Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СЕВЕРОДВИНСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ СЕВЕРНАЯ ДВИНА. ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ КРАСНОЯРСКОЙ ГЭС, ПОТРЕБЛЕНИЕ МОЩНОСТИ И ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ СИСТЕМОЙ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
|
Сокращенный паспорт Северодвинской ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 11
1.1.4 Сейсмические условия 12
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 12
1.2.1 Суточные графики нагрузки 12
1.2.2 Годовые графики средних и максимальных нагрузок 12
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 14
2 Водно-энергетические расчеты 15
2.1 Регулирование стока воды 15
2.1.1 Исходные данные 15
2.1.2 Определение максимальных расчетных расходов 15
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 17
2.1.4 Выбор расчетного маловодного и средневодного гидрографов 18
2.2 Определение установленной мощности на основе водно-энергетических расчетов 19
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 19
2.2.2 ВЭР по условиям маловодного года 19
2.2.3 Определение установленной мощности проектируемой ГЭС 20
2.2.4 ВЭР по условиям средневодного года 23
3 Основное и вспомогательное оборудование 24
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 24
3.3.1 Построение режимного поля 24
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным 26
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 29
3.2.1 Определение отметки рабочего колеса 29
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и 31
3.3 Выбор вспомогательного оборудования 34
3.3.1 Выбор маслонапорной установки 34
3.3.2 Выбор ЭГР 34
3.3.3 Выбор серийного гидрогенератора 34
4 Электрическая часть 35
4.1 Выбор структурной схемы 35
4.1.1 Определение количества и типа ТСН 36
4.1.2 Определение количества отходящих линий 37
4.1.3 Структурная схема с обычными блоками 37
4.1.5 Структурная схема с укрупненными блоками 41
4.1.6 Расчет затрат для схемы с укрупненными блоками 42
4.1.7 Сравнение вариантов структурных схем 43
4.2 Выбор проводов ЛЭП 44
4.2.1 Проверка выбранного провода в нормальном режиме 45
4.3.2 Проверка выбранного провода при послеаварийном режиме 45
4.3 Расчет токов короткого замыкания 45
4.3.1. Схема замещения 46
4.3.2. Расчет исходных данных для определения токов КЗ 46
4.3.3. Расчет тока КЗ на выводах генератора 48
4.3.3.1. Расчет начального значения периодической составляющей 48
4.3.3.2. Расчет ударного тока 49
4.3.4 Расчет токов КЗ на сборных шинах РУ 51
4.3.4.1 Расчет 3-фазного тока КЗ на сборных шинах 51
4.3.4.2. Расчет тока 1-фазного КЗ на сборных шинах 52
4.4 Итог расчета токов КЗ 53
4.5. Выбор электрических аппаратов 54
4.5.1. Выбор генераторного выключателя 54
4.5.2. Проверка на содержание апериодической составляющей ТКЗ 55
4.5.3. Выбор ячеек КРУЭ 56
5 Релейная защита и автоматика 57
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 57
5.2 Расчет номинальных токов 58
5.3 Перечень защит основного оборудования 58
5.4 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 59
5.5 Описание защит и расчет их уставок 60
5.5.1 Продольная дифференциальная защита генератора 60
5.5.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 62
5.5.3. Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 65
5.5.4 Защита обратной последовательности от несимметричных 65
5.5.5 Защита от симметричных перегрузок (I1) 69
5.5.6. Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 71
5.5.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 74
6 Компоновка и сооружения гидроузла 76
6.1 Определение класса ГТС и отметки гребня плотины 76
6.1.1 Определение класса ГТС 76
6.1.2 Определение отметки гребня грунтовой плотины 76
6.1.3 Определение отметки гребня бетонной плотины 79
6.2 Гидравлические расчеты 79
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 79
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 81
6.2.3 Построение профиля водосливной грани 82
6.2.4 Расчет сопряжения потока в НБ 84
6.2.5 Определение размеров водобойного колодца 85
6.3. Конструирование бетонной плотины 87
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 87
6.3.2 Разрезка бетонной плотины швами 90
