Помощь студентам в учебе
Проектирование Зайсанской ГЭС на реке Иртыш. Оценка технического состояния основного оборудования после установленного срока службы
|
Сокращенный паспорт Зайсанской 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
1.1.3 Инженерно-геологические условия 11
1.1.4 Сейсмические условия 11
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 11
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водноэнергетические расчёты 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Исходные данные 14
2.1.2 Определение максимальных расчётных расходов 14
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 14
2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 15
2.1.5 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 22
2.3.1 Баланс энергии энергосистемы Юг 22
2.3.2 Баланс мощности энергосистемы Юг 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 и машинного зала 33
3.3 Выбор маслонапорной установки и ЭГР 34
3.3.1 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 34
3.3.2 Выбор электрогидравлического регулятора 34
3.4 Выбор гидрогенератора 35
3.5 Заглубление водозабора на величину воронкообразования 35
4 Электрическая часть 37
4.1 Выбор структурной схемы электрический соединений 37
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 37
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов 37
4.2.2 Выбор трансформаторов СН 39
4.2.3 Выбор синхронных генераторов 39
4.3 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического расчета 40
4.4 Выбор количества отходящих линий РУВН и марки проводов 41
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего напряжения 42
4.6 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в распределительном устройстве высшего напряжения с применением программного комплекса RastrKZ 42
4.6.1 Расчёт исходных данных 42
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс RastrKZ 44
4.7 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в распределительном устройстве высшего напряжения 44
4.7.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов 45
4.7.2 Выбор выключателей и разъединителей 46
4.7.3 Выбор ячеек КРУЭ 47
4.7.4 Выбор ограничителей перенапряжения (ОПН) 48
4.7.5 Выбор синхронизатора для включения в сеть 48
5 Релейная защита и автоматика 49
5.1 Перечень защит основного оборудования 49
5.2 Рекомендуемый к установке устройства релейной защиты 50
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора 50
5.2.2 Защита от замыкания на землю обмотки статора генератора 52
5.2.3 Защита от повышения напряжения 55
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 55
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок 59
5.2.6 Дистанционная защита генератора 61
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 64
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 70
6.2.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 71
6.3 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 73
6.4 Гидравлический расчет носка-трамплина 74
6.5 Конструирование бетонной плотины 76
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 76
6.6 Конструирование элементов подземного контура плотины 78
6.10.2 Равнодействующая взвешивающего и фильтрационного давления 81
6.10.3 Сила гидростатического давления воды 82
6.10.4 Волновое воздействие 82
6.10.5 Давление грунта 83
6.10.6 Расчет прочности плотины 83
6.11 Расчет устойчивости плотины 87
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 88
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 88
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для работников ГЭС 88
7.2.1 Общие положения 88
7.2.2 Охрана труда ГЭС 90
7.2.3 Ответственность 92
7.3 Пожарная безопасность 92
7.3.1 Ответственность за состояние пожарной безопасности 92
7.3.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 93
7.3.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 94
7.3.4 Содержание территории, дорог, подъездов к зданиям и сооружениям 95
7.3.5 Содержание зданий, сооружений, помещений 95
7.4 Охрана природы 97
7.4.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 98
7.4.2 Водоохранная зона 99
7.4.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 101
8 Технико-экономические показатели 103
8.1 Оценка объемов продаж электроэнергии 103
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 104
8.3 Налоговые расходы 106
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации проекта 107
8.5 Коммерческая эффективность 108
8.6 Анализ чувствительности 108
9 Оценка технического состояния основного оборудования после
установленного срока службы 111
9.1 Общая характеристика объекта 111
9.1.1 Общие сведения 111
9.1.2 Общие положения 111
9.2 Результаты обследования гидротурбинного и вспомогательного
оборудования 112
9.2.1 Рабочее колесо, маслоприемник 112
9.2.7 Направляющий подшипник турбины, вал турбины 124
9.3 Индекс состояния оборудования 127
9.4 Нормативные ссылки 128
Заключение 130
Список использованных источников 132
Приложение А - Б 136-140
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
1.1.3 Инженерно-геологические условия 11
1.1.4 Сейсмические условия 11
