Проектирование Павловской ГЭС на реке Каракойсу. Моделирование работы статического тиристорного компенсатора на примере проектируемой ГЭС
|
Введение
1 Выбор установленной мощности ГЭС на основе водно-энергетических
расчетов 8
1.1 Топография 8
1.2 Гидрологические исходные данные 8
1.3 Данные по энергосистеме 9
1.4 Геология 11
1.5 Санитарный пропуск 12
1.6 Природно-климатические условия и потребители 12
1.6.1 Климат 12
1.6.2 Суточные графики нагрузки энергосистемы 13
1.7 Годовые графики максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 13
1.8 Выбор расчетных гидрографов маловодного и среднего по водности
года при заданной обеспеченности стока 14
1.9 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 16
1.10 Баланс энергии 16
1.11 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном
году 17
1.12 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов 18
1.13 Баланс мощности 19
1.14 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в средневодном
году 20
Выбор основного и вспомогательного энергетического оборудования 21
2.1 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 21
2.2 Определение параметров турбины и числа агрегатов. Построение
режимного поля на ГУХ 25
2.3 Определение отметки установки рабочего колеса гидроагрегата 27
2.4 Расчет вала на прочность. Расчет подшипника 28
2.5 Расчет подшипника 29
2.6 Выбор типа серийного гидрогенератора 30
2.7 Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического
регулятора 30
Гидротехнические сооружения 32
3.1 Класс сооружения 32
3.2 Проектирование бетонной водосливной плотины. Определение отметки
гребня бетонной плотины 32
3.3 Гидравлический расчёт плотины и НБ. Определение ширины
водосливного фронта 34
3.4 Определение отметки гребня водослива 36
3.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 38
3.6 Построение оголовка водослива по Кригер-Офицерову 39
3.7 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 39
3.8 Расчёт водобойной стенки и водобойного колодца 40
3.9 Конструирование плотины. Определение ширины подошвы плотины 42
3.10 Расчет ширины плотины по гребню 44
3.11 Разрезка плотины швами 44
3.12 Дренаж тела бетонной плотины 44
3.13 Быки 45
3.14 Устои 45
3.15 Галереи в теле плотины 45
3.16 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины 46
3.17 Конструктивные элементы НБ 47
3.18 Определение основных нагрузок на плотину 48
3.19 Вес сооружения 48
3.20 Сила гидростатического давления воды 49
3.21 Равнодействующая взвешивающего давления 49
3.22 Сила фильтрационного давления 49
3.23 Давление грунта 50
3.24 Волновое давление 51
3.25 Расчёт прочности плотины. Определение напряжений 51
3.26 Критерии прочности плотины 54
3.27 Расчёт устойчивости плотины 55
4 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 57
4.1 Выбор основного оборудования ГЭС 58
4.1.1 Выбор генераторов 58
4.1.2 Выбор повышающих трансформаторов 58
4.1.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным
блоком 58
4.1.4 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 60
4.1.5 Выбор трансформаторов собственных нужд 61
4.1.6 Выбор количества отходящих воздушных линий РУ ВН 61
4.2 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчета 62
4.3 Расчёт токов трехфазного и однофазного КЗ в главной схеме 64
4.4 Выбор и проверка электрических аппаратов в главной схеме 67
4.4.1 Выбор генераторного выключателя 67
4.4.2 Выбор выключателя ОРУ 220 кВ 68
4.4.3 Выбор разъединителей 220 и 6,3 кВ 70
4.5 Прочее оборудование 71
5 Релейная защита и автоматика 72
5.1 Перечень защит основного оборудования 72
5.1.1 Защиты генератора СГК-535/250-44: 72
5.1.2 Защиты силового трансформатора ТДЦ-80000/220-У1: 72
5.1.3 Защиты воздушных линий 220 кВ: 73
5.1.4 Защиты трансформаторов собственных нужд ГЭС: 73
5.2 Расчёт номинальных токов 73
5.3 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 74
5.4 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 74
5.5 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 77
5.6 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 80
5.7 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 81
5.8 Защита от симметричных перегрузок статора (I1) 85
5.9 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 87
5.10 Защита ротора от перегрузки (Ip) 90
5.11 Таблица уставок и матрица отключений защит 91
6 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Павловского ГУ.
