ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПЯСИНСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ПЯСИНА. УСТАНОВКИ И СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО ГАЗОВОГО И ПОРОШКОВОГО ПОЖАРОТУШЕНИЯ, ПОЖАРНОЙ АВТОМАТИКИ И СИГНАЛИЗАЦИИ НА ПРОЕКТИРУЕМЫХ ГЭС И РУ
|
СОКРАЩЁННЫЙ ПАСПОРТ ПЯСИНСКОЙ 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
2 Водно-энергетические расчёты 13
2.1 Исходные данные 13
2.2 Выбор маловодного и средневодного годов при заданной обеспеченности
стока 13
2.3 Определение типа регулирования 16
2.4 Построение годовых графиков нагрузок энергосистемы 17
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 18
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году . 21
2.7 Определение установленной мощности, проектируемой ГЭС 22
2.8 Баланс мощности 22
2.9 Водно-энергетические расчеты работы ГЭС в средневодном году 22
3 Основное и вспомогательное оборудование 24
3.1 Построение режимного поля 24
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 25
3.3 Выбор отметки расположения рабочего колеса гидротурбины 27
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 28
3.5. Расчет вала на прочность 29
3.6. Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического регулятора 29
4 Электрическая часть 30
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных
нужд 30
4.2. Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 31
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 31
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов 31
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 31
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного
устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 32
4.4 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной
схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 33
4.5 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 35
4.6 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 36
4.7 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
13.8 кВ 37
4.8 Выбор трансформаторов тока и напряжения 38
4.9 Выбор параметров КРУЭ 39
4.9.1 Выбор выключателей и разъединителей 39
4.9.2. Выбор трансформаторов тока и напряжения 39
5 Релейная защита и автоматика 41
5.1 Перечень защит основного оборудования 41
5.2 Расчёт номинальных токов 41
5.3 Описание защит и расчет их уставов 42
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 43
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN (UO)) 45
5.3.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 48
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 48
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок (I1) 51
5.3.6 Дистанционная защита генератора (Z1<),(Z2<) 53
5.3.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 56
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатов 58
5.5 Таблица уставок и матрица отключений защит 58
6 Компоновка и сооружения гидроузла 61
6.1 Определение класса гидротехнического сооружения 61
6.2 Определение отметки гребня грунтовой плотины 61
6.3 Определение ширины водосливного фронта 63
6.4 Определение отметки гребня водослива 65
6.5 Проверка отметки ФПУ на пропуск поверочного расхода 66
6.6 Расчет донного водосброса 68
6.7 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 69
6.8 Расчет водобойной стенки 71
6.9 Конструирование бетонной плотины 72
6.9.1 Определение ширины подошвы 72
6.9.2 Разрезка бетонных плотин швами 74
6.9.3 Быки и устои 75
6.9.4 Галереи 75
6.9.5 Элементы подземного контура плотины 75
6.10 Определение основных нагрузок на плотину 77
6.10.1 Вес сооружения и затворов 77
6.10.2 Сила гидростатического давления воды 78
6.10.3 Волновое давление 78
6.10.4 Фильтрационное и взвешивающее давление 79
6.12 Критерии прочности плотины 81
6.13 Расчёт устойчивости плотины 82
7 Охрана труда. Пожарная безопасность 96
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 96
7.2 Пожарная безопасность 96
7.3 Охрана труда 98
8 Охрана окружающей среды 96
8.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в зоне влияния
ГЭС 97
8.2 Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу 98
9 Технико-экономические показатели 100
9.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации
ГЭС 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 104
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 107
9.4 Анализ чувствительности 107
10 Установки и системы автоматического газового и порошкового
пожаротушения, пожарной автоматики и сигнализации на проектируемых ГЭС и РУ 100
10.1 Назначение автоматического пожаротушения 100
10.2 Классификация систем пожаротушения 101
10.3 Газовые автоматические установки 102
10.4 Порошковые автоматические установки 103
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 106
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 108
ПРИЛОЖЕНИЕ А_ Водно-энергетические расчеты 112
ПРИЛОЖЕНИЕ Б_ Нагрузки на плотину 116
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
2 Водно-энергетические расчёты 13
2.1 Исходные данные 13
2.2 Выбор маловодного и средневодного годов при заданной обеспеченности
стока 13
2.3 Определение типа регулирования 16
2.4 Построение годовых графиков нагрузок энергосистемы 17
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 18
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году . 21
2.7 Определение установленной мощности, проектируемой ГЭС 22
2.8 Баланс мощности 22
2.9 Водно-энергетические расчеты работы ГЭС в средневодном году 22
3 Основное и вспомогательное оборудование 24
3.1 Построение режимного поля 24
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 25
3.3 Выбор отметки расположения рабочего колеса гидротурбины 27
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 28
3.5. Расчет вала на прочность 29
3.6. Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического регулятора 29
4 Электрическая часть 30
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных
нужд 30
4.2. Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 31
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 31
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов 31
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 31
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного
устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 32
4.4 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной
схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 33
4.5 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 35
