Проектирование Октябрьской ГЭС на реке Раздольная. Системы мониторинга трансформаторов и вводов (назначение, требования, преимущества и недостатки)
|
Сокращенный паспорт Октябрьской ГЭС 6
Введение 8
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Географические сведения 9
1.1.2 Климатические условия 9
1.1.3 Гидрологические особенности 9
1.2 Энерго-экономическая характеристика региона 12
2 Водно-энергетический расчёт 14
2.1 Гидрологические расчёты 14
2.2 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов
при заданной обеспеченности стока 14
2.2.1 Выбор расчётного маловодного года (Р=90%) и средневодного
года (Р=50%) 17
2.3 Обработка данных по энергосистеме 19
2.3.1 Построение суточных графиков нагрузки 19
2.3.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 20
2.4 Расчёт режимов работы ГЭС без регулирования с учётом требований
водохозяйственной системы 21
2.5 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в маловодном
году 22
2.6 Расчет резервов и определение установленной мощности
проектируемой ГЭС, расчет баланса мощности 24
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 26
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 26
3.2 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному
расходу 30
3.3 Определение отметки расположения рабочего колеса гидротурбины
для обеспечения её бескавитационной работы 31
3.3.1 Работа одного агрегата с расчётной мощностью при Нтах 31
3.3.2 Работа одного агрегата с расчётной мощностью при Нр 32
3.3.3 Работа одного агрегата при Hminи максимальном открытии
направляющего аппарата 32
3.3.4 Выбор отметки расположения рабочего колеса 33
3.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки и
колонки управления 33
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 34
3.6 Определение установленной мощности ГЭС 34
4 Электрическая часть 35
4.1 Выбор номинального напряжения линий 35
4.2 Выбор количества линии РУ ВН и сечении проводов 35
4.3 Выбор основного оборудования главной схемы 36
4.3.1 Выбор синхронных генераторов 36
4.3.2 Выбор повышающих трансформаторов 37
4.3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 39
4.4 Выбор главной схемы ГЭС 41
4.5 Расчёт токов КЗ с помощью программного обеспечения RastrWin3 43
4.5.1 Расчет исходных данных 43
4.5.2 Внесение исходных данных в программный комплекс
RastrWin3 44
4.5.3 Расчет токов КЗ на сборных шинах и генераторном напряжении
с помощью программного комплекса RastrWin3 45
4.6 Выбор электрических аппаратов 46
4.6.1 Выбор коммутационных аппаратов генератора 46
4.6.2 Выбор коммутационных аппаратов ОРУ 220 кВ 47
5 Релейная защита и автоматика 49
5.1 Перечень защит основного оборудования 49
5.2 Описание защит и расчёт их уставок 50
5.2.1 Продольно дифференциальная защита генератора 50
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 52
5.2.3 Защита от повышения напряжения 54
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 54
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок 58
5.2.6 Дистанционная защита генератора 59
5.2.7 Защита от перегрузки ротора 61
6 Компоновка гидроузла, выбор типа и расчёт основных сооружений ... 63
6.1 Проектирование сооружений напорного фронта 63
6.1.1 Определение отметки гребня плотины 63
6.2 Гидравлические расчёты 66
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 66
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 67
6.2.3 Построение профиля водосливной грани по координатам
Кригера-Офицерова 69
6.2.4 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 69
6.2.5 Расчет специальных гасителей (шашки) 71
6.2.6 Расчет водобойной стенки 72
6.2.7 Пропуск расходов через донные отверстия 73
6.3 Конструктивные элементы нижнего бьефа 73
6.4 Конструирование плотины 75
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 75
6.4.2 Разрезка плотины швами, быки, устои 76
6.5 Основные элементы плотины 76
6.6 Фильтрационные расчёты 77
6.7 Статические расчёты плотины 78
6.7.1 Определение основных нагрузок на плотину 78
6.7.1.1 Вес сооружений и механизмов 78
6.7.1.2 Сила гидростатического давления 79
6.7.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 80
6.7.1.4 Сила фильтрационного давления 80
6.7.1.5 Давление грунта 80
6.7.1.6 Волновое давление 80
6.7.2 Расчёт прочности плотины 81
6.7.2.1 Критерии прочности плотины и её основания 83
6.6.2.2 Расчёт устойчивости плотины 85
6.8 Расчёт длины здания ГЭС 86
6.9 Расчёт высоты перемычек первой очереди 86
6.10 проектирование грунтовой плотины 86
7 Охрана труда, пожарная безопасность и охрана природы 87
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 87
7.2 Пожарная безопасность 87
7.3 Охрана труда и техника безопасности 89
7.4 Мероприятия по охране природы 90
