ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЯКУТСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ОЛЁКМА. ПРИМЕНЕНИЕ ЭЛЕКТРОЦИЛИНДРОВ В УПРАВЛЕНИИ ОБОРУДОВАНИЕМ ГЭС
|
СОКРАЩЁННЫЙ ПАСПОРТ ЯКУТСКОЙ ГЭС 6
ВВЕДЕНИЕ 8
1 Общие сведения 9
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 9
1.2 Гидрологические данные 9
1.3 Инженерно - геологические условия 12
1.4 Данные по энергосистеме 12
2 Гидрологические расчёты 13
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 13
2.2 Кривые обеспеченности расходов 14
2.3 Определение типа регулирования 16
3 Основное и вспомогательное оборудование 21
3.1 Построение режимного поля 21
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 22
3.5 Расчет подшипника и вала на прочность 29
4 Электрическая часть 33
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 33
4.2 Выбор повышающих трансформаторов 33
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночными
блоками 34
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным
блоком 35
4.2.3 Выбор синхронных генераторов 36
4.4 Выбор трансформаторов собственных нужд для схем с одиночным и
объединенным блоком 37
4.5 Выбор главной схемы на основании технике-экономического расчёта .... 37
4.6 Выбор количества отходящих воздушных линий РУ ВН и марки проводов
воздушных линий 39
4.8 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ ВН в
программном комплексе «RASTR WIN 3» 41
4.8.2 Внесение исходных данных в программный комплекс RastrWin3 41
4.8.3 Расчет токов короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в
программном комплексе «RastrWin3» 43
4.9.2 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
13.8 кВ 44
4.9.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения 46
4.9.4 Выбор параметров КРУЭ 46
4.9.5 Выбор ячейки КРУЭ и её номинальные параметры 46
5 Релейная защита и автоматика 49
5.1 Перечень защит основного оборудования 49
5.2 Параметры защищаемого оборудования 50
5.4 Описание защит и расчет их уставок 51
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 51
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (Un (Uo)) 54
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 57
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий (12) 57
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок (/1) 61
5.4.6 Дистанционная защита генератора Z1 <,Z2 < 63
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 66
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 67
5.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 69
6.1 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 71
6.1.1 Проектирование сооружений напорного фронта 71
6.1.1 Определение отметки гребня плотины 71
6.2 Гидравлические расчёты 73
6.3 Конструирование бетонной плотины 83
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 83
6.3.2 Определение ширины подошвы плотины 84
6.3.3 Дренаж в теле бетонной плотины 84
6.3.4 Дренажные устройства в основании 85
6.3.5 Разрезка бетонной водосливной плотины швами 86
6.3.6 Быки 87
6.3.7 Устои 87
6.3.8 Галереи в теле плотины 87
6.3.9 Рисберма 87
6.4 Определение основных нагрузок на плотину 88
6.4.1 Вес сооружения 88
6.4.2 Сила гидростатического давления воды 89
6.4.3 Равнодействующая взвешивающего и фильтрационного давления 89
6.4.4 Давление наносов 91
6.4.5 Волновое воздействие 92
6.5 Расчёт прочности плотины 93
6.6 Расчёт устойчивости плотины 96
7 Пожарная безопасность, охрана труда, техника безопасности, мероприятия по
охране природы 98
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 98
7.2 Охрана труда 98
7.3 Пожарная безопасность 100
7.4 Охрана природы 103
7.4.1 Общие положения 103
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 105
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 105
8.2Текущие расходы по гидроузлу 105
8.3Налоговые расходы 108
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 109
8.5 Оценка инвестиционного проекта 111
8.5.1 Коммерческая эффективность 111
8.5.2 Бюджетная эффективность 112
8.6 Анализ чувствительности 112
9 Применение электроцилиндров в управлении оборудованием ГЭС 115
9.1 Оборудование собственных нужд ГЭС 116
9.2 Принцип работы электроцилиндра 116
9.3 Применение электроцилиндров в управлении оборудованием ГЭС 119
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 122
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 124
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Водно-энергетические расчеты 127
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Выбор основного и вспомогательного оборудования 129
ВВЕДЕНИЕ 8
1 Общие сведения 9
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 9
1.2 Гидрологические данные 9
1.3 Инженерно - геологические условия 12
1.4 Данные по энергосистеме 12
2 Гидрологические расчёты 13
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 13
2.2 Кривые обеспеченности расходов 14
2.3 Определение типа регулирования 16
3 Основное и вспомогательное оборудование 21
3.1 Построение режимного поля 21
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 22
3.5 Расчет подшипника и вала на прочность 29
4 Электрическая часть 33
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 33
4.2 Выбор повышающих трансформаторов 33
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночными
блоками 34
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным
блоком 35
4.2.3 Выбор синхронных генераторов 36
