Проектирование Экимчанской ГЭС на реке Селемджа. Предотвращение наводнений в Амурской области
|
Сокращенный паспорт Экимчанской ГЭС 6
Введение 8
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 Аналоги проектируемого гидроузла 11
2 Водноэнергетические расчёты 12
2.1 Регулирование стока воды 12
2.1.1 Исходные данные 12
2.1.2 Кривые обеспеченности расходов 12
2.1.3 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 13
2.1.4 Определение типа регулирования 15
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетческих
расчётов 15
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 15
2.2.2 Водноэнергетические расчёты по условию маловодного года 16
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 17
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 17
2.3 Баланс мощности и энергии 18
2.3.1 Баланс энергии 18
2.3.2 Баланс мощности 18
2.4 Построение режимного поля 19
3 Основное и вспомогательное оборудование 21
3.1 Выбор системы и количества гидроагрегатов 21
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 24
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 25
3.5 Расчет вала на прочность 26
3.6 Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического регулятора 26
3.7 Выбор геометрических размеров машинного зала 26
4 Электрическая часть 28
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 28
4.2 Выбор типа блоков ГЭС 28
4.2.1 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с простыми
блоками 28
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с укрупненными
блоками 29
4.2.3 Выбор синхронного генератора 30
4.2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 31
4.3 Выбор главной схемы на основании технико-экономического расчёта ... 31
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий 32
4.5 Выбор схемы РУ ВН 33
4.6 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ ВН в
программном комплексе «RASTR WIN 3» 34
4.7 Расчет токов трехфазного короткого замыкания на генераторном
напряжении в програмном комплесе «RastrKZ» 35
4.8 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 36
4.9 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в РУ ВН 36
4.10 Выбор и проверка коммутационных аппаратов генераторного
напряжения 37
5 Релейная защита и автоматика 39
5.1 Перечень защит основного оборудования 39
5.2 Продольная дифференциальная защита генератора 40
5.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 43
5.4 Защита от повышения напряжения 45
5.5 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 45
5.6 Защита от симметричных перегрузок статора 49
5.7 Дистанционная защита генератора 50
5.8 Защита ротора от перегрузки 53
5.9 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 54
6 Компоновка и сооружения гидроузла 55
6.1 Состав и компоновка гидроузла 55
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 55
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 55
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 55
6.3 Гидравлический расчёт бетонной водосливной плотины 58
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 58
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 59
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 60
6.3.4 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 62
6.3.5 Сопряжение бьефов свободной отброшенной струей 62
6.4 Конструирование бетонной плотины 64
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 64
6.4.2 Разрезка плотины швами 65
6.4.3 Быки 65
6.4.4 Устои 66
6.4.5 Дренаж тела бетонных плотин 66
6.4.6 Галереи в теле плотины 66
6.4.7 Элементы подземного контура плотины 66
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 68
6.5.1 Статические расчёты плотины 68
6.5.2 Вес сооружения 68
6.5.3 Сила гидростатического давления воды 69
6.5.4 Равнодействующая взвешивающего давления 69
6.5.5 Волновое воздействие 69
6.5.6 Фильтрационные расчёты 70
6.5.7 Давление грунта 70
6.6 Расчёт прочности плотины 71
6.6.1 Критерии прочности плотины 73
6.7 Расчёт устойчивости плотины 74
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 75
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 75
8 Технико-экономические показатели 81
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 81
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 81
8.3 Налоговые расходы 83
8.4 Оценка суммы прибыли 84
8.5 Оценка инвестиционного проекта 84
8.6 Показатели коммерческой эффективности проекта 85
8.7 Бюджетная эффективность 85
8.8 Анализ рисков инвестиционных проектов 86
9 Предотвращение наводнений в Амурской области 88
9.1 Потенциал водохранилищ левых притоков реки Амур 88
9.2 Полноценное использование емкости Зейского водохранилища в качестве
многолетнего 90
Заключение 94
Список использованных источников 96
Приложения
Введение 8
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 Аналоги проектируемого гидроузла 11
2 Водноэнергетические расчёты 12
2.1 Регулирование стока воды 12
2.1.1 Исходные данные 12
2.1.2 Кривые обеспеченности расходов 12
2.1.3 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 13
2.1.4 Определение типа регулирования 15
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетческих
расчётов 15
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 15
