Проектирование Марсинской ГЭС на реке Онон. Собственные нужды ГЭС, особенности схем исполнения, требования к надежности энергосбережения ответственных потребителей технологических систем ГЭС
|
СОКРАЩЁННЫЙ ПАСПОРТ МАРСИНСКОЙ ГЭС 8
ВВЕДЕНИЕ 10
1 Общая часть 12
1.1 Природные условия 12
1.1.1 Климат 12
1.1.2 Гидрологические данные 12
1.1.3 Инженерные геологические условия 14
1.1.4 Сейсмические условия 14
1.2 Характеристики энергетической системы 14
2 Водно-энергетические расчёты 16
2.1 Исходные данные 16
2.1.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока 16
2.1.2 Выбор расчётного средневодного года (Р = 50 %) 17
2.1.3 Выбор расчётного маловодного года (Р = 90 %) 18
2.2 Выбор установленной мощности на основе водноэнергетических расчётов 19
2.2.1 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 19
2.2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 22
2.2.3 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований водохозяйственной системы 24
2.2.4 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в маловодном году 26
2.2.5 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в среднем поводности году. Среднегодовая выработка и график сработки-наполнения .... 29
2.3 Баланс мощности и энергии 29
2.3.1 Определение установленной мощности проектируемой ГЭС и планирование капитальных ремонтов. Баланс мощности и энергии в энергосистеме 29
3 Основное и вспомогательное оборудование 33
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 33
3.1.1 Построение режимного поля 33
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 35
3.1.3 Выбор номинального диаметра и основных характеристик гидротурбины, определение частоты вращения, рабочей зоны на универсальной характеристике 35
3.1.4 Сопоставление турбин и выбор оптимального варианта 41
3.2 Расчёт спиральной камеры 42
3.3 Расчёт на прочность вала гидроагрегата и подшипника гидротурбины 45
3.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 47
3.5 Выбор электрогидравлического регулятора 47
4 Электрическая часть 48
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединении ГЭС 48
4.1.1 Выбор вариантов структурной схемы 48
4.2 Выбор основного оборудования 51
4.2.1 Выбор типа гидрогенераторов 51
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов 52
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 52
4.2.4 Выбор количества отходящих воздушных линий и марки проводов 55
4.2.5 Выбор схемы распределительного устройства 56
4.3 Расчёт токов короткого замыкания 59
4.3.1 Расчётная схема 60
4.3.2 Составление схемы замещения элементов главной схемы ГЭС 61
4.3.3 Преобразование схемы замещения и расчёт токов короткого замыкания в точке К-1 64
4.3.3.1 Расчёт апериодической составляющей и ударного тока КЗ в точке К-1 65
4.3.4 Расчёт токов короткого замыкания в точке К-2 (выводы генератора) ... 68
4.3.4.1 Расчёт апериодической составляющей и ударного тока КЗ в точке К-2 69
4.3.5 Расчёт тока короткого замыкания в точке К-3 (шины НН ТСН1) 71
4.3.5.1 Расчёт апериодической составляющей и ударного тока КЗ в точке К-3 71
4.3.6 Расчёт тока короткого замыкания в точке К-1 (шины РУ-220 кВ) 72
4.3.7 Расчёт термического действия тока короткого замыкания. Определение импульса квадратичного тока короткого замыкания 76
4.3.8 Результаты расчёта токов короткого замыкания 77
4.4 Выбор и проверка коммутационных аппаратов 77
4.4.1 Электротехническое оборудование 77
4.4.2 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 78
4.4.3 Выбор электрических аппаратов 220 кВ 79
4.4.4 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном напряжении 81
4.4.5 Выбор и проверка коммутационных аппаратов сети 0,4 кВ (вводные и секционные автоматические выключатели) собственных нужд ГЭС 82
4.4.6 Выбор вспомогательного оборудования 82
5 Релейная защита и автоматика 84
5.1 Расчёт номинальных токов 84
5.2 Перечень защит основного оборудования 85
5.3 Параметры защищаемого оборудования 87
5.4 Описание защит и расчёт их уставок 88
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 88
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN (UO))90
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 93
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (12) 94