8 Технико-экономические показатели строительства ГЭС 94
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 94
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 95
8.3 Налоговые расходы 96
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и
мощности 97
8.5 Оценка инвестиционного проекта 98
8.5.1 Методология, исходные данные 98
8.5.2 Коммерческая эффективность 99
8.5.3 Бюджетная эффективность 99
8.6 Анализ чувствительности 100
9 Системы мониторинга трансформаторов и вводов 102
9.1 Основные положения 102
9.2 Цели, структура и функции систем мониторинга 104
9.3 Состав систем мониторинга 105
9.4 Типовое расположение систем мониторинга силового трансформатора, графический интерфейс на примере СУМТО СШГЭС 108
Заключение 117
Список использованных источников 119
Приложения А-Г 121
Введение 8
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Географические сведения 9
1.1.2 Климатические условия 9
1.1.3 Гидрологические особенности 9
1.2 Энерго-экономическая характеристика региона 12
2 Водно-энергетический расчёт 14
2.1 Гидрологические расчёты 14
2.2 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов
при заданной обеспеченности стока 14
2.2.1 Выбор расчётного маловодного года (Р=90%) и средневодного
года (Р=50%) 17
2.3 Обработка данных по энергосистеме 19
2.3.1 Построение суточных графиков нагрузки 19
2.3.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 20
2.4 Расчёт режимов работы ГЭС без регулирования с учётом требований
водохозяйственной системы 21
2.5 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в маловодном
году 22
2.6 Расчет резервов и определение установленной мощности
проектируемой ГЭС, расчет баланса мощности 24
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 26
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 26
3.2 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному
расходу 30
3.3 Определение отметки расположения рабочего колеса гидротурбины
для обеспечения её бескавитационной работы 31
3.3.1 Работа одного агрегата с расчётной мощностью при Нтах 31
3.3.2 Работа одного агрегата с расчётной мощностью при Нр 32
3.3.3 Работа одного агрегата при Hminи максимальном открытии
направляющего аппарата 32
3.3.4 Выбор отметки расположения рабочего колеса 33
3.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки и
колонки управления 33
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 34
3.6 Определение установленной мощности ГЭС 34
4 Электрическая часть 35
4.1 Выбор номинального напряжения линий 35
4.2 Выбор количества линии РУ ВН и сечении проводов 35
4.3 Выбор основного оборудования главной схемы 36
4.3.1 Выбор синхронных генераторов 36
4.3.2 Выбор повышающих трансформаторов 37
4.3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 39
4.4 Выбор главной схемы ГЭС 41
4.5 Расчёт токов КЗ с помощью программного обеспечения RastrWin3 43
4.5.1 Расчет исходных данных 43
4.5.2 Внесение исходных данных в программный комплекс
RastrWin3 44
4.5.3 Расчет токов КЗ на сборных шинах и генераторном напряжении
с помощью программного комплекса RastrWin3 45
4.6 Выбор электрических аппаратов 46
4.6.1 Выбор коммутационных аппаратов генератора 46
4.6.2 Выбор коммутационных аппаратов ОРУ 220 кВ 47
5 Релейная защита и автоматика 49
5.1 Перечень защит основного оборудования 49
5.2 Описание защит и расчёт их уставок 50
5.2.1 Продольно дифференциальная защита генератора 50
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 52
5.2.3 Защита от повышения напряжения 54
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 54
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок 58
5.2.6 Дистанционная защита генератора 59
5.2.7 Защита от перегрузки ротора 61
6 Компоновка гидроузла, выбор типа и расчёт основных сооружений ... 63
6.1 Проектирование сооружений напорного фронта 63
6.1.1 Определение отметки гребня плотины 63
6.2 Гидравлические расчёты 66
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 66
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 67
6.2.3 Построение профиля водосливной грани по координатам
Кригера-Офицерова 69
6.2.4 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 69
6.2.5 Расчет специальных гасителей (шашки) 71
6.2.6 Расчет водобойной стенки 72
6.2.7 Пропуск расходов через донные отверстия 73
6.3 Конструктивные элементы нижнего бьефа 73
6.4 Конструирование плотины 75
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 75
6.4.2 Разрезка плотины швами, быки, устои 76
6.5 Основные элементы плотины 76
6.6 Фильтрационные расчёты 77
6.7 Статические расчёты плотины 78
6.7.1 Определение основных нагрузок на плотину 78
6.7.1.1 Вес сооружений и механизмов 78
6.7.1.2 Сила гидростатического давления 79
