ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВЕРХНЕ-КАЗЫРСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ КАЗЫР. ДУГОВОЕ КЗ НА ШИНАХ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ГЭС. ОПТИЧЕСКАЯ ДУГОВАЯ ЗАЩИТА ЯЧЕЕК КРУ
|
СОКРАЩЁННЫЙ ПАСПОРТ ВЕРХНЕ-КАЗЫРСКОЙ ГЭС 8
ВВЕДЕНИЕ 10
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования гидроузла 11
1.1 Г идрологические данные по гидроузлу 11
1.2 Климат в районе проектируемой ГЭС 14
1.3 Данные для расчетов 14
2 Водно-энергетические расчеты и выбор установленной мощности 17
2.1 Г идрологические расчеты 17
2.1.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного лет
при заданной обеспеченности стока 17
2.1.2 Построение графиков нагрузки энергосистемы 22
2.1.3 Определения вида регулирования стока водохранилищем 24
2.2 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 25
2.2.1 Расчет режима работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной сиситемы 25
2.2.2 Баланс энергии 28
2.3 Баланс мощности энергосистемы 30
2.4 Резервы мощности энергосистемы. Определение установленной
мощности проектируемой ГЭС 32
2.5 Режимное поле 34
3 Основное и вспомогательное оборудование 36
3.1 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 36
3.1.1 Выбор системы и типа гидротурбины 36
3.1.2 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 37
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 40
3.3 Гидромеханический расчет и построение бетонной спиральной камеры
и определение ее геометрических размеров проточной части 43
3.4 Определение геометрических размеров проточной части 47
3.5 Выбор серийного типа гидрогенератора 48
3.6 Расчет деталей и узлов гидротурбины. Выбор типа маслонапорной
установки. Выбор электрогидравлического регулятора. Выбор кранов 49
3.6.1 Расчет деталей и узлов гидротурбины 49
3.6.1.1 Расчет вала на прочность 49
3.6.1.2 Расчёт подшипника 50
3.6.2 Выбор типа маслонапорной установки 52
3.6.3 Выбор электрогидравлического регулятора 52
3.6.4 Выбор кранов 53
4 Электрическая часть 54
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединении 54
4.2 Выбор основного оборудования ГЭС 55
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 55
4.2.2 Выбор трансформаторов для схем с одиночным блоком 55
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным блоком57
4.2.4 Выбор трансформаторов СН 58
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного
устройства высшего напряжения 59
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного
устройства высшего напряжения 60
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико -экономического
расчёта 62
4.6 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в
главной схеме 63
4.6.1 Расчёт исходных данных 63
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс RastrWin 65
4.6.3 Расчёт токов короткого замыкания с применением программного
комплекса RastrWin 66
4.6.4 Определение расчётных токов рабочего и утяжеленного режима.... 67
4.7 Выбор и проверка электрических аппаратов главной схеме 67
4.7.1 Требования в коммутационным аппаратам 67
4.7.2 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 10,5 кВ 68
4.7.2.1 Выбор выключателей и разъединителей 68
4.7.2.2 Выбор трансформаторов тока и трансформаторов напряжения .... 69
4.7.2.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов 69
4.7.3 Выбор электрооборудования для ОРУ 220 кВ 70
4.7.3.1 Выбор выключателей и разъединителей 71
4.7.3.2 Выбор трансформаторов тока и трансформаторов напряжения .... 72
4.7.3.3 Выбор анализаторов на напряжение 220 кВ 73
4.8 Компоновка схемы собственных нужд 73
4.8.1 Выбор дизель-генераторной установки 73
5 Релейная защита и автоматика 75
5.1 Перечень защит основного оборудования 75
5.2 Расчет номинальных токов 76
5.3 Описание защит и расчет их уставок 78
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 78
5.3.2 Защита от замыкании на землю обмотки статора генератора (Un (Uo)) 80
5.3.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 83
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 84
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок 87
5.3.6 Дистанционная защита генератора Z1 <,Z2 < 89
5.3.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 92
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 93
6 Компоновка гидроузла 95
6.1 Определение класса гидротехнического сооружения и отметки гребня
плотины 95
6.1.1 Определение класса гидротехнического сооружения 95
6.1.2 Проектирование сооружения напорного фронта 95
6.1.2.1 Определение отметки гребня бетонной плотины 95
6.2 Гидравлические расчеты 98
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 98
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 99
6.2.3 Построение оголовка водослива по Кригер-Офицерову 101
