Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЧАРЫШСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ЧАРЫШ. СХЕМЫ И ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ СЕТИ ОПЕРАТИВНОГО ПОСТОЯННОГО ТОКА ГЭС, РУ. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ДЛЯ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ГЭС
|
Сокращенный паспорт Чарышской ГЭС 7
Введение 9
1 Общая часть и исходные данные 10
1.1 Сейсмология 16
1.2 Топография. Кривые зависимости верхнего и нижнего бьефа 16
1.3 Энергоэкономическая характеристика района 17
2 Водоэнергетический расчет 20
2.1 Расчет режима без регулирования водохранилища 20
2.2 Баланс энергий 20
2.3 ВЭР маловодного года. Определение рабочей мощности 22
2.4 Установленная мощность 25
2.5 Баланс мощности. Планирование резервов и капитальных
ремонтов в энергосистеме 26
2.6 Водоэнергетический расчет сработки-наполнения водохранилища
при расходах средневодного года. Среднемноголетняя выработка 28
2.7 Выбор основного и вспомогательного оборудования 29
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 30
3.1 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 30
3.2 Проверка работы гидротурбины при ограничении по
минимальному расходу 34
3.3 Определение отметки рабочего колеса 35
3.2.1 Работа одного агрегата при установленной мощности и при
V НПУ 35
3.2.2 Работа минимального числа агрегатов при установленной
мощности при расчетном напоре 36
3.2.3 Работа при минимальном напоре и соответствующей ему
мощности 36
3.4 Расчет спиральной камеры 38
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 41
3.6 Расчет деталей и узлов гидротурбины 41
3.6.1 Расчет вала на прочность 41
3.6.1 Расчет подшипника 41
3.6.3 Выбор регулятора частоты вращения гидротурбины 43
3.7 Выбор маслонапорной установки (МНУ) 43
4 Электрическая часть 44
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 44
4.2 Выбор основного электрического оборудования ГЭС 44
4.2.1 Выбор генераторов 44
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов 44
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 45
4.2.4 Выбор количества отходящих воздушных линий РУ ВН 45
4.2.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико¬экономического расчета 46
4.3 Расчёт токов трехфазного и однофазного КЗ в главной схеме 49
4.4 Выбор и проверка электрических аппаратов в главной схеме 53
4.4.1 Выбор генераторного выключателя 53
4.4.2 Выбор выключателя ОРУ 110 кВ 54
4.4.3 Выбор разъединителей 110 и 10 кВ 55
4.4.4 Прочее оборудование 56
5 Устройства РЗиА 57
5.1 Перечень защит основного оборудования 57
5.2 Описание защит и расчет их уставок 58
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 58
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора
(UN (UO)) 60
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 63
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 63
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок I1 67
5.2.6 Дистанционная защита генератора 68
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 71
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 73
5.4 Таблица уставок и матрица отключений защит 73
6 Компоновка и сооружения гидроузла 76
6.1 Проектирование сооружений напорного фронта 76
6.1.1 Определение отметки гребня плотины 76
6.1.2 Гидравлические расчеты 77
6.1.2.1 Определение ширины водосливного фронта 78
6.2.2.2 Определение отметки гребня водослива 79
6.2.2.3 Построение профиля водосливной грани 80
6.2.2.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 81
6.2.2.5 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 82
6.2 Конструирование плотины 84
6.2.1 Определение ширины подошвы плотины 84
6.2.2 Быки 85
6.2.3 Разрезка плотин цементируемыми швами 85
6.2.4 Устои 85
6.2.5 Дренаж тела бетонных плотин 86
6.2.6 Галерея в теле плотины 86
6.3 Основные элементы плотины 86
6.3.1 Противофильтрационная завеса 86
6.3.2 Дренажные устройства в основании в скальных грунтах 87
6.4 Конструктивные элементы нижнего бьефа 87
6.5 Фильтрационные расчеты подземного контура 87
6.6 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 88
6.6.1 Определение сокращённого состава нагрузок на плотину для
основного сочетания нагрузок и воздействий 88
6.6.1.1 Вес сооружения и затворов 88
6.6.1.2 Сила гидростатического давления воды 90
6.6.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 90
6.6.1.4 Сила фильтрационного давления 90
6.6.1.5 Давление грунта 91
6.6.1.6 Волновое давление 94
