Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЛАНАДАНСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ХАНТАЙКА. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА ДИАГНОСТИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ (АСДК ГТС) НА ПРИМЕРЕ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ГЭС
|
Сокращенный паспорт ГЭС 7
Введение 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Климатические особенности расположения гидроузла 10
1.2 Гидрологические особенности реки 10
1.3 Геология в створе гидроузла 13
1.4 Энергоэкономическая характеристика региона 14
2 Водно-энергетические расчеты 16
2.1 Гидрологические расчеты. Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока 16
2.2 Построение графиков нагрузки энергосистемы 20
2.2.1 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 20
2.2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 26
2.2.3 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими гидроэлектростанциями 27
2.3 Перераспределение стока с полноводного на зимний период 29
2.3.1 Расчет мощности ГЭС без регулирования (по бытовому стоку) .. 29
2.3.2 Расчет мощности ГЭС по требованиям ВХК 29
2.3.3 Перераспределение стока 30
2.4 Водно-энергетический расчёт 32
2.4.1 ВЭР по условиям маловодного года 32
2.4.2 ВЭР по условиям средневодного года 33
2.5 Баланс мощности энергосистемы 34
2.6 Определение максимального расчетного расхода 37
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 41
3.1. Выбор числа и типа агрегатов 41
3.2 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения ее бескавитационной работы 48
3.2.1 Работа одного агрегата при отметке НПУ 48
3.2.2 Работа одного агрегата при минимальном напоре и соответствующей мощности на линии ограничения по пропускной способности турбины 49
3.2.3 Работа одного агрегата с установленной мощностью при расчетном напоре 50
3.3 Определение геометрических размеров проточной части гидротурбины 51
3.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки и колонки управления 51
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 52
3.6 Определение установленной мощности ГЭС 53
3.7 Расчет параметров здания ГЭС 53
4 Электрическая часть станции 54
4.1 Выбор главной электрической схемы ГЭС 54
4.2 Выбор схемы электроснабжения собственных нужд ГЭС 55
4.3 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 56
4.3.1 Выбор синхронных генераторов 56
4.3.2 Выбор трансформаторов 56
4.3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 57
4.3.4 Выбор линий электропередач 57
4.4 Выбор схем распределительных устройств на основе анализа
надежности и экономических затрат 59
4.5 Расчет токов короткого замыкания 60
4.5.1 Составление схемы замещения 61
4.5.2 Расчёт исходных данных 61
4.5.3 Расчет тока трехфазного КЗ в точке К1 63
4.5.4 Расчет тока однофазного КЗ в точке К1 63
4.5.5 Расчет тока трехфазного КЗ в точке К2 65
4.5.6 Расчёт апериодической составляющей и ударного тока КЗ в точке К1 65
4.5.7 Расчёт апериодической составляющей и ударного тока КЗ в точке К2 66
4.5.8 Расчёт термического действия тока КЗ. Определение импульса квадратичного тока КЗ 67
4.5.9 Результаты расчёта токов короткого замыкания 67
4.6 Выбор электрических аппаратов 67
4.6.1 Выбор и расчет токоведущих частей аппаратов и проводников ... 67
4.6.2 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 68
4.6.3 Выбор выключателей и разъединителей 68
4.6.4 Выбор ограничителей перенапряжения 70
5 Релейная защита и автоматика 71
5.1 Перечень защит основного оборудования 71
5.2 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 73
5.3 Продольная дифференциальная защита генератора 73
6 Компоновка и сооружения гидроузла 77
6.1 Определение класса сооружения 77
6.3 Гидравлический расчет водосливной плотины 78
6.3.1 Определение длины водосбросного фронта 78
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 80
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 82
6.3.4 Определение формы водосливной поверхности 83
6.3.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 84
6.3.6 Расчет дальности отлета струи и ямы размыва 86
6.4 Определение ширины подошвы плотины 88
6.5 Определение отметки гребня плотины 89
6.5.1 Расчет превышения гребня плотины при основном и особом
сочетании нагрузок 89
6.5.2 Результаты расчета 90
6.6 Основные конструктивные элементы плотины 91
6.6.1 Элементы подземного контура плотины 91
6.6.2 Швы плотины и их уплотнения. 93
6.6.3 Быки 94
6.7 Статические расчеты плотины 95
6.7.1 Определение основных нагрузок на плотину 95
6.7.2 Вес сооружения и механизмов 95
6.7.3 Сила гидростатического давления воды 96
6.7.4 Равнодействующая взвешивающего давления 97
6.7.5 Фильтрационный расчет 97
6.7.6 Давление грунта 100
6.7.7 Волновое давление 101
6.8 Оценка общей прочности плотины 103
