ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЧЕМАЛЬСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ КАТУНЬ. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОСЛЕ УСТАНОВЛЕННОГО СРОКА СЛУЖБЫ
|
Сокращенный паспорт Чемальской ГЭС 7
Введение 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные словия 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 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водноэнергетические расчёты 13
2.1 Регулирование стока воды 13
2.1.1 Исходные данные 13
2.1.2 Кривые обеспеченности расходов 13
2.1.3 Выбор расчетного маловодного и средневодного года 14
2.1.4 Определение типа регулирования 16
2.2 Определение установленной мощности на основе
водноэнергетических расчетов 17
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 17
2.2.2 Водноэнергетические расчеты по условию маловодного года 18
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 18
2.2.4 Водноэнергетические расчеты по условию средневодного
года 19
2.3 Баланс мощности и энергии 19
2.3.1 Баланс энергии 19
2.3.2 Баланс мощности 19
2.4 Построение режимного поля 20
3 Основное и вспомогательное оборудование 23
3.1 Выбор системы и количества гидроагрегатов 23
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гид 26
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 27
3.4 Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического
регулятора 28
4 Электрическая часть 29
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 29
4.2 Выбор типа блоков ГЭС 30
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночными
блоками 30
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с
объединёнными блоками 31
4.2.3 Выбор синхронного генератора 31
4.2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 31
4.3 Выбор главной схемы на основании технико-экономического
расчёта 32
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий 33
4.5 Выбор схемы РУ ВН 34
4.6 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ
ВН в программном комплексе «RASTR WIN 3» 35
4.7 Выбор электрических аппаратов 36
4.7.1 Выбор генераторного аппаратного комплекса 36
4.7.2 Выбор автоматического выключателя на 0,4кВ 38
4.7.3 Выбор параметров ОРУ 38
4.7.4 Выбор выключателей и разъединителей 38
4.7.5 Выбор трансформаторов тока и напряжения 39
5 Релейная защита и автоматика 40
5.1 Технические данные основного оборудования 40
5.2 Расчет номинальных токов 40
5.3 Перечень защит основного оборудования 41
5.4 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 42
5.5 Продольная дифференциальная защита генератора 43
5.6 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 45
5.7 Защита от повышения напряжения 47
5.8 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 48
5.9 Защита от симметричных перегрузок статора 51
5.10 Дистанционная защита генератора 53
5.11 Защита ротора от перегрузки 55
6. Компоновка и сооружения гидроузла 58
6.1 Состав и компоновка гидроузла 58
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 58
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 58
6.2.2 Определение отметки гребня бетонной плотины 58
6.3 Гидравлический расчёт бетонной водосливной плотины 60
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 60
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 62
6.3.3 Выбор гребня плотины 63
6.3.4 Проверка на пропуск поверочного расхода 63
6.3.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 65
6.3.6 Сопряжение бьефов свободной отброшенной струей 65
6.4 Конструирование бетонной плотины 67
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 67
6.4.2 Разрезка плотины швами 68
6.4.3 Быки 69
6.4.4 Ширина гребня 69
6.4.5 Устои 69
6.4.6 Дренаж тела бетонных плотин 69
6.4.7 Галереи в теле плотины 70
6.4.8 Элементы подземного контура плотины 70
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 72
6.5.1 Статические расчеты плотины 72
6.5.2 Вес сооружения 72
6.5.3 Сила гидростатического давления воды 73
6.5.4 Равнодействующая взвешивающего давления 73
6.5.5 Волновое воздействие 73
6.5.6 Фильтрационные расчёты 74
6.5.7 Давление грунта 75
6.6 Расчёт прочности плотины 75
6.6.1 Критерии прочности плотины 77
6.7 Расчёт устойчивости плотины 78
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 80
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 80
7.2 Охрана труда 80
7.3 Пожарная безопасность 82
7.4 Охрана природы 84
8 Технико - экономические показатели 86
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 86
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 86
8.3 Налоговые расходы 88
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и
мощности 89
8.5 Оценка инвестиционного проекта 90
8.6 Показатели коммерческой эффективности проекта 91
8.7 Бюджетная эффективность 91
8.8 Анализ чувствительности 91
9 Оценка технического состояния основного оборудования после
установленного срока службы 95
9.1 Область применения 95
9.2 Правила продления срока службы основного оборудования в
процессе эксплуатации 95
9.2.1 Требования к сроку службы основного оборудования 95
9.3 Формирование рабочих органов для осуществления действий,
связанных с продлением срока службы основного оборудования 96
9.4 Объем необходимых мероприятий по продлению срока службы
основного оборудования 96
9.4.1 Мероприятия, выполняемые на гидроэлектростанциях 96
9.4.2 Технического освидетельствование объекта 97
9.4.3 Работы, выполняемые Экспертно-технической комиссией 98
9.5 Требования к планированию деятельности по продлению срока
службы основного оборудования 98
9.6 Программа работ по обследованию основного оборудования при
продлении срока службы 98
9.6.1 Состав и объем работ при оценке состояния гидротурбины 99
