Проектирование Индигирской ГЭС на реке Индигирка. Системы измерений, системы связи с РДУ СО, системы технологической информации
|
СОКРАЩЁННЫЙ ПАСПОРТ ИНДИГИРСКОЙ ГЭС 6
ВВЕДЕНИЕ 8
1 Анализ исходных данных и определения внешних условий функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Климат 9
1.1.2 Гидрологические данные 9
1.1.3 Инженерно-геологические условия 11
1.1.4 Сейсмические условия 11
2. Водно-энергетические расчёты 12
2.1 Регулирование стока воды 12
2.1.1 Исходные данные 12
2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 15
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических расчётов 17
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 17
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 20
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 20
3 Основное и вспомогательное оборудование 22
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 22
3.1.1 Построение режимного поля 22
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 24
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 27
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения
бескавитационной работы 27
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 29
3.4. Выбор вспомогательного оборудования 30
4 Электрическая часть 31
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 31
4.2 Выбор блочных трансформаторов 32
4.3 Выбор синхронного генератора 32
4.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 33
4.5 Расчёт параметров отходящих воздушных линий 33
4.6 Выбор главной схемы на основании технике -экономического расчета 34
4.6.1 Расчёт затрат на схему с одиночным блоком 34
4.6.2 Расчёт затрат на схему с укрупнённым блоком 35
4.7 Расчёт токов короткого замыкания 36
4.8 Выбор электрических аппаратов 38
4.8.1 Расчёт токов по условиям рабочего и утяжелённого режимов 38
4.8.2 Выбор электрооборудования для генераторного напряжения 39
4.8.3 Выбор электрооборудования для высокого напряжения 41
5 Релейная защита и автоматика 43
5.1 Перечень защит основного оборудования 43
5.2 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 44
5.2.1 Расчёт продольной дифференциальной защиты генератора (IAG) 45
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (Un) (Uo).... 47
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>),(U2>) 48
5.2.4 Защита обратной последовательности от токов внешних несимметричных
коротких замыканий и несимметричных перегрузок генератора (12) 49
5.2.5 Дистанционная защита от внешних коротких замыканий (Z1<), (Z2<) 53
5.2.6 Защита от симметричных перегрузок статора (I1) 55
5.2.7 Защита обмотки ротора от перегрузки (Ip) 57
5.2.8 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 58
6 Компоновка и сооружения гидроузла 59
6.1.1 Определение класса гидротехнического сооружения 59
6.1.2 Определение отметки гребня грунтовой плотины 60
6.1.3 Определение ширины водосливного фронта 62
6.1.4 Определение отметки гребня водослива 63
6.1.5 Проверка пропуска проверочного расхода 64
6.1.6 Построение профиля водослива 65
6.2 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 66
6.3 Конструирование бетонной плотины 67
6.3.1 Определение ширины подошвы 67
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 69
6.3.3 Быки 69
6.3.4 Устои 70
6.3.5 Галереи 70
6.3.6 Элементы подземного контура плотины 70
6.4 Определение основных нагрузок на плотину 71
6.4.1 Статические расчёты плотины 71
6.4.2 Вес сооружения и затворов 71
6.4.3 Сила гидростатического давления воды 72
6.4.4 Равнодействующая взвешивающего давления 73
6.4.5 Сила фильтрационного давления 73
6.4.6 Давление грунта 73
6.4.7 Волновое давление 75
6.5. Расчёт прочности плотины 75
6.5.1 Критерии прочности плотины 78
6.6. Расчёт устойчивости плотины 79
7 Мероприятие по охране окружающей среды в зоне влияния Индигирского ГУ.
