Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТИРОВАНИЕ КЕМЕРОВСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ТОМЬ. ТРЕБОВАНИЯ К ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ МАСЛАМ, СПОСОБЫ КОНТРОЛЯ, ВОССТАНОВЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ. СХЕМЫ МАСЛОХОЗЯЙСТВА ГЭС. ПРИМЕНЕНИЕ ИМПОРТНЫХ МАСЕЛ
|
СОКРАЩЁННЫЙ ПАСПОРТ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общая часть 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно - геологические условия 12
1.1.4 Сейсмические условия 12
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 12
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водно-энергетические расчеты 13
2.1 Регулирование стока воды 13
2.1.1 Исходные данные 13
2.1.2 Определение максимальных расчетных расходов 13
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 14
2.1.4 Выбор расчетного маловодного и средневодного года 15
2.1.5 Определение типа регулирования 16
2.2 Выбор установленной мощности на основе водно-энергетических
расчетов 17
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 17
2.2.2 Водно-энергетические расчёты по условию маловодного года 18
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 21
2.2.4 Водно-энергетические расчёты по условию средневодного года . 21
2.3 Баланс мощности и энергии 21
2.3.1 Баланс энергии Кемеровского РДУ 21
2.3.2 Баланс мощности Кемеровского РДУ 22
3 Основное и вспомогательное оборудование 24
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 24
3.1.1 Построение режимного поля 24
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 26
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 30
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 30
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части 32
3.2.3 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки.... 33
3.2.4 Выбор электрогидравлического регулятора 34
3.3 Выбор гидрогенератора 34
3.4 Подъемно - транспортное оборудование 34
4 Электрическая часть 35
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных
нужд 35
4.2.1 Главные повышающие трансформаторы 36
4.2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 37
4.3 Распределительное устройства 37
4.3.1 Выбор проводов отходящих воздушных линий 37
4.3.2 Выбор схемы распределительного устройства 38
4.4 Электротехническое оборудование 38
4.4.1 Расчёт токов короткого замыкания 38
4.4.2 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 41
4.4.3 Выбор электротехнического оборудования 220кВ 41
4.4.4 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 13,8кВ 43
5 Устройство РЗиА 45
5.1 Расчёт номинальных токов 45
5.2 Перечень защит основного оборудования 45
5.3 Расчет уставок защит гидрогенератора 47
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора 47
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 49
5.3.3 Защита от повышения напряжения 52
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 52
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок 55
5.3.6 Дистанционная защита генератора 57
5.3.7 Защита ротора от перегрузки 59
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор - трансформатор 61
5.5 Таблица уставок и матрица отключения защит 61
6 Компоновка и сооружения гидроузла 62
6.1 Проектирование водосливной плотины 62
6.1.1 Определение отметки гребня плотины 62
6.2 Гидравлические расчеты 63
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 63
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 64
6.2.3 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном
расчетном случае 66
6.2.4 Построение профиля водосливной грани 67
6.2.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 68
6.2.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 69
6.3 Конструирование плотины 71
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 71
6.3.2 Разрезка бетонной плотины швами 72
6.3.3 Быки 73
6.3.4 Устои 73
6.3.5 Дренаж тела бетонной водосливной плотины 73
6.3.6 Галереи в теле плотины 74
6.3.7 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 74
6.4 Определение основных нагрузок на плотину 76
6.4.1 Вес сооружения 76
6.4.2 Сила гидростатического давления воды 77
6.4.3 Равнодействующая взвешивающего давления 77
6.4.4 Сила фильтрационного давления 78
6.4.5 Давление грунта 79
6.4.6 Волновое давление 79
6.4.7 Расчёт прочности плотины 80
6.4.8 Критерии прочности плотины 82
6.4.9 Расчёт устойчивости плотины на сдвиг 83
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 85
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 85
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для работников
