Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЧАРСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ЧАРА. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОСЛЕ УСТАНОВЛЕННОГО СРОКА СЛУЖБЫ
|
Сокращенный паспорт Чарской ГЭС 6
Введение 8
1 Общие сведения 9
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 9
1.2 Гидрологические данные 9
1.3 Инженерно-геологические условие 13
1.4 Сейсмические условия 13
1.5 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водно-энергетические расчеты 14
2.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 14
2.2 Построение суточных графиков нагрузки и ИКН энергосистемы 17
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 19
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 21
2.5 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 23
2.6 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 26
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 26
3.1.1 Построение режимного поля 26
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 28
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 32
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 32
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 35
3.3 Выбор маслонапорной установки и ЭГР 39
3.3.1 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 37
3.3.2 Выбор электрогидравлического регулятора 38
3.4 Выбор гидрогенератора 38
3.5 Определение заглубления водозабора на величину воронкообразования 38
3.6 Подъёмно-транспортное оборудование 39
4 Электрическая часть 42
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 42
4.2 Выбор типа блоков ГЭС 42
4.2.1 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с простыми
блоками 42
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с укрупненными
блоками 44
4.2.3 Выбор синхронных генераторов 45
4.2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 45
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий 46
4.4 Выбор схемы РУ ВН 47
4.5 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ ВН
в программном комплексе «RASTR WIN 3» 47
4.6 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в РУ ВН 48
4.6.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов 48
4.6.2 Выбор и проверка аппаратов 220кВ 48
4.6.3 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 13,8 кВ 48
5 Релейная защита и автоматика 49
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 49
5.2 Расчет номинальных токов 50
5.3 Перечень защит основного оборудования 50
5.4 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 52
5.5 Продольная дифференциальная защита генератора 52
5.6 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 55
5.7 Защита от повышения напряжения 57
5.8 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 58
5.9 Защита от симметричных перегрузок 61
5.10 Дистанционная защита генератора 63
5.11 Защита ротора от перегрузки 65
6 Компоновка и сооружения гидроузла 67
6.1 Состав и компоновка гидроузла 67
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 67
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 67
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 67
6.2.3 Определение ширины водосливного фронта 70
6.2.4 Определение отметки гребня водослива 72
6.2.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 73
6.3 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 76
6.4Сопряжение бьефов свободной отброшенной струей 77
6.5Конструирование бетонной плотины 79
6.6 Разрез плотины швами 80
6.7 Быки 81
6.8 Устои 81
6.9 Элементы подземного контура плотины 81
6.10 Галереи в теле плотины 82
6.11 Построение эпюры фильтрационного противодавления 83
6.12 Статические расчеты плотины 84
6.12.1 Вес сооружения 84
6.12.2 Сила гидростатического давления воды 85
6.12.3 Фильтрационное и взвешенное давление 85
6.12.4 Волновое воздействие 86
6.12.5 Расчет прочности плотины 86
6.13 Критерий прочности плотины 89
6.14 Расчет устойчивости плотины 89
7 Пожарная безопасность, охрана труда, техника безопасности, мероприятия
по охране природы 92
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 92
7.2 Охрана труда 92
7.3 Пожарная безопасность 95
7.4 Охрана природы 97
7.4.1 Общие положения 97
8 Определение технико- экономических показателей 99
8.1.1 Оценка объемов продаж 99
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 100
8.1.3 Налоговые расходы 103
8.2 Оценка суммы прибыли 104
8.3 Оценка инвестиционного проекта 105
8.3.1 Методология и исходные данные 105
8.3.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 105
8.3.3 Бюджетная эффективность 106
8.4 Анализ чувствительности 106
9 Оценка технического состояния основного оборудования после
установленного срока службы 109
9.1 Область применения 109
9.2 Цель технического освидетельствования 110
9.3 Правила продления срока службы основного оборудования в процессе
эксплуатации 112
9.4 Этапы и объем необходимых работ по продлению срока службы
основного оборудования 112
9.5 Требования к качеству 113
9.6 Прядок проведения технического освидетельствования 113
9.7 Требования безопасности при проведении технического
освидетельствования 116
9.8 Анализ и оформление результатов технического освидетельствования 117
Заключение 118
Список использованных источников 120
Приложение
Введение 8
1 Общие сведения 9
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 9
1.2 Гидрологические данные 9
1.3 Инженерно-геологические условие 13
1.4 Сейсмические условия 13
