Проектирование Лучегорской ГЭС на реке Уссури. Система постоянного тока ГЭС. Схема постоянного тока. Источники постоянного тока,аккумуляторные батареи, зарядно-подзарядное устройство
|
Введение 6
Сокращенный паспорт Лучегорской ГЭС 7
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Географические сведения 9
1.1.2 Гидрологический режим 9
1.1.3 Климатические условия 9
1.1.4 Гидрологические особенности 10
1.1.5 Инженерно-геологические условия 15
1.2 Энерго - экономическая характеристика региона 15
2 Водно-энергетический расчёт 17
2.1 Гидрологические расчёты 17
2.2 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов
при заданной обеспеченности стока 18
2.2.1 Выбор расчётного средневодного года (Р=50%) 21
2.2.2 Выбор маловодного года (Р=90%) 22
2.3 Обработка данных по энергосистеме 24
2.3.1 Построение суточных графиков нагрузки 24
2.3.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 25
2.4 Выбор установленной мощности на основе водно-энергетического
расчёта 29
2.4.1 Перераспределение стока с половодного периода на зимний период 29
2.4.2 Водно-энергетический расчёт 31
2.4.3 Расчёт резервов и определение установленной мощности
проектируемой ГЭС, расчёт баланса мощностей 39
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 42
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 42
3.2 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному
расходу 48
3.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения ее бескавитационной работы 48
3.3.1 Работа одного агрегата с расчётной мощностью при Н m ах 49
3.3.2 Работа одного агрегата с расчётной мощностью при Н р 50
3.3.3 Работа одного агрегата с расчётной мощностью при Н m i n 50
3.3.4 Выбор отметки расположения рабочего колеса 51
3.4 Определение геометрических размеров проточной части
гидротурбины П Л 6 0 — В — 75 0 52
3.5 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки и
колонки управления 52
3.6 Выбор типа серийного гидрогенератора 53
3.7 Определение установленной мощности ГЭС 54
4 Электрическая часть 55
4.1 Выбор номинального напряжения линий 55
4.2 Выбор количества отходящих линий и сечения проводов ЛЭП 55
4.3 Выбор структурной схемы электрических соединений 57
4.4 Выбор основного оборудования главной схемы 57
4.4.1 Выбор повышающих трансформаторов 57
4.4.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 60
4.5 Выбор главной схемы ГЭС 60
4.6 Расчёт токов КЗ 61
4.6.1 Трёхфазное короткое замыкание в точке К1 (ручной расчёт) 61
4.6.2 Трёхфазное короткое замыкание в точке К 1 (RastrKZ) 64
4.6.3 Трехфазное и однофазное замыкание в точке К2 67
4.7 Выбор электрических аппаратов 69
4.7.1 Расчет токов рабочего и утяжеленного режимов 69
4.7.2 Выбор коммутационных аппаратов генератора 70
4.7.3 Выбор коммутационных аппаратов КРУЭ- 220 кВ 70
4.7.4 Ограничители перенапряжения 71
5 Релейная защита и автоматика 72
6 Компоновка гидроузла, выбор типа и расчёт основных
сооружений 79
6.1 Гидравлические расчёты 79
6.1.1 Определение максимального и поверочного расхода 79
6.1.2 Определение ширины водосливного фронта 83
6.1.3 Определение отметки гребня водослива 84
6.1.4 Проверка на пропуск поверочного расхода 86
6.1.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 88
6.1.6 Расчёт водобойной стенки 90
6.1.7 Построения профиля водослива по координатам Кригера -
Офицерова 91
6.2 Конструирование плотины 92
6.2.1 Определение отметки гребня земляной плотины и гребня быка.. 92
6.2.2 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 98
6.2.3 Конструктивные элементы нижнего бьефа 99
6.2.4 Определение ширины и отметки подошвы плотины 102
6.2.5 Разрезка плотины швами, быки, устои 105
6.3 Фильтрационные расчёты 105
6.4 Статические расчёты плотины 106
6.4.1 Определение основных нагрузок на плотину 106
6.4.2 Расчёт прочности плотины 111
6.4.3 Оценка прочности плотины 115
6.4.4 Расчёт устойчивости плотины 118
6.5 Расчет длины здания ГЭС 120
7 Разработка мероприятий по охране труда, противопожарной безопасности
и по охране природы 121
7.1 Охрана труда 121
7.2 Пожарная безопасность 124
7.3 Охрана окружающей среды 131
7.3.1 Водоохранные мероприятия 132
7.3.2 Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу 134
7.3.3 Обращение с отходами 134
8 Определение технико-экономических показателей 136
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 136
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 136
8.3 Налоговые расходы 138
8.4 Прибыль 139
8.1 Оценка инвестиционного проекта 139
8.4.1 Коммерческая эффективность 140
8.4.2 Бюджетная эффективность 140
8.5 Анализ рисков инвестиционного проекта 141
9 Система постоянного тока ГЭС, схема постоянного тока. Источники
постоянного тока, аккумуляторные батареи, зарядно-подзарядное устройство 144
Заключение 155
Список использованных источников 158
Приложения А-К 160-169
Сокращенный паспорт Лучегорской ГЭС 7
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Географические сведения 9