Кемеровской ГЭС 85
7.3 Пожарная безопасность 87
7.3.1 Общие требования к пожарной безопасности 87
7.3.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 88
7.3.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках ... 89
7.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 90
7.5 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 91
7.6 Отходы, образующиеся при строительстве 93
7.7 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 94
7.8 Экологические последствия строительства гидроузла 95
8 Технико - экономические показатели 96
8.1. Оценка объёмов реализации электроэнергии 96
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 96
8.3 Налоговые расходы 99
8.4 Оценка суммы прибыли 99
8.5 Оценка инвестиционного проекта 100
8.5.1 Методология, исходные данные 100
8.5.2 Коммерческая эффективность 101
8.5.3 Бюджетная эффективность 101
8.6 Бюджетная эффективность 102
9 Требования к энергетическим маслам, способы контроля, восстановление параметров. Схемы маслохозяйства ГЭС. Применение импортных масел 105
9.1 Требования к энергетическим маслам 105
9.1.1 Турбинные масла 105
9.1.2 Трансформаторные масла 107
9.1.3 Индустриальные масла 109
9.2 Способы контроля 110
9.2.1 Турбинные масла 110
9.2.2 Трансформаторные масла 112
9.2.3 Индустриальные масла 114
9.3 Восстановление параметров 115
9.3.1 Очистка турбинных масел 115
9.3.2 Очистка трансформаторных масел 116
9.3.3 Очистка индустриальных масел 116
9.4 Схемы маслохозяйства ГЭС 117
9.5 Применение импортных масел 117
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 118
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 120
ПРИЛОЖЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общая часть 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно - геологические условия 12
1.1.4 Сейсмические условия 12
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 12
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водно-энергетические расчеты 13
2.1 Регулирование стока воды 13
2.1.1 Исходные данные 13
2.1.2 Определение максимальных расчетных расходов 13
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 14
2.1.4 Выбор расчетного маловодного и средневодного года 15
2.1.5 Определение типа регулирования 16
2.2 Выбор установленной мощности на основе водно-энергетических
расчетов 17
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 17
2.2.2 Водно-энергетические расчёты по условию маловодного года 18
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 21
2.2.4 Водно-энергетические расчёты по условию средневодного года . 21
2.3 Баланс мощности и энергии 21
2.3.1 Баланс энергии Кемеровского РДУ 21
2.3.2 Баланс мощности Кемеровского РДУ 22
3 Основное и вспомогательное оборудование 24
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 24
3.1.1 Построение режимного поля 24
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 26
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 30
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 30
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части 32
3.2.3 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки.... 33
3.2.4 Выбор электрогидравлического регулятора 34
3.3 Выбор гидрогенератора 34
3.4 Подъемно - транспортное оборудование 34
4 Электрическая часть 35
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных
нужд 35
4.2.1 Главные повышающие трансформаторы 36
4.2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 37
4.3 Распределительное устройства 37
4.3.1 Выбор проводов отходящих воздушных линий 37
4.3.2 Выбор схемы распределительного устройства 38
4.4 Электротехническое оборудование 38
4.4.1 Расчёт токов короткого замыкания 38
4.4.2 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 41
4.4.3 Выбор электротехнического оборудования 220кВ 41
4.4.4 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 13,8кВ 43
5 Устройство РЗиА 45
5.1 Расчёт номинальных токов 45
5.2 Перечень защит основного оборудования 45
5.3 Расчет уставок защит гидрогенератора 47
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора 47
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 49
5.3.3 Защита от повышения напряжения 52
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 52
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок 55
5.3.6 Дистанционная защита генератора 57
5.3.7 Защита ротора от перегрузки 59
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор - трансформатор 61
5.5 Таблица уставок и матрица отключения защит 61
6 Компоновка и сооружения гидроузла 62
6.1 Проектирование водосливной плотины 62
