Проектирование Бийской ГЭС на реке Катунь. Фазоповоротный трансформатор. Область применения, принцип действия
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ БИЙСКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий функционирования
ГЭС 10
1.1 Климат 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Инженерно-геологические изыскания 12
1.4 Сейсмическая обстановка 13
1.5 Энерго-экономическая характеристика региона 13
2 Водноэнергетические расчёты и выбор установленной мощности 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Определение максимальных расчётных расходов 14
2.1.2 Кривые обеспеченности расходов 15
2.1.3 Выбор расчётного средневодного года (Р=50%) 15
2.1.4 Выбор расчётного маловодного года (Р=90%) 16
2.2 Определение установленной мощности по водно-энергетическим
расчётам 17
2.2.1 Расчёт режима работы ГЭС без регулирования с учётом требований
водохозяйственного комплекса 17
2.2.2 Баланс энергий 18
2.2.3 Режим работы ГЭС по условию маловодного года 19
2.2.4 Баланс мощности 20
2.2.5 Определение установленной мощности Бийской ГЭС 22
2.2.6 Водноэнергетические расчёты режима работы ГЭС в средневодном
году, определение среднемноголетней выработки 22
3 Основное и вспомогательное оборудование ГЭС 23
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 23
3.1.1 Построение режимного поля Бийской ГЭС по напору и расходу 23
3.1.2 Выбор гидротурбины по главным универсальным
характеристикам 24
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения её безкавитационной работы 27
3.3 Выбор серийного гидрогенератора 28
3.4 Выбор вспомогательного оборудования 29
4 Электрическая часть 30
4.1 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 30
4.1.1 Выбор синхронного генератора 30
4.1.2 Выбор силового трансформатора 30
4.2 Выбор трансформаторов собственных нужд станции 31
4.3 Выбор отходящих линий РУ ВН 32
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основе технике -экономического сравнения
вариантов 33
4.5 Расчёт токов короткого замыкания для выбора элетрических аппаратов 33
4.6 Определение расчётных токов рабочего и утяжеленного режимов 34
4.7 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
15,75 кВ 34
4.8 Выбор параметров КРУЭ 36
5 Микропроцессорные электрические защиты гидрогенератора 38
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 38
5.2 Перечень защит основного оборудования 38
5.3 Расчёт номинальных токов 40
5.4 Описание защит и расчет их уставок 40
5.4.1 Продольная дифференциальная защита 40
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 43
5.4.3 Защита от повышения напряжения 45
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий 45
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 49
5.4.6 Дистанционная защита генератора 51
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 54
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 56
6 Компоновка и сооружения гидроузла 57
6.1 Определение класса сооружения 57
6.1.1 Определение отметки гребня бетонной плотины 57
6.2 Гидравлические расчеты 59
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 60
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 61
6.2.3 Построение профиля водосливной грани 63
6.2.4 Расчёт сопряжения потока в НБ 64
6.2.5 Расчет носка трамплина и дальности отлета струи 65
6.3 Конструирование плотины 68
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 68
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 68
6.3.3 Быки 69
6.3.4 Устои 69
6.3.5 Определение ширины плотины по гребню 69
6.3.6 Галереи и дренаж в теле плотины 69
6.3.7 Расчет цементационной завесы и дренажа 70
6.4 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 71
6.4.1 Определение основных нагрузок на плотину 71
6.4.2 Вес сооружения 71
6.4.3 Сила гидростатического давления воды 72
6.4.4 Равнодействующая взвешивающего давления 73
6.4.5 Сила фильтрационного давления 73
6.4.6 Давление грунта 73
6.4.7 Волновое воздействие 75
6.5 Оценка прочности плотины 75
6.5.1 Определение напряжений 75
6.5.2 Критерии прочности плотины и её основания 78
6.6 Обоснование устойчивости плотины 79
7 Охрана труда, пожарная безопасность, охрана окружающей среды 81
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 81
7.2 Охрана труда 81
7.3 Пожарная безопасность 83
