ПРОЕКТИРОВАНИЕ СРЕДНЕОЛЕНЕКСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ОЛЕНЕК. ВЫБОР УСТРОЙСТВ КОММУТАЦИИ ОТВЕТСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ В СОПТ
|
Сокращенный паспорт Среднеоленекской ГЭС 7
Введение 9
1 Общая часть 10
1.1 Природные условия 10
1.2 Климат 10
1.3 Гидрологические данные 10
1.3.1 Энергоэкономическая характеристика региона 11
2 Водно-энергетические расчеты 12
2.1 Гидрологические расчеты 12
2.2 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 15
2.3 Выбор расчетного средневодного и маловодного года 17
2.4 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 19
2.5 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 24
2.6 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 26
2.7 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году 28
2.8 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов оборудования 29
2.9 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в среднем по
водности году 31
2.10 Определение максимального расчетного расхода 32
3 Основное и вспомогательное оборудование 36
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 36
3.2 Проверка работы гидротурбины по Qmin 38
3.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения ее бескавитационной работы 42
3.4 Выбор типа и габаритных размеров МНУ и колонки управления 45
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 46
3.6 Определение установленной мощности ГЭС 47
4 Электрическая часть 48
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 48
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 48
4.3 Выбор схем РУ и проектирование главной схемы ГЭС 50
4.4 Расчет токов короткого замыкания 51
4.5 Выбор электрических аппаратов 56
5 Релейная защита и автоматика 59
5.1 Перечень защит основного оборудования 59
5.2 Рекомендуемые к установке устройства РЗ 61
6 Компоновка и сооружения гидроузла 65
6.1 Состав и компоновка гидроузла 68
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 68
6.3 Расчет отброса струи 74
6.4 Конструирование плотины 77
6.5 Фильтрационный расчет на скальном основании 79
6.6 Конструирование элементов подземного контура плотины 80
6.7 Определение основных нагрузок на плотину 81
6.8 Оценка общей прочности плотины 85
6.9 Критерии прочности плотины 88
6.10 Расчет устойчивости плотины 89
6.11 Расчет длины здания ГЭС 90
6.12 Конструирование профиля грунтовой плотины 91
7 Техника безопасности 92
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 92
7.2 Техника безопасности 93
7.3 Пожарная безопасность 99
7.4 Мероприятия по охране природы Среднеоленекской ГЭС 102
8 Технико-экономические показатели 104
8.1 Текущие расходы по гидроузлу 104
8.2 Налоговые расходы 106
8.3 Прибыль 107
8.4 Оценка инвестиционного проекта 108
8.5 Анализ чувствительности 110
8.6 Финансирование проекта 112
9 Выбор устройств коммутации ответственных потребителей в СОПТ 113
9.1 Состав и режим работы системы оперативного постоянного тока.. .113
9.2 Стационарные аккумуляторные батареи 114
9.3 Стабилизаторы напряжения 118
9.4 Зарядные и подзарядные устройства 120
9.5 Принципы построения и требования к схемам СОПТ 121
9.6 Выбор защитных и коммутационных аппаратов 123
9.7 Выбор силовых и контрольных кабелей 124
Заключение 126
Список использованных источников 138
Приложение А - Ж 139-147
Введение 9
1 Общая часть 10
1.1 Природные условия 10
1.2 Климат 10
1.3 Гидрологические данные 10
1.3.1 Энергоэкономическая характеристика региона 11
2 Водно-энергетические расчеты 12
2.1 Гидрологические расчеты 12
2.2 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 15
2.3 Выбор расчетного средневодного и маловодного года 17
2.4 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 19
2.5 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 24
2.6 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 26
2.7 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году 28
2.8 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов оборудования 29
2.9 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в среднем по
водности году 31
2.10 Определение максимального расчетного расхода 32
3 Основное и вспомогательное оборудование 36
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 36
3.2 Проверка работы гидротурбины по Qmin 38
3.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения ее бескавитационной работы 42
3.4 Выбор типа и габаритных размеров МНУ и колонки управления 45
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 46
3.6 Определение установленной мощности ГЭС 47
4 Электрическая часть 48
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 48
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 48
4.3 Выбор схем РУ и проектирование главной схемы ГЭС 50
4.4 Расчет токов короткого замыкания 51
4.5 Выбор электрических аппаратов 56
5 Релейная защита и автоматика 59
5.1 Перечень защит основного оборудования 59
5.2 Рекомендуемые к установке устройства РЗ 61
6 Компоновка и сооружения гидроузла 65
6.1 Состав и компоновка гидроузла 68
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 68
6.3 Расчет отброса струи 74
6.4 Конструирование плотины 77
6.5 Фильтрационный расчет на скальном основании 79
6.6 Конструирование элементов подземного контура плотины 80
6.7 Определение основных нагрузок на плотину 81