1.1.2 Гидрологический режим 9
1.1.3 Климатические условия 9
1.1.4 Гидрологические особенности 10
1.1.5 Инженерно-геологические условия 15
1.2 Энерго - экономическая характеристика региона 15
2 Водно-энергетический расчёт 17
2.1 Гидрологические расчёты 17
2.2 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов
при заданной обеспеченности стока 18
2.2.1 Выбор расчётного средневодного года (Р=50%) 21
2.2.2 Выбор маловодного года (Р=90%) 22
2.3 Обработка данных по энергосистеме 24
2.3.1 Построение суточных графиков нагрузки 24
2.3.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 25
2.4 Выбор установленной мощности на основе водно-энергетического
расчёта 29
2.4.1 Перераспределение стока с половодного периода на зимний период 29
2.4.2 Водно-энергетический расчёт 31
2.4.3 Расчёт резервов и определение установленной мощности
проектируемой ГЭС, расчёт баланса мощностей 39
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 42
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 42
3.2 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному
расходу 48
3.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения ее бескавитационной работы 48
3.3.1 Работа одного агрегата с расчётной мощностью при Н m ах 49
3.3.2 Работа одного агрегата с расчётной мощностью при Н р 50
3.3.3 Работа одного агрегата с расчётной мощностью при Н m i n 50
3.3.4 Выбор отметки расположения рабочего колеса 51
3.4 Определение геометрических размеров проточной части
гидротурбины П Л 6 0 — В — 75 0 52
3.5 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки и
колонки управления 52
3.6 Выбор типа серийного гидрогенератора 53
3.7 Определение установленной мощности ГЭС 54
4 Электрическая часть 55
4.1 Выбор номинального напряжения линий 55
4.2 Выбор количества отходящих линий и сечения проводов ЛЭП 55
4.3 Выбор структурной схемы электрических соединений 57
4.4 Выбор основного оборудования главной схемы 57
4.4.1 Выбор повышающих трансформаторов 57
4.4.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 60
4.5 Выбор главной схемы ГЭС 60
4.6 Расчёт токов КЗ 61
4.6.1 Трёхфазное короткое замыкание в точке К1 (ручной расчёт) 61
4.6.2 Трёхфазное короткое замыкание в точке К 1 (RastrKZ) 64
4.6.3 Трехфазное и однофазное замыкание в точке К2 67
4.7 Выбор электрических аппаратов 69
4.7.1 Расчет токов рабочего и утяжеленного режимов 69
4.7.2 Выбор коммутационных аппаратов генератора 70
4.7.3 Выбор коммутационных аппаратов КРУЭ- 220 кВ 70
4.7.4 Ограничители перенапряжения 71
5 Релейная защита и автоматика 72
6 Компоновка гидроузла, выбор типа и расчёт основных
сооружений 79
6.1 Гидравлические расчёты 79
6.1.1 Определение максимального и поверочного расхода 79
6.1.2 Определение ширины водосливного фронта 83
6.1.3 Определение отметки гребня водослива 84
6.1.4 Проверка на пропуск поверочного расхода 86
6.1.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 88
6.1.6 Расчёт водобойной стенки 90
6.1.7 Построения профиля водослива по координатам Кригера -
Офицерова 91
6.2 Конструирование плотины 92
6.2.1 Определение отметки гребня земляной плотины и гребня быка.. 92
6.2.2 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 98
6.2.3 Конструктивные элементы нижнего бьефа 99
6.2.4 Определение ширины и отметки подошвы плотины 102
6.2.5 Разрезка плотины швами, быки, устои 105
6.3 Фильтрационные расчёты 105
6.4 Статические расчёты плотины 106
6.4.1 Определение основных нагрузок на плотину 106
6.4.2 Расчёт прочности плотины 111
6.4.3 Оценка прочности плотины 115
6.4.4 Расчёт устойчивости плотины 118
6.5 Расчет длины здания ГЭС 120
7 Разработка мероприятий по охране труда, противопожарной безопасности
и по охране природы 121
7.1 Охрана труда 121
7.2 Пожарная безопасность 124
7.3 Охрана окружающей среды 131
7.3.1 Водоохранные мероприятия 132
7.3.2 Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу 134
7.3.3 Обращение с отходами 134
8 Определение технико-экономических показателей 136
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 136
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 136
8.3 Налоговые расходы 138
8.4 Прибыль 139
8.1 Оценка инвестиционного проекта 139
8.4.1 Коммерческая эффективность 140
8.4.2 Бюджетная эффективность 140
8.5 Анализ рисков инвестиционного проекта 141
9 Система постоянного тока ГЭС, схема постоянного тока. Источники
постоянного тока, аккумуляторные батареи, зарядно-подзарядное устройство 144
Заключение 155
Список использованных источников 158
Приложения А-К 160-169
Гидроэлектростанции занимают особо важное место в современных энергетических системах, выполняя главную роль по регулированию её параметров в нестационарных режимах, а также покрывая наиболее неравномерную часть графиков нагрузки. Кроме того, низкая стоимость товарной продукции ГЭС весьма положительно сказывается на ценообразовании электроэнергии на рынке её сбыта.
