Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВОСТОЧНОЙ ГЭС НА РЕКЕ СЕЛЕМДЖА. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО РАЦИОНАЛЬНОМУ ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ВОДЫ ПРИ ГОДОВОМ РЕГУЛИРОВАНИИ, ОЦЕНКА ПОТЕРЬ ВОДЫ НА ГИДРОУЗЛАХ И МЕТОДЫ ИХ СНИЖЕНИЯ
|
СОКРАЩЁННЫЙ ПАСПОРТ ВОСТОЧНОЙ ГЭС 45
ВВЕДЕНИЕ 47
1 Общие сведения 48
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 48
1.2 Гидрологические данные 48
1.3 Инженерно - геологические условия 51
1.4 Данные по энергосистеме 51
2 Гидрологические расчёты 52
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 52
2.2 Построение суточных графиков нагрузки и интегральная кривая
нагрузки энергосистемы 55
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 56
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 58
2.5 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 60
3 Основное и вспомогательное оборудование 62
3.1 Построение режимного поля 62
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 63
3.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 67
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 68
3.5 Выбор МНУ и электрогидравлического регулятора 68
3.6 Выбор геометрических размеров машинного зала 69
4 Электрическая часть 70
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 70
4.2 Выбор повышающих трансформаторов 70
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 70
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным
блоком 72
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с объединенным
блоком 72
4.3 Выбор синхронных генераторов 74
4.4 Выбор трансформаторов собственных нужд для схем с одиночным и
объединенным блоком 74
4.5 Выбор главной схемы на основании технико-экономического расчёта 74
4.6 Выбор количества отходящих воздушных линий РУ ВН и марки
проводов воздушных линий 75
4.7 Выбор схемы РУ ВН 77
4.8 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ ВН
в программном комплексе «RASTR WIN 3» 77
4.9 Выбор и проверка электрических аппаратов в главной схеме 79
4.9.1 Определение токов рабочего и утяжеленного режимов 79
4.9.2 Выбор выключателей и разъединителей 220 кВ 80
4.9.3 Выбор трансформаторов напряжения 82
4.9.4 Выбор ограничителя перенапряжения (ОПН) 83
4.9.5 Выбор дизель генераторной установки (ДГУ) 83
4.10 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном
напряжении 83
5 Релейная защита и автоматика 85
5.1 Перечень защит основного оборудования 85
5.2 Параметры защищаемого оборудования 87
5.3 Расчет номинальных параметров 88
5.4 Описание защит и расчет их уставок 89
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 89
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 91
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 94
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 94
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок (1 1 ) 98
5.4.6 Дистанционная защита генератора Z1 <, Z2 < 100
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 103
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 105
6 Компоновка сооружения гидроузла 106
6.1 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 106
6.1.1 Определение класса ГТС 106
6.1.2 Определение типа плотины 106
6.1.3 Определение отметки гребня плотины 107
6.2 Гидравлические расчёты 109
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 109
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 110
6.2.3 Построение профиля водосливной грани 111
6.2.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 112
6.2.5 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 113
6.2.6 Проектирование донного водовыпуска 116
6.3 Конструирование плотины 117
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 117
6.3.2 Разрезка бетонной плотины швами 117
6.3.3 Быки 118
6.3.4 Устои 118
6.3.5 Галереи в теле плотины 118
6.3.6 Дренаж тела бетонных плотин 119
6.4 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины
6.4.1 Противофильтрационная завеса 120
6.4.2 Дренажные устройства в основании в скальных грунтах 121
6.5 Определение сокращённого состава нагрузок на плотину для основного сочетания нагрузок и воздействий 122
6.5.1 Вес сооружения и затворов 122
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 123
6.5.3 Равнодействующая взвешивающего давления 124
6.5.4 Сила фильтрационного давления 124
6.5.5 Давление грунта 124
6.5.6 Волновое давление 126
6.5.7 Расчёт прочности плотины 127
6.5.8 Критерии прочности плотины 130
6.5.9 Расчёт устойчивости плотины 131
7 Пожарная безопасность, охрана труда, техника безопасности, мероприятия по
охране природы 132
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 132
7.2 Охрана труда 132
7.3 Пожарная безопасность 135
7.4 Охрана природы 137
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации ... 139
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 139
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 139
8.3 Налоговые расходы 141
8.4 Оценка суммы прибыли 142
8.5 Показатели коммерческой эффективности проекта 143
8.6 Бюджетная эффективность 143
8.7 Анализ чувствительности 144
9. Предложения по рациональному использованию воды при годовом
регулировании, оценка потерь воды на гидроузлах и методы их снижения .... 147
9.1 Предложения по рациональному использованию воды при годовом
регулировании 147
9.2 Оценка потерь воды на гидроузлах 150
9.3 Методы снижения потерь 151
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 153
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 155
Приложения
ВВЕДЕНИЕ 47
1 Общие сведения 48
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 48
1.2 Гидрологические данные 48