6.7.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 80
6.7.1.4 Сила фильтрационного давления 80
6.7.1.5 Давление грунта 80
6.7.1.6 Волновое давление 80
6.7.2 Расчёт прочности плотины 81
6.7.2.1 Критерии прочности плотины и её основания 83
6.6.2.2 Расчёт устойчивости плотины 85
6.8 Расчёт длины здания ГЭС 86
6.9 Расчёт высоты перемычек первой очереди 86
6.10 проектирование грунтовой плотины 86
7 Охрана труда, пожарная безопасность и охрана природы 87
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 87
7.2 Пожарная безопасность 87
7.3 Охрана труда и техника безопасности 89
7.4 Мероприятия по охране природы 90
8 Технико-экономические показатели строительства ГЭС 94
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 94
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 95
8.3 Налоговые расходы 96
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и
мощности 97
8.5 Оценка инвестиционного проекта 98
8.5.1 Методология, исходные данные 98
8.5.2 Коммерческая эффективность 99
8.5.3 Бюджетная эффективность 99
8.6 Анализ чувствительности 100
9 Системы мониторинга трансформаторов и вводов 102
9.1 Основные положения 102
9.2 Цели, структура и функции систем мониторинга 104
9.3 Состав систем мониторинга 105
9.4 Типовое расположение систем мониторинга силового трансформатора, графический интерфейс на примере СУМТО СШГЭС 108
Заключение 117
Список использованных источников 119
Приложения А-Г 121
Для эффективного производства электроэнергии на ГЭС необходимы два основных фактора: гарантированная обеспеченность водой круглый год и возможно большие уклоны реки, благоприятствуют гидростроительству каньонообразные виды рельефа.
Гидроэлектростанция представляет собой комплекс различных сооружений и оборудования, использование которых позволяет преобразовывать энергию воды в электроэнергию. Гидротехнические сооружения обеспечивают необходимую концентрацию потока воды, а дальнейшие процессы производятся при помощи соответствующего оборудования.
Гидроэлектростанции разделяются на плотинные (необходимый уровень реки обеспечивается за счёт строительства плотины) и деривационные (производится отвод воды из речного русла к месту с большой разностью уровней).
Отличаться может и расположение сооружений станции. Например, здание станции может входить в состав водонапорных сооружений (так называемые русловые станции) или располагаться за плотиной (приплотинные станции). Все эти преимущества подталкивают к строительству новых гидроэлектростанций.
Гидроэлектростанция представляет собой комплекс различных сооружений и оборудования, использование которых позволяет преобразовывать энергию воды в электроэнергию. Гидротехнические сооружения обеспечивают необходимую концентрацию потока воды, а дальнейшие процессы производятся при помощи соответствующего оборудования.
Гидроэлектростанции разделяются на плотинные (необходимый уровень реки обеспечивается за счёт строительства плотины) и деривационные (производится отвод воды из речного русла к месту с большой разностью уровней).
Отличаться может и расположение сооружений станции. Например, здание станции может входить в состав водонапорных сооружений (так называемые русловые станции) или располагаться за плотиной (приплотинные станции). Все эти преимущества подталкивают к строительству новых гидроэлектростанций.
В ходе водно-энергетических расчётов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Октябрьской ГЭС, а также определена зона её работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила Ууст = 160 МВт. Определён уровень мёртвого объёма, отметка которого равна 107,2 м. Полезный объём при данных отметках НПУ 118,0 м и УМО составляет 2,38 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 450,1 млн. кВт^ч.
На последующем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы, на которой определены следующие напоры: максимальный Н-тах = 28,0 м; расчётный Нрасч = 20,5 м; минимальный Нтт = 15,5 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС Qmax,соответствующий расчётному напору, составляет 885 м3/с.
По результатам расчётов был определён оптимальный вариант с четырьмя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 5,3 м ПЛ30 б-В.
По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 115,4 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ 840/130-52 УХЛ4 с номинальной активной мощностью 40 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с укрупненными блоками. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-125000/220-У1, УХЛ1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ - 2500/10-УЗ, ТС-2500/35-У1, ТСЗ 1600/6-У3, ТСЗ-630/6-У3, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32.