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок (И) 98
5.4.6 Дистанционная защита генератора Zl <, Z2 < 100
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 103
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 104
6 Компоновка и сооружения гидроузла 106
6.1 Определение класса и отметки гребня плотины 106
6.1.1 Определение класса гидротехнических сооружений 106
6.1.2 Определение отметки гребня плотины 106
6.2 Гидравлический расчёт бетонной водосливной плотины и глубинного водосброса 109
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 109
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 111
6.2.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 113
6.2.4 Построение профиля водосливной грани 115
6.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 115
6.2.6 Расчёт параметров водобойного колодца комбинированного типа 116
6.2.7 Рисберма 118
6.2.8 Пропуск расхода через глубинные водосбросы 120
6.3 Конструирование плотины 121
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 121
6.3.2 Разрезка бетонной плотины швами 122
6.3.3 Быки 122
6.3.4 Устои 123
6.3.5 Основные размеры цементационной завесы 123
6.3.6 Основные размеры дренажа в основании плотины 124
6.3.7 Галереи в теле плотины 124
6.3.8 Дренаж в теле плотины 124
6.4 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 125
6.4.1 Определение основных нагрузок на плотину 125
6.4.1.1 Вес сооружения 125
6.4.1.2 Сила гидростатического давления воды 126
6.4.1.3 Пригруз воды с нижнего бьефа 126
6.4.1.4 Равнодействующая взвешивающего давления 127
6.4.1.5 Сила фильтрационного давления 127
6.4.1.6 Давление наносов 128
6.4.1.7 Волновое давление 129
6.4.2 Расчёт прочности плотины 130
6.4.2.1 Определение напряжений 130
6.4.2.2 Критерии прочности плотины 132
6.4.2.3 Расчёт устойчивости плотины 133
6.5 Проектирование грунтовой плотины 134
6.6 Расчёт высоты перемычек первой очереди 134
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Марсинского гидроузла. Охрана труда и противопожарная безопасность 136
7.1 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Марсинского гидроузла 136
7.1.1 Общие сведения о районе строительства 136
7.1.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период строительства 137
7.1.3 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на состояние водных ресурсов 139
7.1.4 Водоохранная зона 139
7.1.5 Водоохранные мероприятия по гидроэлектростанции 140
7.1.6 Отходы, образующиеся при строительстве 141
7.1.7 Мероприятия по охране атмосферного воздуха 142
7.2 Безопасность гидротехнических сооружений 142
7.3 Охрана труда 144
7.4 Пожарная безопасность 146
8 Определение технико-экономических показателей 150
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 150
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 150
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 150
8.1.3 Налоговые расходы 153
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 154
8.2.1 Анализ денежных потоков 155
8.3 Оценка инвестиционного проекта 156
8.3.1 Методология, исходные данные 156
8.3.2 Коммерческая эффективность (НПВ) 157
9 Собственные нужды ГЭС, особенности схем исполнения, требования к надежности энергоснабжения ответственных потребителей технологических систем ГЭС 158
9.1. Назначение и общие сведения о системах собственных нужд ГЭС. Нормативные требования к системам собственных нужд ГЭС 158
9.1.1. Структура потребителей системы собственных нужд 159
9.1.2. Нормативно-технические требования к схемам исполнения и надёжности электроснабжения потребителей систем собственных нужд ГЭС 161
9.1.2.1. Источники питания и схемы собственных нужд ГЭС 161
9.1.2.2. Требования к надёжности электроснабжения ответственных электроприемников собственных нужд и электроприемников систем жизнеобеспечения ГЭС 163
9.1.2.3. Требования к электроснабжению основных потребителей ГЭС .... 165
9.1.2.4. Конструктивные особенности оборудования собственных нужд .. 167
9.1.2.5. Собственные нужды постоянного тока 170
9.1.3. Требования Технической политики ПАО «РусГидро» к системе собственных нужд ГЭС 173
9.2. Анализ системы собственных нужд проектируемой Марсинской ГЭС. Уточнение принятых проектных решений 175