6.8.1 Основное сочетание нагрузок 104
6.8.2 Особое сочетание нагрузок 106
6.9 Оценка прочности плотины 107
6.10 Расчет устойчивости плотины на сдвиг по основанию 109
7 Анализ мероприятий по безопасности жизнедеятельности, обеспечению
экологической чистоты проектируемого объекта 111
7.1 Требования по охране труда и техники безопасности 111
7.2 Пожарная безопасность 113
7.3 Охрана окружающей среды 116
7.3.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие
на состояние водных ресурсов 117
7.3.2 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 118
7.3.3 Мероприятия по обращению с отходами производства и
потребления 119
7.3.4 Охрана атмосферного воздуха 120
8 Технико-экономические показатели строительства ГЭС 122
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 122
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 122
8.3 Налоговые расходы 124
8.3 Прибыль 124
8.4 Оценка инвестиционного проекта 125
8.4.1 Коммерческая эффективность 126
8.4.1 Бюджетная эффективность 126
8.5 Анализ рисков инвестиционного проекта 127
9 Автоматизированная система диагностического контроля
гидротехнических сооружений (АСДК ГТС) на примере проектируемой ГЭС 130
9.1 Требования к АСО КИА 131
9.2 Натурные наблюдения за состоянием ГТС 133
9.3 Общая концепция и архитектура построения АСДК ГТС 134
9.3.1 Функции АСДК 135
9.3.2 Состав АСО КИА 135
9.4 Принцип действия АСО КИА 139
9.5 Критерии и пределы безопасного состояния работы АСДК ГТС 139
9.6 Результат внедрения АСДК ГТС 141
Заключение 142
Список использованных источников 144
Приложение А-Л 146
Введение 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Климатические особенности расположения гидроузла 10
1.2 Гидрологические особенности реки 10
1.3 Геология в створе гидроузла 13
1.4 Энергоэкономическая характеристика региона 14
2 Водно-энергетические расчеты 16
2.1 Гидрологические расчеты. Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока 16
2.2 Построение графиков нагрузки энергосистемы 20
2.2.1 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 20
2.2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 26
2.2.3 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими гидроэлектростанциями 27
2.3 Перераспределение стока с полноводного на зимний период 29
2.3.1 Расчет мощности ГЭС без регулирования (по бытовому стоку) .. 29
2.3.2 Расчет мощности ГЭС по требованиям ВХК 29
2.3.3 Перераспределение стока 30
2.4 Водно-энергетический расчёт 32
2.4.1 ВЭР по условиям маловодного года 32
2.4.2 ВЭР по условиям средневодного года 33
2.5 Баланс мощности энергосистемы 34
2.6 Определение максимального расчетного расхода 37
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 41
3.1. Выбор числа и типа агрегатов 41
3.2 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения ее бескавитационной работы 48
3.2.1 Работа одного агрегата при отметке НПУ 48
3.2.2 Работа одного агрегата при минимальном напоре и соответствующей мощности на линии ограничения по пропускной способности турбины 49
3.2.3 Работа одного агрегата с установленной мощностью при расчетном напоре 50
3.3 Определение геометрических размеров проточной части гидротурбины 51
3.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки и колонки управления 51
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 52
3.6 Определение установленной мощности ГЭС 53
3.7 Расчет параметров здания ГЭС 53
4 Электрическая часть станции 54
4.1 Выбор главной электрической схемы ГЭС 54
4.2 Выбор схемы электроснабжения собственных нужд ГЭС 55
4.3 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 56
4.3.1 Выбор синхронных генераторов 56
4.3.2 Выбор трансформаторов 56
4.3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 57
4.3.4 Выбор линий электропередач 57
4.4 Выбор схем распределительных устройств на основе анализа
надежности и экономических затрат 59
4.5 Расчет токов короткого замыкания 60
4.5.1 Составление схемы замещения 61
4.5.2 Расчёт исходных данных 61
4.5.3 Расчет тока трехфазного КЗ в точке К1 63
4.5.4 Расчет тока однофазного КЗ в точке К1 63
4.5.5 Расчет тока трехфазного КЗ в точке К2 65
4.5.6 Расчёт апериодической составляющей и ударного тока КЗ в точке К1 65
4.5.7 Расчёт апериодической составляющей и ударного тока КЗ в точке К2 66
4.5.8 Расчёт термического действия тока КЗ. Определение импульса квадратичного тока КЗ 67
4.5.9 Результаты расчёта токов короткого замыкания 67
4.6 Выбор электрических аппаратов 67
4.6.1 Выбор и расчет токоведущих частей аппаратов и проводников ... 67
4.6.2 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 68
4.6.3 Выбор выключателей и разъединителей 68
4.6.4 Выбор ограничителей перенапряжения 70
5 Релейная защита и автоматика 71
5.1 Перечень защит основного оборудования 71
5.2 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 73