6.3.3 Быки 90
6.3.4 Устои 91
6.3.5 Галереи в теле плотины 91
6.3.6 Дренаж тела бетонной плотины 91
6.4 Основные элементы плотины 92
6.4.1 Анкерный понур 92
6.4.2 Водобой 92
6.4.3 Рисберма и ковш 92
6.4.3.1 Рисберма 92
6.4.3.2 Ковш 93
6.5 Определение сокращенного состава нагрузок на плотину для 94
6.5.1 Вес сооружения и затворов 94
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 96
6.5.3 Равнодействующая взвешивающего давления 97
6.5.4 Сила фильтрационного давления 97
6.5.5 Волновое давление 101
6.5.6 Давление грунта 102
6.5.7 Расчет прочности плотины 106
6.5.8 Критерии прочности плотины 109
6.5.9 Расчет устойчивости плотины 110
6.6 Проектирование грунтовой плотины 111
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 113
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 113
7.2 Техника безопасности 113
7.3 Противопожарная безопасность 115
7.2.1 Объекты водяного пожаротушения 116
7.4 Мероприятия по охране природы 116
7.5 Воздействия гидротехнических станций на природную среду в 117
7.6 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 118
7.7 Водоохранная зона 119
7.7.1 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 120
8 Технико-экономические показатели 121
8.1 Определение объёмов генерации производства 121
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 121
8.7.3 Налоговые расходы 124
8.7.4 Оценка суммы прибыли 124
8.7.5 Оценка инвестиционного проекта 125
8.7.5.1 Методология, исходные данные 125
8.7.5.2 Коммерческая эффективность 126
8.7.5.3 Бюджетная эффективность 126
8.7.6 Анализ чувствительности 127
9 Вспомогательное оборудование Красноярской ГЭС, потребление мощности и потребление электроэнергии системой собственных нужд 130
9.1 Требования системного оператора к системам собственных нужд ГЭС .... 130
9.1.1 Источники питания собственных нужд переменного тока 130
9.1.2 Основные рекомендации по системам собственных нужд переменного тока 130
9.1.3 Схемы питания собственных нужд переменного тока 131
9.1.4 Источники питания собственных нужд постоянного тока 133
9.2 Характеристики и режимы работы Красноярской ГЭС 134
9.3 Схема выдачи мощности 135
9.4 Схема собственных нужд Красноярской ГЭС 135
9.5 Наиболее значимые по нагрузке потребители системы собственных
нужд 135
9.6 Учет потребления электроэнергии системой собственных нужд 136
9.7 Предложения по снижению потребления 137
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 138
Список использованных источников 140
Приложения А-Е
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 11
1.1.4 Сейсмические условия 12
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 12
1.2.1 Суточные графики нагрузки 12
1.2.2 Годовые графики средних и максимальных нагрузок 12
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 14
2 Водно-энергетические расчеты 15
2.1 Регулирование стока воды 15
2.1.1 Исходные данные 15
2.1.2 Определение максимальных расчетных расходов 15
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 17
2.1.4 Выбор расчетного маловодного и средневодного гидрографов 18
2.2 Определение установленной мощности на основе водно-энергетических расчетов 19
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 19
2.2.2 ВЭР по условиям маловодного года 19
2.2.3 Определение установленной мощности проектируемой ГЭС 20
2.2.4 ВЭР по условиям средневодного года 23
3 Основное и вспомогательное оборудование 24
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 24
3.3.1 Построение режимного поля 24
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным 26
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 29
3.2.1 Определение отметки рабочего колеса 29
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и 31
3.3 Выбор вспомогательного оборудования 34
3.3.1 Выбор маслонапорной установки 34
3.3.2 Выбор ЭГР 34
3.3.3 Выбор серийного гидрогенератора 34
4 Электрическая часть 35
4.1 Выбор структурной схемы 35
4.1.1 Определение количества и типа ТСН 36
4.1.2 Определение количества отходящих линий 37
4.1.3 Структурная схема с обычными блоками 37
4.1.5 Структурная схема с укрупненными блоками 41
4.1.6 Расчет затрат для схемы с укрупненными блоками 42
4.1.7 Сравнение вариантов структурных схем 43
4.2 Выбор проводов ЛЭП 44
