Помощь студентам в учебе
Проектирование Учурской ГЭС на реке Учур. Электромагнитная совместимость различных составляющих технологических систем управления и защит на ГЭС
|
Сокращенный паспорт Учурской ГЭС 7
Введение 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 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 13
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водно-энергетические расчеты 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Исходные данные для водно-энергетических расчетов 14
2.1.2 Определение максимальных расчетных расходов 14
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 15
2.1.4 Выбор расчетного маловодного и средневодного года 16
2.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 17
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 17
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом
требований водохозяйственной системы, построение баланса энергий 19
2.5 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 20
2.5.1 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в
средневодном году, определение среднемноголетней выработки 21
2.5.2 Определение установленной мощности ГЭС, баланс мощностей
энергосистемы 22
3 Основное и вспомогательное оборудование ГЭС 25
3.1 Построение режимного поля 25
3.2 Выбор числа и типа гидротурбины 26
3.3 Расчет спиральной камеры 29
3.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 32
3.5 Выбор электрогидравлического регулятора 32
3.6 Выбор типа серийного гидрогенератора 32
3.7 Расчет вала на прочность 32
3.8 Расчет подшипника 33
3.9 Выбор геометрических размеров машинного зала 34
4 Электрическая часть 35
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 35
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 36
4.2.1 Схема с простыми блоками 36
4.2.2 Схема с укрупнёнными блоками 37
4.3 Выбор трансформатора собственных нужд 38
4.4 Выбор главной схемы ГЭС по технико-экономическому расчету .. 38
4.5 Выбор количества отходящих линий и марки проводов 39
4.6 Выбор схемы распределительного устройства 40
4.7 Расчет токов короткого замыкания в программном комплексе
RASTRWIN3 41
4.7.1 Расчет исходных данных 41
4.7.2 Расчет токов КЗ 43
4.8 Выбор и проверка коммутационных аппаратов 43
4.8.1 Электротехническое оборудование 43
4.8.2 Определение расчетных токов рабочего и утяжелённого
режимов 44
4.8.3 Выбор электрических аппаратов 220 кВ 45
4.8.4 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном
напряжении 46
4.8.5 Выбор вспомогательного оборудования 47
5 Релейная защита и автоматика 48
5.1 Характеристики защищаемого оборудования 48
5.2 Расчет номинальных токов 48
5.3 Перечень защит основного оборудования 49
5.4 Расчет релейных защит 51
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 51
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN (UO)) 53
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>; U2>) 55
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 56
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 59
5.4.6 Дистанционная защита генератора 60
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 63
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 65
5.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 65
6 Компоновка и сооружения гидроузла 67
6.1 Определение класса гидротехнического сооружения 67
6.2 Определение отметки гребня плотины 67
6.3 Гидравлический расчет водосливного фронта 69
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 69
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 70
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 72
6.3.4 Построение профиля водосливной грани 73
6.3.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 74
6.3.6 Расчет параметров принятых гасителей 74
6.3.7 Расчет донного водосброса 77
6.4 Конструирование плотины 77
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 77
6.4.2 Разрезка плотины швами 79
6.4.3 Быки 79
6.4.4 Устои 80
6.4.5 Галереи в теле плотины 80
6.4.6 Дренаж тела бетонных плотин 80
6.5 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 80
6.5.1 Цементационная завеса 80
6.6 Фильтрационные расчеты 82
6.7 Определение основных нагрузок на плотину 83
6.7.1 Вес сооружения 83
6.7.2 Сила гидростатического давления воды 84
6.7.3 Равнодействующая взвешивающего давления 84
6.7.4 Сила фильтрационного давления 84
6.7.5 Давление грунта 85
6.7.6 Волновое давление 85
6.7.7 Расчет прочности плотины 85
6.7.8 Критерии прочности плотины 88
6.7.9 Расчет устойчивости плотины на сдвиг 89
7 Охрана труда, техника безопасности, противопожарная безопасность,
