Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТИРОВАНИЕ МАНСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ МАНА. СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ГА, АЛГОРИТМЫ ДЕЙСТВИЯ, ГАРАНТИИ РЕГУЛИРОВАНИЯ, СПОСОБЫ ПРОВЕРКИ И ИСПЫТАНИЙ
|
Введение 9
1 Общие сведения 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Топографические данные 13
1.1.4 Сейсмология 14
1.1.5 Геологические условия 14
1.2 Энерго-экономическая характеристика района 14
2 Водно - энергетические расчёты 16
2.1 Регулирование стока воды 16
2.1.1 Построение эмпирических кривых обеспеченности 16
2.1.2 Выбор расчетных гидрографов 17
2.2 Определение типа регулирования 18
2.3 Определение установленной мощности 19
2.3.1 Водно-энергетические расчеты 19
2.3.2 Определение установленной мощности ГЭС 21
2.3.3 Определение среднемноголетней выработки 22
2.4 Баланс мощности 23
2.4.1 Определение рабочих мощностей и резервов существующих
ГЭС и тепловых станций 23
2.4.2 Планирование капитальных ремонтов 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 26
3.1 Режимное поле 26
3.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 27
3.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 28
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 29
3.5 Выбор вспомогательного оборудования 31
3.5.1 Выбор типа маслонапорной установки 31
3.5.2 Выбор электрогидравлического регулятора 31
3.6 Расчет вала на прочность 31
3.7 Выбор конструктивной схемы компоновки гидротурбины 32
3.8 Выбор кранового оборудования 32
3.9 Определение геометрических размеров здания ГЭС 33
4 Электрическая часть 34
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений 34
4.2 Выбор основного оборудования ГЭС 34
4.2.1 Выбор трансформаторов собственных нужд 35
4.2.2 Выбор главных повышающих трансформаторов 35
4.3 Количество отходящих линий 35
4.4 Технико-экономический расчет 36
4.5 Выбор схемы распределительного устройства 37
4.6 Расчет токов короткого замыкания 38
4.6.1 Параметры элементов схемы для расчетов токов КЗ 38
4.6.2 Расчет токов КЗ с помощью ПО RastrWin 39
4.7 Выбор и проверка оборудования 40
4.7.1 Определение расчётных токов 40
4.7.2 Выбор и проверка оборудования РУ 110 кВ 41
4.7.3 Выбор и проверка оборудования на напряжении 10,5 кВ 42
4.7.4 Выбор анализатора сети. Выбор синхронизатора 45
4.8 Схема собственных нужд 45
4.8.1 Выбор дизель-генераторной установки 45
4.8.2 Выбор резервного трансформатора собственных нужд 46
5 Релейная защита и автоматика 47
5.1 Расчет номинальных токов 47
5.2 Технические данные оборудования 48
5.3 Перечень защит основного оборудования 49
5.4 Описание и расчет уставок защит 50
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора 50
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора 52
5.4.3 Защита от повышения напряжения 54
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 55
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 58
5.4.6 Защита от перегрузки обмотки ротора 59
5.4.7 Дистанционная защита генератора 61
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 63
5.6 Таблица уставок и матрица отключений 64
6 Проектирование сооружений напорного фронта 66
6.1 Определение отметки гребня грунтовой плотины 66
6.2 Гидравлические расчеты 68
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 68
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 69
6.2.3 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном
расчетном случае 70
6.2.4 Построение профиля водосливной грани 71
6.2.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 73
6.2.6 Расчет водобойной стенки 74
6.3 Конструирование плотины 75
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 75
6.3.2 Разрезка плотины швами 77
6.3.3 Быки 77
6.3.4 Устои 78
6.3.5 Дренаж тела бетонных плотин 78
6.3.6 Расчет фильтрации в основании бетонной плотины 79
6.3.7 Галереи в теле плотины 80
6.3.8 Ширина плотины по гребню 80
6.4 Конструктивные элементы нижнего бьефа 81
6.4.1 Водобой 81
6.4.2 Рисберма 81
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 82
6.5.1 Вес сооружения и затворов 82
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 83
