ПРОЕКТИРОВАНИЕ УСЬКА-ОРОЧСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ТУМНИН. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ УСЬКА-ОРОЧСКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общая часть 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климатические данные 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 12
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 12
2 Водно-энергетические расчеты 13
2.1 Исходные данные для расчета 13
2.2 Определение расходов маловодного и средневодного года в заданном
створе 13
2.2.1 Выбор расчетного средневодного (P=50%) и маловодного года 16
2.3 Выбор установленной мощности на основе водно-энергетических
расчетов 18
2.3.1 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы и
интегральных кривых нагрузки (ИКН) 18
2.3.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 21
2.3.3 Перераспределение стока с полноводного периода на зимний
период 23
2.3.4 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в
маловодном году 25
2.4 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов 25
2.5 Водно-энергетический расчет (ВЭР) режима работы ГЭС в
средневодном году 27
2.6 Построение режимного поля 27
3 Основное и вспомогательное оборудование 29
3.1 Выбор числа и типа гидроагрегатов 29
3.2 Определение отметки расположения рабочего колеса гидротурбины 32
3.3 Гидромеханический расчет и построение плана бетонной спиральной
камеры 33
3.4 Выбор серийного типа генератора 37
3.5 Расчет вала и подшипников гидротурбины 38
3.6 Выбор маслонапорной установки 40
3.7 Выбор электрогидравлического регулятора 40
4 Электрическая часть гидроэлектростанции 41
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений 41
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 41
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 41
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схем с одиночным
блоком 41
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным
блоком 43
4.2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 44
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного
устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 45
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчета 46
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 47
4.6 Расчет токов трехфазного и однофазного замыкания в главной схеме с
помощью программного обеспечения RastrWin 48
4.6.1 Расчет исходных данных 48
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 49
4.7 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режима 50
4.8 Выбор выключателей и разъединителей 51
4.9 Выбор трансформаторов тока и напряжения 52
4.10 Выбор параметров КРУЭ 53
4.10.1 Выбор трансформаторов тока 53
5 Устройства релейной защиты и автоматики 54
5.1 Перечень защит основного оборудования 54
5.2 Расчет номинальных токов 55
5.3 Описание защит и расчет их уставок 57
5.3.1 Расчёт уставок МТЗ и ТО преобразовательного трансформатора 57
5.3.2 Продольная дифференциальная защита (IAG) 61
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора
(Un (Uo)) 66
5.3.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 68
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 69
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок (/1) 75
5.3.6 Дистанционная защита генератора Z1 <,Z2 < 78
5.3.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 82
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 85
5.5 Таблица уставок и матрица отключений защит 85
6 Компоновка и сооружения гидроузла 86
6.1 Компоновка гидроузла 86
6.2 Проектирование сооружений напорного фронта 86
6.2.1 Определение отметки гребня глухой грунтовой плотины 86
6.3 Гидравлические расчеты 89
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 89
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 90
6.3.3 Построение оголовка профиля водосливной грани 91
6.3.4 Проверка на пропуск поверочного расхода при отметке ФПУ 92
6.3.5 Пропуск расходов через донный водосброс 93
6.3.6 Расчет водобойной плиты 94
6.3.7 Расчет второй водобойной стенки 95
6.4 Конструирование плотины 98
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 98
6.4.2 Разрезка бетонной плотины швами 99
6.4.3 Быки 99
6.4.4 Устои 99
6.4.5 Дренаж тела бетонных плотин 99
6.4.6 Галереи в теле плотины 100
6.4.7 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 100
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 102
6.5.1 Вес сооружения и затворов 102
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 103
6.5.3 Равнодействующая взвешивающего давления 103
6.5.4 Сила фильтрационного давления 103
6.5.5 Давление грунта 104
6.5.6 Волновое давление 105
6.5.7 Оценка прочности плотины 106
6.5.8 Критерии прочности плотины 108
6.6 Расчёт устойчивости плотины 109
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Уська-
Орочского гидроузла. Охрана труда и противопожарная безопасность 111
7.1 Общие сведения о районе строительства 111
7.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 112
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 114
