Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТИРОВАНИЕ МУНДУЙСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ КУРЕЙКА. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ОСЦИЛЛОГРАФИРОВАНИЯ БИЕНИЙ ВАЛА НА ОСНОВЕ ДАТЧИКА В ФОРМЕ ОДНОСТОРОННЕГО ТОРА
|
Сокращенный паспорт Мундуйской ГЭС 6
Введение 8
1 Общие сведения 9
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 9
1.2 Гидрологические данные 9
1.3 Инженерно-геологические условие 13
1.4 Сейсмические условия 13
1.5 Данные по энергосистеме 13
1.6 Аналоги проектируемого гидроузла 14
2 Водно-энергетические расчеты 15
2.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока 15
2.2 Построение суточных графиков нагрузки и ИКН энергосистемы 19
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 21
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований водохозяйственной системы 23
2.5 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 26
2.6 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных ремонтов 27
3 Основное и вспомогательное оборудование 29
3.1 Построение режимного поля 30
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 31
3.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 35
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 38
3.5 Заглубление водозабора на величину воронкообразования 38
3.6 Расчет вала на прочность 38
3.7 Выбор маслонапорной установки 39
3.8 Выбор электрогидравлического регулятора 40
3.9 Выбор геометрических размеров машинного зала 41
4 Электрическая часть 42
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 42
4.2 Выбор типа блоков ГЭС 43
4.2.1 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с простыми блоками 43
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с укрупненными блоками 44
4.2.3 Выбор синхронных генераторов 46
4.2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 46
4.3 Выбор главной схемы на основании технико-экономического расчёта .... 46
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий 48
4.5 Выбор схемы РУ ВН 49
4.6 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУВН
в программном комплексе «RASTRWIN 3» 50
4.7 Расчет токов трехфазного короткого замыкания на генераторном напряжении в програмном комплексе «RastrKZ» 52
4.8 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в РУ ВН 53
4.9 Выбор аппаратных комплексов генераторного напряжения 55
4.10 Компоновка схемы собственных нужд 57
5 Релейная защита и автоматика 59
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 59
5.2 Расчет номинальных токов 60
5.3 Перечень защит основного оборудования 60
5.4 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 62
5.5 Продольная дифференциальная защита генератора 62
5.6 Поперечная дифференциальная защита генератора 65
5.7 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 65
5.8 Защита от повышения напряжения 68
5.9 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 68
5.10 Защита от симметричных перегрузок 72
5.11 Дистанционная защита генератора 73
5.12 Защита ротора от перегрузки 76
5.13 Матрица отключений 78
5.14 Таблица уставок 80
6 Компоновка и сооружения гидроузла 81
6.1 Состав и компоновка гидроузла 81
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 81
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 81
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 81
6.3 Гидравлический расчет бетонной водосливной плотины 84
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 84
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 85
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 87
6.3.4 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 88
6.3.5 Сопряжение бьефов свободной отброшенной струей 90
6.4 Конструирование бетонной плотины 92
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 92
6.4.2 Разрезка плотины швами 94
6.4.3 Быки 94
6.4.4 Устои 95
6.4.5 Галереи в теле плотины 95
6.4.6 Элементы подземного контура плотины 95
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 96
6.5.1 Статические расчёты плотины 96
6.5.2 Вес сооружения 96
6.5.3 Сила гидростатического давления воды 97
6.5.4 Волновое воздействие 98
6.5.5 Фильтрационные расчёты 98
6.6 Расчёт прочности плотины 100
6.6.1 Критерии прочности плотины 102
6.7 Расчет устойчивости плотины 103
7 Пожарная безопасность, охрана труда, техника безопасности, мероприятия
по охране природы 108
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 105
7.2 Охрана труда 105
7.3 Пожарная безопасность 108
7.4 Охрана природы 110
7.4.1 Общие положения 110
8 Оценка объёмов реализации энергии и расходов 112
8.1.1 Оценка объемов продаж 112
8.1.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 113
8.1.3 Налоговые расходы 116
8.2 Оценка суммы прибыли 116
8.3 Налоговые расходы 117
8.3 Оценка инвестиционного проекта 121
8.3.1 Методология и исходные данные, оценка инвестиционного
проекта 118
8.3.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 118
8.3.3 Бюджетная эффективность 119
8.4 Анализ рисков инвестиционных проектов 119
9 Разработка системы осциллографирования биений вала на основе датчика в
форме одностороннего тора 123
9.1 Основы теории вибраций 123
9.2 Силы, вызывающие вибрацию в гидроагрегатах 130
9.3 Требования к виброизмерительной аппаратуре 133
9.4 Виброизмерительная аппаратура 133
9.5 Особенности вибрации вала и опорных конструкций 139
9.6 Система виброконтроля Мундуйской ГЭС 140
9.7 Места установки датчиков 144
9.8 Структурная схема системы стационарного виброконтроля
гидроагрегата 144
Заключение 147
Список использованных источников 149
Приложение А - Б
Введение 8
1 Общие сведения 9
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 9
1.2 Гидрологические данные 9
1.3 Инженерно-геологические условие 13
1.4 Сейсмические условия 13
1.5 Данные по энергосистеме 13
1.6 Аналоги проектируемого гидроузла 14
2 Водно-энергетические расчеты 15
2.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока 15
2.2 Построение суточных графиков нагрузки и ИКН энергосистемы 19
