ПРОЕКТИРОВАНИЕ БИЙ-ХЕМСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ БИЙ-ХЕМ. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ НАПОРА НА УЧАСТКАХ ВОДОПОДВОДЯЩЕГО ТРАКТА ГИДРОАГРЕГАТА
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ БИЙ-ХЕМСКОЙ ГЭС 6
ВВЕДЕНИЕ 8
1 Анализ исходных данных 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Климат 9
1.1.2 Гидрологические данные 9
1.1.3 Инженерно - геологические условия 9
2 Водно-энергетические расчеты 10
2.1 Выбор расчетного маловодного и средневодного года 10
2.2 Определение максимального расчетного расхода 11
2.3 Построение суточных графиков нагрузки и интегральная кривая нагрузки
энергосистемы 12
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 13
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 15
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 18
2.7 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов 18
2.8 Построение режимного поля 20
3 Основное и вспомогательное оборудование 22
3.1 Выбор гидротурбины 22
3.1.1 Выбор системы и типа гидротурбины 22
3.1.2 Определение номинального диаметра рабочего колеса 23
3.1.3 Определение отметки установки рабочего колеса 24
3.1 Расчет вала на прочность 26
3.2 Выбор гидрогенератора 26
3.3 Выбор МНУ 26
3.4 Выбор электрогидравлического регулятора 27
4 Электрическая часть 28
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 28
4.2 Выбор основного оборудования ГЭС 29
4.2.1 Выбор типа серийного гидрогенератора 29
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов высшего напряжения (ВН) для
схемы с простыми блоками 30
4.2.3 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с объединенными
блоками 32
4.2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 33
4.2.5 Выбор количества отходящих воздушных линий (ВЛ) 33
4.2.6 Выбор главной схемы на основании технико-экономического
расчёта 34
4.2.7 Выбор схемы РУ ВН 35
4.3 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания 36
4.3.1 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ
ВН в программном комплексе «RASTR WIN 3» 38
4.3.2 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания (КЗ)
на генераторном напряжении в программном комплексе «RASTR WIN 3» 39
4.3.3 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима ... 40
4.4 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в РУ ВН 41
4.5 Выбор и проверка коммутационных аппаратов генераторного
напряжения 42
4.6 Выбор мощности ДГУ 44
5 Релейная защита и автоматика ГЭС 45
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 45
5.2 Расчет номинальных токов 45
5.3 Перечень защит основного оборудования 46
5.4 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 47
5.5 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN (UO)). 50
5.6 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 52
5.7 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 53
5.9 Дистанционная защита генератора Zl <, Z2 < 58
5.10 Защита от перегрузки обмотки ротора 61
5.11 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 62
5.12 Таблица уставок и матрица отключений защит 64
6 Компоновка и сооружения гидроузла 66
6.1 Состав гидроузла 66
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 66
6.2.1 Назначение класса ГТС 66
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 66
6.3 Гидравлические расчеты 68
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 69
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 70
6.3.3 Построение профиля водосливной грани 71
6.3.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 73
6.3.5 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 74
6.4 Конструирование плотины 76
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 76
6.4.2 Быки 77
6.4.3 Устои 78
6.4.4 Галереи в теле плотины 78
6.4.5 Дренаж тела бетонных плотин 78
6.5 Основные элементы плотины 79
6.5.1 Противофильтрационная завеса 79
6.5.2 Дренажные устройства в основании в скальных грунтах 80
6.6 Определение сокращённого состава нагрузок на плотину для основного сочетания нагрузок и воздействий 81
6.6.1 Вес сооружения и затворов 81
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 82
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 83
6.6.4 Сила фильтрационного давления 83
6.6.5 Давление грунта 84
6.6.6 Волновое давление 87
6.6.7 Оценка прочности плотины 89
6.6.8 Критерии прочности плотины 92
6.6.9 Расчёт устойчивости плотины 93
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 94
7.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 94
7.2 Охрана труда 95
7.3 Пожарная безопасность 97
8 Оценка объемов реализации энергии и расходов проектируемой
гидроэлектростанции 100
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации
ГЭС 100
