Введение
1 Общая часть 9
1.1 Климат 9
1.2 Гидрологические особенности 9
1.3 Инженерно-геологические условия 11
1.4 Данные по энергосистеме 11
2 Водно-энергетические расчёты 12
2.1 Определение маловодного и средневодного года 12
2.1.1 Выбор расчетного года Р=50% 13
2.1.2 Выбор расчетного года Р=90% 13
2.2 Построения годовых графиков выработки энергосистемы 14
2.3 Нахождение кривых зависимости Расхода от отметки НБ и объема
водохранилища от отметки ВБ 16
2.4 Предварительное определение коэффициента зарегулированности 18
2.5 Водно-энергетический расчет при расходах 90% обеспеченности 19
2.6 Сработка водохранилища по средневодному году 21
2.7 Определение рабочей и установленной мощности ГЭС. Баланс
мощности в маловодном году 22
2.8 Построение режимного поля 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 27
3.1 Выбор системы и количества гидроагрегатов 27
3.2 Выбор отметки расположения рабочего колеса гидротурбины 30
3.3 Гидромеханический расчет и построение плана спиральной камеры 31
3.5 Заглубление водозабора на величину воронкообразования 35
3.6 Расчет вала на прочность 35
3.7 Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического регулятора . 36
3.8 Выбор геометрических размеров машинного зала 36
4 Электрическая часть 37
4.1 Выбор номинального напряжения линий 37
4.2 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного
устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 38
4.3 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 39
4.3.1 Выбор синхронных генераторов 39
4.3.2 Выбор повышающих трансформаторов 39
4.3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 41
4.4 Выбор главной ГЭС на основании технико-экономического расчёта 42
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 43
4.6 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной
схеме с помощью программного обеспечения RastrWin3 43
4.6.1 Расчёт исходных данных 43
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс RastrWin3 45
4.6.3 Расчет токов короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении
в программном комплексе «RastrWin3» 46
4.7 Выбор и проверка электрических аппаратов в главной схеме 47
4.7.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов 47
4.7.2 Выбор выключателей и разъединителей 220кВ 47
4.7.3 Выбор трансформаторов напряжения 49
4.7.4 Выбор ограничителя перенапряжения (ОПН) 50
4.8 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном
напряжении 50
5 Релейная защита и автоматика 51
5.1 Перечень защит основного оборудования 51
5.2 Расчет номинальных параметров 52
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 62
5.4.6 Дистанционная защита генератора 64
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 67
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 68
6 Компоновка и сооружения гидроузла 69
6.1 Определение отметки гребня плотины и гребня быка 69
6.2 Гидравлический расчет водосливной плотины 74
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 74
6.2.2 Определение параметров водосливных отверстии 75
6.2.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 76
6.2.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 77
6.2.5 Сопряжение бьефов свободной отброшенной струей 79
6.3 Конструирование основных элементов плотины 82
6.3.1 Определение ширины и отметки подошвы плотины 82
6.4 Разрезка плотины швами 83
6.4.1 Строительные швы 83
6.4.2 Конструктивные швы 84
6.5 Сопряжение каменно-набросной плотины 85
6.6 Расчет фильтрации и дренажей 85
6.7 Статические расчеты плотины 87
6.7.1 Сбор и расчет основных нагрузок на плотину 87
6.7.2 Вес сооружения и механизмов 87
6.7.3 Сила гидростатического давления воды 89
6.7.4 Равнодействующая взвешивающего давления 89
6.7.5 Сила фильтрационного давления 89
6.7.6 Давление грунта 89
6.7.7 Волновое давление 91
6.8 Расчет прочности плотины 91
6.9 Оценка прочности плотины 94
6.10 Расчет устойчивости плотины 96
6.11 Пропуск строительных расходов 97
7 Охрана труда, пожарная безопасность, охрана окружающей среды 99
7.1 Устройство охраны труда 99
7.2 Безопасность гидротехнических сооружений 101
7.3 Пожарная безопасность 102
7.3.1 Пожаротушение гидрогенераторов 104
7.3.2 Пожаротушение силовых трансформаторов 104
7.3.3 Пожаротушение кабельных сооружений 105
7.3.4 Пожаротушение станционного маслохозяйства 105
7.4 Мероприятия по охране природы 106
8 Технико-экономические показатели 108
8.1 Объёмы производства электроэнергии, расходы в период эксплуатации 108
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 108
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 108
8.1.3 Налоговые расходы 111
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 112
8.3 Оценка инвестиционного проекта 113
8.3.1 Методология, исходные данные 113
8.3.2 Коммерческая эффективность 113
8.3.3 Бюджетная эффективность 114
8.4 Анализ чувствительности 114
9 Виды регулирования 117
9.1 Регулирование частоты и перетоков активной мощности 117
9.2 Регулирование напряжения 118
9.3 Регулирование частоты и перетоков активной мощности на
проектируемой Усть-Бикинской ГЭС 120
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 123
