ПРОЕКТИРОВАНИЕ КАТУНЬСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ КАТУНЬ. ДЕФЕКТЫ И НЕИСПРАВНОСТИ ГЕНЕРАТОРОВ
|
Сокращенный паспорт Катуньской ГЭС 7
1 Общие сведения 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Климат 9
1.1.2 Гидрологические данные 9
1.1.3 Сейсмологические условия 12
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 13
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водно-энергетические расчёты 14
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов при
заданной обеспеченности стока 14
2.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 16
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 17
2.4 Определение типа регулирования ГЭС 19
2.5 Водно-энергетический расчёт ГЭС годового регулирования при заданной
отдаче воды в нижний бьеф 20
2.6 Баланс энергии 21
2.7 Водно-энергетический расчёт в маловодном году 22
2.8 Определение рабочих мощностей ГЭС 23
2.9 Определение установленной мощности ГЭС. Расчёт резервов и
планирование капитальных ремонтов оборудования 24
2.10 Баланс мощностей 26
2.11 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в среднем по
водности году 26
2.12 Построение режимного поля 27
3 Основное и вспомогательное оборудование 29
3.1 Выбор гидротурбины по главным универсальным характеристикам 29
3.1.1 Выбор системы и типа гидротурбины 29
3.1.2 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 29
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения её безкавитационной работы 33
3.3 Расчёт гидрогенератора 35
3.4 Гидромеханический расчёт бетонной спиральной камеры 37
3.5 Расчет деталей и узлов гидротурбины. Выбор МНУ и ЭГР 41
3.5.1 Расчёт сегментного подшипника 41
3.5.2 Выбор типа маслонапорной установки 42
3.5.3 Выбор электрогидравлического регулятора 42
4 Электрическая часть 43
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 43
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 44
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 44
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 45
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупнённым
блоком 46
4.2.4 Выбор трансформатор собственных нужд 47
4.3 Выбор количества отходящих ВЛ РУ ВН и марки проводов ВЛ 47
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании ТЭР 48
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 50
4.6 Расчёт токов КЗ для выбора электрических аппаратов 51
4.6.1 Расчёт исходных данных 51
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчёт токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 52
4.7 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 53
4.8 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
13.1 кВ 54
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 54
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 55
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 56
4.9 Выбор параметров КРУЭ 56
5 Устройства релейной защиты и автоматики 57
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 57
5.2 Перечень защит основного оборудования 57
5.3 Расчёт номинальных токов 59
5.4 Описание защит и расчёт их уставок 60
5.4.1 Продольная дифференциальная защита 60
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 62
5.4.3 Защита от повышения напряжения 64
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий 64
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 68
5.4.6 Дистанционная защита генератора 69
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 73
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор - трансформатор 74
5.6 Талица уставок и матрица отключений защит 74
6 Компоновка и сооружения гидроузла 77
6.1 Назначение класса ГТС 77
6.2 Определение отметки гребня бетонной плотины 77
6.3 Выбор максимальных расчетных расходов для основного и поверочного
расчетных случаев - рмакс.расчосн; Qмакc.раcч 79
6.4 Расчет пропускной способности гидроузла, включая заглубленные
водопропускные отверстия для сработки полезного объема водохранилища и притока за период от НПУ до УМО 80
6.4.1 Определение расчетных pasxoдoв при nponysKe воды для oshobhobo и
поверочного pаsчeтнoгo sлyчая 80
6.4.2 Определение pаsхoда через другие вoдoпpoпysкныe soopyжeния
гидроузла 81
6.4.3 Определение ширины вoдosливнoгo фронта 81
6.4.4 Определение напора на вoдosливe 82
6.4.5 Определение отметки гребня вoдosлива 83
6.4.6 Проверка ^o^s^ pаsчeтнoгo pаsхoда при поверочном pаsчeтнoм
sлyчаe 83
6.4.7 Пosтpoeниe профиля вoдosливнoй грани 84
6.4.8 Определение отметки гребня плотины 85
6.4.9 Обosнoванный выбор sosтава ГТС и компоновки гидроузла 85
6.5 Pаsчeт энepгoгаsящих ysтpoйsтв в НБ 85
6.5.1 Pаsчёт soпpяжeния потока в НБ 85
6.5.2 Pаsчeт нокка трамплина и дальнosти отлета sтpyи 87
6.6 Определение ширины подошвы плотины 90
