного трансформатора
(1>ГВ), (1>>ТВ) 64
5.5.2. Продольная дифференциальная защита (IAG) 67
5.5.3. Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 72
5.5.4. Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 75
5.5.5. Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 75
5.5.6. Защита от симметричных перегрузок (I1) 81
5.5.7. Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 84
5.5.8. Защита от перегрузки обмотки ротора 88
5.6. Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 90
5.7. Таблица уставок и матрица отключений защит 90
6. Компоновка и сооружения гидроузла 91
6.1. Назначение класса ГТС 91
6.2. Проектирование сооружений напорного фронта 91
6.2.1. Определение отметки гребня плотины 91
6.2.2. Определение ширины водосливного фронта 93
6.2.3. Определение отметки гребня водослива 94
6.2.4. Проверка пропуска поверочного расчетного расхода 95
6.2.5. Построение профиля водосливной грани 96
6.2.6. Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 98
6.2.7. Расчет водобойной стенки 99
6.2.8. Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные
водосбросы 101
6.3. Конструирование плотины 102
6.3.1. Определение ширины подошвы плотины 102
6.3.2. Разрезка бетонных плотин швами 102
6.3.3. Быки 102
6.3.4. Устои 102
6.3.5. Дренаж тела бетонных плотин 103
6.3.6. Галереи в теле плотины 103
6.3.7. Основные элементы плотины 103
6.4. Конструктивные элементы нижнего бьефа 104
6.4.1. Водобой 104
6.4.2. Рисберма и ковш 104
6.5. Определение основных нагрузок на плотину 105
6.5.1. Вес сооружения и затворов 105
6.5.2. Сила гидростатического давления воды 106
6.5.3. Равнодействующая взвешивающего давления 106
6.5.4. Сила фильтрационного давления 107
6.5.5. Давление грунта 107
6.5.6. Волновое давление 108
6.5.7. Давление пригрузка 109
6.6. Оценка прочности плотины 109
6.7. Критерии прочности плотины и ее основания 111
6.8. Обоснование устойчивости плотины 112
7. Мероприятия по охране окружающей среды 114
7.1. Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 114
7.2. Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 115
7.3. Основные мероприятия по охране окружающей среды в данный
период 116
7.4. Отходы, образующиеся при строительстве 117
7.5. Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 118
8. Мероприятия по пожарной безопасности. Охрана труда 119
8.1. Безопасность гидротехнических сооружений 119
8.2. Опасные производственные факторы, действующие на предприятии .. 120
8.3. Охрана труда Перегинской ГЭС. Общие положения 120
8.4. Требования охраны и безопасности труда по оказанию первой
помощи 123
8.5. Пожарная безопасность 123
8.5.1. Противопожарная безопасность. Общие требования 123
8.5.2. Объекты водяного пожаротушения 125
8.5.3. Подготовка рабочего персонала по пожарной безопасности. Общие
требования 127
8.5.4. Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 128
9. Технико-экономические показатели 130
9.1. Оценка объемов реализации энергии и расходов 130
9.1.1. Оценка объемов реализации электроэнергии 130
9.1.2. Текущие расходы на производство электроэнергии 130
9.1.3. Налоговые расходы 133
9.2. Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности ... 134
9.3. Анализ денежных потоков 135
9.4. Оценка инвестиционного проекта 135
9.4.1. Методология, исходные данные и оценка инвестиционного
проекта 136
9.4.2. Показатели коммерческой эффективности проекта 136
9.4.3. Бюджетная эффективность 137
9.5. Анализ чувствительности 138
10. Методы и приборы определения мест повреждения на линиях
электропередачи 140
10.1. Определение мест повреждения на линиях электропередачи 140
10.2. Классификация методов определения места повреждения 141
10.3. Факторы, влияющие на точность методов ОМП ПАР и волнового
типа 142
10.4. Устройства определения мест повреждения 144
10.4.1. Программные способы расчета мест повреждений ВЛ 144
10.4.2. Устройство Бреслер-0107.090 146
10.4.3. Устройство ШЭ-МТ-151 148
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 150