5.3 Продольная дифференциальная защита генератора 73
6 Компоновка и сооружения гидроузла 77
6.1 Определение класса сооружения 77
6.3 Гидравлический расчет водосливной плотины 78
6.3.1 Определение длины водосбросного фронта 78
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 80
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 82
6.3.4 Определение формы водосливной поверхности 83
6.3.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 84
6.3.6 Расчет дальности отлета струи и ямы размыва 86
6.4 Определение ширины подошвы плотины 88
6.5 Определение отметки гребня плотины 89
6.5.1 Расчет превышения гребня плотины при основном и особом
сочетании нагрузок 89
6.5.2 Результаты расчета 90
6.6 Основные конструктивные элементы плотины 91
6.6.1 Элементы подземного контура плотины 91
6.6.2 Швы плотины и их уплотнения. 93
6.6.3 Быки 94
6.7 Статические расчеты плотины 95
6.7.1 Определение основных нагрузок на плотину 95
6.7.2 Вес сооружения и механизмов 95
6.7.3 Сила гидростатического давления воды 96
6.7.4 Равнодействующая взвешивающего давления 97
6.7.5 Фильтрационный расчет 97
6.7.6 Давление грунта 100
6.7.7 Волновое давление 101
6.8 Оценка общей прочности плотины 103
6.8.1 Основное сочетание нагрузок 104
6.8.2 Особое сочетание нагрузок 106
6.9 Оценка прочности плотины 107
6.10 Расчет устойчивости плотины на сдвиг по основанию 109
7 Анализ мероприятий по безопасности жизнедеятельности, обеспечению
экологической чистоты проектируемого объекта 111
7.1 Требования по охране труда и техники безопасности 111
7.2 Пожарная безопасность 113
7.3 Охрана окружающей среды 116
7.3.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие
на состояние водных ресурсов 117
7.3.2 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 118
7.3.3 Мероприятия по обращению с отходами производства и
потребления 119
7.3.4 Охрана атмосферного воздуха 120
8 Технико-экономические показатели строительства ГЭС 122
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 122
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 122
8.3 Налоговые расходы 124
8.3 Прибыль 124
8.4 Оценка инвестиционного проекта 125
8.4.1 Коммерческая эффективность 126
8.4.1 Бюджетная эффективность 126
8.5 Анализ рисков инвестиционного проекта 127
9 Автоматизированная система диагностического контроля
гидротехнических сооружений (АСДК ГТС) на примере проектируемой ГЭС 130
9.1 Требования к АСО КИА 131
9.2 Натурные наблюдения за состоянием ГТС 133
9.3 Общая концепция и архитектура построения АСДК ГТС 134
9.3.1 Функции АСДК 135
9.3.2 Состав АСО КИА 135
9.4 Принцип действия АСО КИА 139
9.5 Критерии и пределы безопасного состояния работы АСДК ГТС 139
9.6 Результат внедрения АСДК ГТС 141
Заключение 142
Список использованных источников 144
Приложение А-Л 146
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 правильные проектные решения.
В данном дипломном проекте приведён расчёт Ланаданской ГЭС на реке Хантайка, включая компоновочные решения и применяемое оборудование,рассчитана экономическая эффективность проекта и проработана автоматизированная система диагностического контроля (АСДК ГТС) на примере проектируемой ГЭС.
В данном дипломном проекте приведён расчёт Ланаданской ГЭС на реке Хантайка, включая компоновочные решения и применяемое оборудование,рассчитана экономическая эффективность проекта и проработана автоматизированная система диагностического контроля (АСДК ГТС) на примере проектируемой ГЭС.
В дипломном проекте были рассчитаны и определены основные элементы и параметры Ланаданской ГЭС на реке Хантайка.
На этапе водноэнергетических расчетов была выбрана установленная мощность проектируемой станции, которая составила 1274,5 МВт, и намечена зона работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Проектируемая станция в основном покрывает пиковую часть графика нагрузки. По кривой сработки/наполнения водохранилища, с НПУ 60 м, был определен уровень мертвого объема, отметка которого составила 45,2 м. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составляет 1,36 млрд. кВт-ч.
Далее была выявлена область допустимой работы гидроэлектростанции, исходя из которой были определены следующие параметры:
- расчетный напор Нр= 32,5 м;
- минимальный напор Hmin= 22 м;
- максимальный напор Hmax= 39 м.
Из полученного диапазона изменения напора по справочным материалам были подобраны возможные типы гидротурбин. После сравнения рабочих зон турбин, принята установке гидротурбина ПЛ40б-630 диаметром 6,3 м при числе агрегатов равном 3. Также была выбрана система управления гидротурбиной.
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины подобран серийный генератор типа СВ-850/190-52 с номинальной мощностью 91,5 МВт и синхронной частотой вращения 115,4 об/мин.
