Проектирование Слудинской ГЭС на реке Пинега. Оценка технического состояния основного оборудования после установленного срока службы
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ СЛУДИНСКОЙ 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 11
1.2 Энерго-экономическая характеристика района 12
2 Водно-энергетические расчеты 14
2.1 Регулирование стока реки 14
2.1.1 Построение эмпирических кривых обеспеченности 14
2.2 Выбор расчетных маловодного и средневодного лет 17
2.2.1 Расчёт конкурирующих режимов работы ГЭС по бытовому стоку и по
требованиям ВХК 19
2.2.2 Водно-энергетический расчет режима ГЭС в маловодном году 21
2.3 Определение рабочих мощностей и построение интегральных кривых
нагрузок 24
2.4 Расчет резервов, планирование капитальных ремонтов оборудования 28
2.5 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в средневодном году 29
3 Основное и вспомогательное оборудование 31
3.1 Выбор системы и количества гидроагрегатов 31
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 34
3.3 Выбор типа серийного генератора 36
3.4 Расчет вала и подшипников 37
3.5 Гидромеханический расчет бетонной спиральной камеры, и определение
ее геометрических размеров проточной части 38
3.6 Выбор маслонапорной установки 41
3.7 Выбор электрогидравлического регулятора 41
4 Электрическая часть 42
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений 42
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 43
4.2.1 Выбор синхронного генератора 43
4.3.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 43
4.3.3 Выбор повышающих трансформаторов для схем с укрупнённым
блоком 45
4.4 Распределительное устройство 46
4.4.1 Выбор трансформаторов собственных нужд 47
4.4.2 Выбор количества отходящих воздушных линий, распределительного
устройства и марки проводов воздушной линий 47
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико- экономического
расчета 49
4.6 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 50
4.7 Расчёт токов трехфазного и однофазного коротких замыканий в главной
схеме при помощи программного обеспечения «RastrWin» с выбором оборудования 51
4.7.1 Расчёт исходных данных 52
4.7.2 Расчёт токов короткого замыкания в ПК RastrWin 54
4.7.3 Результаты расчёта токов КЗ 55
4.8 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 55
4.9 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
10,5 кВ 56
4.9.1 Выбор выключателей и разъединителей 56
4.9.2 Выбор синхронизаторов и анализаторов 59
4.9.3 Выбор трансформатора тока 59
4.9.4 Выбор трансформатора напряжения 60
4.10 Выбор электротехнического оборудования на напряжении 220 кВ 61
4.10.1 Выбор выключателей и разъединителей 61
4.10.2 Выбор синхронизаторов и анализаторов 64
4.10.3 Выбор трансформатора тока 64
4.10.4 Выбор трансформатора напряжения 65
5 Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 67
5.1 Исходные данные для курсового проектирования 67
5.1.1 Перечень защит основного оборудования 68
5.2 Расчет номинальных токов 69
5.2.1 Выбор системы возбуждения и выпрямительного трансформатора 70
5.3 Защита системы возбуждения 71
5.3.1 Максимальная токовая защита системы возбуждения 73
5.3.2 Токовая отсечка системы возбуждения 74
5.3.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 75
5.3.4 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 78
5.3.5 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 78
5.3.6 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 82
5.4 Защита от симметричных перегрузок ( I 1 ) 87
5.5 Дистанционная защита генератора Z 1 <, Z2 < 90
5.5.1 Защита от перегрузки обмотки ротора 94
5.5.2 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 96
6 Компоновка и сооружения гидроузла 97
6.1 Состав и компоновка сооружений гидроузла 97
6.2 Определение отметки гребня грунтовой плотины и гребня быка 97
6.2.1 Грунтовая плотина 97
6.2.2 Определение превышения гребня плотин над НПУ 98
6.2.3 Определение высоты ветрового нагона 98
6.2.4 Определение высоты волны 1% обеспеченности для основного случая99
6.2.5 Вычисляем отметку гребня грунтовой плотины для основного
сочетания нагрузок 102
6.3 Гидравлические расчеты 102
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 102
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 106
6.3.3 Определение отметки ФПУ и верха быка 108
6.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 111
6.4.1 Расчет водобойной стенки 113
6.4.2 Расчет второй водобойной стенки 114
6.5 Конструирование плотины 116
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 116
6.6 Разрезка плотины швами 117
6.7 Быки 118
6.8 Устои 118
6.9 Дренаж и галереи в теле бетонной плотины 119
6.10 Определение ширины плотины по гребню 119
6.11 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины. 119
6.11.1 Дренажные устройства в основании 119
На нескальном основании обычно применяю 2-х или Зх-слойный пластовый
дренаж под всей площадью водобоя и рисбермы 119
6.11.2 Шпунтовые стенки и завесы 119
6.11.3 Понур 120
6.12 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 120
6.12.1 Вес сооружения 120
6.12.2 Расчёты гидростатического давления 121
6.12.3 Равнодействующая взвешивающего давления 121
