ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТУЗАЛИНСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ВИТИМ. СИСТЕМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ И КОНТРОЛЯ ГИДРОАГРЕГАТОВ ГЭС - ТЕПЛОВОЙ КОНТРОЛЬ
|
Сокращённый паспорт Тузалинской ГЭС 7
Введение 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Инженерно-геологические условия 12
1.4 Сейсмические условия 12
1.5 Данные по энергосистеме 12
1.6 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водно-энергетические расчеты и выбор установленной мощности 14
2.1 Исходные данные 14
2.1.1 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 14
2.1.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 17
2.1.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 18
2.1.4 Режим работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 20
2.1.5 Водно-энергетический расчёт режима работы ГЭС по маловодному году 22
2.1.6 Водно-энергетический расчёт режима работы ГЭС по средневодном году 22
2.1.7 Размещение треугольника мощности на интегральной кривой нагрузки, определение рабочей мощности, проектируемой ГЭС в зимний и летний период 23
2.2 Определение установленной мощности. Баланс Мощностей 24
2.2.1 Водно-энергетический расчёт режима работы ГЭС в средневодному
году. Определение средней многолетней выработки 25
3 Основное и вспомогательное оборудование 26
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 26
3.1.1 Построение режимного поля 26
3.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 28
3.3 Определение отметки расположения рабочего колеса гидротурбины 32
3.4 Определение геометрических размеров проточной части и машинного
зала 33
3.5 Выбор вспомогательного оборудования 35
3.6 Выбор типа серийного гидрогенератора 35
4 Электрическая часть 37
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений 37
4.2 Выбор блочных трансформаторов 37
4.2.1 Выбор блочных трансформаторов для схемы с простыми блоками .. 37
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов для схемы с укрупненными блоками 39
4.3 Выбор синхронных генераторов 40
4.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 40
4.5 Выбор количества отходящих линий РУ ВН 41
4.6 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчёта 42
4.7 Выбор схемы распределительного устройства 44
4.8 Расчёт токов короткого замыкания 45
4.8.1 Расчёт в программном комплексе «RastrWin» 45
4.9 Выбор электрических аппаратов 50
4.9.1 Выбор и расчёт токоведущих частей аппаратов и проводников 50
4.9.2 Выбор выключателей и разъединителей 51
4.9.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения 52
4.10 Выбор параметров ОРУ 53
4.10.1 Выбор выключателей и разъединителей 53
4.10.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 53
5 Релейная защита и автоматика 55
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 55
5.2 Перечень защит основного оборудования 55
5.3 Расчёт номинальных токов 57
5.4 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 57
5.5 Продольная дифференциальная защита генератора 58
5.6 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 60
5.7 Защита от повышения напряжения 63
5.8 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 64
5.9 Защита от симметричных перегрузок статора 67
5.10 Дистанционная защита генератора 69
5.11 Защита ротора от перегрузки 72
5.12 Таблица уставок 73
6 Компоновка и сооружения гидроузла 74
6.1 Состав и компоновка гидроузла 74
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 74
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 74
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 74
6.3 Гидравлический расчёт бетонной водосливной плотины 77
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 77
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 78
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 80
6.3.4 Построение оголовка водослива по Кригер-Офицерову 81
6.3.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 82
6.3.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 83
6.3.7 Пропуск расходов через глубинные водосбросы в грунтовой плотине ГЭС 85
6.4 Конструирование плотины 86
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 86
6.4.2 Разрезка бетонной плотины швами 88
6.4.3 Быки 88
6.4.4 Устои 89
6.4.5 Дренаж тела бетонной водосливной плотины 89
6.4.6 Галереи в теле плотины 90
6.4.7 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины 90
6.5 Фильтрационные расчеты 92
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 93
6.6.1 Вес сооружения 93
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 94
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 95
6.6.4 Сила фильтрационного давления 95
6.6.5 Давление грунта 95
6.6.6 Волновое давление 96
6.7 Расчёт прочности плотины 96
6.7.1 Критерии прочности плотины 99