1.3 Инженерно - геологические условия 51
1.4 Данные по энергосистеме 51
2 Гидрологические расчёты 52
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 52
2.2 Построение суточных графиков нагрузки и интегральная кривая
нагрузки энергосистемы 55
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 56
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 58
2.5 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 60
3 Основное и вспомогательное оборудование 62
3.1 Построение режимного поля 62
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 63
3.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 67
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 68
3.5 Выбор МНУ и электрогидравлического регулятора 68
3.6 Выбор геометрических размеров машинного зала 69
4 Электрическая часть 70
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 70
4.2 Выбор повышающих трансформаторов 70
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 70
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным
блоком 72
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с объединенным
блоком 72
4.3 Выбор синхронных генераторов 74
4.4 Выбор трансформаторов собственных нужд для схем с одиночным и
объединенным блоком 74
4.5 Выбор главной схемы на основании технико-экономического расчёта 74
4.6 Выбор количества отходящих воздушных линий РУ ВН и марки
проводов воздушных линий 75
4.7 Выбор схемы РУ ВН 77
4.8 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ ВН
в программном комплексе «RASTR WIN 3» 77
4.9 Выбор и проверка электрических аппаратов в главной схеме 79
4.9.1 Определение токов рабочего и утяжеленного режимов 79
4.9.2 Выбор выключателей и разъединителей 220 кВ 80
4.9.3 Выбор трансформаторов напряжения 82
4.9.4 Выбор ограничителя перенапряжения (ОПН) 83
4.9.5 Выбор дизель генераторной установки (ДГУ) 83
4.10 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном
напряжении 83
5 Релейная защита и автоматика 85
5.1 Перечень защит основного оборудования 85
5.2 Параметры защищаемого оборудования 87
5.3 Расчет номинальных параметров 88
5.4 Описание защит и расчет их уставок 89
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 89
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 91
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 94
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 94
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок (1 1 ) 98
5.4.6 Дистанционная защита генератора Z1 <, Z2 < 100
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 103
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 105
6 Компоновка сооружения гидроузла 106
6.1 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 106
6.1.1 Определение класса ГТС 106
6.1.2 Определение типа плотины 106
6.1.3 Определение отметки гребня плотины 107
6.2 Гидравлические расчёты 109
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 109
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 110
6.2.3 Построение профиля водосливной грани 111
6.2.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 112
6.2.5 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 113
6.2.6 Проектирование донного водовыпуска 116
6.3 Конструирование плотины 117
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 117
6.3.2 Разрезка бетонной плотины швами 117
6.3.3 Быки 118
6.3.4 Устои 118
6.3.5 Галереи в теле плотины 118
6.3.6 Дренаж тела бетонных плотин 119
6.4 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины
6.4.1 Противофильтрационная завеса 120
6.4.2 Дренажные устройства в основании в скальных грунтах 121
6.5 Определение сокращённого состава нагрузок на плотину для основного сочетания нагрузок и воздействий 122
6.5.1 Вес сооружения и затворов 122
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 123
6.5.3 Равнодействующая взвешивающего давления 124
6.5.4 Сила фильтрационного давления 124
6.5.5 Давление грунта 124
6.5.6 Волновое давление 126
6.5.7 Расчёт прочности плотины 127
6.5.8 Критерии прочности плотины 130
6.5.9 Расчёт устойчивости плотины 131
7 Пожарная безопасность, охрана труда, техника безопасности, мероприятия по
охране природы 132
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 132
7.2 Охрана труда 132
7.3 Пожарная безопасность 135
7.4 Охрана природы 137
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации ... 139
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 139
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 139
8.3 Налоговые расходы 141
8.4 Оценка суммы прибыли 142
8.5 Показатели коммерческой эффективности проекта 143
8.6 Бюджетная эффективность 143
8.7 Анализ чувствительности 144
9. Предложения по рациональному использованию воды при годовом
регулировании, оценка потерь воды на гидроузлах и методы их снижения .... 147
9.1 Предложения по рациональному использованию воды при годовом
регулировании 147
9.2 Оценка потерь воды на гидроузлах 150
9.3 Методы снижения потерь 151
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 153
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 155
Приложения
Гидроэнергетика является одной из наиболее перспективных отраслей современной энергетики. Наша страна обладает огромным
гидроэнергетическим потенциалом, однако степень его освоения значительно ниже, чем в других развитых странах, причём существует значительная неравномерность его освоения. В то время, как для центра характерна высокая степень освоения гидроресурсов ( 50%) , в таких регионах как Сибирь и Дальний Восток гидроэнергетический потенциал рек освоен на 20% и на 3% соответственно. Поэтому этому вопросу следует уделять пристальное внимание и развивать эту отрасль современной энергетики.
