Проектирование Кумской ГЭС на реке Кума. Системы предупреждения взрывов и пожаров трансформаторного оборудования
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ КУМСКОЙ ГЭС 8
1 Анализ исходных данных 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Местоположение гидроузла 10
1.1.2 Климат 10
1.1.3 Гидрологические данные 10
2 Водно-энергетический расчет 10
2.1 Исходные данные 10
2.2 Выбор расчетного года 11
2.3 Кривые связи 13
2.3.1 Верхний бьеф 13
2.3.2 Нижний бьеф 14
2.4 Графики нагрузки 15
2.4.1 Годовые графики максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 15
2.5 Расчет режимов работы ГЭС с учётом требований ВХК 17
2.6 Баланс энергии 18
2.7 Водно-энергетический расчёт на сработку-наполнение водохранилища в маловодный (P=90%) год 19
2.8 Определение рабочей мощности проектируемой ГЭС в январе 20
2.9. Расчет резервов и определение установленной мощности проектируемой ГЭС, расчет баланса мощностей 21
2.10 Водно-энергетический расчёт на сработку-наполнение водохранилища в средневодный (P=50%) год 22
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 24
3.1 Режимное поле 24
3.2 Выбор системы и типа гидротурбин 25
3.3 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 26
3.4 Определения отметки установки рабочего колеса гидротурбины для обеспечения её бескавитационной работы 28
3.5 Расчет и построение бетонной спиральной камеры 29
3.6 Выбор серийного типа генератора 33
3.7 Расчёт деталей и узлов гидротурбины 34
3.7.1 Расчёт вала на прочность 34
3.7.2 Расчёт подшипника 35
3.7.3 Выбор типа маслонапорной установки 36
3.7.4 Выбор электрогидравлического регулятора 37
3.7.5 Выбор кранов 37
4 Электрическая часть 38
4.1 Исходные данные 38
4.2 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 38
4.3 Выбор силового оборудования 39
4.3.1 Выбор силового трансформатора для схемы с одиночным блоком 39
4.3.2 Выбор силового трансформатора для схемы с укрупненным блоком . 41
4.3.3 Выбор трансформаторов СН 42
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 43
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического расчёта 44
4.6 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего напряжения 45
4.7 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 46
4.7.1 Расчёт исходных данных 46
4.7.2 Внесение исходных данных и расчет токов короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 48
4.8 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 49
4.9 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении 10,5 кВ 50
4.10 Выбор трансформаторов тока и напряжения 51
4.11 Выбор параметров ОРУ 51
4.11.1 Выбор выключателей и разъединителей 51
4.11.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 52
5 Микропроцессорные электрические защиты гидрогенератора 53
5.1 Состав защит блока 53
5.2 Расчет номинальных первичных и вторичных токов 53
5.3 Описание и расчет уставок микропроцессорных электрических защит .... 54
5.3.1 Продольная дифференциальная защита обмотки статора ГГ 54
5.3.2 Защита от однофазных замыкании на землю обмотки статора 56
5.3.3 Защита от повышения напряжения 59
5.3.4 Защита обратной последовательности 59
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок гидрогенератора 63
5.3.6 Дистанционная защита гидрогенератора 65
5.3.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 68
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 69
6 Компоновка и сооружения гидроузла 70
6.1 Определение класса сооружения и компоновка гидроузла Кумской ГЭС 70
6.1.1 По высоте сооружения и типу грунта: 70
6.1.2 По назначению и условиям эксплуатации: 70
6.1.3 По последствиям возможных гидродинамических аварий на ГТС: 70
6.1.4 Компоновка гидроузла 70
6.2 Гидравлические расчеты 70
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 70
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 72
6.2.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 73
6.3 Построение оголовка профиля водосливной грани по Кригер-Офицерову 75
6.4 Расчет быстротока с усиленной шероховатостью 77
6.5 Конструирование бетонной плотины 79
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 79
6.5.2 Быки 79
6.5.3 Дренаж тела бетонной плотины 80
6.5.4 Галереи в теле плотины 81
6.5.5 Элементы подземного контура плотины. Цементационная завеса. Дренаж 81
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 83
6.6.1 Вес сооружения и затворов 83
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 85
6.6.3 Сила фильтрационного давления 85
6.6.4 Давление грунта 85
6.6.5 Волновое давление 86
6.7 Оценка прочности плотины 88
6.7.1 Определение напряжении 88
6.7.2 Критерии прочности плотины и ее основания 90
6.7.3 Обоснование устойчивости плотины 91
