ПРОЕКТИРОВАНИЕ МАНСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ МАНА. ВИДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ. УЧАСТИЕ ГЭС В РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ И МОЩНОСТИ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ МАНСКОЙ ГЭС 7
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 9
1.2 Сейсмические условия 9
1.3 Гидрологические данные 9
1.4 Инженерно-геологические условия 11
1.5 Данные об энергосистеме 11
2 Водно - энергетические расчёты и выбор установленной мощности 12
2.1 Определение максимальных расчетных расходов 12
2.2 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 13
2.2.1 Выбор расчетного маловодного года 15
2.2.2 Выбор расчётного средневодного года 15
2.3 Определение типа регулирования 17
2.4 Построение суточных графиков нагрузки с интегральной кривой нагрузки
энергосистемы 18
2.5 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 20
2.6 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 22
2.7 Водно - энергетические расчеты режима работы Манской ГЭС в
маловодном году 24
2.8 Расчет установленной мощности проектируемой ГЭС 25
2.9 Баланс мощности 26
3 Основное и вспомогательное оборудование 29
3.1 Построение режимного поля 29
3.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 31
3.3 Выбор отметки расположения рабочего колеса гидротурбины 34
3.3.1 Работа одного агрегата при Hminn Norp 35
3.3.2 Работа одного агрегата при Нтах и Ар 35
3.3.3 Работа одного агрегата при Нри Np 35
3.4 Выбор типа серийного генератора 36
3.5 Гидромеханический расчет построение плана металлической спиральной
камеры 37
3.6 Расчёт деталей и узлов гидротурбины 39
3.6.1 Расчёт вала на прочность 39
3.6.2 Расчёт подшипника 39
3.7 Выбор вспомогательного оборудования 41
3.7.1 Выбор маслонапорной установки 41
3.7.2 Выбор электрогидравлического регулятора 41
4 Электрическая часть 42
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединении ГЭС 42
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 43
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 43
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 43
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным
блоком 45
4.2.4 Выбор трансформаторов общестанционных и общеагрегатных нужд .. 46
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий, распределительного
устройства и марки проводов воздушных линий 47
4.4 Выбор главных схем ГЭС на основании технике -экономического
расчета 48
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 50
4.6 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной
схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 51
4.6.1 Расчёт исходных данных 51
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 52
4.7 Выбор электрических аппаратов 54
4.7.1 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 54
4.7.2 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 10,5 кВ 55
4.7.2.1 Выбор выключателей и разъединителей 55
4.7.2.2 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 56
4.7.2.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения 56
4.8 Выбор параметров ОРУ 57
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 57
4.8.2.Выбор трансформаторов тока и напряжения 57
4.8.3 Выбор ОПН для генераторного напряжения и ОРУ 57
5 Релейная защита и автоматика 59
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 59
5.2 Перечень защит основного оборудования 60
5.3 Расчет номинальных токов 61
5.4 Описание защит и расчёт их уставок 62
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 62
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора
(UN (UO)) 64
5.4.3.Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 67
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 67
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок (/1) 71
5.4.6 Дистанционная защита генератора Z1 <,Z2 < 73
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 76
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 77
5.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 78
6 Компоновка сооружения гидроузла 79
6.1 Выбор класса гидротехнического сооружения 79
6.2 Определение отметки гребня глухой бетонной плотины 79
6.3 Определение параметров волнового воздействия 80
6.4 Гидравлические расчеты 82
6.4.1 Определение ширины водосливного фронта 82
6.4.2 Определение отметки гребня водослива 83
6.4.3 Определение отметки гребня быка сооружений напорного фронта 85
6.4.4 Построение профиля водосливной грани 85
6.4.5 Пропуск расходов через донный аварийный водосброс 86
6.4.6 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 87
6.4.7 Сопряжение бьефов свободной отброшенной струей 88
6.5 Конструирование плотины 90
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 90
6.5.2 Разрезка бетонных плотин швами 92
6.5.3 Быки 92
6.5.4 Устои 93