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 152
ПРИЛОЖЕНИЕ А Водно-энергетические расчеты 156
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Гидротурбинное, гидромеханическое и вспомогательное оборудование 160
ПРИЛОЖЕНИЕ В Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 166
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ ПЕРЕГИНСКОЙ ГЭС
1. Наименование реки Ловать;
2. Наименование ГЭС Перегинская;
3. Местонахождение ГЭС Новгородская область;
4. Тип проектируемой установки ГЭС;
5. Характерные расходы воды:
а) среднемноголетний 60 м3/с;
б) максимальный с обеспеченностью 3,0% 930 м3/с;
в) максимальный с обеспеченностью 0,5% 1085 м3/с;
г) минимальный 70 м3/с;
6. Параметры водохранилища:
а) характер регулирования стока годичный;
б) отметка НПУ 63,00 м;
в) отметка ФПУ 64,00 м;
г) отметка УМО 57,44 м;
д) объем водохранилища полный 3,942 м3;
е) объем водохранилища полезный 1,757 м3;
7. Напоры ГЭС:
а) максимальный 34,22 м;
б) расчетный 26,92 м;
в) минимальный 24,26 м;
8. Энергетические характеристики:
а) установленная мощность 115 МВт;
б) среднемноголетняя выработка электроэнергии 357 млн. кВт’ч;
9. Размеры плотины (общая длина):
а) левобережная каменно-земляная плотина с ядром 182 м;
б) левобережная глухая бетонная плотина 30 м;
в) станционная часть 76,4 м;
г) водосбросная часть 50 м;
д) правобережная глухая бетонная плотина 30 м;
е) правобережная каменно-земляная плотина с ядром 168,7 м;
10. Водосбросные сооружения:
10.1 Поверхностный водослив:
а) число и размер пролетов 3х7 м;
б) общая длина 21 м;
в) максимальная высота 30,5 м;
10.2 Глубинные водовыпуски:
а) число и форма сечения 2, круглое;
б) размеры сечения 3,0 м;
11. Здание ГЭС:
а) тип здания русловое;
б) число агрегатов 3;
в) грунт основания алевролит;
г) тип спиральной камеры бетонная;
д) тип отсасывающей трубы изогнутая;
12. Основное оборудование:
а) тип турбин ПЛ4Оа-В-500;
б) тип генератора СВ-808/130-44;
в) номинальная активная мощность генератора 40 МВт;
г) частота вращения 136,4 об/мин;
д) тип трансформаторов ТД-63000/110-У1;
13. Технико-экономические показатели:
а) срок окупаемости 132 месяцев;
б) себестоимость электроэнергии 0,23 руб/кВт’ч;
в) удельные капиталовложения
ВВЕДЕНИЕ 9
1. Общая часть 10
1.1. Климат 10
1.2. Гидрологические данные 10
1.3. Инженерно-геологические условия 13
2. Водно-энергетические расчеты 15
2.1. Регулирование стока воды 15
2.1.1. Определение максимальных расчетных расходов 15
2.1.2. Кривые обеспеченности расходов 16
2.1.3. Выбор расчетных гидрографов 19
2.2. Определение установленной мощности на основе водно-энергетических
расчетов 21
2.2.1. Расчет конкурирующих режимов работы ГЭС по бытовому стоку и
по требованиям ВХК 21
2.2.2. Баланс энергии 22
2.2.3. Водно-энергетический расчет в маловодном году 23
2.2.4. Расчет резервов и планирование капитальных ремонтов
оборудования 24
2.2.5. Баланс мощностей 25
2.2.6. Определение установленной мощности 26
2.2.7. Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в средневодном
году 26
3. Гидротурбинное, гидромеханическое и вспомогательное оборудование 28
3.1. Выбор числа и типа агрегатов 28
3.1.1. Построение режимного поля 28
3.1.2. Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам . 29
3.2. Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 34
3.3. Расчет и построение плана бетонной спиральной камеры с плоским
потолком и неполным углом охвата 36
3.4. Выбор типа серийного генератора 40
3.5. Выбор вспомогательного оборудования 40
4. Электрическая часть 41
4.1. Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 41
4.2. Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 41
4.2.1. Выбор синхронного генератора 41
4.2.2. Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночными
блоками 42
4.2.3. Выбор повышающего трансформаторов для схемы с объединенным
блоком 44
4.2.4. Выбор трансформаторов собственных нужд 45
4.3. Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного
устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 46
4.4. Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчета 47
4.5. Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 49
4.6. Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной
схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 50
4.6.1. Расчет исходных данных 50
4.6.2. Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 51
4.7. Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режима 52
4.8. Выбор и проверка электрооборудования 53
4.8.1. Выбор комплектного распределительного устройства на
генераторное напряжение 10,5 кВ 53
4.8.2. Выбор разъединителей на генераторное напряжение 10,5 кВ 54
4.8.3. Выбор трансформаторов тока на генераторное напряжение 10,5 кВ 55
4.8.4. Выбор генераторного анализатора и синхронизатора 55
4.8.5. Выбор выключателей и разъединителей на напряжение 110 кВ 56
4.8.6. Выбор трансформаторов тока и напряжения на напряжение 110 кВ 57
4.9. Выбор вспомогательного электрооборудования 57
5. Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 58
5.1. Релейная защита и автоматика 58
5.2. Технические данные защищаемого оборудования 59
5.3. Перечень защит блока генератор-трансформатор 60
5.4. Расчет номинальных токов, выбор системы возбуждения и
выпрямительный трансформатор 61
5.5. Описание защит и расчет их уставок 64
5.5.1. Расчет уставок МТЗ и ТО преобразовательного трансформатора
(1>ГВ), (1>>ТВ) 64
5.5.2. Продольная дифференциальная защита (IAG) 67
5.5.3. Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 72
5.5.4. Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 75
5.5.5. Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 75
5.5.6. Защита от симметричных перегрузок (I1) 81
5.5.7. Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 84
5.5.8. Защита от перегрузки обмотки ротора 88
5.6. Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 90
5.7. Таблица уставок и матрица отключений защит 90
6. Компоновка и сооружения гидроузла 91
6.1. Назначение класса ГТС 91
6.2. Проектирование сооружений напорного фронта 91
6.2.1. Определение отметки гребня плотины 91
6.2.2. Определение ширины водосливного фронта 93
6.2.3. Определение отметки гребня водослива 94
6.2.4. Проверка пропуска поверочного расчетного расхода 95
6.2.5. Построение профиля водосливной грани 96
6.2.6. Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 98
6.2.7. Расчет водобойной стенки 99
6.2.8. Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные
водосбросы 101
6.3. Конструирование плотины 102
6.3.1. Определение ширины подошвы плотины 102
6.3.2. Разрезка бетонных плотин швами 102
6.3.3. Быки 102
6.3.4. Устои 102
6.3.5. Дренаж тела бетонных плотин 103
6.3.6. Галереи в теле плотины 103
6.3.7. Основные элементы плотины 103
6.4. Конструктивные элементы нижнего бьефа 104
6.4.1. Водобой 104
6.4.2. Рисберма и ковш 104
6.5. Определение основных нагрузок на плотину 105
6.5.1. Вес сооружения и затворов 105
6.5.2. Сила гидростатического давления воды 106
6.5.3. Равнодействующая взвешивающего давления 106
6.5.4. Сила фильтрационного давления 107
6.5.5. Давление грунта 107
6.5.6. Волновое давление 108
6.5.7. Давление пригрузка 109
6.6. Оценка прочности плотины 109
6.7. Критерии прочности плотины и ее основания 111
6.8. Обоснование устойчивости плотины 112
7. Мероприятия по охране окружающей среды 114
7.1. Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 114
7.2. Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 115
7.3. Основные мероприятия по охране окружающей среды в данный
период 116
7.4. Отходы, образующиеся при строительстве 117
7.5. Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 118
8. Мероприятия по пожарной безопасности. Охрана труда 119
8.1. Безопасность гидротехнических сооружений 119
8.2. Опасные производственные факторы, действующие на предприятии .. 120
8.3. Охрана труда Перегинской ГЭС. Общие положения 120
8.4. Требования охраны и безопасности труда по оказанию первой
