ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЧАГДАЙСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ УЧУР. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ ОПЕРАТИВНОГО КОНТРОЛЯ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ (АСОК ГТС)
|
Сокращенный паспорт Чагдайской ГЭС 7
Введение 9
1 Общие сведения 10
1.1 Гидрологические данные 10
1.2 Инженерно-геологические условие 13
1.3 Сейсмические условия 13
1.4 Данные по энергосистеме 14
1.5 Аналоги проектируемого гидроузла 14
2 Гидрологические расчёты 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 20
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 23
2.5 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 25
2.6 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов 26
3 Основное и вспомогательное оборудование 28
3.1 Построение режимного поля 28
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 30
3.3 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 33
3.4 Определение геометрических размеров проточной части 35
3.5 Выбор типа маслонапорной установки 35
3.6 Выбор электрогидравлического регулятора 36
3.7 Выбор гидрогенератора 36
3.8 Определение параметров и размеров гидрогенератора 36
4 Электрическая часть 38
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 38
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 40
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов 40
4.2.2 Схема с объединёнными блоками с трансформатором на 2 генератора 41
4.3 Выбор трансформаторов СН 42
4.4 Выбор синхронных генераторов 42
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчёта 43
4.6 Выбор количества отходящих воздушных линий РУВН и марки проводов 44
4.7 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 45
4.8 Расчёт токов короткого замыкания 46
4.8.1 Расчёт в программном комплексе «RastrWin» 46
4.9 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в распределительном
устройстве высшего напряжения 52
4.9.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов . 52
4.10 Выбор и проверка электрических аппаратов в распределительном
устройстве высшего напряжения 53
4.10.1 Выбор выключателей 53
4.10.2 Выбор разъединителей 54
4.10.3 Выбор трансформаторов напряжения 54
4.10.4 Выбор ограничителя перенапряжения 54
4.11 Выбор и проверка электрических аппаратов на генераторном
напряжении 55
4.11.1 Выбор выключателей 55
4.11.2 Выбор разъединителей 55
4.11.3 Выбор трансформаторов напряжения 55
4.11.4 Выбор ограничителя перенапряжения 55
4.11.5 Выбор трансформаторов тока 56
4.11.6 Выбор генераторного синхронизатора и сетевого анализатора 56
5 Релейная защита и автоматика 57
5.1 Перечень защит основного оборудования 57
5.2 Описание защит и расчет их уставок 58
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 58
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 60
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 63
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 63
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок (I1) 67
5.2.6 Дистанционная защита генератора (Z_1<),(Z_2<) 69
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 72
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 73
5.4 Таблица уставок и матрица отключений защит 75
6 Компоновка и сооружения гидроузла 77
6.1 Состав и компоновка гидроузла 77
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 77
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 77
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 77
6.3 Гидравлический расчет водосливной плотины 80
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 80
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 81
6.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 84
6.4.1 Расчет водобойной плиты 84
6.5 Конструирование основных элементов плотины 85
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 85
6.5.2 Подземный контур плотины 88
6.6 Статические расчеты плотины 89
6.6.1 Определение основных нагрузок на плотину 90
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 90
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления и сила
фильтрационного давления 91
6.6.4 Давление наносов 91
6.6.5 Волновое давление 92
6.6.6 Расчет прочности плотины 92
6.6.7 Расчет устойчивости плотины 95
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 97
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 97
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для
работников ГЭС 97
7.2.1 Общие положения 97
7.2.2 Охрана труда ГЭС 99
7.2.3 Ответственность 101
7.3 Пожарная безопасность 101
7.3.1 Ответственность за состояние пожарной безопасности 101
7.3.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 102
7.3.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 103
7.3.4 Содержание территории, дорог, подъездов к зданиям и сооружения 103
7.3.5 Содержание зданий, сооружений, помещений 104
7.4 Охрана природы 106
7.4.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 107
7.4.2 Водоохранная зона 108
7.4.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 109
8 Оценка объемов продаж и текущих затрат 112
8.1 Оценка объемов продаж электроэнергии 112
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 112
8.3 Налоговые расходы 114
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации проекта 115
8.5 Показатели эффективности проекта 116
8.6 Анализ чувствительности 117
9 Автоматизированные системы оперативного контроля гидротехнических
сооружений (АСОК ГТС) 120
9.1 Требования к АСО КИА 121