4.2.1 Проверка выбранного провода в нормальном режиме 45
4.3.2 Проверка выбранного провода при послеаварийном режиме 45
4.3 Расчет токов короткого замыкания 45
4.3.1. Схема замещения 46
4.3.2. Расчет исходных данных для определения токов КЗ 46
4.3.3. Расчет тока КЗ на выводах генератора 48
4.3.3.1. Расчет начального значения периодической составляющей 48
4.3.3.2. Расчет ударного тока 49
4.3.4 Расчет токов КЗ на сборных шинах РУ 51
4.3.4.1 Расчет 3-фазного тока КЗ на сборных шинах 51
4.3.4.2. Расчет тока 1-фазного КЗ на сборных шинах 52
4.4 Итог расчета токов КЗ 53
4.5. Выбор электрических аппаратов 54
4.5.1. Выбор генераторного выключателя 54
4.5.2. Проверка на содержание апериодической составляющей ТКЗ 55
4.5.3. Выбор ячеек КРУЭ 56
5 Релейная защита и автоматика 57
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 57
5.2 Расчет номинальных токов 58
5.3 Перечень защит основного оборудования 58
5.4 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 59
5.5 Описание защит и расчет их уставок 60
5.5.1 Продольная дифференциальная защита генератора 60
5.5.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 62
5.5.3. Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 65
5.5.4 Защита обратной последовательности от несимметричных 65
5.5.5 Защита от симметричных перегрузок (I1) 69
5.5.6. Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 71
5.5.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 74
6 Компоновка и сооружения гидроузла 76
6.1 Определение класса ГТС и отметки гребня плотины 76
6.1.1 Определение класса ГТС 76
6.1.2 Определение отметки гребня грунтовой плотины 76
6.1.3 Определение отметки гребня бетонной плотины 79
6.2 Гидравлические расчеты 79
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 79
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 81
6.2.3 Построение профиля водосливной грани 82
6.2.4 Расчет сопряжения потока в НБ 84
6.2.5 Определение размеров водобойного колодца 85
6.3. Конструирование бетонной плотины 87
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 87
6.3.2 Разрезка бетонной плотины швами 90
6.3.3 Быки 90
6.3.4 Устои 91
6.3.5 Галереи в теле плотины 91
6.3.6 Дренаж тела бетонной плотины 91
6.4 Основные элементы плотины 92
6.4.1 Анкерный понур 92
6.4.2 Водобой 92
6.4.3 Рисберма и ковш 92
6.4.3.1 Рисберма 92
6.4.3.2 Ковш 93
6.5 Определение сокращенного состава нагрузок на плотину для 94
6.5.1 Вес сооружения и затворов 94
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 96
6.5.3 Равнодействующая взвешивающего давления 97
6.5.4 Сила фильтрационного давления 97
6.5.5 Волновое давление 101
6.5.6 Давление грунта 102
6.5.7 Расчет прочности плотины 106
6.5.8 Критерии прочности плотины 109
6.5.9 Расчет устойчивости плотины 110
6.6 Проектирование грунтовой плотины 111
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 113
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 113
7.2 Техника безопасности 113
7.3 Противопожарная безопасность 115
7.2.1 Объекты водяного пожаротушения 116
7.4 Мероприятия по охране природы 116
7.5 Воздействия гидротехнических станций на природную среду в 117
7.6 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 118
7.7 Водоохранная зона 119
7.7.1 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 120
8 Технико-экономические показатели 121
8.1 Определение объёмов генерации производства 121
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 121
8.7.3 Налоговые расходы 124
8.7.4 Оценка суммы прибыли 124
8.7.5 Оценка инвестиционного проекта 125
8.7.5.1 Методология, исходные данные 125
8.7.5.2 Коммерческая эффективность 126
8.7.5.3 Бюджетная эффективность 126
8.7.6 Анализ чувствительности 127
9 Вспомогательное оборудование Красноярской ГЭС, потребление мощности и потребление электроэнергии системой собственных нужд 130
9.1 Требования системного оператора к системам собственных нужд ГЭС .... 130
9.1.1 Источники питания собственных нужд переменного тока 130
9.1.2 Основные рекомендации по системам собственных нужд переменного тока 130
9.1.3 Схемы питания собственных нужд переменного тока 131
9.1.4 Источники питания собственных нужд постоянного тока 133
9.2 Характеристики и режимы работы Красноярской ГЭС 134
