Проектирование Билибинской ГЭС на реке Омолон. Системы технологического управления и контроля гидроагрегатов ГЭС - вибрационный контроль
|
Сокращенный паспорт Билибинской ГЭС 6
Введение 8
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Географические сведения 9
1.1.2 Климатические условия 9
1.1.3 Гидрологические особенности 9
1. Энерго-экономическая характеристика региона 12
2 Водно-энергетический расчёт 14
2.1 Гидрологические расчёты 14
2.2 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов при
заданной обеспеченности стока 14
2.2.1 Выбор расчётного маловодного года (Р=90%) и средневодного
года (Р=50%) 16
2.3 Обработка данных по энергосистеме 16
2.3.1 Построение суточных графиков нагрузки 16
2.3.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 18
2.4 Расчёт режимов работы ГЭС без регулирования с учётом требований
водохозяйственной системы 20
2.5 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в маловодном
году 21
2.6 Расчет резервов и определение установленной мощности
проектируемой ГЭС, расчет баланса мощности 24
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 27
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 27
3.2 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному
расходу 32
3.3 Определение отметки расположения рабочего колеса гидротурбины
для обеспечения её бескавитационной работы 33
3.3.1 Работа одного агрегата с расчётной мощностью при Н т ах 34
3.3.2 Работа одного агрегата с расчётной мощностью при Н р 34
3.3.3 Работа одного агрегата при максимальном открытии
направляющего аппарата при Н т n 35
3.3.4 Выбор отметки расположения рабочего колеса 36
3.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки и
колонки управления 36
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 37
3.6 Определение установленной мощности ГЭС 37
4 Электрическая часть 38
4.1 Выбор номинального напряжения линий 38
4.2 Выбор количества линий РУ ВН и сечений проводов 39
4.3 Выбор структурной схемы электрических соединений 40
4.4 Выбор основного оборудования главной схемы 40
4.4.1 Выбор синхронных генераторов 40
4.4.2 Выбор повышающих трансформаторов 40
4.4.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 44
4.5 Выбор главной схемы ГЭС 45
4.6 Расчёт токов КЗ с помощью программного обеспечения
RastrWin3 48
4.6.1 Расчет исходных данных 48
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс
RastrWin3 50
4.6.3 Расчет токов КЗ на сборных шинах и генераторном напряжении с
помощью программного комплекса RastrWin3 51
4.7 Выбор электрических аппаратов 52
4.7.1 Выбор коммутационных аппаратов генератора 53
4.7.2 Выбор коммутационных аппаратов КРУЭ 500 кВ 54
5 Релейная защита и автоматика 58
5.1 Перечень защит основного оборудования 58
5.2 Параметры защищаемого оборудования и расчет уставок 56
5.3 Описание защит и расче т их уставок 62
5.3.1 Продольно дифференциальная защита генератора 62
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 65
5.3.3 Защита от повышения напряжения 69
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 69
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок 74
5.3.6 Дистанционная защита генератора 76
5.3.7 Защита от перегрузки ротора 80
6 Компоновка гидроузла, выбор типа и расчёт основных сооружений... 82
6.1 Проектирование сооружений напорного фронта 82
6.1.1 Определение отметки гребня плотины 82
6.2 Гидравлические расчёты 85
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 85
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 86
6.2.3 Построение профиля водосливной грани по координатам Кригера-
Офицерова 88
6.2.4 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 89
6.2.5 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 90
6.2.6 Пропуск расходов через донные отверстия 93
6.3 Конструирование плотины 94
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 94
6.3.2 Разрезка плотины швами, быки, устои 94
6.4 Основные элементы плотины 95
6.5 Фильтрационные расчёты 97
6.6 Статические расчёты плотины 98
6.6.1 Определение основных нагрузок на плотину 98
6.6.1.1 Вес сооружений и механизмов 98
6.6.1.2 Сила гидростатического давления 100
6.6.1.3 Сила фильтрационного давления 101
6.6.1.4 Давление грунта 102
6.6.1.5 Волновое давление 102
6.7 Расчёт прочности плотины 103
6.7.1 Критерии прочности плотины и её основания 108
6.7.2 Расчёт устойчивости плотины 109
6.8 Расчёт длины здания ГЭС 111
7 Охрана труда, пожарная безопасность и охрана природы 112
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 112
7.2 Пожарная безопасность 112
7.3 Охрана труда и техника безопасности 114
7.4 Мероприятия по охране природы 115
8 Технико-экономические показатели строительства ГЭС 119
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 119
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 120
8.3 Налоговые расходы 122
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и
мощности 122
8.5 Оценка инвестиционного проекта 123
8.5.1 Методология, исходные данные 123
8.5.2 Коммерческая эффективность 124
8.5.3 Бюджетная эффективность 125
