Проектирование Юргской ГЭС на реке Томь. Оптимизация генерирующего оборудования при помощи возобновляемых источников энергии
|
ВВЕДЕНИЕ 8
1 Анализ исходных данных и внешних условий 9
1.1 Климатические условия в районе створа Юргской ГЭС 9
1.2 Гидрологические данные 9
1.3 Геологические условия 10
2 Водно-энергетические расчёты и определение установленой мощности ГЭС 12
2.1 Регулирование стока воды 12
2.1.1 Исходные данные 12
2.1.2 Определение максимальных расчётных расходов 12
2.1.3. Кривые обеспеченности расходов 13
2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 14
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических расчётов 16
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 16
2.2.2 Баланс энергии 16
2.2.3 Выбор установленной мощности 17
2.2.4 Режим работы ГЭС в средневодном году 17
3 Основное и вспомогательное оборудование ГЭС 19
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 19
3.1.1 Построение режимного поля 19
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 20
3.1.3 Определение отметки установки рабочего колеса 24
3.2 Расчёт вала на прочность 26
3.3 Расчет подшипника 27
3.4 Выбор МНУ и колонки управления 27
3.5 Гидрогенератор 28
4 Электрическая часть ГЭС 29
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 29
4.2 Выбор трансформаторов 30
4.2.1 Выбор главных повышающих трансформаторов 30
4.2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 30
4.3 Определение количества отходящих линий 31
4.4 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего напряжения 32
4.5 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 32
4.5.1 Расчёт исходных данных 32
4.5.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 33
4.6 Выбор и проверка оборудования 35
4.6.1 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 35
4.6.2 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении 10,5 кВ 35
4.6.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения 36
4.7 Выбор параметров ОРУ 37
4.7.1 Выбор выключателей и разъединителей 37
4.7.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 37
5 Устройства РЗиА 39
5.1 Расчёт номинальных токов 40
5.1.1 Перечень защит основного электрооборудования 40
5.1.2 На главном генераторе rr(GG) ГС 525/59-32 40
5.1.3 На силовом трансформаторе блока ТДН-15000/110 41
5.1.4 На линиях электропередачи 110 кВ 41
5.2 Расчет защит и выбор уставок 41
5.2.1 Продольная дифференциальная защита главного генератора (IAG) 41
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора главного генератора (UN(U0)) 43
5.2.3 Защита от повышения напряжения на главном генераторе (U1>), (U2>) 45
5.2.4 Защита главного генератора обратной последовательности от несимметричных перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 46
5.2.5 Защита главного генератора от симметричных перегрузок (I1) 49
5.2.6 Дистанционная защита (Z1<), (Z2<) 51
5.2.7 Защита ГГ от перегрузки обмотки ротора (Ip) 54
5.3 Выбор комплекса защит блока «генератор-трансформатор» 55
5.4 Таблица уставок и матрица отключений защит 56
6 Компоновка и сооружения гидроузла 57
6.1 Проектирование водосливной плотины 57
6.1.1 Определение отметки гребня грунтовой плотины 57
6.2 Гидравлические расчёты 59
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 59
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 60
6.2.3 Построение профиля водосливной плотины 61
6.2.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 62
6.3 Расчет энергогасящего сооружения 63
6.3.1 Водобойная стена 63
6.3.2 Водобойная плита 64
6.3.3 Рисберма 64
6.4 Конструирование плотины 64
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 64
6.4.2 Разрезка глухой бетонной плотины, водосливной плотины и здания ГЭС швами 65
6.4.3 Быки 65
6.4.3 Галереи в теле глухой плотины 65
6.4.4 Дренажные устройства 65
6.5 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 66
6.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 66
6.5.2 Оценка прочности плотины 69
6.5.3 Критерии прочности плотины и её основания 71
6.5.4 Обоснование устойчивости плотины 72
7 Пожарная безопасность, охрана труда, техника безопасности, мероприятия по охране природы 74
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 74
7.2 Охрана труда 74
7.3 Пожарная безопасность 76
7.4 Охрана природы 79
7.4.1 Общие положения 79
8 Оценка объёмов реализации энергии и расходов 81
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 81
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 82
8.3 Налоговые расходы 84
8.4 Оценка суммы прибыли 85
8.5 Оценка инвестиционного проекта 87
8.5.1 Методология и исходные данные, оценка инвестиционного проекта 87
8.5.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 88
8.5.3 Бюджетная эффективность 88
8.6 Анализ рисков инвестиционных проектов 89
9 Охрана окружающей среды 93
9.1 Общие сведения о районе строительства 93
9.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период строительства 94
9.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 96
9.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период эксплуатации 98
10 Оптимизация генерирующего оборудования при помощи возобновляемых источников энергии 99
10.1 Децентрализованные системы электроснабжения в РФ 99
10.2 Оборудование ВИЭ 99
10.3. Совместная работа возобновляемых источников энергии и ДЭС103 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 106
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 107
ПРИЛОЖЕНИЕ А Исходный гидрологический ряд 110
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Использование водной энергии 112
ПРИЛОЖЕНИЕ В Интегральная кривая нагрузки января 117
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Характеристика турбины ПЛ 20 В 315 118
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Таблица уставок и матрица отключений 119
1 Анализ исходных данных и внешних условий 9
1.1 Климатические условия в районе створа Юргской ГЭС 9
1.2 Гидрологические данные 9
1.3 Геологические условия 10
2 Водно-энергетические расчёты и определение установленой мощности ГЭС 12
2.1 Регулирование стока воды 12
2.1.1 Исходные данные 12