6.12.4 Сила фильтрационного давления 122
6.12.5 Давление грунта 123
6.12.6 Расчёт волнового давления 124
6.13 Оценка прочности плотины 124
6.13.1 Критерии прочности плотины 128
6.13.2 Расчёт устойчивости плотины 128
7 Мероприятия по охране окружающей среды 130
7.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 130
7.2 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 131
7.3 Отходы, образующиеся при строительстве 134
7.4 Охрана окружающей среды в период эксплуатации 135
8 Мероприятия по пожарной безопасности. Охрана труда 137
8.1 Безопасность гидротехнических сооружений 137
8.2 Охрана труда и техника безопасности 137
8.2.1 Система управления охраной труда 139
8.3 Пожарная безопасность 141
9 Технико-экономические показатели 144
9.1 Производство электроэнергии и расходы в период эксплуатации 144
9.1.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 144
9.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 144
9.1.3 Налоговые расходы 146
9.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 147
9.3 Анализ денежных потоков 148
9.4 Оценка инвестиционного проекта 148
9.4.1 Методология, исходные данные 149
9.4.2 Коммерческая эффективность проекта 149
9.4.3 Бюджетная эффективность 150
9.5 Анализ чувствительности проекта 150
10 Оценка технического состояния основного оборудования после
установленного срока службы 153
10.1 Основные нормы и требования 153
10.2 Требования к сроку службы основного оборудования 153
10.3 Определение оптимального вида, состава и стоимости технического
воздействия на оборудование 154
10.4 Цель, задачи и сроки проведения технического освидетельствования .. 154
10.5 Периодичность технических освидетельствований 155
10.6 Работы, проводимые в рамках технического освидетельствования 156
10.7 Анализ и оформление результатов технического освидетельствования 156
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 158
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ПРИЛОЖЕНИЕ А Анализ исходных данных 161
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Расчеты сработки-наполнения водохранилища Слудинской ГЭС 164
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Основное и вспомогательное оборудование 170
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Устройства РЗА 172
ПРИЛОЖЕНИЕ Е Компоновка и сооружение гидроузла 174
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 11
1.2 Энерго-экономическая характеристика района 12
2 Водно-энергетические расчеты 14
2.1 Регулирование стока реки 14
2.1.1 Построение эмпирических кривых обеспеченности 14
2.2 Выбор расчетных маловодного и средневодного лет 17
2.2.1 Расчёт конкурирующих режимов работы ГЭС по бытовому стоку и по
требованиям ВХК 19
2.2.2 Водно-энергетический расчет режима ГЭС в маловодном году 21
2.3 Определение рабочих мощностей и построение интегральных кривых
нагрузок 24
2.4 Расчет резервов, планирование капитальных ремонтов оборудования 28
2.5 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в средневодном году 29
3 Основное и вспомогательное оборудование 31
3.1 Выбор системы и количества гидроагрегатов 31
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 34
3.3 Выбор типа серийного генератора 36
3.4 Расчет вала и подшипников 37
3.5 Гидромеханический расчет бетонной спиральной камеры, и определение
ее геометрических размеров проточной части 38
3.6 Выбор маслонапорной установки 41
3.7 Выбор электрогидравлического регулятора 41
4 Электрическая часть 42
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений 42
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 43
4.2.1 Выбор синхронного генератора 43
4.3.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 43
4.3.3 Выбор повышающих трансформаторов для схем с укрупнённым
блоком 45
4.4 Распределительное устройство 46
4.4.1 Выбор трансформаторов собственных нужд 47
4.4.2 Выбор количества отходящих воздушных линий, распределительного
устройства и марки проводов воздушной линий 47
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико- экономического
расчета 49
4.6 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 50
4.7 Расчёт токов трехфазного и однофазного коротких замыканий в главной
схеме при помощи программного обеспечения «RastrWin» с выбором оборудования 51
4.7.1 Расчёт исходных данных 52
4.7.2 Расчёт токов короткого замыкания в ПК RastrWin 54
4.7.3 Результаты расчёта токов КЗ 55
4.8 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 55
4.9 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
10,5 кВ 56
4.9.1 Выбор выключателей и разъединителей 56
4.9.2 Выбор синхронизаторов и анализаторов 59
4.9.3 Выбор трансформатора тока 59
4.9.4 Выбор трансформатора напряжения 60
4.10 Выбор электротехнического оборудования на напряжении 220 кВ 61
4.10.1 Выбор выключателей и разъединителей 61
4.10.2 Выбор синхронизаторов и анализаторов 64
4.10.3 Выбор трансформатора тока 64
4.10.4 Выбор трансформатора напряжения 65
5 Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 67
5.1 Исходные данные для курсового проектирования 67
5.1.1 Перечень защит основного оборудования 68
5.2 Расчет номинальных токов 69
