Проектирование Танской ГЭС на реке Томь. Методы проверки и исправления линий вала ГА
|
Сокращённый паспорт Танской ГЭС 7
Введение 9
1 Общая часть 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 12
1.1.4 Сейсмические условия 12
1.2 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 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года
при заданной обеспеченности стока 15
2.1.4 Определение типа регулирования 17
2.2 Энергетическая система 18
2.2.1 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 18
2.2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 20
2.3 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических
расчётов 22
2.3.1 Перераспределение стока маловодного года 22
2.3.2 Водноэнергетические расчёты режима работы ГЭС в маловодном
году 23
2.3.3 Определение установленной мощности ГЭС 25
2.3.4 Водноэнергетические расчёты режима работы ГЭС в средневодном
году 25
2.4 Баланс мощности 26
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 28
3.1 Построение режимного поля 28
3.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 30
3.3 Определение отметки расположения рабочего колеса 34
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 36
3.5 Выбор вспомогательного оборудования 36
3.6 Определение геометрических размеров проточной части и машинного
зала 36
4 Электрическая часть 38
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений 38
4.2 Выбор основного оборудования ГЭС 39
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов 39
4.2.1.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночными
блоками 39
4.2.1.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с
укрупненными блоками 41
4.2.2 Выбор синхронных генераторов 42
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 43
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий РУ ВН 43
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчета 45
4.5 Выбор схемы РУ ВН 46
4.6 Расчёт токов короткого замыкания для выбора электрических
аппаратов в программном комплексе «RastrWin» 47
4.7 Выбор электрических аппаратов 48
4.7.1 Выбор и расчет токоведущих частей аппаратов и проводников .... 49
4.7.2 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 13,8 кВ 50
4.7.3 Выбор электротехнического оборудования ОРУ 220 кВ 51
5 Релейная защита и автоматика 54
5.1 Перечень защит основного оборудования 54
5.2 Расчёт номинальных токов 55
5.3 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 56
5.4 Описание защит и расчет их уставок 56
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора 56
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 59
5.4.3 Защита от повышения напряжения 61
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 62
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 66
5.4.6 Дистанционная защита генератора 68
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 71
6 Компоновка и сооружения гидроузла 73
6.1 Состав и компоновка гидроузла 73
6.2 Определение отметки гребня плотины 73
6.3 Гидравлический расчет бетонной водосливной плотины 76
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 76
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 78
6.3.3 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном
расчетном случае 80
6.3.4 Построение профиля водосливной грани 81
6.3.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 82
6.3.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 83
6.4 Конструирование плотины 86
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 86
6.4.2 Разрезка плотины швами 88
6.4.3 Быки 88
6.4.4 Устои 88
6.4.5 Дренаж тела бетонной плотины 88
6.4.6 Галереи в теле плотины 89
6.5 Элементы подземного контура плотины 89
6.5.1 Фильтрационный расчет водосливной плотины 89
6.5.2 Подземный контур плотины 90
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 91
6.6.1 Вес сооружения и затворов 91
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 92
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 93
6.6.4 Сила фильтрационного давления 93
6.6.5 Давление грунта 94
6.6.6 Волновое давление 96
6.7 Расчёт прочности плотины 96
6.8 Критерии прочности плотины 99
6.9 Расчёт устойчивости плотины 100
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 102
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 102
7.2 Охрана труда и техника безопасности 102
7.3 Пожарная безопасность 104
7.4 Охрана окружающей среды 106
8 Определение технико-экономических показателей 110
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии и расходов 110
8.1.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 110
8.1.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 110
8.1.3 Налоговые расходы 112
8.2 Оценка суммы прибыли 113
8.3 Оценка инвестиционного проекта 113
8.3.1 Методология и исходные данные оценки инвестиционного
проекта 114
8.3.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 114
8.3.3 Бюджетная эффективность 115
8.4 Анализ рисков инвестиционного проекта 115
9 Методы проверки и исправления линий вала ГА 118
9.1 Проверка общей линии вала методом поворота ротора на 360° 119
9.1.2 Проверка общей линии вала методом поворота ротора на 360° на Чебоксарской ГЭС 122
9.2 Проверка уклона валов 128
9.3 Проверка линии вала методом четырех струн 130
9.4 Методы исправления линий вала ГА 135
9.4.1 Устранение неперпендикулярности зеркального диска 135
9.4.2 Устранение излома линии валов во фланцах 138
9.4.3 Устранение уклона линии валов 139
Заключение 142
Список использованных источников 144
Приложения А-Г 148-164
Введение 9
1 Общая часть 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 12
1.1.4 Сейсмические условия 12
1.2 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 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года
при заданной обеспеченности стока 15
2.1.4 Определение типа регулирования 17
2.2 Энергетическая система 18
2.2.1 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 18
2.2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 20
2.3 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических
расчётов 22
2.3.1 Перераспределение стока маловодного года 22
2.3.2 Водноэнергетические расчёты режима работы ГЭС в маловодном
году 23
2.3.3 Определение установленной мощности ГЭС 25
2.3.4 Водноэнергетические расчёты режима работы ГЭС в средневодном
году 25
2.4 Баланс мощности 26
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 28
3.1 Построение режимного поля 28
3.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 30
3.3 Определение отметки расположения рабочего колеса 34