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 100
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 100
8.1.3 Налоговые расходы 103
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности.... 104
8.3 Оценка инвестиционного проекта 105
8.3.1 Коммерческая эффективность 105
8.3.2 Бюджетная эффективность 106
8.4 Анализ чувствительности 106
9 Расчет потерь напора на участках водоподводящего тракта гидроагрегата . 110
9.1 Влияние потерь напора на участках водоподводящего тракта 110
9.1.1 Влияние потерь напора на сороудерживающей решетке 110
9.1.2 Влияние потерь напора на водоприемник 110
9.2 Расчет потерь водоподводящего тракта 110
9.2.1 Расчет потерь на сороудерживающей решетке 110
9.2.2 Расчет водоприемного отверстия 111
9.2.3 Расчет потерь в турбинном водоводе 113
9.2.4 Расчет потерь в спиральной камере 114
9.2.5 Расчет потерь в направляющем аппарате 116
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 117
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 119
ПРИЛОЖЕНИЕ А- Анализ исходных данных 121
ВВЕДЕНИЕ 8
1 Анализ исходных данных 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Климат 9
1.1.2 Гидрологические данные 9
1.1.3 Инженерно - геологические условия 9
2 Водно-энергетические расчеты 10
2.1 Выбор расчетного маловодного и средневодного года 10
2.2 Определение максимального расчетного расхода 11
2.3 Построение суточных графиков нагрузки и интегральная кривая нагрузки
энергосистемы 12
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 13
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 15
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 18
2.7 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов 18
2.8 Построение режимного поля 20
3 Основное и вспомогательное оборудование 22
3.1 Выбор гидротурбины 22
3.1.1 Выбор системы и типа гидротурбины 22
3.1.2 Определение номинального диаметра рабочего колеса 23
3.1.3 Определение отметки установки рабочего колеса 24
3.1 Расчет вала на прочность 26
3.2 Выбор гидрогенератора 26
3.3 Выбор МНУ 26
3.4 Выбор электрогидравлического регулятора 27
4 Электрическая часть 28
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 28
4.2 Выбор основного оборудования ГЭС 29
4.2.1 Выбор типа серийного гидрогенератора 29
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов высшего напряжения (ВН) для
схемы с простыми блоками 30
4.2.3 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с объединенными
блоками 32
4.2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 33
4.2.5 Выбор количества отходящих воздушных линий (ВЛ) 33
4.2.6 Выбор главной схемы на основании технико-экономического
расчёта 34
4.2.7 Выбор схемы РУ ВН 35
4.3 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания 36
4.3.1 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ
ВН в программном комплексе «RASTR WIN 3» 38
4.3.2 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания (КЗ)
на генераторном напряжении в программном комплексе «RASTR WIN 3» 39
4.3.3 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима ... 40
4.4 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в РУ ВН 41
4.5 Выбор и проверка коммутационных аппаратов генераторного
напряжения 42
4.6 Выбор мощности ДГУ 44
5 Релейная защита и автоматика ГЭС 45
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 45
5.2 Расчет номинальных токов 45
5.3 Перечень защит основного оборудования 46
5.4 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 47
5.5 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN (UO)). 50
5.6 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 52
5.7 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 53
5.9 Дистанционная защита генератора Zl <, Z2 < 58
5.10 Защита от перегрузки обмотки ротора 61
5.11 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 62
5.12 Таблица уставок и матрица отключений защит 64
6 Компоновка и сооружения гидроузла 66
6.1 Состав гидроузла 66
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 66
6.2.1 Назначение класса ГТС 66
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 66
6.3 Гидравлические расчеты 68
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 69
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 70
6.3.3 Построение профиля водосливной грани 71
6.3.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 73
6.3.5 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 74
6.4 Конструирование плотины 76
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 76
6.4.2 Быки 77
6.4.3 Устои 78
6.4.4 Галереи в теле плотины 78
6.4.5 Дренаж тела бетонных плотин 78
6.5 Основные элементы плотины 79
6.5.1 Противофильтрационная завеса 79
6.5.2 Дренажные устройства в основании в скальных грунтах 80