помощи 123
8.5. Пожарная безопасность 123
8.5.1. Противопожарная безопасность. Общие требования 123
8.5.2. Объекты водяного пожаротушения 125
8.5.3. Подготовка рабочего персонала по пожарной безопасности. Общие
требования 127
8.5.4. Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 128
9. Технико-экономические показатели 130
9.1. Оценка объемов реализации энергии и расходов 130
9.1.1. Оценка объемов реализации электроэнергии 130
9.1.2. Текущие расходы на производство электроэнергии 130
9.1.3. Налоговые расходы 133
9.2. Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности ... 134
9.3. Анализ денежных потоков 135
9.4. Оценка инвестиционного проекта 135
9.4.1. Методология, исходные данные и оценка инвестиционного
проекта 136
9.4.2. Показатели коммерческой эффективности проекта 136
9.4.3. Бюджетная эффективность 137
9.5. Анализ чувствительности 138
10. Методы и приборы определения мест повреждения на линиях
электропередачи 140
10.1. Определение мест повреждения на линиях электропередачи 140
10.2. Классификация методов определения места повреждения 141
10.3. Факторы, влияющие на точность методов ОМП ПАР и волнового
типа 142
10.4. Устройства определения мест повреждения 144
10.4.1. Программные способы расчета мест повреждений ВЛ 144
10.4.2. Устройство Бреслер-0107.090 146
10.4.3. Устройство ШЭ-МТ-151 148
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 150
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 152
ПРИЛОЖЕНИЕ А Водно-энергетические расчеты 156
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Гидротурбинное, гидромеханическое и вспомогательное оборудование 160
ПРИЛОЖЕНИЕ В Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 166
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ ПЕРЕГИНСКОЙ ГЭС
1. Наименование реки Ловать;
2. Наименование ГЭС Перегинская;
3. Местонахождение ГЭС Новгородская область;
4. Тип проектируемой установки ГЭС;
5. Характерные расходы воды:
а) среднемноголетний 60 м3/с;
б) максимальный с обеспеченностью 3,0% 930 м3/с;
в) максимальный с обеспеченностью 0,5% 1085 м3/с;
г) минимальный 70 м3/с;
6. Параметры водохранилища:
а) характер регулирования стока годичный;
б) отметка НПУ 63,00 м;
в) отметка ФПУ 64,00 м;
г) отметка УМО 57,44 м;
д) объем водохранилища полный 3,942 м3;
е) объем водохранилища полезный 1,757 м3;
7. Напоры ГЭС:
а) максимальный 34,22 м;
б) расчетный 26,92 м;
в) минимальный 24,26 м;
8. Энергетические характеристики:
а) установленная мощность 115 МВт;
б) среднемноголетняя выработка электроэнергии 357 млн. кВт’ч;
9. Размеры плотины (общая длина):
а) левобережная каменно-земляная плотина с ядром 182 м;
б) левобережная глухая бетонная плотина 30 м;
в) станционная часть 76,4 м;
г) водосбросная часть 50 м;
д) правобережная глухая бетонная плотина 30 м;
е) правобережная каменно-земляная плотина с ядром 168,7 м;
10. Водосбросные сооружения:
10.1 Поверхностный водослив:
а) число и размер пролетов 3х7 м;
б) общая длина 21 м;
в) максимальная высота 30,5 м;
10.2 Глубинные водовыпуски:
а) число и форма сечения 2, круглое;
б) размеры сечения 3,0 м;
11. Здание ГЭС:
а) тип здания русловое;
б) число агрегатов 3;
в) грунт основания алевролит;
г) тип спиральной камеры бетонная;
д) тип отсасывающей трубы изогнутая;
12. Основное оборудование:
а) тип турбин ПЛ4Оа-В-500;
б) тип генератора СВ-808/130-44;
в) номинальная активная мощность генератора 40 МВт;
г) частота вращения 136,4 об/мин;
д) тип трансформаторов ТД-63000/110-У1;
13. Технико-экономические показатели:
а) срок окупаемости 132 месяцев;
б) себестоимость электроэнергии 0,23 руб/кВт’ч;
в) удельные капиталовложения
Потребление электроэнергии является обязательным условием существования человечества. В настоящее время количество потребителей электрической энергии стремительно растет за счет развития технологий, поэтому необходимо наращивать генерирующие мощности. Электрическая энергия вырабатывается на электростанциях различного типа.