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 11
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водноэнергетические расчёты 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Исходные данные 14
2.1.2 Определение максимальных расчётных расходов 14
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 14
2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 15
2.1.5 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 22
2.3.1 Баланс энергии энергосистемы Юг 22
2.3.2 Баланс мощности энергосистемы Юг 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 и машинного зала 33
3.3 Выбор маслонапорной установки и ЭГР 34
3.3.1 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 34
3.3.2 Выбор электрогидравлического регулятора 34
3.4 Выбор гидрогенератора 35
3.5 Заглубление водозабора на величину воронкообразования 35
4 Электрическая часть 37
4.1 Выбор структурной схемы электрический соединений 37
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 37
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов 37
4.2.2 Выбор трансформаторов СН 39
4.2.3 Выбор синхронных генераторов 39
4.3 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического расчета 40
4.4 Выбор количества отходящих линий РУВН и марки проводов 41
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего напряжения 42
4.6 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в распределительном устройстве высшего напряжения с применением программного комплекса RastrKZ 42
4.6.1 Расчёт исходных данных 42
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс RastrKZ 44
4.7 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в распределительном устройстве высшего напряжения 44
4.7.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов 45
4.7.2 Выбор выключателей и разъединителей 46
4.7.3 Выбор ячеек КРУЭ 47
4.7.4 Выбор ограничителей перенапряжения (ОПН) 48
4.7.5 Выбор синхронизатора для включения в сеть 48
5 Релейная защита и автоматика 49
5.1 Перечень защит основного оборудования 49
5.2 Рекомендуемый к установке устройства релейной защиты 50
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора 50
5.2.2 Защита от замыкания на землю обмотки статора генератора 52
5.2.3 Защита от повышения напряжения 55
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 55
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок 59
5.2.6 Дистанционная защита генератора 61
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 64
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 70
6.2.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 71
6.3 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 73
6.4 Гидравлический расчет носка-трамплина 74
6.5 Конструирование бетонной плотины 76
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 76
6.6 Конструирование элементов подземного контура плотины 78
6.10.2 Равнодействующая взвешивающего и фильтрационного давления 81
6.10.3 Сила гидростатического давления воды 82
6.10.4 Волновое воздействие 82
6.10.5 Давление грунта 83
6.10.6 Расчет прочности плотины 83
6.11 Расчет устойчивости плотины 87
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 88
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 88
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для работников ГЭС 88
7.2.1 Общие положения 88
7.2.2 Охрана труда ГЭС 90
7.2.3 Ответственность 92
7.3 Пожарная безопасность 92
7.3.1 Ответственность за состояние пожарной безопасности 92
7.3.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 93
7.3.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 94
7.3.4 Содержание территории, дорог, подъездов к зданиям и сооружениям 95
7.3.5 Содержание зданий, сооружений, помещений 95
7.4 Охрана природы 97
7.4.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 98
7.4.2 Водоохранная зона 99
7.4.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 101
8 Технико-экономические показатели 103
8.1 Оценка объемов продаж электроэнергии 103
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 104
8.3 Налоговые расходы 106
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации проекта 107
8.5 Коммерческая эффективность 108
8.6 Анализ чувствительности 108
9 Оценка технического состояния основного оборудования после
установленного срока службы 111
9.1 Общая характеристика объекта 111
9.1.1 Общие сведения 111
9.1.2 Общие положения 111
9.2 Результаты обследования гидротурбинного и вспомогательного
оборудования 112
9.2.1 Рабочее колесо, маслоприемник 112
9.2.7 Направляющий подшипник турбины, вал турбины 124
9.3 Индекс состояния оборудования 127
9.4 Нормативные ссылки 128
Заключение 130
Список использованных источников 132
Приложение А - Б 136-140
В проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры высоконапорной ЗайсанскойГЭС высотой 108 метров на реке Кура, 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: Q0,1%= 4500 м3/с, Q0,01%=5100 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Зайсанской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила 946МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 771 м. Полезный объем составляет 10,5 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 4,2 млрд.кВтч.
