ПРОЕКТИРОВАНИЕ МАНСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ МАНА. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМОВ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ ДИАГНОСТИКИ ПОДПЯТНИКОВ ГИДРОАГРЕГАТОВ
|
СОКРАЩЁННЫЙ ПАСПОРТ МАНСКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определения внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
2 Водно-энергетические расчёты 14
2.1 Исходные данные 14
2.2 Выбор маловодного и средневодного годов при заданной обеспеченности
стока 14
2.3 Определение типа регулирования 18
2.4 Построение суточных графиков нагрузки с интегральной кривой нагрузки
энергосистемы 18
2.4 Построение годовых графиков нагрузок энергосистемы 20
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 22
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году . 25
2.7 Определение установленной мощности проектируемой ГЭС 26
2.8 Баланс мощности 26
2.9 Водно-энергетические расчеты работы ГЭС в средневодном году 27
3 Основное и вспомогательное оборудование 28
3.1 Построение режимного поля 28
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 29
3.3 Выбор отметки расположения рабочего колеса гидротурбины 32
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 33
3.5. Расчет вала на прочность 34
3.6. Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического регулятора 35
4 Электрическая часть 36
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных нужд 36
4.2. Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 37
4.3 Выбор основного оборудования главной схемы 38
4.3.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным блоком 38
4.3.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным блоком 39
4.4 Выбор синхронных генераторов 41
4.5 Выбор трансформаторов собственных нужд 41
4.6 Выбор главной схемы на основании технико -экономического расчета .... 42
4.7 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной
схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 43
4.8 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 44
4.9 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 46
4.10 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
10,5 кВ 47
4.11 Выбор трансформаторов тока и напряжения 48
4.12 Выбор параметров ОРУ 49
4.12.1. Выбор выключателей и разъединителей 49
4.12.2. Выбор трансформаторов тока и напряжения 50
5 Релейная защита и автоматика 51
5.1 Перечень защит основного оборудования 51
5.2 Расчёт номинальных токов 52
5.3 Описание защит и расчет их уставок 53
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 53
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 55
5.3.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 58
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 58
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок (I1) 62
5.3.6 Дистанционная защита генератора (Z1<),(Z2<) 63
5.3.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 67
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 68
5.5 Таблица уставок и матрица отключений защит 68
6 Компоновка и сооружения гидроузла 71
6.1 Определение класса гидротехнического сооружения 71
6.2 Определение отметки гребня грунтовой плотины 71
6.3 Определение ширины водосливного фронта 73
6.4 Определение отметки гребня водослива 75
6.5 Проверка пропуска проверочного расхода 76
6.6 Построение профиля водослива по координатам Кригера - Офицерова... 77
6.7 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 78
6.8 Конструирование бетонной плотины 81
6.8.1 Определение ширины подошвы 81
6.8.2 Разрезка бетонных плотин швами 81
6.8.3 Быки 81
6.8.4 Галереи 82
6.8.5 Элементы подземного контура плотины 82
6.9 Конструирование и расчет устройств нижнего бьефа 83
6.9.1 Водобой 83
6.5.2 Рисберма 83
6.10 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные водосбросы .... 84
6.11 Определение основных нагрузок на плотину 85
6.11.1 Вес сооружения и затворов 85
6.11.2 Сила гидростатического давления воды 86
6.11.3 Волновое давление 86
6.11.4 Фильтрационное и взвешивающее давление 87
6.12 Расчет прочности плотины 87
6.13 Критерии прочности плотины 90
6.14 Расчёт устойчивости плотины 91
7 Охрана труда. Пожарная безопасность 91
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 91
7.2 Пожарная безопасность 91
7.3 Охрана труда 93
8 Охрана окружающей среды 96
8.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в зоне влияния
ГЭС 96
8.2 Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу 98
8.3 Обращение с отходами 98
9 Технико-экономические показатели 100
9.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 100
9.1.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 100
9.1.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 100
9.1.3 Налоговые расходы в первые годы эксплуатации 103
9.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 103
9.3 Оценка инвестиционного проекта 105
9.3.1 Методология и исходные данные 105
9.3.2 Коммерческая эффективность 106
9.3.3 Бюджетная эффективность 106
9.4 Анализ чувствительности 107
10 Разработка алгоритмов автоматизированной диагностики подпятников
гидроагрегатов 110
10.1 Введение 110
10.2 Выявление проблемы и причин ее возникновения 111
10.3 Актуальность разработки и внедрения алгоритмов автоматизированной
диагностики подпятников гидроагрегатов 114
10.3.1 Текущее положение. Технические аспекты решения проблемы .... 114
10.4 Конструкция подпятника гидроагрегатов проектируемой ГЭС 118
10.5 Разработка алгоритмов автоматизированной диагностики подпятников
гидроагрегатов проектируемой ГЭС 118
10.5.1 Алгоритм выявления нагруженного сегмента подпятника 118
