ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВЕРХНЕЛАРСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ТЕРЕК. ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ КРАНОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ, ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ, ПРОБЛЕМЫ
|
ВВЕДЕНИЕ 8
1 Общая часть 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 9
1.1.2 Гидрологические данные 9
1.1.3 Инженерно - геологические условия 9
1.1.4 Сейсмические условия 9
1.1.5 Данные по энергосистеме 10
2 Водно-энергетические расчеты и выбор установленной мощности 11
2.1 Исходные данные 11
2.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 12
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 14
2.4 Выбор расчетных гидрографов маловодного и среднего по водности года
при заданной обеспеченности стока 15
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 19
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году. 20
2.7 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в средневодном году. 22
2.8 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных
ремонтов 23
2.9 Баланс мощности 23
3 Основное и вспомогательное оборудование 25
3.1 Построение режимного поля 25
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 28
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 32
3.4 Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического регулятора 33
3.5 Выбор геометрических размеров машинного зала 33
4 Электрическая часть 34
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединении 34
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 36
4.2.1 Выбор трансформаторов ВН для схемы с простыми блоками 36
4.2.2 Выбор трансформаторов ВН для схемы с укрупненными блоками 38
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 39
4.3 Распределительное устройство 39
4.3.1 Выбор количества отходящих воздушных линии РУ ВН 39
4.3.2 Выбор главной схемы на основании технико-экономического расчёта41
4.4 Расчёт токов КЗ 42
4.5 Выбор электрических аппаратов 46
4.5.1 Расчет рабочих токов присоединений 46
4.5.2 Выбор выключателей и разъединителей 47
4.5.3 Выбор трансформаторов напряжения 48
4.5.4 Выбор ограничителя перенапряжения (ОПН) 48
4.6 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном
напряжении 49
4.6.1 Выбор выключателей и разъединителей 49
4.6.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 50
4.6.3 Выбор ограничителя перенапряжения (ОПН) 50
4.7 Выбор генераторного синхронизатора и сетевого анализатора 50
5. Релейная защита и автоматика 52
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 52
5.2 Перечень защит основного оборудования 53
5.3 Расчёт номинальных токов 54
5.4 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 54
5.5 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 55
5.6 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 57
5.7 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 60
5.8 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 61
5.9 Защита от симметричных перегрузок статора (I1) 64
5.10 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 65
5.11 Защита ротора от перегрузки (Ip) 69
6. Компоновка и сооружения гидроузла 71
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 71
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 71
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 71
6.3 Гидравлический расчёт бетонной водосливной плотины 74
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 74
6.3.2 Определение отметки гребня водослива и быка 76
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 77
6.3.4 Построение профиля водосливной грани 79
6.3.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 80
6.3.6 Расчет водобойной стенки 81
6.4 Конструирование плотины 82
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 82
6.4.2 Разрезка плотины швами 83
6.4.3 Быки 83
6.4.4 Устои 83
6.4.5 Расчет ширины плотины по гребню 83
6.4.6 Дренаж и галереи в теле плотины 83
6.5 Конструкционные элементы НБ 84
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 84
6.6.1 Вес сооружения 84
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 85
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 85
6.6.4 Сила фильтрационного давления 86
6.6.5 Давление грунта 86
6.6.6 Волновое давление 87
6.7 Расчёт прочности плотины 88
6.7.1 Определение напряжений 88
6.7.2 Критерии прочности плотины 90
6.8 Расчёт устойчивости плотины на сдвиг 91
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 93
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 93
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для работников
станции 93
7.3 Пожарная безопасность 98
7.3.4 Содержание территории, дорог, подъездов к зданиям и сооружениям 100
7.3.5 Содержание зданий, сооружений, помещений 100
7.4 Охрана природы 102
8 Оценка объемов реализации энергии и расходов 108
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 108
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 108
8.3 Налоговые расходы 110
8.4 Оценка суммы прибыли 111
8.5 Методология и исходные данные оценка инвестиционного проекта... 112
8.6 Показатели коммерческой эффективности проекта 113
8.7 Бюджетная эффективность 113
8.8 Анализ чувствительности 114
9 Особенности работы кранового оборудования, особенности эксплуатации,
проблемы 116
9.1 Особенности работы кранового оборудования 120
9.2 Особенности эксплуатации 125
9.3 Приспособление для испытания специального козлового крана 126
9.4 Проблемы 129
Заключение 131
Список использованных источников 134
