ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЯРНЕМСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ОНЕГА. СИСТЕМА ВИБРАЦИОННОГО КОНТРОЛЯ ГИДРОАГРЕГАТОВ
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ ЯРНЕМСКОЙ ГЭС 8
ВВЕДЕНИЕ 10
1 Общая часть 11
1.1 Природные условия 11
1.1.1 Климат 11
1.1.2 Гидрологические данные 11
1.1.3 Г еологические данные 13
1.2 Сейсмические данные 13
1.3 Энергоэкономическая характеристика района 13
2 Водно-энергетические расчеты 14
2.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и среднводного года при
заданной обеспеченности стока 14
2.2 Выбор расчетного средневодного года 50% 15
2.3 Выбор расчетного маловодного года 90% 15
2.4 Покрытие графиков нагрузки энергосистем существующими
электростанциями 16
2.5 Расчет конкурирующих режимов работы ГЭС по бытовому стоку и по
требованиям ВХК 17
2.6 Баланс энергии 18
2.7 Водно-энергетический расчет режима ГЭС по маловодному году 20
2.8 Выбор рабочих мощностей и построение интегральных кривых
нагрузок 21
2.9 Расчет резервов и планирование капитальных ремонтов оборудования 21
2.10 Баланс мощностей 22
2.11 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в средневодном году
23
2.12 Режимное поле 24
3 Гидротурбинное, гидромеханическое и вспомогательное оборудование .... 25
3.1 Основное оборудование 25
3.1.1 Выбор гидротурбин 25
3.1.2 Расчет параметров гидротурбин 26
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса 29
3.3 Подбор гидрогенератора 31
3.4 Гидромеханический расчет бетонной спиральной камеры 33
3.5 Расчет деталей и узлов гидротурбины. Выбор МНУ и ЭГР 36
3.5.1 Расчет вала на прочность 36
3.5.2 Расчет сегментарного подшипника 36
3.5.3 Выбор типа маслонапорной установки 37
3.5.4 Выбор электрогидравлического регулятора 37
4 Электрическая часть 37
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 37
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 38
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 38
4.2.2 Выбор повышающего трансформатора для схемы с укрупненными
блоками 40
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 41
4.2.4 Выбор количества отходящих воздушных линий РУ ВН 42
4.2.5 Технико-экономический расчет 43
4.3 Расчет токов КЗ 44
4.3.1 Параметры элементов схемы для расчетов токов КЗ 44
4.3.2 Расчет токов короткого замыкания с помощью программного
комплекса RastrWin 3 46
4.3.3 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режима ... 47
4.3.4 Результаты расчетов токов КЗ 48
4.4 Выбор электрических аппаратов 48
4.4.1 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 10,5 кВ 48
4.4.2 Выбор трансформатора тока и напряжения 49
4.4.3 Выбор параметров КРУЭ 50
5 Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 50
5.1 Релейная защита и автоматика 50
5.1.1 Технические данные защищаемого оборудования 50
5.1.2 Перечень защит блока генератор-трансформатор 51
5.1.3 Расчет номинальных токов, выбор системы возбуждения и
выпрямительный трансформатор 53
5.1.4 Расчет токов КЗ 55
5.2 Описание защит и расчет их уставок 58
5.2.1 Расчет уставок МТЗ и ТО преобразовательного трансформатора
(1>ТВ), (1>>ТВ) 58
5.2.2 Продольная дифференциальная защита (IAG) 60
5.2.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 63
5.2.4 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 66
5.2.5 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 66
5.2.6 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 70
5.2.7 Защита от симметричных перегрузок (I1) 73
5.2.8 Защита от перегрузки обмотки ротора 76
5.3 Выбор комплекса защит генератора-трансформатор 78
6 Компоновка и сооружения гидроузла 78
6.1 Проектирование сооружений напорного фронта 78
6.1.1 Определение отметки гребня грунтовой плотины при основном
сочетании нагрузок 78
6.2 Гидравлические расчеты 80
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 81
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 82
6.2.3 Определение расчетной отметки форсированного уровня 84
6.2.4 Построение профиля водосливной грани 85