2.2.2 Водноэнергетические расчёты по условию маловодного года 16
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 17
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 17
2.3 Баланс мощности и энергии 18
2.3.1 Баланс энергии 18
2.3.2 Баланс мощности 18
2.4 Построение режимного поля 19
3 Основное и вспомогательное оборудование 21
3.1 Выбор системы и количества гидроагрегатов 21
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 24
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 25
3.5 Расчет вала на прочность 26
3.6 Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического регулятора 26
3.7 Выбор геометрических размеров машинного зала 26
4 Электрическая часть 28
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 28
4.2 Выбор типа блоков ГЭС 28
4.2.1 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с простыми
блоками 28
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с укрупненными
блоками 29
4.2.3 Выбор синхронного генератора 30
4.2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 31
4.3 Выбор главной схемы на основании технико-экономического расчёта ... 31
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий 32
4.5 Выбор схемы РУ ВН 33
4.6 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ ВН в
программном комплексе «RASTR WIN 3» 34
4.7 Расчет токов трехфазного короткого замыкания на генераторном
напряжении в програмном комплесе «RastrKZ» 35
4.8 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 36
4.9 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в РУ ВН 36
4.10 Выбор и проверка коммутационных аппаратов генераторного
напряжения 37
5 Релейная защита и автоматика 39
5.1 Перечень защит основного оборудования 39
5.2 Продольная дифференциальная защита генератора 40
5.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 43
5.4 Защита от повышения напряжения 45
5.5 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 45
5.6 Защита от симметричных перегрузок статора 49
5.7 Дистанционная защита генератора 50
5.8 Защита ротора от перегрузки 53
5.9 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 54
6 Компоновка и сооружения гидроузла 55
6.1 Состав и компоновка гидроузла 55
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 55
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 55
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 55
6.3 Гидравлический расчёт бетонной водосливной плотины 58
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 58
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 59
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 60
6.3.4 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 62
6.3.5 Сопряжение бьефов свободной отброшенной струей 62
6.4 Конструирование бетонной плотины 64
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 64
6.4.2 Разрезка плотины швами 65
6.4.3 Быки 65
6.4.4 Устои 66
6.4.5 Дренаж тела бетонных плотин 66
6.4.6 Галереи в теле плотины 66
6.4.7 Элементы подземного контура плотины 66
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 68
6.5.1 Статические расчёты плотины 68
6.5.2 Вес сооружения 68
6.5.3 Сила гидростатического давления воды 69
6.5.4 Равнодействующая взвешивающего давления 69
6.5.5 Волновое воздействие 69
6.5.6 Фильтрационные расчёты 70
6.5.7 Давление грунта 70
6.6 Расчёт прочности плотины 71
6.6.1 Критерии прочности плотины 73
6.7 Расчёт устойчивости плотины 74
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 75
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 75
8 Технико-экономические показатели 81
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 81
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 81
8.3 Налоговые расходы 83
8.4 Оценка суммы прибыли 84
8.5 Оценка инвестиционного проекта 84
8.6 Показатели коммерческой эффективности проекта 85
8.7 Бюджетная эффективность 85
8.8 Анализ рисков инвестиционных проектов 86
9 Предотвращение наводнений в Амурской области 88
9.1 Потенциал водохранилищ левых притоков реки Амур 88
9.2 Полноценное использование емкости Зейского водохранилища в качестве
многолетнего 90
Заключение 94
Список использованных источников 96
Приложения
Россия обладает одним из самых мощных гидропотенциалов в мире. Гидроресурсы России оцениваются сегодня примерно в 900 млрд. кВт-ч, однако, по степени освоения экономически эффективных гидроресурсов Россия на сегодняшний день значительно уступает экономически развитым странам. Этот показатель в нашей стране равен 20 %, в то время как в США и Канаде составляет 50-55 %, а в ряде стран Западной Европы и Японии - от 60 % до 90 %. Гидропотенциал России используется на 50 % в Европейской части, на 20% в Сибири и на 4 % - на Дальнем Востоке.
Использование гидроэнергетических ресурсов имеет ряд преимуществ перед использованием других энергоресурсов:
1. Гидроэнергия - возобновляемый источник. Использование гидроэнергии позволяет сократить потребление углеводородного топлива для нужд электроэнергетики.
2. Себестоимость 1 кВтч электроэнергии вырабатываемой на ГЭС на¬много меньше, чем на тепловой станции, отсюда быстрая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
3. На выработку электроэнергии на ГЭС требуется значительно меньше рабочей силы, из-за простоты технологического процесса.