10.5.2 Алгоритм выявления неровности зеркальной поверхности диска
подпятника 120
10.6 Выбор измерительных приборов для контроля и диагностики
подпятников проектируемой ГЭС 121
10.6.1 Выбор термопреобразователей 121
10.6.2 Выбор датчиков виброперемещений 123
10.7 Финансовые аспекты 125
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 126
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 128
ПРИЛОЖЕНИЕ А Исходный гидрологический ряд 133
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетические расчеты 134
ПРИЛОЖЕНИЕ В Режимное поле 138
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Параметры и характеристики гидротурбины 139
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определения внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
2 Водно-энергетические расчёты 14
2.1 Исходные данные 14
2.2 Выбор маловодного и средневодного годов при заданной обеспеченности
стока 14
2.3 Определение типа регулирования 18
2.4 Построение суточных графиков нагрузки с интегральной кривой нагрузки
энергосистемы 18
2.4 Построение годовых графиков нагрузок энергосистемы 20
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 22
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году . 25
2.7 Определение установленной мощности проектируемой ГЭС 26
2.8 Баланс мощности 26
2.9 Водно-энергетические расчеты работы ГЭС в средневодном году 27
3 Основное и вспомогательное оборудование 28
3.1 Построение режимного поля 28
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 29
3.3 Выбор отметки расположения рабочего колеса гидротурбины 32
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 33
3.5. Расчет вала на прочность 34
3.6. Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического регулятора 35
4 Электрическая часть 36
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных нужд 36
4.2. Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 37
4.3 Выбор основного оборудования главной схемы 38
4.3.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным блоком 38
4.3.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным блоком 39
4.4 Выбор синхронных генераторов 41
4.5 Выбор трансформаторов собственных нужд 41
4.6 Выбор главной схемы на основании технико -экономического расчета .... 42
4.7 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной
схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 43
4.8 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 44
4.9 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 46
4.10 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
10,5 кВ 47
4.11 Выбор трансформаторов тока и напряжения 48
4.12 Выбор параметров ОРУ 49
4.12.1. Выбор выключателей и разъединителей 49
4.12.2. Выбор трансформаторов тока и напряжения 50
5 Релейная защита и автоматика 51
5.1 Перечень защит основного оборудования 51
5.2 Расчёт номинальных токов 52
5.3 Описание защит и расчет их уставок 53
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 53
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 55
5.3.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 58
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 58
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок (I1) 62
5.3.6 Дистанционная защита генератора (Z1<),(Z2<) 63
5.3.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 67
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 68
5.5 Таблица уставок и матрица отключений защит 68
6 Компоновка и сооружения гидроузла 71
6.1 Определение класса гидротехнического сооружения 71
6.2 Определение отметки гребня грунтовой плотины 71
6.3 Определение ширины водосливного фронта 73
6.4 Определение отметки гребня водослива 75
6.5 Проверка пропуска проверочного расхода 76
6.6 Построение профиля водослива по координатам Кригера - Офицерова... 77
6.7 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 78
6.8 Конструирование бетонной плотины 81
6.8.1 Определение ширины подошвы 81
6.8.2 Разрезка бетонных плотин швами 81
6.8.3 Быки 81
6.8.4 Галереи 82
6.8.5 Элементы подземного контура плотины 82
6.9 Конструирование и расчет устройств нижнего бьефа 83
6.9.1 Водобой 83
6.5.2 Рисберма 83
6.10 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные водосбросы .... 84
6.11 Определение основных нагрузок на плотину 85
6.11.1 Вес сооружения и затворов 85
6.11.2 Сила гидростатического давления воды 86
6.11.3 Волновое давление 86
6.11.4 Фильтрационное и взвешивающее давление 87
6.12 Расчет прочности плотины 87
6.13 Критерии прочности плотины 90
6.14 Расчёт устойчивости плотины 91
7 Охрана труда. Пожарная безопасность 91
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 91
7.2 Пожарная безопасность 91
7.3 Охрана труда 93
8 Охрана окружающей среды 96
8.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в зоне влияния
ГЭС 96
8.2 Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу 98
8.3 Обращение с отходами 98
9 Технико-экономические показатели 100
9.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 100
9.1.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 100
9.1.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 100
9.1.3 Налоговые расходы в первые годы эксплуатации 103
9.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 103
9.3 Оценка инвестиционного проекта 105
9.3.1 Методология и исходные данные 105
9.3.2 Коммерческая эффективность 106
9.3.3 Бюджетная эффективность 106
9.4 Анализ чувствительности 107
10 Разработка алгоритмов автоматизированной диагностики подпятников
гидроагрегатов 110
10.1 Введение 110
10.2 Выявление проблемы и причин ее возникновения 111