6.6 Определение сокращённого состава нагрузок на плотину для основного сочетания нагрузок и воздействий 81
6.6.1 Вес сооружения и затворов 81
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 82
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 83
6.6.4 Сила фильтрационного давления 83
6.6.5 Давление грунта 84
6.6.6 Волновое давление 87
6.6.7 Оценка прочности плотины 89
6.6.8 Критерии прочности плотины 92
6.6.9 Расчёт устойчивости плотины 93
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 94
7.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 94
7.2 Охрана труда 95
7.3 Пожарная безопасность 97
8 Оценка объемов реализации энергии и расходов проектируемой
гидроэлектростанции 100
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации
ГЭС 100
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 100
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 100
8.1.3 Налоговые расходы 103
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности.... 104
8.3 Оценка инвестиционного проекта 105
8.3.1 Коммерческая эффективность 105
8.3.2 Бюджетная эффективность 106
8.4 Анализ чувствительности 106
9 Расчет потерь напора на участках водоподводящего тракта гидроагрегата . 110
9.1 Влияние потерь напора на участках водоподводящего тракта 110
9.1.1 Влияние потерь напора на сороудерживающей решетке 110
9.1.2 Влияние потерь напора на водоприемник 110
9.2 Расчет потерь водоподводящего тракта 110
9.2.1 Расчет потерь на сороудерживающей решетке 110
9.2.2 Расчет водоприемного отверстия 111
9.2.3 Расчет потерь в турбинном водоводе 113
9.2.4 Расчет потерь в спиральной камере 114
9.2.5 Расчет потерь в направляющем аппарате 116
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 117
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 119
ПРИЛОЖЕНИЕ А- Анализ исходных данных 121
Использование водных ресурсов имеет значительное превосходство перед использованием других видов энергоресурсов так как:
Гидроэнергия - возобновляемый источник энергии и практически не исчерпаем, также её использование не допускает вредоносного влияния на окружающую среду в процессе производства.
Себестоимость 1кВтш энергии производимой на ГЭС значительно меньше , в сравнении с тепловой станцией, из этого следует скорая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
Так как технология процесса достаточно проста, то на выработку электроэнергии требуется меньше рабочей силы.
Коэффициент полезного действия гидроагрегата выше, в сравнении с турбоагрегатом.
ГЭС более надежна в эксплуатации, в виду значительно меньшего износа оборудования.
Так как гидроэнергия достаточно дешевая и легко добываемая, то это усиливает развитие электроемких производств.
Гидроэнергия - возобновляемый источник энергии и практически не исчерпаем, также её использование не допускает вредоносного влияния на окружающую среду в процессе производства.
Себестоимость 1кВтш энергии производимой на ГЭС значительно меньше , в сравнении с тепловой станцией, из этого следует скорая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
Так как технология процесса достаточно проста, то на выработку электроэнергии требуется меньше рабочей силы.
Коэффициент полезного действия гидроагрегата выше, в сравнении с турбоагрегатом.
ГЭС более надежна в эксплуатации, в виду значительно меньшего износа оборудования.
Так как гидроэнергия достаточно дешевая и легко добываемая, то это усиливает развитие электроемких производств.
В проекте рассчитаны и определены основные параметры и элементы средненапорной Бий-Хемской ГЭС с высотой 55,4 м на реке Бий-Хем (Большой Енисей), являющейся сооружением I класса.
На начальном этапе на основе гидрологического ряда реки были определены значения максимальных расчетных расходов для основного случая 0,1% и поверочного 0,01% (Q0,i% = 1148 МѴС, Qo,oi% = 1295 MVC).
На следующем этапе на основе водно-энергетических расчетов и исходных данных по энергосистеме, гидрологии была выбрана установленная мощность Бий-Хемской ГЭС, а также выявлена её зона работы в суточных графиках нагрузки зимнего и летнего периодов. Установленная мощность ГЭС составила 540 МВт, отметка уровня мертвого объема равна 692 м. Определен полный 10,4 км3 и полезный 4,89 км3.
Третьим этапом было оптимальное количество и тип гидроагрегатов проектируемой станции. Для этого было построено режимное поле по напору и расходу ( область допустимых режимов работы), по которому были определены напоры:
- максимальный = 47,2 м;
- расчетный = 40,4 м;
- минимальный = 38,6 м.
Максимальный расход через все агрегаты 1471 МѴС.
На основе расчетов выбора турбин был определен оптимальный вариант с 6 гидроагрегатами, диаметром рабочего колеса равным 5,6 м (ПЛ50-В-560).
