СОКРАЩЁННЫЙ ПАСПОРТ ОЛЁКМИНСКОЙ ГЭС 7
1 Общие сведения 10
1.1 Климат 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Инженерно-геологические условия 13
1.4 Сейсмические условия 14
2 Водноэнергетические расчеты 15
2.1 Суточные графики нагрузки и интегральные кривые нагрузки 15
2.2 Годовые графики нагрузки 18
2.3 ВЭР без регулирования. Перераспределение стока с полноводного
периода на зимний период 19
2.4 Баланс энергии 19
2.5 ВЭР 90%-водно-энергетический расчёт режима работы ГЭС в
маловодном году 21
2.6 Гарантированные мощности 23
2.7 ИКН. Выбор рабочей мощности для всех месяцев 23
2.8 Расчёт резервов и определение установленной мощности
проектируемой ГЭС, расчёт баланса мощностей 24
2.9 ВЭР 50%-водно-энергетический расчёт режима работы ГЭС в
средневодном году 27
2.10 Построение режимного поля 29
3 Основное и вспомогательное оборудование 30
3.1 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 30
3.2 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения ее бескавитационной работы 35
3.3 Определение геометрических размеров проточной части и машинного зала 36
3.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 37
3.5 Выбор электрогидравлического регулятора 38
3.6 Выбор типа серийного гидрогенератора 38
4 Электрическая часть 39
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 39
4.2 Выбор типа блоков ГЭС 40
4.2.1 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с простыми
блоками 40
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с укрупненными
блоками 40
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 40
4.3 Выбор главной схемы на основании технико-экономического расчёта ... 41
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий 43
4.5 Выбор схемы РУ ВН 44
4.6 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ ВН
в программном комплексе «RASTR WIN 3» 45
4.7 Расчет токов трехфазного короткого замыкания на генераторном
напряжении в програмном комплесе «RastrKZ» 46
4.8 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 47
4.9 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в РУ ВН 48
4.10 Выбор и проверка коммутационных аппаратов генераторного
напряжения 49
5 Релейная защита и автоматика 50
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 50
5.2 Расчёт номинальных токов 50
5.3 Перечень защит основного оборудования 51
5.4 Описание защит и расчет их уставок 53
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 53
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 55
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 58
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 58
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок ( 11 ) 62
5.4.6 Дистанционная защита генератора Z1 <,Z2 < 64
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 67
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 68
5.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 69
6 Компановка и сооружения гидроузла 71
6.1 Обоснование класса ГТС 71
6.2 Проектирование сооружений напорного фронта 71
6.2.1 Определение отметки гребня грунтовой плотины 71
6.3 Гидравлический расчёт плотины и НБ 74
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 74
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 75
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 77
6.3.4 Построение оголовка водослива по Кригер-Офицерову 79
6.3.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 81
6.3.6 Расчет носка-трамплина и отлета дальности струи 82
6.4 Конструирование плотины 84
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 84
6.4.2 Расчет ширины плотины по гребню 86
6.4.3 Разрезка плотины швами 87
6.4.4 Дренаж тела бетонной плотины 87
6.4.5 Быки 88
6.4.6 Устои 88
6.4.7 Галереи в теле плотины 88
6.4.8 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины 88
6.5 Фильтрационный расчет подземного контура 90
6.5.1 Построение эпюры фильтрационного давления для плотины на
скальном основании 90
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 91
6.6.1 Вес сооружения 91
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 92
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 93
6.6.4 Сила фильтрационного давления 93
6.6.5 Давление грунта 93
6.6.6 Волновое давление 95
6.7 Расчёт прочности плотины 95
6.7.1 Определение напряжений 95
6.7.2 Критерии прочности плотины 98
6.8 Расчёт устойчивости плотины 99
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 100
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 100
7.2 Охрана труда и техника безопасности 100
7.3 Пожарная безопасность 102
7.4 Охрана окружающей среды 104
7.4.1 Мероприятия по охране атмосферного воздуха 104
7.4.2 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 104
7.4.3 Водоохранные мероприятия по гидроэлектростанции 104
7.4.4 Воздействия на природную среду в строительный период 105
8 Технико-экономические показатели 108
8.1 Объемы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 108
8.1.1 Оценка объемов продаж 108
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 108
8.1.3 Налоговые расходы 110
8.2 Оценка суммы прибыли 111
8.3 Оценка инвестиционного проекта 112