4. ГЭС обладает высокой маневренностью и гибкостью в работе. ГА может быть запущен на холостой ход и включен в работу в течении короткого времени.
5. По сравнению с турбоагрегатами, гидроагрегаты имеют более высокий
КПД.
6. На ГЭС значительно меньше аварийность и износ оборудования, следовательно они более надежны в эксплуатации.
7. Возможность получения электроэнергии в больших количествах и низкой стоимости, стимулирует развитие электроемких производств.
8. 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 проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач, найти оптимальные проектные решения.
Использование гидроэнергетических ресурсов имеет ряд преимуществ перед использованием других энергоресурсов:
1. Гидроэнергия - возобновляемый источник. Использование гидроэнергии позволяет сократить потребление углеводородного топлива для нужд электроэнергетики.
2. Себестоимость 1 кВтч электроэнергии вырабатываемой на ГЭС на¬много меньше, чем на тепловой станции, отсюда быстрая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
3. На выработку электроэнергии на ГЭС требуется значительно меньше рабочей силы, из-за простоты технологического процесса.
4. ГЭС обладает высокой маневренностью и гибкостью в работе. ГА может быть запущен на холостой ход и включен в работу в течении короткого времени.
5. По сравнению с турбоагрегатами, гидроагрегаты имеют более высокий
КПД.
6. На ГЭС значительно меньше аварийность и износ оборудования, следовательно они более надежны в эксплуатации.
7. Возможность получения электроэнергии в больших количествах и низкой стоимости, стимулирует развитие электроемких производств.
8. 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 проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач, найти оптимальные проектные решения.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Экимчанского гидроузла на реке Селемджа (левый приток Зеи), являющегося сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 0,1 % и поверочного 0,01 % равных 4606 и 5522 м /с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 274 МВт и среднемноголетняя выработка 1648 млн. 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 - 47,4 м;
- расчетный - 35,2 м;
- минимальный - 25 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчет-ному напору, составляет 840 м/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ50-В и ПЛД50. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ50-В-530.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1070/190- 44 с номинальной активной мощностью 76 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с простыми блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений (4 блока, 3 от-ходящих воздушных линии) ОРУ 220 кВ - "две рабочие и обходная система шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 100000/220-У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ- 2500/15, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/39.
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 с отлетом струи - 62,1 м;
- глухая плотина, сопрягающая водосливную и станционную части - 20,78 м;
- станционная бетонная плотина - 106 м;
- правобережная глухая, сопрягающая водосливную и грунтовую плотины - 61,44 м;
- левобережная глухая, сопрягающая станционную и грунтовую плотины - 65,81 м;
- правобережная грунтовая плотина - 246,76 м;
- левобережная грунтовая плотина - 285,78 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 492,21 м;
- число водосливных отверстий - 3;
- ширина водосливных отверстий - 18 м;
- отметка гребня - 562,2 м;
- ширина гребня - 14,6 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,25 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Экимчанского 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 - 0,15 руб/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 72060,6 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Экимчанской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 0,1 % и поверочного 0,01 % равных 4606 и 5522 м /с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 274 МВт и среднемноголетняя выработка 1648 млн. 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 - 47,4 м;
- расчетный - 35,2 м;
- минимальный - 25 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчет-ному напору, составляет 840 м/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ50-В и ПЛД50. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ50-В-530.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1070/190- 44 с номинальной активной мощностью 76 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с простыми блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений (4 блока, 3 от-ходящих воздушных линии) ОРУ 220 кВ - "две рабочие и обходная система шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 100000/220-У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ- 2500/15, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/39.
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 с отлетом струи - 62,1 м;
- глухая плотина, сопрягающая водосливную и станционную части - 20,78 м;
- станционная бетонная плотина - 106 м;
- правобережная глухая, сопрягающая водосливную и грунтовую плотины - 61,44 м;
- левобережная глухая, сопрягающая станционную и грунтовую плотины - 65,81 м;
- правобережная грунтовая плотина - 246,76 м;
- левобережная грунтовая плотина - 285,78 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 492,21 м;
- число водосливных отверстий - 3;
- ширина водосливных отверстий - 18 м;
- отметка гребня - 562,2 м;
- ширина гребня - 14,6 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,25 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Экимчанского 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 - 0,15 руб/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 72060,6 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Экимчанской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.