1.5 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водно-энергетические расчеты 14
2.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 14
2.2 Построение суточных графиков нагрузки и ИКН энергосистемы 17
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 19
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 21
2.5 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 23
2.6 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 26
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 26
3.1.1 Построение режимного поля 26
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 28
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 32
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 32
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 35
3.3 Выбор маслонапорной установки и ЭГР 39
3.3.1 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 37
3.3.2 Выбор электрогидравлического регулятора 38
3.4 Выбор гидрогенератора 38
3.5 Определение заглубления водозабора на величину воронкообразования 38
3.6 Подъёмно-транспортное оборудование 39
4 Электрическая часть 42
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 42
4.2 Выбор типа блоков ГЭС 42
4.2.1 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с простыми
блоками 42
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с укрупненными
блоками 44
4.2.3 Выбор синхронных генераторов 45
4.2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 45
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий 46
4.4 Выбор схемы РУ ВН 47
4.5 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ ВН
в программном комплексе «RASTR WIN 3» 47
4.6 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в РУ ВН 48
4.6.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов 48
4.6.2 Выбор и проверка аппаратов 220кВ 48
4.6.3 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 13,8 кВ 48
5 Релейная защита и автоматика 49
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 49
5.2 Расчет номинальных токов 50
5.3 Перечень защит основного оборудования 50
5.4 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 52
5.5 Продольная дифференциальная защита генератора 52
5.6 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 55
5.7 Защита от повышения напряжения 57
5.8 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 58
5.9 Защита от симметричных перегрузок 61
5.10 Дистанционная защита генератора 63
5.11 Защита ротора от перегрузки 65
6 Компоновка и сооружения гидроузла 67
6.1 Состав и компоновка гидроузла 67
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 67
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 67
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 67
6.2.3 Определение ширины водосливного фронта 70
6.2.4 Определение отметки гребня водослива 72
6.2.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 73
6.3 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 76
6.4Сопряжение бьефов свободной отброшенной струей 77
6.5Конструирование бетонной плотины 79
6.6 Разрез плотины швами 80
6.7 Быки 81
6.8 Устои 81
6.9 Элементы подземного контура плотины 81
6.10 Галереи в теле плотины 82
6.11 Построение эпюры фильтрационного противодавления 83
6.12 Статические расчеты плотины 84
6.12.1 Вес сооружения 84
6.12.2 Сила гидростатического давления воды 85
6.12.3 Фильтрационное и взвешенное давление 85
6.12.4 Волновое воздействие 86
6.12.5 Расчет прочности плотины 86
6.13 Критерий прочности плотины 89
6.14 Расчет устойчивости плотины 89
7 Пожарная безопасность, охрана труда, техника безопасности, мероприятия
по охране природы 92
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 92
7.2 Охрана труда 92
7.3 Пожарная безопасность 95
7.4 Охрана природы 97
7.4.1 Общие положения 97
8 Определение технико- экономических показателей 99
8.1.1 Оценка объемов продаж 99
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 100
8.1.3 Налоговые расходы 103
8.2 Оценка суммы прибыли 104
8.3 Оценка инвестиционного проекта 105
8.3.1 Методология и исходные данные 105
8.3.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 105
8.3.3 Бюджетная эффективность 106
8.4 Анализ чувствительности 106
9 Оценка технического состояния основного оборудования после
установленного срока службы 109
9.1 Область применения 109
9.2 Цель технического освидетельствования 110
9.3 Правила продления срока службы основного оборудования в процессе
эксплуатации 112
9.4 Этапы и объем необходимых работ по продлению срока службы
основного оборудования 112
9.5 Требования к качеству 113
9.6 Прядок проведения технического освидетельствования 113
9.7 Требования безопасности при проведении технического
освидетельствования 116
9.8 Анализ и оформление результатов технического освидетельствования 117
Заключение 118
Список использованных источников 120
Приложение
Гидроэнергетика является одной из наиболее перспективных отраслей современной энергетики. Наша страна обладает огромным
гидроэнергетическим потенциалом, однако степень его освоения значительно ниже, чем в других развитых странах, причём существует значительная неравномерность его освоения. В то время, как для центра характерна высокая степень освоения гидроресурсов ( 50%) , в таких регионах как Сибирь и Дальний Восток гидроэнергетический потенциал рек освоен на 20% и на 3% соответственно. Поэтому этому вопросу следует уделять пристальное внимание и развивать эту отрасль современной энергетики.