9.2.1 Выбор, проверка оборудования системы СН и компоновочные решения щита собственных нужд Марсинской ГЭС 185
9.2.1.1. Проверка принятой схемы сети собственных нужд Марсинской ГЭС по допустимым потерям напряжения 185
9.2.1.2. Выбор схемы подключения генераторов (главные и нулевые вывода, НН блочных трансформаторов, генераторный выключатель 10,5 кВ) и трансформаторов собственных нужд ТСН1-ТСН3 к ЩСН (0,4 кВ) 187
9.2.1.3. Компоновочные решения по установке щита собственных нужд Марсинской ГЭС 191
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 198
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 200
ПРИЛОЖЕНИЕ А Исходный гидрологический ряд 204
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетические расчёты 205
ПРИЛОЖЕНИЕ В Основное и вспомогательное оборудование 208
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Схема присоединения Марсинской ГЭС 211
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Устройства РЗА 212
ПРИЛОЖЕНИЕ Е Компоновка и сооружения гидроузла 214
ВВЕДЕНИЕ 10
1 Общая часть 12
1.1 Природные условия 12
1.1.1 Климат 12
1.1.2 Гидрологические данные 12
1.1.3 Инженерные геологические условия 14
1.1.4 Сейсмические условия 14
1.2 Характеристики энергетической системы 14
2 Водно-энергетические расчёты 16
2.1 Исходные данные 16
2.1.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока 16
2.1.2 Выбор расчётного средневодного года (Р = 50 %) 17
2.1.3 Выбор расчётного маловодного года (Р = 90 %) 18
2.2 Выбор установленной мощности на основе водноэнергетических расчётов 19
2.2.1 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 19
2.2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 22
2.2.3 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований водохозяйственной системы 24
2.2.4 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в маловодном году 26
2.2.5 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в среднем поводности году. Среднегодовая выработка и график сработки-наполнения .... 29
2.3 Баланс мощности и энергии 29
2.3.1 Определение установленной мощности проектируемой ГЭС и планирование капитальных ремонтов. Баланс мощности и энергии в энергосистеме 29
3 Основное и вспомогательное оборудование 33
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 33
3.1.1 Построение режимного поля 33
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 35
3.1.3 Выбор номинального диаметра и основных характеристик гидротурбины, определение частоты вращения, рабочей зоны на универсальной характеристике 35
3.1.4 Сопоставление турбин и выбор оптимального варианта 41
3.2 Расчёт спиральной камеры 42
3.3 Расчёт на прочность вала гидроагрегата и подшипника гидротурбины 45
3.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 47
3.5 Выбор электрогидравлического регулятора 47
4 Электрическая часть 48
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединении ГЭС 48
4.1.1 Выбор вариантов структурной схемы 48
4.2 Выбор основного оборудования 51
4.2.1 Выбор типа гидрогенераторов 51
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов 52
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 52
4.2.4 Выбор количества отходящих воздушных линий и марки проводов 55
4.2.5 Выбор схемы распределительного устройства 56
4.3 Расчёт токов короткого замыкания 59
4.3.1 Расчётная схема 60
4.3.2 Составление схемы замещения элементов главной схемы ГЭС 61
4.3.3 Преобразование схемы замещения и расчёт токов короткого замыкания в точке К-1 64
4.3.3.1 Расчёт апериодической составляющей и ударного тока КЗ в точке К-1 65
4.3.4 Расчёт токов короткого замыкания в точке К-2 (выводы генератора) ... 68
4.3.4.1 Расчёт апериодической составляющей и ударного тока КЗ в точке К-2 69
4.3.5 Расчёт тока короткого замыкания в точке К-3 (шины НН ТСН1) 71
4.3.5.1 Расчёт апериодической составляющей и ударного тока КЗ в точке К-3 71
4.3.6 Расчёт тока короткого замыкания в точке К-1 (шины РУ-220 кВ) 72
4.3.7 Расчёт термического действия тока короткого замыкания. Определение импульса квадратичного тока короткого замыкания 76
4.3.8 Результаты расчёта токов короткого замыкания 77
4.4 Выбор и проверка коммутационных аппаратов 77
4.4.1 Электротехническое оборудование 77
4.4.2 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 78