6.2.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 86
6.2.6 Расчет водобойной плиты 87
6.2.7 Расчет водобойной стенки 88
6.3 Конструирование плотины 89
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 89
6.3.2 Разрезка бетонной плотины швами 91
6.3.3 Быки 91
6.3.4 Дренаж тела бетонных плотин 91
6.3.5 Галереи в теле плотины 92
6.4 Основные элементы плотины 92
6.4.1 Понур 92
6.4.2 Дренажные устройства в основании плотины 93
6.4.3 Водобой, рисберма и ковш 93
6.4.4 Фильтрационные расчеты подземного контура 94
6.4.5 Построение эпюры противодавления методом удлиненной контурной
линии 94
6.5 Определение состава нагрузок на плотину для основного сочетания
нагрузок и воздействий 95
6.5.1 Вес сооружения и затворов 95
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 96
6.5.3 Равнодействующая взвешивающего давления 97
6.5.4 Сила фильтрационного давления 98
6.5.5 Волновое давление 98
6.5.6 Давление грунта 99
6.6 Расчет прочности плотины 102
6.6.1 Критерии прочности плотины 104
6.6.2 Расчет устойчивости плотины 105
6.7 Расчет длины здания ГЭС 106
6.8 Проектирование глубинных водосбросов 106
6.9 Проектирование грунтовой плотины 107
6.10 Расчет высоты перемычек 1 -й очереди 108
7 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды 109
7.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 109
7.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 110
7.3 Отходы, образующиеся при строительстве 112
7.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 113
7.5 Мероприятия по охране атмосферного воздуха 114
7.6 Водоохранная зона 115
7.7 Водоохранные мероприятия по электростанции 115
8 Пожарная безопасность. Охрана труда 116
8.1 Безопасность гидротехнических сооружений 116
8.2 Пожарная безопасность 117
8.3 Опасные производственные факторы, действующие на предприятии
118
8.4 Охрана труда 119
9 Технико-экономические показатели 121
9.1 Объемы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 121
9.1.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 121
9.1.2 Т екущие расходы по гидроузлу 122
9.1.3 Налоговые расходы 124
9.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 125
9.2.1 Анализ денежных потоков 126
9.3 Оценка инвестиционного проекта 126
9.3.1 Методология, исходные данные 127
9.3.3 Бюджетная эффективность 128
9.4 Анализ чувствительности 128
10 Система вибрационного контроля гидроагрегатов 130
10.1 Общие сведения о вибрационном контроле 130
10.1.1 Назначение 130
10.1.2 Методы измерения 130
10.1.3 Силы, вызывающие вибрацию в гидроагрегатах 131
10.1.4 Требования, предъявляемые к системе вибрационного контроля .. 132
10.1.5 Датчики вибрации 133
10.1.6 Определение вибрационного состояния гидроагрегата 135
10.1.7 Примеры неполадок, выявленных благодаря системе вибрационного
контроля 137
10.2 Система измерительно-управляющая защиты от недопустимого уровня вибрации гидроагрегатов Зейской ГЭС 138
10.2.1 Назначение 138
10.2.2 Принцип действия 139
10.2.3 Структурная схема 139
10.2.4 Ограничение режима работы ГА 150
10.2.5 Запрет пуска ГА 150
10.2.6 Автоматический останов ГА 151
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 152
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 153
ПРИЛОЖЕНИЕ А Общая часть 156
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетические расчеты 157
ПРИЛОЖЕНИЕ В Гидротурбинное, гидромеханическое и вспомогательное оборудование 163
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Устройства релейной защиы и автоматизации энергетических систем 167
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Компановка и сооружения гидроузла 169
ПРИЛОЖЕНИЕ Е Система вибрационного контроля гидроагрегатов 170
ВВЕДЕНИЕ 10
1 Общая часть 11
1.1 Природные условия 11
1.1.1 Климат 11
1.1.2 Гидрологические данные 11
1.1.3 Г еологические данные 13
1.2 Сейсмические данные 13
1.3 Энергоэкономическая характеристика района 13
2 Водно-энергетические расчеты 14
2.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и среднводного года при
заданной обеспеченности стока 14