Гидроэлектростанции занимают фундаментальное место в современных энергосистемах, выполняя основную роль регулирования их параметров в нестабильных режимах, а также покрывая пиковые части графиков нагрузки.
В настоящее время топливно-энергетический комплекс Новгородской области является одной из наиболее устойчиво работающих структур экономики области. Вместе с тем Новгородская область является энергозависимым регионом, практически не располагает запасами традиционных углеводородных энергетических ресурсов, осуществляя их ввоз для производства тепловой и электрической энергии из других регионов Российской Федерации. Собственная генерация электроэнергии обеспечивает менее 25 процентов общей потребности.
Основными проблемами в топливно-энергетическом комплексе области являются:
- ограниченность ввода в действие новых производственных мощностей во всех отраслях топливно-энергетического комплекса области при недостаточных предложениях со стороны инвесторов;
- повышенная зависимость топливно-энергетического комплекса области от состояния централизованного рынка энергоресурсов, незначительное использование альтернативных традиционным видов топлива для производства тепловой и электрической энергии.
Основными факторами, которые могут положительно повлиять на развитие топливно-энергетического комплекса области, являются:
- удобное географическое положение и комфортные природно-климатические условия, незначительная удаленность от крупнейших научно-производственных центров России, доступность автомобильного, железнодорожного транспорта, выгодная логистика, наличие на территории области федеральных трасс и объектов транспортировки энергоресурсов;
- обеспечение потребителей энергоресурсами всех видов при приоритете наличие местных видов возобновляемых топливно-энергетических ресурсов.
Из перечисленных выше проблем и факторов можно сделать вывод, что создание на территории области ГЭС повлечет за собой сугубо положительный эффект и способствует развитию топливно-энергетического комплекса.
Целью данной работы является: определение установленной мощности, выбор основного и вспомогательного оборудования, расчет гидротехнических сооружений, расчет защит гидрогенератора, экономическое обоснование строительства Перегинской ГЭС на реке Ловать, а также проработка специального вопроса - «Методы и приборы определения места повреждения на линиях электропередачи».
Гидроэлектростанции занимают фундаментальное место в современных энергосистемах, выполняя основную роль регулирования их параметров в нестабильных режимах, а также покрывая пиковые части графиков нагрузки.
В настоящее время топливно-энергетический комплекс Новгородской области является одной из наиболее устойчиво работающих структур экономики области. Вместе с тем Новгородская область является энергозависимым регионом, практически не располагает запасами традиционных углеводородных энергетических ресурсов, осуществляя их ввоз для производства тепловой и электрической энергии из других регионов Российской Федерации. Собственная генерация электроэнергии обеспечивает менее 25 процентов общей потребности.
Основными проблемами в топливно-энергетическом комплексе области являются:
- ограниченность ввода в действие новых производственных мощностей во всех отраслях топливно-энергетического комплекса области при недостаточных предложениях со стороны инвесторов;
- повышенная зависимость топливно-энергетического комплекса области от состояния централизованного рынка энергоресурсов, незначительное использование альтернативных традиционным видов топлива для производства тепловой и электрической энергии.
Основными факторами, которые могут положительно повлиять на развитие топливно-энергетического комплекса области, являются:
- удобное географическое положение и комфортные природно-климатические условия, незначительная удаленность от крупнейших научно-производственных центров России, доступность автомобильного, железнодорожного транспорта, выгодная логистика, наличие на территории области федеральных трасс и объектов транспортировки энергоресурсов;
- обеспечение потребителей энергоресурсами всех видов при приоритете наличие местных видов возобновляемых топливно-энергетических ресурсов.
Из перечисленных выше проблем и факторов можно сделать вывод, что создание на территории области ГЭС повлечет за собой сугубо положительный эффект и способствует развитию топливно-энергетического комплекса.
Целью данной работы является: определение установленной мощности, выбор основного и вспомогательного оборудования, расчет гидротехнических сооружений, расчет защит гидрогенератора, экономическое обоснование строительства Перегинской ГЭС на реке Ловать, а также проработка специального вопроса - «Методы и приборы определения места повреждения на линиях электропередачи».
