ПРОЕКТИРОВАНИЕ АМУРСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ БУРЕЯ. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕШЕНИЯ РЕЖИМНЫХ ЗАДАЧ ОПЕРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ ГЭС НА БАЗЕ АЛГОРИТМОВ И ВИЗУАЛИЗАЦИИ ИНФОРМАЦИИ
|
СОКРАЩЁННЫЙ ПАСПОРТ АМУРСКОЙ ГЭС 6
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
3.1.2 1.1.1 Климат 9
3.1.3 1.1.2 Г идрологические данные 9
1.1.3 Инженерно-геологические условия 11
1.1.4 Сейсмические условия 11
1.2 Энерго - экономическая характеристика района 11
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водноэнергетические расчеты 13
2.1 Регулирование стока воды 13
2.1.1 Исходные данные 13
2.1.2 Кривые обеспеченности расходов 13
2.1.3 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 14
2.2 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
ВХК 16
2.3 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС по маловодному году 16
2.4 Определение установленной мощности ГЭС, баланс мощностей 17
2.5 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 18
3 Основное и вспомогательное оборудование 20
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 20
3.1.1 Построение режимного поля 20
3.1.2 Выбор номинального диаметра и основных характеристик
гидротурбины, определение частоты вращения, рабочей зоны на универсальной характеристике 22
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 24
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 24
3.2.2 Сопоставление турбин и выбор оптимального варианта 25
3.2.3 Определение геометрических размеров проточной части 26
3.3 Расчет на прочность вала гидроагрегата и подшипника гидротурбины 28
3.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 29
3.5 Выбор электрогидравлического регулятора 29
4 Электрическая часть 30
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных
нужд 30
4.2 Выбор трансформаторов 30
4.2.1 Главные повышающие трансформаторы 30
4.2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 31
4.3 Распределительное устройство 31
4.3.1 Выбор проводов отходящих воздушных линий 31
4.3.2 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего напряжения 32
4.4 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания
враспределительного устройства высшего напряжения с применением
программного комплекса RastrKZ 33
4.4.1 Расчёт исходных данных 33
4.4.2 Внесение исходных данных в программный комплекс RastrKZ 34
4.5 Выбор электрических аппаратов 35
4.5.1 Определение расчетных токов 35
4.5.2 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 15,75 кВ 36
4.5.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения 37
4.5.4 Выбор выключателей и разъединителей 500 кВ 37
5 Релейная защита и автоматика 39
5.1 Перечень защит основного оборудования 39
5.2 Параметры защищаемого оборудования 40
5.3 Расчет номинальных параметров 41
5.4 Описание защит и расчет их уставок 42
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 42
5.4.2 Поперечная дифференциальная защита (IA>) 44
5.4.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 44
5.4.4 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 47
5.4.5 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 47
5.4.6 Защита от симметричных перегрузок (/1) 51
5.4.7 Дистанционная защита генератора Z1 <,Z2 < 53
5.4.8 Защита от перегрузки обмотки ротора 56
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 57
6 Состав и компоновка сооружений 58
6.1 Исходные данные 58
6.2 Состав и компоновка сооружений гидроузла 58
6.3 Проектирование сооружений напорного фронта 58
6.3.1 Определение отметки гребня плотины 59
6.3.2 Гидравлический расчёт бетонной водосливной плотины 61
6.4 Конструирование бетонной плотины 72
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 72
6.4.2 Разрезка бетонной плотины швами 73
6.4.3 Быки 73
6.4.4 Устои 74
6.4.5 Дренаж тела бетонных плотин 74
6.4.6 Галереи в теле плотины 74
6.5 Элементы подземного контура плотины 75
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 76
6.6.1 Вес сооружения 76
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 77
6.6.3 Взвешивающее и фильтрационное давления 77
6.6.4 Давление наносов 79
6.6.5 Волновое воздействие 80
6.7 Расчёт прочности плотины 81
6.8 Расчёт устойчивости плотины 84
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 86
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 86
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для
работников Амурской ГЭС 86
7.3 Пожарная безопасность 88
7.4 Охрана окружающей среды 90
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 94
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 94