9.3 Схема выдачи мощности 135
9.4 Схема собственных нужд Красноярской ГЭС 135
9.5 Наиболее значимые по нагрузке потребители системы собственных
нужд 135
9.6 Учет потребления электроэнергии системой собственных нужд 136
9.7 Предложения по снижению потребления 137
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 138
Список использованных источников 140
Приложения А-Е
Гидроэлектростанции играют значимую роль в современных энергосистемах. Помимо генерации электроэнергии, ГЭС обладают важным свойством - высокой маневренностью. В то время как другие традиционные источники электроэнергии не позволяют производить быстрый набор или сброс нагрузки, ГЭС способны в течение нескольких минут существенно увеличить или уменьшить объемы выработки электроэнергии, поэтому кроме выработки электроэнергии, задачами гидроэлектростанций являются: покрытие пиковых зон графика нагрузки, регулирование частоты в энергосистеме, регулирование активной и реактивной мощности.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования ГЭС и подбор оптимальных инженерных решений.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования ГЭС и подбор оптимальных инженерных решений.
В процессе выполнения дипломного проекта были рассчитаны и определены основные элементы проектируемого Северодвинского гидроузла, являющимся сооружением II класса.
На основе гидрологических данных была определена величина максимального расчетного расхода для основного и поверочного случаев:
• Qv%= 31807 м3/с;
• Q0,1% = 39965м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов были определены следующие величины: гарантированная мощность Агар = 330 МВт, предварительное значение установленной мощности NycT= 473 МВт, величина среднемноголетней выработки Эср.мн.летн. = 3,5 млрд. кВтш, также были определены зоны покрытия графика нагрузки проектируемой ГЭС, определены режимы сработки- наполнения водохранилища, спланированы периоды ремонта основного оборудования ГЭС и построен баланс мощности.
На следующем этапе был произведен подбор оптимального типа и числа гидротурбин, был подобран серийный гидрогенератор и выбрано вспомогательное оборудование. В процессе выбора оборудования была уточнена установленная мощность: NycT= 480 МВт, определено, что максимальная пропускная способность агрегатов составит 3152 м3/с.
По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с 8 гидротурбинами ПЛ20/811-В-750, для которой по справочным данным подобран серийный гидрогенератор СВ-1160/180-72.
В ходе проектирования электрической части ГЭС была выбрана схема с укрупненными блоками. Был выбран блочный трансформатор ТДЦ200000/220, выбрана схема распределительного устройства с двумя системами шин, секционированных выключателями. Так как проектируемый гидроузел входит в район Крайнего Севера, распределительное устройство будет выполнено в виде КРУЭ, для которого выбраны ячейки комплекса ЯГГ-220. Также был произведен расчет ТКЗ, на основании которого выбран генераторный выключатель КАГ-20 и проведена проверка на термическую и электродинамическую устойчивость разъединителей, трансформаторов тока и ячеек КРУЭ.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Была принята русловая компоновка гидроузла. В состав гидротехнических сооружений входят:
• левобережная глухая бетонная плотина - 100 м;
• станционная часть плотины - 216 м;
• бетонная водосливная плотина - 1940 м;
• правобережная глухая грунтовая плотина - 560 м.
Расчетным путем определены размеры и характерные отметки плотины:
• ширина подошвы - 42 м;
• отметка подошвы водосливной плотины - -4,92 м;
• число пролетов водосливной плотины - 97;
• ширина пролета - 20 м;
• отметка гребня - 29,40 м;
• ширина гребня - 26 м.
Для гашения энергии потока, проходящего через водосливную плотину применено сопряжение бьефов по типу затопленного гидравлического прыжка с устройством водобойного колодца, рисбермы и ковша, без устройства специальных гасителей.
Для недопущения перенапряжений, возникающих в бетоне при неравномерной осадке и температурных деформациях, плотина разрезается поперечными сквозными межсекционными швами, причем т.к. в основании плотины залегает суглинок - разрезается каждый бык. Швы оборудуются дренажными устройствами.