4.4.3 Выбор электрических аппаратов 220 кВ 79
4.4.4 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном напряжении 81
4.4.5 Выбор и проверка коммутационных аппаратов сети 0,4 кВ (вводные и секционные автоматические выключатели) собственных нужд ГЭС 82
4.4.6 Выбор вспомогательного оборудования 82
5 Релейная защита и автоматика 84
5.1 Расчёт номинальных токов 84
5.2 Перечень защит основного оборудования 85
5.3 Параметры защищаемого оборудования 87
5.4 Описание защит и расчёт их уставок 88
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 88
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN (UO))90
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 93
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (12) 94
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок (И) 98
5.4.6 Дистанционная защита генератора Zl <, Z2 < 100
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 103
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 104
6 Компоновка и сооружения гидроузла 106
6.1 Определение класса и отметки гребня плотины 106
6.1.1 Определение класса гидротехнических сооружений 106
6.1.2 Определение отметки гребня плотины 106
6.2 Гидравлический расчёт бетонной водосливной плотины и глубинного водосброса 109
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 109
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 111
6.2.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 113
6.2.4 Построение профиля водосливной грани 115
6.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 115
6.2.6 Расчёт параметров водобойного колодца комбинированного типа 116
6.2.7 Рисберма 118
6.2.8 Пропуск расхода через глубинные водосбросы 120
6.3 Конструирование плотины 121
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 121
6.3.2 Разрезка бетонной плотины швами 122
6.3.3 Быки 122
6.3.4 Устои 123
6.3.5 Основные размеры цементационной завесы 123
6.3.6 Основные размеры дренажа в основании плотины 124
6.3.7 Галереи в теле плотины 124
6.3.8 Дренаж в теле плотины 124
6.4 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 125
6.4.1 Определение основных нагрузок на плотину 125
6.4.1.1 Вес сооружения 125
6.4.1.2 Сила гидростатического давления воды 126
6.4.1.3 Пригруз воды с нижнего бьефа 126
6.4.1.4 Равнодействующая взвешивающего давления 127
6.4.1.5 Сила фильтрационного давления 127
6.4.1.6 Давление наносов 128
6.4.1.7 Волновое давление 129
6.4.2 Расчёт прочности плотины 130
6.4.2.1 Определение напряжений 130
6.4.2.2 Критерии прочности плотины 132
6.4.2.3 Расчёт устойчивости плотины 133
6.5 Проектирование грунтовой плотины 134
6.6 Расчёт высоты перемычек первой очереди 134
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Марсинского гидроузла. Охрана труда и противопожарная безопасность 136
7.1 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Марсинского гидроузла 136
7.1.1 Общие сведения о районе строительства 136
7.1.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период строительства 137
7.1.3 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на состояние водных ресурсов 139
7.1.4 Водоохранная зона 139
7.1.5 Водоохранные мероприятия по гидроэлектростанции 140
7.1.6 Отходы, образующиеся при строительстве 141
7.1.7 Мероприятия по охране атмосферного воздуха 142
7.2 Безопасность гидротехнических сооружений 142
7.3 Охрана труда 144
7.4 Пожарная безопасность 146
8 Определение технико-экономических показателей 150
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 150
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 150
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 150
8.1.3 Налоговые расходы 153
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 154
8.2.1 Анализ денежных потоков 155
8.3 Оценка инвестиционного проекта 156
8.3.1 Методология, исходные данные 156
8.3.2 Коммерческая эффективность (НПВ) 157
9 Собственные нужды ГЭС, особенности схем исполнения, требования к надежности энергоснабжения ответственных потребителей технологических систем ГЭС 158
9.1. Назначение и общие сведения о системах собственных нужд ГЭС. Нормативные требования к системам собственных нужд ГЭС 158
9.1.1. Структура потребителей системы собственных нужд 159
