Сокращенный паспорт Крапивинской ГЭС 7
Введение 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 13
1.1.4 Сейсмические условия 13
1.2 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водноэнергетические расчеты 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Исходные данные 14
2.1.2 Определение максимальных расчетных расходов 14
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 16
2.1.4 Выбор расчетного маловодного и средневодного года 17
2.1.5 Определение типа регулирования 18
2.2 Определение установленной мощности на основе
водноэнергетических расчетов 19
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 19
2.2.2 Водноэнергетические расчеты по условию маловодного года 20
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 23
2.2.4 Водноэнергетические расчеты по условию средневодного года .. 23
2.3 Баланс мощности и энергии 23
2.3.1 Баланс энергии 23
2.3.2 Баланс мощности 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 26
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 26
3.1.1 Построение режимного поля 26
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным
характеристикам 28
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 32
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса турбины 32
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части 34
3.2.3 Выбор вспомогательного оборудования 36
3.3 Выбор серийного гидроагрегата 36
4 Электрическая часть 39
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы
собственных нужд 39
4.2 Главные повышающие трансформаторы 39
4.3 Распределительное устройство 40
4.3.1 Выбор проводов отходящих воздушных линий 40
4.3.2 Выбор схемы распределительного устройства 41
4.4 Электротехническое оборудование 42
4.4.1 Выбор трансформаторов собственных нужд 42
4.4.2 Расчет токов короткого замыкания 42
4.4.3 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режима 45
4.4.4 Выбор электротехнического оборудования 110 кВ 46
4.4.5 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении 10,5 кВ 48
5 Релейная защита и автоматика 50
5.1 Перечень защит основного оборудования 50
5.2 Описание защит и расчет их уставок 51
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора 51
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 53
5.2.3 Защита от повышения напряжения 56
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 56
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок 60
5.2.6 Дистанционная защита генератора 62
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 64
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 66
6 Компоновка и сооружения гидроузла 67
6.1. Определение отметки гребня глухой плотины 67
6.2. Гидравлические расчёт плотины и НБ 69
6.2.1. Определение ширины водосливного фронта 69
6.2.2. Определение отметки гребня водослива 70
6.2.3. Проверка на пропуск поверочного расхода 72
6.2.4. Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 73
6.2.5. Расчёт параметров водобоя и принятых гасителей 74
6.3. Конструирование плотины 77
6.3.1. Определение ширины подошвы плотины 77
6.3.2. Разрезка бетонной плотины швами 80
6.3.3. Быки 80
6.3.4. Галереи в теле плотины 80
6.3.5 Элементы подземного контура плотины 81
6.3.5.1. Понур 81
6.3.5.2 Шпунт 81
6.3.5.3. Дренажные устройства в основании 81
6.3.5.4 Зубья 81
6.4. Конструктивные элементы нижнего бьефа 82
6.4.1. Водобой 82
6.4.2. Рисберма 82
6.4.3. Ковш 82
6.5. Определение основных нагрузок на плотину 83
6.5.1. Фильтрационные расчеты 83
6.5.2. Вес сооружения и затворов 84
6.5.3. Сила гидростатического давления воды 85
6.5.4. Равнодействующая взвешивающего давления 86
6.5.5. Сила фильтрационного давления 86
6.5.6. Давление грунта 86
6.5.7. Волновое давление 87
6.6. Расчет прочности плотины 87
6.6.1. Определение напряжений 87
6.6.2. Критерии прочности плотины 90
6.7. Расчет устойчивости плотины 91
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 92
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 92
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для работников
Крапивинской ГЭС 92
7.2.1 Общие положения 92
7.2.2 Охрана труда Крапивинской ГЭС 94
7.3 Пожарная безопасность 97
7.3.1 Общие требования к пожарной безопасности 97
7.3.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 99
7.3.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках... 99
7.4 Охрана природы 100
7.4.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на состояние водных ресурсов 102
7.4.2 Водоохранная зона 103
7.4.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 104
7.4.4 Экологические последствия строительства гидроузла 105
8 Технико- экономические показатели 106
8.1 Объем продаж 106
8.2. Текущие расходы по гидроузлу 106
8.3 Налоговые расходы 108
8.4 Оценка суммы прибыли 109
8.5. Оценка инвестиционного проекта 110
8.6 Бюджетная эффективность 111
8.7 Коммерческой эффективности 111
8.8 Анализ рисков инвестиционных проектов 112