10.3 Актуальность разработки и внедрения алгоритмов автоматизированной
диагностики подпятников гидроагрегатов 114
10.3.1 Текущее положение. Технические аспекты решения проблемы .... 114
10.4 Конструкция подпятника гидроагрегатов проектируемой ГЭС 118
10.5 Разработка алгоритмов автоматизированной диагностики подпятников
гидроагрегатов проектируемой ГЭС 118
10.5.1 Алгоритм выявления нагруженного сегмента подпятника 118
10.5.2 Алгоритм выявления неровности зеркальной поверхности диска
подпятника 120
10.6 Выбор измерительных приборов для контроля и диагностики
подпятников проектируемой ГЭС 121
10.6.1 Выбор термопреобразователей 121
10.6.2 Выбор датчиков виброперемещений 123
10.7 Финансовые аспекты 125
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 126
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 128
ПРИЛОЖЕНИЕ А Исходный гидрологический ряд 133
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетические расчеты 134
ПРИЛОЖЕНИЕ В Режимное поле 138
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Параметры и характеристики гидротурбины 139
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.
Сегодня Манский район Красноярского края имеет множество малых промышленных предприятий, а также в Манском районе запланировано возведение горно-обогатительного комбината (ГОК), который потребует создания местного источника электроэнергии, ввиду удалённости от централизованного источника электроснабжения. Возведение Манской ГЭС способствует решению данной задачи.
Целью 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.
Сегодня Манский район Красноярского края имеет множество малых промышленных предприятий, а также в Манском районе запланировано возведение горно-обогатительного комбината (ГОК), который потребует создания местного источника электроэнергии, ввиду удалённости от централизованного источника электроснабжения. Возведение Манской ГЭС способствует решению данной задачи.
Целью 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 показатели, выбраны элементы и параметры Манской ГЭС на реке Мана, являющейся сооружением II класса.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 157 МВт и среднемноголетняя выработка 392 млн. кВт-ч.
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 - 55 м;
расчетный - 48 м;
минимальный - 47 м.
По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ 60-В-335.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 250 об/мин был подобран серийный гидрогенератор ВГС 527/110-24 с номинальной активной мощностью 35 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства с двумя системами сборных шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы: ТД-40000/220У1, трансформаторы общестанционных собственных нужд: ТСЗГЛФ 1000/10/0,4, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС-240/32.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля;
- левобережная глухая каменно-набросная плотина;
- станционная часть бетонной плотины;
- правобережная глухая бетонная плотина.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 40 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 198 м;
- число водосливных отверстий - 2;
- ширина водосливных отверстий в свету - 5 м;
- отметка гребня - 250,5 м;
- ширина гребня - 20 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойный колодец.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основных нагрузках. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,21 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений II класса - 1,20). Таким образом, плотина Манского 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 - 10,6 лет;
- себестоимость - 0,86 руб/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 55000 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Манского гидроузла в настоящее время является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 157 МВт и среднемноголетняя выработка 392 млн. кВт-ч.
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 - 55 м;
расчетный - 48 м;
минимальный - 47 м.
По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ 60-В-335.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 250 об/мин был подобран серийный гидрогенератор ВГС 527/110-24 с номинальной активной мощностью 35 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства с двумя системами сборных шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы: ТД-40000/220У1, трансформаторы общестанционных собственных нужд: ТСЗГЛФ 1000/10/0,4, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС-240/32.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля;
- левобережная глухая каменно-набросная плотина;
- станционная часть бетонной плотины;
- правобережная глухая бетонная плотина.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 40 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 198 м;
- число водосливных отверстий - 2;
- ширина водосливных отверстий в свету - 5 м;
- отметка гребня - 250,5 м;
- ширина гребня - 20 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойный колодец.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основных нагрузках. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,21 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений II класса - 1,20). Таким образом, плотина Манского 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 - 10,6 лет;
- себестоимость - 0,86 руб/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 55000 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Манского гидроузла в настоящее время является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.