9.1.2. Нормативно-технические требования к схемам исполнения и надёжности электроснабжения потребителей систем собственных нужд ГЭС 161
9.1.2.1. Источники питания и схемы собственных нужд ГЭС 161
9.1.2.2. Требования к надёжности электроснабжения ответственных электроприемников собственных нужд и электроприемников систем жизнеобеспечения ГЭС 163
9.1.2.3. Требования к электроснабжению основных потребителей ГЭС .... 165
9.1.2.4. Конструктивные особенности оборудования собственных нужд .. 167
9.1.2.5. Собственные нужды постоянного тока 170
9.1.3. Требования Технической политики ПАО «РусГидро» к системе собственных нужд ГЭС 173
9.2. Анализ системы собственных нужд проектируемой Марсинской ГЭС. Уточнение принятых проектных решений 175
9.2.1 Выбор, проверка оборудования системы СН и компоновочные решения щита собственных нужд Марсинской ГЭС 185
9.2.1.1. Проверка принятой схемы сети собственных нужд Марсинской ГЭС по допустимым потерям напряжения 185
9.2.1.2. Выбор схемы подключения генераторов (главные и нулевые вывода, НН блочных трансформаторов, генераторный выключатель 10,5 кВ) и трансформаторов собственных нужд ТСН1-ТСН3 к ЩСН (0,4 кВ) 187
9.2.1.3. Компоновочные решения по установке щита собственных нужд Марсинской ГЭС 191
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 198
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 200
ПРИЛОЖЕНИЕ А Исходный гидрологический ряд 204
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетические расчёты 205
ПРИЛОЖЕНИЕ В Основное и вспомогательное оборудование 208
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Схема присоединения Марсинской ГЭС 211
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Устройства РЗА 212
ПРИЛОЖЕНИЕ Е Компоновка и сооружения гидроузла 214
Целью данного дипломного проекта является комплексное (совместное) применение инженерных знаний, полученных из разных инженерных дисциплин в период обучения в Саяно-Шушенском филиале Федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего образования «Сибирский Федеральный Университет» по специальности Электроэнергетика и электротехника, с отработкой навыков принятия самостоятельных типовых, а в случае технической необходимости, индивидуальных проектных решений для конкретного проектируемого объекта.
В ходе выполнения работы под руководством научного преподавательского состава Университета и технических специалистов, эксплуатирующих действующую гидроэлектростанцию (в ходе преддипломной производственной практики), проработаны основные этапы проектирования ГЭС с применением теоретических знаний, а также на основании опытных данных с применением творческого системного подхода к решению конкретных задач, получены наиболее эффективные (оптимальные) проектные решения в конкретных условиях на примере Марсинского гидроузла, расположенного в Забайкальском крае, Читинской области на реке Онон, в специфических природно-климатических, геологических и гидрологических условиях, в соответствии с полученным заданием на дипломное проектирование.
В представленной к защите выпускной квалификационной работе проведён анализ природно-климатических, геологических, сейсмических факторов района строительства ГЭС, исследован гидрологический режим стока реки для использования его будущим объектом, рассмотрены этапы сооружения гидроузла, выбраны параметры и необходимое количество основного оборудования с проверкой на допустимость работы в возможных аварийных режимах работы, разработаны схемы электрических соединений, главная схема ГЭС, выполнен расчёт параметров и выбор устройств релейной защиты основного оборудования, проведены водно-энергетические расчёты режимов работы ГЭС с построением графиков электрической нагрузки, определена компоновка сооружений гидроузла. Также в проекте уделено внимание мероприятиям по охране труда, противопожарной безопасности и охране окружающей среды в зоне влияния Марсинского гидроузла, в том числе в период строительства. Определены технике-экономические показатели
инвестиционного проекта. Отдельное внимание, при подготовке специального раздела проекта (спецвопрос), уделено собственным нуждам ГЭС, особенностям схем их исполнения, требованиям к надежности энергоснабжения ответственных потребителей технологических систем ГЭС.