6.8 Оценка общей прочности плотины 85
6.9 Критерии прочности плотины 88
6.10 Расчет устойчивости плотины 89
6.11 Расчет длины здания ГЭС 90
6.12 Конструирование профиля грунтовой плотины 91
7 Техника безопасности 92
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 92
7.2 Техника безопасности 93
7.3 Пожарная безопасность 99
7.4 Мероприятия по охране природы Среднеоленекской ГЭС 102
8 Технико-экономические показатели 104
8.1 Текущие расходы по гидроузлу 104
8.2 Налоговые расходы 106
8.3 Прибыль 107
8.4 Оценка инвестиционного проекта 108
8.5 Анализ чувствительности 110
8.6 Финансирование проекта 112
9 Выбор устройств коммутации ответственных потребителей в СОПТ 113
9.1 Состав и режим работы системы оперативного постоянного тока.. .113
9.2 Стационарные аккумуляторные батареи 114
9.3 Стабилизаторы напряжения 118
9.4 Зарядные и подзарядные устройства 120
9.5 Принципы построения и требования к схемам СОПТ 121
9.6 Выбор защитных и коммутационных аппаратов 123
9.7 Выбор силовых и контрольных кабелей 124
Заключение 126
Список использованных источников 138
Приложение А - Ж 139-147
Вода является одной из важных составляющих земной поверхности. Благодаря воде можно создать условия для существования, но при разумном использовании ресурса, жизненные условия становятся благоприятными и комфортными. Грамотное использование гидроресурсов - неотъемлемая часть увеличения благосостояния любой страны. Самым удобным видом производства электроэнергии с низкой себестоимостью на сегодняшний день являются гидравлические станции, с неоспоримым плюсом, таким как экологическая чистота. Несмотря, на такое количество положительных качеств, гидротехнические сооружения могут представлять особую опасность. При проектировании и строительстве могут быть допущены ошибки, которые приведут к колоссальным техногенным катастрофам с причинением больших ущербов и жертв. Поэтому необходим крайне серьезный подход к проектированию гидротехнических сооружений для качественного и безопасного использования гидроресурсов, что регламентируется в различных СНиПах и других нормативных документах.
Целью настоящего дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции, с применением и закреплением теоретических знаний, а также нахождение оптимального проектного решения с помощью творческого подхода к решению конкретных задач.
Целью настоящего дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции, с применением и закреплением теоретических знаний, а также нахождение оптимального проектного решения с помощью творческого подхода к решению конкретных задач.
В настоящем проекте были рассчитаны и определены основные элементы и параметры гидротехнического сооружения I класса-Среднеоленекской ГЭС в рамках гидрологического расчета были определены значения максимальных расчетных расходов для основного (обеспеченностью 0,1%) и поверочного (обеспеченностью 0,01%) случаев: Q0,1%=7657 м7с, Q0,01%=8652 м3/с.
На этапе водноэнергетических расчетов выбрана установленная мощность проектируемой станции, которая составила 313,5 МВт, намечена зона работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Проектируемая станция в основном покрывает полупиковую часть графика нагрузки. По кривой сработки/наполнения водохранилища, с НПУ 100 м, был определен уровень мертвого объема, отметка которого составила 79,93м. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составляет 1,732 млрд.кВтч.
Далее была выявлена область допустимой работы гидроэлектростанции, исходя из которой были определены следующие параметры:
- расчетный напор Нр=35,0 м;
- минимальный напор Hmin= 25,0 м;
- максимальный напор Hmax= 48,0 м.
Из полученного диапазона изменения напора по справочным материалам были подобраны возможные типы гидротурбин. После сравнения рабочих зон турбин, а также руководствуясь принципом минимума суммарных приведенных затрат, принята к установке гидротурбина ПЛ50-В-670 при числе агрегатов равном 3. Также была выбрана система управления гидротурбиной.
По справочным данным для выбранной турбины подобран серийный генератор типа СВ-1230/140-56 с номинальной мощностью 104,5 МВт и синхронной частотой вращения 107,1 об/мин.
Далее, на основе анализа энергосистемы Якутии, было определено напряжение выдачи мощности - 220 кВ. Выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема КРУЭ-220 -шестиугольник. Выбраны блочные трансформаторы типа ТДЦ-160000/220, трансформаторы собственных нужд Т-1600/35.
На основании расчетов токов короткого замыкания определении типы высоковольтных аппаратов КРУЭ: 220 кВ комплектуем элегазовыми ячейками КРУЭ фирмы «Энергомеханический завод» ЯГГ-220. В качестве генераторного выключателя принят элегазовый комплекс, со встроенными ТТ и ТН, разъединителем, заземляющими ножами.
После выбора основного электрооборудования подобраны устройства релейной защиты и автоматики. Выбор шкафов комплексной защиты оборудования остановлен на продукции НПП «ЭКРА», г. Чебоксары.
На следующем этапе определены состав, тип и компоновка основных сооружений. В состав гидроузла входят следующие подпорные сооружения класса (считая от левого берега):
1. Левобережная грунтовая плотина длиной 272 м;
2. Бетонная водосливная плотина длиной 194 м;
3. Станционная часть плотины 80 м;
4. Правобережная грунтовая плотина длиной 571 м.
