Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТИРОВАНИЕ МАРХАНСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ МАРХА. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ АВТОМАТИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ И СИЛОВЫЕ МИКРОЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ НА ГЭС
|
Сокращенный паспорт Марханской 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 условия 12
1.4 Сейсмические условия 12
1.5 Данные по энергосистеме 13
1.6 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Гидрологические расчёты 14
2.1 Построение суточных графиков нагрузки и интегральная кривая
нагрузки энергосистемы 14
2.1 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 17
2.2 Расчет режимов работы ЕЭС без регулирования с учетом требований ВХК 18
2.3 Водно-энергетический расчет режима работы ЕЭС по маловодному году 20
2.4 Определение установленной мощности ЕЭС 22
2.5 Баланс мощностей 23
2.6 Водно-энергетический расчет режима работы ЕЭС по средневодному
году 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 27
3.1 Построение режимного поля 27
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 29
3.3 Расчёт и построение металлической спиральной камеры 32
3.4 Расчет вала на прочность 37
3.5 Расчёт подшипника 37
3.6 Выбор гидрогенератора 39
3.7 Выбор кранов 39
3.8 Выбор МНУ 39
3.9 Выбор электрогидравлического регулятора 39
4 Электрическая часть 40
4.1 Выбор структурной схемы ЕЭС 40
4.1 Выбор типа блоков ЕЭС 41
4.1.1 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с одиночными
блоками 41
4.1.2 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с укрупненными
блоками 42
4.1.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 43
4.1.4 Выбор главной схемы на основании технико-экономического расчёта 43
4.2 Выбор количества отходящих воздушных линий 44
4.3 Выбор схемы РУ ВН 45
4.4 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ ВН
в программном комплексе «RASTR WIN 3» 46
5 Релейная защита и автоматика 49
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 49
5.2 Расчёт номинальных токов 50
5.3 Перечень защит блока генератор-трансформатор 51
5.4 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 52
5.5 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN (UO)) 54
5.6 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 57
5.7 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 57
5.8 Защита от симметричных перегрузок ( I 1 ) 61
5.9 Дистанционная защита генератора Z1 <,Z2 < 62
5.10 Защита от перегрузки обмотки ротора 65
5.11 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 66
5.12 Таблица уставок и матрица отключений защит 67
6 Компоновка и сооружения гидроузла 69
6.1 Назначение класса ГТС 69
6.2 Определение отметки гребня бетонной плотины 69
6.3 Гидравлические расчеты 71
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 71
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 72
6.3.3 Построение профиля водосливной грани 73
6.3.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 75
6.3.5 Г ашение энергии способом свободно отброшенной струи 75
6.4 Конструирование плотины 78
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 78
6.4.2 Разрезка бетонной плотины швами 78
6.4.3 Быки 79
6.4.4 Устои 80
6.4.5 Дренаж тела бетонных плотин 80
6.5 Фильтрационные расчёты подземного контура 81
6.5.1 Противофильтрационная завеса 81
6.5.2 Дренажные устройства в основании 82
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 82
6.6.1 Вес сооружения и затворов 82
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 84
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 84
6.6.4 Сила фильтрационного давления 84
6.6.5 Давление грунта 85
6.6.6 Пассивное давление грунта основания на плотину со стороны НБ.. 87
6.6.7 Волновое давление 88
6.7 Оценка прочности плотины 89
6.8 Критерии прочности плотины 91
6.9 Обоснование устойчивости плотины 92
6.10 Глубинный водоспуск 92
7 Пожарная безопасность, охрана труда, техника безопасности, мероприятия
по охране природы 94
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 94
7.2 Охрана труда 94
7.3 Пожарная безопасность 96
7.4 Охрана природы 97
7.4.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 97
7.4.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 98
7.4.3 Отходы, образующиеся при строительстве 99
7.4.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 100
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 102
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 102
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 103
8.3 Налоговые расходы 106
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .. 107
8.5 Оценка инвестиционного проекта 108
8.5.1 Методология, исходные данные 108
8.5.2 Коммерческая эффективность 108
8.5.3 Бюджетная эффективность 109
8.5.4 Анализ чувствительности 110
9 Электрические машины автоматических устройств и силовые
микродвигатели на ГЭС 112
9.1 Классификация 112
9.2 Некоторые эксплуатационные характеристики двигателей 114
9.2.1 Показатели надежности двигателей 114
9.3 Выбор силового микродвигателя 115
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 118
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 120
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Интегральные кривые нагрузки
ВВЕДЕНИЕ 8
1 Общие сведения 9
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 9