Необходимость строительства новой ГЭС на реке Онон и ввода новой мощности возникла в связи с реализацией Программы комплексного развития промышленности Забайкальского края: развитием Забайкальского горно-металлургического комплекса, строительством новых рудников для добычи металла и комбинатов её обработки (переработки), электроснабжением рабочих посёлков обслуживающего персонала, инфраструктурных объектов.
Реализация проектируемого нового Марсинского гидроузла создаст условия для дальнейшего бурного развития промышленности района своего нахождения, с созданием новых рабочих мест в период строительства и эксплуатации, с сопутствующим запуском и развитием добывающих ископаемые предприятий, что в целом окажет благоприятное воздействие на экономику региона и страны.
В ходе выполнения работы под руководством научного преподавательского состава Университета и технических специалистов, эксплуатирующих действующую гидроэлектростанцию (в ходе преддипломной производственной практики), проработаны основные этапы проектирования ГЭС с применением теоретических знаний, а также на основании опытных данных с применением творческого системного подхода к решению конкретных задач, получены наиболее эффективные (оптимальные) проектные решения в конкретных условиях на примере Марсинского гидроузла, расположенного в Забайкальском крае, Читинской области на реке Онон, в специфических природно-климатических, геологических и гидрологических условиях, в соответствии с полученным заданием на дипломное проектирование.
В представленной к защите выпускной квалификационной работе проведён анализ природно-климатических, геологических, сейсмических факторов района строительства ГЭС, исследован гидрологический режим стока реки для использования его будущим объектом, рассмотрены этапы сооружения гидроузла, выбраны параметры и необходимое количество основного оборудования с проверкой на допустимость работы в возможных аварийных режимах работы, разработаны схемы электрических соединений, главная схема ГЭС, выполнен расчёт параметров и выбор устройств релейной защиты основного оборудования, проведены водно-энергетические расчёты режимов работы ГЭС с построением графиков электрической нагрузки, определена компоновка сооружений гидроузла. Также в проекте уделено внимание мероприятиям по охране труда, противопожарной безопасности и охране окружающей среды в зоне влияния Марсинского гидроузла, в том числе в период строительства. Определены технике-экономические показатели
инвестиционного проекта. Отдельное внимание, при подготовке специального раздела проекта (спецвопрос), уделено собственным нуждам ГЭС, особенностям схем их исполнения, требованиям к надежности энергоснабжения ответственных потребителей технологических систем ГЭС.
Необходимость строительства новой ГЭС на реке Онон и ввода новой мощности возникла в связи с реализацией Программы комплексного развития промышленности Забайкальского края: развитием Забайкальского горно-металлургического комплекса, строительством новых рудников для добычи металла и комбинатов её обработки (переработки), электроснабжением рабочих посёлков обслуживающего персонала, инфраструктурных объектов.
Реализация проектируемого нового Марсинского гидроузла создаст условия для дальнейшего бурного развития промышленности района своего нахождения, с созданием новых рабочих мест в период строительства и эксплуатации, с сопутствующим запуском и развитием добывающих ископаемые предприятий, что в целом окажет благоприятное воздействие на экономику региона и страны.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Марсинского гидроузла на реке Онон, являющимся сооружением II 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 1167 и 1446 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчётов была рассчитана установленная мощность, равная 85 МВт и среднемноголетняя выработка 0,336 мрд. кВт-ч.
На третьем этапе было определено оптимальное число и гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
максимальный - 32,90 м;
расчётный - 31,52 м;
минимальный - 31,15 м.