Приложение
1 Общая часть 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 9
1.1.2 Гидрологические данные 9
1.1.3 Инженерно - геологические условия 9
1.1.4 Сейсмические условия 9
1.1.5 Данные по энергосистеме 10
2 Водно-энергетические расчеты и выбор установленной мощности 11
2.1 Исходные данные 11
2.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 12
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 14
2.4 Выбор расчетных гидрографов маловодного и среднего по водности года
при заданной обеспеченности стока 15
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 19
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году. 20
2.7 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в средневодном году. 22
2.8 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных
ремонтов 23
2.9 Баланс мощности 23
3 Основное и вспомогательное оборудование 25
3.1 Построение режимного поля 25
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 28
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 32
3.4 Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического регулятора 33
3.5 Выбор геометрических размеров машинного зала 33
4 Электрическая часть 34
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединении 34
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 36
4.2.1 Выбор трансформаторов ВН для схемы с простыми блоками 36
4.2.2 Выбор трансформаторов ВН для схемы с укрупненными блоками 38
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 39
4.3 Распределительное устройство 39
4.3.1 Выбор количества отходящих воздушных линии РУ ВН 39
4.3.2 Выбор главной схемы на основании технико-экономического расчёта41
4.4 Расчёт токов КЗ 42
4.5 Выбор электрических аппаратов 46
4.5.1 Расчет рабочих токов присоединений 46
4.5.2 Выбор выключателей и разъединителей 47
4.5.3 Выбор трансформаторов напряжения 48
4.5.4 Выбор ограничителя перенапряжения (ОПН) 48
4.6 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном
напряжении 49
4.6.1 Выбор выключателей и разъединителей 49
4.6.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 50
4.6.3 Выбор ограничителя перенапряжения (ОПН) 50
4.7 Выбор генераторного синхронизатора и сетевого анализатора 50
5. Релейная защита и автоматика 52
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 52
5.2 Перечень защит основного оборудования 53
5.3 Расчёт номинальных токов 54
5.4 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 54
5.5 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 55
5.6 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 57
5.7 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 60
5.8 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 61
5.9 Защита от симметричных перегрузок статора (I1) 64
5.10 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 65
5.11 Защита ротора от перегрузки (Ip) 69
6. Компоновка и сооружения гидроузла 71
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 71
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 71
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 71
6.3 Гидравлический расчёт бетонной водосливной плотины 74
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 74
6.3.2 Определение отметки гребня водослива и быка 76
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 77
6.3.4 Построение профиля водосливной грани 79
6.3.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 80
6.3.6 Расчет водобойной стенки 81
6.4 Конструирование плотины 82
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 82
6.4.2 Разрезка плотины швами 83
6.4.3 Быки 83
6.4.4 Устои 83
6.4.5 Расчет ширины плотины по гребню 83
6.4.6 Дренаж и галереи в теле плотины 83
6.5 Конструкционные элементы НБ 84
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 84
6.6.1 Вес сооружения 84
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 85
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 85
6.6.4 Сила фильтрационного давления 86
6.6.5 Давление грунта 86
6.6.6 Волновое давление 87
6.7 Расчёт прочности плотины 88
6.7.1 Определение напряжений 88
6.7.2 Критерии прочности плотины 90
6.8 Расчёт устойчивости плотины на сдвиг 91
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 93
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 93
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для работников
станции 93
7.3 Пожарная безопасность 98
7.3.4 Содержание территории, дорог, подъездов к зданиям и сооружениям 100
7.3.5 Содержание зданий, сооружений, помещений 100
7.4 Охрана природы 102
8 Оценка объемов реализации энергии и расходов 108
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 108
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 108
8.3 Налоговые расходы 110
8.4 Оценка суммы прибыли 111
8.5 Методология и исходные данные оценка инвестиционного проекта... 112
8.6 Показатели коммерческой эффективности проекта 113
8.7 Бюджетная эффективность 113
8.8 Анализ чувствительности 114
9 Особенности работы кранового оборудования, особенности эксплуатации,
проблемы 116
9.1 Особенности работы кранового оборудования 120
9.2 Особенности эксплуатации 125
9.3 Приспособление для испытания специального козлового крана 126
9.4 Проблемы 129
Заключение 131
Список использованных источников 134
Приложение
Использование гидроэнергетических ресурсов имеет ряд преимуществ перед использованием других энергоресурсов:
1. Гидроэнергия - возобновляемый источник. Использование гидроэнергии позволяет сократить потребление углеводородного топлива для нужд электроэнергетики.