1.2 Гидрологические данные 9
1.3 Инженерно - геологические условия 12
1.4 Сейсмические условия 12
1.5 Данные по энергосистеме 13
1.6 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Гидрологические расчёты 14
2.1 Построение суточных графиков нагрузки и интегральная кривая
нагрузки энергосистемы 14
2.1 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 17
2.2 Расчет режимов работы ЕЭС без регулирования с учетом требований ВХК 18
2.3 Водно-энергетический расчет режима работы ЕЭС по маловодному году 20
2.4 Определение установленной мощности ЕЭС 22
2.5 Баланс мощностей 23
2.6 Водно-энергетический расчет режима работы ЕЭС по средневодному
году 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 27
3.1 Построение режимного поля 27
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 29
3.3 Расчёт и построение металлической спиральной камеры 32
3.4 Расчет вала на прочность 37
3.5 Расчёт подшипника 37
3.6 Выбор гидрогенератора 39
3.7 Выбор кранов 39
3.8 Выбор МНУ 39
3.9 Выбор электрогидравлического регулятора 39
4 Электрическая часть 40
4.1 Выбор структурной схемы ЕЭС 40
4.1 Выбор типа блоков ЕЭС 41
4.1.1 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с одиночными
блоками 41
4.1.2 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с укрупненными
блоками 42
4.1.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 43
4.1.4 Выбор главной схемы на основании технико-экономического расчёта 43
4.2 Выбор количества отходящих воздушных линий 44
4.3 Выбор схемы РУ ВН 45
4.4 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ ВН
в программном комплексе «RASTR WIN 3» 46
5 Релейная защита и автоматика 49
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 49
5.2 Расчёт номинальных токов 50
5.3 Перечень защит блока генератор-трансформатор 51
5.4 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 52
5.5 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN (UO)) 54
5.6 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 57
5.7 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 57
5.8 Защита от симметричных перегрузок ( I 1 ) 61
5.9 Дистанционная защита генератора Z1 <,Z2 < 62
5.10 Защита от перегрузки обмотки ротора 65
5.11 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 66
5.12 Таблица уставок и матрица отключений защит 67
6 Компоновка и сооружения гидроузла 69
6.1 Назначение класса ГТС 69
6.2 Определение отметки гребня бетонной плотины 69
6.3 Гидравлические расчеты 71
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 71
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 72
6.3.3 Построение профиля водосливной грани 73
6.3.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 75
6.3.5 Г ашение энергии способом свободно отброшенной струи 75
6.4 Конструирование плотины 78
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 78
6.4.2 Разрезка бетонной плотины швами 78
6.4.3 Быки 79
6.4.4 Устои 80
6.4.5 Дренаж тела бетонных плотин 80
6.5 Фильтрационные расчёты подземного контура 81
6.5.1 Противофильтрационная завеса 81
6.5.2 Дренажные устройства в основании 82
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 82
6.6.1 Вес сооружения и затворов 82
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 84
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 84
6.6.4 Сила фильтрационного давления 84
6.6.5 Давление грунта 85
6.6.6 Пассивное давление грунта основания на плотину со стороны НБ.. 87
6.6.7 Волновое давление 88
6.7 Оценка прочности плотины 89
6.8 Критерии прочности плотины 91
6.9 Обоснование устойчивости плотины 92
6.10 Глубинный водоспуск 92
7 Пожарная безопасность, охрана труда, техника безопасности, мероприятия
по охране природы 94
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 94
7.2 Охрана труда 94
7.3 Пожарная безопасность 96
7.4 Охрана природы 97
7.4.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 97
7.4.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 98
7.4.3 Отходы, образующиеся при строительстве 99
7.4.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 100
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 102
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 102
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 103
8.3 Налоговые расходы 106
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .. 107
8.5 Оценка инвестиционного проекта 108
8.5.1 Методология, исходные данные 108
8.5.2 Коммерческая эффективность 108
8.5.3 Бюджетная эффективность 109
8.5.4 Анализ чувствительности 110
9 Электрические машины автоматических устройств и силовые
микродвигатели на ГЭС 112
9.1 Классификация 112
9.2 Некоторые эксплуатационные характеристики двигателей 114
9.2.1 Показатели надежности двигателей 114
9.3 Выбор силового микродвигателя 115
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 118
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 120
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Интегральные кривые нагрузки
В настоящее время актуально строительство новых электростанций в связи с ростом энергопотребления. Выполнять главную роль в регулировании параметров в нестационарном режиме, а также покрывать наиболее неравномерную часть графиков нагрузки призваны гидроэлектростанции (ГЭС) и гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), в связи с чем занимают особо важное место в современных энергетических системах.