7.1 Охрана окружающей среды 80
7.2 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища 82
7.3 Водоохранная зона 83
7.4 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции в период эксплуатации
ГЭС 84
7.5 Безопасность гидротехнических сооружений 85
7.6 Требования по охране труда и техники безопасности 86
7.7 Пожарная безопасность 88
8 Технико-экономические показания 90
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 90
8.2Текущие расходы по гидроузлу 91
8.2Налоговые расходы 94
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 94
8.5 Оценка инвестиционного проекта 96
8.7 Коммерческая эффективность 97
8.8 Бюджетная эффективность 97
8.9 Анализ чувствительности 98
9. Системы измерений, системы связи с РДУ СО, системы технологической информации 100
9.1 Назначение, состав и функции системы 100
9.2 Требования к СОТИ АССО 102
9.3 Состав технологической информации, передаваемой с Индигирской ГЭС в
Якутское РДУ 102
9.4 Расчет требуемой пропускной способности канала для передачи ТИ и
ТС 103
9.4.1 Расчет пропускной способности канала связи для передачи
телесигнализации (ТС) 103
9.4.2 Расчет пропускной способности канала связи для передачи
телеизмерений(ТИ) 105
9.4.3 Суммарная оценка пропускной способности канала связи для
телемеханики по протоколу МЭК 870-5-104 107
9.5 Безотказность 108
9.6 Готовность 108
9.7 Выбор системы и программного обеспечения СОТИ АССО 109
Для SCADA- системы было выбрано программное обеспечение
“Wonderware” 110
9.8 Структурная схема СОТИ АССО 110
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 112
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 114
ПРИЛОЖЕНИЕ А Анализ исходных данных 117
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетические расчеты 119
ПРИЛОЖЕНИЕ В Основное и вспомогательное оборудование 124
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Релейная защита и автоматика 126
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Системы измерений, системы связи с РДУ СО, системы технологической информации 129
ВВЕДЕНИЕ 8
1 Анализ исходных данных и определения внешних условий функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Климат 9
1.1.2 Гидрологические данные 9
1.1.3 Инженерно-геологические условия 11
1.1.4 Сейсмические условия 11
2. Водно-энергетические расчёты 12
2.1 Регулирование стока воды 12
2.1.1 Исходные данные 12
2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 15
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических расчётов 17
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 17
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 20
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 20
3 Основное и вспомогательное оборудование 22
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 22
3.1.1 Построение режимного поля 22
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 24
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 27
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения
бескавитационной работы 27
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 29
3.4. Выбор вспомогательного оборудования 30
4 Электрическая часть 31
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 31
4.2 Выбор блочных трансформаторов 32
4.3 Выбор синхронного генератора 32
4.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 33
4.5 Расчёт параметров отходящих воздушных линий 33
4.6 Выбор главной схемы на основании технике -экономического расчета 34
4.6.1 Расчёт затрат на схему с одиночным блоком 34
4.6.2 Расчёт затрат на схему с укрупнённым блоком 35
4.7 Расчёт токов короткого замыкания 36
4.8 Выбор электрических аппаратов 38
4.8.1 Расчёт токов по условиям рабочего и утяжелённого режимов 38
4.8.2 Выбор электрооборудования для генераторного напряжения 39
4.8.3 Выбор электрооборудования для высокого напряжения 41
5 Релейная защита и автоматика 43
5.1 Перечень защит основного оборудования 43
5.2 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 44
5.2.1 Расчёт продольной дифференциальной защиты генератора (IAG) 45
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (Un) (Uo).... 47
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>),(U2>) 48
5.2.4 Защита обратной последовательности от токов внешних несимметричных
коротких замыканий и несимметричных перегрузок генератора (12) 49
5.2.5 Дистанционная защита от внешних коротких замыканий (Z1<), (Z2<) 53
5.2.6 Защита от симметричных перегрузок статора (I1) 55
5.2.7 Защита обмотки ротора от перегрузки (Ip) 57
5.2.8 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 58
6 Компоновка и сооружения гидроузла 59
6.1.1 Определение класса гидротехнического сооружения 59
6.1.2 Определение отметки гребня грунтовой плотины 60
6.1.3 Определение ширины водосливного фронта 62
6.1.4 Определение отметки гребня водослива 63
6.1.5 Проверка пропуска проверочного расхода 64
6.1.6 Построение профиля водослива 65
6.2 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 66
6.3 Конструирование бетонной плотины 67
6.3.1 Определение ширины подошвы 67
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 69
6.3.3 Быки 69
6.3.4 Устои 70
6.3.5 Галереи 70
6.3.6 Элементы подземного контура плотины 70
6.4 Определение основных нагрузок на плотину 71
6.4.1 Статические расчёты плотины 71
6.4.2 Вес сооружения и затворов 71
6.4.3 Сила гидростатического давления воды 72
6.4.4 Равнодействующая взвешивающего давления 73
6.4.5 Сила фильтрационного давления 73
6.4.6 Давление грунта 73
6.4.7 Волновое давление 75
6.5. Расчёт прочности плотины 75
6.5.1 Критерии прочности плотины 78
6.6. Расчёт устойчивости плотины 79
7 Мероприятие по охране окружающей среды в зоне влияния Индигирского ГУ.