7.4 Отходы, образующиеся при строительстве 115
7.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 116
7.6 Пожарная безопасность 117
7.7 Требования по охране труда и технике безопасности 119
8 Технико-Экономические показатели 121
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 121
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 121
8.3 Налоговые расходы 124
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .. 125
8.5 Оценка инвестиционного проекта 126
8.5.1 Методология, исходные данные 126
8.5.2 Коммерческая эффективность 127
8.5.3 Бюджетная эффективность 128
8.6 Анализ чувствительности 128
9 Автоматическое повторное включение 131
9.1 Назначение АПВ 131
9.2 Классификация АПВ 133
9.3 Технические требования предъявляемые к АПВ 135
9.4 Принцип работы АПВ 136
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 138
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 140
ПРИЛОЖЕНИЕ А Анализ исходных данных 143
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетические расчеты 146
ПРИЛОЖЕНИЕ В Основное и вспомогательное оборудование ГЭС 151
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Релейная защита и автоматика 154
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Компановка гидроузла 156
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общая часть 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климатические данные 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 12
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 12
2 Водно-энергетические расчеты 13
2.1 Исходные данные для расчета 13
2.2 Определение расходов маловодного и средневодного года в заданном
створе 13
2.2.1 Выбор расчетного средневодного (P=50%) и маловодного года 16
2.3 Выбор установленной мощности на основе водно-энергетических
расчетов 18
2.3.1 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы и
интегральных кривых нагрузки (ИКН) 18
2.3.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 21
2.3.3 Перераспределение стока с полноводного периода на зимний
период 23
2.3.4 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в
маловодном году 25
2.4 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов 25
2.5 Водно-энергетический расчет (ВЭР) режима работы ГЭС в
средневодном году 27
2.6 Построение режимного поля 27
3 Основное и вспомогательное оборудование 29
3.1 Выбор числа и типа гидроагрегатов 29
3.2 Определение отметки расположения рабочего колеса гидротурбины 32
3.3 Гидромеханический расчет и построение плана бетонной спиральной
камеры 33
3.4 Выбор серийного типа генератора 37
3.5 Расчет вала и подшипников гидротурбины 38
3.6 Выбор маслонапорной установки 40
3.7 Выбор электрогидравлического регулятора 40
4 Электрическая часть гидроэлектростанции 41
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений 41
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 41
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 41
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схем с одиночным
блоком 41
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным
блоком 43
4.2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 44
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного
устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 45
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчета 46
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 47
4.6 Расчет токов трехфазного и однофазного замыкания в главной схеме с
помощью программного обеспечения RastrWin 48
4.6.1 Расчет исходных данных 48
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 49
4.7 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режима 50
4.8 Выбор выключателей и разъединителей 51
4.9 Выбор трансформаторов тока и напряжения 52
4.10 Выбор параметров КРУЭ 53
4.10.1 Выбор трансформаторов тока 53
5 Устройства релейной защиты и автоматики 54
5.1 Перечень защит основного оборудования 54
5.2 Расчет номинальных токов 55
5.3 Описание защит и расчет их уставок 57
5.3.1 Расчёт уставок МТЗ и ТО преобразовательного трансформатора 57
5.3.2 Продольная дифференциальная защита (IAG) 61
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора
(Un (Uo)) 66
5.3.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 68
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 69
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок (/1) 75
5.3.6 Дистанционная защита генератора Z1 <,Z2 < 78
5.3.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 82
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 85
5.5 Таблица уставок и матрица отключений защит 85
6 Компоновка и сооружения гидроузла 86
6.1 Компоновка гидроузла 86
6.2 Проектирование сооружений напорного фронта 86
6.2.1 Определение отметки гребня глухой грунтовой плотины 86
6.3 Гидравлические расчеты 89
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 89
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 90
6.3.3 Построение оголовка профиля водосливной грани 91
6.3.4 Проверка на пропуск поверочного расхода при отметке ФПУ 92
6.3.5 Пропуск расходов через донный водосброс 93
