Проектирование Омолонской ГЭС на реке Омолон. Самозапуск двигателей собственных нужд электростанций
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ ОМОЛОНСКОЙ 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 15
2.1.4 Выбор расчётного маловодного года 16
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических расчётов 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 Водноэнергетические расчёты режима работы ГЭС в маловодном
году 20
2.2.4 Баланс мощности 20
2.2.5 Определение установленной мощности Омолонской 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 Омолонской ГЭС по напору и
расходу 23
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам24
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения её безкавитационной работы 27
3.3 Выбор серийного гидрогенератора 29
3.4 Выбор вспомогательного оборудования 30
4 Электрическая часть 31
4.1 Исходные данные для проектирования электрической части 31
4.2 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 31
4.3 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 32
4.3.1 Выбор повышающих трансформаторов для схем с одиночным блоком 32
4.3.2 Выбор повышающих трансформаторов для схем с укрупнённым
блоком 33
4.3.3 Выбор трансформатора собственных нужд 34
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий распредустройства
высшего напряжения, марки проводов воздушных линий 35
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчёта 36
4.6 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 37
4.7 Расчёт токов короткого замыкания (КЗ) 38
4.8 Определение расчётных токов рабочего и утяжеленного режимов 38
4.9 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 38
4.10 Выбор параметров КРУЭ 39
5 Микропроцессорные электрические защиты гидрогенератора 40
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 40
5.2 Перечень защит блока генератор-трансформатор 41
5.3 Расчёт номинальных токов 41
5.4 Описание защит и расчет их уставок 42
5.4.1 Продольная дифференциальная защита 42
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 44
5.4.3 Защита от повышения напряжения 46
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 47
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 50
5.4.6 Дистанционная защита генератора 52
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 55
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 56
6 Компоновка и сооружения гидроузла 57
6.1 Проектирование водосливной плотины 57
6.1.1 Определение отметки гребня бетонной плотины 57
6.2 Гидравлические расчеты 59
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 59
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 60
6.2.3 Построение профиля водосливной грани 60
6.2.4 Расчёт сопряжения потока в НБ 62
6.2.5 Расчет носка трамплина и дальности отлета струи 63
6.3 Конструирование плотины 66
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 66
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 66
6.3.3 Быки 67
6.3.4 Устои 67
6.3.5 Определение ширины плотины по гребню 68
6.3.6 Галереи и дренаж в теле плотины 68
6.3.7 Расчет цементационной завесы и дренажа 69
6.4 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 70
6.4.1 Определение основных нагрузок на плотину 70
6.4.2 Вес сооружения 70
6.4.3 Сила гидростатического давления воды 71
6.4.4 Равнодействующая взвешивающего давления 71
6.4.5 Сила фильтрационного давления 71
6.4.6 Давление грунта 72
6.4.7 Волновое воздействие 73
6.5 Оценка прочности плотины 73
6.5.1 Определение напряжений 73
6.5.2 Критерии прочности плотины и её основания 76
6.6 Обоснование устойчивости плотины 77
7 Охрана труда, пожарная безопасность, охрана окружающей среды 79
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 79
7.2 Охрана труда 79
7.3 Пожарная безопасность 81
7.4 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния
Оголонского ГУ 82
7.4.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в
период строительства 82
7.4.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 83
7.4.3 Отходы, образующиеся при строительстве 85
7.4.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в
период эксплуатации 86
8 Технико-экономические показатели 87
8.1 Производство электроэнергии и расходы в период эксплуатации 87
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 87
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 87
8.1.3 Налоговые расходы 90
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .. 91
8.3 Анализ денежных потоков 92
8.4 Оценка инвестиционного проекта 93
8.4.1 Методология, исходные данные 93
8.4.2 Коммерческая эффективность 93
8.4.3 Бюджетная эффективность 94
8.5 Анализ чувствительности 94
9 Самозапуск двигателей собственных нужд электростанций 97
9.1 Применение самозапуска электродвигателей 97
9.2 Основные причины нарушения электроснабжения 98
9.3 Характеристика процессов при самозапуске двигателей 99
9.4 Этапы самозапуска 100
9.5 Разновидности самозапуска 102
9.6 Расчет самозапуска электродвигателей собственных нужд
упрощенным способом 103
9.7 Выводы 104
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 105
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ 107
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 108
ПРИЛОЖЕНИЕ А Водноэнергетические расчеты 110
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Основное и вспомагательное оборудование 117
ПРИЛОЖЕНИЕ В Таблица уставок и матрица отключения защит 119
... Глава 1 отсутствует
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 15
2.1.4 Выбор расчётного маловодного года 16
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических расчётов 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 Водноэнергетические расчёты режима работы ГЭС в маловодном