7.1 Охрана окружающей среды 80
7.2 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища 82
7.3 Водоохранная зона 83
7.4 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции в период эксплуатации
ГЭС 84
7.5 Безопасность гидротехнических сооружений 85
7.6 Требования по охране труда и техники безопасности 86
7.7 Пожарная безопасность 88
8 Технико-экономические показания 90
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 90
8.2Текущие расходы по гидроузлу 91
8.2Налоговые расходы 94
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 94
8.5 Оценка инвестиционного проекта 96
8.7 Коммерческая эффективность 97
8.8 Бюджетная эффективность 97
8.9 Анализ чувствительности 98
9. Системы измерений, системы связи с РДУ СО, системы технологической информации 100
9.1 Назначение, состав и функции системы 100
9.2 Требования к СОТИ АССО 102
9.3 Состав технологической информации, передаваемой с Индигирской ГЭС в
Якутское РДУ 102
9.4 Расчет требуемой пропускной способности канала для передачи ТИ и
ТС 103
9.4.1 Расчет пропускной способности канала связи для передачи
телесигнализации (ТС) 103
9.4.2 Расчет пропускной способности канала связи для передачи
телеизмерений(ТИ) 105
9.4.3 Суммарная оценка пропускной способности канала связи для
телемеханики по протоколу МЭК 870-5-104 107
9.5 Безотказность 108
9.6 Готовность 108
9.7 Выбор системы и программного обеспечения СОТИ АССО 109
Для SCADA- системы было выбрано программное обеспечение
“Wonderware” 110
9.8 Структурная схема СОТИ АССО 110
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 112
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 114
ПРИЛОЖЕНИЕ А Анализ исходных данных 117
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетические расчеты 119
ПРИЛОЖЕНИЕ В Основное и вспомогательное оборудование 124
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Релейная защита и автоматика 126
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Системы измерений, системы связи с РДУ СО, системы технологической информации 129
Гидроэлектростанции занимают особо важное место в современных энергетических системах, выполняя главную роль по регулированию параметров систем в нестационарных режимах, а также покрывая наиболее неравномерную часть графиков нагрузки. Кроме того, низкая стоимость товарной продукции ГЭС весьма положительно сказывается на ценообразовании электроэнергии на рынке сбыта.
Российская Федерация обладает огромным гидроэнергетическим потенциалом, однако степень его освоения значительно ниже, чем в других развитых странах, причём существует значительная неравномерность его освоения. В то время, как для центра характерна высокая степень освоения гидроресурсов (50%), в таких регионах как Сибирь и Дальний Восток гидроэнергетический потенциал рек освоен на 20% и на 3% соответственно.
Целью дипломного 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.