6.2.4 Проверка отметки ФПУ на пропуск поверочного расхода при
поверочном расчетном случае 102
6.2.5 Пропуск расходов через донный аварийный водосброс 104
6.2.6 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 105
6.2.7 Расчет водобойной стенки 106
6.2.1 Расчет водобойного колодца 108
6.3 Конструирование бетонной водосливной плотины 109
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 109
6.3.2 Быки 110
6.3.3 Разрезка бетонных плотин швами 110
6.3.4 Устои 110
6.3.5 Г алереи в теле глухой плотины 111
6.3.6 Определение ширины плотины по гребню 111
6.3.7 Дренаж тела бетонных плотин 111
6.3.8 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 112
6.3.8.1 Расчет фильтрации в основании бетонной плотины 112
6.3.9 Конструктивные элементы нижнего бьефа 113
6.4 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 115
6.4.1 Определение основных нагрузок на плотину 115
6.4.1.1 Вес сооружения и затворов 115
6.4.1.2 Сила гидростатического давления воды 116
6.4.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 116
6.4.1.4 Сила фильтрационного давления 117
6.4.1.5 Давление грунта 117
6.4.1.6 Волновое давление 118
6.4.2 Расчет прочности плотины 119
6.4.3 Критерии прочности плотины 121
6.4.4 Расчет устойчивости плотины 122
7 Охрана труда, техника безопасности и пожарная безопасность 124
7.1 Общие сведения о районе строительства 124
7.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 125
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 126
7.4 Отходы, образующиеся при строительстве 128
7.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 129
7.6 Безопасность гидротехнических сооружений 130
7.7 Требования по охране труда и техники безопасности для работников
Верхне-Казырской ГЭС 131
7.7.1 Общие положения 131
7.7.2 Охрана труда Верхне-Казырской ГЭС 132
7.8 Пожарная безопасность 135
7.8.1 Общие требования к пожарной безопасности 136
7.8.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 137
7.8.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 138
7.9 Охрана природы 139
8 Технико-экономическое обоснование 140
8.1 Оценка объемов реализации энергии и расходов 140
8.1.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 140
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 140
8.1.3 Налоговые расходы 143
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .. 144
8.3 Анализ денежных потоков 145
8.4 Оценка инвестиционного проекта 145
8.4.1 Методология и исходные данные, оценка инвестиционного проекта 146
8.4.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 146
8.4.3 Бюджетная эффективность 147
8.5 Анализ чувствительности 147
9 Дуговое КЗ на шинах собственных нужд ГЭС. Оптическая дуговая защита ячеек КРУ 150
9.1 Введение 150
9.2 Причины возникновения дуги 150
9.3 Дуговая защита 150
9.4 Способы защиты от дуговых замыкании: 151
9.5 Оптическая защита ячеек КРУ собственных нужд 153
9.6 Защита от дугового КЗ на шинах собственных нужд Верхне-Казырской
ГЭС 156
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 160
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 162
ПРИЛОЖЕНИЕ А Водоэнергетические расчеты и выбор установленной мощности 168
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Основное и вспомогательное оборудование 176
ПРИЛОЖЕНИЕ В Релейная защита и автоматика 181
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Реализация на Верхне-Казырской ГЭС 183
ВВЕДЕНИЕ 10
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования гидроузла 11
1.1 Г идрологические данные по гидроузлу 11
1.2 Климат в районе проектируемой ГЭС 14
1.3 Данные для расчетов 14
2 Водно-энергетические расчеты и выбор установленной мощности 17
2.1 Г идрологические расчеты 17
2.1.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного лет
при заданной обеспеченности стока 17
2.1.2 Построение графиков нагрузки энергосистемы 22
2.1.3 Определения вида регулирования стока водохранилищем 24
2.2 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 25
2.2.1 Расчет режима работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной сиситемы 25
2.2.2 Баланс энергии 28
2.3 Баланс мощности энергосистемы 30
2.4 Резервы мощности энергосистемы. Определение установленной
мощности проектируемой ГЭС 32
2.5 Режимное поле 34
3 Основное и вспомогательное оборудование 36
3.1 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 36
3.1.1 Выбор системы и типа гидротурбины 36
3.1.2 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 37
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 40
3.3 Гидромеханический расчет и построение бетонной спиральной камеры
и определение ее геометрических размеров проточной части 43
3.4 Определение геометрических размеров проточной части 47
3.5 Выбор серийного типа гидрогенератора 48
