ПРОЕКТИРОВАНИЕ ХОРСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ХОР.МЕТОДЫ ПРОВЕРКИ И ИСПРАВЛЕНИЯ ЛИНИИ ВАЛА ГИДРОАГРЕГАТА
|
СОДЕРЖАНИЕ
СОКРАЩЁННЫЙ ПАСПОРТ ХОРСКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 11
1.1.4 Сейсмические условия 11
2 Водноэнергетический расчет 13
2.1 Регулирование стока воды 13
2.1.1 Выбор маловодного и средневодного года 13
2.2 Выбор установленной мощности на основе водноэнергетических
расчетов 16
2.2.1 Построение суточных графиков нагрузки . ИКН энергосистемы 16
2.2.2 Построение max графиков нагрузки энергосистемы 17
2.2.3 Расчет режимов ГЭС без регулирования с учетом требования по
ВХК 19
2.2.4 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС по маловодному
году (90%) 20
2.3 Определение установленной мощности .Баланс мощностей 23
2.3.1 Баланс энергий 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 25
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 25
3.1.1 Построение режимного поля 25
3.1.2 Выбор системы , типа и количества гидроагрегатов 26
3.2 Определение заглубления рабочего колеса 29
3.2.1 Работа одного агрегата при его полной нагрузке и Нр 29
3.2.2 Работа одного агрегата при его полной нагрузке и Hmax 30
3.2.4 Заглубление водозабора на величину воронкообразования 32
3.2.5 Расчет спиральной камеры 32
3.2.6 Выбор типа маслонапорной установки (МНУ) 35
3.2.7 Выбор электрогидравлического регулятора 35
4 Электрическая часть 36
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных
нужд 36
4.2 Выбор силового оборудования 37
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночными
блоками 37
4.2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 38
4.3 Распределительное устройство 38
4.3.1 Выбор проводов и отходящих воздушных линий 38
4.3.2 Выбор схемы распределительного устройства 39
4.3.3 Технико-экономический анализ 40
4.4 Электротехническое оборудование 41
4.4.1 Расчёт токов короткого замыкания 41
4.4.3 Выбор и расчёт токоведущих частей аппаратов 42
4.4.2 Выбор генераторного аппаратного комплекса 43
4.4.4 Выбор выключателей и разъединителей 44
5 Релейная защита и автоматика 47
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 47
5.2 Расчёт номинальных токов 48
5.3 Перечень защит основного оборудования 48
5.4 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 49
5.5 Продольная дифференциальная защита генератора 50
5.6 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 52
5.7 Защита от повышения напряжения 55
5.8 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 55
5.9 Защита от симметричных перегрузок 58
5.10 Дистанционная защита генератора 60
5.11 Защита ротора от перегрузки 62
5.12 Матрица отключений 64
5.13 Таблица уставок 65
6 Компоновка и сооружения гидроузла 66
6.1 Проектирование водосливной плотины 66
6.1.1 Состав гидротехнического сооружения 66
6.2 Сооружения гидроузла 66
6.2.1 Грунтовая плотина 66
6.2.2 Бетонная плотина 68
6.3 Гидравлические расчеты 69
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 69
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 69
6.3.3 Построение профиля водосливной грани 72
6.3.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 73
6.3.5 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 74
6.3.6 Пропуск расходов через глубинного отверстия 76
6.3.7 Определение ширины подошвы плотины 77
6.3.8 Разрезка бетонных плотин швами 77
6.3.9 Назначение быка 78
6.3.10 Устои 78
6.3.12 Галереи в теле плотины 79
6.3.13 Противофильтрационные элементы подземного контура 80
6.3.14 Дренажные устройства в основании в скальных грунтов 81
6.4 Определение нагрузок и воздействий на плотину для основного их
сочетания 81
6.4.1 Фильтрационное давление 81
6.4.2 Взвешивающее давления 82
6.4.3 Вес сооружения 83
Площадь быка и водосливной плотины будем вычислять графическим
методом (рисунок 6.7) 83
6.4.4 Сила гидростатического давления воды 84
6.4.5 Давление грунта 84
6.4.6 Волновое давление 88
6.5 Оценка прочности плотины 89
6.5.1 Определение напряжений 89
6.5.2 Критерии прочности плотины 91
6.5.3 Расчёт устойчивости плотины 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 99
7.4.1 Общие положения 99
8 Оценка объемов реализации энергии и расходов 101
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 101
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 101
8.3 Налоговые расходы 103
8.4 Оценка суммы прибыли 104
8.5 Оценка инвестиционного проекта 105
8.6 Показатели коммерческой эффективности проекта 106
8.7 Бюджетная эффективность 106
8.8 Анализ рисков инвестиционных проектов 107
9 Методы проверки и исправления линии вала гидроагрегата 110