Охрана труда и противопожарная безопасность 92
6.1 Общие сведения о районе строительства 92
6.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 94
6.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 96
6.4 Отходы, образующиеся при строительстве 98
6.4.1 Лом бетонных изделий, отходы бетона в кусковой форме 98
6.4.2 Лом и отходы, содержащие незагрязненные черные металлы в виде
изделий, кусков, несортированные 98
6.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 99
7 Объём производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 101
7.1 Текущие расходы по гидроузлу 101
7.2 Налоговые расходы 103
7.3 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности ... 104
7.4 Оценка инвестиционного проекта 105
7.4.1 Методология, исходные данные 105
7.4.2 Коммерческая эффективность 105
7.4.3 Бюджетная эффективность 106
7.5 Анализ чувствительности 106
8 Статический тиристорный компенсатор 108
8.1 Основные технические параметры СТК 108
8.2 Тиристорный вентиль 109
8.3 Фильтро-компенсирующие устройства 109
8.4 Тиристорно-реакторная группа (ТРГ) 110
8.5 Управляемы шунтирующий реактор трансформаторного типа (УШРТ)111
8.6 Батареи статических компенсаторов 111
8.6.1 Конструкция БСК 112
8.6.2 Преимущества БСК 112
8.7 Схема и принцип действия СТК 112
8.8 Моделирование СТК 114
8.8.1 Моделирование схемы 114
8.8.2 Моделирование максимального режима нагрузки 115
8.8.3 Моделирование минимального режима 116
8.8.4 Зависимость изменения потерь активной мощности от напряжение на
ГЭС и ПС Лиман 117
8.8.5 Моделирование работы тиристорно-реакторной группы 119
Заключение 126
Список использованных источников 128
Приложения
1 Выбор установленной мощности ГЭС на основе водно-энергетических
расчетов 8
1.1 Топография 8
1.2 Гидрологические исходные данные 8
1.3 Данные по энергосистеме 9
1.4 Геология 11
1.5 Санитарный пропуск 12
1.6 Природно-климатические условия и потребители 12
1.6.1 Климат 12
1.6.2 Суточные графики нагрузки энергосистемы 13
1.7 Годовые графики максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 13
1.8 Выбор расчетных гидрографов маловодного и среднего по водности
года при заданной обеспеченности стока 14
1.9 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 16
1.10 Баланс энергии 16
1.11 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном
году 17
1.12 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов 18
1.13 Баланс мощности 19
1.14 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в средневодном
году 20
Выбор основного и вспомогательного энергетического оборудования 21
2.1 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 21
2.2 Определение параметров турбины и числа агрегатов. Построение
режимного поля на ГУХ 25
2.3 Определение отметки установки рабочего колеса гидроагрегата 27
2.4 Расчет вала на прочность. Расчет подшипника 28
2.5 Расчет подшипника 29
2.6 Выбор типа серийного гидрогенератора 30
2.7 Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического
регулятора 30
Гидротехнические сооружения 32
3.1 Класс сооружения 32
3.2 Проектирование бетонной водосливной плотины. Определение отметки
гребня бетонной плотины 32
3.3 Гидравлический расчёт плотины и НБ. Определение ширины
водосливного фронта 34
3.4 Определение отметки гребня водослива 36
3.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 38
3.6 Построение оголовка водослива по Кригер-Офицерову 39
3.7 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 39
3.8 Расчёт водобойной стенки и водобойного колодца 40
3.9 Конструирование плотины. Определение ширины подошвы плотины 42
3.10 Расчет ширины плотины по гребню 44
3.11 Разрезка плотины швами 44
3.12 Дренаж тела бетонной плотины 44
3.13 Быки 45
3.14 Устои 45
3.15 Галереи в теле плотины 45
3.16 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины 46
3.17 Конструктивные элементы НБ 47
3.18 Определение основных нагрузок на плотину 48
3.19 Вес сооружения 48
3.20 Сила гидростатического давления воды 49
3.21 Равнодействующая взвешивающего давления 49
3.22 Сила фильтрационного давления 49
3.23 Давление грунта 50
3.24 Волновое давление 51
3.25 Расчёт прочности плотины. Определение напряжений 51
3.26 Критерии прочности плотины 54
3.27 Расчёт устойчивости плотины 55
4 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 57
4.1 Выбор основного оборудования ГЭС 58
4.1.1 Выбор генераторов 58
4.1.2 Выбор повышающих трансформаторов 58
4.1.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным
блоком 58
4.1.4 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 60
4.1.5 Выбор трансформаторов собственных нужд 61
4.1.6 Выбор количества отходящих воздушных линий РУ ВН 61
4.2 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчета 62
4.3 Расчёт токов трехфазного и однофазного КЗ в главной схеме 64
4.4 Выбор и проверка электрических аппаратов в главной схеме 67
4.4.1 Выбор генераторного выключателя 67
4.4.2 Выбор выключателя ОРУ 220 кВ 68
4.4.3 Выбор разъединителей 220 и 6,3 кВ 70
4.5 Прочее оборудование 71
5 Релейная защита и автоматика 72
5.1 Перечень защит основного оборудования 72
5.1.1 Защиты генератора СГК-535/250-44: 72
5.1.2 Защиты силового трансформатора ТДЦ-80000/220-У1: 72
5.1.3 Защиты воздушных линий 220 кВ: 73
5.1.4 Защиты трансформаторов собственных нужд ГЭС: 73
5.2 Расчёт номинальных токов 73
5.3 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 74
5.4 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 74
5.5 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 77
5.6 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 80
5.7 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 81
5.8 Защита от симметричных перегрузок статора (I1) 85
5.9 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 87
5.10 Защита ротора от перегрузки (Ip) 90
5.11 Таблица уставок и матрица отключений защит 91
6 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Павловского ГУ.