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 21
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований водохозяйственной системы 23
2.5 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 26
2.6 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных ремонтов 27
3 Основное и вспомогательное оборудование 29
3.1 Построение режимного поля 30
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 31
3.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 35
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 38
3.5 Заглубление водозабора на величину воронкообразования 38
3.6 Расчет вала на прочность 38
3.7 Выбор маслонапорной установки 39
3.8 Выбор электрогидравлического регулятора 40
3.9 Выбор геометрических размеров машинного зала 41
4 Электрическая часть 42
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 42
4.2 Выбор типа блоков ГЭС 43
4.2.1 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с простыми блоками 43
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с укрупненными блоками 44
4.2.3 Выбор синхронных генераторов 46
4.2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 46
4.3 Выбор главной схемы на основании технико-экономического расчёта .... 46
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий 48
4.5 Выбор схемы РУ ВН 49
4.6 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУВН
в программном комплексе «RASTRWIN 3» 50
4.7 Расчет токов трехфазного короткого замыкания на генераторном напряжении в програмном комплексе «RastrKZ» 52
4.8 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в РУ ВН 53
4.9 Выбор аппаратных комплексов генераторного напряжения 55
4.10 Компоновка схемы собственных нужд 57
5 Релейная защита и автоматика 59
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 59
5.2 Расчет номинальных токов 60
5.3 Перечень защит основного оборудования 60
5.4 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 62
5.5 Продольная дифференциальная защита генератора 62
5.6 Поперечная дифференциальная защита генератора 65
5.7 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 65
5.8 Защита от повышения напряжения 68
5.9 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 68
5.10 Защита от симметричных перегрузок 72
5.11 Дистанционная защита генератора 73
5.12 Защита ротора от перегрузки 76
5.13 Матрица отключений 78
5.14 Таблица уставок 80
6 Компоновка и сооружения гидроузла 81
6.1 Состав и компоновка гидроузла 81
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 81
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 81
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 81
6.3 Гидравлический расчет бетонной водосливной плотины 84
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 84
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 85
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 87
6.3.4 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 88
6.3.5 Сопряжение бьефов свободной отброшенной струей 90
6.4 Конструирование бетонной плотины 92
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 92
6.4.2 Разрезка плотины швами 94
6.4.3 Быки 94
6.4.4 Устои 95
6.4.5 Галереи в теле плотины 95
6.4.6 Элементы подземного контура плотины 95
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 96
6.5.1 Статические расчёты плотины 96
6.5.2 Вес сооружения 96
6.5.3 Сила гидростатического давления воды 97
6.5.4 Волновое воздействие 98
6.5.5 Фильтрационные расчёты 98
6.6 Расчёт прочности плотины 100
6.6.1 Критерии прочности плотины 102
6.7 Расчет устойчивости плотины 103
7 Пожарная безопасность, охрана труда, техника безопасности, мероприятия
по охране природы 108
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 105
7.2 Охрана труда 105
7.3 Пожарная безопасность 108
7.4 Охрана природы 110
7.4.1 Общие положения 110
8 Оценка объёмов реализации энергии и расходов 112
8.1.1 Оценка объемов продаж 112
8.1.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 113
8.1.3 Налоговые расходы 116
8.2 Оценка суммы прибыли 116
8.3 Налоговые расходы 117
8.3 Оценка инвестиционного проекта 121
8.3.1 Методология и исходные данные, оценка инвестиционного
проекта 118
8.3.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 118
8.3.3 Бюджетная эффективность 119
8.4 Анализ рисков инвестиционных проектов 119
9 Разработка системы осциллографирования биений вала на основе датчика в
форме одностороннего тора 123
9.1 Основы теории вибраций 123
9.2 Силы, вызывающие вибрацию в гидроагрегатах 130
9.3 Требования к виброизмерительной аппаратуре 133
9.4 Виброизмерительная аппаратура 133
9.5 Особенности вибрации вала и опорных конструкций 139
9.6 Система виброконтроля Мундуйской ГЭС 140
9.7 Места установки датчиков 144
9.8 Структурная схема системы стационарного виброконтроля
гидроагрегата 144
Заключение 147
Список использованных источников 149
Приложение А - Б
Гидроэнергетика является одной из наиболее перспективных отраслей современной энергетики. Наша страна обладает огромным гидроэнергетическим потенциалом, однако степень его освоения значительно ниже, чем в других развитых странах, причём существует значительная неравномерность его освоения. В то время, как для центра характерна высокая степень освоения гидроресурсов ( 50%) , в таких регионах как Сибирь и Дальний Восток гидроэнергетический потенциал рек освоен на 20% и на 3% соответственно. Поэтому этому вопросу следует уделять пристальное внимание и развивать эту отрасль современной энергетики.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач, найти оптимальные проектные решения. Помимо этого одной из целей было улучшение качества эксплуатации основного оборудования с помощью разработки другой измерительной аппаратуры.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач, найти оптимальные проектные решения. Помимо этого одной из целей было улучшение качества эксплуатации основного оборудования с помощью разработки другой измерительной аппаратуры.
