Проектирование Интынскойг ГЭС на реке Уса.
Системы измерений, способы исполнения, системы связей с РДУ, системы отображения технологической информации (АСДТУ, СДТУ) на ГЭС
Введение
Сокращенный паспорт Интынской ГЭС
Анализ исходных данных и определение внешних условий функционирования ГЭС 9
Природные условия 9
Энерго-экономическая характеристика региона 14
Построение суточных графиков нагрузки 15
Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы
Использование водной энергии
Гидрологические расчёты ...
Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов при заданной обеспеченности стока
Выбор расчётного средневодного года (Р=50%) Выбор маловодного года (Р=90%)
Выбор установленной мощности на основе водно¬энергетического расчёта 27
2.5.1 Перераспределение стока с половодного периода на зимний
период 27
2.5.2 Водно-энергетический расчёт 29
Расчёт резервов и определение установленной мощности проектируемой ГЭС, расчёт баланса мощностей
Выбор основного и вспомогательного оборудования Выбор числа и типа агрегатов
Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному
расходу 42
Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения бескавитационной работы 42
Работа одного агрегата с расчетной мощностью при отметке НПУ43 Работа одного агрегата с расчетной мощностью при 44
Работа одного агрегата при минимальном напоре на линии ограничения по турбине
Расчет бетонной спиральной камеры
Выбор типа серийного гидрогенератора
Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки и колонки управления
Электрическая часть
Выбор структурной схемы электрических соединений Выбор основного оборудования главной схемы
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов
4.2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд
технико-экономического расчёта
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий РУ ВН 58
4.5 Выбор главной схемы ГЭС 60
4.6 Расчёт токов КЗ 61
4.6.1 Трехфазное короткое замыкание в точке К (ручной расчёт) 62
4.6.2 Трёхфазное короткое замыкание в точке (RastrKZ) 64
4.6.3 Трехфазное и однофазное замыкание в точке К2 67
4.7 Выбор электрических аппаратов 68
4.7.1 Расчет токов рабочего и утяжеленного режимов 68
4.7.2 Выбор коммутационных аппаратов генератора 69
4.7.3 Выбор коммутационных аппаратов КРУЭ-220 кВ 69
4.7.4 Ограничители перенапряжения 70
5 Релейная защита и автоматика 71
5.1 Перечень защит основного оборудования 71
5.2 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 73
5.3 Продольная дифференциальная защита генератора 73
6 Компоновка гидроузла, выбор типа и расчет основных сооружений 77
6.1 Определение класса сооружения 77
6.2 Гидравлические расчёты 77
6.2.1 Определение максимального и поверочного расхода 77
6.2.2 Определение ширины водосливного фронта 81
6.2.3 Определение отметки гребня водослива 83
6.2.4 Проверка на пропуск поверочного расхода 84
6.2.5 Определение отметки гребня быка 84
6.2.6 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 90
6.2.7 Построения профиля водослива по координатам Кригера - Офицерова 93
6.3 Конструирование плотины 94
6.3.1 Определение ширины и отметки подошвы плотины 94
6.3.2 Разрезка плотины швами 95
6.3.3 Быки 95
6.3.4 Устои 95
6.4 Фильтрационные расчёты 95
6.5 Статические расчёты плотины 97
6.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 97
6.5.2 Вес сооружения и механизмов 98
6.5.3 Сила гидростатического давления 99
6.5.4 Равнодействующая взвешивающего давления 99
6.5.5 Сила фильтрационного давления 100
6.5.6 Давление грунта 100
6.5.7 Волновое давление 101
6.6 Расчёт прочности плотины 102
6.7 Оценка прочности плотины 107
6.8 Расчёт устойчивости плотины 109
7 Техника безопасности. Мероприятия по охране природы 111
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 111
7.2 Техника безопасности 111
7.3 Противопожарная безопасность 114
7.4 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 115
7.5 Мероприятия по охране природы 116
7.6 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 118
7.7 Водоохранная зона 119
7.8 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 120
8 Оценка объемов реализации энергии и расходов 122
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 122
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 123
8.3 Налоговые расходы 124
8.4 Оценка суммы прибыли 126
8.5 Оценка инвестиционного проекта 127
8.5.1 Методология и исходные данные оценка инвестиционного
проекта 127
8.6 Показатели коммерческой эффективности проекта 128
8.7 Бюджетная эффективность 128
8.8 Анализ рисков инвестиционных проектов 129
9 Системы измерений, способы исполнения, системы связи с РДУ СО,
системы отображения технологической информации (АСДТУ, СДТУ) на
ГЭС 133
9.1 Требования к энергосистеме 133
9.2 Метрологическая служба ИнГЭС 133
9.3 Измерение технологических параметров 134
9.4 Телеизмерения и телесигнализация ИнГЭС 135
9.5 АСКУЭ ИнГЭС 138
9.6 Системы отображения технологической информации ИнГЭС 140
Заключение 144
Список использованных источников 146
Приложения
Гидроэлектростанции - особое место в современных энергосистемах, выполняющие главную роль по регулированию её параметров в нестационарных режимах, а также покрывая наиболее неравномерную часть графиков нагрузки. Кроме того, низкая стоимость продукции ГЭС весьма положительно сказывается на ценообразовании электроэнергии на рынке её сбыта.