При выборе турбин рассматривалось 3 варианта. По результатам расчётов был определен оптимальный вариант с 3 гидротурбинами ПЛ40а -В-355.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 187,5 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-595/100-30 с номинальной активной мощностью 28,3 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с тремя одиночными блоками генератор-трансформатор и, на основании проведённого технико-экономического анализа, принято ОРУ 220 кВ по схеме кольцевого типа (многоугольника) с пятью выключателями на 5 присоединений. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТД-40000/220, трансформатора собственных нужд ТСЗ-1000/10 и выбор сечения проводников и количества отходящих от шин ГЭС линий электропередачи.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка здания ГЭС принята руслового типа.
В данной дипломной работе была запроектирована бетонная гравитационная водосбросная плотина на скальном основании со следующими параметрами:
- количество водосливных пролётов - 3, шириной 12 м;
- отметка порога водослива УГВ = 351,0 м;
- отметка гребня быка УГБ = 359,0 м;
- ширина подошвы плотины по основанию 29,4 м;
- в качестве дополнительного был рассчитан глубинный водосброс с двумя донными водопропускными отверстиями.
В сооружения напорного фронта входят:
- левобережная грунтовая плотина составляющая 82,7 м.
- станционная часть здания ГЭС составляющая 42,0 м.;
- водосливная плотина составляющая 45,0 м;
- секция 15 м включающая два глубинных водосброса;
- правобережная грунтовая плотина составляющая 109,4 м;
Заложение откосов грунтовой плотины m = 1,5. Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,2 (нормативное значение для сооружений II класса - 1,2). Таким образом, плотина Марсинского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Сооружение удовлетворяет условиям устойчивости против сдвига по основанию.
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 расчётам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 13 лет 1 месяц;
- себестоимость - 0,2 руб/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 123 634,7 руб/кВт.
Таким образом, строительство Марсинской 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 1167 и 1446 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчётов была рассчитана установленная мощность, равная 85 МВт и среднемноголетняя выработка 0,336 мрд. кВт-ч.
На третьем этапе было определено оптимальное число и гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
максимальный - 32,90 м;
расчётный - 31,52 м;
минимальный - 31,15 м.
При выборе турбин рассматривалось 3 варианта. По результатам расчётов был определен оптимальный вариант с 3 гидротурбинами ПЛ40а -В-355.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 187,5 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-595/100-30 с номинальной активной мощностью 28,3 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с тремя одиночными блоками генератор-трансформатор и, на основании проведённого технико-экономического анализа, принято ОРУ 220 кВ по схеме кольцевого типа (многоугольника) с пятью выключателями на 5 присоединений. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТД-40000/220, трансформатора собственных нужд ТСЗ-1000/10 и выбор сечения проводников и количества отходящих от шин ГЭС линий электропередачи.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка здания ГЭС принята руслового типа.
В данной дипломной работе была запроектирована бетонная гравитационная водосбросная плотина на скальном основании со следующими параметрами:
- количество водосливных пролётов - 3, шириной 12 м;
- отметка порога водослива УГВ = 351,0 м;
- отметка гребня быка УГБ = 359,0 м;
- ширина подошвы плотины по основанию 29,4 м;
- в качестве дополнительного был рассчитан глубинный водосброс с двумя донными водопропускными отверстиями.
В сооружения напорного фронта входят:
- левобережная грунтовая плотина составляющая 82,7 м.
- станционная часть здания ГЭС составляющая 42,0 м.;
- водосливная плотина составляющая 45,0 м;
- секция 15 м включающая два глубинных водосброса;
- правобережная грунтовая плотина составляющая 109,4 м;
Заложение откосов грунтовой плотины m = 1,5. Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,2 (нормативное значение для сооружений II класса - 1,2). Таким образом, плотина Марсинского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Сооружение удовлетворяет условиям устойчивости против сдвига по основанию.
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 расчётам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 13 лет 1 месяц;
- себестоимость - 0,2 руб/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 123 634,7 руб/кВт.
Таким образом, строительство Марсинской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