6.5.5 Дренаж тела бетонных плотин 93
6.5.6 Галереи в теле плотины 94
6.5.7 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины 94
6.5.8 Противофильтрационная завеса 94
6.5.9 Дренажные устройства в основании 95
6.5.10 Судоподъемник 95
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 95
6.6.1 Вес сооружения 95
6.6.2 Расчет гидростатического давления воды 96
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 97
6.6.4 Сила фильтрационного давления 97
6.6.5 Давление грунта 98
6.6.6 Расчет волнового давления 99
6.7 Оценка прочности плотины 100
6.7.1 Определение напряжений 100
6.7.2 Критерии прочности плотины 103
6.7.3 Расчет устойчивости плотины 103
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 105
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 105
7.2 Охрана труда 106
7.3 Пожарная безопасность 107
7.4 Охрана окружающей среды 109
7.4.1 Общие сведения о районе в зоне строительства Манского гидроузла. 109
7.4.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в зоне
влияния ГЭС 110
7.4.3 Мероприятия по охране атмосферного воздуха 112
7.4.4 Отходы, образующиеся при строительстве 113
7.4.5 Обращение с отходами 113
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации ... 115
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 115
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 116
8.3 Налоговые расходы 119
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 119
8.5 Анализ денежных потоков с указанием укрупненных этапов реализации
проекта 120
8.6 Оценка инвестиционного проекта 121
8.6.1 Методология, исходные данные 121
8.7 Коммерческая эффективность 122
8.8 Бюджетная эффективность 123
8.9 Анализ чувствительности 123
9 Виды регулирования. Участие ГЭС в регулировании частоты и мощности в
энергосистеме 126
9.1 Общие сведения 126
9.2 Требования к качеству регулирования 128
9.3 Первичное регулирование частоты. Требования к общему первичному
регулированию 129
9.3.1 Технические условия обеспечения мониторинга участия электростанций
(энергоблоков, очередей) в ОПРЧ 130
9.4 Требования к нормированному первичному регулированию частоты 132
9.5 Вторичное регулирование частоты и мощности 134
9.5.1 Требования к участию ГЭС в оперативном вторичном регулировании 134
9.5.2 Автоматизация вторичного регулирования 136
9.5.3 Основные требования к автоматизации вторичного регулирования
частоты и перетоков мощности 136
9.6 ГРАРМ. Назначение 137
9.6.1 Требования к системе ГРАМ 137
9.7 Третичное регулирование 138
9.8 Участие Манской ГЭС в регулировании частоты и мощности в
энергосистеме 139
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 140
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Анализ исходных данных 143
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Водно-энергетические расчеты 144
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Основное и вспомогательное оборудование 150
ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Таблица уставок и матрица отключений защит 156
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ МАНСКОЙ ГЭС
1. Наименование реки Мана;
2. Наименование ГЭС Манская;
3. Местонахождение ГЭС Красноярский край;
4. Тип проектируемой установки Гидроэлектростанция;
5. Характерные расходы воды:
а) среднемноголетний 200 м3/с;
б) максимальный с обеспеченностью 1,0% 1218,7 м3/с;
в) максимальный с обеспеченностью 0,1% 1566,7 м3/с;
г) минимальный 70 м3/с;
6. Параметры водохранилища:
а) характер регулирования стока годичный;
б) отметка НПУ 260 м;
в) отметка ФПУ 261 м;
г) отметка УМО 247,61 м;
д) объем водохранилища полный 2,18 км3;
е) объем водохранилища полезный 1,25 км3;
7. Напоры ГЭС:
а) максимальный 48,5м;
б) расчетный 39,6 м;
в) минимальный 33,5 м;
8. Энергетические характеристики:
а) мощность установленная 82 МВт;
б) среднемноголетняя выработка электроэнергии 588 млн. кВт • ч;
9. Плотина (общая длина/ максимальная высота):
а) правобережная бетонная плотина 291,8 м/ 54,2 м;
б) левобережная глухая бетонная плотина 64,2 м/54,2 м;
в) станционная часть 48 м/54,2 м;
10. Водосбросные сооружения:
10.1 Поверхностный водослив:
а) число и ширина пролетов 3 X 12 м;
б) общая длина 48 м;
в) максимальная высота 54,2 м;
10.2 Глубинные водовыпуски:
а) число и ширина пролетов 2X2 м;
11. Здание ГЭС:
а) тип здания приплотинное;
б) число агрегатов 2;
в) грунты в основании гранит;
г) тип спиральной камеры металлическая;
д) тип отсасывающей трубы изогнутая;
12. Основное оборудование:
а) тип турбин ПЛД 50-В6О° — 400;
б) тип генератора СВ-655/110-32;
в) номинальная активная мощность генератора 42 МВт;
г) частота вращения 187,5 об/мин;
д) тип трансформаторов ТДЦ-63000/110-У1;
12. Технико-экономические показатели:
а) срок окупаемости 15,6 лет;
б) себестоимость электроэнергии 1,69 руб/кВт • час;
в) удельные капиталовложения 73524,39 руб/кВт.