3.6 Расчет деталей и узлов гидротурбины. Выбор типа маслонапорной
установки. Выбор электрогидравлического регулятора. Выбор кранов 49
3.6.1 Расчет деталей и узлов гидротурбины 49
3.6.1.1 Расчет вала на прочность 49
3.6.1.2 Расчёт подшипника 50
3.6.2 Выбор типа маслонапорной установки 52
3.6.3 Выбор электрогидравлического регулятора 52
3.6.4 Выбор кранов 53
4 Электрическая часть 54
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединении 54
4.2 Выбор основного оборудования ГЭС 55
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 55
4.2.2 Выбор трансформаторов для схем с одиночным блоком 55
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным блоком57
4.2.4 Выбор трансформаторов СН 58
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного
устройства высшего напряжения 59
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного
устройства высшего напряжения 60
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико -экономического
расчёта 62
4.6 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в
главной схеме 63
4.6.1 Расчёт исходных данных 63
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс RastrWin 65
4.6.3 Расчёт токов короткого замыкания с применением программного
комплекса RastrWin 66
4.6.4 Определение расчётных токов рабочего и утяжеленного режима.... 67
4.7 Выбор и проверка электрических аппаратов главной схеме 67
4.7.1 Требования в коммутационным аппаратам 67
4.7.2 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 10,5 кВ 68
4.7.2.1 Выбор выключателей и разъединителей 68
4.7.2.2 Выбор трансформаторов тока и трансформаторов напряжения .... 69
4.7.2.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов 69
4.7.3 Выбор электрооборудования для ОРУ 220 кВ 70
4.7.3.1 Выбор выключателей и разъединителей 71
4.7.3.2 Выбор трансформаторов тока и трансформаторов напряжения .... 72
4.7.3.3 Выбор анализаторов на напряжение 220 кВ 73
4.8 Компоновка схемы собственных нужд 73
4.8.1 Выбор дизель-генераторной установки 73
5 Релейная защита и автоматика 75
5.1 Перечень защит основного оборудования 75
5.2 Расчет номинальных токов 76
5.3 Описание защит и расчет их уставок 78
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 78
5.3.2 Защита от замыкании на землю обмотки статора генератора (Un (Uo)) 80
5.3.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 83
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 84
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок 87
5.3.6 Дистанционная защита генератора Z1 <,Z2 < 89
5.3.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 92
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 93
6 Компоновка гидроузла 95
6.1 Определение класса гидротехнического сооружения и отметки гребня
плотины 95
6.1.1 Определение класса гидротехнического сооружения 95
6.1.2 Проектирование сооружения напорного фронта 95
6.1.2.1 Определение отметки гребня бетонной плотины 95
6.2 Гидравлические расчеты 98
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 98
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 99
6.2.3 Построение оголовка водослива по Кригер-Офицерову 101
6.2.4 Проверка отметки ФПУ на пропуск поверочного расхода при
поверочном расчетном случае 102
6.2.5 Пропуск расходов через донный аварийный водосброс 104
6.2.6 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 105
6.2.7 Расчет водобойной стенки 106
6.2.1 Расчет водобойного колодца 108
6.3 Конструирование бетонной водосливной плотины 109
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 109
6.3.2 Быки 110
6.3.3 Разрезка бетонных плотин швами 110
6.3.4 Устои 110
6.3.5 Г алереи в теле глухой плотины 111
6.3.6 Определение ширины плотины по гребню 111
6.3.7 Дренаж тела бетонных плотин 111
6.3.8 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 112
6.3.8.1 Расчет фильтрации в основании бетонной плотины 112
6.3.9 Конструктивные элементы нижнего бьефа 113
6.4 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 115
6.4.1 Определение основных нагрузок на плотину 115
6.4.1.1 Вес сооружения и затворов 115
6.4.1.2 Сила гидростатического давления воды 116
6.4.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 116
6.4.1.4 Сила фильтрационного давления 117
6.4.1.5 Давление грунта 117
6.4.1.6 Волновое давление 118
6.4.2 Расчет прочности плотины 119
6.4.3 Критерии прочности плотины 121
6.4.4 Расчет устойчивости плотины 122
7 Охрана труда, техника безопасности и пожарная безопасность 124
7.1 Общие сведения о районе строительства 124
7.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 125
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 126
7.4 Отходы, образующиеся при строительстве 128
7.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 129
7.6 Безопасность гидротехнических сооружений 130