Также произведен расчет прочности плотины устойчивости к сдвигу по основанию при основном сочетании нагрузок и воздействий. В результате расчета определен коэффициент надежности равный 1,318, в то время как нормативное значение для сооружений II класса составляет 1,2, таким образом обеспечен запас по коэффициенту надежности в 9,8%.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС, а также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в периоды строительства и эксплуатации станции.
В ходе экономических расчетов были получены следующие технико-экономические показатели:
• срок окупаемости - 7 лет, 1 месяц;
• себестоимость производства электроэнергии - 0,2 руб./кВтш;
• удельные капиталовложения - 27083,33 руб./кВт.
На основе гидрологических данных была определена величина максимального расчетного расхода для основного и поверочного случаев:
• Qv%= 31807 м3/с;
• Q0,1% = 39965м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов были определены следующие величины: гарантированная мощность Агар = 330 МВт, предварительное значение установленной мощности NycT= 473 МВт, величина среднемноголетней выработки Эср.мн.летн. = 3,5 млрд. кВтш, также были определены зоны покрытия графика нагрузки проектируемой ГЭС, определены режимы сработки- наполнения водохранилища, спланированы периоды ремонта основного оборудования ГЭС и построен баланс мощности.
На следующем этапе был произведен подбор оптимального типа и числа гидротурбин, был подобран серийный гидрогенератор и выбрано вспомогательное оборудование. В процессе выбора оборудования была уточнена установленная мощность: NycT= 480 МВт, определено, что максимальная пропускная способность агрегатов составит 3152 м3/с.
По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с 8 гидротурбинами ПЛ20/811-В-750, для которой по справочным данным подобран серийный гидрогенератор СВ-1160/180-72.
В ходе проектирования электрической части ГЭС была выбрана схема с укрупненными блоками. Был выбран блочный трансформатор ТДЦ200000/220, выбрана схема распределительного устройства с двумя системами шин, секционированных выключателями. Так как проектируемый гидроузел входит в район Крайнего Севера, распределительное устройство будет выполнено в виде КРУЭ, для которого выбраны ячейки комплекса ЯГГ-220. Также был произведен расчет ТКЗ, на основании которого выбран генераторный выключатель КАГ-20 и проведена проверка на термическую и электродинамическую устойчивость разъединителей, трансформаторов тока и ячеек КРУЭ.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Была принята русловая компоновка гидроузла. В состав гидротехнических сооружений входят:
• левобережная глухая бетонная плотина - 100 м;
• станционная часть плотины - 216 м;
• бетонная водосливная плотина - 1940 м;
• правобережная глухая грунтовая плотина - 560 м.
Расчетным путем определены размеры и характерные отметки плотины:
• ширина подошвы - 42 м;
• отметка подошвы водосливной плотины - -4,92 м;
• число пролетов водосливной плотины - 97;
• ширина пролета - 20 м;
• отметка гребня - 29,40 м;
• ширина гребня - 26 м.
Для гашения энергии потока, проходящего через водосливную плотину применено сопряжение бьефов по типу затопленного гидравлического прыжка с устройством водобойного колодца, рисбермы и ковша, без устройства специальных гасителей.
Для недопущения перенапряжений, возникающих в бетоне при неравномерной осадке и температурных деформациях, плотина разрезается поперечными сквозными межсекционными швами, причем т.к. в основании плотины залегает суглинок - разрезается каждый бык. Швы оборудуются дренажными устройствами.
Также произведен расчет прочности плотины устойчивости к сдвигу по основанию при основном сочетании нагрузок и воздействий. В результате расчета определен коэффициент надежности равный 1,318, в то время как нормативное значение для сооружений II класса составляет 1,2, таким образом обеспечен запас по коэффициенту надежности в 9,8%.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС, а также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в периоды строительства и эксплуатации станции.
В ходе экономических расчетов были получены следующие технико-экономические показатели:
• срок окупаемости - 7 лет, 1 месяц;
• себестоимость производства электроэнергии - 0,2 руб./кВтш;
• удельные капиталовложения - 27083,33 руб./кВт.