9.6.2 Состав и объем работ при оценке состояния гидрогенератора 100
9.6.3 Состав и объем работ при оценке состояния трансформаторов 101
9.7 Анализ результатов испытаний и измерений 102
9.8 Требования к заключению о техническом состоянии основного
оборудования 103
Заключение 104
Список использованных источников 106
Приложения А - В
Введение 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные словия 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 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водноэнергетические расчёты 13
2.1 Регулирование стока воды 13
2.1.1 Исходные данные 13
2.1.2 Кривые обеспеченности расходов 13
2.1.3 Выбор расчетного маловодного и средневодного года 14
2.1.4 Определение типа регулирования 16
2.2 Определение установленной мощности на основе
водноэнергетических расчетов 17
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 17
2.2.2 Водноэнергетические расчеты по условию маловодного года 18
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 18
2.2.4 Водноэнергетические расчеты по условию средневодного
года 19
2.3 Баланс мощности и энергии 19
2.3.1 Баланс энергии 19
2.3.2 Баланс мощности 19
2.4 Построение режимного поля 20
3 Основное и вспомогательное оборудование 23
3.1 Выбор системы и количества гидроагрегатов 23
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гид 26
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 27
3.4 Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического
регулятора 28
4 Электрическая часть 29
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 29
4.2 Выбор типа блоков ГЭС 30
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночными
блоками 30
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с
объединёнными блоками 31
4.2.3 Выбор синхронного генератора 31
4.2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 31
4.3 Выбор главной схемы на основании технико-экономического
расчёта 32
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий 33
4.5 Выбор схемы РУ ВН 34
4.6 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ
ВН в программном комплексе «RASTR WIN 3» 35
4.7 Выбор электрических аппаратов 36
4.7.1 Выбор генераторного аппаратного комплекса 36
4.7.2 Выбор автоматического выключателя на 0,4кВ 38
4.7.3 Выбор параметров ОРУ 38
4.7.4 Выбор выключателей и разъединителей 38
4.7.5 Выбор трансформаторов тока и напряжения 39
5 Релейная защита и автоматика 40
5.1 Технические данные основного оборудования 40
5.2 Расчет номинальных токов 40
5.3 Перечень защит основного оборудования 41
5.4 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 42
5.5 Продольная дифференциальная защита генератора 43
5.6 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 45
5.7 Защита от повышения напряжения 47
5.8 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 48
5.9 Защита от симметричных перегрузок статора 51
5.10 Дистанционная защита генератора 53
5.11 Защита ротора от перегрузки 55
6. Компоновка и сооружения гидроузла 58
6.1 Состав и компоновка гидроузла 58
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 58
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 58
6.2.2 Определение отметки гребня бетонной плотины 58
6.3 Гидравлический расчёт бетонной водосливной плотины 60
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 60
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 62
6.3.3 Выбор гребня плотины 63
6.3.4 Проверка на пропуск поверочного расхода 63
6.3.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 65
6.3.6 Сопряжение бьефов свободной отброшенной струей 65
6.4 Конструирование бетонной плотины 67
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 67
6.4.2 Разрезка плотины швами 68
6.4.3 Быки 69
6.4.4 Ширина гребня 69
6.4.5 Устои 69
6.4.6 Дренаж тела бетонных плотин 69
6.4.7 Галереи в теле плотины 70
6.4.8 Элементы подземного контура плотины 70
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 72
6.5.1 Статические расчеты плотины 72
6.5.2 Вес сооружения 72
6.5.3 Сила гидростатического давления воды 73
6.5.4 Равнодействующая взвешивающего давления 73
6.5.5 Волновое воздействие 73
6.5.6 Фильтрационные расчёты 74
6.5.7 Давление грунта 75
6.6 Расчёт прочности плотины 75
6.6.1 Критерии прочности плотины 77
6.7 Расчёт устойчивости плотины 78
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 80
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 80
7.2 Охрана труда 80
7.3 Пожарная безопасность 82
7.4 Охрана природы 84
8 Технико - экономические показатели 86
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 86
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 86
8.3 Налоговые расходы 88
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и
мощности 89
8.5 Оценка инвестиционного проекта 90
8.6 Показатели коммерческой эффективности проекта 91
8.7 Бюджетная эффективность 91
8.8 Анализ чувствительности 91
9 Оценка технического состояния основного оборудования после
установленного срока службы 95
9.1 Область применения 95
9.2 Правила продления срока службы основного оборудования в
процессе эксплуатации 95
9.2.1 Требования к сроку службы основного оборудования 95
9.3 Формирование рабочих органов для осуществления действий,
связанных с продлением срока службы основного оборудования 96
9.4 Объем необходимых мероприятий по продлению срока службы
основного оборудования 96
9.4.1 Мероприятия, выполняемые на гидроэлектростанциях 96
9.4.2 Технического освидетельствование объекта 97
9.4.3 Работы, выполняемые Экспертно-технической комиссией 98
9.5 Требования к планированию деятельности по продлению срока
службы основного оборудования 98
9.6 Программа работ по обследованию основного оборудования при
продлении срока службы 98