7.4 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне Бийского ГУ 84
7.4.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 84
7.4.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 85
7.4.3 Отходы, образующиеся при строительстве 86
7.4.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 87
8 Технико-экономические показатели 89
8.1 Производство электроэнергии и расходы в период эксплуатации 89
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 89
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 90
8.1.3 Налоговые расходы 93
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 94
8.3 Анализ денежных потоков 95
8.4 Оценка инвестиционного проекта 96
8.4.1 Методология, исходные данные 96
8.4.2 Коммерческая эффективность 97
8.4.3 Бюджетная эффективность 98
8.5 Анализ чувствительности 98
9 Фазоповоротный трансформатор 101
9.1 Общие сведенья о ФПТ 101
9.2 Принцип действия ФПТ 102
9.3 Эффект коррекции фаз 104
9.4 Область применения 104
9.5 Особенности ФПТ 105
9.6 Выводы 106
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 107
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ 108
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 109
ПРИЛОЖЕНИЕ А Водноэнергетические расчеты 111
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Основное и вспомогательное оборудования 118
ПРИЛОЖЕНИЕ В Таблица уставок и матрица отключения защит 121
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Сбор нагрузок, эпюры напряжений
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий функционирования
ГЭС 10
1.1 Климат 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Инженерно-геологические изыскания 12
1.4 Сейсмическая обстановка 13
1.5 Энерго-экономическая характеристика региона 13
2 Водноэнергетические расчёты и выбор установленной мощности 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Определение максимальных расчётных расходов 14
2.1.2 Кривые обеспеченности расходов 15
2.1.3 Выбор расчётного средневодного года (Р=50%) 15
2.1.4 Выбор расчётного маловодного года (Р=90%) 16
2.2 Определение установленной мощности по водно-энергетическим
расчётам 17
2.2.1 Расчёт режима работы ГЭС без регулирования с учётом требований
водохозяйственного комплекса 17
2.2.2 Баланс энергий 18
2.2.3 Режим работы ГЭС по условию маловодного года 19
2.2.4 Баланс мощности 20
2.2.5 Определение установленной мощности Бийской ГЭС 22
2.2.6 Водноэнергетические расчёты режима работы ГЭС в средневодном
году, определение среднемноголетней выработки 22
3 Основное и вспомогательное оборудование ГЭС 23
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 23
3.1.1 Построение режимного поля Бийской ГЭС по напору и расходу 23
3.1.2 Выбор гидротурбины по главным универсальным
характеристикам 24
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения её безкавитационной работы 27
3.3 Выбор серийного гидрогенератора 28
3.4 Выбор вспомогательного оборудования 29
4 Электрическая часть 30
4.1 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 30
4.1.1 Выбор синхронного генератора 30
4.1.2 Выбор силового трансформатора 30
4.2 Выбор трансформаторов собственных нужд станции 31
4.3 Выбор отходящих линий РУ ВН 32
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основе технике -экономического сравнения
вариантов 33
4.5 Расчёт токов короткого замыкания для выбора элетрических аппаратов 33
4.6 Определение расчётных токов рабочего и утяжеленного режимов 34
4.7 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
15,75 кВ 34
4.8 Выбор параметров КРУЭ 36
5 Микропроцессорные электрические защиты гидрогенератора 38
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 38
5.2 Перечень защит основного оборудования 38
5.3 Расчёт номинальных токов 40
5.4 Описание защит и расчет их уставок 40
5.4.1 Продольная дифференциальная защита 40
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 43
5.4.3 Защита от повышения напряжения 45
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий 45
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 49
5.4.6 Дистанционная защита генератора 51
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 54
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 56
6 Компоновка и сооружения гидроузла 57
6.1 Определение класса сооружения 57
