ПРОЕКТИРОВАНИЕ КУЗБАССКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ТОМЬ. СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ УРОВНЕЙ БЬЕФОВ, СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ
|
СОКРАЩЁННЫЙ ПАСПОРТ КУЗБАССКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общие сведения 10
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Инженерно - геологические условия 12
1.4 Сейсмические условия 13
1.5 Данные по энергосистеме 13
2 Водно-энергетические расчёты 14
2.1 Выбор расчётных гидрографов малого и среднего по водности года
при заданной обеспеченности стока 14
2.2 Построение суточных графиков нагрузки и интегральная кривая
нагрузки энергосистемы 17
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 21
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 22
2.5 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС по маловодному
году 24
2.6 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов 25
3 Основное и вспомогательное оборудование 27
3.1 Построение режимного поля 27
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 28
3.2.1 Выбор номинального диаметра и основных характеристик
гидротурбины, определение частоты вращения, рабочей зоны на универсальной характеристике 29
3.3 Определение отметки установки рабочего колеса 32
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 34
3.5 Гидромеханический расчёт спиральной камеры 34
3.6 Расчет деталей и узлов гидротурбины 36
3.6.1 Расчет вала на прочность 36
3.6.2 Расчет подшипника 36
3.7 Выбор МНУ 38
3.8 Выбор электрогидравлического регулятора 38
4 Электрическая часть 39
4.1 Исходные данные для проектирования 39
4.2 Выбор типа блоков ГЭС и силового оборудования 39
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночными
блоками 39
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным и
укрупнёнными блоками 40
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 41
4.3 Распределительное устройство 41
4.3.1 Выбор проводов отходящих воздушных линий 41
4.3.2 Выбор схемы распределительного устройства 42
4.4 Технико - экономический анализ 42
4.5 Расчёт токов короткого замыкания 44
4.6 Выбор электрических аппаратов 45
4.6.1 Выбор генераторного выключателя 45
4.6.2 Выбор выключателя ОРУ 220 кВ 46
4.6.3 Выбор разъединителей 220 кВ 47
4.6.4 Выбор ОПН 48
5 Релейная защита и автоматика 49
5.1 Перечень защит основного оборудования 49
5.2 Описание защит и расчет их уставок 50
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 50
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 52
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 55
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 55
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок (71 ) 59
5.2.6 Дистанционная защита генератора Z 1 <,Z2 < 61
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 63
6 Компоновка и сооружения гидроузла 66
6.1 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 66
6.1.1 Определение типа плотины 66
6.1.2 Определение класса ГТС 66
6.1.3 Определение отметки гребням бетонной плотины 66
6.2 Гидравлические расчеты 68
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 68
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 69
6.2.3 Построение профиля водосливной грани 70
6.2.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 71
6.2.5 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 72
6.2.6 Проектирование донного водоспуска 74
6.3 Конструирование плотины 75
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 75
6.3.2 Разрезка бетонной плотины швами 75
6.3.3 Быки 76
6.3.4 Устои 76
6.3.5 Галереи в теле плотины 76
6.3.6 Дренаж тела бетонных плотин 76
6.4 Основные элементы плотины 77
6.4.1 Противофильтрационная завеса 77
6.4.2 Дренажные устройства в основании в скальных грунтах 78
6.5 Определение сокращённого состава нагрузок на плотину для
основного сочетания нагрузок и воздействий 79
6.5.1 Вес сооружения и затворов 79
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 80
6.5.3 Равнодействующая взвешивающего давления 80
6.5.4 Сила фильтрационного давления 80
6.5.5 Давление грунта 81
6.5.6 Волновое давление 83
6.5.7 Расчёт прочности плотины 84
6.5.8 Критерии прочности плотины 86
6.5.9 Расчёт устойчивости плотины 87
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 89
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 89
7.2 Охрана труда и техника безопасности 89
7.3 Пожарная безопасность 91
7.4 Охрана окружающей среды 93
8 Оценка объемов реализации энергии и расходов 97
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 97
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 97
8.3 Налоговые расходы 99