6.5.3 Сила взвешивающего давления 84
6.5.4 Сила фильтрационного давления 85
6.5.5 Давление грунта 85
6.5.6 Волновое давление 86
6.6 Оценка прочности плотины 87
6.7 Критерии прочности плотины и её основания 89
6.8 Обоснование устойчивости плотины 90
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Мероприятия по охране
окружающей среды в зоне влияния Манского гидроузла 92
7.1 Охрана труда 92
7.2 Пожарная безопасность 93
7.3 Охрана окружающей среды 94
7.3.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища 94
7.3.2 Водоохранная зона 95
7.3.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 95
8 Оценка экономических показателей 96
8.1 Оценка объемов реализации энергии и расходов 96
8.1.1 Оценка объемов реализации энергии и расходов 96
8.1.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 96
8.1.3 Налоговые расходы 98
8.2 Оценка суммы прибыли 99
8.3 Оценка инвестиционного проекта 100
8.3.1 Методология, исходные данные 100
8.3.2 Показатели эффективности проекта 100
8.4 Бюджетная эффективность 101
8.5 Анализ чувствительности 101
9 Система автоматического управления гидроагрегатом, алгоритмы
действия, гарантии регулирования, способы проверки и испытаний 104
9.1 Назначение и состав системы автоматического управления ГА ... 104
9.2 Алгоритмы действия 105
9.2.1 Автоматический пуск гидроагрегата 105
9.2.2 Автоматический останов гидроагрегата 106
9.2.3 Аварийный останов гидроагрегата 107
9.3 Проверка и испытания САУ ГА 108
9.4 Гарантии регулирования. Проверка выполнения гарантий
регулирования 109
Заключение 111
Список использованных источников 113
Приложение
1 Общие сведения 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Топографические данные 13
1.1.4 Сейсмология 14
1.1.5 Геологические условия 14
1.2 Энерго-экономическая характеристика района 14
2 Водно - энергетические расчёты 16
2.1 Регулирование стока воды 16
2.1.1 Построение эмпирических кривых обеспеченности 16
2.1.2 Выбор расчетных гидрографов 17
2.2 Определение типа регулирования 18
2.3 Определение установленной мощности 19
2.3.1 Водно-энергетические расчеты 19
2.3.2 Определение установленной мощности ГЭС 21
2.3.3 Определение среднемноголетней выработки 22
2.4 Баланс мощности 23
2.4.1 Определение рабочих мощностей и резервов существующих
ГЭС и тепловых станций 23
2.4.2 Планирование капитальных ремонтов 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 26
3.1 Режимное поле 26
3.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 27
3.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 28
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 29
3.5 Выбор вспомогательного оборудования 31
3.5.1 Выбор типа маслонапорной установки 31
3.5.2 Выбор электрогидравлического регулятора 31
3.6 Расчет вала на прочность 31
3.7 Выбор конструктивной схемы компоновки гидротурбины 32
3.8 Выбор кранового оборудования 32
3.9 Определение геометрических размеров здания ГЭС 33
4 Электрическая часть 34
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений 34
4.2 Выбор основного оборудования ГЭС 34
4.2.1 Выбор трансформаторов собственных нужд 35
4.2.2 Выбор главных повышающих трансформаторов 35
4.3 Количество отходящих линий 35
4.4 Технико-экономический расчет 36
4.5 Выбор схемы распределительного устройства 37
4.6 Расчет токов короткого замыкания 38
4.6.1 Параметры элементов схемы для расчетов токов КЗ 38
4.6.2 Расчет токов КЗ с помощью ПО RastrWin 39
4.7 Выбор и проверка оборудования 40
4.7.1 Определение расчётных токов 40
4.7.2 Выбор и проверка оборудования РУ 110 кВ 41
4.7.3 Выбор и проверка оборудования на напряжении 10,5 кВ 42
4.7.4 Выбор анализатора сети. Выбор синхронизатора 45
4.8 Схема собственных нужд 45
4.8.1 Выбор дизель-генераторной установки 45
4.8.2 Выбор резервного трансформатора собственных нужд 46
5 Релейная защита и автоматика 47
5.1 Расчет номинальных токов 47
5.2 Технические данные оборудования 48
5.3 Перечень защит основного оборудования 49
5.4 Описание и расчет уставок защит 50
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора 50
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора 52