году 20
2.2.4 Баланс мощности 20
2.2.5 Определение установленной мощности Омолонской 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 Омолонской ГЭС по напору и
расходу 23
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам24
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения её безкавитационной работы 27
3.3 Выбор серийного гидрогенератора 29
3.4 Выбор вспомогательного оборудования 30
4 Электрическая часть 31
4.1 Исходные данные для проектирования электрической части 31
4.2 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 31
4.3 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 32
4.3.1 Выбор повышающих трансформаторов для схем с одиночным блоком 32
4.3.2 Выбор повышающих трансформаторов для схем с укрупнённым
блоком 33
4.3.3 Выбор трансформатора собственных нужд 34
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий распредустройства
высшего напряжения, марки проводов воздушных линий 35
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчёта 36
4.6 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 37
4.7 Расчёт токов короткого замыкания (КЗ) 38
4.8 Определение расчётных токов рабочего и утяжеленного режимов 38
4.9 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 38
4.10 Выбор параметров КРУЭ 39
5 Микропроцессорные электрические защиты гидрогенератора 40
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 40
5.2 Перечень защит блока генератор-трансформатор 41
5.3 Расчёт номинальных токов 41
5.4 Описание защит и расчет их уставок 42
5.4.1 Продольная дифференциальная защита 42
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 44
5.4.3 Защита от повышения напряжения 46
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 47
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 50
5.4.6 Дистанционная защита генератора 52
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 55
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 56
6 Компоновка и сооружения гидроузла 57
6.1 Проектирование водосливной плотины 57
6.1.1 Определение отметки гребня бетонной плотины 57
6.2 Гидравлические расчеты 59
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 59
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 60
6.2.3 Построение профиля водосливной грани 60
6.2.4 Расчёт сопряжения потока в НБ 62
6.2.5 Расчет носка трамплина и дальности отлета струи 63
6.3 Конструирование плотины 66
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 66
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 66
6.3.3 Быки 67
6.3.4 Устои 67
6.3.5 Определение ширины плотины по гребню 68
6.3.6 Галереи и дренаж в теле плотины 68
6.3.7 Расчет цементационной завесы и дренажа 69
6.4 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 70
6.4.1 Определение основных нагрузок на плотину 70
6.4.2 Вес сооружения 70
6.4.3 Сила гидростатического давления воды 71
6.4.4 Равнодействующая взвешивающего давления 71
6.4.5 Сила фильтрационного давления 71
6.4.6 Давление грунта 72
6.4.7 Волновое воздействие 73
6.5 Оценка прочности плотины 73
6.5.1 Определение напряжений 73
6.5.2 Критерии прочности плотины и её основания 76
6.6 Обоснование устойчивости плотины 77
7 Охрана труда, пожарная безопасность, охрана окружающей среды 79
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 79
7.2 Охрана труда 79
7.3 Пожарная безопасность 81
7.4 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния
Оголонского ГУ 82
7.4.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в
период строительства 82
7.4.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 83
7.4.3 Отходы, образующиеся при строительстве 85
7.4.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в
период эксплуатации 86
8 Технико-экономические показатели 87
8.1 Производство электроэнергии и расходы в период эксплуатации 87
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 87
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 87
8.1.3 Налоговые расходы 90
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .. 91
8.3 Анализ денежных потоков 92
8.4 Оценка инвестиционного проекта 93
8.4.1 Методология, исходные данные 93
8.4.2 Коммерческая эффективность 93
8.4.3 Бюджетная эффективность 94
8.5 Анализ чувствительности 94
9 Самозапуск двигателей собственных нужд электростанций 97
9.1 Применение самозапуска электродвигателей 97
9.2 Основные причины нарушения электроснабжения 98
9.3 Характеристика процессов при самозапуске двигателей 99
9.4 Этапы самозапуска 100
9.5 Разновидности самозапуска 102
9.6 Расчет самозапуска электродвигателей собственных нужд
упрощенным способом 103
9.7 Выводы 104
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 105
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ 107
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 108
ПРИЛОЖЕНИЕ А Водноэнергетические расчеты 110
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Основное и вспомагательное оборудование 117
ПРИЛОЖЕНИЕ В Таблица уставок и матрица отключения защит 119
... Глава 1 отсутствует
Современное существование и удовлетворение потребностей человека невозможно без потребления энергии. Энергетика определяет прогресс общественного производства, развитие отраслей промышленности. Одним из источников энергии является гидроэлектростанция. Сила воды действует непрерывным и мощным потоком на турбины гидроэлектростанций. Вода считается обновляемым природой и неисчерпаемым энергоресурсом.
Гидроэлектростанции занимают одну из лидирующих позиций в современных энергосистемах. Они выполняют главную роль по регулированию электроэнергии и покрывают наиболее неравномерную часть графиков нагрузки.