Охрана труда и противопожарная безопасность 92
6.1 Общие сведения о районе строительства 92
6.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 94
6.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 96
6.4 Отходы, образующиеся при строительстве 98
6.4.1 Лом бетонных изделий, отходы бетона в кусковой форме 98
6.4.2 Лом и отходы, содержащие незагрязненные черные металлы в виде
изделий, кусков, несортированные 98
6.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 99
7 Объём производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 101
7.1 Текущие расходы по гидроузлу 101
7.2 Налоговые расходы 103
7.3 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности ... 104
7.4 Оценка инвестиционного проекта 105
7.4.1 Методология, исходные данные 105
7.4.2 Коммерческая эффективность 105
7.4.3 Бюджетная эффективность 106
7.5 Анализ чувствительности 106
8 Статический тиристорный компенсатор 108
8.1 Основные технические параметры СТК 108
8.2 Тиристорный вентиль 109
8.3 Фильтро-компенсирующие устройства 109
8.4 Тиристорно-реакторная группа (ТРГ) 110
8.5 Управляемы шунтирующий реактор трансформаторного типа (УШРТ)111
8.6 Батареи статических компенсаторов 111
8.6.1 Конструкция БСК 112
8.6.2 Преимущества БСК 112
8.7 Схема и принцип действия СТК 112
8.8 Моделирование СТК 114
8.8.1 Моделирование схемы 114
8.8.2 Моделирование максимального режима нагрузки 115
8.8.3 Моделирование минимального режима 116
8.8.4 Зависимость изменения потерь активной мощности от напряжение на
ГЭС и ПС Лиман 117
8.8.5 Моделирование работы тиристорно-реакторной группы 119
Заключение 126
Список использованных источников 128
Приложения
Более 70 процентов земной поверхности покрыто водой. Неразумно было бы не использовать столь широкую распространенность воды в природе для народного хозяйства. Грамотное и целесообразное использование гидроресурсов, неотъемлемая часть увеличения благосостояния любой страны.
Самым удобным видом электростанций с низкой себестоимостью электроэнергии на сегодняшний день являются гидравлические, с неоспоримым плюсом, таким как экологическая чистота. Себестоимость электроэнергии, произведенной на ГЭС, не зависит от колебаний цен на традиционное топливо: уголь, газ, мазут, уран. В себестоимости производства электроэнергии на гидростанциях отсутствует топливная составляющая, что делает энергию более конкурентоспособной в условиях рынка. Особое свойство гидротехнических сооружений заключается в том, что их разрушение высвобождает на волю разрушительную стихию в виде воды, приводящее за короткое время к колоссальным материальным убыткам, но что особо важно к большим человеческим жертвам. Поэтому необходим крайне серьезный подход к проектированию гидротехнических сооружений для качественного и безопасного использования гидроресурсов, что регламентируется в различных СНиПах и других нормативных документах.
Гидростанции - один из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия турбин гидростанций достигает 95%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
Гидростанции являются наиболее маневренными из всех типов электростанций. Гидростанции способны при необходимости увеличивать выработку и выдаваемую мощность в течение нескольких минут, тогда как тепловым станциям для этого требуется несколько часов, а атомным - сутки.
Все эти преимущества подталкивают к строительству новых гидроэлектростанций.