5.2.1 Выбор системы возбуждения и выпрямительного трансформатора 70
5.3 Защита системы возбуждения 71
5.3.1 Максимальная токовая защита системы возбуждения 73
5.3.2 Токовая отсечка системы возбуждения 74
5.3.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 75
5.3.4 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 78
5.3.5 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 78
5.3.6 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 82
5.4 Защита от симметричных перегрузок ( I 1 ) 87
5.5 Дистанционная защита генератора Z 1 <, Z2 < 90
5.5.1 Защита от перегрузки обмотки ротора 94
5.5.2 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 96
6 Компоновка и сооружения гидроузла 97
6.1 Состав и компоновка сооружений гидроузла 97
6.2 Определение отметки гребня грунтовой плотины и гребня быка 97
6.2.1 Грунтовая плотина 97
6.2.2 Определение превышения гребня плотин над НПУ 98
6.2.3 Определение высоты ветрового нагона 98
6.2.4 Определение высоты волны 1% обеспеченности для основного случая99
6.2.5 Вычисляем отметку гребня грунтовой плотины для основного
сочетания нагрузок 102
6.3 Гидравлические расчеты 102
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 102
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 106
6.3.3 Определение отметки ФПУ и верха быка 108
6.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 111
6.4.1 Расчет водобойной стенки 113
6.4.2 Расчет второй водобойной стенки 114
6.5 Конструирование плотины 116
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 116
6.6 Разрезка плотины швами 117
6.7 Быки 118
6.8 Устои 118
6.9 Дренаж и галереи в теле бетонной плотины 119
6.10 Определение ширины плотины по гребню 119
6.11 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины. 119
6.11.1 Дренажные устройства в основании 119
На нескальном основании обычно применяю 2-х или Зх-слойный пластовый
дренаж под всей площадью водобоя и рисбермы 119
6.11.2 Шпунтовые стенки и завесы 119
6.11.3 Понур 120
6.12 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 120
6.12.1 Вес сооружения 120
6.12.2 Расчёты гидростатического давления 121
6.12.3 Равнодействующая взвешивающего давления 121
6.12.4 Сила фильтрационного давления 122
6.12.5 Давление грунта 123
6.12.6 Расчёт волнового давления 124
6.13 Оценка прочности плотины 124
6.13.1 Критерии прочности плотины 128
6.13.2 Расчёт устойчивости плотины 128
7 Мероприятия по охране окружающей среды 130
7.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 130
7.2 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 131
7.3 Отходы, образующиеся при строительстве 134
7.4 Охрана окружающей среды в период эксплуатации 135
8 Мероприятия по пожарной безопасности. Охрана труда 137
8.1 Безопасность гидротехнических сооружений 137
8.2 Охрана труда и техника безопасности 137
8.2.1 Система управления охраной труда 139
8.3 Пожарная безопасность 141
9 Технико-экономические показатели 144
9.1 Производство электроэнергии и расходы в период эксплуатации 144
9.1.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 144
9.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 144
9.1.3 Налоговые расходы 146
9.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 147
9.3 Анализ денежных потоков 148
9.4 Оценка инвестиционного проекта 148
9.4.1 Методология, исходные данные 149
9.4.2 Коммерческая эффективность проекта 149
9.4.3 Бюджетная эффективность 150
9.5 Анализ чувствительности проекта 150
10 Оценка технического состояния основного оборудования после
установленного срока службы 153
10.1 Основные нормы и требования 153
10.2 Требования к сроку службы основного оборудования 153
10.3 Определение оптимального вида, состава и стоимости технического
воздействия на оборудование 154
10.4 Цель, задачи и сроки проведения технического освидетельствования .. 154
10.5 Периодичность технических освидетельствований 155
10.6 Работы, проводимые в рамках технического освидетельствования 156
10.7 Анализ и оформление результатов технического освидетельствования 156
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 158
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
ПРИЛОЖЕНИЕ А Анализ исходных данных 161
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Расчеты сработки-наполнения водохранилища Слудинской ГЭС 164
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Основное и вспомогательное оборудование 170
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Устройства РЗА 172
ПРИЛОЖЕНИЕ Е Компоновка и сооружение гидроузла 174
Источник энергии - текущая вода, возобновляемый источник энергии, в отличие от нефти, газа, твердого топлива и ядерного горючего. В условиях медленного прогресса в создании альтернативных источников электроэнергии доля гидроэнергетики в энергетическом балансе страны со временем будет только возрастать, а уровень развития энергетики в свою очередь повысит технико-экономический потенциал страны. Поэтому, структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшие десятилетия должна стать гидроэнергетика, как наиболее развитая, экологически безопасная и возобновляемая отрасль народного хозяйства.