В работе рассчитаны и определены показатели, выбраны элементы и параметры Мундуйской ГЭС, с плотиной высотой 57,5 м на реке Курейка, являющейся сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% обеспеченности случаев: Qo,1% = 5013 м3/с, Q0>01% = 5569 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов была выбрана установленная мощность Мундуйской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки в период межени и половодья. Установленная мощность составила 982 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 60,38 м. Полезный объем при отметке НПУ составляет 13 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 2,06 млрд. кВтч.
На втором 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 - 49,5 м;
расчетный - 36,5 м;
минимальный - 30,5 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 2954 м3/с.
Была выбрана турбина типа ПЛ50 — В — 800. По результатам расчетов оптимальным оказался вариант с шестью гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 8 м.
Для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 100 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ 1260/235-60Т с номинальной активной мощностью 206 МВт.
Далее был выбран класс напряжения и тип РУ КРУЭ 220 кВ, а также структурная схема ГЭС с укрупнёнными блоками и принята схема распределительного устройства - "две системы сборных шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
Распределительное устройство принято типа КРУЭ, т.к. этот вариант имеет более высокую надежность.
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый комплекс HECS - 130XLp производства компании «ABB», в качестве ячеек КРУЭ были выбраны ячейки ЯГГ-220 производства компании ОАО «Электроаппарат».
Затем был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Мундуйская ГЭС спроектирована по приплотинной схеме.
В состав сооружений входят:
-водосбросная бетонная плотина с отлетом струи;
- глухая бетонная плотина;
- станционная часть;
- правобережная и левобережные бетонные плотины.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 41 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 22,71 м;
- отметка гребня водослива - 69 м;
- число водосливных отверстий - 4;
- ширина водосливных отверстий в свету - 20 м;
- отметка гребня - 80,2 м;
- ширина гребня - 39 м.
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,29 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). При расчете плотины на прочность сжимающие 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:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 24 коп/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 12524 руб/кВт.
- срок окупаемости 6,7 лет.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Мундуйской 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 основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% обеспеченности случаев: Qo,1% = 5013 м3/с, Q0>01% = 5569 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов была выбрана установленная мощность Мундуйской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки в период межени и половодья. Установленная мощность составила 982 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 60,38 м. Полезный объем при отметке НПУ составляет 13 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 2,06 млрд. кВтч.
На втором 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 - 49,5 м;
расчетный - 36,5 м;
минимальный - 30,5 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 2954 м3/с.
Была выбрана турбина типа ПЛ50 — В — 800. По результатам расчетов оптимальным оказался вариант с шестью гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 8 м.
Для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 100 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ 1260/235-60Т с номинальной активной мощностью 206 МВт.
Далее был выбран класс напряжения и тип РУ КРУЭ 220 кВ, а также структурная схема ГЭС с укрупнёнными блоками и принята схема распределительного устройства - "две системы сборных шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
Распределительное устройство принято типа КРУЭ, т.к. этот вариант имеет более высокую надежность.
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый комплекс HECS - 130XLp производства компании «ABB», в качестве ячеек КРУЭ были выбраны ячейки ЯГГ-220 производства компании ОАО «Электроаппарат».
Затем был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Мундуйская ГЭС спроектирована по приплотинной схеме.
В состав сооружений входят:
-водосбросная бетонная плотина с отлетом струи;
- глухая бетонная плотина;
- станционная часть;
- правобережная и левобережные бетонные плотины.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 41 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 22,71 м;
- отметка гребня водослива - 69 м;
- число водосливных отверстий - 4;
- ширина водосливных отверстий в свету - 20 м;
- отметка гребня - 80,2 м;
- ширина гребня - 39 м.
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,29 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). При расчете плотины на прочность сжимающие 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:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 24 коп/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 12524 руб/кВт.
- срок окупаемости 6,7 лет.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Мундуйской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.