6.3.6 Расчет водобойной плиты 94
6.3.7 Расчет второй водобойной стенки 95
6.4 Конструирование плотины 98
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 98
6.4.2 Разрезка бетонной плотины швами 99
6.4.3 Быки 99
6.4.4 Устои 99
6.4.5 Дренаж тела бетонных плотин 99
6.4.6 Галереи в теле плотины 100
6.4.7 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 100
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 102
6.5.1 Вес сооружения и затворов 102
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 103
6.5.3 Равнодействующая взвешивающего давления 103
6.5.4 Сила фильтрационного давления 103
6.5.5 Давление грунта 104
6.5.6 Волновое давление 105
6.5.7 Оценка прочности плотины 106
6.5.8 Критерии прочности плотины 108
6.6 Расчёт устойчивости плотины 109
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Уська-
Орочского гидроузла. Охрана труда и противопожарная безопасность 111
7.1 Общие сведения о районе строительства 111
7.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 112
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 114
7.4 Отходы, образующиеся при строительстве 115
7.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 116
7.6 Пожарная безопасность 117
7.7 Требования по охране труда и технике безопасности 119
8 Технико-Экономические показатели 121
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 121
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 121
8.3 Налоговые расходы 124
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .. 125
8.5 Оценка инвестиционного проекта 126
8.5.1 Методология, исходные данные 126
8.5.2 Коммерческая эффективность 127
8.5.3 Бюджетная эффективность 128
8.6 Анализ чувствительности 128
9 Автоматическое повторное включение 131
9.1 Назначение АПВ 131
9.2 Классификация АПВ 133
9.3 Технические требования предъявляемые к АПВ 135
9.4 Принцип работы АПВ 136
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 138
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 140
ПРИЛОЖЕНИЕ А Анализ исходных данных 143
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетические расчеты 146
ПРИЛОЖЕНИЕ В Основное и вспомогательное оборудование ГЭС 151
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Релейная защита и автоматика 154
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Компановка гидроузла 156
С каждым годом потребление электроэнергии увеличивается, это увеличение связано с ростом числа промышленных предприятий. Гидроэлектростанции используют энергию речного потока, которая является восполняемым источником энергии с низкой себестоимостью. ГЭС имеют большой КПД, по сравнению с другими типами электростанций, являются экологически безопасными генерирующими станциями. Гидроэлектростанции являются участниками регулирования частоты в энергосистеме, так как процесс включения генерирующего оборудования происходит за несколько минут,
В районе строительства Уська—Орочской ГЭС располагается большое количество промышленных предприятий, предприятий, занимающихся золотодобычой, лесоперерабатывающие заводы, судоремонтный завод, завод железобетонных изделий. Все перечисленные предприятия рассматриваются как потенциальные потребители электроэнергии от Уська—Орочской ГЭС. Так же в районе строительства планируется увеличение числа золотодобывающих предприятий, так как Хабаровский Край богат данным ископаемым ресурсом.
Строительство Уська—Орочской ГЭС позволит облегчить энергоснабжение, так как предприятия находятся на достаточно большом расстоянии от ближайшей электростанции.
Целью проекта 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 оптимальные проектные решения.
В районе строительства Уська—Орочской ГЭС располагается большое количество промышленных предприятий, предприятий, занимающихся золотодобычой, лесоперерабатывающие заводы, судоремонтный завод, завод железобетонных изделий. Все перечисленные предприятия рассматриваются как потенциальные потребители электроэнергии от Уська—Орочской ГЭС. Так же в районе строительства планируется увеличение числа золотодобывающих предприятий, так как Хабаровский Край богат данным ископаемым ресурсом.
Строительство Уська—Орочской ГЭС позволит облегчить энергоснабжение, так как предприятия находятся на достаточно большом расстоянии от ближайшей электростанции.
Целью проекта 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 оптимальные проектные решения.
В данном дипломном проекте рассчитаны и определены показатели, выбраны основные элементы и параметры Уська—Орочской ГЭС на реке Тумнин, которая является сооружением II класса.
В ходе проведения водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность электростанции, равная 136 МВт и среднемноголетняя выработка 500 млн. кВт-ч. Также были определены такие параметры, как полезный объем водохранилища, равный 1,75 км3, уровень мертвого объема, отметка которого 180,28 м. Для последующего расчета было построено режимное поле (область допустимых режимов работы), по которому были определены напоры:
- максимальный - 39,20 м;
- расчетный - 34,10 м;
- минимальный - 32,74 м.