7.7 Требования по охране труда и техники безопасности для работников
Верхне-Казырской ГЭС 131
7.7.1 Общие положения 131
7.7.2 Охрана труда Верхне-Казырской ГЭС 132
7.8 Пожарная безопасность 135
7.8.1 Общие требования к пожарной безопасности 136
7.8.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 137
7.8.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 138
7.9 Охрана природы 139
8 Технико-экономическое обоснование 140
8.1 Оценка объемов реализации энергии и расходов 140
8.1.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 140
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 140
8.1.3 Налоговые расходы 143
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .. 144
8.3 Анализ денежных потоков 145
8.4 Оценка инвестиционного проекта 145
8.4.1 Методология и исходные данные, оценка инвестиционного проекта 146
8.4.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 146
8.4.3 Бюджетная эффективность 147
8.5 Анализ чувствительности 147
9 Дуговое КЗ на шинах собственных нужд ГЭС. Оптическая дуговая защита ячеек КРУ 150
9.1 Введение 150
9.2 Причины возникновения дуги 150
9.3 Дуговая защита 150
9.4 Способы защиты от дуговых замыкании: 151
9.5 Оптическая защита ячеек КРУ собственных нужд 153
9.6 Защита от дугового КЗ на шинах собственных нужд Верхне-Казырской
ГЭС 156
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 160
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 162
ПРИЛОЖЕНИЕ А Водоэнергетические расчеты и выбор установленной мощности 168
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Основное и вспомогательное оборудование 176
ПРИЛОЖЕНИЕ В Релейная защита и автоматика 181
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Реализация на Верхне-Казырской ГЭС 183
В настоящее время развитие регионов Российской Федерации провоцирует повышенный спрос на электроэнергию. Для решения данной проблемы необходимо строительство генерирующих предприятий.
Истощение запасов органического топлива, и возрастание проблемы экологии определяют всё больший интерес во всём мире к использованию природных возобновляемых ресурсов. Энергия потоков воды занимает существенное место среди возобновляемых источников электроэнергии. Широкие возможности по регулированию, а также стабильность потока воды позволяют подобрать наиболее выгодные показатели гидроузла.
Гидроэлектростанции и гидроаккумулирующие электростанции занимают важную роль в энергетических системах, выполняя главную роль по регулированию параметров в нестационарных режимах и покрывая неравномерную часть графиков нагрузки. Кроме того, себестоимость электроэнергии на ГЭС существенно меньше, чем на АЭС и ТЭС, что положительно сказывается на ценообразовании электроэнергии на рынке её сбыта.
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 энергетики.
Необходимо отметить, что в настоящее время энергосистема Красноярского края хоть и считается избыточной, но при маловодности рек испытывает существенный дефицит вырабатываемой электроэнергии.
Верхне-Казырская ГЭС послужит источником электроэнергии для Курагинского района. На данный момент район является самым крупным (без учета города Минусинска) среди муниципальных образований юга Красноярского края. На его долю приходится более трети промышленной продукции, выпускаемой в южном регионе. Основное развитие получили черная и цветная металлургия, лесная, строительная, легкая и пищевая промышленность. Черная металлургия базируется на разработке Ирбинского и Краснокаменского железнорудных узлов.
Целью выпускной квалификационной работы является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерного и творческого подхода к решению поставленных задач, поиск оптимальных проектных решений.
Истощение запасов органического топлива, и возрастание проблемы экологии определяют всё больший интерес во всём мире к использованию природных возобновляемых ресурсов. Энергия потоков воды занимает существенное место среди возобновляемых источников электроэнергии. Широкие возможности по регулированию, а также стабильность потока воды позволяют подобрать наиболее выгодные показатели гидроузла.
Гидроэлектростанции и гидроаккумулирующие электростанции занимают важную роль в энергетических системах, выполняя главную роль по регулированию параметров в нестационарных режимах и покрывая неравномерную часть графиков нагрузки. Кроме того, себестоимость электроэнергии на ГЭС существенно меньше, чем на АЭС и ТЭС, что положительно сказывается на ценообразовании электроэнергии на рынке её сбыта.
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 энергетики.
Необходимо отметить, что в настоящее время энергосистема Красноярского края хоть и считается избыточной, но при маловодности рек испытывает существенный дефицит вырабатываемой электроэнергии.