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.
гидроэнергетическим потенциалом, однако степень его освоения значительно ниже, чем в других развитых странах, причём существует значительная неравномерность его освоения. В то время, как для центра характерна высокая степень освоения гидроресурсов ( 50%) , в таких регионах как Сибирь и Дальний Восток гидроэнергетический потенциал рек освоен на 20% и на 3% соответственно. Поэтому этому вопросу следует уделять пристальное внимание и развивать эту отрасль современной энергетики.
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 работе рассчитаны и определены показатели, выбраны элементы и параметры Чарской ГЭС, с плотиной высотой 47,06 м на реке Чара, являющейся сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% обеспеченности случаев: Qo>1% = 5600 м3/с , Qo,oi% = 6500 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов была выбрана установленная мощность Чарской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки в период межени и половодья. Установленная мощность составила 316 МВт. Полезный объем при отметке НПУ составляет 14 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1,8 млрд. кВт^ч.
На втором 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 - 38,0 м;
расчетный - 34,8 м;
минимальный - 26,3 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий
расчетному напору, составляет 1018 м3/с.
Была выбрана турбина типа ПЛ40 — В — 560. По результатам расчетов оптимальным оказался вариант с шестью гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 5,6 м.
Для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ 990/255-44 с номинальной активной мощностью 82 МВт.
Далее был выбран класс напряжения и тип РУ КРУЭ 220 кВ, а также структурная схема ГЭС с укрупнёнными блоками и принята схема распределительного устройства - "две системы сборных шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ - 125000/220, трансформаторы собственных нужд ТМН-4000/15,75 УХЛ-1.
Распределительное устройство принято типа КРУЭ, т.к. этот вариант имеет более высокую надежность.
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый комплекс ВГГ -15-50/6300 производства компании «Электроаппарат», в качестве ячеек КРУЭ были выбраны ячейки ЯГГ-220 производства компании ОАО «Электроаппарат».
Затем был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Чарской ГЭС спроектирована по русловой схеме.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с отлетом струи;
- глухая бетонная плотина;
- станционная часть;
- правобережная и левобережные бетонные плотины.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 36 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 135 м;
- отметка гребня водослива - 168 м;
- число водосливных отверстий - 5;
- ширина водосливных отверстий в свету - 18 м;
- отметка гребня - 184,08 м;
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,32 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Таким образом, плотина Чарской ГЭС отвечает требованиям надежности.
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 - 15 коп/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 97704 руб/кВт.
- срок окупаемости 5,8 лет.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Чарской 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 основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% обеспеченности случаев: Qo>1% = 5600 м3/с , Qo,oi% = 6500 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов была выбрана установленная мощность Чарской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки в период межени и половодья. Установленная мощность составила 316 МВт. Полезный объем при отметке НПУ составляет 14 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1,8 млрд. кВт^ч.
На втором 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 - 38,0 м;
расчетный - 34,8 м;
минимальный - 26,3 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий
расчетному напору, составляет 1018 м3/с.
Была выбрана турбина типа ПЛ40 — В — 560. По результатам расчетов оптимальным оказался вариант с шестью гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 5,6 м.
Для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ 990/255-44 с номинальной активной мощностью 82 МВт.
Далее был выбран класс напряжения и тип РУ КРУЭ 220 кВ, а также структурная схема ГЭС с укрупнёнными блоками и принята схема распределительного устройства - "две системы сборных шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ - 125000/220, трансформаторы собственных нужд ТМН-4000/15,75 УХЛ-1.
Распределительное устройство принято типа КРУЭ, т.к. этот вариант имеет более высокую надежность.
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый комплекс ВГГ -15-50/6300 производства компании «Электроаппарат», в качестве ячеек КРУЭ были выбраны ячейки ЯГГ-220 производства компании ОАО «Электроаппарат».
Затем был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Чарской ГЭС спроектирована по русловой схеме.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с отлетом струи;
- глухая бетонная плотина;
- станционная часть;
- правобережная и левобережные бетонные плотины.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 36 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 135 м;
- отметка гребня водослива - 168 м;
- число водосливных отверстий - 5;
- ширина водосливных отверстий в свету - 18 м;
- отметка гребня - 184,08 м;
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,32 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Таким образом, плотина Чарской ГЭС отвечает требованиям надежности.
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 - 15 коп/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 97704 руб/кВт.
- срок окупаемости 5,8 лет.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Чарской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.