2.1.2 Определение максимальных расчётных расходов 12
2.1.3. Кривые обеспеченности расходов 13
2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 14
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических расчётов 16
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 16
2.2.2 Баланс энергии 16
2.2.3 Выбор установленной мощности 17
2.2.4 Режим работы ГЭС в средневодном году 17
3 Основное и вспомогательное оборудование ГЭС 19
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 19
3.1.1 Построение режимного поля 19
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 20
3.1.3 Определение отметки установки рабочего колеса 24
3.2 Расчёт вала на прочность 26
3.3 Расчет подшипника 27
3.4 Выбор МНУ и колонки управления 27
3.5 Гидрогенератор 28
4 Электрическая часть ГЭС 29
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 29
4.2 Выбор трансформаторов 30
4.2.1 Выбор главных повышающих трансформаторов 30
4.2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 30
4.3 Определение количества отходящих линий 31
4.4 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего напряжения 32
4.5 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 32
4.5.1 Расчёт исходных данных 32
4.5.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 33
4.6 Выбор и проверка оборудования 35
4.6.1 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 35
4.6.2 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении 10,5 кВ 35
4.6.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения 36
4.7 Выбор параметров ОРУ 37
4.7.1 Выбор выключателей и разъединителей 37
4.7.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 37
5 Устройства РЗиА 39
5.1 Расчёт номинальных токов 40
5.1.1 Перечень защит основного электрооборудования 40
5.1.2 На главном генераторе rr(GG) ГС 525/59-32 40
5.1.3 На силовом трансформаторе блока ТДН-15000/110 41
5.1.4 На линиях электропередачи 110 кВ 41
5.2 Расчет защит и выбор уставок 41
5.2.1 Продольная дифференциальная защита главного генератора (IAG) 41
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора главного генератора (UN(U0)) 43
5.2.3 Защита от повышения напряжения на главном генераторе (U1>), (U2>) 45
5.2.4 Защита главного генератора обратной последовательности от несимметричных перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 46
5.2.5 Защита главного генератора от симметричных перегрузок (I1) 49
5.2.6 Дистанционная защита (Z1<), (Z2<) 51
5.2.7 Защита ГГ от перегрузки обмотки ротора (Ip) 54
5.3 Выбор комплекса защит блока «генератор-трансформатор» 55
5.4 Таблица уставок и матрица отключений защит 56
6 Компоновка и сооружения гидроузла 57
6.1 Проектирование водосливной плотины 57
6.1.1 Определение отметки гребня грунтовой плотины 57
6.2 Гидравлические расчёты 59
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 59
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 60
6.2.3 Построение профиля водосливной плотины 61
6.2.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 62
6.3 Расчет энергогасящего сооружения 63
6.3.1 Водобойная стена 63
6.3.2 Водобойная плита 64
6.3.3 Рисберма 64
6.4 Конструирование плотины 64
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 64
6.4.2 Разрезка глухой бетонной плотины, водосливной плотины и здания ГЭС швами 65
6.4.3 Быки 65
6.4.3 Галереи в теле глухой плотины 65
6.4.4 Дренажные устройства 65
6.5 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 66
6.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 66
6.5.2 Оценка прочности плотины 69
6.5.3 Критерии прочности плотины и её основания 71
6.5.4 Обоснование устойчивости плотины 72
7 Пожарная безопасность, охрана труда, техника безопасности, мероприятия по охране природы 74
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 74
7.2 Охрана труда 74
7.3 Пожарная безопасность 76
7.4 Охрана природы 79
7.4.1 Общие положения 79
8 Оценка объёмов реализации энергии и расходов 81
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 81
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 82
8.3 Налоговые расходы 84
8.4 Оценка суммы прибыли 85
8.5 Оценка инвестиционного проекта 87
8.5.1 Методология и исходные данные, оценка инвестиционного проекта 87
8.5.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 88
8.5.3 Бюджетная эффективность 88
8.6 Анализ рисков инвестиционных проектов 89
9 Охрана окружающей среды 93
9.1 Общие сведения о районе строительства 93
9.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период строительства 94
9.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 96
9.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период эксплуатации 98
10 Оптимизация генерирующего оборудования при помощи возобновляемых источников энергии 99
10.1 Децентрализованные системы электроснабжения в РФ 99
10.2 Оборудование ВИЭ 99
10.3. Совместная работа возобновляемых источников энергии и ДЭС103 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 106
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 107
ПРИЛОЖЕНИЕ А Исходный гидрологический ряд 110
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Использование водной энергии 112
ПРИЛОЖЕНИЕ В Интегральная кривая нагрузки января 117
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Характеристика турбины ПЛ 20 В 315 118
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Таблица уставок и матрица отключений 119
Электроэнергетика - важная отрасль промышленности России, обеспечивающая устойчивое развитие всех прочих отраслей народного хозяйства. Рациональное использование ресурсов электроэнергетики создают необходимые условия для возможности роста экономики и повышения качества жизни населения страны. Сложно переоценить роль гидроэлектростанций в работе Единой Энергетической Системы страны: ГЭС поддерживают параметры в переходных режимах и покрывают пиковую часть графика нагрузки. Кроме того, в сравнении с другими традиционными источниками электроэнергии, себестоимость продукции гидроэлектростанций является наименьшей. Это положительно сказывается на ценообразовании электроэнергии, делая её более доступной.