Российская Федерация обладает огромным гидроэнергетическим потенциалом, однако степень его освоения значительно ниже, чем в других развитых странах, причём существует значительная неравномерность его освоения. В то время, как для центра характерна высокая степень освоения гидроресурсов (50%), в таких регионах как Сибирь и Дальний Восток гидроэнергетический потенциал рек освоен на 20% и на 3% соответственно.
Целью дипломного 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 дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Индигирского гидроузла на реке Индигирка, являющегося сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% равных 8464 м3/с и 9889 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 301 МВт и среднемноголетняя выработка 1,6 млрд.кВт-ч.
На третьем этапе 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: 29,4 м;
- расчетный: 19,7 м;
- минимальный 15,1 м.
Максимальный расходы через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1269,02 м3.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ30а-В-630 и ПЛ306- В-600. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидроагрегатами ПЛ30а-В-630.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 88,4 об/мин был подобран гидрогенератор СВ-1030/120-68 с номинальной активной мощностью 62 МВт.
Далее выла выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 9 присоединений (6 подходящих блока на генераторном напряжении, 3 отходящих ВЛ) КРУЭ 220 кВ- ''две рабочие шины''. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДН(С)- 63000/220-У1, трансформаторы собственных нужд T3C-3150/6, резервный трансформатор собственных нужд ТМН-3150/35, для ВЛЭП-сталеалюминевые провода марки АС-300/39.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Так же были рассчитаны значения уставок срабатывания для релейных защит.
Компоновка гидроузла была принята плотинная.
В состав сооружений входит:
- водосбросная бетонная плотина с донными водопропускными отверстиями - 296 м;
- левобережная глухая бетонная плотина - 84 м;
- станционная часть плотины - 106 м;
- правобережная глухая бетонная плотина 45 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 297 м;
- число водосливных отверстий - 15;
- ширина водосливных отверстий - 16 м;
- отметка гребня - 333,6 м;
- ширина гребня - 16,05 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,29 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом плотина Индигирского гидродроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие значения отсутствуют. Плотина отвечает всем требования СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения гидроузла.
По технике - экономическим расчетам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 10,8 лет;
- себестоимость - 28 коп/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 68039,9 руб/кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Индигирской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% равных 8464 м3/с и 9889 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 301 МВт и среднемноголетняя выработка 1,6 млрд.кВт-ч.
На третьем этапе 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: 29,4 м;
- расчетный: 19,7 м;
- минимальный 15,1 м.
Максимальный расходы через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1269,02 м3.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ30а-В-630 и ПЛ306- В-600. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидроагрегатами ПЛ30а-В-630.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 88,4 об/мин был подобран гидрогенератор СВ-1030/120-68 с номинальной активной мощностью 62 МВт.
Далее выла выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 9 присоединений (6 подходящих блока на генераторном напряжении, 3 отходящих ВЛ) КРУЭ 220 кВ- ''две рабочие шины''. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДН(С)- 63000/220-У1, трансформаторы собственных нужд T3C-3150/6, резервный трансформатор собственных нужд ТМН-3150/35, для ВЛЭП-сталеалюминевые провода марки АС-300/39.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Так же были рассчитаны значения уставок срабатывания для релейных защит.
Компоновка гидроузла была принята плотинная.
В состав сооружений входит:
- водосбросная бетонная плотина с донными водопропускными отверстиями - 296 м;
- левобережная глухая бетонная плотина - 84 м;
- станционная часть плотины - 106 м;
- правобережная глухая бетонная плотина 45 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 297 м;
- число водосливных отверстий - 15;
- ширина водосливных отверстий - 16 м;
- отметка гребня - 333,6 м;
- ширина гребня - 16,05 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,29 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом плотина Индигирского гидродроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие значения отсутствуют. Плотина отвечает всем требования СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения гидроузла.
По технике - экономическим расчетам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 10,8 лет;
- себестоимость - 28 коп/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 68039,9 руб/кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Индигирской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