Верхне-Казырская ГЭС послужит источником электроэнергии для Курагинского района. На данный момент район является самым крупным (без учета города Минусинска) среди муниципальных образований юга Красноярского края. На его долю приходится более трети промышленной продукции, выпускаемой в южном регионе. Основное развитие получили черная и цветная металлургия, лесная, строительная, легкая и пищевая промышленность. Черная металлургия базируется на разработке Ирбинского и Краснокаменского железнорудных узлов.
Целью выпускной квалификационной работы является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерного и творческого подхода к решению поставленных задач, поиск оптимальных проектных решений.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Верхне-Казырского гидроузла на реке Казыр, являющимся сооружением II класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 1 % равного 1899 м3/с соответственно.
В ходе ВЭР была определена установленная мощность, равная 155 МВт и среднемноголетняя выработка 601 млн. кВт-ч. Было построено режимное поле, на котором определены следующие напоры:
максимальный - 28,3 м; расчетный - 21,25 м; минимальный - 19,85 м.
На третьем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции, определен максимальный расход через все агрегаты ГЭС, составляющий 215,58 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ30а-В и ПЛ30б-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с двумя гидротурбинами ПЛ30а-В-560.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 107,1 об/мин был подобран серийный гидрогенератор ВГС-850/135-56 с номинальной активной мощностью 35 МВт.
Далее была выбрана единственная подходящая структурная схема ГЭС с простыми блоками и принята схема распределительного устройства на 6 присоединений (4 простых блока, 2 отходящих воздушных линий) ОРУ 220 кВ - " Одна рабочая + ОСШ". По справочным данным и каталогам было выбрано высоковольтное оборудование и оборудование на генераторное напряжение
После выбора основного электрооборудования был выбран перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
После выбора электрического оборудования и устройств его защит, была принята русловая компоновка гидроузла. Водосливная плотина принята бетонной.
В состав сооружений гидроузла входят:
1. водосбросная бетонная плотина с поверхностным эксплуатационным и аварийным донным водосливом;
2. здание ГЭС;
3. левобережная глухая бетонная плотина;
4. правобережная глухая бетонная плотина;
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойная стенка и колодец.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,32 для основного сочетании нагрузок (нормативное значение для сооружений II класса - 1,20). Таким образом, плотина отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют.
Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
1. дисконтированный срок окупаемости - 29,4 лет;
2. себестоимость - 0,19 руб/кВт
3. удельные капиталовложения - 80271,2 руб./кВт.
Таким образом, строительство Верхне-Казырского гидроузла в настоящее время является актуальным.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 1 % равного 1899 м3/с соответственно.
В ходе ВЭР была определена установленная мощность, равная 155 МВт и среднемноголетняя выработка 601 млн. кВт-ч. Было построено режимное поле, на котором определены следующие напоры:
максимальный - 28,3 м; расчетный - 21,25 м; минимальный - 19,85 м.
На третьем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции, определен максимальный расход через все агрегаты ГЭС, составляющий 215,58 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ30а-В и ПЛ30б-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с двумя гидротурбинами ПЛ30а-В-560.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 107,1 об/мин был подобран серийный гидрогенератор ВГС-850/135-56 с номинальной активной мощностью 35 МВт.
Далее была выбрана единственная подходящая структурная схема ГЭС с простыми блоками и принята схема распределительного устройства на 6 присоединений (4 простых блока, 2 отходящих воздушных линий) ОРУ 220 кВ - " Одна рабочая + ОСШ". По справочным данным и каталогам было выбрано высоковольтное оборудование и оборудование на генераторное напряжение
После выбора основного электрооборудования был выбран перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
После выбора электрического оборудования и устройств его защит, была принята русловая компоновка гидроузла. Водосливная плотина принята бетонной.
В состав сооружений гидроузла входят:
1. водосбросная бетонная плотина с поверхностным эксплуатационным и аварийным донным водосливом;
2. здание ГЭС;
3. левобережная глухая бетонная плотина;
4. правобережная глухая бетонная плотина;
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойная стенка и колодец.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,32 для основного сочетании нагрузок (нормативное значение для сооружений II класса - 1,20). Таким образом, плотина отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют.
Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
1. дисконтированный срок окупаемости - 29,4 лет;
2. себестоимость - 0,19 руб/кВт
3. удельные капиталовложения - 80271,2 руб./кВт.
Таким образом, строительство Верхне-Казырского гидроузла в настоящее время является актуальным.