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. Помимо этого одной из целей было улучшение качества эксплуатации основного оборудования с помощью разработки другой измерительной аппаратуры.
гидроэнергетическим потенциалом, однако степень его освоения значительно ниже, чем в других развитых странах, причём существует значительная неравномерность его освоения. В то время, как для центра характерна высокая степень освоения гидроресурсов ( 50%) , в таких регионах как Сибирь и Дальний Восток гидроэнергетический потенциал рек освоен на 20% и на 3% соответственно. Поэтому этому вопросу следует уделять пристальное внимание и развивать эту отрасль современной энергетики.
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. Помимо этого одной из целей было улучшение качества эксплуатации основного оборудования с помощью разработки другой измерительной аппаратуры.
В работе рассчитаны и определены показатели, выбраны элементы и параметры Восточной ГЭС, с плотиной высотой 59,4 м на реке Селемджа, являющейся сооружением II класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 1% и поверочного 0,1% обеспеченности случаев: Q х о/о = 3 3 9 3 м3/с , Q 0> х о/о = 40 5 4 м 3 /с.
В ходе водно-энергетических расчетов была выбрана установленная мощность Восточной ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки в период межени и половодья. Установленная мощность составила 550 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 794,57 м. Полезный объем при отметке НПУ составляет 7,32 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 2 млрд. кВт^ч.
На втором 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 - 45 м;
расчетный - 32 м;
минимальный - 27 м.
Была выбрана турбина типа ПЛ5 0 — В — 67 0 . По результатам расчетов оптимальным оказался вариант с шестью гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 6,7 м.
Для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 107,1 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ - 1230/140-56 с номинальной активной мощностью 104,5 МВт.
Далее был выбран класс напряжения и тип РУ ОРУ 220 кВ, а также структурная схема ГЭС с объединенными блоками и принята схема распределительного устройства - "с одним рабочим секционированным выключателем и обходной системой шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ - 160000/220.
Затем был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Восточная ГЭС спроектирована по приплотинной схеме.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с отбросом струи;
- глухая бетонная плотина;
- станционная часть;
- правобережная и левобережные бетонные плотины.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 40,5 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 751 м;
- отметка гребня водослива - 796 м;
- число водосливных отверстий - 4;
- ширина водосливных отверстий в свету - 9 м;
- отметка гребня - 810,4 м;
- ширина гребня - 25 м.
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,32 (нормативное значение для сооружений II класса - 1,20). При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Таким образом, плотина Восточно ГЭС отвечает требованиям надежности.
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:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 21 коп/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 127400 руб/кВт.
- срок окупаемости 7 лет.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Восточной ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 1% и поверочного 0,1% обеспеченности случаев: Q х о/о = 3 3 9 3 м3/с , Q 0> х о/о = 40 5 4 м 3 /с.
В ходе водно-энергетических расчетов была выбрана установленная мощность Восточной ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки в период межени и половодья. Установленная мощность составила 550 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 794,57 м. Полезный объем при отметке НПУ составляет 7,32 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 2 млрд. кВт^ч.
На втором 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 - 45 м;
расчетный - 32 м;
минимальный - 27 м.
Была выбрана турбина типа ПЛ5 0 — В — 67 0 . По результатам расчетов оптимальным оказался вариант с шестью гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 6,7 м.
Для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 107,1 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ - 1230/140-56 с номинальной активной мощностью 104,5 МВт.
Далее был выбран класс напряжения и тип РУ ОРУ 220 кВ, а также структурная схема ГЭС с объединенными блоками и принята схема распределительного устройства - "с одним рабочим секционированным выключателем и обходной системой шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ - 160000/220.
Затем был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Восточная ГЭС спроектирована по приплотинной схеме.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с отбросом струи;
- глухая бетонная плотина;
- станционная часть;
- правобережная и левобережные бетонные плотины.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 40,5 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 751 м;
- отметка гребня водослива - 796 м;
- число водосливных отверстий - 4;
- ширина водосливных отверстий в свету - 9 м;
- отметка гребня - 810,4 м;
- ширина гребня - 25 м.
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,32 (нормативное значение для сооружений II класса - 1,20). При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Таким образом, плотина Восточно ГЭС отвечает требованиям надежности.
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:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 21 коп/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 127400 руб/кВт.
- срок окупаемости 7 лет.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Восточной ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.