6.6.2 Оценка прочности плотины 95
6.6.3 Критерии прочности плотины и ее основания 97
6.6.4 Обоснование устойчивости плотины 98
6.7. Проектирование донного водовыпуска 99
7 Мероприятия по охране труда, пожарной безопасности, по охране
окружающей среды 100
7.1 Мероприятия по охране труда 100
7.2 Мероприятия пожарной безопасности 100
7.3 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в
период эксплуатации 101
8 Технико-экономические показатели 103
8.1 Определение объёмов генерации производства 103
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 103
8.3 Налоговые расходы 106
8.4 Оценка суммы прибыли 106
8.5 Оценка инвестиционного проекта 107
8.6 Методология, исходные данные 108
8.7 Коммерческая эффективность 108
8.8 Бюджетная эффективность 108
8.9 Анализ чувствительности 109
9 Схемы и выбор оборудования сети оперативного постоянного тока
(СОПТ) для ГЭС и РУ. Разработка схемы для проектируемой ГЭС 112
9.1 Общие требования к схеме и оборудованию системы оперативного
постоянного тока 112
9.2 Приблизительный состав электроприемников постоянного тока 113
9.3 Выбор схемы питания потребителей 114
9.4 Выбор аккумуляторных батарей 116
9.5 Выбор зарядно - подзарядных устройств 119
9.6 Выбор проводников 119
9.7 Выбор защитных аппаратов 121
Заключение 125
Список использованных источников 127
Приложение А Кривая связи нижнего бьефа для летнего периода 130
Приложение Б Оголовок профиля Кригера-Офицерова водосливной плотины 131
Приложение В Расчет водобойного колодца 132
Приложение Г Определение класса ГТС 135
Приложение Д Проточная часть модели гидротурбины ПЛ 406-В 136
Приложение Е Зона работы турбины с D1=4,0 м на главной универсальной характеристике ПЛ406-В 137
Приложение Ж Расчет сработки средневодного года 138
Введение 9
1 Общая часть и исходные данные 10
1.1 Сейсмология 16
1.2 Топография. Кривые зависимости верхнего и нижнего бьефа 16
1.3 Энергоэкономическая характеристика района 17
2 Водоэнергетический расчет 20
2.1 Расчет режима без регулирования водохранилища 20
2.2 Баланс энергий 20
2.3 ВЭР маловодного года. Определение рабочей мощности 22
2.4 Установленная мощность 25
2.5 Баланс мощности. Планирование резервов и капитальных
ремонтов в энергосистеме 26
2.6 Водоэнергетический расчет сработки-наполнения водохранилища
при расходах средневодного года. Среднемноголетняя выработка 28
2.7 Выбор основного и вспомогательного оборудования 29
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 30
3.1 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 30
3.2 Проверка работы гидротурбины при ограничении по
минимальному расходу 34
3.3 Определение отметки рабочего колеса 35
3.2.1 Работа одного агрегата при установленной мощности и при
V НПУ 35
3.2.2 Работа минимального числа агрегатов при установленной
мощности при расчетном напоре 36
3.2.3 Работа при минимальном напоре и соответствующей ему
мощности 36
3.4 Расчет спиральной камеры 38
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 41
3.6 Расчет деталей и узлов гидротурбины 41
3.6.1 Расчет вала на прочность 41
3.6.1 Расчет подшипника 41
3.6.3 Выбор регулятора частоты вращения гидротурбины 43
3.7 Выбор маслонапорной установки (МНУ) 43
4 Электрическая часть 44
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 44
4.2 Выбор основного электрического оборудования ГЭС 44
4.2.1 Выбор генераторов 44
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов 44
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 45
4.2.4 Выбор количества отходящих воздушных линий РУ ВН 45
4.2.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико¬экономического расчета 46
4.3 Расчёт токов трехфазного и однофазного КЗ в главной схеме 49
4.4 Выбор и проверка электрических аппаратов в главной схеме 53
4.4.1 Выбор генераторного выключателя 53
4.4.2 Выбор выключателя ОРУ 110 кВ 54
4.4.3 Выбор разъединителей 110 и 10 кВ 55
4.4.4 Прочее оборудование 56
5 Устройства РЗиА 57
5.1 Перечень защит основного оборудования 57
5.2 Описание защит и расчет их уставок 58
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 58
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора
(UN (UO)) 60
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 63
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 63
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок I1 67
5.2.6 Дистанционная защита генератора 68
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 71
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 73