9.6.1 Состав и объем работ при оценке состояния гидротурбины 99
9.6.2 Состав и объем работ при оценке состояния гидрогенератора 100
9.6.3 Состав и объем работ при оценке состояния трансформаторов 101
9.7 Анализ результатов испытаний и измерений 102
9.8 Требования к заключению о техническом состоянии основного
оборудования 103
Заключение 104
Список использованных источников 106
Приложения А - В
Гидроэнергетика- одна из наиболее перспективных отраслей современной энергетики. Гидроресурсы — возобновляемый и наиболее экологичный источник энергии, использование которого позволяет снижать вредные выбросы в атмосферу и сохранять запасы углеводородного топлива для будущих поколений. У России большой гидроэнергетический потенциал, однако степень его освоения невысока по сравнению с другими странами, всего лишь 20 % .Одним из препятствий развития гидроэнергетики является удалённость основной части потенциала, сконцентрированной в центральной и восточной Сибири и на Дальнем Востоке, от основных потребителей электроэнергии. Поэтому данному вопросу следует уделить особое внимание и развивать эту отрасль современной энергетики.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путём инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач, найти оптимальные конкретные решения.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путём инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач, найти оптимальные конкретные решения.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Чемальского гидроузла на реке Катунь, который является сооружением II класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 1% и поверочного 0,1 % равных 3579 и 4109 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 336 МВт и среднемноголетняя выработка 117,6 млн. 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 - 49 м;
- расчетный - 42 м;
- минимальный - 33 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 890,28 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ 50-В и ПЛД50. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с шестью гидротурбинами ПЛ50-В-425.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 187,5 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-660/165-32 с номинальной активной мощностью 67,1 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с объединенными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений ( 3 блока, 4 отходящих воздушных линий) ОРУ-220 кВ - « две рабочие и обходная система шин». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: трансформаторы трансформаторы собственных нужд ТСЗ-1000/10,5,сталеалюминивые провода марки АС 240/32 .
После выбора основного электрооборудования обязательный перечень устройств РЗиА в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружения входят:
- водосбросная бетонная плотина с отлетом струи - 52,27 м;
- глухая бетонная плотина;
- станционная бетонная плотина ;
- правобережная и левобережная бетонные плотины.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 509 м;
- число водосливных отверстий - 6;
- ширина водосливных отверстий - 9 м;
- отметка гребня -565 м ;
- ширина гребня -15 м;
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок; В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,20 ( нормативное значение для сооружений II класса - 1,20). Таким образом, плотина Чемальского 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:
- срок окупаемости - 4,3 года;
- себестоимость -0,21 руб/кВтш ;
- удельные капиталовложения -19833,93 руб/кВтш.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Чемальской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 1% и поверочного 0,1 % равных 3579 и 4109 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 336 МВт и среднемноголетняя выработка 117,6 млн. 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 - 49 м;
- расчетный - 42 м;
- минимальный - 33 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 890,28 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ 50-В и ПЛД50. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с шестью гидротурбинами ПЛ50-В-425.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 187,5 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-660/165-32 с номинальной активной мощностью 67,1 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с объединенными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений ( 3 блока, 4 отходящих воздушных линий) ОРУ-220 кВ - « две рабочие и обходная система шин». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: трансформаторы трансформаторы собственных нужд ТСЗ-1000/10,5,сталеалюминивые провода марки АС 240/32 .
После выбора основного электрооборудования обязательный перечень устройств РЗиА в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружения входят:
- водосбросная бетонная плотина с отлетом струи - 52,27 м;
- глухая бетонная плотина;
- станционная бетонная плотина ;
- правобережная и левобережная бетонные плотины.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 509 м;
- число водосливных отверстий - 6;
- ширина водосливных отверстий - 9 м;
- отметка гребня -565 м ;
- ширина гребня -15 м;
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок; В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,20 ( нормативное значение для сооружений II класса - 1,20). Таким образом, плотина Чемальского 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:
- срок окупаемости - 4,3 года;
- себестоимость -0,21 руб/кВтш ;
- удельные капиталовложения -19833,93 руб/кВтш.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Чемальской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.