8.6 Анализ чувствительности 125
9 Системы технологического управления и контроля гидроагрегатов ГЭС -
вибрационный контроль 128
9.1 Стационарная система вибромониторинга гидроагрегатов
Билибинской ГЭС 130
9.1.1 Структурная схема стационарного виброконтроля 131
9.1.2 Места установки датчиков 132
9.1.3 Выбор стационарной системы вибрационного контроля для
гидроагрегатов Билибинской ГЭС 133
9.2 Вибрационные испытания агрегата и выбор системы вибрационного
контроля для гидроагрегатов Билибинской ГЭС 134
9.2.1 Режимы работы гидрогенератора 134
9.2.2 Методика оценки вибрационного состояния гидроагрегата.. 137
Заключение 140
Список использованных источников 142
Приложения А-Г
Введение 8
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Географические сведения 9
1.1.2 Климатические условия 9
1.1.3 Гидрологические особенности 9
1. Энерго-экономическая характеристика региона 12
2 Водно-энергетический расчёт 14
2.1 Гидрологические расчёты 14
2.2 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов при
заданной обеспеченности стока 14
2.2.1 Выбор расчётного маловодного года (Р=90%) и средневодного
года (Р=50%) 16
2.3 Обработка данных по энергосистеме 16
2.3.1 Построение суточных графиков нагрузки 16
2.3.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 18
2.4 Расчёт режимов работы ГЭС без регулирования с учётом требований
водохозяйственной системы 20
2.5 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в маловодном
году 21
2.6 Расчет резервов и определение установленной мощности
проектируемой ГЭС, расчет баланса мощности 24
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 27
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 27
3.2 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному
расходу 32
3.3 Определение отметки расположения рабочего колеса гидротурбины
для обеспечения её бескавитационной работы 33
3.3.1 Работа одного агрегата с расчётной мощностью при Н т ах 34
3.3.2 Работа одного агрегата с расчётной мощностью при Н р 34
3.3.3 Работа одного агрегата при максимальном открытии
направляющего аппарата при Н т n 35
3.3.4 Выбор отметки расположения рабочего колеса 36
3.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки и
колонки управления 36
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 37
3.6 Определение установленной мощности ГЭС 37
4 Электрическая часть 38
4.1 Выбор номинального напряжения линий 38
4.2 Выбор количества линий РУ ВН и сечений проводов 39
4.3 Выбор структурной схемы электрических соединений 40
4.4 Выбор основного оборудования главной схемы 40
4.4.1 Выбор синхронных генераторов 40
4.4.2 Выбор повышающих трансформаторов 40
4.4.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 44
4.5 Выбор главной схемы ГЭС 45
4.6 Расчёт токов КЗ с помощью программного обеспечения
RastrWin3 48
4.6.1 Расчет исходных данных 48
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс
RastrWin3 50
4.6.3 Расчет токов КЗ на сборных шинах и генераторном напряжении с
помощью программного комплекса RastrWin3 51
4.7 Выбор электрических аппаратов 52
4.7.1 Выбор коммутационных аппаратов генератора 53
4.7.2 Выбор коммутационных аппаратов КРУЭ 500 кВ 54
5 Релейная защита и автоматика 58
5.1 Перечень защит основного оборудования 58
5.2 Параметры защищаемого оборудования и расчет уставок 56
5.3 Описание защит и расче т их уставок 62
5.3.1 Продольно дифференциальная защита генератора 62
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 65
5.3.3 Защита от повышения напряжения 69
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 69
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок 74
5.3.6 Дистанционная защита генератора 76
5.3.7 Защита от перегрузки ротора 80
6 Компоновка гидроузла, выбор типа и расчёт основных сооружений... 82
6.1 Проектирование сооружений напорного фронта 82
6.1.1 Определение отметки гребня плотины 82
6.2 Гидравлические расчёты 85
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 85
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 86
6.2.3 Построение профиля водосливной грани по координатам Кригера-
Офицерова 88
6.2.4 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 89
6.2.5 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 90
6.2.6 Пропуск расходов через донные отверстия 93
6.3 Конструирование плотины 94
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 94
6.3.2 Разрезка плотины швами, быки, устои 94
6.4 Основные элементы плотины 95
6.5 Фильтрационные расчёты 97
6.6 Статические расчёты плотины 98
6.6.1 Определение основных нагрузок на плотину 98
6.6.1.1 Вес сооружений и механизмов 98
6.6.1.2 Сила гидростатического давления 100
6.6.1.3 Сила фильтрационного давления 101
6.6.1.4 Давление грунта 102
6.6.1.5 Волновое давление 102
6.7 Расчёт прочности плотины 103
6.7.1 Критерии прочности плотины и её основания 108
6.7.2 Расчёт устойчивости плотины 109
6.8 Расчёт длины здания ГЭС 111
7 Охрана труда, пожарная безопасность и охрана природы 112
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 112
7.2 Пожарная безопасность 112
7.3 Охрана труда и техника безопасности 114