Кемеровская область обладает огромным запасом гидроэнергетических ресурсов, которые на сегодняшний день используются лишь на 10%. Строительство гидроэлектростанции позволит вывести большое количество устаревшего теплового генерирующего оборудования из эксплуатации, что благоприятно скажется экологической обстановке региона. Ввиду того, что район предполагаемого строительства слабо населён, удастся избежать массового переселения людей из зоны затопления, а появление источника дешёвой электроэнергии даст толчок развитию энергоёмкого производства в регионе, что снизит уровень безработицы и увеличит налоговые поступления в региональный и федеральный бюджет.
Кемеровская область обладает огромным запасом гидроэнергетических ресурсов, которые на сегодняшний день используются лишь на 10%. Строительство гидроэлектростанции позволит вывести большое количество устаревшего теплового генерирующего оборудования из эксплуатации, что благоприятно скажется экологической обстановке региона. Ввиду того, что район предполагаемого строительства слабо населён, удастся избежать массового переселения людей из зоны затопления, а появление источника дешёвой электроэнергии даст толчок развитию энергоёмкого производства в регионе, что снизит уровень безработицы и увеличит налоговые поступления в региональный и федеральный бюджет.
В данной работе был проведен расчет и определены основные элементы и параметры Юргского гидроузла на реке Томь, который является сооружением III класса. В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов ГЭС, для чего было построено режимное поле. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с 3 гидротурбинами ПЛ 20 В 315. По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 187.5 об/мин был выбран серийный гидрогенератор ГС 525/59-32 с номинальной активной мощностью 8 МВт. Была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства ОРУ 110 кВ «полуторная», с 2-мя присоединениями.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла - русловая. Водосливная плотина принята бетонной. Две грунтовых плотины: правобережная и левобережная. В состав сооружений входят: - грунтовая левобережная плотина; - водосливная бетонная плотина с поверхностным водосливом; - здание ГЭС; - грунтовая правобережная плотина. Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины: - число водосливных отверстий - 6 шт; - ширина водосливных отверстий в свету - 16 м. Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основных нагрузках. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,16 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений III класса - 1,15). Таким образом, плотина Эвенкийского гидроузла отвечает требованиям надежности, сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренным СНиП. В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по охране труда, охране окружающей среды и пожарной безопасности. По технике -экономическим расчетам получены следующие показатели: - срок окупаемости - 240 месяцев;
В ходе проработки специального вопроса была смоделирована система работающая в изолированных сетях, совместной генерации ДЭС и ВИЭ.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла - русловая. Водосливная плотина принята бетонной. Две грунтовых плотины: правобережная и левобережная. В состав сооружений входят: - грунтовая левобережная плотина; - водосливная бетонная плотина с поверхностным водосливом; - здание ГЭС; - грунтовая правобережная плотина. Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины: - число водосливных отверстий - 6 шт; - ширина водосливных отверстий в свету - 16 м. Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основных нагрузках. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,16 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений III класса - 1,15). Таким образом, плотина Эвенкийского гидроузла отвечает требованиям надежности, сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренным СНиП. В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по охране труда, охране окружающей среды и пожарной безопасности. По технике -экономическим расчетам получены следующие показатели: - срок окупаемости - 240 месяцев;
В ходе проработки специального вопроса была смоделирована система работающая в изолированных сетях, совместной генерации ДЭС и ВИЭ.