5.4.3 Защита от повышения напряжения 54
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 55
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 58
5.4.6 Защита от перегрузки обмотки ротора 59
5.4.7 Дистанционная защита генератора 61
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 63
5.6 Таблица уставок и матрица отключений 64
6 Проектирование сооружений напорного фронта 66
6.1 Определение отметки гребня грунтовой плотины 66
6.2 Гидравлические расчеты 68
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 68
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 69
6.2.3 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном
расчетном случае 70
6.2.4 Построение профиля водосливной грани 71
6.2.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 73
6.2.6 Расчет водобойной стенки 74
6.3 Конструирование плотины 75
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 75
6.3.2 Разрезка плотины швами 77
6.3.3 Быки 77
6.3.4 Устои 78
6.3.5 Дренаж тела бетонных плотин 78
6.3.6 Расчет фильтрации в основании бетонной плотины 79
6.3.7 Галереи в теле плотины 80
6.3.8 Ширина плотины по гребню 80
6.4 Конструктивные элементы нижнего бьефа 81
6.4.1 Водобой 81
6.4.2 Рисберма 81
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 82
6.5.1 Вес сооружения и затворов 82
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 83
6.5.3 Сила взвешивающего давления 84
6.5.4 Сила фильтрационного давления 85
6.5.5 Давление грунта 85
6.5.6 Волновое давление 86
6.6 Оценка прочности плотины 87
6.7 Критерии прочности плотины и её основания 89
6.8 Обоснование устойчивости плотины 90
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Мероприятия по охране
окружающей среды в зоне влияния Манского гидроузла 92
7.1 Охрана труда 92
7.2 Пожарная безопасность 93
7.3 Охрана окружающей среды 94
7.3.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища 94
7.3.2 Водоохранная зона 95
7.3.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 95
8 Оценка экономических показателей 96
8.1 Оценка объемов реализации энергии и расходов 96
8.1.1 Оценка объемов реализации энергии и расходов 96
8.1.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 96
8.1.3 Налоговые расходы 98
8.2 Оценка суммы прибыли 99
8.3 Оценка инвестиционного проекта 100
8.3.1 Методология, исходные данные 100
8.3.2 Показатели эффективности проекта 100
8.4 Бюджетная эффективность 101
8.5 Анализ чувствительности 101
9 Система автоматического управления гидроагрегатом, алгоритмы
действия, гарантии регулирования, способы проверки и испытаний 104
9.1 Назначение и состав системы автоматического управления ГА ... 104
9.2 Алгоритмы действия 105
9.2.1 Автоматический пуск гидроагрегата 105
9.2.2 Автоматический останов гидроагрегата 106
9.2.3 Аварийный останов гидроагрегата 107
9.3 Проверка и испытания САУ ГА 108
9.4 Гарантии регулирования. Проверка выполнения гарантий
регулирования 109
Заключение 111
Список использованных источников 113
Приложение
В основу данной работы легло проектирование гидроэлектростанции на реке Мана в Красноярском крае, Манском районе. Данная ГЭС получила название «Манская».
Проектируемая Манская ГЭС в Красноярском крае будет является стратегией социально-экономического развития края и его центра - города Красноярска. Красноярск - динамично развивающийся и растущий город. Так, в недалеком будущем здесь планируется увеличение числа предприятий. В этом случае Манская ГЭС может послужить для них источником энергии и будет выгодно смотреться на фоне Красноярской и Богучанской ГЭС, ведь основным её преимуществом, как малой гидроэлектростанции, может стать то, что она имеет возможность работать автономно, а значит, может принадлежать различным государственным или муниципальным организациям. Также проектируемая станция способна бесперебойно обеспечивать электроэнергией развивающуюся туристическую зону заповедника «Столбы» и прилежащие к нему территории, которые каждый год притягивают множество туристов с разных уголков Земли, что способствует развитию внутреннего туризма России и Красноярского края.