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 125
Приложение А. Водно-энергетические расчеты 127
Приложение Б. ГУХ. Расчет и построение проточной части гидротурбины ... 132 Приложение В. Уставки, матрица отключения защит 136
Приложение Г. Стеснение русла 138
Гидростанции - один из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия турбин достигает 95%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций. Энергетический кризис, связанный с сокращением запасов органического топлива, и стремительно возрастающие проблемы экологии определяют всё больший интерес во всём мире к использованию природных возобновляемых энергоресурсов. Гидроресурсы — возобновляемый и наиболее экологичный источник энергии, использование которого позволяет снижать выбросы в атмосферу тепловых электростанций и сохранять запасы углеводородного топлива для будущих поколений. Кроме того, гидроэлектростанции имеют еще одно очень важное преимущество перед тепловыми: маневренность и гибкость в работе.
Себестоимость производства электроэнергии в кВтч на ГЭС в 7-10 раз, то есть на порядок ниже, чем на тепловых и атомных станциях. В условиях медленного прогресса в создании альтернативных источников электроэнергии доля гидроэнергетики в энергетическом балансе страны со временем будет только возрастать, а уровень развития энергетики в свою очередь отражает достигнутый технико-экономический потенциал страны. Поэтому, структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшие десятилетия должна стать гидроэнергетика, как наиболее развитая, экологически безопасная и привлекательная для инвестиций отрасль народного хозяйства. Следует отметить, что гидроэлектростанции могут устанавливаться практически на любых водотоках. Особое свойство гидротехнических сооружений заключается в том, что их разрушение высвобождает на волю разрушительную стихию, 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.
Целью проекта является проектирование Усть-Бикинской ГЭС на реке Бикин, её сооружений и электрической части, выбор основного и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда и окружающей среды и технико-экономическое обоснование эффективности проекта.
Каждая введенная в эксплуатацию гидроэлектростанция становится точкой роста экономики региона своего расположения, вокруг нее возникают производства, развивается промышленность, создаются новые рабочие места. Также строительство новых станций необходимо для повышения надежности энергоснабжения региона и сдерживания роста тарифов.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% обеспеченности случаев: Q0,i%= 3938 м3/с, Qo,oi%= 4368 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Усть- Бикинской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила NycT =360 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 338,64м. Полезный объем составляет 2,96км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1679 млн. кВтш.
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 Hmax = 115 м;
расчетный Нрасч =92,2 м;
минимальный Hmin = 78,2 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС Qmax, соответствующий расчетному напору, составляет 440 м3/с. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 4 м (РО115 - В - 400). По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 187,5 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ - 795/230 - 32т с номинальной активной мощностью 120 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства ОРУ - 220кВ - «две рабочие системы сборных шин с обходной». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТЦ- 160000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗ - 4000/15 У1(Уз) и ТСЗ - 1000 35/0,4, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/39 (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.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с глубинным водосливом переходящим в поверхностный максимальная высота - 130 м;
- станционная бетонная плотина - 130 м;
- глухая правобережная и левобережная бетонные плотины;
- здание ГЭС приплотинного типа.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы плотины - 245,5 м;
- ширина подошвы плотины по основанию - 85 м;
- количество водосливных отверстий - 3;
- ширина водосливных отверстий - 8 м;
- ширина сооружения по гребню - 23,5 м;
- высота сооружения - 130 м;
- толщина бычка - 6 м;
- протяженность бетонной плотины в створе - 1 м.
В качестве гасителя энергии потока был выбран отброс струи:
- отметка носка - 275 м;
- угол отброса струи - 35°;
- дальность отброса струи - 142 м.
Для уменьшения величины противодавления устроена цементационная завеса на глубину 58,75 метров относительно подошвы сооружения и дренаж на глубину 29,4 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 9 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 1,317 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Усть-Бикинского 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:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,11 руб/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 18004,16 руб/кВт.
- срок окупаемости 6 лет 3 месяца.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