Себестоимость производства электроэнергии в кВтч на ГЭС в 7-10 раз, то есть на порядок ниже, чем на тепловых и атомных станциях. Источник энергии - текущая вода, постоянно возобновляемая, в отличие от нефти, газа, твердого топлива и ядерного горючего. 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, на мой взгляд, структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшие десятилетия должна стать гидроэнергетика, как наиболее развитая, экологически безопасная и инвестиционно привлекательная отрасль народного хозяйства.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, проявлением творческого подхода и инженерной мысли к отысканию правильных проектных решений
Себестоимость производства электроэнергии в кВтч на ГЭС в 7-10 раз, то есть на порядок ниже, чем на тепловых и атомных станциях. Источник энергии - текущая вода, постоянно возобновляемая, в отличие от нефти, газа, твердого топлива и ядерного горючего. 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, на мой взгляд, структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшие десятилетия должна стать гидроэнергетика, как наиболее развитая, экологически безопасная и инвестиционно привлекательная отрасль народного хозяйства.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, проявлением творческого подхода и инженерной мысли к отысканию правильных проектных решений
В работе рассчитаны и определены показатели, выбраны элементы и параметры Марханской ГЭС, с плотиной высотой 67 м. на реке Марха, являющейся сооружением II класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного случая 1% (Qi% = 3575 м3/с) и поверочного 0,01% (Qo,1% = 4896 м3/с).
В ходе водно-энергетических расчетов была выбрана установленная мощность Марханской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки в период межени и половодья. Установленная мощность составиляет 308 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 212 м. Полезный объем при отметке НПУ составляет 6,02 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 2586 млн. кВтч.
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 - 56,46 м;
- расчетный - 55,89 м;
- минимальный - 46,95 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1095 м3/с.
Была выбрана турбина типа Р075-В-560. По результатам расчетов оптимальным оказался вариант с четырьмя гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 5,6 м.
Для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 107,1 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1230/140- 56 с номинальной активной мощностью 104,5 МВт.
Далее был выбран класс напряжения и тип РУ КРУЭ 220 кВ, а также структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства - "две системы сборных шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
- блочные трансформаторы ТДЦ 200000/220,
- трансформаторы собственных нужд ТСЛ-1600/13,8 УХЛ-1.
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый аппаратный комплекс КАГ-20 производства компании ОАО «Электроаппарат», в качестве ячеек КРУЭ были выбраны ячейки ЯГГ-220 производства компании ОАО «Электроаппарат».
Также был рассмотрен и рассчитан обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Была запроектирована водосливная плотина на скальном основании.
Для полного или частичного опорожнения водохранилища и промыва наносов был предусмотрен донный водосброс.
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,24 (нормативное значение для сооружений II класса - 1,2). При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина удовлетворяет условию прочности и устойчивости. Отсутствуют растягивающие напряжения. Наличие сжимающих напряжений, не превосходят пределов прочности на сжатие материала плотины - бетон В20.
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 - 23 коп/кВт ч;
- удельные капиталовложения - 24316 руб./кВт.
- срок окупаемости 5 лет.
Строительство Марханской 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 случая 1% (Qi% = 3575 м3/с) и поверочного 0,01% (Qo,1% = 4896 м3/с).
В ходе водно-энергетических расчетов была выбрана установленная мощность Марханской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки в период межени и половодья. Установленная мощность составиляет 308 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 212 м. Полезный объем при отметке НПУ составляет 6,02 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 2586 млн. кВтч.
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 - 56,46 м;
- расчетный - 55,89 м;
- минимальный - 46,95 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1095 м3/с.
Была выбрана турбина типа Р075-В-560. По результатам расчетов оптимальным оказался вариант с четырьмя гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 5,6 м.
Для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 107,1 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1230/140- 56 с номинальной активной мощностью 104,5 МВт.
Далее был выбран класс напряжения и тип РУ КРУЭ 220 кВ, а также структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства - "две системы сборных шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
- блочные трансформаторы ТДЦ 200000/220,
- трансформаторы собственных нужд ТСЛ-1600/13,8 УХЛ-1.
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый аппаратный комплекс КАГ-20 производства компании ОАО «Электроаппарат», в качестве ячеек КРУЭ были выбраны ячейки ЯГГ-220 производства компании ОАО «Электроаппарат».
Также был рассмотрен и рассчитан обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Была запроектирована водосливная плотина на скальном основании.
Для полного или частичного опорожнения водохранилища и промыва наносов был предусмотрен донный водосброс.
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,24 (нормативное значение для сооружений II класса - 1,2). При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина удовлетворяет условию прочности и устойчивости. Отсутствуют растягивающие напряжения. Наличие сжимающих напряжений, не превосходят пределов прочности на сжатие материала плотины - бетон В20.
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 - 23 коп/кВт ч;
- удельные капиталовложения - 24316 руб./кВт.
- срок окупаемости 5 лет.
Строительство Марханской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.