мероприятия по охране окружающей среды 90
7.1 Охрана труда и техника безопасности 90
7.2 Противопожарная безопасность 93
7.3 Охрана природы 96
7.3.1 Общие сведения о районе строительства 96
7.3.2 Общие положения 97
7.3.3 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие
на состояние водных ресурсов 98
7.3.4 Водоохранная зона 100
7.3.5 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 101
7.3.6 Отходы, образующиеся при строительстве 102
7.3.7 План мероприятий по охране окружающей среды 103
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 104
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 104
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 104
8.3 Налоговые расходы 106
8.4 Оценка суммы прибыли 107
8.5 Методология, исходные данные 108
8.6 Показатели коммерческой эффективности проекта 109
8.7 Бюджетная эффективность 109
8.8 Анализ чувствительности 110
9 Электромагнитная совместимость различных составляющих
технологических систем управления и защит ГЭС 113
9.1 Общие положения об ЭМС 113
9.2 Классификация ЭМО 115
9.3 Организационные мероприятия по обеспечению ЭМС 116
9.4 Технические мероприятия по обеспечению ЭМС 117
9.5 Требования к техническим средствам 118
9.4 Проведение измерений и расчетов по определению ЭМО 119
9.6.1 Получение исходных данных 119
9.6.2 Напряжения и токи промышленной частоты при КЗ на шинах РУ 120
9.6.3 Импульсные помехи при коммутациях силового оборудования
и КЗ на шинах РУ 121
9.6.4 Импульсные помехи, обусловленные переходными процессами
в цепях высокого напряжения при коммутациях и коротких замыканиях 121
9.6.5 Импульсные помехи при ударах молнии 123
9.6.6 Электромагнитные поля радиочастотного диапазона 123
9.6.7 Магнитные поля промышленной частоты 123
9.6.8 Разряды статического электричества 124
9.6.9 Помехи, связанные с возмущением в цепях питания низкого
напряжения 124
9.6.10 Импульсные магнитные поля 124
9.6.11 Помехи от вспомогательного электрооборудования 125
9.7 Оформление результатов измерений и расчетов 125
Заключение 126
Список использованных источников 128
Приложение А Данные водно-энергетических расчетов 131
Приложение Б Данные по основному и вспомогательному оборудованию 140
Приложение В План мероприятий по охране окружающей среды 142
Введение 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 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 13
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водно-энергетические расчеты 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Исходные данные для водно-энергетических расчетов 14
2.1.2 Определение максимальных расчетных расходов 14
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 15
2.1.4 Выбор расчетного маловодного и средневодного года 16
2.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 17
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 17
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом
требований водохозяйственной системы, построение баланса энергий 19
2.5 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 20
2.5.1 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в
средневодном году, определение среднемноголетней выработки 21
2.5.2 Определение установленной мощности ГЭС, баланс мощностей
энергосистемы 22
3 Основное и вспомогательное оборудование ГЭС 25
3.1 Построение режимного поля 25
3.2 Выбор числа и типа гидротурбины 26
3.3 Расчет спиральной камеры 29
3.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 32
3.5 Выбор электрогидравлического регулятора 32
3.6 Выбор типа серийного гидрогенератора 32
3.7 Расчет вала на прочность 32
3.8 Расчет подшипника 33
3.9 Выбор геометрических размеров машинного зала 34
4 Электрическая часть 35
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 35
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 36
4.2.1 Схема с простыми блоками 36
4.2.2 Схема с укрупнёнными блоками 37
4.3 Выбор трансформатора собственных нужд 38
4.4 Выбор главной схемы ГЭС по технико-экономическому расчету .. 38
4.5 Выбор количества отходящих линий и марки проводов 39
4.6 Выбор схемы распределительного устройства 40
4.7 Расчет токов короткого замыкания в программном комплексе
RASTRWIN3 41
4.7.1 Расчет исходных данных 41
4.7.2 Расчет токов КЗ 43
4.8 Выбор и проверка коммутационных аппаратов 43
4.8.1 Электротехническое оборудование 43
4.8.2 Определение расчетных токов рабочего и утяжелённого
режимов 44
4.8.3 Выбор электрических аппаратов 220 кВ 45
4.8.4 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном
напряжении 46
4.8.5 Выбор вспомогательного оборудования 47
5 Релейная защита и автоматика 48
