Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЖУРАВЛЕВСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ КИЗИР. РАЗРАБОТКА ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО РЕЖИМАМ НАПОЛНЕНИЯ ВОДОХРАНИЛИЩА ГЭС ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СТРАТЕГИЯХ И ПРОГНОЗАХ ПРИТОЧНОСТИ РЕКИ
|
Сокращенный паспорт Журавлевской ГЭС 6
Введение 8
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 11
2 Водноэнергетические расчёты 13
2.1 Регулирование стока воды 13
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических
расчётов 17
3 Основное и вспомогательное оборудование 24
3.1 Выбор числа и типа гидроагрегатов 24
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 30
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 30
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 32
3.2.3 Выбор МНУ и колонки управления 34
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 35
3.4 Подъёмно-транспортное оборудование 36
4 Электрическая часть 37
4.1 Выбор структурной схемы 37
4.2 Выбор основного оборудования 37
4.2.1 Схема с простыми блоками 37
4.2.2 Схема с объединенными блоками 39
4.3 Выбор трансформаторов собственных нужд для схем с одиночным и объединенным блоком 40
4.4 Выбор синхронных генераторов 40
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического расчёта 40
4.6 Выбор количества отходящих воздушных линий РУВН и марки проводов 41
4.7 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего напряжения 43
4.8 Выбор схемы РУ-110 кВ 43
4.9 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания
напряжения с применением RastrKZ 44
4.9.1 Расчёт исходных данных 44
4.9.2 Расчёт токов трехфазного короткого замыкания на генераторном
напряжении 45
4.10 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в РУ высшего
напряжения. 45
4.10.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов . 46
4.10.2 Выбор выключателей и разъединителей 46
4.10.3 Выбор трансформаторов напряжения 48
4.10.4 Выбор ограничителя перенапряжения 48
4.10.5 Выбор трансформатора тока (ТТ) 48
4.11 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном напряжении 48
4.11.1 Выбор выключателей и разъединителей 48
4.11.2 Выбор трансформаторов напряжения 49
4.11.3 Выбор трансформаторов тока 50
4.11.4 Выбор ограничителя перенапряжения 50
4.11.5 Выбор генераторного синхронизатора и сетевого анализатора 50
5 Релейная защита и автоматика 52
5.1 Перечень защит основного оборудования 52
5.2 Описание защит и расчет их уставок 53
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 53
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 55
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 58
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) .. 58
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок (11) 62
5.2.6 Дистанционная защита генератора 63
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 66
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 67
5.4 Таблица уставок и матрица отключений защит 68
6 Компоновка и сооружения гидроузла 70
6.1 Состав и компоновка гидроузла 70
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 70
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 70
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 70
6.2.3 Определение ширины водосливного фронта 73
6.2.4 Определение отметки гребня водослива 74
6.2.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 75
6.3 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 76
6.4 Расчет параметров водобоя и принятых гасителей 78
6.4.1 Гидравлический расчет водобойного колодца
комбинированного типа. 78
6.4.2 Водобой 79
6.5 Конструирование бетонной плотины 79
6.6 Разрезка плотины швами 81
6.7 Быки 8 1
6.8 Устои 8 1
6.9 Элементы подземного контура плотины 8 1
6.10 Конструктивные элементы нижнего бьефа 82
6.10.1 Рисберма 82
6.11 Определение основных нагрузок на плотину 83
6.11.1 Вес сооружения 83
6.11.2 Сила гидростатического давления воды 84
6.11.3 Волновое воздействие 84
6.11.4 Фильтрационные и взвешенное давление 85
6.11.5 Расчёт прочности плотины 85
6.12 Критерии прочности плотины 88
6.13 Расчёт устойчивости плотины 89
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 91
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 91
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для
работников Журавлевской ГЭС 91
7.3 Пожарная безопасность 96
7.4 Охрана природы 99
8 Объемы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации ... 108
8.1 Оценка объемов продаж 108
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 109
8.3 Налоговые расходы 111
8.4 Оценка суммы прибыли 111
8.5 Методология и исходные данные 113
8.6 Показатели коммерческой эффективности проекта 113
8.7 Бюджетная эффективность 114
9 Разработка предложений по режимам наполнения водохранилища ГЭС при
различных стратегиях и прогнозах приточности реки 116
9.1 Гидрологические особенности 118
9.2 Приведение исходного ряда наблюдений к многолетнему периоду 119
9.3 Анализ ряда гидрологических наблюдений за притоками в
водохранилище 121
9.4 Требования, предъявляемые к разрабатываемым вариантам
регулирования режима работы Журавлевской ГЭС 122
9.5 Расчет и построение зон диспетчерского графика водохранилища
Журавлевской ГЭС 123
9.6 Порядок регулирования режима функционирования водохранилища ... 127
Заключение 128
Список использованных источников 130
Приложение А - Г 134-148
Введение 8
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 11