8.4 Оценка суммы прибыли 100
8.5 Оценка инвестиционного проекта 101
8.5.1 Методология и исходные данные оценки инвестиционного
проекта 101
8.5.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 102
8.5.3 Бюджетная эффективность 102
8.6 Анализ чувствительности 103
9 Системы измерений уровней бьефов, современные технические решения 105
9.1 Уровнемеры типа сельсинного датчика - уровнемера 105
9.2 Устройство и принцип действия дальномеров 107
9.3 Устройство и принцип действия датчиков давления 110
9.4 Факторы, влияющие на точность измерений 114
9.5 Выбор аппаратуры для измерений бьефов проектируемой ГЭС 115
9.5.1 Выбор дальномеров ВБ и НБ для Кузбасской ГЭС 115
9.5.2 Выбор датчиков давления верхнего и нижнего бьефов для
Кузбасской ГЭС 116
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 118
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 120
ПРИЛОЖЕНИЯ А-Г
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общие сведения 10
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Инженерно - геологические условия 12
1.4 Сейсмические условия 13
1.5 Данные по энергосистеме 13
2 Водно-энергетические расчёты 14
2.1 Выбор расчётных гидрографов малого и среднего по водности года
при заданной обеспеченности стока 14
2.2 Построение суточных графиков нагрузки и интегральная кривая
нагрузки энергосистемы 17
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 21
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 22
2.5 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС по маловодному
году 24
2.6 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов 25
3 Основное и вспомогательное оборудование 27
3.1 Построение режимного поля 27
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 28
3.2.1 Выбор номинального диаметра и основных характеристик
гидротурбины, определение частоты вращения, рабочей зоны на универсальной характеристике 29
3.3 Определение отметки установки рабочего колеса 32
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 34
3.5 Гидромеханический расчёт спиральной камеры 34
3.6 Расчет деталей и узлов гидротурбины 36
3.6.1 Расчет вала на прочность 36
3.6.2 Расчет подшипника 36
3.7 Выбор МНУ 38
3.8 Выбор электрогидравлического регулятора 38
4 Электрическая часть 39
4.1 Исходные данные для проектирования 39
4.2 Выбор типа блоков ГЭС и силового оборудования 39
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночными
блоками 39
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным и
укрупнёнными блоками 40
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 41
4.3 Распределительное устройство 41
4.3.1 Выбор проводов отходящих воздушных линий 41
4.3.2 Выбор схемы распределительного устройства 42
4.4 Технико - экономический анализ 42
4.5 Расчёт токов короткого замыкания 44
4.6 Выбор электрических аппаратов 45
4.6.1 Выбор генераторного выключателя 45
4.6.2 Выбор выключателя ОРУ 220 кВ 46
4.6.3 Выбор разъединителей 220 кВ 47
4.6.4 Выбор ОПН 48
5 Релейная защита и автоматика 49
5.1 Перечень защит основного оборудования 49
5.2 Описание защит и расчет их уставок 50
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 50
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 52
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 55
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 55
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок (71 ) 59
5.2.6 Дистанционная защита генератора Z 1 <,Z2 < 61
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 63
6 Компоновка и сооружения гидроузла 66
6.1 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 66
6.1.1 Определение типа плотины 66
6.1.2 Определение класса ГТС 66
6.1.3 Определение отметки гребням бетонной плотины 66
6.2 Гидравлические расчеты 68
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 68
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 69
6.2.3 Построение профиля водосливной грани 70
6.2.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 71
6.2.5 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 72
6.2.6 Проектирование донного водоспуска 74
6.3 Конструирование плотины 75
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 75
6.3.2 Разрезка бетонной плотины швами 75
6.3.3 Быки 76
6.3.4 Устои 76
6.3.5 Галереи в теле плотины 76
6.3.6 Дренаж тела бетонных плотин 76
6.4 Основные элементы плотины 77
6.4.1 Противофильтрационная завеса 77
6.4.2 Дренажные устройства в основании в скальных грунтах 78
6.5 Определение сокращённого состава нагрузок на плотину для
основного сочетания нагрузок и воздействий 79
6.5.1 Вес сооружения и затворов 79
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 80