4.6 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 36
4.7 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
13.8 кВ 37
4.8 Выбор трансформаторов тока и напряжения 38
4.9 Выбор параметров КРУЭ 39
4.9.1 Выбор выключателей и разъединителей 39
4.9.2. Выбор трансформаторов тока и напряжения 39
5 Релейная защита и автоматика 41
5.1 Перечень защит основного оборудования 41
5.2 Расчёт номинальных токов 41
5.3 Описание защит и расчет их уставов 42
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 43
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN (UO)) 45
5.3.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 48
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 48
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок (I1) 51
5.3.6 Дистанционная защита генератора (Z1<),(Z2<) 53
5.3.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 56
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатов 58
5.5 Таблица уставок и матрица отключений защит 58
6 Компоновка и сооружения гидроузла 61
6.1 Определение класса гидротехнического сооружения 61
6.2 Определение отметки гребня грунтовой плотины 61
6.3 Определение ширины водосливного фронта 63
6.4 Определение отметки гребня водослива 65
6.5 Проверка отметки ФПУ на пропуск поверочного расхода 66
6.6 Расчет донного водосброса 68
6.7 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 69
6.8 Расчет водобойной стенки 71
6.9 Конструирование бетонной плотины 72
6.9.1 Определение ширины подошвы 72
6.9.2 Разрезка бетонных плотин швами 74
6.9.3 Быки и устои 75
6.9.4 Галереи 75
6.9.5 Элементы подземного контура плотины 75
6.10 Определение основных нагрузок на плотину 77
6.10.1 Вес сооружения и затворов 77
6.10.2 Сила гидростатического давления воды 78
6.10.3 Волновое давление 78
6.10.4 Фильтрационное и взвешивающее давление 79
6.12 Критерии прочности плотины 81
6.13 Расчёт устойчивости плотины 82
7 Охрана труда. Пожарная безопасность 96
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 96
7.2 Пожарная безопасность 96
7.3 Охрана труда 98
8 Охрана окружающей среды 96
8.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в зоне влияния
ГЭС 97
8.2 Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу 98
9 Технико-экономические показатели 100
9.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации
ГЭС 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 104
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 107
9.4 Анализ чувствительности 107
10 Установки и системы автоматического газового и порошкового
пожаротушения, пожарной автоматики и сигнализации на проектируемых ГЭС и РУ 100
10.1 Назначение автоматического пожаротушения 100
10.2 Классификация систем пожаротушения 101
10.3 Газовые автоматические установки 102
10.4 Порошковые автоматические установки 103
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 106
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 108
ПРИЛОЖЕНИЕ А_ Водно-энергетические расчеты 112
ПРИЛОЖЕНИЕ Б_ Нагрузки на плотину 116
Гидроэнергетика - одна из ведущих составляющих электроэнергетики России. Преимуществом ГЭС перед другими электростанциями является способность быстро увеличивать объем выработки электроэнергии для покрытия пиковых нагрузок в энергосистеме. Вода, постоянно возобновляемая, в отличие от нефти, газа, твердого топлива и ядерного горючего. Лидером в развитии электроэнергетики на ближайшие десятилетия станет гидроэнергетика, как наиболее развитая, экологически безопасная и инвестиционная отрасль народного хозяйства.
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.
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 Пясинской ГЭС на реке Пясина, являющейся сооружением II класса.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 248 МВт и среднемноголетняя выработка 824 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 - 32 м;
расчетный - 22,1 м;
минимальный - 20,3 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 83,3 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ 1160/180-72 с номинальной активной мощностью 83 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-125000/220, трансформаторы общестанционных собственных нужд: ТС-3150/10/0,4, 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 русловой.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля;
-правобережная глухая бетонная плотина;
- станционная часть бетонной плотины;
- левобережная глухая грунтовая плотина.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойная стенка.
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 1,20 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений II класса - 1,32). Таким образом, плотина Пясинского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расисте плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значении, 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 - 10,4 лет;
- себестоимость - 0,20 руб/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 66532 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Пясинского гидроузла в настоящее время является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 248 МВт и среднемноголетняя выработка 824 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 - 32 м;
расчетный - 22,1 м;
минимальный - 20,3 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 83,3 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ 1160/180-72 с номинальной активной мощностью 83 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-125000/220, трансформаторы общестанционных собственных нужд: ТС-3150/10/0,4, 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 русловой.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля;
-правобережная глухая бетонная плотина;
- станционная часть бетонной плотины;
- левобережная глухая грунтовая плотина.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойная стенка.
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 1,20 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений II класса - 1,32). Таким образом, плотина Пясинского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расисте плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значении, 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 - 10,4 лет;
- себестоимость - 0,20 руб/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 66532 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Пясинского гидроузла в настоящее время является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.