Дальний восток считается перспективным регионом для развития возобновляемой энергетики. Здесь сосредоточено большинство строящихся станций. Однако ситуация на территории Чукотского автономного округа остается остродефицитной. Покрытие потребления электроэнергии обеспечивается лишь несколькими тепловыми и атомными электростанциями, что обуславливается высокой себестоимостью электрической энергии и ненадежностью системы, в общем.
Все это подталкивает к созданию на территории Чукотского автономного округа современной, мощной и надежной гидроэлектростанции, которая сможет решить все энергетические проблемы региона.
Гидроэлектростанции занимают одну из лидирующих позиций в современных энергосистемах. Они выполняют главную роль по регулированию электроэнергии и покрывают наиболее неравномерную часть графиков нагрузки.
Дальний восток считается перспективным регионом для развития возобновляемой энергетики. Здесь сосредоточено большинство строящихся станций. Однако ситуация на территории Чукотского автономного округа остается остродефицитной. Покрытие потребления электроэнергии обеспечивается лишь несколькими тепловыми и атомными электростанциями, что обуславливается высокой себестоимостью электрической энергии и ненадежностью системы, в общем.
Все это подталкивает к созданию на территории Чукотского автономного округа современной, мощной и надежной гидроэлектростанции, которая сможет решить все энергетические проблемы региона.
В ходе выполнения выпускной квалификационной работы на реке Омолон были рассчитаны и определены основные элементы и параметры Омолонского гидроузла, являющимся сооружением II класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного 1% (Р1%=5773м3/с) и поверочного 0,1% (Род»/о=7524м3/с) случаев.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 208 МВт и среднемноголетняя выработка 1402,56 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: Нтах = 49,94м; Нр = 42,9м; Нт;п = 40,5м; Qrtc = 125м3/с; Q^acx = 550 м3/с.
При выборе турбин был определен оптимальный вариант с двумя гидротурбинами ПЛ ПЛ50-В-630. Для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 125 об./мин. по справочным данным был подобран серийный генератор СВ-1130/140-48 с номинальной активной мощностью 117,7 МВт.
Для проектируемой Омолонской ГЭС была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками на напряжении и принята схема распределительного устройства КРУЭ 220 кВ - «две рабочие системы шин». По справочным данным было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
• Блочные трансформаторы ТДЦ-250000/220-У1;
• Трансформаторы собственных нужд ТС-2500/10,5;
• Для ВЛЭП сталеалюминевые провода марки АС-300/48.
В качестве генераторного выключателя принят элегазовый аппаратный комплекс КАГ-20 производства компании 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».
Компоновка гидроузла была принята приплотинная. Плотина расположена на скальном основании и имеет следующие параметры:
• Количество водосливных пролетов - 4, шириной 13м;
• Отметка гребня водослива ГГВ = 451,00 м;
• Отметка гребня быка ГГБ = 473,4 м;
• Ширина подошвы плотины по основанию - 45м;
В качестве гасителя энергии потока была рассчитана водобойная
стенка.
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 получены следующие показатели:
• Удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,22 руб/Квт-ч;
• Удельные капиталовложения - 57274,85 руб./кВт;
Срок окупаемости - 124 мес.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного 1% (Р1%=5773м3/с) и поверочного 0,1% (Род»/о=7524м3/с) случаев.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 208 МВт и среднемноголетняя выработка 1402,56 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: Нтах = 49,94м; Нр = 42,9м; Нт;п = 40,5м; Qrtc = 125м3/с; Q^acx = 550 м3/с.
При выборе турбин был определен оптимальный вариант с двумя гидротурбинами ПЛ ПЛ50-В-630. Для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 125 об./мин. по справочным данным был подобран серийный генератор СВ-1130/140-48 с номинальной активной мощностью 117,7 МВт.
Для проектируемой Омолонской ГЭС была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками на напряжении и принята схема распределительного устройства КРУЭ 220 кВ - «две рабочие системы шин». По справочным данным было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
• Блочные трансформаторы ТДЦ-250000/220-У1;
• Трансформаторы собственных нужд ТС-2500/10,5;
• Для ВЛЭП сталеалюминевые провода марки АС-300/48.
В качестве генераторного выключателя принят элегазовый аппаратный комплекс КАГ-20 производства компании 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».
Компоновка гидроузла была принята приплотинная. Плотина расположена на скальном основании и имеет следующие параметры:
• Количество водосливных пролетов - 4, шириной 13м;
• Отметка гребня водослива ГГВ = 451,00 м;
• Отметка гребня быка ГГБ = 473,4 м;
• Ширина подошвы плотины по основанию - 45м;
В качестве гасителя энергии потока была рассчитана водобойная
стенка.
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 получены следующие показатели:
• Удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,22 руб/Квт-ч;
• Удельные капиталовложения - 57274,85 руб./кВт;
Срок окупаемости - 124 мес.