6.5.3 Равнодействующая взвешивающего давления 80
6.5.4 Сила фильтрационного давления 80
6.5.5 Давление грунта 81
6.5.6 Волновое давление 83
6.5.7 Расчёт прочности плотины 84
6.5.8 Критерии прочности плотины 86
6.5.9 Расчёт устойчивости плотины 87
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 89
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 89
7.2 Охрана труда и техника безопасности 89
7.3 Пожарная безопасность 91
7.4 Охрана окружающей среды 93
8 Оценка объемов реализации энергии и расходов 97
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 97
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 97
8.3 Налоговые расходы 99
8.4 Оценка суммы прибыли 100
8.5 Оценка инвестиционного проекта 101
8.5.1 Методология и исходные данные оценки инвестиционного
проекта 101
8.5.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 102
8.5.3 Бюджетная эффективность 102
8.6 Анализ чувствительности 103
9 Системы измерений уровней бьефов, современные технические решения 105
9.1 Уровнемеры типа сельсинного датчика - уровнемера 105
9.2 Устройство и принцип действия дальномеров 107
9.3 Устройство и принцип действия датчиков давления 110
9.4 Факторы, влияющие на точность измерений 114
9.5 Выбор аппаратуры для измерений бьефов проектируемой ГЭС 115
9.5.1 Выбор дальномеров ВБ и НБ для Кузбасской ГЭС 115
9.5.2 Выбор датчиков давления верхнего и нижнего бьефов для
Кузбасской ГЭС 116
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 118
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 120
ПРИЛОЖЕНИЯ А-Г
Гидроэнергетика является одной из наиболее перспективных отраслей современной энергетики. Отличительной ее чертой является ежегодная возобнавляемость водных ресурсов.
Гидроэлектростанции позволяют зарегулировать сток реки по средствам водохранилища и избежать наводнений. Это одни из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия гидравлических турбин достигает 96%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
Крупнопромышленные сибирские регионы, такие как Кемеровская область, обладают мощным гидропотенциалом для строительства ГЭС. Но, несмотря на значительные гидроресурсы, область испытывает дефицит электроэнергии и закупает ее у соседних регионов. Областные электрические сети осуществляют транзитные поставки электроэнергии от внешних источников, почти 70 % электроэнергии закупается на федеральном рынке. Решением этой проблемы может стать строительство ГЭС, проект которой будет разработан в результате данной бакалаврской работы.
Целью проекта является проектирование Кузбасской ГЭС на реке Томь, её сооружений и электрической части, выбор основного гидросилового и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда и окружающей среды, а так же технико-экономическое обоснование эффективности проекта.
Гидроэлектростанции позволяют зарегулировать сток реки по средствам водохранилища и избежать наводнений. Это одни из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия гидравлических турбин достигает 96%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
Крупнопромышленные сибирские регионы, такие как Кемеровская область, обладают мощным гидропотенциалом для строительства ГЭС. Но, несмотря на значительные гидроресурсы, область испытывает дефицит электроэнергии и закупает ее у соседних регионов. Областные электрические сети осуществляют транзитные поставки электроэнергии от внешних источников, почти 70 % электроэнергии закупается на федеральном рынке. Решением этой проблемы может стать строительство ГЭС, проект которой будет разработан в результате данной бакалаврской работы.
Целью проекта является проектирование Кузбасской ГЭС на реке Томь, её сооружений и электрической части, выбор основного гидросилового и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда и окружающей среды, а так же технико-экономическое обоснование эффективности проекта.
В проекте были рассчитаны и определены основные элементы и параметры Кузбасского гидроузла на реке Томь, являющегося сооружением I класса.
На первом этапе были определены значения расчетных максимальных расходов для случаев: поверочного - обеспеченностью 0,01 % и основного - 0,1 %, равных 6350 м3/с и 5680 м3/с соответственно.
В ходе водноэнергетических расчетов была определена установленная мощность, равная 620 МВт, а так же среднемноголетняя выработка, равная 8,812 млрд.кВт ч.
На следующем этапе был определён тип гидроагрегатов и их оптимальное число. Для этого была определена область допустимых режимов работы, на которой определялись следующие напоры:
• Максимальный - 41,2 м;
• Расчетный - 32,9 м;
• Минимальный - 29,8 м.