7 Охрана труда. Мероприятия по противопожарной безопасности. Мероприятия по охране окружающей среды 93
7.1 Общие сведения о районе строительства 93
7.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период строительства 94
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 95
7.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период эксплуатации 98
7.5 Основные мероприятия по охране окружающей среды в период эксплуатации ГЭС 98
7.6 Охрана труда Кумской ГЭС 99
7.7 Пожарная безопасность 102
7.7.1 Общие требования к пожарной безопасности 102
7.7.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 103
7.7.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 104
8 Технико-экономическое обоснование 106
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 106
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 106
8.3 Налоговые расходы 109
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 110
8.5 Оценка инвестиционного проекта 111
8.5.1 Методология, исходные данные 111
8.5.2 Коммерческая эффективность 112
8.5.3 Бюджетная эффективность 112
8.6 Анализ чувствительности 112
9 Системы предупреждения взрывов и пожаров трансформаторного оборудования 115
9.1 Введение 115
9.2 Основные виды и причины повреждения силовых трансформаторов 115
9.3 Устройства и системы выявления, предотвращения повреждении и ликвидации последствий разрушения силовых трансформаторов 117
9.3.1 Реле Бухгольца 118
9.3.2 Устройство сброса давления 119
9.3.3 Системы автоматического пожаротушения 120
9.3.4 Система предупреждения взрывов и пожаров трансформаторов - «Sergi» 123
9.4 Итоги 126
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 127
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 129
ПРИЛОЖЕНИЕ А Исходные данные 131
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Суточные графики нагрузки 132
ПРИЛОЖЕНИЕ В Годовые графики нагрузки 133
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Баланс энергии 134
ПРИЛОЖЕНИЕ Д ВЭР Маловодного года с обеспеченностью годового стока 90% 135
ПРИЛОЖЕНИЕ Е ИКН для января и декабря 136
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж Баланс мощности 137
ПРИЛОЖЕНИЕ И Параметры моделей гидротурбин 138
ПРИЛОЖЕНИЕ К Параметры гидротурбин 139
ПРИЛОЖЕНИЕ Л Главная универсальная характеристика гидротурбины ПЛ50-В 141
ПРИЛОЖЕНИЕ М Проточная часть турбины ПЛ50-В 142
ПРИЛОЖЕНИЕ Н Спиральная камера 143
1 Анализ исходных данных 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Местоположение гидроузла 10
1.1.2 Климат 10
1.1.3 Гидрологические данные 10
2 Водно-энергетический расчет 10
2.1 Исходные данные 10
2.2 Выбор расчетного года 11
2.3 Кривые связи 13
2.3.1 Верхний бьеф 13
2.3.2 Нижний бьеф 14
2.4 Графики нагрузки 15
2.4.1 Годовые графики максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 15
2.5 Расчет режимов работы ГЭС с учётом требований ВХК 17
2.6 Баланс энергии 18
2.7 Водно-энергетический расчёт на сработку-наполнение водохранилища в маловодный (P=90%) год 19
2.8 Определение рабочей мощности проектируемой ГЭС в январе 20
2.9. Расчет резервов и определение установленной мощности проектируемой ГЭС, расчет баланса мощностей 21
2.10 Водно-энергетический расчёт на сработку-наполнение водохранилища в средневодный (P=50%) год 22
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 24
3.1 Режимное поле 24
3.2 Выбор системы и типа гидротурбин 25
3.3 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 26
3.4 Определения отметки установки рабочего колеса гидротурбины для обеспечения её бескавитационной работы 28
3.5 Расчет и построение бетонной спиральной камеры 29
3.6 Выбор серийного типа генератора 33
3.7 Расчёт деталей и узлов гидротурбины 34
3.7.1 Расчёт вала на прочность 34
3.7.2 Расчёт подшипника 35
3.7.3 Выбор типа маслонапорной установки 36
3.7.4 Выбор электрогидравлического регулятора 37
3.7.5 Выбор кранов 37
4 Электрическая часть 38
4.1 Исходные данные 38
4.2 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 38
4.3 Выбор силового оборудования 39
4.3.1 Выбор силового трансформатора для схемы с одиночным блоком 39
4.3.2 Выбор силового трансформатора для схемы с укрупненным блоком . 41
4.3.3 Выбор трансформаторов СН 42
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 43
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического расчёта 44
4.6 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего напряжения 45
4.7 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 46
4.7.1 Расчёт исходных данных 46
4.7.2 Внесение исходных данных и расчет токов короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 48
4.8 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 49
4.9 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении 10,5 кВ 50
4.10 Выбор трансформаторов тока и напряжения 51