2.2 Выбор расчетного средневодного года 50% 15
2.3 Выбор расчетного маловодного года 90% 15
2.4 Покрытие графиков нагрузки энергосистем существующими
электростанциями 16
2.5 Расчет конкурирующих режимов работы ГЭС по бытовому стоку и по
требованиям ВХК 17
2.6 Баланс энергии 18
2.7 Водно-энергетический расчет режима ГЭС по маловодному году 20
2.8 Выбор рабочих мощностей и построение интегральных кривых
нагрузок 21
2.9 Расчет резервов и планирование капитальных ремонтов оборудования 21
2.10 Баланс мощностей 22
2.11 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в средневодном году
23
2.12 Режимное поле 24
3 Гидротурбинное, гидромеханическое и вспомогательное оборудование .... 25
3.1 Основное оборудование 25
3.1.1 Выбор гидротурбин 25
3.1.2 Расчет параметров гидротурбин 26
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса 29
3.3 Подбор гидрогенератора 31
3.4 Гидромеханический расчет бетонной спиральной камеры 33
3.5 Расчет деталей и узлов гидротурбины. Выбор МНУ и ЭГР 36
3.5.1 Расчет вала на прочность 36
3.5.2 Расчет сегментарного подшипника 36
3.5.3 Выбор типа маслонапорной установки 37
3.5.4 Выбор электрогидравлического регулятора 37
4 Электрическая часть 37
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 37
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 38
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 38
4.2.2 Выбор повышающего трансформатора для схемы с укрупненными
блоками 40
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 41
4.2.4 Выбор количества отходящих воздушных линий РУ ВН 42
4.2.5 Технико-экономический расчет 43
4.3 Расчет токов КЗ 44
4.3.1 Параметры элементов схемы для расчетов токов КЗ 44
4.3.2 Расчет токов короткого замыкания с помощью программного
комплекса RastrWin 3 46
4.3.3 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режима ... 47
4.3.4 Результаты расчетов токов КЗ 48
4.4 Выбор электрических аппаратов 48
4.4.1 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 10,5 кВ 48
4.4.2 Выбор трансформатора тока и напряжения 49
4.4.3 Выбор параметров КРУЭ 50
5 Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 50
5.1 Релейная защита и автоматика 50
5.1.1 Технические данные защищаемого оборудования 50
5.1.2 Перечень защит блока генератор-трансформатор 51
5.1.3 Расчет номинальных токов, выбор системы возбуждения и
выпрямительный трансформатор 53
5.1.4 Расчет токов КЗ 55
5.2 Описание защит и расчет их уставок 58
5.2.1 Расчет уставок МТЗ и ТО преобразовательного трансформатора
(1>ТВ), (1>>ТВ) 58
5.2.2 Продольная дифференциальная защита (IAG) 60
5.2.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 63
5.2.4 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 66
5.2.5 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 66
5.2.6 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 70
5.2.7 Защита от симметричных перегрузок (I1) 73
5.2.8 Защита от перегрузки обмотки ротора 76
5.3 Выбор комплекса защит генератора-трансформатор 78
6 Компоновка и сооружения гидроузла 78
6.1 Проектирование сооружений напорного фронта 78
6.1.1 Определение отметки гребня грунтовой плотины при основном
сочетании нагрузок 78
6.2 Гидравлические расчеты 80
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 81
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 82
6.2.3 Определение расчетной отметки форсированного уровня 84
6.2.4 Построение профиля водосливной грани 85
6.2.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 86
6.2.6 Расчет водобойной плиты 87
6.2.7 Расчет водобойной стенки 88
6.3 Конструирование плотины 89
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 89
6.3.2 Разрезка бетонной плотины швами 91
6.3.3 Быки 91
6.3.4 Дренаж тела бетонных плотин 91
6.3.5 Галереи в теле плотины 92
6.4 Основные элементы плотины 92
6.4.1 Понур 92
6.4.2 Дренажные устройства в основании плотины 93
6.4.3 Водобой, рисберма и ковш 93
6.4.4 Фильтрационные расчеты подземного контура 94
6.4.5 Построение эпюры противодавления методом удлиненной контурной
линии 94