6.1.1 Определение отметки гребня бетонной плотины 57
6.2 Гидравлические расчеты 59
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 60
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 61
6.2.3 Построение профиля водосливной грани 63
6.2.4 Расчёт сопряжения потока в НБ 64
6.2.5 Расчет носка трамплина и дальности отлета струи 65
6.3 Конструирование плотины 68
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 68
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 68
6.3.3 Быки 69
6.3.4 Устои 69
6.3.5 Определение ширины плотины по гребню 69
6.3.6 Галереи и дренаж в теле плотины 69
6.3.7 Расчет цементационной завесы и дренажа 70
6.4 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 71
6.4.1 Определение основных нагрузок на плотину 71
6.4.2 Вес сооружения 71
6.4.3 Сила гидростатического давления воды 72
6.4.4 Равнодействующая взвешивающего давления 73
6.4.5 Сила фильтрационного давления 73
6.4.6 Давление грунта 73
6.4.7 Волновое воздействие 75
6.5 Оценка прочности плотины 75
6.5.1 Определение напряжений 75
6.5.2 Критерии прочности плотины и её основания 78
6.6 Обоснование устойчивости плотины 79
7 Охрана труда, пожарная безопасность, охрана окружающей среды 81
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 81
7.2 Охрана труда 81
7.3 Пожарная безопасность 83
7.4 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне Бийского ГУ 84
7.4.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 84
7.4.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 85
7.4.3 Отходы, образующиеся при строительстве 86
7.4.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 87
8 Технико-экономические показатели 89
8.1 Производство электроэнергии и расходы в период эксплуатации 89
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 89
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 90
8.1.3 Налоговые расходы 93
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 94
8.3 Анализ денежных потоков 95
8.4 Оценка инвестиционного проекта 96
8.4.1 Методология, исходные данные 96
8.4.2 Коммерческая эффективность 97
8.4.3 Бюджетная эффективность 98
8.5 Анализ чувствительности 98
9 Фазоповоротный трансформатор 101
9.1 Общие сведенья о ФПТ 101
9.2 Принцип действия ФПТ 102
9.3 Эффект коррекции фаз 104
9.4 Область применения 104
9.5 Особенности ФПТ 105
9.6 Выводы 106
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 107
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ 108
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 109
ПРИЛОЖЕНИЕ А Водноэнергетические расчеты 111
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Основное и вспомогательное оборудования 118
ПРИЛОЖЕНИЕ В Таблица уставок и матрица отключения защит 121
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Сбор нагрузок, эпюры напряжений
Одной из самых важных направлений энергетики является гидроэнергетика, высокая маневренность гидроагрегатов, дешевизна электроэнергии, простота в обслуживании, нет вредных выбросов в атмосферу и возможность возобновления водных ресурсов несомненно оказывают положительное влияние на развитие этой отрасли во всех странах мира.
Республика Алтай мало развита энергетически, на ее территории функционируют два десятка маломощных солнечных, дизельных и гидроэлектростанций, что не дает возможность крупного развития промышленности и инфраструктуры, а также республика входит в число энергодефицитных районов России, восполнение дефицита происходит за счет энергосистемы Алтайского края.
Необходимость данного региона в современной, мощной и надежной ГЭС очень большая, для обеспечения экологизации, более высокой надежности энергосистемы, экономии на электроэнергии и полного покрытия дефицита в данном районе.
Республика Алтай мало развита энергетически, на ее территории функционируют два десятка маломощных солнечных, дизельных и гидроэлектростанций, что не дает возможность крупного развития промышленности и инфраструктуры, а также республика входит в число энергодефицитных районов России, восполнение дефицита происходит за счет энергосистемы Алтайского края.
Необходимость данного региона в современной, мощной и надежной ГЭС очень большая, для обеспечения экологизации, более высокой надежности энергосистемы, экономии на электроэнергии и полного покрытия дефицита в данном районе.