9.1 Виды нарушений центровки вертикальных гидроагрегатов 110
9.2 Технические требования к выполнению операций по проверке
центровки и устранению ее дефектов 111
9.3 Проверка биения вала и диска пяты гидрогенератора 112
9.4 Технологические требования к проверке центровки и устранению ее
дефектов 113
9.4.1 Проверка общей линии валов методом поворота ротора на 360° 113
9.4.2 Методы поворота роторов гидроагрегатов 114
9.4.3 Проверка уклона валов 117
9.5 Центровка неподвижных частей гидроагрегата 117
9.6 Особенности выполнения центровки гидроагрегатов с безвальным
исполнением гидрогенератора 119
9.7.1 Устранение неперпендикулярности диска подпятника 120
9.7.2 Устранение излома линии валов во фланцах 121
9.7.3 Устранение уклона валов 122
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 123
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 125
ПРИЛОЖЕНИЕ А 128
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
СОКРАЩЁННЫЙ ПАСПОРТ ХОРСКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 11
1.1.4 Сейсмические условия 11
2 Водноэнергетический расчет 13
2.1 Регулирование стока воды 13
2.1.1 Выбор маловодного и средневодного года 13
2.2 Выбор установленной мощности на основе водноэнергетических
расчетов 16
2.2.1 Построение суточных графиков нагрузки . ИКН энергосистемы 16
2.2.2 Построение max графиков нагрузки энергосистемы 17
2.2.3 Расчет режимов ГЭС без регулирования с учетом требования по
ВХК 19
2.2.4 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС по маловодному
году (90%) 20
2.3 Определение установленной мощности .Баланс мощностей 23
2.3.1 Баланс энергий 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 25
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 25
3.1.1 Построение режимного поля 25
3.1.2 Выбор системы , типа и количества гидроагрегатов 26
3.2 Определение заглубления рабочего колеса 29
3.2.1 Работа одного агрегата при его полной нагрузке и Нр 29
3.2.2 Работа одного агрегата при его полной нагрузке и Hmax 30
3.2.4 Заглубление водозабора на величину воронкообразования 32
3.2.5 Расчет спиральной камеры 32
3.2.6 Выбор типа маслонапорной установки (МНУ) 35
3.2.7 Выбор электрогидравлического регулятора 35
4 Электрическая часть 36
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных
нужд 36
4.2 Выбор силового оборудования 37
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночными
блоками 37
4.2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 38
4.3 Распределительное устройство 38
4.3.1 Выбор проводов и отходящих воздушных линий 38
4.3.2 Выбор схемы распределительного устройства 39
4.3.3 Технико-экономический анализ 40
4.4 Электротехническое оборудование 41
4.4.1 Расчёт токов короткого замыкания 41
4.4.3 Выбор и расчёт токоведущих частей аппаратов 42
4.4.2 Выбор генераторного аппаратного комплекса 43
4.4.4 Выбор выключателей и разъединителей 44
5 Релейная защита и автоматика 47
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 47
5.2 Расчёт номинальных токов 48
5.3 Перечень защит основного оборудования 48
5.4 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 49
5.5 Продольная дифференциальная защита генератора 50
5.6 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 52
5.7 Защита от повышения напряжения 55
5.8 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 55
5.9 Защита от симметричных перегрузок 58
5.10 Дистанционная защита генератора 60
5.11 Защита ротора от перегрузки 62
5.12 Матрица отключений 64
5.13 Таблица уставок 65
6 Компоновка и сооружения гидроузла 66
6.1 Проектирование водосливной плотины 66
6.1.1 Состав гидротехнического сооружения 66
6.2 Сооружения гидроузла 66
6.2.1 Грунтовая плотина 66
6.2.2 Бетонная плотина 68
6.3 Гидравлические расчеты 69
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 69
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 69
6.3.3 Построение профиля водосливной грани 72
6.3.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 73
6.3.5 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 74
6.3.6 Пропуск расходов через глубинного отверстия 76
6.3.7 Определение ширины подошвы плотины 77
6.3.8 Разрезка бетонных плотин швами 77
6.3.9 Назначение быка 78
6.3.10 Устои 78
6.3.12 Галереи в теле плотины 79
6.3.13 Противофильтрационные элементы подземного контура 80
6.3.14 Дренажные устройства в основании в скальных грунтов 81
6.4 Определение нагрузок и воздействий на плотину для основного их
сочетания 81
6.4.1 Фильтрационное давление 81
6.4.2 Взвешивающее давления 82
6.4.3 Вес сооружения 83
Площадь быка и водосливной плотины будем вычислять графическим