5.1 Характеристики защищаемого оборудования 48
5.2 Расчет номинальных токов 48
5.3 Перечень защит основного оборудования 49
5.4 Расчет релейных защит 51
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 51
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN (UO)) 53
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>; U2>) 55
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 56
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 59
5.4.6 Дистанционная защита генератора 60
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 63
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 65
5.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 65
6 Компоновка и сооружения гидроузла 67
6.1 Определение класса гидротехнического сооружения 67
6.2 Определение отметки гребня плотины 67
6.3 Гидравлический расчет водосливного фронта 69
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 69
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 70
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 72
6.3.4 Построение профиля водосливной грани 73
6.3.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 74
6.3.6 Расчет параметров принятых гасителей 74
6.3.7 Расчет донного водосброса 77
6.4 Конструирование плотины 77
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 77
6.4.2 Разрезка плотины швами 79
6.4.3 Быки 79
6.4.4 Устои 80
6.4.5 Галереи в теле плотины 80
6.4.6 Дренаж тела бетонных плотин 80
6.5 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 80
6.5.1 Цементационная завеса 80
6.6 Фильтрационные расчеты 82
6.7 Определение основных нагрузок на плотину 83
6.7.1 Вес сооружения 83
6.7.2 Сила гидростатического давления воды 84
6.7.3 Равнодействующая взвешивающего давления 84
6.7.4 Сила фильтрационного давления 84
6.7.5 Давление грунта 85
6.7.6 Волновое давление 85
6.7.7 Расчет прочности плотины 85
6.7.8 Критерии прочности плотины 88
6.7.9 Расчет устойчивости плотины на сдвиг 89
7 Охрана труда, техника безопасности, противопожарная безопасность,
мероприятия по охране окружающей среды 90
7.1 Охрана труда и техника безопасности 90
7.2 Противопожарная безопасность 93
7.3 Охрана природы 96
7.3.1 Общие сведения о районе строительства 96
7.3.2 Общие положения 97
7.3.3 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие
на состояние водных ресурсов 98
7.3.4 Водоохранная зона 100
7.3.5 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 101
7.3.6 Отходы, образующиеся при строительстве 102
7.3.7 План мероприятий по охране окружающей среды 103
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 104
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 104
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 104
8.3 Налоговые расходы 106
8.4 Оценка суммы прибыли 107
8.5 Методология, исходные данные 108
8.6 Показатели коммерческой эффективности проекта 109
8.7 Бюджетная эффективность 109
8.8 Анализ чувствительности 110
9 Электромагнитная совместимость различных составляющих
технологических систем управления и защит ГЭС 113
9.1 Общие положения об ЭМС 113
9.2 Классификация ЭМО 115
9.3 Организационные мероприятия по обеспечению ЭМС 116
9.4 Технические мероприятия по обеспечению ЭМС 117
9.5 Требования к техническим средствам 118
9.4 Проведение измерений и расчетов по определению ЭМО 119
9.6.1 Получение исходных данных 119
9.6.2 Напряжения и токи промышленной частоты при КЗ на шинах РУ 120
9.6.3 Импульсные помехи при коммутациях силового оборудования
и КЗ на шинах РУ 121
9.6.4 Импульсные помехи, обусловленные переходными процессами
в цепях высокого напряжения при коммутациях и коротких замыканиях 121
9.6.5 Импульсные помехи при ударах молнии 123
9.6.6 Электромагнитные поля радиочастотного диапазона 123
9.6.7 Магнитные поля промышленной частоты 123
9.6.8 Разряды статического электричества 124
9.6.9 Помехи, связанные с возмущением в цепях питания низкого
напряжения 124
9.6.10 Импульсные магнитные поля 124
9.6.11 Помехи от вспомогательного электрооборудования 125
9.7 Оформление результатов измерений и расчетов 125
Заключение 126
Список использованных источников 128
Приложение А Данные водно-энергетических расчетов 131
Приложение Б Данные по основному и вспомогательному оборудованию 140
Приложение В План мероприятий по охране окружающей среды 142
Гидроэнергетика - важнейшая отрасль Российской энергетики т.к. имеет много преимуществ по сравнению с другими видами выработки электроэнергии:
1. Гидроэнергия является возобновляемым видом энергии. Использование гидроэлектростанций позволяет сократить потребление не возобновляемых ресурсов тепловых электростанций.