6.6.1 Разрезка бетонных плотин швами 92
6.6.2 Быки 92
6.6.3 Уsтoи 93
6.6.4 Определение ширины плотины по гребню 93
6.6.5 Галереи и дренаж в теле плотины 93
6.6.6 Раsчeт цементационной завesы и дренажа 94
6.7 Определение oshobhbix нагрузок на плотину 95
6.7.1 Bes soopyжeния 95
6.7.2 Сила гидposтатичesкoгo давления воды 96
6.7.3 Равнoдeйsтвyющая взвешивающего давления 96
6.7.4 Сила фильтрационного давления 96
6.7.5 Давление грунта 97
6.8 Оценка пpoчнosти плотины 99
6.9 Обosнoваниe ysтoйчивosти плотины 102
7 Противопожарная бeзoпаsнosть и охрана труда 104
7.1 Бeзoпаsнosть гидpoтeхничesких soopyжeний 104
7.2 Требования по охране труда и техники бeзoпаsнosти 105
7.3 Пожарная бeзoпаsнosть 106
7.4 Мероприятия по охране окружающей speды в зоне влияния Kатyньsкoгo
ГУ. Охрана труда и противопожарная бeзoпаsнosть 107
7.4.1 Общие sвeдeния о районе sтpoитeльsтва 107
7.4.2 Мероприятия по oбesпeчeнию охраны окружающей speды в период
sтpoитeльsтва 109
7.4.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 110
7.4.4 Отходы, oбpазyющиesя при sтpoитeльsтвe 111
7.4.5 Мероприятия по oбesпeчeнию охраны окружающей speды в период
э^плуатации 112
8 Тeхникo-экoнoмичesкиe показатели 114
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 114
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 114
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 115
8.1.3 Налоговые расходы 117
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .... 118
8.3 Анализ денежных потоков с указанием укрупнённых этапов реализации
проекта 119
8.4 Оценка инвестиционного проекта 120
8.4.1 Методология, исходные данные 120
8.4.2 Коммерческая эффективность 120
8.4.3 Бюджетная эффективность 121
8.5 Анализ чувствительности 121
9 Дефекты и неисправности генераторов 124
9.1 Повреждения в статоре 124
9.1.1 Дефекты статора 125
9.1.2 Дефекты изоляции обмотки статора 126
9.2 Повреждения в роторе 129
9.3 Дефекты ротора 129
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 132
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 134
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Водно-энергетические расчёты 138
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Основное и вспомогательное оборудование 146
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Технико-экономические показатели 150
... Глава 1, введение отсутствуют
1 Общие сведения 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Климат 9
1.1.2 Гидрологические данные 9
1.1.3 Сейсмологические условия 12
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 13
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водно-энергетические расчёты 14
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов при
заданной обеспеченности стока 14
2.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 16
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 17
2.4 Определение типа регулирования ГЭС 19
2.5 Водно-энергетический расчёт ГЭС годового регулирования при заданной
отдаче воды в нижний бьеф 20
2.6 Баланс энергии 21
2.7 Водно-энергетический расчёт в маловодном году 22
2.8 Определение рабочих мощностей ГЭС 23
2.9 Определение установленной мощности ГЭС. Расчёт резервов и
планирование капитальных ремонтов оборудования 24
2.10 Баланс мощностей 26
2.11 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в среднем по
водности году 26
2.12 Построение режимного поля 27
3 Основное и вспомогательное оборудование 29
3.1 Выбор гидротурбины по главным универсальным характеристикам 29
3.1.1 Выбор системы и типа гидротурбины 29
3.1.2 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 29
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения её безкавитационной работы 33
3.3 Расчёт гидрогенератора 35
3.4 Гидромеханический расчёт бетонной спиральной камеры 37
3.5 Расчет деталей и узлов гидротурбины. Выбор МНУ и ЭГР 41
3.5.1 Расчёт сегментного подшипника 41
3.5.2 Выбор типа маслонапорной установки 42
3.5.3 Выбор электрогидравлического регулятора 42
4 Электрическая часть 43
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 43
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 44
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 44
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 45
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупнённым
блоком 46
4.2.4 Выбор трансформатор собственных нужд 47
4.3 Выбор количества отходящих ВЛ РУ ВН и марки проводов ВЛ 47
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании ТЭР 48
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 50
4.6 Расчёт токов КЗ для выбора электрических аппаратов 51
4.6.1 Расчёт исходных данных 51
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчёт токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 52