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 расчетный минимальный Максимальный расчетному напору, составляет 1448 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта РО 115-В и ПЛД115-В- 45° с разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 6,3 м (РО 115-В-630).
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 107,1 об/мин был подобран серийный гидрогенератор ВГС1190/219-56 с номинальной активной мощностью 240 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства ОРУ-220кВ -«две рабочие системы сборных шин». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 400000/220, трансформаторы собственных нужд ТМН-6000/15,75, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32 (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 приплотинной. Водосливная и глухая плотина приняты бетонными.Здание ГЭС - приплотинного типа.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 54 м;
- станционная бетонная плотина - 105 м;
- глухая правобережная и левобережная бетонные плотины;
- здание ГЭС приплотинного типа.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка гребня водослива -790 м;
- отметка гребня бычка -809,2 м;
- отметка подошвы плотины - 701 м;
- ширина подошвы плотины по основанию-76 м;
- количество водосливных отверстий - 3;
- ширина водосливных отверстий - 15 м;
- ширина сооружения по гребню - 30 м;
- высота сооружения - 108 м;
- толщина бычка - 3 м;
- протяженность бетонной плотины в створе - 475 м.
В качестве гасителя энергии потока был выбран отлёт струи:
- отметка носка - 718,2 м;
- угол отлёта струи -30°;
- дальность отброса струи - 125 м.
Для уменьшения величины противодавления устроена цементационная завеса на глубину 61 метр относительно подошвы сооружения и дренаж на глубину 30,5 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 8 метров) постоянными температурно-осадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,28 и 1,32 для основного и особого сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Зайсанского 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 - 6,5 млрд. руб.;
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,27 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: Q0,1%= 4500 м3/с, Q0,01%=5100 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Зайсанской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила 946МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 771 м. Полезный объем составляет 10,5 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 4,2 млрд.кВтч.
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 расчетный минимальный Максимальный расчетному напору, составляет 1448 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта РО 115-В и ПЛД115-В- 45° с разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 6,3 м (РО 115-В-630).
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 107,1 об/мин был подобран серийный гидрогенератор ВГС1190/219-56 с номинальной активной мощностью 240 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства ОРУ-220кВ -«две рабочие системы сборных шин». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 400000/220, трансформаторы собственных нужд ТМН-6000/15,75, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32 (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 приплотинной. Водосливная и глухая плотина приняты бетонными.Здание ГЭС - приплотинного типа.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 54 м;
- станционная бетонная плотина - 105 м;
- глухая правобережная и левобережная бетонные плотины;
- здание ГЭС приплотинного типа.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка гребня водослива -790 м;
- отметка гребня бычка -809,2 м;
- отметка подошвы плотины - 701 м;
- ширина подошвы плотины по основанию-76 м;
- количество водосливных отверстий - 3;
- ширина водосливных отверстий - 15 м;
- ширина сооружения по гребню - 30 м;
- высота сооружения - 108 м;
- толщина бычка - 3 м;
- протяженность бетонной плотины в створе - 475 м.
В качестве гасителя энергии потока был выбран отлёт струи:
- отметка носка - 718,2 м;
- угол отлёта струи -30°;
- дальность отброса струи - 125 м.
Для уменьшения величины противодавления устроена цементационная завеса на глубину 61 метр относительно подошвы сооружения и дренаж на глубину 30,5 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 8 метров) постоянными температурно-осадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,28 и 1,32 для основного и особого сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Зайсанского 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 - 6,5 млрд. руб.;
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,27 руб/кВт-ч.