6.8 Расчёт устойчивости плотины 100
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 101
7.1 Требования по охране труда и техники безопасности 101
7.2 Пожарная безопасность 103
7.3 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Тузалинского ГУ 105
7.3.1 Воздействия на природную среду в строительный период 105
7.3.2 Отходы, образующиеся при строительстве 106
7.3.3 Мероприятия по охране атмосферного воздуха 107
7.3.4 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 108
7.3.5 Водоохранная зона 109
7.3.6 Водоохранные мероприятия по гидроэлектростанции 110
8 Технико-экономические показатели 111
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 111
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 111
8.3 Налоговые расходы 113
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 114
8.5 Оценка инвестиционного проекта 115
8.6 Показатели коммерческой эффективности проекта 116
8.7 Бюджетная эффективность 116
8.8 Анализ чувствительности 116
9 Системы технологического управления и контроля ГА ГЭС-тепловой контроль 119
9.1 Назначение 119
9.2 Стационарная система. Назначение и состав системы КТП 119
9.3 Выбор оборудования КТП и основные технические данные 122
9.4 Размещение первичных устройств термоконтроля 124
9.5 Порядок эксплуатации при нормальном режиме работы 126
9.6 Отображение контролируемых параметров системы КТП на примере
Чебоксарской ГЭС 126
9.7 Сигнализация системы КТП 129
9.8 Обслуживание системы КТП в нормальном режиме 130
9.9 Действия оперативного персонала при неисправности системы КТП.... 130
9.10 Действия оперативного персонала при срабатывании системы КТП ... 131
9.11 Переносная система ТК 131
9.12 Итоги 133
Заключение 135
Список использованных источников 137
Приложения А - В 140-145
Введение 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Инженерно-геологические условия 12
1.4 Сейсмические условия 12
1.5 Данные по энергосистеме 12
1.6 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водно-энергетические расчеты и выбор установленной мощности 14
2.1 Исходные данные 14
2.1.1 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 14
2.1.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 17
2.1.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 18
2.1.4 Режим работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 20
2.1.5 Водно-энергетический расчёт режима работы ГЭС по маловодному году 22
2.1.6 Водно-энергетический расчёт режима работы ГЭС по средневодном году 22
2.1.7 Размещение треугольника мощности на интегральной кривой нагрузки, определение рабочей мощности, проектируемой ГЭС в зимний и летний период 23
2.2 Определение установленной мощности. Баланс Мощностей 24
2.2.1 Водно-энергетический расчёт режима работы ГЭС в средневодному
году. Определение средней многолетней выработки 25
3 Основное и вспомогательное оборудование 26
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 26
3.1.1 Построение режимного поля 26
3.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 28
3.3 Определение отметки расположения рабочего колеса гидротурбины 32
3.4 Определение геометрических размеров проточной части и машинного
зала 33
3.5 Выбор вспомогательного оборудования 35
3.6 Выбор типа серийного гидрогенератора 35
4 Электрическая часть 37
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений 37
4.2 Выбор блочных трансформаторов 37
4.2.1 Выбор блочных трансформаторов для схемы с простыми блоками .. 37
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов для схемы с укрупненными блоками 39
4.3 Выбор синхронных генераторов 40
4.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 40
4.5 Выбор количества отходящих линий РУ ВН 41
4.6 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчёта 42
4.7 Выбор схемы распределительного устройства 44
4.8 Расчёт токов короткого замыкания 45
4.8.1 Расчёт в программном комплексе «RastrWin» 45
4.9 Выбор электрических аппаратов 50
4.9.1 Выбор и расчёт токоведущих частей аппаратов и проводников 50
4.9.2 Выбор выключателей и разъединителей 51
4.9.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения 52
4.10 Выбор параметров ОРУ 53
4.10.1 Выбор выключателей и разъединителей 53
4.10.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 53
5 Релейная защита и автоматика 55
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 55
5.2 Перечень защит основного оборудования 55
5.3 Расчёт номинальных токов 57
5.4 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 57
5.5 Продольная дифференциальная защита генератора 58
5.6 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 60
5.7 Защита от повышения напряжения 63
5.8 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 64
5.9 Защита от симметричных перегрузок статора 67
5.10 Дистанционная защита генератора 69