2. Себестоимость 1 кВт-ч электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС намного меньше, чем на тепловой станции, отсюда быстрая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
3. На выработку электроэнергии на ГЭС требуется значительно меньше рабочей силы, из-за простоты технологического процесса.
4. ГЭС обладает высокой маневренностью и гибкостью в работе. ГА может быть запущен на холостой ход и включен в работу в течении короткого времени.
5. По сравнению с турбоагрегатами, гидроагрегаты имеют более высокий КПД.
6. На ГЭС значительно меньше аварийность и износ оборудования, следовательно, они более надежны в эксплуатации.
7. Возможность получения электроэнергии в больших количествах и низкой стоимости, стимулирует развитие электроемких производств.
8. Одновременно со строительством ГЭС разрешаются вопросы комплексного использования рек для судоходства, орошения, водоснабжения.
1. Гидроэнергия - возобновляемый источник. Использование гидроэнергии позволяет сократить потребление углеводородного топлива для нужд электроэнергетики.
2. Себестоимость 1 кВт-ч электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС намного меньше, чем на тепловой станции, отсюда быстрая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
3. На выработку электроэнергии на ГЭС требуется значительно меньше рабочей силы, из-за простоты технологического процесса.
4. ГЭС обладает высокой маневренностью и гибкостью в работе. ГА может быть запущен на холостой ход и включен в работу в течении короткого времени.
5. По сравнению с турбоагрегатами, гидроагрегаты имеют более высокий КПД.
6. На ГЭС значительно меньше аварийность и износ оборудования, следовательно, они более надежны в эксплуатации.
7. Возможность получения электроэнергии в больших количествах и низкой стоимости, стимулирует развитие электроемких производств.
8. Одновременно со строительством ГЭС разрешаются вопросы комплексного использования рек для судоходства, орошения, водоснабжения.
В проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Верхнеларской ГЭС на реке Терек, являющимся сооружением III класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 3%, поверочного 0,5% обеспеченности: Q3% = 92 м3/с, Q0,5% = 165 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Верхнеларской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила 31 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 1180,00 м. Полезный объем составляет 0,33 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 0,1 млрд. кВт-ч.
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
расчетный минимальный Максимальный расчетному напору, составляет 100 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось несколько вариантов с разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырмя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 1,9 м (РО45-В-190).
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 250 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-420/60-24 с номинальной активной мощностью 8 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с укрупненными блоками и принята схема распределительного устройства ОРУ-110кВ - «квадрат». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТД-25000/110, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-400/10, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 70/11.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ, а также рассчитаны уставки основных защит генератора.
Компоновка гидроузла была принята деривационной. Водосливная плотина принята бетонная, глухая грунтовая.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля;
- глухая правобережная и левобережная грунтовые плотины;
- водоприемник с открытым каналом;
- здание ГЭС.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка гребня водослива - 1182 м;
- отметка гребня бычка - 1183,5 м;
- отметка подошвы плотины - 1173 м;
- ширина подошвы плотины по основанию - 4 м;
- количество водосливных отверстий - 3;
- ширина водосливных отверстий - 3 м;
- ширина сооружения по гребню - 3 м;
- высота сооружения - 8 м;
- толщина бычка - 1 м;
В качестве гасителя энергии потока была выбрана водобойная стенка:
- высота водобойной стенки - 0,99 м;
- длина водобоя - 6,9 м;
- толщина водобойной плиты - 0,5 м.