Проектируемая Манская ГЭС в Красноярском крае будет является стратегией социально-экономического развития края и его центра - города Красноярска. Красноярск - динамично развивающийся и растущий город. Так, в недалеком будущем здесь планируется увеличение числа предприятий. В этом случае Манская ГЭС может послужить для них источником энергии и будет выгодно смотреться на фоне Красноярской и Богучанской ГЭС, ведь основным её преимуществом, как малой гидроэлектростанции, может стать то, что она имеет возможность работать автономно, а значит, может принадлежать различным государственным или муниципальным организациям. Также проектируемая станция способна бесперебойно обеспечивать электроэнергией развивающуюся туристическую зону заповедника «Столбы» и прилежащие к нему территории, которые каждый год притягивают множество туристов с разных уголков Земли, что способствует развитию внутреннего туризма России и Красноярского края.
В проекте были рассчитаны и определены основные элементы и параметры Манского гидроузла на реке Мана, являющимся сооружением I класса.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 45,5 МВт. 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 - 19,65 м; расчетный - 13,15 м;
минимальный- 10,09 м. При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ 20-В и ПЛГК 20. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с двумя гидротурбинами ПЛ20-В-500. По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 115,4 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ 866/70-52 с номинальной активной мощностью 23 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства ОРУ110кВ схема с одной секционированной системой сборных шин на 5 присоединений (2 единичных блока, 3 отходящих воздушных линий). По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы: ТД-32000/110, трансформаторы собственных нужд: ТСЗ- 630/10/0,4, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 95/16.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла - русловая. Водосливная плотина принята бетонной. Две насыпные плотины: правобережная и левобережная. В состав сооружений входят:
- насыпная правобережная плотина;
- водосливная бетонная плотина с поверхностным водосливом;
- здание ГЭС;
- насыпная левобережная плотина;
Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 18,8 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 182 м;
- число водосливных отверстий - 2 шт;
- ширина водосливных отверстий в свету - 4 м;
- отметка гребня водосливной плотины- 200 м;
- отметка гребня грунтовой плотины- 211,2 м;
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойная стенка. Бетонная плотина разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами во
избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях в различных частях тела бетонной плотины.
Также произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основных нагрузках. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,369 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Манского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренным СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по охране труда, охране окружающей среды и пожарной безопасности. По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 72 месяца;
- себестоимость - 0,20 руб/кВтш;
- удельные капиталовложения - 15923 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Манского гидроузла в настоящее время является актуальным.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 45,5 МВт. 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 - 19,65 м; расчетный - 13,15 м;
минимальный- 10,09 м. При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ 20-В и ПЛГК 20. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с двумя гидротурбинами ПЛ20-В-500. По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 115,4 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ 866/70-52 с номинальной активной мощностью 23 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства ОРУ110кВ схема с одной секционированной системой сборных шин на 5 присоединений (2 единичных блока, 3 отходящих воздушных линий). По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы: ТД-32000/110, трансформаторы собственных нужд: ТСЗ- 630/10/0,4, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 95/16.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла - русловая. Водосливная плотина принята бетонной. Две насыпные плотины: правобережная и левобережная. В состав сооружений входят:
- насыпная правобережная плотина;
- водосливная бетонная плотина с поверхностным водосливом;
- здание ГЭС;
- насыпная левобережная плотина;
Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 18,8 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 182 м;
- число водосливных отверстий - 2 шт;
- ширина водосливных отверстий в свету - 4 м;
- отметка гребня водосливной плотины- 200 м;
- отметка гребня грунтовой плотины- 211,2 м;
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойная стенка. Бетонная плотина разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами во
избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях в различных частях тела бетонной плотины.
Также произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основных нагрузках. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,369 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Манского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренным СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по охране труда, охране окружающей среды и пожарной безопасности. По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 72 месяца;
- себестоимость - 0,20 руб/кВтш;
- удельные капиталовложения - 15923 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Манского гидроузла в настоящее время является актуальным.