4.4 Выбор трансформаторов собственных нужд для схем с одиночным и
объединенным блоком 37
4.5 Выбор главной схемы на основании технике-экономического расчёта .... 37
4.6 Выбор количества отходящих воздушных линий РУ ВН и марки проводов
воздушных линий 39
4.8 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ ВН в
программном комплексе «RASTR WIN 3» 41
4.8.2 Внесение исходных данных в программный комплекс RastrWin3 41
4.8.3 Расчет токов короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в
программном комплексе «RastrWin3» 43
4.9.2 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
13.8 кВ 44
4.9.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения 46
4.9.4 Выбор параметров КРУЭ 46
4.9.5 Выбор ячейки КРУЭ и её номинальные параметры 46
5 Релейная защита и автоматика 49
5.1 Перечень защит основного оборудования 49
5.2 Параметры защищаемого оборудования 50
5.4 Описание защит и расчет их уставок 51
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 51
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (Un (Uo)) 54
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 57
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий (12) 57
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок (/1) 61
5.4.6 Дистанционная защита генератора Z1 <,Z2 < 63
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 66
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 67
5.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 69
6.1 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 71
6.1.1 Проектирование сооружений напорного фронта 71
6.1.1 Определение отметки гребня плотины 71
6.2 Гидравлические расчёты 73
6.3 Конструирование бетонной плотины 83
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 83
6.3.2 Определение ширины подошвы плотины 84
6.3.3 Дренаж в теле бетонной плотины 84
6.3.4 Дренажные устройства в основании 85
6.3.5 Разрезка бетонной водосливной плотины швами 86
6.3.6 Быки 87
6.3.7 Устои 87
6.3.8 Галереи в теле плотины 87
6.3.9 Рисберма 87
6.4 Определение основных нагрузок на плотину 88
6.4.1 Вес сооружения 88
6.4.2 Сила гидростатического давления воды 89
6.4.3 Равнодействующая взвешивающего и фильтрационного давления 89
6.4.4 Давление наносов 91
6.4.5 Волновое воздействие 92
6.5 Расчёт прочности плотины 93
6.6 Расчёт устойчивости плотины 96
7 Пожарная безопасность, охрана труда, техника безопасности, мероприятия по
охране природы 98
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 98
7.2 Охрана труда 98
7.3 Пожарная безопасность 100
7.4 Охрана природы 103
7.4.1 Общие положения 103
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 105
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 105
8.2Текущие расходы по гидроузлу 105
8.3Налоговые расходы 108
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 109
8.5 Оценка инвестиционного проекта 111
8.5.1 Коммерческая эффективность 111
8.5.2 Бюджетная эффективность 112
8.6 Анализ чувствительности 112
9 Применение электроцилиндров в управлении оборудованием ГЭС 115
9.1 Оборудование собственных нужд ГЭС 116
9.2 Принцип работы электроцилиндра 116
9.3 Применение электроцилиндров в управлении оборудованием ГЭС 119
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 122
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 124
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Водно-энергетические расчеты 127
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Выбор основного и вспомогательного оборудования 129
Гидроэнергетика - одна из ведущих отраслей энергетики, важной для экономического развития страны, т. к. генерация большого количества энергии осуществляет энергоемкие предприятия. Преимуществом ГЭС перед другими электростанциями является способность увеличивать объем выработки электроэнергии для покрытия пиковых нагрузок, в короткие сроки.
Стоимость производства электроэнергии на ГЭС во много раз ниже, чем на атомных и тепловых станциях. Источником энергии является текущая вода. Вода является возобновляемым ресурсом, в отличие от твердого топлива. Еще одним преимуществом гидроэнергетики является отсутствие вредных выбросов в атмосферу и экологическая безопасность производства.
Целью бакалаврской работы - является проработка основных этапов проектирования ГЭС с применением и закреплением теоретических знаний.
Стоимость производства электроэнергии на ГЭС во много раз ниже, чем на атомных и тепловых станциях. Источником энергии является текущая вода. Вода является возобновляемым ресурсом, в отличие от твердого топлива. Еще одним преимуществом гидроэнергетики является отсутствие вредных выбросов в атмосферу и экологическая безопасность производства.
Целью бакалаврской работы - является проработка основных этапов проектирования ГЭС с применением и закреплением теоретических знаний.
В ходе бакалаврской работы было выбрано наиболее выгодное расположение для проектирования Якутской ГЭС, являющееся сооружением I класса, находящейся в Республике Саха, Якутия. Так как в данном регионе имеется большое количество полезных ископаемых и горно - добывающих производств. На начальном этапе проектирования был выбран створ располагающийся на реке Олёкма, в 50 километрах от города Олекминска.
В процессе водно-энергетических расчетов рассчитана и установлена мощность станции равная 592 МВт и среднемноголетняя выработка равная 2347 млн. кВт*ч.
