Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТИРОВАНИЕ КАА-ХЕМСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ МАЛЫЙ ЕНИСЕЙ. ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ КОНТУРЫ ГЭС И РУ, КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ, МОНТАЖ, СПОСОБЫ КОНТРОЛЯ, РАСЧЕТЫ ПОТЕНЦИАЛОВ РАСТЕКАНИЯ ТОКА
|
Сокращенный паспорт Каа-Хемской ГЭС 7
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Климат 9
1.1.2 Гидрологические данные 9
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 11
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водно-энергетические расчёты 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Исходные данные 14
2.1.2 Кривые обеспеченности расходов 14
2.1.3 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 15
2.1.4 Определение типа регулирования 16
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических
расчётов 17
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 17
2.2.2 Водноэнергетические расчёты по условию маловодного года 18
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 20
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 21
2.3 Баланс мощности и энергии 21
2.3.1 Баланс энергии энергосистемы 21
2.3.2 Баланс мощности энергосистемы 21
3 Основное и вспомогательное оборудование 23
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 23
3.1.1 Построение режимного поля 23
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 25
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 29
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 29
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 31
3.3 Выбор маслонапорной установки и ЭГР 33
3.3.1 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 33
3.3.2 Выбор электрогидравлического регулятора 33
3.4 Выбор гидрогенератора 33
4 Электрическая часть 35
4.1 Выбор структурной схемы электрический соединений 35
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 35
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов 35
4.2.2 Выбор трансформаторов СН 37
4.2.3 Выбор синхронных генераторов 37
4.3 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчета 38
4.4 Выбор количества отходящих линий РУВН и марки проводов 38
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 40
4.6 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в
распределительном устройстве высшего напряжения с применением программного комплекса RastrKZ 40
4.6.1 Расчёт исходных данных 40
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс RastrKZ 41
4.7 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в распределительном
устройстве высшего напряжения 42
4.7.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов . 43
4.7.2 Выбор выключателей и разъединителей 43
4.7.3 Выбор трансформаторов напряжения 44
4.7.4 Выбор ограничителя перенапряжения 45
4.8 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном
напряжении 45
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 45
4.8.2 Выбор трансформаторов напряжения 46
4.8.3 Выбор трансформаторов тока 46
4.8.4 Выбор ограничителя перенапряжения 47
4.8.5 Выбор генераторного синхронизатора и сетевого анализатора 47
5 Релейная защита и автоматика 48
5.1 Перечень защит основного оборудования 48
5.2 Рекомендуемый к установке устройства релейной защиты 49
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора 49
5.2.2 Защита от замыкания на землю обмотки статора генератора 51
5.2.3 Защита от повышения напряжения 54
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 54
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок 58
5.2.6 Дистанционная защита генератора 60
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 63
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 65
6 Компоновка и сооружения гидроузла 66
6.1 Определение класса гидротехнического сооружения 66
6.1.1 Определение отметки гребня плотины и гребня быка 66
6.2 Гидравлический расчет водосливной плотины 68
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 68
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 71
6.2.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 71
6.3 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 72
6.4 Гидравлический расчет водобойной плиты 73
6.5 Конструирование основных элементов плотины 74
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 74
6.5.2 Быки 76
6.5.3 Устои 76
6.5.4 Дренаж в теле плотины 77
6.5.5 Разрезка плотины швами 77
6.5.6 Галереи в теле плотины 77
6.5.7 Подземный контур плотины 78
6.6 Статические расчеты плотины 79
6.6.1 Вес сооружения 79
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 80
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего и фильтрационного давления. 81
6.6.4 Давление наносов 82
6.6.5 Волновое давление 82
6.6.6 Расчет прочности плотины 83
6.6.7 Критерии прочности плотины 84
6.6.8 Расчет устойчивости плотины 85
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 87
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 87
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для
работников ГЭС 87
7.2.1 Общие положения 87
7.2.2 Охрана труда ГЭС 89
7.2.3 Ответственность 91
7.3 Пожарная безопасность 91
7.3.1 Ответственность за состояние пожарной безопасности 91
7.3.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 92
7.3.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 93
7.3.4 Содержание территории, дорог, подъездов к зданиям
и сооружениям 94
7.3.5 Содержание зданий, сооружений, помещений 95
7.4 Охрана природы 96
7.4.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 97
7.4.2 Водоохранная зона 98
7.4.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 100
8 Технико-экономические показатели 102
8.1 Оценка объемов продаж электроэнергии 102
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 103
8.3 Налоговые расходы 105
8.4 Прибыль 105
8.5 Методология, исходные данные 106
8.6 Бюджетная эффективность 107
8.7 Коммерческая эффективность 107
8.6 Анализ чувствительности проекта 107
9 Заземляющие контуры ГЭС и РУ, конструктивное исполнение, монтаж, способы контроля, расчеты потенциалов растекания тока 110
9.1 Общие сведения 110
9.2 Рабочие и электрозащитные функции заземляющих устройств 110
9.3 Конструктивное исполнение 111
9.4 Монтаж контуров заземления 111
9.5 Способы контроля 116
9.6 Сезонные изменения параметров электрической структуры земли 120
9.7 Расчеты потенциалов растекания тока 121
Заключение 125
Список использованных источников 127
Приложение