В результате расчетов выбрана гидротурбина ПЛ 40а—В—530, с диаметром рабочего колеса 5,3 м. Выбрано оптимальное количество устанавливаемых гидротурбин — 2. По справочным данным для выбранной поворотно—лопастной гидротурбины с синхронной частотой вращения 150 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ—808/130—40У4 с номинальной мощностью 64,7 МВ-А.
Далее была выбрана главная электрическая схема гидроэлектростанции с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства с двумя системами сборных шин и одной обходной. По справочным данным и каталогам было подобрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы: ТДЦ—100000/220—У1, трансформаторы собственных нужд: ТСЗУ—1600/10—80УХЛ4, для ВЛ — алюминиевые провода со стальным сердечником марки АС—240/39.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла — русловая. В состав Уська—Орочского гидроузла входят:
— водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля;
— правобережная грунтовая плотина;
— станционная часть бетонной плотины;
— левобережная глухая бетонная плотина.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
— ширина подошвы — 35,15 м;
— отметка подошвы водосливной плотины — 139,00 м;
— число водосливных отверстий — 3;
— отметка гребня — 189,60 м;
— ширина гребня — 24 м.
Для гашения энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяются гасители энергии — 2 водобойные стенки. Также в этом разделе в результате расчетов определено, что выбранный профиль плотины удовлетворяет условиям прочности и устойчивости при основном сочетании нагрузок и воздействий. Рассчитанные сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям надежности.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
— срок окупаемости — 10 лет 1 месяц;
— себестоимость — 0,39 руб/кВт-ч;
— индекс прибыльности — 1,15;
— удельные капиталовложения — 78286,8 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Уська—Орочского гидроузла в настоящее время является обоснованным, в том числе и с точки зрения экономических показателей.
В ходе проведения водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность электростанции, равная 136 МВт и среднемноголетняя выработка 500 млн. кВт-ч. Также были определены такие параметры, как полезный объем водохранилища, равный 1,75 км3, уровень мертвого объема, отметка которого 180,28 м. Для последующего расчета было построено режимное поле (область допустимых режимов работы), по которому были определены напоры:
- максимальный - 39,20 м;
- расчетный - 34,10 м;
- минимальный - 32,74 м.
В результате расчетов выбрана гидротурбина ПЛ 40а—В—530, с диаметром рабочего колеса 5,3 м. Выбрано оптимальное количество устанавливаемых гидротурбин — 2. По справочным данным для выбранной поворотно—лопастной гидротурбины с синхронной частотой вращения 150 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ—808/130—40У4 с номинальной мощностью 64,7 МВ-А.
Далее была выбрана главная электрическая схема гидроэлектростанции с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства с двумя системами сборных шин и одной обходной. По справочным данным и каталогам было подобрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы: ТДЦ—100000/220—У1, трансформаторы собственных нужд: ТСЗУ—1600/10—80УХЛ4, для ВЛ — алюминиевые провода со стальным сердечником марки АС—240/39.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла — русловая. В состав Уська—Орочского гидроузла входят:
— водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля;
— правобережная грунтовая плотина;
— станционная часть бетонной плотины;
— левобережная глухая бетонная плотина.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
— ширина подошвы — 35,15 м;
— отметка подошвы водосливной плотины — 139,00 м;
— число водосливных отверстий — 3;
— отметка гребня — 189,60 м;
— ширина гребня — 24 м.
Для гашения энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяются гасители энергии — 2 водобойные стенки. Также в этом разделе в результате расчетов определено, что выбранный профиль плотины удовлетворяет условиям прочности и устойчивости при основном сочетании нагрузок и воздействий. Рассчитанные сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям надежности.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
— срок окупаемости — 10 лет 1 месяц;
— себестоимость — 0,39 руб/кВт-ч;
— индекс прибыльности — 1,15;
— удельные капиталовложения — 78286,8 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Уська—Орочского гидроузла в настоящее время является обоснованным, в том числе и с точки зрения экономических показателей.