4.11 Выбор параметров ОРУ 51
4.11.1 Выбор выключателей и разъединителей 51
4.11.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 52
5 Микропроцессорные электрические защиты гидрогенератора 53
5.1 Состав защит блока 53
5.2 Расчет номинальных первичных и вторичных токов 53
5.3 Описание и расчет уставок микропроцессорных электрических защит .... 54
5.3.1 Продольная дифференциальная защита обмотки статора ГГ 54
5.3.2 Защита от однофазных замыкании на землю обмотки статора 56
5.3.3 Защита от повышения напряжения 59
5.3.4 Защита обратной последовательности 59
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок гидрогенератора 63
5.3.6 Дистанционная защита гидрогенератора 65
5.3.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 68
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 69
6 Компоновка и сооружения гидроузла 70
6.1 Определение класса сооружения и компоновка гидроузла Кумской ГЭС 70
6.1.1 По высоте сооружения и типу грунта: 70
6.1.2 По назначению и условиям эксплуатации: 70
6.1.3 По последствиям возможных гидродинамических аварий на ГТС: 70
6.1.4 Компоновка гидроузла 70
6.2 Гидравлические расчеты 70
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 70
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 72
6.2.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 73
6.3 Построение оголовка профиля водосливной грани по Кригер-Офицерову 75
6.4 Расчет быстротока с усиленной шероховатостью 77
6.5 Конструирование бетонной плотины 79
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 79
6.5.2 Быки 79
6.5.3 Дренаж тела бетонной плотины 80
6.5.4 Галереи в теле плотины 81
6.5.5 Элементы подземного контура плотины. Цементационная завеса. Дренаж 81
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 83
6.6.1 Вес сооружения и затворов 83
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 85
6.6.3 Сила фильтрационного давления 85
6.6.4 Давление грунта 85
6.6.5 Волновое давление 86
6.7 Оценка прочности плотины 88
6.7.1 Определение напряжении 88
6.7.2 Критерии прочности плотины и ее основания 90
6.7.3 Обоснование устойчивости плотины 91
7 Охрана труда. Мероприятия по противопожарной безопасности. Мероприятия по охране окружающей среды 93
7.1 Общие сведения о районе строительства 93
7.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период строительства 94
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 95
7.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период эксплуатации 98
7.5 Основные мероприятия по охране окружающей среды в период эксплуатации ГЭС 98
7.6 Охрана труда Кумской ГЭС 99
7.7 Пожарная безопасность 102
7.7.1 Общие требования к пожарной безопасности 102
7.7.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 103
7.7.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 104
8 Технико-экономическое обоснование 106
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 106
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 106
8.3 Налоговые расходы 109
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 110
8.5 Оценка инвестиционного проекта 111
8.5.1 Методология, исходные данные 111
8.5.2 Коммерческая эффективность 112
8.5.3 Бюджетная эффективность 112
8.6 Анализ чувствительности 112
9 Системы предупреждения взрывов и пожаров трансформаторного оборудования 115
9.1 Введение 115
9.2 Основные виды и причины повреждения силовых трансформаторов 115
9.3 Устройства и системы выявления, предотвращения повреждении и ликвидации последствий разрушения силовых трансформаторов 117
9.3.1 Реле Бухгольца 118
9.3.2 Устройство сброса давления 119
9.3.3 Системы автоматического пожаротушения 120
9.3.4 Система предупреждения взрывов и пожаров трансформаторов - «Sergi» 123
9.4 Итоги 126
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 127
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 129
ПРИЛОЖЕНИЕ А Исходные данные 131
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Суточные графики нагрузки 132
ПРИЛОЖЕНИЕ В Годовые графики нагрузки 133
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Баланс энергии 134
ПРИЛОЖЕНИЕ Д ВЭР Маловодного года с обеспеченностью годового стока 90% 135
ПРИЛОЖЕНИЕ Е ИКН для января и декабря 136
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж Баланс мощности 137
ПРИЛОЖЕНИЕ И Параметры моделей гидротурбин 138
ПРИЛОЖЕНИЕ К Параметры гидротурбин 139
ПРИЛОЖЕНИЕ Л Главная универсальная характеристика гидротурбины ПЛ50-В 141
ПРИЛОЖЕНИЕ М Проточная часть турбины ПЛ50-В 142
ПРИЛОЖЕНИЕ Н Спиральная камера 143
Кума является верхним течением Ковды-реки, вытекающей из озера Топозеро, впадающей в Кандалакшский залив, являющегося частью Белого моря. Длина реки 217 км., площадь бассейна 28 тыс.км2.