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Климат 9
1.1.2 Гидрологические данные 9
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 11
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водно-энергетические расчёты 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Исходные данные 14
2.1.2 Кривые обеспеченности расходов 14
2.1.3 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 15
2.1.4 Определение типа регулирования 16
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических
расчётов 17
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 17
2.2.2 Водноэнергетические расчёты по условию маловодного года 18
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 20
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 21
2.3 Баланс мощности и энергии 21
2.3.1 Баланс энергии энергосистемы 21
2.3.2 Баланс мощности энергосистемы 21
3 Основное и вспомогательное оборудование 23
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 23
3.1.1 Построение режимного поля 23
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 25
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 29
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 29
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 31
3.3 Выбор маслонапорной установки и ЭГР 33
3.3.1 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 33
3.3.2 Выбор электрогидравлического регулятора 33
3.4 Выбор гидрогенератора 33
4 Электрическая часть 35
4.1 Выбор структурной схемы электрический соединений 35
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 35
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов 35
4.2.2 Выбор трансформаторов СН 37
4.2.3 Выбор синхронных генераторов 37
4.3 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчета 38
4.4 Выбор количества отходящих линий РУВН и марки проводов 38
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 40
4.6 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в
распределительном устройстве высшего напряжения с применением программного комплекса RastrKZ 40
4.6.1 Расчёт исходных данных 40
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс RastrKZ 41
4.7 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в распределительном
устройстве высшего напряжения 42
4.7.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов . 43
4.7.2 Выбор выключателей и разъединителей 43
4.7.3 Выбор трансформаторов напряжения 44
4.7.4 Выбор ограничителя перенапряжения 45
4.8 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном
напряжении 45
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 45
4.8.2 Выбор трансформаторов напряжения 46
4.8.3 Выбор трансформаторов тока 46
4.8.4 Выбор ограничителя перенапряжения 47
4.8.5 Выбор генераторного синхронизатора и сетевого анализатора 47
5 Релейная защита и автоматика 48
5.1 Перечень защит основного оборудования 48
5.2 Рекомендуемый к установке устройства релейной защиты 49
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора 49
5.2.2 Защита от замыкания на землю обмотки статора генератора 51
5.2.3 Защита от повышения напряжения 54
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 54
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок 58
5.2.6 Дистанционная защита генератора 60
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 63
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 65
6 Компоновка и сооружения гидроузла 66
6.1 Определение класса гидротехнического сооружения 66
6.1.1 Определение отметки гребня плотины и гребня быка 66
6.2 Гидравлический расчет водосливной плотины 68
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 68
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 71
6.2.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 71
6.3 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 72
6.4 Гидравлический расчет водобойной плиты 73
6.5 Конструирование основных элементов плотины 74
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 74
6.5.2 Быки 76
6.5.3 Устои 76
6.5.4 Дренаж в теле плотины 77
6.5.5 Разрезка плотины швами 77
6.5.6 Галереи в теле плотины 77
6.5.7 Подземный контур плотины 78
6.6 Статические расчеты плотины 79
6.6.1 Вес сооружения 79
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 80
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего и фильтрационного давления. 81
6.6.4 Давление наносов 82
6.6.5 Волновое давление 82
6.6.6 Расчет прочности плотины 83
6.6.7 Критерии прочности плотины 84
6.6.8 Расчет устойчивости плотины 85
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 87
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 87
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для
работников ГЭС 87
7.2.1 Общие положения 87
7.2.2 Охрана труда ГЭС 89
7.2.3 Ответственность 91
7.3 Пожарная безопасность 91
7.3.1 Ответственность за состояние пожарной безопасности 91
7.3.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 92
7.3.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 93
7.3.4 Содержание территории, дорог, подъездов к зданиям
и сооружениям 94
7.3.5 Содержание зданий, сооружений, помещений 95
7.4 Охрана природы 96
7.4.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 97
7.4.2 Водоохранная зона 98
7.4.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 100
8 Технико-экономические показатели 102
8.1 Оценка объемов продаж электроэнергии 102
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 103
8.3 Налоговые расходы 105
8.4 Прибыль 105
8.5 Методология, исходные данные 106
8.6 Бюджетная эффективность 107
8.7 Коммерческая эффективность 107
8.6 Анализ чувствительности проекта 107
9 Заземляющие контуры ГЭС и РУ, конструктивное исполнение, монтаж, способы контроля, расчеты потенциалов растекания тока 110
9.1 Общие сведения 110
9.2 Рабочие и электрозащитные функции заземляющих устройств 110
9.3 Конструктивное исполнение 111
9.4 Монтаж контуров заземления 111
9.5 Способы контроля 116
9.6 Сезонные изменения параметров электрической структуры земли 120
9.7 Расчеты потенциалов растекания тока 121
Заключение 125
Список использованных источников 127
Приложение
Анализ исходных данных и определение внешних условий функционирования ГЭС
Малый Енисей берёт своё начало при слиянии двух рек в северной Монголии. Длина реки - 563 км. Площадь водосборного бассейна составляет 58 700 км2. Бассейн Малого Енисея горная область, граница которой на севере и востоке являются административными границами Тувы с Бурятией, Иркутской областью и Красноярским краем.
