Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТИРОВАНИЕ СЕВЕРОДОНСКОЙ ГЭС Н А РЕКЕ ДОН. МОНТАЖ ГИДРОАГРЕГАТА. МЕТОДЫ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО КОНТРОЛЯ. БАЛАНСИРОВКА ГА НА ПРИМЕРЕ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ГЭС
|
Сокращённый паспорт Северодонской ГЭС 6
Введение 8
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Климат 9
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 11
1.1.4 Сейсмические условия 11
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 12
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водноэнергетические расчёты 13
2.1 Регулирование стока воды 13
2.1.1 Исходные данные 13
2.1.2 Определение максимальных расчётных расходов 13
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 15
2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 16
2.1.5 Определение типа регулирования 17
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических расчётов 18
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 18
2.2.2 Водноэнергетические расчёты по условию маловодного года 19
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 21
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 21
2.3 Баланс мощности и энергии 22
2.3.1 Баланс энергии энергосистемы Юг 22
2.3.2 Баланс мощности энергосистемы Юг 22
3 Основное и вспомогательное оборудование 24
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 24
3.1.1 Построение режимного поля 24
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 26
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 30
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 30
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и машинного зала 32
3.2.3 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 33
3.3 Выбор гидрогенератора 35
3.4 Подъёмно-транспортное оборудование 35
4 Электрическая часть 36
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений 36
4.2 Главные повышающие трансформаторы 38
4.3 Распределительное устройство 40
4.3.1 Выбор проводов отходящих воздушных линий 40
4.3.2 Выбор схемы распределительного устройства 42
4.4 Электротехническое оборудование 42
4.4.1 Выбор трансформаторов собственных нужд 42
4.4.2 Расчёт токов короткого замыкания 43
4.4.3 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима ... 46
4.4.4 Выбор аппаратов 220 кВ 47
4.4.5 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении 13,8 кВ 48
4.4.6 Выбор вспомогательного оборудования 49
5 Релейная защита и автоматика 50
5.1 Перечень защит основного оборудования 50
5.2 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 51
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора 52
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 54
5.2.3 Защита от повышения напряжения 57
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 57
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок 61
5.2.6 Дистанционная защита генератора 62
5.2.7 Защита от перегрузок обмотки ротора 65
6 Компоновка и сооружения гидроузла 67
6.1 Состав и компоновка гидроузла 67
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 67
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 67
6.2.2 Определение отметки гребня плотины и гребня быка 67
6.2.3 Определение ширины водосливного фронта 70
6.2.4 Определение отметки гребня водослива 71
6.2.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 73
6.3 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 75
6.4 Расчёт параметров водобоя и принятых гасителей 76
6.5 Конструирование плотины 77
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 77
6.5.2 Разрезка бетонной плотины швами 79
6.5.3 Быки 80
6.5.4 Галереи в теле плотины 80
6.6 Расчет цементационной завесы и дренажа 80
6.7 Устройство НБ 81
6.8 Статические расчеты плотины 82
6.8.1 Вес сооружения 82
6.8.2 Сила гидростатического давления воды 84
6.8.3 Сила взвешивающего и фильтрационного давления 84
6.8.4 Давление наносов и грунта 85
6.8.5 Волновое давление и пригруз 87
6.9 Расчет прочности плотины 87
6.10 Критерии прочности плотины 90
6.11 Расчет устойчивости плотины 91
6.12 Компоновка гидроузла 91
6.12.1 Грунтовая плотина 91
6.12.2 Устои 92
6.12.3 Шлюз 92
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 93
7.1 Безопасность гитротехнических сооружений 93
7.2 Требования по охране труда и технике безопасности для работников
Северодонской ГЭС 93
7.2.1 Общие положения 93
7.2.2 Охрана труда Северодонской ГЭС 94
7.3 Пожарная безопасность 98
7.3.1 Общие требования к пожарной безопасности 98
7.3.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 100
7.4 Охрана природы 100
7.4.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на состояние водных ресурсов 102
7.4.2 Водоохранная зона 103
7.4.3 Водоохранные мероприятия на ГЭС 104
8 Технико-экономические показатели 106
8.1 Объем продаж 106
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 106
8.3 Налоговые расходы 108
8.4 Оценка суммы прибыли 109
8.5 Методология и исходные данные, оценка инвестиционного проекта . 110
8.6 Коммерческая эффективность 111
8.7 Бюджетная эффективность 111
8.8 Анализ рисков инвестиционного проекта 112
9 Монтаж гидроагрегата. Методы предварительного контроля. Балансировка
ГА на примере проектируемой ГЭС 114
9.1 Монтаж гидроагрегата 114
9.1.1 организация и подготовка монтажа 114
9.1.2 Транспортирование, хранение, расконсервация узлов и деталей . 115
9.1.3 Монтаж поворотнолопастных турбин 116
9.1.4 Монтаж гидрогенератора 119
9.1.5 Монтаж вспомогательного оборудования 122
9.2 Испытания гидрогенератора 123
9.3 Балансировка 125