На основе расчёта была определена схема выдачи мощности на напряжение 220 кВ, с установкой КРУЭ и генераторного выключателя фирмы электроаппарат.
Подобраны устройства релейной защиты и автоматики. Выбор шкафов комплексной защиты оборудования остановлен на продукции НПП «ЭКРА».
В состав гидроузла входят следующие подпорные сооружения класса:
1. Левобережная бетонная плотина - 80 м;
2. Станционная часть - 120 м;
3. Бетонная водосливная плотина длиной - 76 м;
4. Правобережная бетонная плотина - 150 м.
Далее определены габаритные размеры и характерные отметки:
- отметка подошвы водосливной плотины - 19 м;
- отметка гребня водослива - 65 м;
- число водосливных отверстий - 8;
- ширина водосливных отверстий в свету - 16 м;
- отметка гребня - 65 м;
Для сопряжения бьефов выбрано устройство носка-трамплина.
Для снятия фильтрационного противодавления из специальных галерей устроены цементационная и дренажная завесы.
Плотина разделена на секции постоянными сквозными температурно-осадочными швами.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов методом предельного состояния 1 группы коэффициент надежности по ответственности сооружения составляет 1,36 и 1,29 для основного и особого сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25).
После были определены основные технико-экономические показатели: период окупаемости равен 75 мес., средняя рентабельность - 18,30%, чистый приведенный доход равен 12,70 млрд. руб., индекс прибыльности равен 1,11, себестоимость электроэнергии равна 0,18 руб/кВт*час, удельные капиталовложения 59124 руб./кВт.
Таким образом, строительство Ланаданской ГЭС можно считать экономически целесообразным.
В рамках специального задания был проработан вопрос автоматизированная система диагностического контроля гидротехнических сооружений (АСДК ГТС) на примере проектируемой ГЭС.
На этапе водноэнергетических расчетов была выбрана установленная мощность проектируемой станции, которая составила 1274,5 МВт, и намечена зона работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Проектируемая станция в основном покрывает пиковую часть графика нагрузки. По кривой сработки/наполнения водохранилища, с НПУ 60 м, был определен уровень мертвого объема, отметка которого составила 45,2 м. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составляет 1,36 млрд. кВт-ч.
Далее была выявлена область допустимой работы гидроэлектростанции, исходя из которой были определены следующие параметры:
- расчетный напор Нр= 32,5 м;
- минимальный напор Hmin= 22 м;
- максимальный напор Hmax= 39 м.
Из полученного диапазона изменения напора по справочным материалам были подобраны возможные типы гидротурбин. После сравнения рабочих зон турбин, принята установке гидротурбина ПЛ40б-630 диаметром 6,3 м при числе агрегатов равном 3. Также была выбрана система управления гидротурбиной.
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины подобран серийный генератор типа СВ-850/190-52 с номинальной мощностью 91,5 МВт и синхронной частотой вращения 115,4 об/мин.
На основе расчёта была определена схема выдачи мощности на напряжение 220 кВ, с установкой КРУЭ и генераторного выключателя фирмы электроаппарат.
Подобраны устройства релейной защиты и автоматики. Выбор шкафов комплексной защиты оборудования остановлен на продукции НПП «ЭКРА».
В состав гидроузла входят следующие подпорные сооружения класса:
1. Левобережная бетонная плотина - 80 м;
2. Станционная часть - 120 м;
3. Бетонная водосливная плотина длиной - 76 м;
4. Правобережная бетонная плотина - 150 м.
Далее определены габаритные размеры и характерные отметки:
- отметка подошвы водосливной плотины - 19 м;
- отметка гребня водослива - 65 м;
- число водосливных отверстий - 8;
- ширина водосливных отверстий в свету - 16 м;
- отметка гребня - 65 м;
Для сопряжения бьефов выбрано устройство носка-трамплина.
Для снятия фильтрационного противодавления из специальных галерей устроены цементационная и дренажная завесы.
Плотина разделена на секции постоянными сквозными температурно-осадочными швами.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов методом предельного состояния 1 группы коэффициент надежности по ответственности сооружения составляет 1,36 и 1,29 для основного и особого сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25).
После были определены основные технико-экономические показатели: период окупаемости равен 75 мес., средняя рентабельность - 18,30%, чистый приведенный доход равен 12,70 млрд. руб., индекс прибыльности равен 1,11, себестоимость электроэнергии равна 0,18 руб/кВт*час, удельные капиталовложения 59124 руб./кВт.
Таким образом, строительство Ланаданской ГЭС можно считать экономически целесообразным.
В рамках специального задания был проработан вопрос автоматизированная система диагностического контроля гидротехнических сооружений (АСДК ГТС) на примере проектируемой ГЭС.