ПРОЕКТИРОВАНИЕ АЛТАЙСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ КАТУНЬ. СИСТЕМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ И КОНТРОЛЯ ГИДРОАГРЕГАТОВ ГЭС- ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ АВТОМАТИКА АСУ ТП АГРЕГАТНОГО УРОВНЯ
Введение 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 11
1.1.3 Инженерно-геологические условия 12
1.1.4 Сейсмические условия 12
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 12
2 Водноэнергетические расчёты 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Исходные данные 14
2.1.2 Определение максимальных расчётных расходов 14
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 16
2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 17
2.1.5 Определение типа регулирования 19
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических
расчётов 20
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 20
2.2.2 Водноэнергетические расчёты по условию маловодного года 21
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 23
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 24
2.3 Баланс мощности и энергии 24
2.3.1 Баланс энергии РДУ Алтайского края 24
2.3.2 Баланс мощности РДУ Алтайского края 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 26
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 26
3.1.1 Построение режимного поля 26
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 28
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 32
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 32
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 33
3.2.3 Гидромеханический расчет и построение бетонной спиральной
камеры 35
3.2.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 36
3.2.5 Выбор электрогидравлического регулятора 37
3.3 Выбор гидрогенератора 37
4 Электрическая часть 38
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных нужд 38
4.2 Выбор трансформаторов 39
4.2.1 Главные повышающие трансформаторы 39
4.2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 40
4.3 Распределительное устройство 40
4.3.1 Выбор проводов отходящих воздушных линии 40
4.3.2 Выбор схемы распределительного устройства 41
4.4 Расчет токов короткого трехфазного и однофазного КЗ распределительного устройства высшего напряжения с применением программного комплекса
RastrWin 42
4.4.1 Расчет исходных данных 42
4.4.2 Расчёт токов короткого замыкания с помощью программного
обеспечения RastrWin 43
4.4.3 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 45
4.5 Выбор электрических аппаратов 110 кВ 45
4.6 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном
напряжении 47
5 Релейная защита и автоматика 50
5.1 Перечень защит основного оборудования 50
5.2 Описание защит и расчет их уставок 51
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора 51
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN) 54
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 56
5.2.4 Защита обратной последовательности от токов внешних
несимметричных КЗ и несимметричных перегрузок генератора (I2) 57
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок 61
5.2.6 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 62
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора (Ip) 66
5.2.8 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 67
6 Компоновка и сооружения гидроузла 69
6.1 Проектирование бетонной водосливной плотины 69
6.1.1 Определение отметки гребня плотины и 69
6.2 Гидравлические расчеты 71
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 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 76
6.2.5 Расчет параметров водобоя и водобойного колодца 77
6.3 Конструирование плотины 79
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 79
6.3.2 Разрезка бетонной плотины швами 81
6.3.3 Быки 82
6.3.4 Устои 82
6.3.5 Галереи в теле плотины 82
6.4 Назначение размеров основных элементов плотины 82
6.4.1 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 82
6.4.2 Конструктивные элементы нижнего бьефа 84
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 84
6.5.1 Вес сооружения 85
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 86
6.5.3 Волновое воздействие 86
6.5.4 Фильтрационное и взвешенное давление 87
6.5.5 Давление грунта 88
6.6 Расчет прочности плотины 89
6.6.1 Определение напряжений 89
6.6.2 Критерии прочности плотины 92
6.7 Расчет устойчивости плотины 93
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 95
7.1 Устройство охраны труда 95
7.2 Безопасность гидротехнических сооружений 98
7.3 Пожарная безопасность 99
7.3.1 Общие требования к пожарной безопасности 99
7.3.2 Содержание территории 100
7.4 Охрана окружающей среды 100
8 Технико-экономические показатели 103
8.1 Объем продаж 103
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 103
8.3 Налоговые расходы 105
8.4 Оценка суммы прибыли 106
8.5 Методология и исходные данные оценка инвестиционного проекта 107
8.6 Бюджетная эффективность 108
8.7 Коммерческая эффективность 108
8.8 Анализ рисков инвестиционного проекта 109
9 Системы технологического управления и контроля гидроагрегатов ГЭС -
технологическая автоматика АСУ ТП агрегатного уровня 113
9.1 Назначение, состав и функции системы 113
9.2 Состав, обеспечивающий реализацию АСУ ТП 114
9.2.1 Программно-технический комплекс 114
9.3 Описание систем технологического управления агрегатом 114
9.3.1 ПТК гидроагрегата 115
9.3.2 ПТК РЗА 116
9.3.3. Система возбуждения 116
9.3.4 ПТК виброконтроля 116
9.3.5 Вспомогательные системы гидроагрегата 117
9.3.6 ПТК системы теплоконтроля 117
9.4 Промышленные сети 118
9.4.1 Сети DeviceNet 118
9.4.2 Сети Ethernet 118
Заключение 119
Список использованных источников 121
Приложение
Гидроэлектростанции занимают особо важное место в современных энергетических системах, покрывая наиболее неравномерную часть графиков нагрузки. Кроме того, низкая стоимость товарной продукции ГЭС весьма положительно сказывается на ценообразовании электроэнергии на рынке её сбыта.
Гидроэнергетика является ключевым элементом обеспечения системной надежности Единой Энергосистемы страны, располагая более 90% резерва регулировочной мощности. Из всех существующих типов электростанций именно ГЭС являются наиболее маневренными и способны при необходимости существенно увеличить объемы выработки в считанные минуты, покрывая пиковые нагрузки. Для тепловых станций этот показатель измеряется часами, а для атомных — целыми сутками.
Гидроэлектростанции являются сложными природно-техническими комплексами. Их проектирование, строительство и эксплуатация требуют знакомства с широким кругом общетехнических и специальных дисциплин.
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.
На основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев:
• основного (при обеспеченности 0,1 %) Q 0 (х о/о = 2 241 м 3/ с;
• поверочного (при обеспеченности 0,01 %) Q 0 о 0 х о/о = 28 2 0 м 3 / с.
В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность А/уСТ = 2 65 М В т и среднемноголетняя выработка Э ср . м нг =
.
На следующем 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 расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1045 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ40а-В и ПЛ406-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ406-В-600.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 125 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-850/190-48У1 с номинальной активной мощностью 85,5 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства на 8 присоединений (4 единичных блока и 4 отходящих воздушных линий) ОРУ 110 кВ "две системы сборных шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
• блочные трансформаторы ТДЦ- 100000/110;
• трансформаторы общестанционных собственных нужд ТСЗ- 1600/15/0,4 У1;
• для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС-185/29 (три провода в фазе).
На генераторном напряжении были выбраны: вакуумный выключатель ВГГ-1, разъединитель РВРЗ 20/8000 У1, трансформатор напряжения ЗНОЛ-15, трансформатор тока ТШЛ 20.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла была принята русловая. Водосливная плотина принята бетонной.
В состав сооружений входят:
• правобережная глухая плотина - 183 м;
• водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля- 50 м;
• станционная часть плотины - 120 м;
• левобережная глухая плотина - 107 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
• ширина подошвы - 35,20 м;
• отметка подошвы водосливной плотины - 340,00 м;
• число водосливных отверстий - 4;
• ширина водосливных отверстий в свету - 10 м;
• отметка гребня - 384,00 м;
• ширина гребня - 13,07 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойный колодец и водобойная стенка.
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 1,36 для сочетания грузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Алтайского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значении, 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 лет 7 месяцев;
- себестоимость - 0,15 руб/кВт;
- удельные капиталовложения - 84126,45 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Алтайского гидроузла в настоящее время является актуальным.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
