ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНДОМСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ КОНДОМА.ПНЕВМОХОЗЯЙСТВО ГЭС (ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ИСОСТАВ ОБОРУДОВАНИЯ, ТИПЫ КОМПРЕССОРНЫХ УСТАНОВОК,ТРЕБОВАНИЯ ПО МОНТАЖУ, БЕЗОПАСНОСТИ, ПРОВЕДЕНИЮОБСЛУЖИВАНИЯ).
|
СОКРАЩЁННЫЙ ПАСПОРТ КОНДОМСКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определения внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
2 Водно-энергетические расчёты 13
2.1 Исходные данные 13
2.2 Выбор маловодного и средневодного годов при заданной обеспеченности
стока 13
2.3 Определение типа регулирования 17
2.4 Построение суточных графиков нагрузки с интегральной кривой нагрузки
энергосистемы 17
2.4 Построение годовых графиков нагрузок энергосистемы 19
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 21
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году . 24
2.7 Определение установленной мощности проектируемой ГЭС 25
2.8 Баланс мощности 25
2.9 Водно-энергетические расчеты работы ГЭС в средневодном году 26
3 Основное и вспомогательное оборудование 27
3.1 Построение режимного поля 27
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 28
3.3 Выбор отметки расположения рабочего колеса гидротурбины 30
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 32
3.5. Расчет вала на прочность 33
3.6. Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического регулятора 33
4 Электрическая часть 35
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных нужд 35
4.2. Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 36
4.3 Выбор основного оборудования главной схемы 37
4.3.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 37
4.3.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным
блоком 38
4.4 Выбор синхронных генераторов 40
4.5 Выбор трансформаторов собственных нужд 40
4.6 Выбор главной схемы на основании технико -экономического расчета .... 41
4.7 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной
схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 42
4.8 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 43
4.9 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 45
4.10 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
10,5 кВ 46
4.11 Выбор трансформаторов тока и напряжения 47
4.12 Выбор параметров ОРУ 48
4.12.1. Выбор выключателей и разъединителей 48
4.12.2. Выбор трансформаторов тока и напряжения 48
5 Релейная защита и автоматика 50
5.1 Перечень защит основного оборудования 50
5.2 Расчёт номинальных токов 51
5.3 Описание защит и расчет их уставок 52
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 52
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора
(UN (UO)) 54
5.3.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 57
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 57
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок (I1) 61
5.3.6 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 62
5.3.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 66
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 68
5.5 Таблица уставок и матрица отключений защит 69
6 Компоновка и сооружения гидроузла 71
6.1 Определение класса гидротехнического сооружения 71
6.2 Определение отметки гребня грунтовой плотины 71
6.3 Определение ширины водосливного фронта 73
6.4 Определение отметки гребня водослива 75
6.5 Проверка пропуска проверочного расхода 76
6.6 Построение профиля водослива по координатам Кригера - Офицерова... 77
6.7 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 78
Расчет водобойной стенки 79
6.8 Конструирование бетонной плотины 83
6.8.1 Определение ширины подошвы 83
6.8.2 Разрезка бетонных плотин швами 84
6.8.3 Быки 84
6.8.4 Галереи в теле плотины 85
6.8.5 Элементы подземного контура плотины 85
6.9 Конструирование и расчет устройств нижнего бьефа 86
6.9.1 Водобой 86
6.5.2 Рисберма 86
6.10 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные водосбросы .... 87
6.11 Определение основных нагрузок на плотину 88
6.11.1 Вес сооружения и затворов 88
6.11.2 Сила гидростатического давления воды 89
6.11.3 Волновое давление 89
6.11.4 Фильтрационное и взвешивающее давление 90
6.12 Расчет прочности плотины 90
6.13 Критерии прочности плотины 93
6.14 Расчёт устойчивости плотины 94
7 Охрана труда. Пожарная безопасность 95
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 95
7.2 Пожарная безопасность 95
7.3 Охрана труда 97
8 Охрана окружающей среды 96
8.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в зоне влияния
ГЭС 96
8.2 Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу 97
8.3 Обращение с отходами 97
9 Технико-экономические показатели 100
9.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 100
9.1.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 100
9.1.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 100
9.1.3 Налоговые расходы в первые годы эксплуатации 102
9.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 103
9.3 Оценка инвестиционного проекта 105
9.3.1 Методология и исходные данные 105
9.3.2 Коммерческая эффективность 106
9.3.3 Бюджетная эффективность 106
9.4 Анализ чувствительности 107
10 Пневмохозяйство ГЭС 110
10.1 Назначение пневматического хозяйства ГЭС 110
10.2 Состав оборудования ГЭС 111
10.3 Типы компрессорных установок: 113
10.4 Выбор для определенного состава потребителей 114
10.5 Технологические схемы пневматического хозяйства 117
10.6 Требования по монтажу, безопасности, проведению обслуживания
пневматического хозяйства ГЭС 119
10.7 Управление и контроль состояния 123
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 124
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 126
ПРИЛОЖЕНИЕ А Исходный гидрологический ряд 130
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетические расчеты 117
ПРИЛОЖЕНИЕ В Режимное поле 121
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Параметры и характеристики гидротурбины 122