2 Водноэнергетические расчёты 13
2.1 Регулирование стока воды 13
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических
расчётов 17
3 Основное и вспомогательное оборудование 24
3.1 Выбор числа и типа гидроагрегатов 24
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 30
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 30
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 32
3.2.3 Выбор МНУ и колонки управления 34
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 35
3.4 Подъёмно-транспортное оборудование 36
4 Электрическая часть 37
4.1 Выбор структурной схемы 37
4.2 Выбор основного оборудования 37
4.2.1 Схема с простыми блоками 37
4.2.2 Схема с объединенными блоками 39
4.3 Выбор трансформаторов собственных нужд для схем с одиночным и объединенным блоком 40
4.4 Выбор синхронных генераторов 40
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического расчёта 40
4.6 Выбор количества отходящих воздушных линий РУВН и марки проводов 41
4.7 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего напряжения 43
4.8 Выбор схемы РУ-110 кВ 43
4.9 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания
напряжения с применением RastrKZ 44
4.9.1 Расчёт исходных данных 44
4.9.2 Расчёт токов трехфазного короткого замыкания на генераторном
напряжении 45
4.10 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в РУ высшего
напряжения. 45
4.10.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов . 46
4.10.2 Выбор выключателей и разъединителей 46
4.10.3 Выбор трансформаторов напряжения 48
4.10.4 Выбор ограничителя перенапряжения 48
4.10.5 Выбор трансформатора тока (ТТ) 48
4.11 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном напряжении 48
4.11.1 Выбор выключателей и разъединителей 48
4.11.2 Выбор трансформаторов напряжения 49
4.11.3 Выбор трансформаторов тока 50
4.11.4 Выбор ограничителя перенапряжения 50
4.11.5 Выбор генераторного синхронизатора и сетевого анализатора 50
5 Релейная защита и автоматика 52
5.1 Перечень защит основного оборудования 52
5.2 Описание защит и расчет их уставок 53
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 53
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 55
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 58
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) .. 58
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок (11) 62
5.2.6 Дистанционная защита генератора 63
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 66
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 67
5.4 Таблица уставок и матрица отключений защит 68
6 Компоновка и сооружения гидроузла 70
6.1 Состав и компоновка гидроузла 70
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 70
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 70
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 70
6.2.3 Определение ширины водосливного фронта 73
6.2.4 Определение отметки гребня водослива 74
6.2.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 75
6.3 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 76
6.4 Расчет параметров водобоя и принятых гасителей 78
6.4.1 Гидравлический расчет водобойного колодца
комбинированного типа. 78
6.4.2 Водобой 79
6.5 Конструирование бетонной плотины 79
6.6 Разрезка плотины швами 81
6.7 Быки 8 1
6.8 Устои 8 1
6.9 Элементы подземного контура плотины 8 1
6.10 Конструктивные элементы нижнего бьефа 82
6.10.1 Рисберма 82
6.11 Определение основных нагрузок на плотину 83
6.11.1 Вес сооружения 83
6.11.2 Сила гидростатического давления воды 84
6.11.3 Волновое воздействие 84
6.11.4 Фильтрационные и взвешенное давление 85
6.11.5 Расчёт прочности плотины 85
6.12 Критерии прочности плотины 88
6.13 Расчёт устойчивости плотины 89
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 91
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 91
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для
работников Журавлевской ГЭС 91
7.3 Пожарная безопасность 96
7.4 Охрана природы 99
8 Объемы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации ... 108
8.1 Оценка объемов продаж 108
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 109
8.3 Налоговые расходы 111
8.4 Оценка суммы прибыли 111
8.5 Методология и исходные данные 113
8.6 Показатели коммерческой эффективности проекта 113
8.7 Бюджетная эффективность 114
9 Разработка предложений по режимам наполнения водохранилища ГЭС при
различных стратегиях и прогнозах приточности реки 116
9.1 Гидрологические особенности 118
9.2 Приведение исходного ряда наблюдений к многолетнему периоду 119
9.3 Анализ ряда гидрологических наблюдений за притоками в
водохранилище 121
9.4 Требования, предъявляемые к разрабатываемым вариантам
регулирования режима работы Журавлевской ГЭС 122
9.5 Расчет и построение зон диспетчерского графика водохранилища
Журавлевской ГЭС 123
9.6 Порядок регулирования режима функционирования водохранилища ... 127
Заключение 128
Список использованных источников 130
Приложение А - Г 134-148
Россия обладает одним из самых мощных гидропотенциалов в мире. Энергию рек используют Китай, РФ, Бразилия, Канада, Индия, США.
Гидроресурсы России оцениваются сегодня без малого в 900 млрд. кВтч, однако, по степени освоения экономически эффективных гидроресурсов Россия на сегодняшний день значительно уступает экономически развитым странам, этот показатель в нашей стране немногим превышает 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 всего лишь на 3 % - на Дальнем Востоке.
