Введение 6
1 Техническое состояние гидросилового оборудования 8
1.1 Гидротурбина и гидротурбинное оборудование 8
1.2 Гидрогенератор 12
2 Комплексные показатели надежности гидроагрегата 14
2.1 Комплексные показатели надежности ГА 14
2.2 Определение комплексных показателей надежности гидроагрегата 15
3 Выбор вариантов увеличения мощности турбины 19
3.1 Вариант 1 20
3.2 Вариант 2 21
3.3 Вариант 3 21
3.4 Вариант 4 22
3.4 Сравнение вариантов 23
4 Выбор вариантов увеличения мощности турбины 27
4.1 Модернизация гидрогенераторного оборудования с увеличением мощности всех агрегатов 27
4.2 Реконструкция агрегата с заменой генератора(варианты 2,3) 29
4.3 Модернизация гидрогенераторного оборудования с увеличением мощности Г3, Г6 31
5 Электротехническое оборудование 33
5.1 Поузловая реконструкция ГА с увеличением мощности до 240МВт 33
5.2 Поузловая реконструкция ГА с увеличением мощности до 245МВт 33
5.3 Полная замена ГА с увеличением мощности до 225МВт 33
5.4 Реконструкция поузловая всех 6 агрегатов 40
6 Стоимость реконструкции оборудования 41
7 Режимы работы ГЭС 42
7.1 Расчеты средней многолетней выработки электроэнергии по вариантам
увеличения установленной мощности 42
8 Технико-экономическое обоснование 53
8.1 Исходные данные 53
8.2. Результаты расчетов 55
Заключение 57
Список использованных источников 58
Приложение А Анализ гидрологических данных 59
Приложение Б Зависимость уровней НБ от расходов воды р. Зея 63
Приложение В Зависимость площадей зеркала и объемов воды от уровней Зейской ГЭС 64
После развала СССР в результате экономического кризиса потребность в электроэнергии в России упала на 22%, однако сейчас наблюдается рост промышленного производства и необходимость в существенном развитии гидроэнергетики. В нашей стране в ближайшие годы не ожидается существенного увеличения строительства новых ГЭС, поэтому на ближайшую перспективу основные усилия будут направлены на продление срока службы ныне работающих гидростанций. Для крупных ГЭС более эффективным является модернизация и реконструкция существующего оборудования ГЭС, которая по техническому эффекту может сравниться с вводом новой электростанции. Из сказанного следует большая актуальность задачи реконструкции и модернизации гидротурбинного оборудования существующих ГЭС.
Задача реконструкции не только обновить гидротурбины, но и повысить их мощность, КПД, надежность. Эти улучшения технических характеристик гидротурбин достигается практически только за счет применения более совершенного рабочего колеса при сохранении неизменными остальных элементов проточной части гидротурбин ( спиральная камера, статор, отсасывающая труба, а во многих случаях и направляющий аппарат), отметки средней линии направляющего аппарата (оси разворота лопастей для ПЛ турбин), располагаемых высот отсасывания и синхронной частоты вращения.
Зейская ГЭС расположена в юго-западной части Дальнего Востока на реке Зея, левом притоке реки Амур. ГЭС предназначена для выработки электроэнергии и выполнения защитных функций от затопления нижележащих населенных пунктов в период паводка. Зейское водохранилище благодаря своему значительному объему, почти в полтора раза превышающему средний годовой сток, позволяет производить глубокое многолетнее регулирование стока.
Отличительная особенность Зейской ГЭС состоит в том, что здесь впервые в мире введены в эксплуатацию диагональные поворотно-лопастные гидротурбины Д45-2556-В600, на рабочем колесе которых лопасти по отношению к валу расположены не горизонтально, а под углом 45°.
Для диагональных гидротурбин характерны следующие преимущества: режим водного потока является более спокойным, т.е. с меньшими пульсациями, а мощностная характеристика КПД - более пологой, что равнозначно возможности по фактическому увеличению среднеэксплуатационного показателя КПД.
Наряду с изложенным необходимо также отметить, что по кавитационным свойствам диагональные гидротурбины несколько уступают своим радиально- осевым предшественникам. Наиболее интенсивно данные гидротурбины подвергаются воздействию кавитации при работе гидроагрегатов на малых нагрузках до 100 МВт. Негативные последствия кавитации устраняются в установленном порядке при проведении соответствующих ремонтов.
Несмотря на это, заменять на Зейской ГЭС диагональные поворотно-лопастные гидротурбины на радиально-осевые экономически нецелесообразно, т.к. это повлечет за собой демонтаж существующей строительной части с заменой ка-меры рабочего колеса турбины и установкой нового генератора.
Для эффективного решения задач реконструкции действующей ГЭС необходимо оценить целесообразность проведения реконструкции, рассматриваемой ГЭС, в частности выяснить фактические показатели ее эксплуатационной надежности и остаточного ресурса. В сложившихся сегодня в стране экономических условиях проблеме оценки надежности и остаточного ресурса энергетического оборудования должно быть уделено повышенное внимание, поскольку на большинстве ГЭС гидротурбины отработали свой нормативный срок службы.
Водно-энергетические и стоимостные показатели по вариантам представ-лены в таблице 6.1.
Технико-экономическое сравнение вариантов показало нецелесообразность проведения рассматриваемых мероприятий по увеличению установленной мощности станции в настоящий момент. Состояние гидроагрегатов является в полной мере работоспособным.
Поузловая плановая реконструкция (вариант 4) позволит увеличить доход станции за счет выручки от продажи дополнительной мощности.
Замена оборудования будет необходима по истечению срока его службы и экономически будет обоснована. При этом целесообразно будет принять вариант 3 с агрегатами мощностью по 225 МВт.