5.11 Защита ротора от перегрузки 72
5.12 Таблица уставок 73
6 Компоновка и сооружения гидроузла 74
6.1 Состав и компоновка гидроузла 74
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 74
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 74
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 74
6.3 Гидравлический расчёт бетонной водосливной плотины 77
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 77
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 78
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 80
6.3.4 Построение оголовка водослива по Кригер-Офицерову 81
6.3.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 82
6.3.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 83
6.3.7 Пропуск расходов через глубинные водосбросы в грунтовой плотине ГЭС 85
6.4 Конструирование плотины 86
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 86
6.4.2 Разрезка бетонной плотины швами 88
6.4.3 Быки 88
6.4.4 Устои 89
6.4.5 Дренаж тела бетонной водосливной плотины 89
6.4.6 Галереи в теле плотины 90
6.4.7 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины 90
6.5 Фильтрационные расчеты 92
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 93
6.6.1 Вес сооружения 93
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 94
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 95
6.6.4 Сила фильтрационного давления 95
6.6.5 Давление грунта 95
6.6.6 Волновое давление 96
6.7 Расчёт прочности плотины 96
6.7.1 Критерии прочности плотины 99
6.8 Расчёт устойчивости плотины 100
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 101
7.1 Требования по охране труда и техники безопасности 101
7.2 Пожарная безопасность 103
7.3 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Тузалинского ГУ 105
7.3.1 Воздействия на природную среду в строительный период 105
7.3.2 Отходы, образующиеся при строительстве 106
7.3.3 Мероприятия по охране атмосферного воздуха 107
7.3.4 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 108
7.3.5 Водоохранная зона 109
7.3.6 Водоохранные мероприятия по гидроэлектростанции 110
8 Технико-экономические показатели 111
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 111
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 111
8.3 Налоговые расходы 113
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 114
8.5 Оценка инвестиционного проекта 115
8.6 Показатели коммерческой эффективности проекта 116
8.7 Бюджетная эффективность 116
8.8 Анализ чувствительности 116
9 Системы технологического управления и контроля ГА ГЭС-тепловой контроль 119
9.1 Назначение 119
9.2 Стационарная система. Назначение и состав системы КТП 119
9.3 Выбор оборудования КТП и основные технические данные 122
9.4 Размещение первичных устройств термоконтроля 124
9.5 Порядок эксплуатации при нормальном режиме работы 126
9.6 Отображение контролируемых параметров системы КТП на примере
Чебоксарской ГЭС 126
9.7 Сигнализация системы КТП 129
9.8 Обслуживание системы КТП в нормальном режиме 130
9.9 Действия оперативного персонала при неисправности системы КТП.... 130
9.10 Действия оперативного персонала при срабатывании системы КТП ... 131
9.11 Переносная система ТК 131
9.12 Итоги 133
Заключение 135
Список использованных источников 137
Приложения А - В 140-145
Почти всюду можно увидеть, как население использует энергию движущейся воды. Этот многообещающий способ производства энергии стал в недавнее время более популярным во многих развивающихся и индустриальных регионах по ряду причин. Использование чистой и безопасной энергии воды снижает зависимость от ископаемого топлива, принося пользу окружающей среде.
Опыт эксплуатации первых гидроэлектростанций показал, что они имеют большую маневренность, хорошую надежность работы и малые эксплуатационные расходы, не требуют многочисленного обслуживающего персонала и допускают полную автоматизацию процесса производства электроэнергии с весьма широкими возможностями телеуправления. Энергия, производимая гидроэлектростанциями, дешевле, чем электроэнергия, доставляемая тепловыми электростанциями.
В техническом и эксплуатационном отношениях очень важно, что гидроэлектрические установки обладают большой маневренностью. Эта особенность гидроагрегатов имеет существенное значение для крупных энергетических систем, так как резкий прирост нагрузки, в том числе при аварийных сбоях в системе, можно быстро компенсировать включением резервных гидроагрегатов. Таким образом, гидроагрегаты оказались очень удобными для покрытия пиков нагрузки в системах, в которых работают как тепловые, так и гидравлические станции.
Гидроэнергетические мощности вносят ощутимый вклад в обеспечение системной надежности и в конечном итоге надежной работы всей Единой электроэнергетической системы страны.