2. Выработка ІкВтч электроэнергии на ГЭС обходится на много дешевле, чем на тепловой станции.
3. ГЭС обладает высокой маневренностью и гибкостью в работе. ГА может быть включен в работу в течение короткого времени.
5. Гидроагрегаты, применяемые на ГЭС, имеют более высокий КПД, по сравнению с турбоагрегатами.
6. ГЭС более надежны в эксплуатации т.к имеют значительно меньшую аварийность и износ оборудования.
7. Возможность получения большого количества электроэнергии при низкой стоимости, стимулирует развитие электроемких производств.
8. Одновременно со строительством ГЭС разрешаются вопросы комплексного использования рек для судоходства, орошения, водоснабжения.
1. Гидроэнергия является возобновляемым видом энергии. Использование гидроэлектростанций позволяет сократить потребление не возобновляемых ресурсов тепловых электростанций.
2. Выработка ІкВтч электроэнергии на ГЭС обходится на много дешевле, чем на тепловой станции.
3. ГЭС обладает высокой маневренностью и гибкостью в работе. ГА может быть включен в работу в течение короткого времени.
5. Гидроагрегаты, применяемые на ГЭС, имеют более высокий КПД, по сравнению с турбоагрегатами.
6. ГЭС более надежны в эксплуатации т.к имеют значительно меньшую аварийность и износ оборудования.
7. Возможность получения большого количества электроэнергии при низкой стоимости, стимулирует развитие электроемких производств.
8. Одновременно со строительством ГЭС разрешаются вопросы комплексного использования рек для судоходства, орошения, водоснабжения.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по гидрологии и энергосистеме была определена установленная мощность Учурской ГЭС, которая составила 600 МВт. В соответствии с энергосистемой Якутии показана зона работы станции в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. В результате расчетов и регулирования стока определена отметка УМО составившая 253,41 м при отметке НПУ - 278,00 м. Полезный объем водохранилища составляет 14,73 км3. Среднемноголетняя выработка электроэнергии Учурской ГЭС равна 5089 млн. кВтш.
На этапе выбора оборудования в качестве основного гидросилового при рассмотрении нескольких вариантов принята к установке турбина РО 75-В- 500 работающая при напорах: максимальный - 67,7 м, минимальный - 45,5 м, расчетный - 56,0 м. Число устанавливаемых агрегатов равно 6.
Альтернативным вариантом рассматривались турбины ПЛ 70-В, ПЛД 70-В, но по высоте отсасывания пришлось исключить их из дальнейшего рассмотрения.
Для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 125 об/мин был подобран гидрогенератор СВ-1130/140-48 ТС4 зонтичного исполнения с номинальной активной мощностью 100 МВт и полной мощностью S=117,7 МВА, с номинальным напряжением генератора Ur=13,8 кВ.
Из рассмотренных нескольких вариантов по критерию экономических затрат выбрана структурная электрическая схема с укрупненными блоками и принята схема распределительного устройства на напряжение 220 кВ- 2 системы шин. Для главной схемы подобранно основное высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ—250000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-2500/15, генераторный выключатель - элегазовый ВЭБ-220, в качестве распределительного устройства выбрано ОРУ-220кВ.
Вся генерируемая на станции мощность передается по 5 отходящим ЛЭП 220кВ.
Напорный фронт представлен: глухими правобережной бетонной и левобережной грунтовой плотинами, водосливной плотиной, станционной частью. Длина плотины по гребню составляет 1020 м, ширина плотины по основанию 56 м, ширина по гребню 20 м. Для пропуска паводков запроектированы 5 поверхностных водосбросных и 2 донных водосбросов. Сопряжение бьефов осуществляется посредством носка трамплина. Для снятия противодавления устроена цементационная завеса глубиной 68,2 м и дренаж глубиной 17,05 м.