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 9
1.2 Сейсмические условия 9
1.3 Гидрологические данные 9
1.4 Инженерно-геологические условия 11
1.5 Данные об энергосистеме 11
2 Водно - энергетические расчёты и выбор установленной мощности 12
2.1 Определение максимальных расчетных расходов 12
2.2 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 13
2.2.1 Выбор расчетного маловодного года 15
2.2.2 Выбор расчётного средневодного года 15
2.3 Определение типа регулирования 17
2.4 Построение суточных графиков нагрузки с интегральной кривой нагрузки
энергосистемы 18
2.5 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 20
2.6 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 22
2.7 Водно - энергетические расчеты режима работы Манской ГЭС в
маловодном году 24
2.8 Расчет установленной мощности проектируемой ГЭС 25
2.9 Баланс мощности 26
3 Основное и вспомогательное оборудование 29
3.1 Построение режимного поля 29
3.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 31
3.3 Выбор отметки расположения рабочего колеса гидротурбины 34
3.3.1 Работа одного агрегата при Hminn Norp 35
3.3.2 Работа одного агрегата при Нтах и Ар 35
3.3.3 Работа одного агрегата при Нри Np 35
3.4 Выбор типа серийного генератора 36
3.5 Гидромеханический расчет построение плана металлической спиральной
камеры 37
3.6 Расчёт деталей и узлов гидротурбины 39
3.6.1 Расчёт вала на прочность 39
3.6.2 Расчёт подшипника 39
3.7 Выбор вспомогательного оборудования 41
3.7.1 Выбор маслонапорной установки 41
3.7.2 Выбор электрогидравлического регулятора 41
4 Электрическая часть 42
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединении ГЭС 42
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 43
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 43
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 43
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным
блоком 45
4.2.4 Выбор трансформаторов общестанционных и общеагрегатных нужд .. 46
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий, распределительного
устройства и марки проводов воздушных линий 47
4.4 Выбор главных схем ГЭС на основании технике -экономического
расчета 48
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 50
4.6 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной
схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 51
4.6.1 Расчёт исходных данных 51
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 52
4.7 Выбор электрических аппаратов 54
4.7.1 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 54
4.7.2 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 10,5 кВ 55
4.7.2.1 Выбор выключателей и разъединителей 55
4.7.2.2 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 56
4.7.2.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения 56
4.8 Выбор параметров ОРУ 57
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 57
4.8.2.Выбор трансформаторов тока и напряжения 57
4.8.3 Выбор ОПН для генераторного напряжения и ОРУ 57
5 Релейная защита и автоматика 59
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 59
5.2 Перечень защит основного оборудования 60
5.3 Расчет номинальных токов 61
5.4 Описание защит и расчёт их уставок 62
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 62
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора
(UN (UO)) 64
5.4.3.Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 67
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 67
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок (/1) 71
5.4.6 Дистанционная защита генератора Z1 <,Z2 < 73
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 76
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 77
5.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 78
6 Компоновка сооружения гидроузла 79
6.1 Выбор класса гидротехнического сооружения 79
6.2 Определение отметки гребня глухой бетонной плотины 79
6.3 Определение параметров волнового воздействия 80
6.4 Гидравлические расчеты 82
6.4.1 Определение ширины водосливного фронта 82
6.4.2 Определение отметки гребня водослива 83
6.4.3 Определение отметки гребня быка сооружений напорного фронта 85
6.4.4 Построение профиля водосливной грани 85
6.4.5 Пропуск расходов через донный аварийный водосброс 86
6.4.6 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 87
6.4.7 Сопряжение бьефов свободной отброшенной струей 88
6.5 Конструирование плотины 90
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 90
6.5.2 Разрезка бетонных плотин швами 92
6.5.3 Быки 92
6.5.4 Устои 93
6.5.5 Дренаж тела бетонных плотин 93
6.5.6 Галереи в теле плотины 94
6.5.7 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины 94
