ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВИВИЙСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ НИЖНЯЯ ТУНГУССКА. СИСТЕМЫ МОНИТОРИНГА ТРАНСФОРМАТОРОВ И ВВОДОВ (НАЗНАЧЕНИЕ. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕИМУЩЕСТВА И НЕДОСТАТКИ)
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ САНГАРСКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общая часть 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 12
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 12
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водноэнергетические расчеты 13
2.1 Регулирование стока воды 13
2.1.1 Определение максимальных расчётных расходов 13
2.1.2 Кривые обеспеченности расходов 14
2.1.3 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 15
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических
расчётов 16
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 16
2.2.2 Водноэнергетические расчёты по условию маловодного года 17
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 18
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 19
2.3 Баланс мощности и энергии 20
2.3.1 Баланс энергии Красноярской энергосистемы 20
2.3.2 Баланс мощности Красноярской энергосистемы 20
3 Основное и вспомогательное оборудование 21
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 21
3.1.1 Построение режимного поля 21
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам .... 23
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 28
3.2.1 Определение отметки установки рабочего колеса турбины 28
3.2.1.1 Работа одного агрегата с установленной мощности при отметке НПУ 29
3.2.1.2 Работа одного агрегата с установленной мощностью при расчетном
напоре 30
3.2.1.3 Работа одного агрегата при Hminи соответствующей ему мощности
на линии ограничения 30
3.2.2 Выбор конструктивной схемы компоновки гидротурбины 31
3.2.3 Определение геометрических размеров проточной части
гидротурбины РО75-В-750 31
3.2.3 Расчет вала на прочность 33
3.2.4 Расчет подшипника 34
3.2.5 Выбор типа МНУ и колонки управления 34
3.3 Гидрогенераторы 34
3.4 Подъёмно-транспортное оборудование 35
4. Электрическая часть 36
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений 36
4.2 Главные повышающие трансформаторы 38
4.2.1 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с объединенными
блоками 38
4.2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 40
4.3 Распределительное устройство 40
4.3.1 Выбор количества отходящих воздушных линий 40
4.3.2 Выбор схемы РУ ВН 41
4.4 Электротехническое оборудование 42
4.4.1 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ
ВН в программном комплексе «RASTR WIN 3» 42
4.4.2 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 45
4.4.3 Выбор и проверка аппаратов 500 кВ 46
4.4.4 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 15,75 кВ 48
5 Устройства РЗиА 49
5.1 Перечень защит основного оборудования 49
5.2 Описание защит и расчет их уставок 50
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора 50
5.2.2 Поперечная дифференциальная защита 52
5.2.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 53
5.2.4 Защита от повышения напряжения 55
5.2.5 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий 56
5.2.6 Защита от симметричных перегрузок 59
5.2.7 Дистанционная защита генератора 60
5.2.8 Защита ротора от перегрузки 63
6 Компоновка и сооружения гидроузла 65
6.1 Проектирование сооружений напорного фронта 65
6.1.1 Обоснование класса ГТС 65
6.2 Гидравлические расчеты 67
6.2.1. Определение ширины водосливного фронта 67
6.2.2. Определение отметки гребня водослива 68
6.2.4 Построение профиля водосливной грани 71
6.2.5 Расчет резервного, глубинного водосброса 72
6.2.6 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе за основным
эксплуатационном водосбросом 73
6.2.7 Расчет водобойной стенки 73
6.3 Конструирование плотины 76
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 76
6.3.2 Разрезка бетонной плотины швами 78
6.3.3 Быки 78
6.3.4 Устои 79
6.3.5 Дренаж тела бетонной водосливной плотины 79
6.3.6 Галереи в теле плотины 79
6.3.7 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 80
6.4 Устройство нижнего бьефа 81
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 81
6.5.1 Вес сооружения 82
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 82
6.5.3 Равнодействующая взвешивающего давления 83
6.5.4 Сила фильтрационного давления 83
6.5.5 Давление грунта 84
6.5.6 Волновое давление 85
6.5.7 Расчёт прочности плотины 86
6.5.8 Критерии прочности плотины 88
6.5.9 Расчёт устойчивости плотины на сдвиг 89
7 Мероприятия по охране труда, пожарной безопасности, по охране
окружающей среды 90
7.1 Охрана труда при обслуживании силовых трансформаторов 90
7.2 Пожарная безопасность 91
7.3 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 92
8 Технико-экономические показатели 94
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 94
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 94
8.1.3 Налоговые расходы 96
8.2 Оценка суммы прибыли 97
8.3 Оценка инвестиционного проекта 98
8.3.1 Методология, исходные данные 98
8.3.2 Коммерческая эффективность 99