9 Спец. вопрос “Крапивинская ГЭС, как участник Оптового рынка электроэнергии и мощности” 115
9.1 Краткая экономическая характеристика региона 115
9.2 Анализ динамики и режимов электропотребления Кузбасской
энергосистемы на период 2013-2022 г 116
9.3 Состав ОРЭМ 119
9.3.1 Рынок электроэнергии 119
9.3.2 Рынок мощности 120
9.4 Балансирование на ОРЭМ 120
9.5 Тарифы на ЭЭ 122
9.6 Технические требования к генерирующему оборудованию
участников оптового рынка 122
9.6.1 Регистрация типа участия в ОПРЧ 123
9.6.2 Требования к генерирующему оборудованию Крапивинской
ГЭС в части предоставления диапазона регулирования реактивной мощности 124
9.6.3 Порядок контроля и критерии оценки участия ГЭС в предоставлении диапазона регулирования реактивной мощности 124
9.6.4 Требования к участию Крапивинской ГЭС во вторичном регулировании частоты электрического тока и перетоков активной электрической мощности 125
9.6.5 Требования к участию Крапивинской ГЭС в оперативном вторичном регулировании 125
9.6.6 Требования к определению максимальной мощности, готовой к несению нагрузки, и минимальной мощности включенного ГО.. 125 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 127
Список использованных источников 129
Приложения А-Е 133-149
Использование гидроэнергетических ресурсов имеет ряд преимуществ перед использованием других энергоресурсов:
1. Гидроэнергия - возобновляемый источник. Использование гидроэнергии позволяет сократить потребление углеводородного топлива для нужд электроэнергетики.
2. Себестоимость 1 кВтч электроэнергии вырабатываемой на ГЭС намного меньше, чем на тепловой станции, отсюда быстрая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
3. На выработку электроэнергии на ГЭС требуется значительно меньше рабочей силы, из-за простоты технологического процесса.
4. ГЭС обладает высокой маневренностью и гибкостью в работе. ГА может быть запущен на холостой ход и включен в работу в течении короткого времени.
5. По сравнению с турбоагрегатами, гидроагрегаты имеют более высокий КПД.
6. На ГЭС значительно меньше аварийность и износ оборудования, следовательно они более надежны в эксплуатации.
7. Возможность получения электроэнергии в больших количествах и низкой стоимости, стимулирует развитие электроемких производств.
8. Одновременно со строительством ГЭС разрешаются вопросы комплексного использования рек для судоходства, орошения, водоснабжения.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Крапивинского гидроузла на реке Томь (правый приток Оби), 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 1797 и 2017 м3/с соответственно.
В ходе водно- энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 167 МВт и среднемноголетняя выработка 1,231 млрд. кВ'гч.
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 - 23,0 м;
расчетный - 16,8 м ;
минимальный - 15,0 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчет-ному напору, составляет 1150 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ30а-В и ПЛ30б-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ30а-В-630.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 88,2 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1030/120-68 с номинальной активной мощностью 41,6 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с укрупненными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений (2 укрупненых блока, 5 отходящих воздушных линий) ОРУ 110 кВ - "две рабочие и обходная система шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 100000/110-У1, трансформаторы собственных нужд ТМ- 1250/10, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 70/11.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловая. Водосливная плотина принята бетонной. Глухая - бетонная плотина.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 78 м;
- станционная бетонная плотина - 150 м;
- бетонная правобережная плотина - 115,4 м
- бетонная левобережная плотина - 112,9 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 27,85 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 86,00 м;
- число водосливных отверстий - 6;
- ширина водосливных отверстий в свету - 10 м;
- отметка гребня - 116,4 м;
- ширина гребня - 18 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется две водобойные стенки.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при не-равномерных 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 сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,25 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Крапивинского 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. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 7,3 лет;
- себестоимость - 0,16 руб/кВтч
- удельные капиталовложения - 34162,4 руб./кВт.
Таким образом, строительство Крапивинского гидроузла в настоящее время является актуальным.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