9.3.1 Динамическая балансировка 126
Заключение 128
Список использованных источников 130
Приложение А - Е 135-176
Введение 8
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Климат 9
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 11
1.1.4 Сейсмические условия 11
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 12
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водноэнергетические расчёты 13
2.1 Регулирование стока воды 13
2.1.1 Исходные данные 13
2.1.2 Определение максимальных расчётных расходов 13
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 15
2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 16
2.1.5 Определение типа регулирования 17
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических расчётов 18
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 18
2.2.2 Водноэнергетические расчёты по условию маловодного года 19
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 21
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 21
2.3 Баланс мощности и энергии 22
2.3.1 Баланс энергии энергосистемы Юг 22
2.3.2 Баланс мощности энергосистемы Юг 22
3 Основное и вспомогательное оборудование 24
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 24
3.1.1 Построение режимного поля 24
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 26
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 30
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 30
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и машинного зала 32
3.2.3 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 33
3.3 Выбор гидрогенератора 35
3.4 Подъёмно-транспортное оборудование 35
4 Электрическая часть 36
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений 36
4.2 Главные повышающие трансформаторы 38
4.3 Распределительное устройство 40
4.3.1 Выбор проводов отходящих воздушных линий 40
4.3.2 Выбор схемы распределительного устройства 42
4.4 Электротехническое оборудование 42
4.4.1 Выбор трансформаторов собственных нужд 42
4.4.2 Расчёт токов короткого замыкания 43
4.4.3 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима ... 46
4.4.4 Выбор аппаратов 220 кВ 47
4.4.5 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении 13,8 кВ 48
4.4.6 Выбор вспомогательного оборудования 49
5 Релейная защита и автоматика 50
5.1 Перечень защит основного оборудования 50
5.2 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 51
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора 52
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 54
5.2.3 Защита от повышения напряжения 57
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 57
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок 61
5.2.6 Дистанционная защита генератора 62
5.2.7 Защита от перегрузок обмотки ротора 65
6 Компоновка и сооружения гидроузла 67
6.1 Состав и компоновка гидроузла 67
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 67
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 67
6.2.2 Определение отметки гребня плотины и гребня быка 67
6.2.3 Определение ширины водосливного фронта 70
6.2.4 Определение отметки гребня водослива 71
6.2.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 73
6.3 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 75
6.4 Расчёт параметров водобоя и принятых гасителей 76
6.5 Конструирование плотины 77
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 77
6.5.2 Разрезка бетонной плотины швами 79
6.5.3 Быки 80
6.5.4 Галереи в теле плотины 80
6.6 Расчет цементационной завесы и дренажа 80
6.7 Устройство НБ 81
6.8 Статические расчеты плотины 82
6.8.1 Вес сооружения 82
6.8.2 Сила гидростатического давления воды 84
6.8.3 Сила взвешивающего и фильтрационного давления 84
6.8.4 Давление наносов и грунта 85
6.8.5 Волновое давление и пригруз 87
6.9 Расчет прочности плотины 87
6.10 Критерии прочности плотины 90
6.11 Расчет устойчивости плотины 91
6.12 Компоновка гидроузла 91
6.12.1 Грунтовая плотина 91
6.12.2 Устои 92
6.12.3 Шлюз 92
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 93
7.1 Безопасность гитротехнических сооружений 93
7.2 Требования по охране труда и технике безопасности для работников
Северодонской ГЭС 93
7.2.1 Общие положения 93
7.2.2 Охрана труда Северодонской ГЭС 94
7.3 Пожарная безопасность 98
7.3.1 Общие требования к пожарной безопасности 98
7.3.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 100
7.4 Охрана природы 100
7.4.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на состояние водных ресурсов 102
7.4.2 Водоохранная зона 103
7.4.3 Водоохранные мероприятия на ГЭС 104
8 Технико-экономические показатели 106
8.1 Объем продаж 106
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 106
8.3 Налоговые расходы 108
8.4 Оценка суммы прибыли 109
8.5 Методология и исходные данные, оценка инвестиционного проекта . 110
8.6 Коммерческая эффективность 111
8.7 Бюджетная эффективность 111
8.8 Анализ рисков инвестиционного проекта 112
9 Монтаж гидроагрегата. Методы предварительного контроля. Балансировка
ГА на примере проектируемой ГЭС 114
9.1 Монтаж гидроагрегата 114
9.1.1 организация и подготовка монтажа 114
9.1.2 Транспортирование, хранение, расконсервация узлов и деталей . 115
9.1.3 Монтаж поворотнолопастных турбин 116
9.1.4 Монтаж гидрогенератора 119
9.1.5 Монтаж вспомогательного оборудования 122
9.2 Испытания гидрогенератора 123
9.3 Балансировка 125
9.3.1 Динамическая балансировка 126
Заключение 128
Список использованных источников 130
Приложение А - Е 135-176
Гидроэнергетика - одна из важнейших отраслей промышленности в нашей стране.