6.5 Определение состава нагрузок на плотину для основного сочетания
нагрузок и воздействий 95
6.5.1 Вес сооружения и затворов 95
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 96
6.5.3 Равнодействующая взвешивающего давления 97
6.5.4 Сила фильтрационного давления 98
6.5.5 Волновое давление 98
6.5.6 Давление грунта 99
6.6 Расчет прочности плотины 102
6.6.1 Критерии прочности плотины 104
6.6.2 Расчет устойчивости плотины 105
6.7 Расчет длины здания ГЭС 106
6.8 Проектирование глубинных водосбросов 106
6.9 Проектирование грунтовой плотины 107
6.10 Расчет высоты перемычек 1 -й очереди 108
7 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды 109
7.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 109
7.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 110
7.3 Отходы, образующиеся при строительстве 112
7.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 113
7.5 Мероприятия по охране атмосферного воздуха 114
7.6 Водоохранная зона 115
7.7 Водоохранные мероприятия по электростанции 115
8 Пожарная безопасность. Охрана труда 116
8.1 Безопасность гидротехнических сооружений 116
8.2 Пожарная безопасность 117
8.3 Опасные производственные факторы, действующие на предприятии
118
8.4 Охрана труда 119
9 Технико-экономические показатели 121
9.1 Объемы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 121
9.1.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 121
9.1.2 Т екущие расходы по гидроузлу 122
9.1.3 Налоговые расходы 124
9.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 125
9.2.1 Анализ денежных потоков 126
9.3 Оценка инвестиционного проекта 126
9.3.1 Методология, исходные данные 127
9.3.3 Бюджетная эффективность 128
9.4 Анализ чувствительности 128
10 Система вибрационного контроля гидроагрегатов 130
10.1 Общие сведения о вибрационном контроле 130
10.1.1 Назначение 130
10.1.2 Методы измерения 130
10.1.3 Силы, вызывающие вибрацию в гидроагрегатах 131
10.1.4 Требования, предъявляемые к системе вибрационного контроля .. 132
10.1.5 Датчики вибрации 133
10.1.6 Определение вибрационного состояния гидроагрегата 135
10.1.7 Примеры неполадок, выявленных благодаря системе вибрационного
контроля 137
10.2 Система измерительно-управляющая защиты от недопустимого уровня вибрации гидроагрегатов Зейской ГЭС 138
10.2.1 Назначение 138
10.2.2 Принцип действия 139
10.2.3 Структурная схема 139
10.2.4 Ограничение режима работы ГА 150
10.2.5 Запрет пуска ГА 150
10.2.6 Автоматический останов ГА 151
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 152
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 153
ПРИЛОЖЕНИЕ А Общая часть 156
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетические расчеты 157
ПРИЛОЖЕНИЕ В Гидротурбинное, гидромеханическое и вспомогательное оборудование 163
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Устройства релейной защиы и автоматизации энергетических систем 167
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Компановка и сооружения гидроузла 169
ПРИЛОЖЕНИЕ Е Система вибрационного контроля гидроагрегатов 170
Гидроэлектростанции занимают особое место в современных энергосистемах, выполняя главную роль по регулированию ее параметров в нестационарных режимах, а также покрывая наиболее неравномерную часть графиков нагрузки. ГЭС имеют множество преимуществ. Одним из них является низкая себестоимость электроэнергии. Источником энергии является вода, что является возобновляемым источником энергии.
Вопрос энергоснабжения важен, особенно в таком регионе, как Архангельская область. Планируется, что Архангельская зона станет ключевым промышленным узлом освоения Арктики с развитой социальной инфраструктурой, размещенной в семи муниципальных образованиях.
Целью бакалаврской работы является проектирование Ярнемской ГЭС на реке Онега, выполнение водно-энергетических расчетов, выбор основного и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда, охраны окружающей среды, пожарной безопасности, а также проведение техникоэкономического расчета для обоснования целесообразности реализации проекта.