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 94
8.3 Налоговые расходы 96
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 97
8.5 Оценка инвестиционного проекта 98
8.5.1 Коммерческая эффективность проекта 98
8.5.2 Бюджетная эффективность 98
8.6 Анализ чувствительности 99
9 Повышение эффективности решения режимных задач оперативного
управления ГЭС на базе алгоритмов и визуализации информации 101
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 107
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 109
ПРИЛОЖЕНИЕ А_ Анализ исходных данных 112
ПРИЛОЖЕНИЕ Б_Водноэнергетические расчёты 114
ПРИЛОЖЕНИЕ ВОсновное и вспомогательное оборудование 118
ПРИЛОЖЕНИЕ Г_Геологический разрез по створу плотины реки Бурея 120 ПРИЛОЖЕНИЕ Д_ Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 121
ПРИЛОЖЕНИЕ Е_Таблица уставок и матрица отключений защит 122
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
3.1.2 1.1.1 Климат 9
3.1.3 1.1.2 Г идрологические данные 9
1.1.3 Инженерно-геологические условия 11
1.1.4 Сейсмические условия 11
1.2 Энерго - экономическая характеристика района 11
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водноэнергетические расчеты 13
2.1 Регулирование стока воды 13
2.1.1 Исходные данные 13
2.1.2 Кривые обеспеченности расходов 13
2.1.3 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 14
2.2 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
ВХК 16
2.3 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС по маловодному году 16
2.4 Определение установленной мощности ГЭС, баланс мощностей 17
2.5 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 18
3 Основное и вспомогательное оборудование 20
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 20
3.1.1 Построение режимного поля 20
3.1.2 Выбор номинального диаметра и основных характеристик
гидротурбины, определение частоты вращения, рабочей зоны на универсальной характеристике 22
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 24
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 24
3.2.2 Сопоставление турбин и выбор оптимального варианта 25
3.2.3 Определение геометрических размеров проточной части 26
3.3 Расчет на прочность вала гидроагрегата и подшипника гидротурбины 28
3.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 29
3.5 Выбор электрогидравлического регулятора 29
4 Электрическая часть 30
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных
нужд 30
4.2 Выбор трансформаторов 30
4.2.1 Главные повышающие трансформаторы 30
4.2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 31
4.3 Распределительное устройство 31
4.3.1 Выбор проводов отходящих воздушных линий 31
4.3.2 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего напряжения 32
4.4 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания
враспределительного устройства высшего напряжения с применением
программного комплекса RastrKZ 33
4.4.1 Расчёт исходных данных 33
4.4.2 Внесение исходных данных в программный комплекс RastrKZ 34
4.5 Выбор электрических аппаратов 35
4.5.1 Определение расчетных токов 35
4.5.2 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 15,75 кВ 36
4.5.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения 37
4.5.4 Выбор выключателей и разъединителей 500 кВ 37
5 Релейная защита и автоматика 39
5.1 Перечень защит основного оборудования 39
5.2 Параметры защищаемого оборудования 40
5.3 Расчет номинальных параметров 41
5.4 Описание защит и расчет их уставок 42
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 42
5.4.2 Поперечная дифференциальная защита (IA>) 44
5.4.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 44
5.4.4 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 47
5.4.5 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 47
5.4.6 Защита от симметричных перегрузок (/1) 51
5.4.7 Дистанционная защита генератора Z1 <,Z2 < 53
5.4.8 Защита от перегрузки обмотки ротора 56
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 57
6 Состав и компоновка сооружений 58
6.1 Исходные данные 58
6.2 Состав и компоновка сооружений гидроузла 58
6.3 Проектирование сооружений напорного фронта 58
6.3.1 Определение отметки гребня плотины 59
6.3.2 Гидравлический расчёт бетонной водосливной плотины 61
6.4 Конструирование бетонной плотины 72
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 72
6.4.2 Разрезка бетонной плотины швами 73
6.4.3 Быки 73
6.4.4 Устои 74
6.4.5 Дренаж тела бетонных плотин 74
6.4.6 Галереи в теле плотины 74
6.5 Элементы подземного контура плотины 75
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 76
6.6.1 Вес сооружения 76