6.5.8 Противофильтрационная завеса 94
6.5.9 Дренажные устройства в основании 95
6.5.10 Судоподъемник 95
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 95
6.6.1 Вес сооружения 95
6.6.2 Расчет гидростатического давления воды 96
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 97
6.6.4 Сила фильтрационного давления 97
6.6.5 Давление грунта 98
6.6.6 Расчет волнового давления 99
6.7 Оценка прочности плотины 100
6.7.1 Определение напряжений 100
6.7.2 Критерии прочности плотины 103
6.7.3 Расчет устойчивости плотины 103
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 105
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 105
7.2 Охрана труда 106
7.3 Пожарная безопасность 107
7.4 Охрана окружающей среды 109
7.4.1 Общие сведения о районе в зоне строительства Манского гидроузла. 109
7.4.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в зоне
влияния ГЭС 110
7.4.3 Мероприятия по охране атмосферного воздуха 112
7.4.4 Отходы, образующиеся при строительстве 113
7.4.5 Обращение с отходами 113
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации ... 115
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 115
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 116
8.3 Налоговые расходы 119
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 119
8.5 Анализ денежных потоков с указанием укрупненных этапов реализации
проекта 120
8.6 Оценка инвестиционного проекта 121
8.6.1 Методология, исходные данные 121
8.7 Коммерческая эффективность 122
8.8 Бюджетная эффективность 123
8.9 Анализ чувствительности 123
9 Виды регулирования. Участие ГЭС в регулировании частоты и мощности в
энергосистеме 126
9.1 Общие сведения 126
9.2 Требования к качеству регулирования 128
9.3 Первичное регулирование частоты. Требования к общему первичному
регулированию 129
9.3.1 Технические условия обеспечения мониторинга участия электростанций
(энергоблоков, очередей) в ОПРЧ 130
9.4 Требования к нормированному первичному регулированию частоты 132
9.5 Вторичное регулирование частоты и мощности 134
9.5.1 Требования к участию ГЭС в оперативном вторичном регулировании 134
9.5.2 Автоматизация вторичного регулирования 136
9.5.3 Основные требования к автоматизации вторичного регулирования
частоты и перетоков мощности 136
9.6 ГРАРМ. Назначение 137
9.6.1 Требования к системе ГРАМ 137
9.7 Третичное регулирование 138
9.8 Участие Манской ГЭС в регулировании частоты и мощности в
энергосистеме 139
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 140
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Анализ исходных данных 143
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Водно-энергетические расчеты 144
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Основное и вспомогательное оборудование 150
ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Таблица уставок и матрица отключений защит 156
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ МАНСКОЙ ГЭС
1. Наименование реки Мана;
2. Наименование ГЭС Манская;
3. Местонахождение ГЭС Красноярский край;
4. Тип проектируемой установки Гидроэлектростанция;
5. Характерные расходы воды:
а) среднемноголетний 200 м3/с;
б) максимальный с обеспеченностью 1,0% 1218,7 м3/с;
в) максимальный с обеспеченностью 0,1% 1566,7 м3/с;
г) минимальный 70 м3/с;
6. Параметры водохранилища:
а) характер регулирования стока годичный;
б) отметка НПУ 260 м;
в) отметка ФПУ 261 м;
г) отметка УМО 247,61 м;
д) объем водохранилища полный 2,18 км3;
е) объем водохранилища полезный 1,25 км3;
7. Напоры ГЭС:
а) максимальный 48,5м;
б) расчетный 39,6 м;
в) минимальный 33,5 м;
8. Энергетические характеристики:
а) мощность установленная 82 МВт;
б) среднемноголетняя выработка электроэнергии 588 млн. кВт • ч;
9. Плотина (общая длина/ максимальная высота):
а) правобережная бетонная плотина 291,8 м/ 54,2 м;
б) левобережная глухая бетонная плотина 64,2 м/54,2 м;
в) станционная часть 48 м/54,2 м;
10. Водосбросные сооружения:
10.1 Поверхностный водослив:
а) число и ширина пролетов 3 X 12 м;
б) общая длина 48 м;
в) максимальная высота 54,2 м;
10.2 Глубинные водовыпуски:
а) число и ширина пролетов 2X2 м;
11. Здание ГЭС:
а) тип здания приплотинное;
б) число агрегатов 2;
в) грунты в основании гранит;
г) тип спиральной камеры металлическая;
д) тип отсасывающей трубы изогнутая;
12. Основное оборудование:
а) тип турбин ПЛД 50-В6О° — 400;
б) тип генератора СВ-655/110-32;
в) номинальная активная мощность генератора 42 МВт;
г) частота вращения 187,5 об/мин;
д) тип трансформаторов ТДЦ-63000/110-У1;
12. Технико-экономические показатели:
а) срок окупаемости 15,6 лет;
б) себестоимость электроэнергии 1,69 руб/кВт • час;
в) удельные капиталовложения 73524,39 руб/кВт.