Вопрос энергоснабжения важен, особенно в таком регионе, как Архангельская область. Планируется, что Архангельская зона станет ключевым промышленным узлом освоения Арктики с развитой социальной инфраструктурой, размещенной в семи муниципальных образованиях.
Целью бакалаврской работы является проектирование Ярнемской ГЭС на реке Онега, выполнение водно-энергетических расчетов, выбор основного и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда, охраны окружающей среды, пожарной безопасности, а также проведение техникоэкономического расчета для обоснования целесообразности реализации проекта.
В проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Ярнемского гидроузла на реке Онега, являющимся сооружением II класса.
В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность, равная 146 МВт и среднемноголетняя выработка 721,85 млн. кВтч.
Также было построено режимное поле с учетом заданных ограничений по расходу, мощности и пропускной способности. Из режимного поля определен диапазон измерения напоров и расходов: Hmax = 33, 51 м; Нрасч = 25,22 м; Hmin = 21,70 м; Qmax = 674 м3/с; Qmln = 80 м3/с.
В результате расчетов был выбран вариант с тремя гидротурбинами ПЛ40б-В-560.
Для выбранной поворотно лопастной турбины с синхронной частотой вращения 115,4 об/мин был подобран гидрогенератор СВ840/80-52 с номинальной активной мощностью 49 МВт.
Для проектируемой Ярнемской ГЭС была выбрана структурная схема с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 5 присоединений (3 одиночных блока, 2 отходящие воздушные линии) с двумя рабочими системами шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее оборудование: блочные трансформаторы ТД 63000/220 У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-1000/10, для ВЛ провода марки АСУ- 300/39.
Далее был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка здания ГЭС принята русловой. В состав сооружения входят: левобережная грунтовая плотина, водосливная бетонная плотина, глубинные водосбросы, здание ГЭС с монтажной площадкой, правобережная глухая бетонная плотина.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину установлена водобойная стенка, а также рисберма с ковшом.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетании нагрузок. Плотина Ярнемского гидроузла соответствует всем требованиям предусмотренными СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
На основе проведенных технико-экономических расчетов можно сделать вывод, что строительство Ярнемской ГЭС является экономически оправданным. Срок окупаемости проекта составил 12 лет и 9 месяцев. Себестоимость электроэнергии 0,29 руб/кВтч. Индекс прибыльности 1,02. Чистый приведенный доход 75,12 млн. руб.
В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность, равная 146 МВт и среднемноголетняя выработка 721,85 млн. кВтч.
Также было построено режимное поле с учетом заданных ограничений по расходу, мощности и пропускной способности. Из режимного поля определен диапазон измерения напоров и расходов: Hmax = 33, 51 м; Нрасч = 25,22 м; Hmin = 21,70 м; Qmax = 674 м3/с; Qmln = 80 м3/с.
В результате расчетов был выбран вариант с тремя гидротурбинами ПЛ40б-В-560.
Для выбранной поворотно лопастной турбины с синхронной частотой вращения 115,4 об/мин был подобран гидрогенератор СВ840/80-52 с номинальной активной мощностью 49 МВт.
Для проектируемой Ярнемской ГЭС была выбрана структурная схема с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 5 присоединений (3 одиночных блока, 2 отходящие воздушные линии) с двумя рабочими системами шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее оборудование: блочные трансформаторы ТД 63000/220 У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-1000/10, для ВЛ провода марки АСУ- 300/39.
Далее был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка здания ГЭС принята русловой. В состав сооружения входят: левобережная грунтовая плотина, водосливная бетонная плотина, глубинные водосбросы, здание ГЭС с монтажной площадкой, правобережная глухая бетонная плотина.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину установлена водобойная стенка, а также рисберма с ковшом.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетании нагрузок. Плотина Ярнемского гидроузла соответствует всем требованиям предусмотренными СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
На основе проведенных технико-экономических расчетов можно сделать вывод, что строительство Ярнемской ГЭС является экономически оправданным. Срок окупаемости проекта составил 12 лет и 9 месяцев. Себестоимость электроэнергии 0,29 руб/кВтч. Индекс прибыльности 1,02. Чистый приведенный доход 75,12 млн. руб.