6.1.1 Определение отметки гребня плотины 62
6.2 Гидравлические расчеты 63
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 63
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 64
6.2.3 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном
расчетном случае 66
6.2.4 Построение профиля водосливной грани 67
6.2.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 68
6.2.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 69
6.3 Конструирование плотины 71
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 71
6.3.2 Разрезка бетонной плотины швами 72
6.3.3 Быки 73
6.3.4 Устои 73
6.3.5 Дренаж тела бетонной водосливной плотины 73
6.3.6 Галереи в теле плотины 74
6.3.7 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 74
6.4 Определение основных нагрузок на плотину 76
6.4.1 Вес сооружения 76
6.4.2 Сила гидростатического давления воды 77
6.4.3 Равнодействующая взвешивающего давления 77
6.4.4 Сила фильтрационного давления 78
6.4.5 Давление грунта 79
6.4.6 Волновое давление 79
6.4.7 Расчёт прочности плотины 80
6.4.8 Критерии прочности плотины 82
6.4.9 Расчёт устойчивости плотины на сдвиг 83
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 85
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 85
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для работников
Кемеровской ГЭС 85
7.3 Пожарная безопасность 87
7.3.1 Общие требования к пожарной безопасности 87
7.3.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 88
7.3.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках ... 89
7.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 90
7.5 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 91
7.6 Отходы, образующиеся при строительстве 93
7.7 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 94
7.8 Экологические последствия строительства гидроузла 95
8 Технико - экономические показатели 96
8.1. Оценка объёмов реализации электроэнергии 96
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 96
8.3 Налоговые расходы 99
8.4 Оценка суммы прибыли 99
8.5 Оценка инвестиционного проекта 100
8.5.1 Методология, исходные данные 100
8.5.2 Коммерческая эффективность 101
8.5.3 Бюджетная эффективность 101
8.6 Бюджетная эффективность 102
9 Требования к энергетическим маслам, способы контроля, восстановление параметров. Схемы маслохозяйства ГЭС. Применение импортных масел 105
9.1 Требования к энергетическим маслам 105
9.1.1 Турбинные масла 105
9.1.2 Трансформаторные масла 107
9.1.3 Индустриальные масла 109
9.2 Способы контроля 110
9.2.1 Турбинные масла 110
9.2.2 Трансформаторные масла 112
9.2.3 Индустриальные масла 114
9.3 Восстановление параметров 115
9.3.1 Очистка турбинных масел 115
9.3.2 Очистка трансформаторных масел 116
9.3.3 Очистка индустриальных масел 116
9.4 Схемы маслохозяйства ГЭС 117
9.5 Применение импортных масел 117
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 118
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 120
ПРИЛОЖЕНИЕ
Гидроэлектростанции занимают особо важное место в современных энергетических системах, покрывая наиболее неравномерную часть графиков нагрузки. Кроме того, низкая стоимость товарной продукции ГЭС весьма положительно сказывается на ценообразовании электроэнергии на рынке её сбыта.
Гидроэнергетика является ключевым элементом обеспечения системной надежности Единой Энергосистемы страны, располагая более 90% резерва регулировочной мощности. Из всех существующих типов электростанций именно ГЭС являются наиболее маневренными и способны при необходимости существенно увеличить объемы выработки в считанные минуты, покрывая пиковые нагрузки. Для тепловых станций этот показатель измеряется часами, а для атомных - целыми сутками.
Гидроэлектростанции являются сложными природно-техническими комплексами. Их проектирование, строительство и эксплуатация требуют знакомства с широким кругом общетехнических и специальных дисциплин.
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.
Гидроэнергетика является ключевым элементом обеспечения системной надежности Единой Энергосистемы страны, располагая более 90% резерва регулировочной мощности. Из всех существующих типов электростанций именно ГЭС являются наиболее маневренными и способны при необходимости существенно увеличить объемы выработки в считанные минуты, покрывая пиковые нагрузки. Для тепловых станций этот показатель измеряется часами, а для атомных - целыми сутками.
Гидроэлектростанции являются сложными природно-техническими комплексами. Их проектирование, строительство и эксплуатация требуют знакомства с широким кругом общетехнических и специальных дисциплин.