Гидроэнергетические ресурсы — возобновляемый источник энергии, связанный с круговоротом воды в природе. Это наиболее экологически чистый источник энергии из промышленно доступных, не создающий эмиссии углекислого газа и вредных веществ в атмосферу.
Гидростанции - один из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия турбин гидростанций достигает 95%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
Себестоимость электроэнергии произведенной на ГЭС, не зависит от колебаний цен на традиционное топливо: уголь, газ, мазут, уран. 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. Гидростанции 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 электрического тока в энергосистеме.
Все эти преимущества подталкивают к строительству новых гидроэлектростанций.
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 данной дипломной работе спроектирована гидроэлектростанция с наиболее подходящими оборудованием, сооружениями, их компоновкой.
Гидроэнергетические ресурсы — возобновляемый источник энергии, связанный с круговоротом воды в природе. Это наиболее экологически чистый источник энергии из промышленно доступных, не создающий эмиссии углекислого газа и вредных веществ в атмосферу.
Гидростанции - один из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия турбин гидростанций достигает 95%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
Себестоимость электроэнергии произведенной на ГЭС, не зависит от колебаний цен на традиционное топливо: уголь, газ, мазут, уран. 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. Гидростанции 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 электрического тока в энергосистеме.
Все эти преимущества подталкивают к строительству новых гидроэлектростанций.
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 данной дипломной работе спроектирована гидроэлектростанция с наиболее подходящими оборудованием, сооружениями, их компоновкой.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Северодонского гидроузла на реке Дон, являющимся 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 7450 и 8796 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 500 МВт и среднемноголетняя выработка 1,49 млрд. 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 - 34,8 м;
расчетный - 25,1 м ;
минимальный - 23,6 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 2186 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ40а-В и ПЛ40б-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с шестью гидротурбинами ПЛ40а-В-710.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 83,3 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1160/135-60 с номинальной активной мощностью 83,3 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с укрупненными блоками и принята схема распределительного устройства на 8 присоединений (3 укрупненных блока, 5 отходящих воздушных линий) ОРУ 220 кВ - "две системы сборных шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 200000/220, трансформаторы общестанционных собственных нужд ТСЗЛ- 2500/15/6, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32 (три провода в фазе).
Выбран генераторный аппаратный комплекс типа КАГ-20.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловая. Строительные расходы пропускаются через гребенку. Водосливная плотина принята бетонной. Глухая - грунтовая каменно-набросная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 140 м;
- станционная бетонная плотина - 182 м;
- глухая правобережная бетонная - 129 м;
- грунтовая правобережная плотина - 666,6 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
-ширина подошвы - 40,9 м;
-отметка подошвы водосливной плотины - -6,6 м;
-число водосливных отверстий - 6;
-ширина водосливных отверстий в свету - 20 м;
-отметка гребня - 44,32 м;
-ширина гребня - 16 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется колодец.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,369 для основного сочетаний нагрузок (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Северодонского 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 - 5,6 лет;
- себестоимость - 0,24 руб/кВт
- удельные капиталовложения -34261 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Северодонского гидроузла в настоящее время является актуальным.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 0,1 % и поверочного 0,01 % равных 7450 и 8796 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 500 МВт и среднемноголетняя выработка 1,49 млрд. 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 - 34,8 м;
расчетный - 25,1 м ;
минимальный - 23,6 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 2186 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ40а-В и ПЛ40б-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с шестью гидротурбинами ПЛ40а-В-710.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 83,3 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1160/135-60 с номинальной активной мощностью 83,3 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с укрупненными блоками и принята схема распределительного устройства на 8 присоединений (3 укрупненных блока, 5 отходящих воздушных линий) ОРУ 220 кВ - "две системы сборных шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 200000/220, трансформаторы общестанционных собственных нужд ТСЗЛ- 2500/15/6, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32 (три провода в фазе).
Выбран генераторный аппаратный комплекс типа КАГ-20.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловая. Строительные расходы пропускаются через гребенку. Водосливная плотина принята бетонной. Глухая - грунтовая каменно-набросная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 140 м;
- станционная бетонная плотина - 182 м;
- глухая правобережная бетонная - 129 м;
- грунтовая правобережная плотина - 666,6 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
-ширина подошвы - 40,9 м;
-отметка подошвы водосливной плотины - -6,6 м;
-число водосливных отверстий - 6;
-ширина водосливных отверстий в свету - 20 м;
-отметка гребня - 44,32 м;
-ширина гребня - 16 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется колодец.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,369 для основного сочетаний нагрузок (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Северодонского 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 - 5,6 лет;
- себестоимость - 0,24 руб/кВт
- удельные капиталовложения -34261 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Северодонского гидроузла в настоящее время является актуальным.