В данной работе были рассчитаны и определены основные параметры и объекты Перегинского гидроузла на реке Ловать, являющимся сооружением III класса.
В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность, которая равна 115 МВт, и среднемноголетняя выработка 357 млн. кВтч.
Следующим этапом работы был выбор основного и вспомогательного оборудования, в ходе которого было определено число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы ГЭС (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
- максимальный - 34,22 м;
- расчетный - 26,92 м;
- минимальный - 24,26 м.
При выборе турбин рассматривалось два варианта: ПЛ40а-В и ПЛ40б-В. В результате расчетов был выбран оптимальный вариант с тремя гидротурбинами ПЛ4Оа-В-50О. По справочным данным для данной турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ- 808/130-44 с номинальной активной мощность 40 МВт.
Затем была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений (3 одиночных блока, 4 отходящие воздушные линии) с двумя рабочими системами шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТД 63000/110-У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-1600/10, для ВЛ - сталеалюминевые провода марки АС-70/11.
Далее был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловой с водосбросами раздельного типа. В состав сооружения входят:
- левобережная каменно-земляная плотина c ядром;
- левобережная глухая бетонная плотина;
- станционная часть;
- водосбросная часть;
- правобережная глухая бетонная плотина;
- правобережная каменно-земляная плотина c ядром.
Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 27,3 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 24,00 м;
- число водопропускных отверстий - 3;
- ширина пролетов - 7 м;
- отметка гребня плотины - 66,30 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется две водобойные стенки. Также произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основных нагрузках. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,43 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений III класса - 1,15). Таким образом, плотина Перегинского гидроузла соответствует всем требованиям надежности и другим требованиям предусмотренными СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по охране окружающей среды, охране труда и пожарной безопасности.
По технико-экономическим расчетам были получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 132 месяца;
- чистый приведенный доход - 559 млн. руб.;
- себестоимость электроэнергии - 0,23 руб/кВтч;
- удельные капиталовложения - 65241 руб/кВт.
Таким образом, строительство Перегинского гидроузла является актуальным и выгодным с точки зрения технико-экономических показателей.
В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность, которая равна 115 МВт, и среднемноголетняя выработка 357 млн. кВтч.
Следующим этапом работы был выбор основного и вспомогательного оборудования, в ходе которого было определено число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы ГЭС (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
- максимальный - 34,22 м;
- расчетный - 26,92 м;
- минимальный - 24,26 м.
При выборе турбин рассматривалось два варианта: ПЛ40а-В и ПЛ40б-В. В результате расчетов был выбран оптимальный вариант с тремя гидротурбинами ПЛ4Оа-В-50О. По справочным данным для данной турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ- 808/130-44 с номинальной активной мощность 40 МВт.
Затем была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений (3 одиночных блока, 4 отходящие воздушные линии) с двумя рабочими системами шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТД 63000/110-У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-1600/10, для ВЛ - сталеалюминевые провода марки АС-70/11.
Далее был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловой с водосбросами раздельного типа. В состав сооружения входят:
- левобережная каменно-земляная плотина c ядром;
- левобережная глухая бетонная плотина;
- станционная часть;
- водосбросная часть;
- правобережная глухая бетонная плотина;
- правобережная каменно-земляная плотина c ядром.
Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 27,3 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 24,00 м;
- число водопропускных отверстий - 3;
- ширина пролетов - 7 м;
- отметка гребня плотины - 66,30 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется две водобойные стенки. Также произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основных нагрузках. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,43 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений III класса - 1,15). Таким образом, плотина Перегинского гидроузла соответствует всем требованиям надежности и другим требованиям предусмотренными СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по охране окружающей среды, охране труда и пожарной безопасности.
По технико-экономическим расчетам были получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 132 месяца;
- чистый приведенный доход - 559 млн. руб.;
- себестоимость электроэнергии - 0,23 руб/кВтч;
- удельные капиталовложения - 65241 руб/кВт.
Таким образом, строительство Перегинского гидроузла является актуальным и выгодным с точки зрения технико-экономических показателей.