5.4 Таблица уставок и матрица отключений защит 73
6 Компоновка и сооружения гидроузла 76
6.1 Проектирование сооружений напорного фронта 76
6.1.1 Определение отметки гребня плотины 76
6.1.2 Гидравлические расчеты 77
6.1.2.1 Определение ширины водосливного фронта 78
6.2.2.2 Определение отметки гребня водослива 79
6.2.2.3 Построение профиля водосливной грани 80
6.2.2.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 81
6.2.2.5 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 82
6.2 Конструирование плотины 84
6.2.1 Определение ширины подошвы плотины 84
6.2.2 Быки 85
6.2.3 Разрезка плотин цементируемыми швами 85
6.2.4 Устои 85
6.2.5 Дренаж тела бетонных плотин 86
6.2.6 Галерея в теле плотины 86
6.3 Основные элементы плотины 86
6.3.1 Противофильтрационная завеса 86
6.3.2 Дренажные устройства в основании в скальных грунтах 87
6.4 Конструктивные элементы нижнего бьефа 87
6.5 Фильтрационные расчеты подземного контура 87
6.6 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 88
6.6.1 Определение сокращённого состава нагрузок на плотину для
основного сочетания нагрузок и воздействий 88
6.6.1.1 Вес сооружения и затворов 88
6.6.1.2 Сила гидростатического давления воды 90
6.6.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 90
6.6.1.4 Сила фильтрационного давления 90
6.6.1.5 Давление грунта 91
6.6.1.6 Волновое давление 94
6.6.2 Оценка прочности плотины 95
6.6.3 Критерии прочности плотины и ее основания 97
6.6.4 Обоснование устойчивости плотины 98
6.7. Проектирование донного водовыпуска 99
7 Мероприятия по охране труда, пожарной безопасности, по охране
окружающей среды 100
7.1 Мероприятия по охране труда 100
7.2 Мероприятия пожарной безопасности 100
7.3 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в
период эксплуатации 101
8 Технико-экономические показатели 103
8.1 Определение объёмов генерации производства 103
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 103
8.3 Налоговые расходы 106
8.4 Оценка суммы прибыли 106
8.5 Оценка инвестиционного проекта 107
8.6 Методология, исходные данные 108
8.7 Коммерческая эффективность 108
8.8 Бюджетная эффективность 108
8.9 Анализ чувствительности 109
9 Схемы и выбор оборудования сети оперативного постоянного тока
(СОПТ) для ГЭС и РУ. Разработка схемы для проектируемой ГЭС 112
9.1 Общие требования к схеме и оборудованию системы оперативного
постоянного тока 112
9.2 Приблизительный состав электроприемников постоянного тока 113
9.3 Выбор схемы питания потребителей 114
9.4 Выбор аккумуляторных батарей 116
9.5 Выбор зарядно - подзарядных устройств 119
9.6 Выбор проводников 119
9.7 Выбор защитных аппаратов 121
Заключение 125
Список использованных источников 127
Приложение А Кривая связи нижнего бьефа для летнего периода 130
Приложение Б Оголовок профиля Кригера-Офицерова водосливной плотины 131
Приложение В Расчет водобойного колодца 132
Приложение Г Определение класса ГТС 135
Приложение Д Проточная часть модели гидротурбины ПЛ 406-В 136
Приложение Е Зона работы турбины с D1=4,0 м на главной универсальной характеристике ПЛ406-В 137
Приложение Ж Расчет сработки средневодного года 138
Основной целью данной бакалаврской работы является проектирование гидроэлектростанции на основе имеющихся гидрологических, топографических данных, энергетических и других данных. Под этим понимается определение главных характеристик любой электростанции, установленной мощности (УУСТ)И среднемноголетней выработки (Э), определение его типов и параметров, которые при заданной исходной информации, выполнении всех требуемых ограничений обеспечивали бы развитие энергосистемы за счет проектируемой ГЭС с минимальными затратами на строительство и максимальной прибылью при эксплуатации.
Для обеспечения генерации электроэнергии и последующей выдачи этой электроэнергии в ЕЭС необходимо определиться со схемой выдачи мощности и выбрать основное силовое электрооборудование, коммутационные, защитные и измерительные электроаппараты на основе технико-экономического анализа.
В ходе работы необходимо определится с гидротехническими сооружениями, создающими напорный фронт, в том числе определить отметку гребня плотины, параметры водосбросного сооружения и состав гасителей энергии в нижнем бьефе и противофильтрационных элементов. Выбор параметров ГТС проводится на основе гидравлических расчетов, действующих нормативных документов и с последующим обоснованием надежности и безопасности ГТС.