4.7 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 53
4.8 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
13.1 кВ 54
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 54
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 55
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 56
4.9 Выбор параметров КРУЭ 56
5 Устройства релейной защиты и автоматики 57
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 57
5.2 Перечень защит основного оборудования 57
5.3 Расчёт номинальных токов 59
5.4 Описание защит и расчёт их уставок 60
5.4.1 Продольная дифференциальная защита 60
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 62
5.4.3 Защита от повышения напряжения 64
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий 64
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 68
5.4.6 Дистанционная защита генератора 69
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 73
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор - трансформатор 74
5.6 Талица уставок и матрица отключений защит 74
6 Компоновка и сооружения гидроузла 77
6.1 Назначение класса ГТС 77
6.2 Определение отметки гребня бетонной плотины 77
6.3 Выбор максимальных расчетных расходов для основного и поверочного
расчетных случаев - рмакс.расчосн; Qмакc.раcч 79
6.4 Расчет пропускной способности гидроузла, включая заглубленные
водопропускные отверстия для сработки полезного объема водохранилища и притока за период от НПУ до УМО 80
6.4.1 Определение расчетных pasxoдoв при nponysKe воды для oshobhobo и
поверочного pаsчeтнoгo sлyчая 80
6.4.2 Определение pаsхoда через другие вoдoпpoпysкныe soopyжeния
гидроузла 81
6.4.3 Определение ширины вoдosливнoгo фронта 81
6.4.4 Определение напора на вoдosливe 82
6.4.5 Определение отметки гребня вoдosлива 83
6.4.6 Проверка ^o^s^ pаsчeтнoгo pаsхoда при поверочном pаsчeтнoм
sлyчаe 83
6.4.7 Пosтpoeниe профиля вoдosливнoй грани 84
6.4.8 Определение отметки гребня плотины 85
6.4.9 Обosнoванный выбор sosтава ГТС и компоновки гидроузла 85
6.5 Pаsчeт энepгoгаsящих ysтpoйsтв в НБ 85
6.5.1 Pаsчёт soпpяжeния потока в НБ 85
6.5.2 Pаsчeт нокка трамплина и дальнosти отлета sтpyи 87
6.6 Определение ширины подошвы плотины 90
6.6.1 Разрезка бетонных плотин швами 92
6.6.2 Быки 92
6.6.3 Уsтoи 93
6.6.4 Определение ширины плотины по гребню 93
6.6.5 Галереи и дренаж в теле плотины 93
6.6.6 Раsчeт цементационной завesы и дренажа 94
6.7 Определение oshobhbix нагрузок на плотину 95
6.7.1 Bes soopyжeния 95
6.7.2 Сила гидposтатичesкoгo давления воды 96
6.7.3 Равнoдeйsтвyющая взвешивающего давления 96
6.7.4 Сила фильтрационного давления 96
6.7.5 Давление грунта 97
6.8 Оценка пpoчнosти плотины 99
6.9 Обosнoваниe ysтoйчивosти плотины 102
7 Противопожарная бeзoпаsнosть и охрана труда 104
7.1 Бeзoпаsнosть гидpoтeхничesких soopyжeний 104
7.2 Требования по охране труда и техники бeзoпаsнosти 105
7.3 Пожарная бeзoпаsнosть 106
7.4 Мероприятия по охране окружающей speды в зоне влияния Kатyньsкoгo
ГУ. Охрана труда и противопожарная бeзoпаsнosть 107
7.4.1 Общие sвeдeния о районе sтpoитeльsтва 107
7.4.2 Мероприятия по oбesпeчeнию охраны окружающей speды в период
sтpoитeльsтва 109
7.4.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 110
7.4.4 Отходы, oбpазyющиesя при sтpoитeльsтвe 111
7.4.5 Мероприятия по oбesпeчeнию охраны окружающей speды в период
э^плуатации 112
8 Тeхникo-экoнoмичesкиe показатели 114
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 114
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 114
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 115
8.1.3 Налоговые расходы 117
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .... 118
8.3 Анализ денежных потоков с указанием укрупнённых этапов реализации
проекта 119
8.4 Оценка инвестиционного проекта 120
8.4.1 Методология, исходные данные 120
8.4.2 Коммерческая эффективность 120
8.4.3 Бюджетная эффективность 121
8.5 Анализ чувствительности 121
9 Дефекты и неисправности генераторов 124
9.1 Повреждения в статоре 124
9.1.1 Дефекты статора 125
9.1.2 Дефекты изоляции обмотки статора 126
9.2 Повреждения в роторе 129
9.3 Дефекты ротора 129
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 132
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 134
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Водно-энергетические расчёты 138
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Основное и вспомогательное оборудование 146
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Технико-экономические показатели 150
... Глава 1, введение отсутствуют
В данной работе были рассчитаны и определены основные параметры и элементы Катуньского гидроузла на реке Катунь, являющимся сооружением I класса.