Самым удобным видом электростанций с низкой себестоимостью электроэнергии на сегодняшний день являются гидравлические, с неоспоримым плюсом, таким как экологическая чистота. Себестоимость электроэнергии, произведенной на ГЭС, не зависит от колебаний цен на традиционное топливо: уголь, газ, мазут, уран. В себестоимости производства электроэнергии на гидростанциях отсутствует топливная составляющая, что делает энергию более конкурентоспособной в условиях рынка. Особое свойство гидротехнических сооружений заключается в том, что их разрушение высвобождает на волю разрушительную стихию в виде воды, приводящее за короткое время к колоссальным материальным убыткам, но что особо важно к большим человеческим жертвам. Поэтому необходим крайне серьезный подход к проектированию гидротехнических сооружений для качественного и безопасного использования гидроресурсов, что регламентируется в различных СНиПах и других нормативных документах.
Гидростанции - один из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия турбин гидростанций достигает 95%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
Гидростанции являются наиболее маневренными из всех типов электростанций. Гидростанции способны при необходимости увеличивать выработку и выдаваемую мощность в течение нескольких минут, тогда как тепловым станциям для этого требуется несколько часов, а атомным - сутки.
Все эти преимущества подталкивают к строительству новых гидроэлектростанций.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Павловского гидроузла на реке Каракойсу, являющимся сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 240 МВт и среднемноголетняя выработка 1,127 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 - 24,5 м;
расчетный - 15,9 м;
минимальный - 12,7 м.
При выборе турбины рассматривалась ПЛ 25-ГК. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с восемью ПЛ 25-ГК гидротурбинами.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 136.6 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СГК 535/250-44 с номинальной активной мощностью 30 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками. По рекомендациям стандарта ФСК ЕЭС при 7 присоединениях для класса напряжения распределительного устройства 220 кВ выбрана одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-80000/220, трансформаторы общестанционных собственных нужд ТСЗ-1000/6, выключатели ОРУ 220 кВ отечественного производителя ВЭБ-220 УХЛ1, генераторные вакуумные выключатели типа ВГГ-20-90/6300 У3 и разъединители типа РВП3-20/12500 УЗ. Следует отметить, что при выборе предпочтение отдавалось отечественному производителю.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла была принята русловая. Строительные расходы пропускаются через гребенку. Водосливная плотина принята бетонной. Глухая - бетонная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 108 м;
- станционная бетонная плотина - 82 м;
- глухая бетонная левобережная - 9 м;
- глухая бетонная правобережная - 13 м;
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 26 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 707 м;
- число водосливных отверстий - 4;
- ширина водосливных отверстий в свету - 24 м;
- отметка гребня - 742,8 м;
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойная плита в сочетании с водобойной стенкой.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции 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 1,25 основного сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,3. Таким образом, плотина Павловского 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 - 6.4 лет;
- себестоимость - 0,16 руб/кВт
- удельные капиталовложения - 33580.7 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Павловского гидроузла в настоящее время является актуальным.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 240 МВт и среднемноголетняя выработка 1,127 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 - 24,5 м;
расчетный - 15,9 м;
минимальный - 12,7 м.
При выборе турбины рассматривалась ПЛ 25-ГК. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с восемью ПЛ 25-ГК гидротурбинами.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 136.6 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СГК 535/250-44 с номинальной активной мощностью 30 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками. По рекомендациям стандарта ФСК ЕЭС при 7 присоединениях для класса напряжения распределительного устройства 220 кВ выбрана одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-80000/220, трансформаторы общестанционных собственных нужд ТСЗ-1000/6, выключатели ОРУ 220 кВ отечественного производителя ВЭБ-220 УХЛ1, генераторные вакуумные выключатели типа ВГГ-20-90/6300 У3 и разъединители типа РВП3-20/12500 УЗ. Следует отметить, что при выборе предпочтение отдавалось отечественному производителю.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла была принята русловая. Строительные расходы пропускаются через гребенку. Водосливная плотина принята бетонной. Глухая - бетонная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 108 м;
- станционная бетонная плотина - 82 м;
- глухая бетонная левобережная - 9 м;
- глухая бетонная правобережная - 13 м;
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 26 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 707 м;
- число водосливных отверстий - 4;
- ширина водосливных отверстий в свету - 24 м;
- отметка гребня - 742,8 м;
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойная плита в сочетании с водобойной стенкой.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции 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 1,25 основного сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,3. Таким образом, плотина Павловского 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 - 6.4 лет;
- себестоимость - 0,16 руб/кВт
- удельные капиталовложения - 33580.7 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Павловского гидроузла в настоящее время является актуальным.