9.2 Натурные наблюдения за состоянием ГТС 123
9.3 Перечень автоматизированных датчиков и приборов 124
9.4 Общая концепция и архитектура построения АСОК ГТС 124
9.4.1 Функции АСОК 124
9.4.2 Состав АСОК КИА 125
9.5 Принцип действия АСО КИА 128
9.6 Критерии и пределы безопасного состояния работы АСОК ГТС 130
9.7 Результат внедрения АСОК ГТС 130
Заключение 132
Список использованных источников 134
Приложение А - Б 138-143
Введение 9
1 Общие сведения 10
1.1 Гидрологические данные 10
1.2 Инженерно-геологические условие 13
1.3 Сейсмические условия 13
1.4 Данные по энергосистеме 14
1.5 Аналоги проектируемого гидроузла 14
2 Гидрологические расчёты 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 20
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 23
2.5 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 25
2.6 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов 26
3 Основное и вспомогательное оборудование 28
3.1 Построение режимного поля 28
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 30
3.3 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 33
3.4 Определение геометрических размеров проточной части 35
3.5 Выбор типа маслонапорной установки 35
3.6 Выбор электрогидравлического регулятора 36
3.7 Выбор гидрогенератора 36
3.8 Определение параметров и размеров гидрогенератора 36
4 Электрическая часть 38
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 38
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 40
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов 40
4.2.2 Схема с объединёнными блоками с трансформатором на 2 генератора 41
4.3 Выбор трансформаторов СН 42
4.4 Выбор синхронных генераторов 42
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчёта 43
4.6 Выбор количества отходящих воздушных линий РУВН и марки проводов 44
4.7 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 45
4.8 Расчёт токов короткого замыкания 46
4.8.1 Расчёт в программном комплексе «RastrWin» 46
4.9 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в распределительном
устройстве высшего напряжения 52
4.9.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов . 52
4.10 Выбор и проверка электрических аппаратов в распределительном
устройстве высшего напряжения 53
4.10.1 Выбор выключателей 53
4.10.2 Выбор разъединителей 54
4.10.3 Выбор трансформаторов напряжения 54
4.10.4 Выбор ограничителя перенапряжения 54
4.11 Выбор и проверка электрических аппаратов на генераторном
напряжении 55
4.11.1 Выбор выключателей 55
4.11.2 Выбор разъединителей 55
4.11.3 Выбор трансформаторов напряжения 55
4.11.4 Выбор ограничителя перенапряжения 55
4.11.5 Выбор трансформаторов тока 56
4.11.6 Выбор генераторного синхронизатора и сетевого анализатора 56
5 Релейная защита и автоматика 57
5.1 Перечень защит основного оборудования 57
5.2 Описание защит и расчет их уставок 58
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 58
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 60
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 63
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 63
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок (I1) 67
5.2.6 Дистанционная защита генератора (Z_1<),(Z_2<) 69
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 72
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 73
5.4 Таблица уставок и матрица отключений защит 75
6 Компоновка и сооружения гидроузла 77
6.1 Состав и компоновка гидроузла 77
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 77
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 77
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 77
6.3 Гидравлический расчет водосливной плотины 80
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 80
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 81
6.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 84
6.4.1 Расчет водобойной плиты 84
6.5 Конструирование основных элементов плотины 85
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 85
6.5.2 Подземный контур плотины 88
6.6 Статические расчеты плотины 89
6.6.1 Определение основных нагрузок на плотину 90
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 90
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления и сила
фильтрационного давления 91
6.6.4 Давление наносов 91
6.6.5 Волновое давление 92
6.6.6 Расчет прочности плотины 92
6.6.7 Расчет устойчивости плотины 95
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 97
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 97
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для
работников ГЭС 97
7.2.1 Общие положения 97
7.2.2 Охрана труда ГЭС 99
7.2.3 Ответственность 101
7.3 Пожарная безопасность 101
7.3.1 Ответственность за состояние пожарной безопасности 101
7.3.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 102
7.3.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 103
7.3.4 Содержание территории, дорог, подъездов к зданиям и сооружения 103
7.3.5 Содержание зданий, сооружений, помещений 104
7.4 Охрана природы 106
7.4.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 107
7.4.2 Водоохранная зона 108
7.4.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 109
8 Оценка объемов продаж и текущих затрат 112
8.1 Оценка объемов продаж электроэнергии 112
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 112
8.3 Налоговые расходы 114
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации проекта 115
8.5 Показатели эффективности проекта 116
8.6 Анализ чувствительности 117
9 Автоматизированные системы оперативного контроля гидротехнических