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 77
6.6.3 Взвешивающее и фильтрационное давления 77
6.6.4 Давление наносов 79
6.6.5 Волновое воздействие 80
6.7 Расчёт прочности плотины 81
6.8 Расчёт устойчивости плотины 84
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 86
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 86
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для
работников Амурской ГЭС 86
7.3 Пожарная безопасность 88
7.4 Охрана окружающей среды 90
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 94
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 94
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 94
8.3 Налоговые расходы 96
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 97
8.5 Оценка инвестиционного проекта 98
8.5.1 Коммерческая эффективность проекта 98
8.5.2 Бюджетная эффективность 98
8.6 Анализ чувствительности 99
9 Повышение эффективности решения режимных задач оперативного
управления ГЭС на базе алгоритмов и визуализации информации 101
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 107
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 109
ПРИЛОЖЕНИЕ А_ Анализ исходных данных 112
ПРИЛОЖЕНИЕ Б_Водноэнергетические расчёты 114
ПРИЛОЖЕНИЕ ВОсновное и вспомогательное оборудование 118
ПРИЛОЖЕНИЕ Г_Геологический разрез по створу плотины реки Бурея 120 ПРИЛОЖЕНИЕ Д_ Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 121
ПРИЛОЖЕНИЕ Е_Таблица уставок и матрица отключений защит 122
Россия обладает одним из самых мощных гидропотенциалов в мире. Гидроресурсы России оцениваются сегодня примерно в 900 млрд. кВт-ч, однако, по степени освоения экономически эффективных гидроресурсов Россия на сегодняшний день значительно уступает экономически развитым странам. Этот показатель в нашей стране равен 20 %, в то время как в США и Канаде составляет 50-55 %, а в ряде стран Западной Европы и Японии - от 60 % до 90 %. Гидропотенциал России используется на 50 % в Европейской части, на 20% в Сибири и на 4 % - на Дальнем Востоке.
Использование гидроэнергетических ресурсов имеет ряд преимуществ перед использованием других энергоресурсов:
1. Гидроэнергия - возобновляемый источник. Использование гидроэнергии позволяет сократить потребление углеводородного топлива для нужд электроэнергетики.
2. Себестоимость 1 кВт-ч электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС намного меньше, чем на тепловой станции, отсюда быстрая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
3. На выработку электроэнергии на ГЭС требуется значительно меньше рабочей силы, из-за простоты технологического процесса.
4. ГЭС обладает высокой маневренностью и гибкостью в работе. ГА может быть запущен на холостой ход и включен в работу в течении короткого времени.
5. По сравнению с турбоагрегатами, гидроагрегаты имеют более высокий КПД.
6. На ГЭС значительно меньше аварийность и износ оборудования, следовательно, они более надежны в эксплуатации.
7. Возможность получения электроэнергии в больших количествах и низкой стоимости, стимулирует развитие электроемких производств.
8. Одновременно со строительством ГЭС разрешаются вопросы комплексного использования рек для судоходства, орошения, водоснабжения.
Современная тенденция развития гидроэнергетики в мире подтверждает важную роль использования постоянно возобновляемого экологически чистого источника энергии - воды.
Целью дипломного 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.
Использование гидроэнергетических ресурсов имеет ряд преимуществ перед использованием других энергоресурсов:
1. Гидроэнергия - возобновляемый источник. Использование гидроэнергии позволяет сократить потребление углеводородного топлива для нужд электроэнергетики.
2. Себестоимость 1 кВт-ч электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС намного меньше, чем на тепловой станции, отсюда быстрая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
3. На выработку электроэнергии на ГЭС требуется значительно меньше рабочей силы, из-за простоты технологического процесса.
4. ГЭС обладает высокой маневренностью и гибкостью в работе. ГА может быть запущен на холостой ход и включен в работу в течении короткого времени.
5. По сравнению с турбоагрегатами, гидроагрегаты имеют более высокий КПД.
6. На ГЭС значительно меньше аварийность и износ оборудования, следовательно, они более надежны в эксплуатации.
7. Возможность получения электроэнергии в больших количествах и низкой стоимости, стимулирует развитие электроемких производств.
8. Одновременно со строительством ГЭС разрешаются вопросы комплексного использования рек для судоходства, орошения, водоснабжения.