В ходе выполнения выпускной квалификационной работы на реке Катунь были рассчитаны и определены основные элементы и параметры Бийского гидроузла, являющимся сооружением II класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного 1% (Qi%=2805m3/c) и поверочного 0,1% (Qo,1%=3658m3/c) случаев.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 570 МВт и среднемноголетняя выработка 3960,5 млн кВт • ч.
Так же было построено режимное поле с учетом заданных ограничений по расходу, мощности и пропускной способности, из которого определен диапазон изменения напора и расхода: Hmax = 84,0м; Нр = 78,0м; Hm,n = 74,5м; =
240мЗ/с; = 790 мЗ/с.
При выборе турбин был определен оптимальный вариант гидротурбины ПЛД90-В-560. Для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об./мин. по справочным данным был подобран серийный генератор СВ-960/190- 44 с номинальной активной мощностью 190 МВт.
Для проектируемой Бийской ГЭС была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства КРУЭ 220 кВ - «две рабочие системы шин». По справочным данным было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
• Блочные трансформаторы ТДЦ-225000/220-У1;
• Трансформаторы собственных нужд ТСЗ-1000/15,75/6,3;
• Для ВЛЭП сталеалюминевые провода марки АС-400/18.
В качестве генераторного выключателя принят ВГГ-10 ОАО «Электроаппарат», в качестве ячеек КРУЭ били выбраны ячейки ЯГГ-220 производства компании ОАО «Электроаппарат».
Также был рассмотрен и рассчитан обязательный перечень устройств микропроцессорных электрических защит генератора. По результатам определены уставки и построены характеристики срабатывания. Были выбраны микропроцессорные терминалы релейной защиты и автоматики ООО НПП «ЭКРА».
Плотина удовлетворяет условию прочности (в частности отсутствие растягивающих напряжений, а так же наличие сжимающих напряжений не превосходящих пределов прочности на сжатие материала плотины). Спроектированное гидротехническое сооружение отвечает требованиям устойчивости (сопротивление сдвигу).
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
На основании технико-экономических расчетов срок окупаемости проекта составил 131 месяц.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного 1% (Qi%=2805m3/c) и поверочного 0,1% (Qo,1%=3658m3/c) случаев.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 570 МВт и среднемноголетняя выработка 3960,5 млн кВт • ч.
Так же было построено режимное поле с учетом заданных ограничений по расходу, мощности и пропускной способности, из которого определен диапазон изменения напора и расхода: Hmax = 84,0м; Нр = 78,0м; Hm,n = 74,5м; =
240мЗ/с; = 790 мЗ/с.
При выборе турбин был определен оптимальный вариант гидротурбины ПЛД90-В-560. Для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об./мин. по справочным данным был подобран серийный генератор СВ-960/190- 44 с номинальной активной мощностью 190 МВт.
Для проектируемой Бийской ГЭС была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства КРУЭ 220 кВ - «две рабочие системы шин». По справочным данным было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
• Блочные трансформаторы ТДЦ-225000/220-У1;
• Трансформаторы собственных нужд ТСЗ-1000/15,75/6,3;
• Для ВЛЭП сталеалюминевые провода марки АС-400/18.
В качестве генераторного выключателя принят ВГГ-10 ОАО «Электроаппарат», в качестве ячеек КРУЭ били выбраны ячейки ЯГГ-220 производства компании ОАО «Электроаппарат».
Также был рассмотрен и рассчитан обязательный перечень устройств микропроцессорных электрических защит генератора. По результатам определены уставки и построены характеристики срабатывания. Были выбраны микропроцессорные терминалы релейной защиты и автоматики ООО НПП «ЭКРА».
Плотина удовлетворяет условию прочности (в частности отсутствие растягивающих напряжений, а так же наличие сжимающих напряжений не превосходящих пределов прочности на сжатие материала плотины). Спроектированное гидротехническое сооружение отвечает требованиям устойчивости (сопротивление сдвигу).
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
На основании технико-экономических расчетов срок окупаемости проекта составил 131 месяц.