В данном разделе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки:
- отметка подошвы водосливной плотины -48,5м;
- отметка гребня водослива -90 м;
- число водосливных отверстий - 11;
- ширина водосливных отверстий в свету - 14м; -отметка гребня 106,4 м.
В качестве гасителя энергии потока в нижнем бьефе выбран вариант отброса струи.
Для снятия фильтрационного противодавления из специальных галерей устроены цементационная и дренажная завесы.
Плотина разделена на секции постоянными сквозными температурно-осадочными швами по быкам.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов методом предельного состояния 1 группы коэффициент надежности сооружения составляет 1,36 и 1,34 для основного и особого сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25).
В следующем разделе были освещены вопросы обеспечения безопасности ГТС, техники безопасности и пожарной безопасности, а также разработан план действий в области охраны окружающей среды при строительстве и эксплуатации Среднеоленекской ГЭС.
После были определены основные технико - экономические показатели:
- общий объем инвестиций в строительство гидроузла - 5938,74 млн.руб;
- дисконтированный срок окупаемости - 6,5 лет;
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 82 коп. кВт-ч;
Таким образом, проект строительства СреднеоленекскойГЭС - коммерчески эффективный.
На этапе водноэнергетических расчетов выбрана установленная мощность проектируемой станции, которая составила 313,5 МВт, намечена зона работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Проектируемая станция в основном покрывает полупиковую часть графика нагрузки. По кривой сработки/наполнения водохранилища, с НПУ 100 м, был определен уровень мертвого объема, отметка которого составила 79,93м. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составляет 1,732 млрд.кВтч.
Далее была выявлена область допустимой работы гидроэлектростанции, исходя из которой были определены следующие параметры:
- расчетный напор Нр=35,0 м;
- минимальный напор Hmin= 25,0 м;
- максимальный напор Hmax= 48,0 м.
Из полученного диапазона изменения напора по справочным материалам были подобраны возможные типы гидротурбин. После сравнения рабочих зон турбин, а также руководствуясь принципом минимума суммарных приведенных затрат, принята к установке гидротурбина ПЛ50-В-670 при числе агрегатов равном 3. Также была выбрана система управления гидротурбиной.
По справочным данным для выбранной турбины подобран серийный генератор типа СВ-1230/140-56 с номинальной мощностью 104,5 МВт и синхронной частотой вращения 107,1 об/мин.
Далее, на основе анализа энергосистемы Якутии, было определено напряжение выдачи мощности - 220 кВ. Выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема КРУЭ-220 -шестиугольник. Выбраны блочные трансформаторы типа ТДЦ-160000/220, трансформаторы собственных нужд Т-1600/35.
На основании расчетов токов короткого замыкания определении типы высоковольтных аппаратов КРУЭ: 220 кВ комплектуем элегазовыми ячейками КРУЭ фирмы «Энергомеханический завод» ЯГГ-220. В качестве генераторного выключателя принят элегазовый комплекс, со встроенными ТТ и ТН, разъединителем, заземляющими ножами.
После выбора основного электрооборудования подобраны устройства релейной защиты и автоматики. Выбор шкафов комплексной защиты оборудования остановлен на продукции НПП «ЭКРА», г. Чебоксары.
На следующем этапе определены состав, тип и компоновка основных сооружений. В состав гидроузла входят следующие подпорные сооружения класса (считая от левого берега):
1. Левобережная грунтовая плотина длиной 272 м;
2. Бетонная водосливная плотина длиной 194 м;
3. Станционная часть плотины 80 м;
4. Правобережная грунтовая плотина длиной 571 м.
В данном разделе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки:
- отметка подошвы водосливной плотины -48,5м;
- отметка гребня водослива -90 м;
- число водосливных отверстий - 11;
- ширина водосливных отверстий в свету - 14м; -отметка гребня 106,4 м.
В качестве гасителя энергии потока в нижнем бьефе выбран вариант отброса струи.
Для снятия фильтрационного противодавления из специальных галерей устроены цементационная и дренажная завесы.
Плотина разделена на секции постоянными сквозными температурно-осадочными швами по быкам.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов методом предельного состояния 1 группы коэффициент надежности сооружения составляет 1,36 и 1,34 для основного и особого сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25).
В следующем разделе были освещены вопросы обеспечения безопасности ГТС, техники безопасности и пожарной безопасности, а также разработан план действий в области охраны окружающей среды при строительстве и эксплуатации Среднеоленекской ГЭС.
После были определены основные технико - экономические показатели:
- общий объем инвестиций в строительство гидроузла - 5938,74 млн.руб;
- дисконтированный срок окупаемости - 6,5 лет;
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 82 коп. кВт-ч;
Таким образом, проект строительства СреднеоленекскойГЭС - коммерчески эффективный.