Сокращенный паспорт Верхнекурской 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 12
1.1.4 Сейсмические условия 12
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 12
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 14
2 Водноэнергетические расчёты 15
2.1 Регулирование стока воды 15
2.1.1 Исходные данные 15
2.1.2 Определение максимальных расчётных расходов 15
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 17
2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 18
2.1.5 Определение типа регулирования 19
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических расчётов 20
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 20
2.2.2 Водноэнергетические расчёты по условию маловодного года 21
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 24
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 24
2.3 Баланс мощности и энергии 25
2.3.1 Баланс энергии энергосистемы Юг 25
2.3.2 Баланс мощности энергосистемы Юг 25
3 Основное и вспомогательное оборудование 27
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 27
3.1.1 Построение режимного поля 27
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам ... 29
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 33
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 33
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и машинного зала 36
3.2.3 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 38
3.3 Выбор гидрогенератора 40
3.4 Подъёмно-транспортное оборудование 42
4 Электрическая часть 44
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных нужд 44
4.2 Главные повышающие трансформаторы 45
4.3 Распределительное устройство 46
4.3.1 Выбор проводов отходящих воздушных линий 46
4.3.2 Выбор схемы распределительного устройства 47
4.4 Электротехническое оборудование 48
4.4.1 Выбор трансформаторов собственных нужд 48
4.4.2 Расчёт токов короткого замыкания 49
4.4.3 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 51
4.4.4 Выбор и проверка аппаратов 220кВ 52
4.4.5 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении 13,8 кВ 54
5 Устройства РЗиА 55
5.1 Перечень защит основного оборудования 55
5.2 Рекомендуемый к установке устройства релейной защиты 56
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора 57
5.2.2 Защита от замыкания на землю обмотки статора генератора 59
5.2.3 Защита от повышения напряжения 62
5.2.4 Защита обратной последовательности от нессиметричных перегрузок и внешних нессиметричных коротких замыканий 62
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок 66
5.2.6 Дистанционная защита генератора 67
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 70
6 Компоновка и сооружения гидроузла 72
6.1 Состав и компоновка гидроузла 72
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 72
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 72
6.2.2 Определение отметки гребня плотины и гребня быка 72
6.2.3 Определение ширины водосливного фронта 75
6.2.4 Определение отметки гребня водослива 76
6.2.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 78
6.3 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 80
6.4 Расчет параметров водобоя и принятых гасителей 81
6.5 Конструирование плотины 82
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 82
6.5.2 Разрезка бетонной плотины швами 85
6.5.3 Быки 85
6.5.4 Галереи в теле плотины 86
6.6 Расчет цементационной завесы и дренажа 86
6.7 Статические расчеты плотины 87
6.7.1 Вес сооружения 87
6.7.2 Сила гидростатического давления воды 89
6.7.3 Сила взвешивающего и фильтрационного давления 89
6.7.4 Давление наносов и грунта 90
6.7.5 Волновое давление и пригруз воды 92
6.8 Расчет прочности плотины 92
6.9 Критерии прочности плотины 95
6.10 Расчет устойчивости плотины 96
6.11 Компоновка гидроузла 97
6.11.1 Грунтовая плотина 97
6.11.2 Устои 97
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 98
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 98
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для работников
Верхнекурской ГЭС 98
7.2.1 Общие положения 98
7.2.2 Охрана труда при выполнении работ в устройствах релейной защиты и электроавтоматики, со средствами измерений и приборами учета электроэнергии, вторичными цепями 100
7.2.3 Охрана труда при выполнении работ на измерительных трансформаторах тока 101
7.3 Пожарная безопасность 102
7.3.1 Общие требования к пожарной безопасности 102
7.3.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 103
7.3.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 104
7.4 Охрана природы 105
7.4.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на со-стояние водных ресурсов 107
7.4.2 Водоохранная зона 108
7.4.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 109
7.4.4 Экологические последствия строительства гидроузла 110
8 Технико-экономические показатели 113
8.1 Оценка объемов продаж электроэнергии 113
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 113
8.3 Налоговые расходы 115
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации проекта 115
8.5 Показатели эффективности проекта 116
8.6 Анализ чувствительности 118
9 Защита генератора от замыкания на землю обмотки статора. Протоколы передачи данных 121
9.1 Классификация защит генератора от замыкания на землю обмотки статора 121
9.1.1 Защита с контролем основной и третьей гармонических составляющих напряжения нулевой последовательности 122
9.1.2 Защита с наложением постоянного тока на первичные цепи статора 127
9.1.3 Защита с наложением контрольного тока с частотой 25 Гц 129
9.2 Протоколы передачи данных 131
9.2.1 Промышленные сети 131
9.2.2 Интерфейсы 132
9.2.2.1 RS-232, RS-422 и RS-485 132
9.2.2.2 Интерфейс «токовая петля» 132
9.2.3 Протоколы передачи данных 134
9.2.3.1 HART-протокол 134
9.2.3.2 CAN 136
9.2.3.3 Profibus 137
9.2.3.4 Modbus 139
9.2.3.5 МЭК 60870-5 141
9.2.3.6 МЭК 61850 142
Заключение 146
Список использованных источников 148
Приложение А - Д
Гидростанции - один из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия турбин достигает 95%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
Энергетический кризис, связанный с сокращением запасов органического топлива, и стремительно возрастающие проблемы экологии определяют всё больший интерес во всём мире к использованию природных возобновляемых энергоресурсов. Среди них весьма существенное место по запасам и масштабам использования занимает энергия потоков воды. Стабильность потока воды и широкие возможности по регулированию его энергии позволяет использовать более простые и дешёвые системы генерирования и стабилизации параметров производимой электроэнергии.