Опыт эксплуатации первых гидроэлектростанций показал, что они имеют большую маневренность, хорошую надежность работы и малые эксплуатационные расходы, не требуют многочисленного обслуживающего персонала и допускают полную автоматизацию процесса производства электроэнергии с весьма широкими возможностями телеуправления. Энергия, производимая гидроэлектростанциями, дешевле, чем электроэнергия, доставляемая тепловыми электростанциями.
В техническом и эксплуатационном отношениях очень важно, что гидроэлектрические установки обладают большой маневренностью. Эта особенность гидроагрегатов имеет существенное значение для крупных энергетических систем, так как резкий прирост нагрузки, в том числе при аварийных сбоях в системе, можно быстро компенсировать включением резервных гидроагрегатов. Таким образом, гидроагрегаты оказались очень удобными для покрытия пиков нагрузки в системах, в которых работают как тепловые, так и гидравлические станции.
Гидроэнергетические мощности вносят ощутимый вклад в обеспечение системной надежности и в конечном итоге надежной работы всей Единой электроэнергетической системы страны.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Тузалинского гидроузла на реке Витим, 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 3381 и 3946 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 566 МВт и среднемноголетняя выработка 4,34 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 - 84,00 м; расчетный - 74,80 м ;
минимальный - 69,00 м.
При выборе турбин рассматривалось два варианта РО115-В и ПЛД90- В45. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с шестью гидротурбинами РО115-В-400.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 166,7 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-835/180-36 с номинальной активной мощностью 80 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с простыми блоками и принята схема распределительного устройства на 11 присоединений (6 блоков, 5 отходящих воздушных линий) ОРУ 220 кВ - "две рабочие и обходная система шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-125000/220, трансформаторы общестанционных собственных нужд TC3-6300/15 УЗ, 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 приплотинная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с отлетом струи - 91,47 м;
- глухая плотина, сопрягающая водосливную и станционную части - 19,00 м;
- станционная бетонная плотина - 127,00 м;
- правобережная глухая, сопрягающая водосливную и грунтовую плотины - 142,00 м;
- левобережная глухая каменно-набросная плотина - 282,00 м;
- правобережная глухая бетонная плотина - 54,00 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 68,00 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 497,00 м;
- число водосливных отверстий -3;
- ширина водосливных отверстий в свету - 16 м;
- отметка гребня - 589,00 м;
- ширина гребня - 15,00 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,26 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Тузалинского 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 - 6 лет, 1 месяц;
- себестоимость - 0,18 руб/кВтш
- удельные капиталовложения - 24730,57 руб./кВт.
Таким образом, строительство Тузалинской 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 случаев: основного обеспеченностью 0,1 % и поверочного 0,01 % равных 3381 и 3946 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 566 МВт и среднемноголетняя выработка 4,34 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 - 84,00 м; расчетный - 74,80 м ;
минимальный - 69,00 м.
При выборе турбин рассматривалось два варианта РО115-В и ПЛД90- В45. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с шестью гидротурбинами РО115-В-400.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 166,7 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-835/180-36 с номинальной активной мощностью 80 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с простыми блоками и принята схема распределительного устройства на 11 присоединений (6 блоков, 5 отходящих воздушных линий) ОРУ 220 кВ - "две рабочие и обходная система шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-125000/220, трансформаторы общестанционных собственных нужд TC3-6300/15 УЗ, 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 приплотинная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с отлетом струи - 91,47 м;
- глухая плотина, сопрягающая водосливную и станционную части - 19,00 м;
- станционная бетонная плотина - 127,00 м;
- правобережная глухая, сопрягающая водосливную и грунтовую плотины - 142,00 м;
- левобережная глухая каменно-набросная плотина - 282,00 м;
- правобережная глухая бетонная плотина - 54,00 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 68,00 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 497,00 м;
- число водосливных отверстий -3;
- ширина водосливных отверстий в свету - 16 м;
- отметка гребня - 589,00 м;
- ширина гребня - 15,00 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,26 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Тузалинского 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 - 6 лет, 1 месяц;
- себестоимость - 0,18 руб/кВтш
- удельные капиталовложения - 24730,57 руб./кВт.
Таким образом, строительство Тузалинской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.