Максимальный расход через все агрегаты, соответствующий расчетному напору, составляет 2125 м3/с
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ50-В и РО45-В, разными диаметрами. По результатам расчетов был определён оптимальный вариант с пятью агрегатами ПЛ50-В, диаметром рабочих колёс 7,5 м.
По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой 125 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ- 1130/140-48УХЛ4 с номинальной активной мощностью 102 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с одним одиночным и двумя укрупненными блоками и принята схема распределительного устройства на 5 присоединений ОРУ 220 кВ - «с двумя рабочими и обходной системами шин». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: два блочных трансформатора ТДЦ-400000/220 и один ТДЦ- 200000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-2500/13,8У1, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС-300/39.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловая.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом - 65,70 м;
- станционная бетонная плотина - 135,00 м;
- бетонная левобережная плотина - 94,50 м;
- бетонная правобережная плотина - 135,00 м;
- глухая, сопрягающая станционную и глухую бетонную - 15,25 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 35,30 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 292,00 м;
- число водосливных отверстий - 4;
- ширина водосливных отверстий в свету - 9 м;
- отметка гребня - 347,40 м;
- ширина гребня - 24,40 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется отлет струи.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетании нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,25 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Кузбасского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СНиП.
Выполняя анализ и расчет экономических показателей, был сделан вывод об экономической эффективности строительства Кузбасской ГЭС на реке Томь, в результате получены следующие показатели:
- период окупаемости проекта - 6 лет и 9 месяцев;
- себестоимость производства электроэнергии, руб/кВт ч = 0,22;
- удельные капиталовложения, руб/кВт=27400,2.
Таким образом, строительство Кузбасского ГУ в настоящее время является актуальным.
На первом этапе были определены значения расчетных максимальных расходов для случаев: поверочного - обеспеченностью 0,01 % и основного - 0,1 %, равных 6350 м3/с и 5680 м3/с соответственно.
В ходе водноэнергетических расчетов была определена установленная мощность, равная 620 МВт, а так же среднемноголетняя выработка, равная 8,812 млрд.кВт ч.
На следующем этапе был определён тип гидроагрегатов и их оптимальное число. Для этого была определена область допустимых режимов работы, на которой определялись следующие напоры:
• Максимальный - 41,2 м;
• Расчетный - 32,9 м;
• Минимальный - 29,8 м.
Максимальный расход через все агрегаты, соответствующий расчетному напору, составляет 2125 м3/с
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ50-В и РО45-В, разными диаметрами. По результатам расчетов был определён оптимальный вариант с пятью агрегатами ПЛ50-В, диаметром рабочих колёс 7,5 м.
По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой 125 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ- 1130/140-48УХЛ4 с номинальной активной мощностью 102 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с одним одиночным и двумя укрупненными блоками и принята схема распределительного устройства на 5 присоединений ОРУ 220 кВ - «с двумя рабочими и обходной системами шин». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: два блочных трансформатора ТДЦ-400000/220 и один ТДЦ- 200000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-2500/13,8У1, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС-300/39.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловая.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом - 65,70 м;
- станционная бетонная плотина - 135,00 м;
- бетонная левобережная плотина - 94,50 м;
- бетонная правобережная плотина - 135,00 м;
- глухая, сопрягающая станционную и глухую бетонную - 15,25 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 35,30 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 292,00 м;
- число водосливных отверстий - 4;
- ширина водосливных отверстий в свету - 9 м;
- отметка гребня - 347,40 м;
- ширина гребня - 24,40 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется отлет струи.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетании нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,25 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Кузбасского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СНиП.
Выполняя анализ и расчет экономических показателей, был сделан вывод об экономической эффективности строительства Кузбасской ГЭС на реке Томь, в результате получены следующие показатели:
- период окупаемости проекта - 6 лет и 9 месяцев;
- себестоимость производства электроэнергии, руб/кВт ч = 0,22;
- удельные капиталовложения, руб/кВт=27400,2.
Таким образом, строительство Кузбасского ГУ в настоящее время является актуальным.