Для выбора оптимального числа гидроагрегатов гидроэлектростанции и их типа было построено режимное поле, по которому определили следующие параметры напоров:
Максимальный (Hmax) - 49,5 м;
Расчетный (Hp) - 43,7 м;
Минимальный (Hmin) - 35.1 м.
Для турбин рассматривалось несколько вариантов ПЛ50-В и ПЛД50-В. В результате расчетов была выбрана турбина ПЛ50-В-600 с установкой 6 агрегатов. Для данной турбины так же был подобран серийный тип гидрогенератора СВ-1130/140-48ТС4 с номинальной активной мощностью 100 МВт, а так же был произведен расчет деталей гидротурбины (вала и подшипника), были подобраны:
Маслонапорная установка (МНУ 12,5/1-40-12,5-2);
Электрогидравлический регулятор (ЭГРК-2И1-150-4).
На основе расчёта экономически целесообразного класса напряжения РУ, было принято решение о выдаче мощности через 3 линии на напряжении 330 кВ.
По имеющимся данным для КРУЭ 330 кВ принимаются ячейки ЯЭГ-330 марки АО ВО «Электроаппарат». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ - 125000/330, трансформаторы собственных нужд ТДНС-10000/35.
Для выбора коммутационных аппаратов и оборудования был произведён расчёт токов короткого замыкания в характерных точках, при помощи программного комплекса RastrWin.
Всё оборудование генераторного напряжения выбрано отечественного производства.
После выбора основного электрического оборудования рассмотрен обязательный перечень устройств РЗиА. Была принята приплотинная компоновка гидроузла. Водосливная плотина бетонная.
В состав компоновки гидроузла входят:
• станционная часть плотины длиной 152 м;
• левобережная бетонная плотина длиной 109 м;
• приплотинное здание ГЭС;
• правобережная бетонная плотина длиной 125 м.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности Гидротехнических сооружений (ГТС). Также были перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период строительства и эксплуатации станции.
По технико-экономическим расчетам получены следующие значения:
• срок окупаемости - 14 лет и 3 месяца;
• себестоимость - 0,043 руб/кВт-ч;
• удельные капиталовложения - 99082 руб./кВт.
Таким образом, строительство Якутского гидроузла на реке Олёкма в является обоснованным и актуальным.
В процессе водно-энергетических расчетов рассчитана и установлена мощность станции равная 592 МВт и среднемноголетняя выработка равная 2347 млн. кВт*ч.
Для выбора оптимального числа гидроагрегатов гидроэлектростанции и их типа было построено режимное поле, по которому определили следующие параметры напоров:
Максимальный (Hmax) - 49,5 м;
Расчетный (Hp) - 43,7 м;
Минимальный (Hmin) - 35.1 м.
Для турбин рассматривалось несколько вариантов ПЛ50-В и ПЛД50-В. В результате расчетов была выбрана турбина ПЛ50-В-600 с установкой 6 агрегатов. Для данной турбины так же был подобран серийный тип гидрогенератора СВ-1130/140-48ТС4 с номинальной активной мощностью 100 МВт, а так же был произведен расчет деталей гидротурбины (вала и подшипника), были подобраны:
Маслонапорная установка (МНУ 12,5/1-40-12,5-2);
Электрогидравлический регулятор (ЭГРК-2И1-150-4).
На основе расчёта экономически целесообразного класса напряжения РУ, было принято решение о выдаче мощности через 3 линии на напряжении 330 кВ.
По имеющимся данным для КРУЭ 330 кВ принимаются ячейки ЯЭГ-330 марки АО ВО «Электроаппарат». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ - 125000/330, трансформаторы собственных нужд ТДНС-10000/35.
Для выбора коммутационных аппаратов и оборудования был произведён расчёт токов короткого замыкания в характерных точках, при помощи программного комплекса RastrWin.
Всё оборудование генераторного напряжения выбрано отечественного производства.
После выбора основного электрического оборудования рассмотрен обязательный перечень устройств РЗиА. Была принята приплотинная компоновка гидроузла. Водосливная плотина бетонная.
В состав компоновки гидроузла входят:
• станционная часть плотины длиной 152 м;
• левобережная бетонная плотина длиной 109 м;
• приплотинное здание ГЭС;
• правобережная бетонная плотина длиной 125 м.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности Гидротехнических сооружений (ГТС). Также были перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период строительства и эксплуатации станции.
По технико-экономическим расчетам получены следующие значения:
• срок окупаемости - 14 лет и 3 месяца;
• себестоимость - 0,043 руб/кВт-ч;
• удельные капиталовложения - 99082 руб./кВт.
Таким образом, строительство Якутского гидроузла на реке Олёкма в является обоснованным и актуальным.