методом (рисунок 6.7) 83
6.4.4 Сила гидростатического давления воды 84
6.4.5 Давление грунта 84
6.4.6 Волновое давление 88
6.5 Оценка прочности плотины 89
6.5.1 Определение напряжений 89
6.5.2 Критерии прочности плотины 91
6.5.3 Расчёт устойчивости плотины 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 99
7.4.1 Общие положения 99
8 Оценка объемов реализации энергии и расходов 101
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 101
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 101
8.3 Налоговые расходы 103
8.4 Оценка суммы прибыли 104
8.5 Оценка инвестиционного проекта 105
8.6 Показатели коммерческой эффективности проекта 106
8.7 Бюджетная эффективность 106
8.8 Анализ рисков инвестиционных проектов 107
9 Методы проверки и исправления линии вала гидроагрегата 110
9.1 Виды нарушений центровки вертикальных гидроагрегатов 110
9.2 Технические требования к выполнению операций по проверке
центровки и устранению ее дефектов 111
9.3 Проверка биения вала и диска пяты гидрогенератора 112
9.4 Технологические требования к проверке центровки и устранению ее
дефектов 113
9.4.1 Проверка общей линии валов методом поворота ротора на 360° 113
9.4.2 Методы поворота роторов гидроагрегатов 114
9.4.3 Проверка уклона валов 117
9.5 Центровка неподвижных частей гидроагрегата 117
9.6 Особенности выполнения центровки гидроагрегатов с безвальным
исполнением гидрогенератора 119
9.7.1 Устранение неперпендикулярности диска подпятника 120
9.7.2 Устранение излома линии валов во фланцах 121
9.7.3 Устранение уклона валов 122
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 123
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 125
ПРИЛОЖЕНИЕ А 128
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
Гидроэлектростанция - это высокоэффективное экологически чистое и экономичное современное предприятие по производству электроэнергии. В последние десятилетия наблюдаются качественные изменения в мировой гидроэнергетике, обусловленные экономическими, политическими и технологическими причинами.
Среди важнейших факторов, которые определяют развитие гидроэнергетики, - степень освоенности гидроэнергетического потенциала территорий. В развитых странах мира, как правило, освоена большая часть экономически целесообразного гидропотенциала, в частности в Европе - 75%, в Северной Америке - около 70%, и практически исчерпаны возможности для строительства крупных ГЭС.
В развивающихся странах, напротив, большая часть гидропотенциала (включая крупный) остается неосвоенной: от более чем 93% в Африке до 67% в Южной Америке.
В последнее время, в связи с истощением природных ресурсов, всё больше внимания уделяют возобновляемым природным источникам энергии. Одним из таких источников является вода. Хотя вода далеко не новый источник энергии и многие страны уже на сто процентов использовали свой гидропотенциал (например, Норвегия), в нашей стране для ее развития имеется достаточно большое пространство. Поэтому именно гидроэнергетика имеет все шансы, для того чтобы в ближайшее время занять лидирующее положение в сфере производства электроэнергии, вытеснив вместе с этим морально и физически устаревшие генерирующие мощности.
Целью данного дипломного проекта в первую очередь является закрепление всего пройденного курса обучения по специальности «Гидроэлектростанции». В дипломном проекте отражены принятые технические решения и приведено обоснование выбранных параметров.
Среди важнейших факторов, которые определяют развитие гидроэнергетики, - степень освоенности гидроэнергетического потенциала территорий. В развитых странах мира, как правило, освоена большая часть экономически целесообразного гидропотенциала, в частности в Европе - 75%, в Северной Америке - около 70%, и практически исчерпаны возможности для строительства крупных ГЭС.
В развивающихся странах, напротив, большая часть гидропотенциала (включая крупный) остается неосвоенной: от более чем 93% в Африке до 67% в Южной Америке.
В последнее время, в связи с истощением природных ресурсов, всё больше внимания уделяют возобновляемым природным источникам энергии. Одним из таких источников является вода. Хотя вода далеко не новый источник энергии и многие страны уже на сто процентов использовали свой гидропотенциал (например, Норвегия), в нашей стране для ее развития имеется достаточно большое пространство. Поэтому именно гидроэнергетика имеет все шансы, для того чтобы в ближайшее время занять лидирующее положение в сфере производства электроэнергии, вытеснив вместе с этим морально и физически устаревшие генерирующие мощности.