Развитие энергетики неотделимо от развития региона, стабильности и процветания территории присутствия. Рост объемов промышленного производства приводит к увеличению энергопотребления в регионе и оказывает свое существенное влияние на дальнейшее развитие и модернизацию всей энергетической системы.
Строительство Слудинской ГЭС позволит:
- Обеспечить потребителей Архангельской энергосистемы электроэнергией;
- Повысить надёжность и качество электроснабжения потребителей;
- Отказаться от строительства тепловой электростанции, использующей органическое топливо (природный газ);
- Обеспечить необходимые пропуски воды для нужд ВХК;
- Создать инфраструктуру, обеспечивающую улучшение социальных и экономических условий жизни населения близлежащих Архангельской области;
- Обеспечить значительные поступления налоговых выплат в бюджеты всех уровней.
Целью проекта является проектирование Слудинской ГЭС на реке Пинега её сооружений и электрической части, выбор основного гидросилового и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда и окружающей среды и технико-экономическое обоснование эффективности проекта.
В рамках специального вопроса рассмотрена оценка технического состояния основного оборудования после установленного срока службы.
Развитие энергетики неотделимо от развития региона, стабильности и процветания территории присутствия. Рост объемов промышленного производства приводит к увеличению энергопотребления в регионе и оказывает свое существенное влияние на дальнейшее развитие и модернизацию всей энергетической системы.
Строительство Слудинской ГЭС позволит:
- Обеспечить потребителей Архангельской энергосистемы электроэнергией;
- Повысить надёжность и качество электроснабжения потребителей;
- Отказаться от строительства тепловой электростанции, использующей органическое топливо (природный газ);
- Обеспечить необходимые пропуски воды для нужд ВХК;
- Создать инфраструктуру, обеспечивающую улучшение социальных и экономических условий жизни населения близлежащих Архангельской области;
- Обеспечить значительные поступления налоговых выплат в бюджеты всех уровней.
Целью проекта является проектирование Слудинской ГЭС на реке Пинега её сооружений и электрической части, выбор основного гидросилового и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда и окружающей среды и технико-экономическое обоснование эффективности проекта.
В рамках специального вопроса рассмотрена оценка технического состояния основного оборудования после установленного срока службы.
В проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры средненапорной Слудинской ГЭС на реке Пинега, являющимся сооружением II класса.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Слудинскоц ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета.
Так же было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
Максимальный Hmax = 36,50 м;
Расчетный Нрасч = 30,00 м;
минимальный Hmin = 25,5 м.
По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 5,3 м (ПЛ40-В-530).
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об/мин был подобран серийный гидрогенератор CB-845/140-44T с номинальной активной мощностью 50,4 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства ОРУ 220кВ - «две системы сборных шин с обходной».
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка здания ГЭС принята руслового типа.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. Плотина Слудинского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют.
Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СНиП.
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 - 13 лет;
- себестоимость - 0,21 руб/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 85672,09 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Слудинской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Слудинскоц ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета.
Так же было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
Максимальный Hmax = 36,50 м;
Расчетный Нрасч = 30,00 м;
минимальный Hmin = 25,5 м.
По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 5,3 м (ПЛ40-В-530).
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об/мин был подобран серийный гидрогенератор CB-845/140-44T с номинальной активной мощностью 50,4 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства ОРУ 220кВ - «две системы сборных шин с обходной».
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка здания ГЭС принята руслового типа.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. Плотина Слудинского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют.
Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СНиП.
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 - 13 лет;
- себестоимость - 0,21 руб/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 85672,09 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Слудинской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.