сооружений (АСОК ГТС) 120
9.1 Требования к АСО КИА 121
9.2 Натурные наблюдения за состоянием ГТС 123
9.3 Перечень автоматизированных датчиков и приборов 124
9.4 Общая концепция и архитектура построения АСОК ГТС 124
9.4.1 Функции АСОК 124
9.4.2 Состав АСОК КИА 125
9.5 Принцип действия АСО КИА 128
9.6 Критерии и пределы безопасного состояния работы АСОК ГТС 130
9.7 Результат внедрения АСОК ГТС 130
Заключение 132
Список использованных источников 134
Приложение А - Б 138-143
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 Чагдайской ГЭС, с плотиной высотой 32,5 м на реке Учур, 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: Q0,i% = 11097 м3/с , Qo,oi% = 12677 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов была выбрана установленная мощность Чагдайской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки в период межени и половодья. Установленная мощность составила 370 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 198,5 м. Полезный объем при отметке НПУ составляет 7,45 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 2,4 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 - 29,4 м; расчетный - 25,2 м;
минимальный - 15,4 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1740 м3/с.
Была выбрана турбина типа ПЛЗО — В — 710. По результатам расчетов оптимальным оказался вариант с четырьмя гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 7,1 м.
Для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 100 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1160/135-60 с номинальной активной мощностью 103 МВт.
Далее был выбран класс напряжения и тип РУ 220 кВ, а также структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства - "две системы сборных шин с обходной системой шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ - 125000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-4000/10 У1.
Распределительное устройство принято типа ОРУ, т.к. этот вариант экономически выгодный.
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый выключатель ВГГ-15 производства «Электроаппарат».
Затем был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Чагдайская ГЭС спроектирована по русловой схеме.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина;
- глухая бетонная плотина;
- станционная часть;
- правобережная и левобережные бетонные плотины.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 23,5 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 177,5 м;
- отметка гребня водослива - 216 м;
- число водосливных отверстий - 5;
- ширина водосливных отверстий в свету - 30 м;
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,28 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Таким образом, плотина Чагдайской ГЭС отвечает требованиям надежности.
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 - 21 коп/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 89565 руб/кВт.
- срок окупаемости 6,2 года.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Чагдайской 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: Q0,i% = 11097 м3/с , Qo,oi% = 12677 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов была выбрана установленная мощность Чагдайской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки в период межени и половодья. Установленная мощность составила 370 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 198,5 м. Полезный объем при отметке НПУ составляет 7,45 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 2,4 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 - 29,4 м; расчетный - 25,2 м;
минимальный - 15,4 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1740 м3/с.
Была выбрана турбина типа ПЛЗО — В — 710. По результатам расчетов оптимальным оказался вариант с четырьмя гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 7,1 м.
Для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 100 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1160/135-60 с номинальной активной мощностью 103 МВт.
Далее был выбран класс напряжения и тип РУ 220 кВ, а также структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства - "две системы сборных шин с обходной системой шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ - 125000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-4000/10 У1.
Распределительное устройство принято типа ОРУ, т.к. этот вариант экономически выгодный.
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый выключатель ВГГ-15 производства «Электроаппарат».
Затем был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Чагдайская ГЭС спроектирована по русловой схеме.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина;
- глухая бетонная плотина;
- станционная часть;
- правобережная и левобережные бетонные плотины.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 23,5 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 177,5 м;
- отметка гребня водослива - 216 м;
- число водосливных отверстий - 5;
- ширина водосливных отверстий в свету - 30 м;
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,28 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Таким образом, плотина Чагдайской ГЭС отвечает требованиям надежности.
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 - 21 коп/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 89565 руб/кВт.
- срок окупаемости 6,2 года.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Чагдайской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.