Разрабатывается инвестиционный план, затем рассчитываются текущие расходы, которые формируются в соответствии с заданной производственной программой на основании «Единых сценарных условий ПАО «РусГидро», учитываются налоговые расходы и оценивается сумма прибыльности проекта.
Место для проектирования - створ реки Чарыш, Чарышского района расположенного в южной части Алтайского края. Население района более 11 тысяч человек. На территории района находятся маслозавод, дорожно-строительные организации. В последнее время развивается туризм. По территории района проходит дорога «Алейск - Чарышское».
Энергоснабжением потребителей в данном районе занимается компания АО «Алтайэнергосбыт».
Для обеспечения генерации электроэнергии и последующей выдачи этой электроэнергии в ЕЭС необходимо определиться со схемой выдачи мощности и выбрать основное силовое электрооборудование, коммутационные, защитные и измерительные электроаппараты на основе технико-экономического анализа.
В ходе работы необходимо определится с гидротехническими сооружениями, создающими напорный фронт, в том числе определить отметку гребня плотины, параметры водосбросного сооружения и состав гасителей энергии в нижнем бьефе и противофильтрационных элементов. Выбор параметров ГТС проводится на основе гидравлических расчетов, действующих нормативных документов и с последующим обоснованием надежности и безопасности ГТС.
Разрабатывается инвестиционный план, затем рассчитываются текущие расходы, которые формируются в соответствии с заданной производственной программой на основании «Единых сценарных условий ПАО «РусГидро», учитываются налоговые расходы и оценивается сумма прибыльности проекта.
Место для проектирования - створ реки Чарыш, Чарышского района расположенного в южной части Алтайского края. Население района более 11 тысяч человек. На территории района находятся маслозавод, дорожно-строительные организации. В последнее время развивается туризм. По территории района проходит дорога «Алейск - Чарышское».
Энергоснабжением потребителей в данном районе занимается компания АО «Алтайэнергосбыт».
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Чарышского гидроузла на реке Чарыш, являющегося сооружением II класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 1 % равного 849м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 106 МВт и среднемноголетняя выработка 1,04 млн. кВтш.
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 - 40,0 м;
- расчетный - 32,8 м;
- минимальный - 29,0 м.
При выборе турбин рассматривалось два варианта: ПЛ40а-В 400 и ПЛ406-В 400. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидротурбинами ПЛ406-В-400.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 187,5 об/мин был подобран серийный гидрогенератор ВГС-650/130 32 с номинальной активной мощностью 36 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с простыми блоками и принята схема распределительного устройства на 6 присоединений (2 блока, 4 отходящих воздушных линии) ОРУ 110 кВ - "Рабочая секционированная и обходная система шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 63000/110.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина;
- глухая бетонная плотина правобережная и левобережная;
- станционная бетонная плотина;
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 546 м;
- число водосливных отверстий - 2;
- ширина водосливных отверстий - 9 м;
- отметка гребня - 594 м;
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,30 (нормативное значение для сооружений II класса - 1,20). Таким образом, плотина отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СП.
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 - 61 мес;
- себестоимость - 0,12 руб/кВтш;
- удельные капиталовложения - 8035,66 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Чарышской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 1 % равного 849м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 106 МВт и среднемноголетняя выработка 1,04 млн. кВтш.
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 - 40,0 м;
- расчетный - 32,8 м;
- минимальный - 29,0 м.
При выборе турбин рассматривалось два варианта: ПЛ40а-В 400 и ПЛ406-В 400. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидротурбинами ПЛ406-В-400.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 187,5 об/мин был подобран серийный гидрогенератор ВГС-650/130 32 с номинальной активной мощностью 36 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с простыми блоками и принята схема распределительного устройства на 6 присоединений (2 блока, 4 отходящих воздушных линии) ОРУ 110 кВ - "Рабочая секционированная и обходная система шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 63000/110.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина;
- глухая бетонная плотина правобережная и левобережная;
- станционная бетонная плотина;
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 546 м;
- число водосливных отверстий - 2;
- ширина водосливных отверстий - 9 м;
- отметка гребня - 594 м;
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,30 (нормативное значение для сооружений II класса - 1,20). Таким образом, плотина отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СП.
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 - 61 мес;
- себестоимость - 0,12 руб/кВтш;
- удельные капиталовложения - 8035,66 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Чарышской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.