По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об/мин был выбран гидрогенератор СВ-850/190-40ТС4.
Следующим шагом была выбрана структурная схема ГЭС с объединенными блоками, а также принята схем распределительного устройства КРУЭ-220кВ - “две системы сборных шин”. По справочным данным и каталогам было подобрано такое высоковольтное оборудование как : силовые трансформаторы ТДЦ 125000/220-У1, а также трансформаторы собственных нужд ТСН 1600/10/0,4.
Был выбран генераторный аппаратный комплекс элегазовый КАГ-20 производства «Электроаппарат». Комплектующийся выключателем ВГГ-20- 90/8000.
Далее был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружения входят:
1) Правобережная глухая бетонная плотина
2) Водосливная бетонная плотина
3) Станционная бетонная плотина с водоводом диаметром 8м
4) Приплотинное здание ГЭС
5) Левобережная глухая бетонная плотина
Расчетным путем были определены габариты и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 40,5 м;
- отметка подошвы - 643 м;
- отметка гребня - 700,4 м;
- ширина гребня - 23,7 м.
На водосливной части применяется способ отлета струи.
Также была произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетании нагрузок. В результате получили, что коэффициент надежности сооружения составляет 1,26 (нормативное значение для I класса - = 1,25). Таких образом плотина Бий-Хемской ГЭС отвечает требованиям надежности. Плотина отвечает всем требованиям предусмотренными СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также названы мероприятия по охране окружающей среды в период строительства и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получили показатель:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,12 руб/кВтш.
На начальном этапе на основе гидрологического ряда реки были определены значения максимальных расчетных расходов для основного случая 0,1% и поверочного 0,01% (Q0,i% = 1148 МѴС, Qo,oi% = 1295 MVC).
На следующем этапе на основе водно-энергетических расчетов и исходных данных по энергосистеме, гидрологии была выбрана установленная мощность Бий-Хемской ГЭС, а также выявлена её зона работы в суточных графиках нагрузки зимнего и летнего периодов. Установленная мощность ГЭС составила 540 МВт, отметка уровня мертвого объема равна 692 м. Определен полный 10,4 км3 и полезный 4,89 км3.
Третьим этапом было оптимальное количество и тип гидроагрегатов проектируемой станции. Для этого было построено режимное поле по напору и расходу ( область допустимых режимов работы), по которому были определены напоры:
- максимальный = 47,2 м;
- расчетный = 40,4 м;
- минимальный = 38,6 м.
Максимальный расход через все агрегаты 1471 МѴС.
На основе расчетов выбора турбин был определен оптимальный вариант с 6 гидроагрегатами, диаметром рабочего колеса равным 5,6 м (ПЛ50-В-560).
По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об/мин был выбран гидрогенератор СВ-850/190-40ТС4.
Следующим шагом была выбрана структурная схема ГЭС с объединенными блоками, а также принята схем распределительного устройства КРУЭ-220кВ - “две системы сборных шин”. По справочным данным и каталогам было подобрано такое высоковольтное оборудование как : силовые трансформаторы ТДЦ 125000/220-У1, а также трансформаторы собственных нужд ТСН 1600/10/0,4.
Был выбран генераторный аппаратный комплекс элегазовый КАГ-20 производства «Электроаппарат». Комплектующийся выключателем ВГГ-20- 90/8000.
Далее был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружения входят:
1) Правобережная глухая бетонная плотина
2) Водосливная бетонная плотина
3) Станционная бетонная плотина с водоводом диаметром 8м
4) Приплотинное здание ГЭС
5) Левобережная глухая бетонная плотина
Расчетным путем были определены габариты и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 40,5 м;
- отметка подошвы - 643 м;
- отметка гребня - 700,4 м;
- ширина гребня - 23,7 м.
На водосливной части применяется способ отлета струи.
Также была произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетании нагрузок. В результате получили, что коэффициент надежности сооружения составляет 1,26 (нормативное значение для I класса - = 1,25). Таких образом плотина Бий-Хемской ГЭС отвечает требованиям надежности. Плотина отвечает всем требованиям предусмотренными СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также названы мероприятия по охране окружающей среды в период строительства и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получили показатель:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,12 руб/кВтш.