7.4 Мероприятия по охране природы 115
8 Технико-экономические показатели строительства ГЭС 119
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 119
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 120
8.3 Налоговые расходы 122
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и
мощности 122
8.5 Оценка инвестиционного проекта 123
8.5.1 Методология, исходные данные 123
8.5.2 Коммерческая эффективность 124
8.5.3 Бюджетная эффективность 125
8.6 Анализ чувствительности 125
9 Системы технологического управления и контроля гидроагрегатов ГЭС -
вибрационный контроль 128
9.1 Стационарная система вибромониторинга гидроагрегатов
Билибинской ГЭС 130
9.1.1 Структурная схема стационарного виброконтроля 131
9.1.2 Места установки датчиков 132
9.1.3 Выбор стационарной системы вибрационного контроля для
гидроагрегатов Билибинской ГЭС 133
9.2 Вибрационные испытания агрегата и выбор системы вибрационного
контроля для гидроагрегатов Билибинской ГЭС 134
9.2.1 Режимы работы гидрогенератора 134
9.2.2 Методика оценки вибрационного состояния гидроагрегата.. 137
Заключение 140
Список использованных источников 142
Приложения А-Г
Гидроэлектростанция— электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока. Гидроэлектростанции обычно строят на реках, сооружая плотины и водохранилища.
Для эффективного производства электроэнергии на ГЭС необходимы два основных фактора: гарантированная обеспеченность водой круглый год и возможно большие уклоны реки, благоприятствуют гидростроительству каньонообразные виды рельефа.
Гидроэлектростанция представляет собой комплекс различных сооружений и оборудования, использование которых позволяет преобразовывать энергию воды в электроэнергию. Гидротехнические сооружения обеспечивают необходимую концентрацию потока воды, а дальнейшие процессы производятся при помощи соответствующего оборудования.
Гидроэлектростанции разделяются на плотинные (необходимый уровень реки обеспечивается за счёт строительства плотины) и деривационные (производится отвод воды из речного русла к месту с большой разностью уровней).
Отличаться может и расположение сооружений станции. Например, здание станции может входить в состав водонапорных сооружений (так называемые русловые станции) или располагаться за плотиной (приплотинные станции). Все эти преимущества подталкивают к строительству новых гидроэлектростанций.
Для эффективного производства электроэнергии на ГЭС необходимы два основных фактора: гарантированная обеспеченность водой круглый год и возможно большие уклоны реки, благоприятствуют гидростроительству каньонообразные виды рельефа.
Гидроэлектростанция представляет собой комплекс различных сооружений и оборудования, использование которых позволяет преобразовывать энергию воды в электроэнергию. Гидротехнические сооружения обеспечивают необходимую концентрацию потока воды, а дальнейшие процессы производятся при помощи соответствующего оборудования.
Гидроэлектростанции разделяются на плотинные (необходимый уровень реки обеспечивается за счёт строительства плотины) и деривационные (производится отвод воды из речного русла к месту с большой разностью уровней).
Отличаться может и расположение сооружений станции. Например, здание станции может входить в состав водонапорных сооружений (так называемые русловые станции) или располагаться за плотиной (приплотинные станции). Все эти преимущества подталкивают к строительству новых гидроэлектростанций.
В работе рассчитаны и определены основные элементы и параметры Билибинской ГЭС на реке Омолон, являющейся сооружением I класса.
В ходе водно-энергетических расчётов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Билибинской ГЭС, а также определена зона её работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила AycT= .
На следующем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы, на которой определены следующие напоры: максимальный Нтах = 7 5,0 м; расчётный Нр а СЧ = 5 6 , 5 м; минимальный Нт п = 5 2,1 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС (?та%, соответствующий расчётному напору, составляет 3936 м3/с.
По результатам расчётов был определён оптимальный вариант с десятью гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 7,1 м РО75а-В.
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения был подобран серийный гидрогенератор СВ 1260/235-60 с номинальной активной мощностью 240 МВт.
На следующем этапе была выбрана структурная схема ГЭС с укрупненными блоками. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТЦ- 630000/500, трансформаторы собственных нужд ТРДНС - 25000/15,75/6 для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32.
В распределительном устройстве принята схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи КРУЭ 500. В качестве генераторного выключателя принят HECS-9 укомплектованный трансформаторами тока, напряжения, разъединителем, ограничителем перенапряжения.
Далее был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята в результате расчета нагрузок в основном и особом сочетаниях.