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 проекте были рассчитаны и определены основные элементы и параметры Кемеровского гидроузла на реке Томь, являющимся сооружением II класса.
На основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев:
• основного (при обеспеченности 1%) Qio/o = 5094 м3/с;
• поверочного (при обеспеченности 0,1 %) Q0,i% = 6224 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность Ауст = 600 МВт и среднемноголетняя выработка ЭСр.мнг = 2837,3 млн. кВт • ч.
На следующем 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:
^max = 44,50 М;
Прасч = 32,50 м;
Hmin = 28,1 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 2054 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось три вариантаРО45-В, ПЛ50-В и ПЛД50-В50. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с шестью гидротурбинами ПЛ50-В-710.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 100об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-1160/135-60 с номинальной активной мощностью 103 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с объединенными блоками и принята схема распределительного устройства на 8 присоединений (3объедененых блока и 5 отходящих воздушных линий) ОРУ 220 кВ "две рабочие и обходная системы шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
• блочные трансформаторы ТЦ-160000/220;
• трансформаторы общестанционных собственных нужд ТСЗ-6000/13,8 У1;
• для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС-240/32 (три провода в фазе).
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:
• правобережная глухая плотина -337,7 м;
• левобережная глухая плотина -131,2 м;
• водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 60 м;
• станционная часть плотины -198,8 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
• ширина подошвы - 35,5 м;
• отметка подошвы водосливной плотины - 140,00 м;
• число водосливных отверстий - 4;
• ширина водосливных отверстий в свету - 12 м;
• отметка гребня - 193,20 м;
• ширина гребня - 15 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется способ свободно отброшенной струи.
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-усадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,26 для сочетания грузок соответственно (нормативное значение для сооружений II класса - 1,2). Таким образом, плотина Кемеровского 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 - 6,3 лет;
• себестоимость - 0,21 руб./кВтш;
• удельные капиталовложения - 121175,5 руб./кВт.
Таким образом, строительство Кемеровского гидроузла в настоящее время является актуальным.
На основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев:
• основного (при обеспеченности 1%) Qio/o = 5094 м3/с;
• поверочного (при обеспеченности 0,1 %) Q0,i% = 6224 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность Ауст = 600 МВт и среднемноголетняя выработка ЭСр.мнг = 2837,3 млн. кВт • ч.
На следующем 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:
^max = 44,50 М;
Прасч = 32,50 м;
Hmin = 28,1 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 2054 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось три вариантаРО45-В, ПЛ50-В и ПЛД50-В50. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с шестью гидротурбинами ПЛ50-В-710.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 100об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-1160/135-60 с номинальной активной мощностью 103 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с объединенными блоками и принята схема распределительного устройства на 8 присоединений (3объедененых блока и 5 отходящих воздушных линий) ОРУ 220 кВ "две рабочие и обходная системы шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
• блочные трансформаторы ТЦ-160000/220;
• трансформаторы общестанционных собственных нужд ТСЗ-6000/13,8 У1;
• для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС-240/32 (три провода в фазе).
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:
• правобережная глухая плотина -337,7 м;
• левобережная глухая плотина -131,2 м;
• водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 60 м;
• станционная часть плотины -198,8 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
• ширина подошвы - 35,5 м;
• отметка подошвы водосливной плотины - 140,00 м;
• число водосливных отверстий - 4;
• ширина водосливных отверстий в свету - 12 м;
• отметка гребня - 193,20 м;
• ширина гребня - 15 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется способ свободно отброшенной струи.
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-усадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,26 для сочетания грузок соответственно (нормативное значение для сооружений II класса - 1,2). Таким образом, плотина Кемеровского 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 - 6,3 лет;
• себестоимость - 0,21 руб./кВтш;
• удельные капиталовложения - 121175,5 руб./кВт.
Таким образом, строительство Кемеровского гидроузла в настоящее время является актуальным.