Гидростанции являются одним из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия гидравлических турбин достигает 95%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
В себестоимости производства электроэнергии на гидростанциях отсутствует топливная составляющая, что делает энергию более конкурентоспособной в условиях рынка.
Гидростанции являются наиболее маневренными из всех типов электростанций, так как способны при необходимости увеличивать выработку и выдаваемую мощность в течение нескольких минут, тогда как тепловым станциям для этого требуется несколько часов, а атомным - сутки. Это позволяет ГЭС покрывать пиковые нагрузки и поддерживать частоту тока в энергосистеме.
Гидроэнергетические мощности вносят ощутимый вклад в обеспечение системной надежности и в конечном итоге надежной работы всей Единой электроэнергетической системы страны.
Стоит отметить и экологическую составляющую вопроса. Несмотря на затопление больших территорий с целью создания водохранилищ, гидроэлектростанции относятся к наиболее экологически чистым источникам энергии.
Российская Федерация богата гидроресурсами, но гидроэнергетический потенциал рек нашей страны использован в незначительной степени, из чего следует, что, данные гидроресурсы позволяют возводить новые гидроэлектростанции.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по гидрологии и энергосистеме была определена установленная мощность Интынской ГЭС которая составила 812 МВт. В соответствии с энергосистемой Республики Коми области намечена зона работы станции в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Интынская ГЭС работает в полу-пиковой части графиков нагрузки энергосистемы. В результате расчетов и регулирования стока определена отметка УМО составившая 42,70 м при отметке НПУ - 57,00 м. Полезный объем водохранилища составляет 8 км3. Среднемноголетняя выработка электроэнергии Интынской равна 4451 млрд. кВт.ч.
На этапе выбора оборудования в качестве основного гидросилового при рассмотрении нескольких вариантов принята к установке турбина ПЛ 50-В диаметром 9,00 м, работающая при напорах: максимальный - 46,5 м, минимальный - 26,8 м, расчетный - 31,7м.
Для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 75 об/мин был подобран гидрогенератор СВ-1260/185-80УХЛ4 зонтичного исполнения с номинальной активной мощностью 150, с номинальным напряжением генератора 15,75 кВ.
Из рассмотренных нескольких вариантов выбрана структурная схема ГЭС с укрупненными блоками. Выбраны блочные трансформаторы типа ТДЦ- 400000/220, трансформаторы собственных нужд ТСз-16000/15,75-У3.
На основании расчетов токов короткого замыкания определении типы высоковольтных аппаратов КРУЭ: 220 кВ комплектуем элегазовыми ячейками. В качестве генераторного выключателя принят элегазовый комплекс типа АЕЮт типа FKG1N, со встроенными трансформаторами тока и напряжения, разъединителем, заземляющими ножами.
Вся генерируемая на станции мощность передается по 4 отходящим ВЛ220 кВ.
После выбора основного электрооборудования подобраны устройства релейной защиты и автоматики. Выбор шкафов комплексной защиты оборудования остановлен на продукции НПП «ЭКРА», г. Чебоксары.
На следующем этапе определены состав, тип и компоновка основных сооружений. В состав гидроузла входят следующие подпорные сооружения класса (считая от левого берега):
1. Левобережная грунтовая плотина длиной 1358 м;
2. Бетонная глухая плотина длиной 133 м;
3. Здание ГЭС приплотинного типа длиной 168 м;
4. Бетонная водосливная плотина длиной 252 м;
5. Правобережная грунтовая каменно-набросная длиной 170 м.
В данном разделе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки:
- отметка подошвы водосливной плотины - 6 м;
- отметка гребня водослива - 50 м;
- число водосливных отверстий - 9;
- ширина водосливных отверстий в свету - 24 м;
-отметка гребня - 62,8 м.
В качестве гасителя энергии потока в нижнем бьефе выбран вариант водобойный колодец.
Для снятия фильтрационного противодавления устроен цементная завеса глубиной 28.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов методом предельного состояния 1 группы коэффициент надежности сооружения составляет 1,29 для основного сочетания нагрузок (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25).
В следующем разделе были освещены вопросы обеспечения безопасности ГТС, техники безопасности и пожарной безопасности, а также разработан план действий в области охраны окружающей среды при строительстве и эксплуатации Интынской ГЭС.
После были определены основные технико-экономические показатели:
- срок окупаемости - 6,8 лет;
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 8 коп/ кВт-ч;
Таким образом, проект строительства Интынской ГЭС можно считать коммерчески эффективным.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