В состав сооружений входят:
-глухая правобережная бетонная плотина;
-бетонная водосливная плотина;
-приплотинное здание ГЭС;
-глухая левобережная бетонная плотина;
-разделительный устой между водосливной и станционной частью;
-сопрягающие устои.
Ширина водосливной части плотины по гребню составляет 104 м. Водосливная плотина имеет 8 пролетов по 9 м в свету. Толщина быка составляет 4 м. Станционная часть плотины составляет 243 м. Правобережная глухая бетонная часть плотины составляет 31 м, левобережная глухая бетонная часть плотины составляет 30 м.
Гашение энергии произведено способом свободно отброшенной струи. Дальность отлета струи от плотины до входа в воду нижнего бьефа составляет 199,4 м.
Ширины подошвы плотины 67 м.
Ширина створа плотины 417 м.
Отметка гребня плотины 430,4 м.
Отметка гребня водослива 408 м.
Сравнив результаты рассчитанных напряжений в плотине с критериями прочности можно сделать вывод, что плотина удовлетворяет требованиям прочности и устойчивости (в частности отсутствие растягивающих напряжений, а также величине сжимающих напряжений, не превосходящих пределов прочности на сжатие материала плотины для бетона класса В20).
Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СП.
В соответствии с действующими нормами и законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности при эксплуатации гидро-технических сооружений. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчётам получены следующие показатели:
Чистый дисконтированный доход NPV= 65321,1 млн.руб.
Индекс прибыльности PI = 2,06
Срок окупаемости проекта равен 6,5 лет
Себестоимость электроэнергии 0,052 руб./кВтш
Удельные капиталовложения 25314,1 руб./кВт
Таким образом, строительство Билибинской ГЭС с установленной мощностью 2400 МВт в настоящее время является актуальным проектом
В ходе водно-энергетических расчётов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Билибинской ГЭС, а также определена зона её работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила AycT= .
На следующем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы, на которой определены следующие напоры: максимальный Нтах = 7 5,0 м; расчётный Нр а СЧ = 5 6 , 5 м; минимальный Нт п = 5 2,1 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС (?та%, соответствующий расчётному напору, составляет 3936 м3/с.
По результатам расчётов был определён оптимальный вариант с десятью гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 7,1 м РО75а-В.
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения был подобран серийный гидрогенератор СВ 1260/235-60 с номинальной активной мощностью 240 МВт.
На следующем этапе была выбрана структурная схема ГЭС с укрупненными блоками. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТЦ- 630000/500, трансформаторы собственных нужд ТРДНС - 25000/15,75/6 для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32.
В распределительном устройстве принята схема с двумя системами шин и тремя выключателями на две цепи КРУЭ 500. В качестве генераторного выключателя принят HECS-9 укомплектованный трансформаторами тока, напряжения, разъединителем, ограничителем перенапряжения.
Далее был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята в результате расчета нагрузок в основном и особом сочетаниях.
В состав сооружений входят:
-глухая правобережная бетонная плотина;
-бетонная водосливная плотина;
-приплотинное здание ГЭС;
-глухая левобережная бетонная плотина;
-разделительный устой между водосливной и станционной частью;
-сопрягающие устои.
Ширина водосливной части плотины по гребню составляет 104 м. Водосливная плотина имеет 8 пролетов по 9 м в свету. Толщина быка составляет 4 м. Станционная часть плотины составляет 243 м. Правобережная глухая бетонная часть плотины составляет 31 м, левобережная глухая бетонная часть плотины составляет 30 м.
Гашение энергии произведено способом свободно отброшенной струи. Дальность отлета струи от плотины до входа в воду нижнего бьефа составляет 199,4 м.
Ширины подошвы плотины 67 м.
Ширина створа плотины 417 м.
Отметка гребня плотины 430,4 м.
Отметка гребня водослива 408 м.
Сравнив результаты рассчитанных напряжений в плотине с критериями прочности можно сделать вывод, что плотина удовлетворяет требованиям прочности и устойчивости (в частности отсутствие растягивающих напряжений, а также величине сжимающих напряжений, не превосходящих пределов прочности на сжатие материала плотины для бетона класса В20).
Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СП.
В соответствии с действующими нормами и законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности при эксплуатации гидро-технических сооружений. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчётам получены следующие показатели:
Чистый дисконтированный доход NPV= 65321,1 млн.руб.
Индекс прибыльности PI = 2,06
Срок окупаемости проекта равен 6,5 лет
Себестоимость электроэнергии 0,052 руб./кВтш
Удельные капиталовложения 25314,1 руб./кВт
Таким образом, строительство Билибинской ГЭС с установленной мощностью 2400 МВт в настоящее время является актуальным проектом