Сокращенный паспорт Чуноярской ГЭС 6
Введение 8
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Климат 9
1.1.2 Гидрологические данные 9
1.1.3 Инженерно-геологические условия 10
1.1.4 Сейсмические условия 10
2 Водноэнергетические расчеты 11
2.1 Регулирование стока воды 11
2.1.1 Исходные данные 11
2.1.2 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока 11
2.2 Обработка данных по энергосистеме 14
2.2.1 Определение типа регулирования 14
2.2.2 Построение интегральной кривой нагрузки 14
2.2.3 Определение зоны работы существующих ГЭС в суточных графиках
нагрузки 15
2.2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 16
2.2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 18
2.3 Водно-энергетический расчет 20
2.3.1 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном
году 20
2.3.2 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в средневодном
году 21
2.3.3 Определение установленной мощности ГЭС 23
2.4 Баланс мощностей 23
3 Основное и вспомогательное оборудование 25
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 25
3.1.1 Построение режимного поля 25
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 27
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 31
3.2.1 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 31
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части 33
3.3 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 39
3.4 Выбор электрогидравлического регулятора 39
4 Электрическая часть ГЭС 40
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных
нужд 40
4.2 Выбор трансформаторов 42
4.2.1 Главные повышающие трансформаторы 42
4.2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 42
4.3 Распределительное устройство 43
4.3.1 Выбор проводов отходящих воздушных линий 43
4.3.2 Выбор схемы распределительного устройства 44
4.3.3 Электротехническое оборудование 45
4.4 Расчёт токов короткого замыкания 46
4.4.1 Расчёт в программном комплексе «RastrWin3» 46
4.4.2 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 47
4.5 Выбор электрических аппаратов 110 кВ 48
4.6 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном
напряжении 49
5 Релейная защита и автоматика 51
5.1 Перечень защит основного оборудования 51
5.2 Описание защит и расчет их уставок 52
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 52
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 54
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 57
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 57
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок ( I1 ) 61
5.2.6 Дистанционная защита генератора Z1 <, Z2 < 63
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 65
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 67
5.4 Таблица уставок защит 67
6 Компоновка и сооружение гидроузла 69
6.1 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 69
6.1.1 Определение класса гидротехнического сооружения 69
6.1.2 Определение отметки гребня плотины 69
6.2 Гидравлический расчёт бетонной водосливной плотины 72
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 72
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 73
6.2.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 75
6.2.4 Построение оголовка водослива по Кригер-Офицерову 76
6.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 76
6.3 Конструирование бетонной плотины 78
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 78
6.3.2 Разрезка плотины швами 80
6.3.3 Быки 81
6.3.4 Устои 81
6.3.5 Галереи в теле плотины 81
6.3.6 Дренаж тела бетонной плотины 81
6.3.7 Элементы подземного контура плотины 81
6.4 Определение основных нагрузок на плотину 83
6.4.1 Статические расчёты плотины 83
6.4.2 Вес сооружения 83
6.4.3 Сила гидростатического давления воды 84
6.4.4 Волновое воздействие 84
6.4.5 Фильтрационные расчёты 85
6.4.6 Давление грунта и наносов 86
6.5 Расчёт прочности плотины 87
6.5.1 Определение напряжений 87
6.5.2 Критерии прочности плотины 90
6.6 Расчёт устойчивости плотины 91
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 92
7.1 Требования по охране труда и техники безопасности 92
7.2 Пожарная безопасность 94
7.3 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Чуноярского ГУ 96
7.3.1 Воздействия на природную среду в строительный период 96
7.3.2 Отходы, образующиеся при строительстве 97
7.3.3 Мероприятия по охране атмосферного воздуха 98
7.3.4 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 99
7.3.5 Водоохранная зона 100
7.3.6. Водоохранные мероприятия по гидроэлектростанции 101
8 Оценка объемов реализации энергии и расходов 102
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 102
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 102
8.3 Налоговые расходы 104
8.4 Оценка суммы прибыли 105
8.5 Показатели коммерческой эффективности проекта 105
8.6 Анализ рисков инвестиционных проектов 106
9 Системы технологического управления и контроля гидроагрегатов ГЭС -
вибрационный контроль 109
9.1 Стационарная система вибромониторинга гидроагрегатов Чуноярской ГЭС 111
9.1.1 Структурная схема системы стационарного виброконтроля
гидроагрегата 112
9.1.2 Места установки датчиков 113
9.1.3 Выбор стационарной системы вибрационного контроля для
гидроагрегатов Чуноярской ГЭС 114
9.2 Вибрационные испытания агрегата и выбор системы вибрационного
контроля для гидроагрегатов Чуноярской ГЭС 115
9.2.1 Режимы работы гидрогенератора 115
9.2.2 Методика оценки вибрационного состояния гидроагрегата 117
Заключение 120
Список использованных источников 122
Приложения А-Б 126-
Россия обладает одним из самых мощных гидропотенциалов в мире. Энергию рек используют Китай, РФ, Бразилия, Канада, Индия, США. Гидроресурсы России оцениваются сегодня без малого в 900 млрд. кВтч. Однако, по степени освоения экономически эффективных гидроресурсов Россия на сегодняшний день значительно уступает экономически развитым странам, этот показатель в нашей стране немногим превышает 20 %, в то время как в США и Канаде составляет 50-55 %, а в ряде стран Западной Европы и Японии - от 60 % до 90 %. Гидропотенциал России используется на 50 % в европейской части, на 20% в Сибири и всего лишь на 3 % - на Дальнем Востоке.
Себестоимость производства электроэнергии в кВтч 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, на мой взгляд, структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшие десятилетия должна стать гидроэнергетика, как наиболее развитая, экологически безопасная и инвестиционно привлекательная отрасль народного хозяйства.
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.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Чуноярского гидроузла на реке Чуна (правый приток Тасеевой), являющегося сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 0,1 % и поверочного 0,01 % равных 961 и 1064 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 80 МВт и среднемноголетняя выработка 407 млн. 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 - 38,4 м;
расчетный - 25,6 м;
минимальный - 20,7 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 329 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ40а-В и ПЛ406-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ40а-В-355.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 187,5 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-560/125-32 с номинальной активной мощностью 20 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений (4 блока, 3 отходящих воздушных линии) ОРУ 110 кВ - "две рабочие системы шин, без обходной". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 25000/110-У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ- 630/10, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/39.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с водобоем и рисбермой- 77,5 м;
- станционная бетонная плотина - 71 м;
- правобережная и левобережные бетонные плотины.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 21 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 149,5 м;
- число водосливных отверстий - 2;
- ширина водосливных отверстий в свету - 8 м;
- отметка гребня - 196,8 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 1,34 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25(не более 1.37)). Таким образом, плотина Чуноярского 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 - 6,4 года;
- себестоимость - 0,12 руб/кВт ч
- удельные капиталовложения - 71445,7 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Чуноярской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