Малый Енисей берёт своё начало при слиянии двух рек в северной Монголии. Длина реки - 563 км. Площадь водосборного бассейна составляет 58 700 км2. Бассейн Малого Енисея горная область, граница которой на севере и востоке являются административными границами Тувы с Бурятией, Иркутской областью и Красноярским краем.
В проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры высоконапорной Каа-Хемской ГЭС высотой 34 метра на реке Малый Енисей, являющимся сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 0,1%, поверочного 0,01% обеспеченности: Q0j1% = 4545 м3/с, Q0,01% = 5918 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Каа- Хемской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила 112 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 644,41 м. Полезный объем составляет 2,51 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 630 млн. кВ'іч.
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
Hmax = 29,75 м;
Нрасч =22,80 м;
Hmin = 15,40 м.
расход через все агрегаты ГЭС Qmax, соответствующий расчетному напору, составляет 552 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ 30а и ПЛ 306 с разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 4,5 м (ПЛ306- В-450).
По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 142,8 об/мин был подобран серийный гидрогенератор ВГС-800/110-42 с номинальной активной мощностью 28 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с укрупненными блоками и принята схема распределительного устройства ОРУ-110кВ - «две рабочие системы сборных шин». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: трансформаторы ТД-63000/110, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-630/10, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС - 95/16 (один провод в фазе).
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ, а также рассчитаны уставки основных защит генератора.
Компоновка гидроузла была принята русловой. Водосливная плотина принята бетонной. Здание ГЭС - руслового типа.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 60 м;
- станционная бетонная плотина - 66 м;
- глухая левобережная бетонная и правобережная грунтовая плотины;
- здание ГЭС руслового типа.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка гребня водослива - 644 м;
- отметка гребня бычка - 658 м;
- отметка подошвы плотины - 623,5 м;
- ширина подошвы плотины по основанию - 22,6 м;
- количество водосливных отверстий - 3;
- ширина водосливных отверстий - 20 м;
- ширина сооружения по гребню - 17,2 м;
- толщина бычка - 3 м.
В качестве гасителя энергии потока был выбрана водобойная плита:
- длина водобойной плиты - 58 м;
- толщина плиты - 5,6 м.
Для уменьшения величины противодавления устроена цементационная завеса на глубину 21 метр относительно подошвы сооружения и дренаж на глубину 12,6 метров относительно подошвы сооружения.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции (шириной 1 см) постоянными температурно-осадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,34 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Каа_хемского 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:
- стоимость строительства гидроузла - 11,47 млрд. руб.;
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,14 руб/кВт-ч.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 0,1%, поверочного 0,01% обеспеченности: Q0j1% = 4545 м3/с, Q0,01% = 5918 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Каа- Хемской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила 112 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 644,41 м. Полезный объем составляет 2,51 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 630 млн. кВ'іч.
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
Hmax = 29,75 м;
Нрасч =22,80 м;
Hmin = 15,40 м.
расход через все агрегаты ГЭС Qmax, соответствующий расчетному напору, составляет 552 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ 30а и ПЛ 306 с разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 4,5 м (ПЛ306- В-450).
По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 142,8 об/мин был подобран серийный гидрогенератор ВГС-800/110-42 с номинальной активной мощностью 28 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с укрупненными блоками и принята схема распределительного устройства ОРУ-110кВ - «две рабочие системы сборных шин». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: трансформаторы ТД-63000/110, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-630/10, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС - 95/16 (один провод в фазе).
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ, а также рассчитаны уставки основных защит генератора.
Компоновка гидроузла была принята русловой. Водосливная плотина принята бетонной. Здание ГЭС - руслового типа.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 60 м;
- станционная бетонная плотина - 66 м;
- глухая левобережная бетонная и правобережная грунтовая плотины;
- здание ГЭС руслового типа.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка гребня водослива - 644 м;
- отметка гребня бычка - 658 м;
- отметка подошвы плотины - 623,5 м;
- ширина подошвы плотины по основанию - 22,6 м;
- количество водосливных отверстий - 3;
- ширина водосливных отверстий - 20 м;
- ширина сооружения по гребню - 17,2 м;
- толщина бычка - 3 м.
В качестве гасителя энергии потока был выбрана водобойная плита:
- длина водобойной плиты - 58 м;
- толщина плиты - 5,6 м.
Для уменьшения величины противодавления устроена цементационная завеса на глубину 21 метр относительно подошвы сооружения и дренаж на глубину 12,6 метров относительно подошвы сооружения.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции (шириной 1 см) постоянными температурно-осадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,34 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Каа_хемского 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:
- стоимость строительства гидроузла - 11,47 млрд. руб.;
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,14 руб/кВт-ч.