Гидростанции - один из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия гидравлических турбин достигает 95%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
В себестоимости производства электроэнергии на гидростанциях отсутствует топливная составляющая, что делает энергию более конкурентоспособной в условиях рынка.
Гидростанции являются наиболее маневренными из всех типов электростанций. Гидростанции способны при необходимости увеличивать выработку и выдаваемую мощность в течение нескольких минут, тогда как тепловым станциям для этого требуется несколько часов, а атомным - сутки. Это позволяет ГЭС покрывать пиковые нагрузки и поддерживать частоту тока в энергосистеме.
Гидроэнергетические мощности вносят ощутимый вклад в обеспечение системной надежности и в конечном итоге надежной работы всей Единой электроэнергетической системы страны.
Все эти преимущества подталкивают к строительству новых гидроэлектростанций.
Гидростанции - один из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия гидравлических турбин достигает 95%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
В себестоимости производства электроэнергии на гидростанциях отсутствует топливная составляющая, что делает энергию более конкурентоспособной в условиях рынка.
Гидростанции являются наиболее маневренными из всех типов электростанций. Гидростанции способны при необходимости увеличивать выработку и выдаваемую мощность в течение нескольких минут, тогда как тепловым станциям для этого требуется несколько часов, а атомным - сутки. Это позволяет ГЭС покрывать пиковые нагрузки и поддерживать частоту тока в энергосистеме.
Гидроэнергетические мощности вносят ощутимый вклад в обеспечение системной надежности и в конечном итоге надежной работы всей Единой электроэнергетической системы страны.
Все эти преимущества подталкивают к строительству новых гидроэлектростанций.
В проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры высоконапорной Лучегорской ГЭС высотой 72,5 м на реке Уссури, являющимся сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчётных расходов для основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% обеспеченности случаев: Q0, ±0/о = 4943 м 3/ с,
Qo,oi% = 5881 MVC-
В ходе водно-энергетических расчётов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Луче- горской ГЭС, а также определена зона её работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила NycT = 5 08 М В т. Определён уровень мёртвого объёма, отметка которого равна 94,4 м. Полезный объём при данных отметках НПУ 107,0 м и УМО составляет 6,0 км . Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 3,1 млрд. кВтч.
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 - Нт ах = 5 6, 0 м;
расчётный - Нр а сч = 4 4 , 2 м;
минимальный - .
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС соответствующий расчётному напору, составляет 1233 м3/с.
По результатам расчётов был определён оптимальный вариант с тремя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 7,5 м (ПЛ 60-В).
По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 107,1 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1260/235-56 с номинальной активной мощностью 150 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с укрупнёнными блоками и принята схема распределительного устройства КРУЭ-220кВ - две системы сборных шин с одним выключателем на присоединение. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТЦ-250000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗ - 16000/20, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 300/39.
Распределительное устройство принято элегазовым (КРУЭ-220) - ЯГГ 220 (Электроаппарат), т.к. неоспоримыми преимуществами КРУЭ перед другими видами распределительных устройств являются: повышенная надёжность, компактность (модульная структура) и заводская сборка, что напрямую влияет на размеры площади размещения, стоимость подготовки основания площадки под КРУЭ и простоту обслуживания.