8.3.1 Методология и исходные данные оценка инвестиционного
проекта 112
8.3.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 113
8.3.3 Бюджетная эффективность 113
8.4 Анализ рисков инвестиционных проектов 113
9 Вводы трансформаторов. Замена, хранение, контроль изоляции, требования,
преимущества и недостатки 117
9.1 Общая информация 117
9.1.1 Виды изоляции вводов 117
9.1.1.1 Внутренняя изоляция вводов 117
9.1.1.2 Внешняя изоляция вводов 118
9.1.1.3 Конструкция 120
9.1.2 Производители 120
9.1.3 Преимущества и недостатки 120
9.1.4 Основные требования при выборе трансформаторного ввода 121
9.2 Хранение 121
9.3 Замена 122
9.3.1 Такелажные работы 122
9.3.2 Установка на трансформатор 123
9.4 Требования по техническому обслуживанию и контролю 124
9.4.1 Требования рекомендуемые к техническому обслуживанию и
надзору 125
9.4.1.1 Чистка поверхности изоляторов 125
9.4.1.2 Контроль герметичности 125
9.4.2 Основные методы контроля технического состояния вводов 125
9.4.3 Техника безопасности 127
9.4.4 Утилизация 127
9.5 Контроль изоляции 128
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 129
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 131
ПРИЛОЖЕНИЕ А - Графики ИКИ 134
ПРИЛОЖЕНИЕ Б - Водно-энергетические расчеты 140
ПРИЛОЖЕНИЕ В - Универсальная характеристика гидротербины ПЛ 40а-В 141
Около 71% поверхности Земли покрыто водой - это около 361 млн. км2. Было бы неблагоразумно не использовать столь значительный ресурс.
Использование гидроэнергетических ресурсов имеет ряд преимуществ перед использованием других энергоресурсов:
Гидроэнергия - возобновляемый источник. Использование гидроэнергии позволяет сократить потребление углеводородного топлива для нужд электроэнергетики.
Себестоимость производства электроэнергии в кВтш на ГЭС намного меньше, чем на тепловой станции, отсюда быстрая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
На выработку электроэнергии на ГЭС требуется значительно меньше рабочей силы, из-за простоты технологического процесса.
ГЭС обладает высокой маневренностью и гибкостью в работе. ГА может быть запущен на холостой ход и включен в работу в течении короткого времени.
По сравнению с турбоагрегатами, гидроагрегаты имеют более высокий КПД.
На ГЭС значительно меньше аварийность и износ оборудования, следовательно, они более надежны в эксплуатации.
Возможность получения электроэнергии в больших количествах и низкой стоимости, стимулирует развитие электроемких производств.
Одновременно со строительством ГЭС разрешаются вопросы комплексного использования рек для судоходства, орошения, водоснабжения.
Современная тенденция развития гидроэнергетики в мире подтверждает важную роль использования постоянно возобновляемого экологически чистого источника энергии - воды.
Целью дипломного проекта является проектирование Олёкминской ГЭС на реке Олёкма. Строительство Олёкменской ГЭС позволит устранить дефицит электроэнергии в данном энергорайоне, а также для дальнейшего развития Забайкальского края, проектируемая станция создаст надежную энергетическую базу для добычи и переработки полезных ископаемых.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Олёкминского гидроузла на реке Олёкма, являющегося сооружением II класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 1 % и поверочного 0, 1 % равных 6742 и 7871 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 280 МВт и среднемноголетняя выработка 2,2 млрд. кВт ч.
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 - 40,5 м;
- расчетный - 33 м;
- минимальный - 27,5 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 3696 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось три варианта ПЛ40а-В, ПЛ406-В и РО45-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ406-В-560.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 125 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ- 850/190-48 с номинальной активной мощностью 72,5 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с укрупненными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений (4 блока, 3 отходящих воздушных линии) ОРУ 220 кВ - "две рабочие системы шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 200000/220- У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ- 1600/13,8, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32.
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 - 73,6 м;
- глухая плотина, сопрягающая водосливную и станционную части - 20,6 м;
- станционная бетонная плотина - 115,3 м;
- правобережная глухая плотина - 73,6 м;
- левобережная грунтовая плотина - 610,9 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 421 м;
- число водосливных отверстий - 4;
- ширина водосливных отверстий - 16 м;
- отметка гребня - 471 м;
- ширина гребня - 20 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,2 (нормативное значение для сооружений I I класса). Таким образом, плотина Олёкминского 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 - 5 лет 1 месяц;
- себестоимость - 0,1 руб/кВт ч;
- удельные капиталовложения - 1506,88 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Олёкминской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