8.3.3 Бюджетная эффективность 99
8.4 Анализ чувствительности 99
9 Системы мониторинга трансформаторов и вводов (назначения, требования,
преимущества и недостатки) 102
9.1 Вводная часть 102
9.2 Система мониторинга трансформаторов 103
9.3 Структура и состав системы мониторинга 104
9.3.1 Уровень I 104
9.3.2 Уровень II 105
9.3.3 Уровень III 106
9.4 Программное обеспечение 106
9.5 Надежность технических средств СМ 108
9.6 Требования к математическому обеспечению 108
9.6.1 Общие требования 108
9.6.2 Требования к функциональности программного обеспечения 108
9.6.3 Защита информации систем мониторинга 109
9.7 Требования к реализации III уровня СМ 110
9.8 Техническое обслуживание и метрологическое обеспечение СМ 110
9.9 Комплект поставки СМ 111
9.10 Гарантийный срок эксплуатации технических средств СМ 111
9.11 Мониторинг высоковольтных вводов 111
9.12 Хроматографический анализ масла 113
9.12.1 Общие сведения 113
9.12.2 Дефекты обнаруживаемые в трансформаторах с помощью АРГ 114
9.13 Вибрационный контроль силовых трансформаторов 114
9.15 Вывод 117
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 118
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 120
ПРИЛОЖЕНИЯ А-Г
Гидроэнергетика и альтернативные источники энергии становятся все актуальнее. Сжигание нефти и угля сопряжено с большими расходами, в то время как использование энергии воды не требует затрат на топливо, средства уходят лишь на строительство и ремонт. При этом у ГЭС отсутствуют вредные выбросы, что положительно сказывается на экологии. Кроме того, ГЭС намного эффективнее как маневренная мощность для Единой энергосистемы: их можно запустить за пару минут, тогда как для запуска котлов ТЭЦ потребуются многие часы, а атомные электростанции запускаются сутками. Большинство ГЭС в России контролирует компания РусГидро, где при реформе РАО «ЕЭС России» были сосредоточены основные гидрогенерирующие активы страны. Эта компания объединяет более 70 объектов возобновляемой энергетики и по суммарной мощности электростанций является крупнейшей в России.
Россия обладает крупнейшим гидропотенциалом, полное освоение, которого позволило бы полностью отказаться от других источников электроэнергии. К сожалению, большая часть неиспользованного гидропотенциала сосредоточена в труднодоступных районах Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. В России на ГЭС вырабатывается почти 16% всей энергии. В настоящее время на территории страны работают 102 гидростанции мощностью свыше 100 МВт. Развитые страны уже практически полностью использовали свой гидропотенциал.
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 данной дипломной работе спроектирована гидроэлектростанция с наиболее подходящими оборудованием, сооружениями, их компоновкой.
В бакалаврской работе рассчитаны и определены основные элементы и параметры Вивийского гидроузла на реке Нижняя Тунгуска, 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 17155 и 19000 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 2664 МВт и среднемноголетняя выработка 16,98 млрд. кВтч. 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 - 72,50 м;
расчетный - 62,00 м ; минимальный - 55,70 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 4888 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось три варианта РО75а-В, РО756-В и ПЛД90-45. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами РО75 -В-750.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 90,9 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1548/203-66 с номинальной активной мощностью 333 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства на 8 присоединений (4 объединенных блока, 4 отходящих воздушных линий) КРУЭ 500 кВ - "Три вторых". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы
ТДЦ- 400000/500, трансформаторы общестанционных собственных нужд
ТСЛ- 2500/15 У1 для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 300/66 (три провода в фазе).
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый комплекс FKG1F производства компании «Альстом Грид».
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла была принята приплотинная. Водосливная плотина принята бетонной.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом- 213 м;
- здание ГЭС - 302 м;
- правобережная глухая каменно-набросная плотина - 644 м;
- левобережная глухая бетонная плотина -108 м;
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 59,5 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 3,00 м;
- число водосливных отверстий - 8;
- ширина водосливных отверстий в свету - 24 м;
- отметка гребня - 87,20 м;
- ширина гребня - 25 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойная стенка.
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 1,27 для основного сочетаний нагрузок (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Вивийского 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 - 6 лет и 5 месяцев;
- себестоимость - 0,10 руб/кВт
- удельные капиталовложения - 24444 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Вивийского гидроузла в настоящее время является актуальным.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