Современная тенденция развития гидроэнергетики в мире подтверждает важную роль использования постоянно возобновляемого экологически чистого источника энергии - воды.
Целью дипломного 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.
Рассчитаны и определены показатели, выбраны элементы и параметры Амурской ГЭС, с плотиной высотой 120 м на реке Бурея, являющейся сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчётных расходов для основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% обеспеченности случаев: Qi% = 7539 м3/с., Qo,i% = 8877 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчётов выбрана установленная мощность Амурской ГЭС, а также определена зона её работы в суточных графиках нагрузки. Установленная мощность составила 1017 МВт. Определён уровень мёртвого объёма, отметка которого составила 209,9 м. Полезный объём при отметке НПУ составляет 12,07 млн. м3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 6,836 млн. кВт-ч.
На следующем этапе определено оптимальное число и тип гидроагрегатов гидроэлектростанции. Для этого построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
максимальный - 113,6 м;
расчётный - 99,4 м;
минимальный - 72,4 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчётному напору, составляет 1162 м3/с.
Выбрана гидротурбина РО115-В-560. По результатам расчётов оптимальным оказался вариант с 4 гидроагрегатами, диаметрами рабочих колёс
5,6 м.
Для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-1130/220-44 с номинальной активной мощностью 200 МВт.
Далее выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений (три воздушных линии, четыре генераторных присоединения) КРУЭ 500 кВ - полуторная цепочка (две системы шин с тремя выключателями на две цепи). По справочным данным и каталогам выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ 250000/500-УХЛ1, трансформаторы собственных нужд TC3-6300/20.
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый выключатель ВГГ-20-50/10000 У3 производства российской машиностроительной компании ОАО ВО «Электроаппарат».
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 отлетом струи - 180,0 м;
- станционная бетонная плотина - 114,6 м;
- правобережная бетонная плотина - 91,2 м;
- левобережная бетонная плотина - 90,20 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 132,0 м;
- число водосливных отверстий - 8;
- ширина водосливных отверстий - 14 м;
- отметка гребня - 256,0 м;
- ширина гребня - 27,0 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,36 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Амурского 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 - 14,58 лет;
- себестоимость - 0,048 руб/кВтш;
- удельные капиталовложения - 98979,79 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Амурской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчётных расходов для основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% обеспеченности случаев: Qi% = 7539 м3/с., Qo,i% = 8877 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчётов выбрана установленная мощность Амурской ГЭС, а также определена зона её работы в суточных графиках нагрузки. Установленная мощность составила 1017 МВт. Определён уровень мёртвого объёма, отметка которого составила 209,9 м. Полезный объём при отметке НПУ составляет 12,07 млн. м3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 6,836 млн. кВт-ч.
На следующем этапе определено оптимальное число и тип гидроагрегатов гидроэлектростанции. Для этого построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
максимальный - 113,6 м;
расчётный - 99,4 м;
минимальный - 72,4 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчётному напору, составляет 1162 м3/с.
Выбрана гидротурбина РО115-В-560. По результатам расчётов оптимальным оказался вариант с 4 гидроагрегатами, диаметрами рабочих колёс
5,6 м.
Для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-1130/220-44 с номинальной активной мощностью 200 МВт.
Далее выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений (три воздушных линии, четыре генераторных присоединения) КРУЭ 500 кВ - полуторная цепочка (две системы шин с тремя выключателями на две цепи). По справочным данным и каталогам выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ 250000/500-УХЛ1, трансформаторы собственных нужд TC3-6300/20.
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый выключатель ВГГ-20-50/10000 У3 производства российской машиностроительной компании ОАО ВО «Электроаппарат».
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 отлетом струи - 180,0 м;
- станционная бетонная плотина - 114,6 м;
- правобережная бетонная плотина - 91,2 м;
- левобережная бетонная плотина - 90,20 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 132,0 м;
- число водосливных отверстий - 8;
- ширина водосливных отверстий - 14 м;
- отметка гребня - 256,0 м;
- ширина гребня - 27,0 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,36 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Амурского 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 - 14,58 лет;
- себестоимость - 0,048 руб/кВтш;
- удельные капиталовложения - 98979,79 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Амурской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