Водосливная бетонная плотина была просчитана на прочность и устойчивость. Растягивающие напряжения отсутствуют, а возникающие сжимающие напряжения не превосходят предельно допустимые. Плотина устойчива на сдвиг по основанию с коэффициентом надежности 1,28 для основного сочетания нагрузок, что больше допустимого для II класса сооружений - 1,2. Анализируя расчётные данные, можно утверждать, что выбранный профиль плотины удовлетворяет условиям прочности и надёжности.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- стоимость строительства гидроузла - 13,7 млрд. руб.;
- себестоимость вырабатываемой электроэнергии - 0,16 руб/кВт-ч;
- чистая прибыль за год составит 4,6 млрд. руб;
- дисконтированный срок окупаемости станции 79 месяцев с начала строительства.
Анализируя, эти данные можно уверено сказать, что проект экономически эффективен.
В рамках спецвопроса я рассмотрел электромагнитную совместимость систем управления и защит ГЭС. Была рассмотрена методика определения и расчета ЭМО. Были произведены испытания по проверке ЭМО на действующей ГЭС.
На этапе выбора оборудования в качестве основного гидросилового при рассмотрении нескольких вариантов принята к установке турбина РО 75-В- 500 работающая при напорах: максимальный - 67,7 м, минимальный - 45,5 м, расчетный - 56,0 м. Число устанавливаемых агрегатов равно 6.
Альтернативным вариантом рассматривались турбины ПЛ 70-В, ПЛД 70-В, но по высоте отсасывания пришлось исключить их из дальнейшего рассмотрения.
Для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 125 об/мин был подобран гидрогенератор СВ-1130/140-48 ТС4 зонтичного исполнения с номинальной активной мощностью 100 МВт и полной мощностью S=117,7 МВА, с номинальным напряжением генератора Ur=13,8 кВ.
Из рассмотренных нескольких вариантов по критерию экономических затрат выбрана структурная электрическая схема с укрупненными блоками и принята схема распределительного устройства на напряжение 220 кВ- 2 системы шин. Для главной схемы подобранно основное высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ—250000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-2500/15, генераторный выключатель - элегазовый ВЭБ-220, в качестве распределительного устройства выбрано ОРУ-220кВ.
Вся генерируемая на станции мощность передается по 5 отходящим ЛЭП 220кВ.
Напорный фронт представлен: глухими правобережной бетонной и левобережной грунтовой плотинами, водосливной плотиной, станционной частью. Длина плотины по гребню составляет 1020 м, ширина плотины по основанию 56 м, ширина по гребню 20 м. Для пропуска паводков запроектированы 5 поверхностных водосбросных и 2 донных водосбросов. Сопряжение бьефов осуществляется посредством носка трамплина. Для снятия противодавления устроена цементационная завеса глубиной 68,2 м и дренаж глубиной 17,05 м.
Водосливная бетонная плотина была просчитана на прочность и устойчивость. Растягивающие напряжения отсутствуют, а возникающие сжимающие напряжения не превосходят предельно допустимые. Плотина устойчива на сдвиг по основанию с коэффициентом надежности 1,28 для основного сочетания нагрузок, что больше допустимого для II класса сооружений - 1,2. Анализируя расчётные данные, можно утверждать, что выбранный профиль плотины удовлетворяет условиям прочности и надёжности.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- стоимость строительства гидроузла - 13,7 млрд. руб.;
- себестоимость вырабатываемой электроэнергии - 0,16 руб/кВт-ч;
- чистая прибыль за год составит 4,6 млрд. руб;
- дисконтированный срок окупаемости станции 79 месяцев с начала строительства.
Анализируя, эти данные можно уверено сказать, что проект экономически эффективен.
В рамках спецвопроса я рассмотрел электромагнитную совместимость систем управления и защит ГЭС. Была рассмотрена методика определения и расчета ЭМО. Были произведены испытания по проверке ЭМО на действующей ГЭС.