В виду малых размеров профиля бетонной водосливной плотины не устраиваются:
- дренаж тела плотины;
- галереи;
- противофильтрационные элементы в основании;
В основании плотины только предусматривается укрепительная цементация. Диаметр скважин 5 см. шаг по створу 3м, шаг по течению 2м.
Ввиду малой протяженности водосливной плотины равной 11 метром, температурно-усадочные швы не устраиваются.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 2,58 (нормативное значение для сооружений III класса - 1,15). Сооружение удовлетворяет условиям устойчивости против сдвига по основанию. Расчеты показали, что для обеспечения устойчивости плотины против сдвига достаточно только силы сцепления [с^ щ], но так как в расчете участвует и сила трения, обусловленная в большей мере весом плотины, то происходит завышение уп более чем на 10%. Плотина удовлетворяет условию прочности (в частности отсутствие растягивающих напряжений, а также наличие сжимающих напряжений, не превосходящих пределов прочности на сжатие материала плотины - бетон В5). Спроектированное гидротехническое сооружение отвечает требованиям устойчивости (сопротивлением сдвигу). 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 расчетам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 4 года 6 месяцев;
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,14 руб/кВт-ч.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 3%, поверочного 0,5% обеспеченности: Q3% = 92 м3/с, Q0,5% = 165 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Верхнеларской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила 31 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 1180,00 м. Полезный объем составляет 0,33 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 0,1 млрд. кВт-ч.
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
расчетный минимальный Максимальный расчетному напору, составляет 100 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось несколько вариантов с разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырмя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 1,9 м (РО45-В-190).
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 250 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-420/60-24 с номинальной активной мощностью 8 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с укрупненными блоками и принята схема распределительного устройства ОРУ-110кВ - «квадрат». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТД-25000/110, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-400/10, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 70/11.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ, а также рассчитаны уставки основных защит генератора.
Компоновка гидроузла была принята деривационной. Водосливная плотина принята бетонная, глухая грунтовая.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля;
- глухая правобережная и левобережная грунтовые плотины;
- водоприемник с открытым каналом;
- здание ГЭС.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка гребня водослива - 1182 м;
- отметка гребня бычка - 1183,5 м;
- отметка подошвы плотины - 1173 м;
- ширина подошвы плотины по основанию - 4 м;
- количество водосливных отверстий - 3;
- ширина водосливных отверстий - 3 м;
- ширина сооружения по гребню - 3 м;
- высота сооружения - 8 м;
- толщина бычка - 1 м;
В качестве гасителя энергии потока была выбрана водобойная стенка:
- высота водобойной стенки - 0,99 м;
- длина водобоя - 6,9 м;
- толщина водобойной плиты - 0,5 м.
В виду малых размеров профиля бетонной водосливной плотины не устраиваются:
- дренаж тела плотины;
- галереи;
- противофильтрационные элементы в основании;
В основании плотины только предусматривается укрепительная цементация. Диаметр скважин 5 см. шаг по створу 3м, шаг по течению 2м.
Ввиду малой протяженности водосливной плотины равной 11 метром, температурно-усадочные швы не устраиваются.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 2,58 (нормативное значение для сооружений III класса - 1,15). Сооружение удовлетворяет условиям устойчивости против сдвига по основанию. Расчеты показали, что для обеспечения устойчивости плотины против сдвига достаточно только силы сцепления [с^ щ], но так как в расчете участвует и сила трения, обусловленная в большей мере весом плотины, то происходит завышение уп более чем на 10%. Плотина удовлетворяет условию прочности (в частности отсутствие растягивающих напряжений, а также наличие сжимающих напряжений, не превосходящих пределов прочности на сжатие материала плотины - бетон В5). Спроектированное гидротехническое сооружение отвечает требованиям устойчивости (сопротивлением сдвигу). 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 расчетам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 4 года 6 месяцев;
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,14 руб/кВт-ч.