Распределительное устройство принято со схемой четырехугольник ОРУ 220. В качестве генераторного выключателя принят ВГГ-10-63/4000-У1 укомплектованный трансформаторами тока, напряжения, разъединителем, ограничителем перенапряжения.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловой. В состав сооружений входят:
- глухая правобережная грунтовая плотина;
- бетонная водосливная плотина;
- русловое здание ГЭС;
- глухая левобережная грунтовая плотина;
- разделительный устой между водосливной и станционной частью;
- сопрягающие устои.
длина по гребню:
- общая длина 546,40 м;
- бетонные сооружения 243,00 м;
- грунтовые сооружения 303,40 м;
- водосливной плотины 92,00 м;
- правобережной грунтовой плотины 58,70;
- левобережной грунтовой плотины 244,70 м;
длина машзала - 95,00 м.
На данном этапе расчётным путём определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
ширина подошвы -30,00 м;
отметка подошвы -83,00 м;
отметка гребня быка - 120,90 м;
отметка гребня водослива - 114,50 м;
количество водосливных отверстий - 6;
ширина отверстия в свету - 12 м;
толщина быка - 4 м.
Во избежание недопустимо больших напряжений в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
В плотинах на гравийных грунтах разрезку швами в основном производят по осям бычков, через 2-3 пролета. Ширина между температурно-осадочными швами составляет 32 метра. Ширина между секционными швами надрезами составляет 16 м.
В результате расчётов коэффициент надёжности сооружения составляет 1,30 для основного сочетания нагрузок (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Октябрьского гидроузла отвечает требованиям надёжности. При расчёте 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 расчётам получены следующие показатели: Чистый дисконтированный доход NPV= 3,954 млрд.руб.
Индекс прибыльности PI = 1,48
Срок окупаемости проекта равен 8 лет
Себестоимость электроэнергии 0,09 руб./кВтш
Удельные капиталовложения 27434 руб./кВт
Таким образом, строительство Октябрьской ГЭС с установленной мощностью 160 МВт в настоящее время является актуальным проектом
На последующем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы, на которой определены следующие напоры: максимальный Н-тах = 28,0 м; расчётный Нрасч = 20,5 м; минимальный Нтт = 15,5 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС Qmax,соответствующий расчётному напору, составляет 885 м3/с.
По результатам расчётов был определён оптимальный вариант с четырьмя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 5,3 м ПЛ30 б-В.
По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 115,4 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ 840/130-52 УХЛ4 с номинальной активной мощностью 40 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с укрупненными блоками. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-125000/220-У1, УХЛ1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ - 2500/10-УЗ, ТС-2500/35-У1, ТСЗ 1600/6-У3, ТСЗ-630/6-У3, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32.
Распределительное устройство принято со схемой четырехугольник ОРУ 220. В качестве генераторного выключателя принят ВГГ-10-63/4000-У1 укомплектованный трансформаторами тока, напряжения, разъединителем, ограничителем перенапряжения.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловой. В состав сооружений входят:
- глухая правобережная грунтовая плотина;
- бетонная водосливная плотина;
- русловое здание ГЭС;
- глухая левобережная грунтовая плотина;
- разделительный устой между водосливной и станционной частью;
- сопрягающие устои.
длина по гребню:
- общая длина 546,40 м;
- бетонные сооружения 243,00 м;
- грунтовые сооружения 303,40 м;
- водосливной плотины 92,00 м;
- правобережной грунтовой плотины 58,70;
- левобережной грунтовой плотины 244,70 м;
длина машзала - 95,00 м.
На данном этапе расчётным путём определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
ширина подошвы -30,00 м;
отметка подошвы -83,00 м;
отметка гребня быка - 120,90 м;
отметка гребня водослива - 114,50 м;
количество водосливных отверстий - 6;
ширина отверстия в свету - 12 м;
толщина быка - 4 м.
Во избежание недопустимо больших напряжений в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
В плотинах на гравийных грунтах разрезку швами в основном производят по осям бычков, через 2-3 пролета. Ширина между температурно-осадочными швами составляет 32 метра. Ширина между секционными швами надрезами составляет 16 м.
В результате расчётов коэффициент надёжности сооружения составляет 1,30 для основного сочетания нагрузок (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Октябрьского гидроузла отвечает требованиям надёжности. При расчёте 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 расчётам получены следующие показатели: Чистый дисконтированный доход NPV= 3,954 млрд.руб.
Индекс прибыльности PI = 1,48
Срок окупаемости проекта равен 8 лет
Себестоимость электроэнергии 0,09 руб./кВтш
Удельные капиталовложения 27434 руб./кВт
Таким образом, строительство Октябрьской ГЭС с установленной мощностью 160 МВт в настоящее время является актуальным проектом