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Сбор нагрузок на водосливную плотину 126
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определения внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
2 Водно-энергетические расчёты 13
2.1 Исходные данные 13
2.2 Выбор маловодного и средневодного годов при заданной обеспеченности
стока 13
2.3 Определение типа регулирования 17
2.4 Построение суточных графиков нагрузки с интегральной кривой нагрузки
энергосистемы 17
2.4 Построение годовых графиков нагрузок энергосистемы 19
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 21
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году . 24
2.7 Определение установленной мощности проектируемой ГЭС 25
2.8 Баланс мощности 25
2.9 Водно-энергетические расчеты работы ГЭС в средневодном году 26
3 Основное и вспомогательное оборудование 27
3.1 Построение режимного поля 27
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 28
3.3 Выбор отметки расположения рабочего колеса гидротурбины 30
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 32
3.5. Расчет вала на прочность 33
3.6. Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического регулятора 33
4 Электрическая часть 35
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных нужд 35
4.2. Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 36
4.3 Выбор основного оборудования главной схемы 37
4.3.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 37
4.3.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным
блоком 38
4.4 Выбор синхронных генераторов 40
4.5 Выбор трансформаторов собственных нужд 40
4.6 Выбор главной схемы на основании технико -экономического расчета .... 41
4.7 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной
схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 42
4.8 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 43
4.9 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 45
4.10 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
10,5 кВ 46
4.11 Выбор трансформаторов тока и напряжения 47
4.12 Выбор параметров ОРУ 48
4.12.1. Выбор выключателей и разъединителей 48
4.12.2. Выбор трансформаторов тока и напряжения 48
5 Релейная защита и автоматика 50
5.1 Перечень защит основного оборудования 50
5.2 Расчёт номинальных токов 51
5.3 Описание защит и расчет их уставок 52
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 52
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора
(UN (UO)) 54
5.3.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 57
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 57
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок (I1) 61
5.3.6 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 62
5.3.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 66
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 68
5.5 Таблица уставок и матрица отключений защит 69
6 Компоновка и сооружения гидроузла 71
6.1 Определение класса гидротехнического сооружения 71
6.2 Определение отметки гребня грунтовой плотины 71
6.3 Определение ширины водосливного фронта 73
6.4 Определение отметки гребня водослива 75
6.5 Проверка пропуска проверочного расхода 76
6.6 Построение профиля водослива по координатам Кригера - Офицерова... 77
6.7 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 78
Расчет водобойной стенки 79
6.8 Конструирование бетонной плотины 83
6.8.1 Определение ширины подошвы 83
6.8.2 Разрезка бетонных плотин швами 84
6.8.3 Быки 84
6.8.4 Галереи в теле плотины 85
6.8.5 Элементы подземного контура плотины 85
6.9 Конструирование и расчет устройств нижнего бьефа 86
6.9.1 Водобой 86
6.5.2 Рисберма 86
6.10 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные водосбросы .... 87
6.11 Определение основных нагрузок на плотину 88
6.11.1 Вес сооружения и затворов 88
6.11.2 Сила гидростатического давления воды 89
6.11.3 Волновое давление 89
6.11.4 Фильтрационное и взвешивающее давление 90
6.12 Расчет прочности плотины 90
6.13 Критерии прочности плотины 93
6.14 Расчёт устойчивости плотины 94
7 Охрана труда. Пожарная безопасность 95
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 95
7.2 Пожарная безопасность 95
7.3 Охрана труда 97
8 Охрана окружающей среды 96
8.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в зоне влияния
ГЭС 96
8.2 Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу 97
8.3 Обращение с отходами 97
9 Технико-экономические показатели 100
9.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 100
9.1.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 100
9.1.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 100
9.1.3 Налоговые расходы в первые годы эксплуатации 102
9.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 103
9.3 Оценка инвестиционного проекта 105
9.3.1 Методология и исходные данные 105
9.3.2 Коммерческая эффективность 106
9.3.3 Бюджетная эффективность 106
9.4 Анализ чувствительности 107
10 Пневмохозяйство ГЭС 110
10.1 Назначение пневматического хозяйства ГЭС 110
10.2 Состав оборудования ГЭС 111
10.3 Типы компрессорных установок: 113
10.4 Выбор для определенного состава потребителей 114
10.5 Технологические схемы пневматического хозяйства 117
10.6 Требования по монтажу, безопасности, проведению обслуживания
пневматического хозяйства ГЭС 119
10.7 Управление и контроль состояния 123
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 124
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 126
ПРИЛОЖЕНИЕ А Исходный гидрологический ряд 130
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетические расчеты 117
ПРИЛОЖЕНИЕ В Режимное поле 121
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Параметры и характеристики гидротурбины 122
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Сбор нагрузок на водосливную плотину 126
Гидроэлектростанции занимают основополагающее место в современных энергосистемах, выполняя основную роль регулирования ее параметров в нестационарных режимах, а также покрывая пиковые участки графиков нагрузок.