Себестоимость производства электроэнергии в кВтч на ГЭС в 7-10 раз, то есть на порядок ниже, чем на тепловых и атомных станциях. Источник энергии - текущая вода, постоянно возобновляемая, в отличие от нефти, газа, твердого топлива и ядерного горючего. В условиях медленного прогресса в создании альтернативных источников электроэнергии доля гидроэнергетики в энергетическом балансе страны со временем будет только возрастать, а уровень развития энергетики в свою очередь отражает достигнутый технико-экономический потенциал страны. Поэтому, на мой взгляд, структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшие десятилетия должна стать гидроэнергетика, как наиболее развитая, экологически безопасная и инвестиционно привлекательная отрасль народного хозяйства.
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.
Гидроресурсы России оцениваются сегодня без малого в 900 млрд. кВтч, однако, по степени освоения экономически эффективных гидроресурсов Россия на сегодняшний день значительно уступает экономически развитым странам, этот показатель в нашей стране немногим превышает 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 всего лишь на 3 % - на Дальнем Востоке.
Себестоимость производства электроэнергии в кВтч на ГЭС в 7-10 раз, то есть на порядок ниже, чем на тепловых и атомных станциях. Источник энергии - текущая вода, постоянно возобновляемая, в отличие от нефти, газа, твердого топлива и ядерного горючего. В условиях медленного прогресса в создании альтернативных источников электроэнергии доля гидроэнергетики в энергетическом балансе страны со временем будет только возрастать, а уровень развития энергетики в свою очередь отражает достигнутый технико-экономический потенциал страны. Поэтому, на мой взгляд, структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшие десятилетия должна стать гидроэнергетика, как наиболее развитая, экологически безопасная и инвестиционно привлекательная отрасль народного хозяйства.
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.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Журавслевского гидроузла на реке Кизир, являющимся сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 0,1 % и поверочного 0,01 % равных 3268 и 3709 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 122 МВт и среднемноголетняя выработка 949 млн. Квт*ч.
На третьем этапе 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:
максимальный - 27,8 м; расчетный - 20,6 м ; минимальный - 15,0 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 630 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ30а-В и ПЛ30б-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидротурбинами ПЛ30б-В-560.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 115,4 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-840/150-52 с номинальной активной мощностью 56,2 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений (3 единичных блока, 4 отходящих воздушных линий) ОРУ 110 кВ - " Одна рабочая секционированная выключателем система шин ". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 63000/110, трансформаторы общестанционных собственных нужд ТСЗЛ- 1000/10/0,4, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 95/16 (три провода в фазе).
В качестве генераторного выключателя, принят вакуумный выключатель ОАО «Высоковольтный союз» типа ВГГ-10-63/4000.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла была принята русловая. Строительные расходы пропускаются через гребенку. Водосливная плотина принята бетонной.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом- 95 м;
- здание ГЭС - 91,2 м;
- левобережная глухая бетонная плотина - 38 м;
- правобережная глухая бетонная плотина -41,8м;
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 26,3 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 372,3 м;
- число водосливных отверстий - 5;
- ширина водосливных отверстий в свету - 16 м;
- отметка гребня - 405,8 м;
- ширина гребня - 20 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойная колодец комбинированного типа.
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 основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,29 для основного сочетаний нагрузок (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Журавлевского 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.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 7 лет;
- себестоимость - 0,24 руб/кВт
- удельные капиталовложения - 17704 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Журавлевского гидроузла в настоящее время является актуальным.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 0,1 % и поверочного 0,01 % равных 3268 и 3709 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 122 МВт и среднемноголетняя выработка 949 млн. Квт*ч.
На третьем этапе 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:
максимальный - 27,8 м; расчетный - 20,6 м ; минимальный - 15,0 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 630 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ30а-В и ПЛ30б-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидротурбинами ПЛ30б-В-560.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 115,4 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-840/150-52 с номинальной активной мощностью 56,2 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений (3 единичных блока, 4 отходящих воздушных линий) ОРУ 110 кВ - " Одна рабочая секционированная выключателем система шин ". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 63000/110, трансформаторы общестанционных собственных нужд ТСЗЛ- 1000/10/0,4, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 95/16 (три провода в фазе).
В качестве генераторного выключателя, принят вакуумный выключатель ОАО «Высоковольтный союз» типа ВГГ-10-63/4000.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла была принята русловая. Строительные расходы пропускаются через гребенку. Водосливная плотина принята бетонной.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом- 95 м;
- здание ГЭС - 91,2 м;
- левобережная глухая бетонная плотина - 38 м;
- правобережная глухая бетонная плотина -41,8м;
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 26,3 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 372,3 м;
- число водосливных отверстий - 5;
- ширина водосливных отверстий в свету - 16 м;
- отметка гребня - 405,8 м;
- ширина гребня - 20 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойная колодец комбинированного типа.
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 основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,29 для основного сочетаний нагрузок (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Журавлевского 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.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 7 лет;
- себестоимость - 0,24 руб/кВт
- удельные капиталовложения - 17704 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Журавлевского гидроузла в настоящее время является актуальным.