В ходе бакалаврской работы были определены основные элементы и параметры Кумского гидроузла высотой 22 м на реке Кума, являющимся сооружением II класса, исходя из её высоты, социально-экономической ответственности и последствия возможных гидродинамических аварий.
В первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного расчетного случая обеспеченностью (P=1%)738 м3/си максимальный расход при поверочном расчётном случае 912 м3/с (P = 0,1%).
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Кумской ГЭС, а также определена зона её работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила NyCT=106 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 105,81м. Полезный объем при данных отметках НПУ 109 и УМО составляет 1,31 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составляет 412,5 млн кВт-ч.
Далее 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:
* Нтах = 46,5 м,
* Нрасч = 33,45 м;
* Hmin= 32,4 м;
По данным напорам было подобрано основное и вспомогательное оборудование:
* тип турбины ПЛ50-В-375;
* тип генератора СВ-595/100-3ОУХЛ5;
* количество агрегатов 4 шт.
На четвертом этапе была определена ширина водосливного фронта, которая составила 8 м (2 пролета по 4 м), далее была определена отметка гребня водослива УГВ = 98 м.
На пятом этапе были определены сооружения, которые входят в состав Кумского гидроузла:
* бетонная водосливная плотина, гравитационная
* бетонная станционная часть,
* гравитационная бетонная правобережная и левобережная глухие части.
* здание ГЭС деривационного типа
Исходя из шестого этапа можно сделать вывод что с точки экономической целесообразности строительство Кумской ГЭС будет выгодно и обосновано. Данный вывод может быть сделан на основе следующих расчетных показателей эффективности проекта:
• Индекс прибыльности 1,22;
• удельные капиталовложения 69891,93 руб./кВт;
• себестоимость энергии 0,39 руб./кВт-ч;
• срок окупаемости 10 лет 3 месяцев.
В первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного расчетного случая обеспеченностью (P=1%)738 м3/си максимальный расход при поверочном расчётном случае 912 м3/с (P = 0,1%).
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Кумской ГЭС, а также определена зона её работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила NyCT=106 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 105,81м. Полезный объем при данных отметках НПУ 109 и УМО составляет 1,31 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составляет 412,5 млн кВт-ч.
Далее 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:
* Нтах = 46,5 м,
* Нрасч = 33,45 м;
* Hmin= 32,4 м;
По данным напорам было подобрано основное и вспомогательное оборудование:
* тип турбины ПЛ50-В-375;
* тип генератора СВ-595/100-3ОУХЛ5;
* количество агрегатов 4 шт.
На четвертом этапе была определена ширина водосливного фронта, которая составила 8 м (2 пролета по 4 м), далее была определена отметка гребня водослива УГВ = 98 м.
На пятом этапе были определены сооружения, которые входят в состав Кумского гидроузла:
* бетонная водосливная плотина, гравитационная
* бетонная станционная часть,
* гравитационная бетонная правобережная и левобережная глухие части.
* здание ГЭС деривационного типа
Исходя из шестого этапа можно сделать вывод что с точки экономической целесообразности строительство Кумской ГЭС будет выгодно и обосновано. Данный вывод может быть сделан на основе следующих расчетных показателей эффективности проекта:
• Индекс прибыльности 1,22;
• удельные капиталовложения 69891,93 руб./кВт;
• себестоимость энергии 0,39 руб./кВт-ч;
• срок окупаемости 10 лет 3 месяцев.