Целью данного дипломного проекта в первую очередь является закрепление всего пройденного курса обучения по специальности «Гидроэлектростанции». В дипломном проекте отражены принятые технические решения и приведено обоснование выбранных параметров.
В работе рассчитаны и определены показатели, выбраны элементы и параметры Хорской ГЭС, с плотиной высотой 51,2 м на реке Хор , являющейся сооружением второго класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчётных расходов для основного обеспеченностью 1% и поверочного 0,1% обеспеченности случаев: (?1% = 771,4 м3/с , Q0,1% =
956,4 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов была выбрана установленная мощность Хорской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки в период межени и половодья. Установленная мощность составила 111,2 МВт.Определен уровень мёртвого объема, отметка которого равна 173,33 м. Полезный объём при отметке НПУ составляет 2,25 м3.Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1,75 млрд. кВ'гч.
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 - 39,8м;
расчётный - 28,7 м;
минимальный - 24,2 м.
Была выбрана турбина типа ПЛ 406- В - 375. По результатам расчётов оптимальным оказался вариант с тремя гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 3,75 м.
Для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 187,5 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ 566/125-32 с номинальной активной мощностью 27,8 МВт.
Далее был выбран класс напряжения и тип РУ ОРУ 220 кВ, а также структурная схема ГЭС с укрупненными блоками и принята схема распределительного устройства - "четырехугольник". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ - 63000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-630/10,5 УХЛ-1.
Распределительное устройство принято типа ОРУ.
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый выключатель ВГГ-20 производства компании «Высоковольтный союз», в качестве выключателей на ОРУ были выбраны элегазовые баковые выключатели ВЭБ- 220 производства ОАО ВО «Электроаппарат».
Затем был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Хорской ГЭС спроектирована по приплотинной схеме.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с отлетом струи;
- глухая бетонная плотина;
- станционная часть;
- правобережная бетонная и левобережные насыпная плотины.
На данном этапе расчётным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 34,5 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 139,00 м;
- отметка гребня водослива - 178,00 м;
- число водосливных отверстий - 2;
- ширина водосливных отверстий в свету - 16 м;
-отметка гребня плотины - 189,2 м.
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчётов коэффициент надежности сооружения составляет 1,24 (нормативное
значение для сооружений второго класса - 1,2). При расчёте плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Таким образом, плотина Хорской 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 - 9 коп/кВтч;
- удельные капиталовложения - 24910,7 руб./кВт;
- срок окупаемости 5,3 года.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Хорской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчётных расходов для основного обеспеченностью 1% и поверочного 0,1% обеспеченности случаев: (?1% = 771,4 м3/с , Q0,1% =
956,4 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов была выбрана установленная мощность Хорской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки в период межени и половодья. Установленная мощность составила 111,2 МВт.Определен уровень мёртвого объема, отметка которого равна 173,33 м. Полезный объём при отметке НПУ составляет 2,25 м3.Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1,75 млрд. кВ'гч.
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 - 39,8м;
расчётный - 28,7 м;
минимальный - 24,2 м.
Была выбрана турбина типа ПЛ 406- В - 375. По результатам расчётов оптимальным оказался вариант с тремя гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 3,75 м.
Для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 187,5 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ 566/125-32 с номинальной активной мощностью 27,8 МВт.
Далее был выбран класс напряжения и тип РУ ОРУ 220 кВ, а также структурная схема ГЭС с укрупненными блоками и принята схема распределительного устройства - "четырехугольник". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ - 63000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-630/10,5 УХЛ-1.
Распределительное устройство принято типа ОРУ.
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый выключатель ВГГ-20 производства компании «Высоковольтный союз», в качестве выключателей на ОРУ были выбраны элегазовые баковые выключатели ВЭБ- 220 производства ОАО ВО «Электроаппарат».
Затем был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Хорской ГЭС спроектирована по приплотинной схеме.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с отлетом струи;
- глухая бетонная плотина;
- станционная часть;
- правобережная бетонная и левобережные насыпная плотины.
На данном этапе расчётным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 34,5 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 139,00 м;
- отметка гребня водослива - 178,00 м;
- число водосливных отверстий - 2;
- ширина водосливных отверстий в свету - 16 м;
-отметка гребня плотины - 189,2 м.
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчётов коэффициент надежности сооружения составляет 1,24 (нормативное
значение для сооружений второго класса - 1,2). При расчёте плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Таким образом, плотина Хорской 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 - 9 коп/кВтч;
- удельные капиталовложения - 24910,7 руб./кВт;
- срок окупаемости 5,3 года.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Хорской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.