Себестоимость производства электроэнергии в кВт ч 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, структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшие десятилетия должна стать гидроэнергетика, как наиболее развитая, экологически безопасная и привлекательная для инвестиций отрасль народного хозяйства.
Следует отметить, что гидроэлектростанции могут устанавливаться практически на любых водотоках, соответственно изменяется мощность агрегатов. Особое свойство гидротехнических сооружений заключается в том, что их разрушение высвобождает на волю разрушительную стихию, приводящее за короткое время к колоссальным материальным убыткам, но что особо важно к большим человеческим жертвам. Поэтому необходим крайне серьезный подход к проектированию гидротехнических сооружений для качественного и безопасного использования гидроресурсов.
Целью проекта является проектирование Верхнекурской ГЭС на реке Кура, её сооружений и электрической части, выбор основного гидросилового и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда и окружающей среды и технико-экономическое обоснование эффективности проекта.
В соответствии со специальным вопросом дипломного проекта произведён расчёт уставок защит от замыкания на землю обмотки статора Верхнекурской ГЭС при различном исполнении защит, а также построена схема связи различных уровней управления и мониторинга оборудованием в использованием современных стандартов передачи данных.
В проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры средненапорной Верхнекурской ГЭС высотой 67 метров на реке Кура, являющимся сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 0,1%, поверочного 0,01% обеспеченности: Q0,1% = 2300 м3/с, Q0,01% = 2650 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Верхнекурской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила 320 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 208,1 м. Полезный объем составляет 3,75 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1,54 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 расчетный минимальный Максимальный расчетному напору, составляет 660 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ60-В и ПЛД60-В60° с разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 5,6 м (ПЛ60- В-560).
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 115,4 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ 1070/145-52 с номинальной активной мощностью 80 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства ОРУ-220кВ - «две рабочие системы сборных шин». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 125000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗЛ-2000/13,8, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32 (один провод в фазе).
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 приплотинной. Водосливная и глухая плотина приняты бетонными. Здание ГЭС - приплотинного типа.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 52 м;
- станционная бетонная плотина - 137 м;
- глухая правобережная и левобережная бетонные плотины;
- здание ГЭС приплотинного типа.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка гребня водослива - 222 м;
- отметка гребня бычка - 235 м;
- отметка подошвы плотины - 168 м;
- ширина подошвы плотины по основанию - 46 м;
- количество водосливных отверстий - 4;
- ширина водосливных отверстий - 10 м;
- ширина сооружения по гребню - 40 м;
- высота сооружения - 67 м;
- толщина бычка - 3 м;
- протяженность бетонной плотины в створе - 305 м.
В качестве гасителя энергии потока был выбран отлёт струи:
- отметка носка - 178,1 м;
- угол отлёта струи - ;
- дальность отброса струи - 43 м.
Для уменьшения величины противодавления устроена цементационная завеса на глубину 29,5 метра относительно подошвы сооружения и дренаж на глубину 15 метров относительно подошвы сооружения.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции (шириной 11 метров) постоянными температурно-осадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,28 и 1,30 для основного и особого сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Верхнекурского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете 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 расчетам получены следующие показатели:
- стоимость строительства гидроузла - 4,5 млрд. руб.;
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,22 руб/кВт-ч.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