В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность, равная 190 МВт и среднемноголетняя выработка 1 млрд. 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 - 41,9 м;
■ расчетный - 32,2 м;
■ минимальный - 27,2 м;
При выборе турбин рассматривалось два варианта: ПЛ50-В, ПЛД50-В600 и РО45-В. В результате расчетов был выбран оптимальный вариант с тремя гидротурбинами ПЛ5О-В-600. По справочным данным для данной турбины с синхронной частотой вращения 115,4 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-660/100-32 с номинальной активной мощность 64 МВт.
Затем была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 6 присоединений (3 одиночных блока, 3 отходящие воздушные линии) с двумя рабочими системами шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-80000/220-У1, трансформаторы собственных нужд ТС-2500/13,8, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС-240/39.
Далее был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловой. В состав сооружения входят:
■ левобережная глухая бетонная плотина;
■ водосливная бетонная плотина;
■ здание ГЭС;
■ правобережная глухая бетонная плотина.
Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
■ ширина подошвы водосливной плотины - 35 м;
■ отметка подошвы водосливной плотины - 445;
■ число водопропускных отверстий - 3;
■ ширина водопропускных отверстий - 4 м;
■ отметка гребня плотины - 493,05;
■ ширина гребня - 15,5 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется способ свободно отброшенной струи.
Бетонная плотина разделяется по длине постоянными температурными швами на отдельные секции, для обеспечения монолитности бетона секций плотины при температурной деформации в различных частях тела плотины и при неравномерных осадках основания.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основных нагрузках. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,35 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Катуньского 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 - 125 месяцев;
■ себестоимость электроэнергии - 0,26 руб./кВтч;
■ удельные капиталовложения - 52100 руб./кВт.
Таким образом строительство Тунгусского гидроузла в настоящее время является актуальным и выгодным с точки зрения технико-экономических показателей.
...
В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность, равная 190 МВт и среднемноголетняя выработка 1 млрд. 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 - 41,9 м;
■ расчетный - 32,2 м;
■ минимальный - 27,2 м;
При выборе турбин рассматривалось два варианта: ПЛ50-В, ПЛД50-В600 и РО45-В. В результате расчетов был выбран оптимальный вариант с тремя гидротурбинами ПЛ5О-В-600. По справочным данным для данной турбины с синхронной частотой вращения 115,4 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-660/100-32 с номинальной активной мощность 64 МВт.
Затем была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 6 присоединений (3 одиночных блока, 3 отходящие воздушные линии) с двумя рабочими системами шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-80000/220-У1, трансформаторы собственных нужд ТС-2500/13,8, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС-240/39.
Далее был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловой. В состав сооружения входят:
■ левобережная глухая бетонная плотина;
■ водосливная бетонная плотина;
■ здание ГЭС;
■ правобережная глухая бетонная плотина.
Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
■ ширина подошвы водосливной плотины - 35 м;
■ отметка подошвы водосливной плотины - 445;
■ число водопропускных отверстий - 3;
■ ширина водопропускных отверстий - 4 м;
■ отметка гребня плотины - 493,05;
■ ширина гребня - 15,5 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется способ свободно отброшенной струи.
Бетонная плотина разделяется по длине постоянными температурными швами на отдельные секции, для обеспечения монолитности бетона секций плотины при температурной деформации в различных частях тела плотины и при неравномерных осадках основания.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основных нагрузках. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,35 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Катуньского 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 - 125 месяцев;
■ себестоимость электроэнергии - 0,26 руб./кВтч;
■ удельные капиталовложения - 52100 руб./кВт.
Таким образом строительство Тунгусского гидроузла в настоящее время является актуальным и выгодным с точки зрения технико-экономических показателей.
...