В качестве генераторного выключателя, принят аппаратный комплекс КАГ-20 ОАО «Электроаппарат», со встроенными трансформаторами тока и напряжения, разъединителем, ограничителем перенапряжения, имеющий большой ресурс и надёжность.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловой. Строительные расходы пропускаются через гребёнку. Водосливная и глухая плотина приняты бетонными. Здание ГЭС - приплотинного типа.
В состав сооружений входят:
• водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 144,0 м;
• станционная бетонная плотина - 100 м;
• глухая русловая бетонная плотина;
• здание ГЭС приплотинного типа;
• глухая грунтовая левобережная и правобережная плотины.
На данном этапе расчётным путём определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
• ширина подошвы - 64,0 м;
• отметка подошвы водосливной плотины - 40,0 м;
• число водосливных отверстий - 5;
• ширина водосливных отверстий в свету - 24 м;
• отметка гребня - 112,5 м;
• ширина гребня - 24,2 м.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Разрезка водосливной части плотины деформационными швами произведена по быкам, чтобы избежать неравномерных осадок смежных быков, что может привести к заклиниванию затворов.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчётов коэффициент надёжности сооружения составляет 1,38 и 1,28 для основного и особого сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Лучегорского гидроузла отвечает требованиям надёжности. При расчёте 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 расчётам получены следующие показатели:
- стоимость строительства гидроузла - 26616 млн. руб.;
- удельная себестоимость электроэнергии - 0,26 руб/кВт-ч.
Таким образом, строительство Лучегорской ГЭС с установленной мощностью 525 МВт в настоящее время является актуальным проектом.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчётных расходов для основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% обеспеченности случаев: Q0, ±0/о = 4943 м 3/ с,
Qo,oi% = 5881 MVC-
В ходе водно-энергетических расчётов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Луче- горской ГЭС, а также определена зона её работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила NycT = 5 08 М В т. Определён уровень мёртвого объёма, отметка которого равна 94,4 м. Полезный объём при данных отметках НПУ 107,0 м и УМО составляет 6,0 км . Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 3,1 млрд. кВтч.
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 - Нт ах = 5 6, 0 м;
расчётный - Нр а сч = 4 4 , 2 м;
минимальный - .
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС соответствующий расчётному напору, составляет 1233 м3/с.
По результатам расчётов был определён оптимальный вариант с тремя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 7,5 м (ПЛ 60-В).
По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 107,1 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1260/235-56 с номинальной активной мощностью 150 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с укрупнёнными блоками и принята схема распределительного устройства КРУЭ-220кВ - две системы сборных шин с одним выключателем на присоединение. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТЦ-250000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗ - 16000/20, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 300/39.
Распределительное устройство принято элегазовым (КРУЭ-220) - ЯГГ 220 (Электроаппарат), т.к. неоспоримыми преимуществами КРУЭ перед другими видами распределительных устройств являются: повышенная надёжность, компактность (модульная структура) и заводская сборка, что напрямую влияет на размеры площади размещения, стоимость подготовки основания площадки под КРУЭ и простоту обслуживания.
В качестве генераторного выключателя, принят аппаратный комплекс КАГ-20 ОАО «Электроаппарат», со встроенными трансформаторами тока и напряжения, разъединителем, ограничителем перенапряжения, имеющий большой ресурс и надёжность.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловой. Строительные расходы пропускаются через гребёнку. Водосливная и глухая плотина приняты бетонными. Здание ГЭС - приплотинного типа.
В состав сооружений входят:
• водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 144,0 м;
• станционная бетонная плотина - 100 м;
• глухая русловая бетонная плотина;
• здание ГЭС приплотинного типа;
• глухая грунтовая левобережная и правобережная плотины.
На данном этапе расчётным путём определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
• ширина подошвы - 64,0 м;
• отметка подошвы водосливной плотины - 40,0 м;
• число водосливных отверстий - 5;
• ширина водосливных отверстий в свету - 24 м;
• отметка гребня - 112,5 м;
• ширина гребня - 24,2 м.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Разрезка водосливной части плотины деформационными швами произведена по быкам, чтобы избежать неравномерных осадок смежных быков, что может привести к заклиниванию затворов.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчётов коэффициент надёжности сооружения составляет 1,38 и 1,28 для основного и особого сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Лучегорского гидроузла отвечает требованиям надёжности. При расчёте 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 расчётам получены следующие показатели:
- стоимость строительства гидроузла - 26616 млн. руб.;
- удельная себестоимость электроэнергии - 0,26 руб/кВт-ч.
Таким образом, строительство Лучегорской ГЭС с установленной мощностью 525 МВт в настоящее время является актуальным проектом.