Гидроэлектростанции являются одним из наиболее эффективных источников энергии и в то же время наиболее маневренными среди всех типов электростанции. Гидроэлектростанции способны увеличить мощность и мощность в течение нескольких минут, если это необходимо, в то время как тепловые электростанции нуждаются в нескольких часах, а атомные электростанции-в сутках.
Кемеровская область имеет много промышленных предприятий по добыче угля и руды. В Таштогольском районе планируется строительство рудоперерабатывающего предприятия, что потребует создания местного источника электроэнергии. Решению этой проблемы способствует строительство Кондомской ГЭС.
Целью проекта является проектирование Кондомской гидроэлектростанции на реке Кондома, ее сооружений, подбор основного и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда, охраны окружающей среды и технико-экономическое обоснование эффективности проекта, а также применение и закрепление теоретических знаний.
Гидроэлектростанции являются одним из наиболее эффективных источников энергии и в то же время наиболее маневренными среди всех типов электростанции. Гидроэлектростанции способны увеличить мощность и мощность в течение нескольких минут, если это необходимо, в то время как тепловые электростанции нуждаются в нескольких часах, а атомные электростанции-в сутках.
Кемеровская область имеет много промышленных предприятий по добыче угля и руды. В Таштогольском районе планируется строительство рудоперерабатывающего предприятия, что потребует создания местного источника электроэнергии. Решению этой проблемы способствует строительство Кондомской ГЭС.
Целью проекта является проектирование Кондомской гидроэлектростанции на реке Кондома, ее сооружений, подбор основного и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда, охраны окружающей среды и технико-экономическое обоснование эффективности проекта, а также применение и закрепление теоретических знаний.
В дипломном проекте рассчитаны и определены показатели, выбраны элементы и параметры Кондомской гидроэлектростанции на реке Кондома, которая является сооружением II класса.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 53 МВт и среднемноголетняя выработка 168 млн. кВт-ч.
Определено оптимальное количество и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), где определены следующие напоры:
максимальный - 19,4 м;
расчетный - 17,3 м;
минимальный -15,9 м.
По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ 20-В-500.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 125 об/мин был подобран серийный гидрогенератор ВГС 700/100-48 с номинальной активной мощностью 26,5 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства с двумя системами сборных шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы: ТД-40000/220У1, трансформаторы общестанционных собственных нужд: ТСЗЛ 630/10/0,4, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС-240/32.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла была принята русловая.
В состав сооружений входят:
- бетонная водосбросная плотина с поверхностным водосливом практического профиля;
- левобережная глухая каменно-набросная плотина;
- станционная часть бетонной плотины;
- правобережная глухая каменно-набросная плотина.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 14,7 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 245 м;
- число водосливных отверстий - 2;
- ширина водосливных отверстий в свету - 5 м;
- отметка гребня - 270,7 м;
- ширина гребня - 16 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойный колодец.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основных нагрузках. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,25 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений II класса - 1,20). Таким образом, плотина Кондомского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, а 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 - 9,7 лет;
- себестоимость - 0,29 руб/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 51270,67 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Кондомского гидроузла в настоящее время является обоснованным, для поддержания развития региона, в том числе и с точки зрения экономических показателей.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 53 МВт и среднемноголетняя выработка 168 млн. кВт-ч.
Определено оптимальное количество и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), где определены следующие напоры:
максимальный - 19,4 м;
расчетный - 17,3 м;
минимальный -15,9 м.
По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ 20-В-500.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 125 об/мин был подобран серийный гидрогенератор ВГС 700/100-48 с номинальной активной мощностью 26,5 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства с двумя системами сборных шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы: ТД-40000/220У1, трансформаторы общестанционных собственных нужд: ТСЗЛ 630/10/0,4, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС-240/32.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла была принята русловая.
В состав сооружений входят:
- бетонная водосбросная плотина с поверхностным водосливом практического профиля;
- левобережная глухая каменно-набросная плотина;
- станционная часть бетонной плотины;
- правобережная глухая каменно-набросная плотина.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 14,7 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 245 м;
- число водосливных отверстий - 2;
- ширина водосливных отверстий в свету - 5 м;
- отметка гребня - 270,7 м;
- ширина гребня - 16 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойный колодец.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основных нагрузках. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,25 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений II класса - 1,20). Таким образом, плотина Кондомского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, а 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 - 9,7 лет;
- себестоимость - 0,29 руб/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 51270,67 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Кондомского гидроузла в настоящее время является обоснованным, для поддержания развития региона, в том числе и с точки зрения экономических показателей.