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 36
3.5 Выбор вспомогательного оборудования 36
3.6 Определение геометрических размеров проточной части и машинного
зала 36
4 Электрическая часть 38
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений 38
4.2 Выбор основного оборудования ГЭС 39
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов 39
4.2.1.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночными
блоками 39
4.2.1.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с
укрупненными блоками 41
4.2.2 Выбор синхронных генераторов 42
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 43
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий РУ ВН 43
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчета 45
4.5 Выбор схемы РУ ВН 46
4.6 Расчёт токов короткого замыкания для выбора электрических
аппаратов в программном комплексе «RastrWin» 47
4.7 Выбор электрических аппаратов 48
4.7.1 Выбор и расчет токоведущих частей аппаратов и проводников .... 49
4.7.2 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 13,8 кВ 50
4.7.3 Выбор электротехнического оборудования ОРУ 220 кВ 51
5 Релейная защита и автоматика 54
5.1 Перечень защит основного оборудования 54
5.2 Расчёт номинальных токов 55
5.3 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 56
5.4 Описание защит и расчет их уставок 56
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора 56
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 59
5.4.3 Защита от повышения напряжения 61
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 62
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 66
5.4.6 Дистанционная защита генератора 68
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 71
6 Компоновка и сооружения гидроузла 73
6.1 Состав и компоновка гидроузла 73
6.2 Определение отметки гребня плотины 73
6.3 Гидравлический расчет бетонной водосливной плотины 76
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 76
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 78
6.3.3 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном
расчетном случае 80
6.3.4 Построение профиля водосливной грани 81
6.3.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 82
6.3.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 83
6.4 Конструирование плотины 86
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 86
6.4.2 Разрезка плотины швами 88
6.4.3 Быки 88
6.4.4 Устои 88
6.4.5 Дренаж тела бетонной плотины 88
6.4.6 Галереи в теле плотины 89
6.5 Элементы подземного контура плотины 89
6.5.1 Фильтрационный расчет водосливной плотины 89
6.5.2 Подземный контур плотины 90
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 91
6.6.1 Вес сооружения и затворов 91
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 92
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 93
6.6.4 Сила фильтрационного давления 93
6.6.5 Давление грунта 94
6.6.6 Волновое давление 96
6.7 Расчёт прочности плотины 96
6.8 Критерии прочности плотины 99
6.9 Расчёт устойчивости плотины 100
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 102
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 102
7.2 Охрана труда и техника безопасности 102
7.3 Пожарная безопасность 104
7.4 Охрана окружающей среды 106
8 Определение технико-экономических показателей 110
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии и расходов 110
8.1.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 110
8.1.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 110
8.1.3 Налоговые расходы 112
8.2 Оценка суммы прибыли 113
8.3 Оценка инвестиционного проекта 113
8.3.1 Методология и исходные данные оценки инвестиционного
проекта 114
8.3.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 114
8.3.3 Бюджетная эффективность 115
8.4 Анализ рисков инвестиционного проекта 115
9 Методы проверки и исправления линий вала ГА 118
9.1 Проверка общей линии вала методом поворота ротора на 360° 119
9.1.2 Проверка общей линии вала методом поворота ротора на 360° на Чебоксарской ГЭС 122
9.2 Проверка уклона валов 128
9.3 Проверка линии вала методом четырех струн 130
9.4 Методы исправления линий вала ГА 135
9.4.1 Устранение неперпендикулярности зеркального диска 135
9.4.2 Устранение излома линии валов во фланцах 138
9.4.3 Устранение уклона линии валов 139
Заключение 142
Список использованных источников 144
Приложения А-Г 148-164
Гидроэлектростанции занимают особое место в современных энергосистемах, выполняя главную роль по регулированию ее параметров в нестационарных режимах, а также покрывая наиболее неравномерную часть графиков нагрузки. Кроме того, низкая стоимость продукции ГЭС весьма положительно сказывается на ценообразовании электроэнергии на рынке ее сбыта.
Гидроэлектростанции позволяют зарегулировать сток реки по средствам водохранилища и избежать наводнений. Гидростанции - одни из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия гидравлических турбин достигает 96%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
В себестоимости производства электроэнергии на гидростанциях отсутствует топливная составляющая, что делает энергию более конкурентоспособной в условиях рынка.
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.
Огромный спектр факторов, которые необходимо учитывать, значительно усложняет процесс проектирования ГЭС. Их параметры, компоновка, типы сооружений и оборудования тесно связаны с гидрологическими, топографическими и другими природными условиями местности, поэтому каждая гидроэлектростанция представляет собой уникальное и чрезвычайно ответственное сооружение и по надежности, и по воздействию на окружающую среду. Но при правильном проектировании и эксплуатации такие станции не оказывают отрицательного воздействия на экологические и природоохранные объекты районов.
Все это требует от специалиста по проектированию глубоких знаний в области гидроэнергетических сооружений и оборудования.
Гидроэлектростанции позволяют зарегулировать сток реки по средствам водохранилища и избежать наводнений. Гидростанции - одни из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия гидравлических турбин достигает 96%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
В себестоимости производства электроэнергии на гидростанциях отсутствует топливная составляющая, что делает энергию более конкурентоспособной в условиях рынка.
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.
Огромный спектр факторов, которые необходимо учитывать, значительно усложняет процесс проектирования ГЭС. Их параметры, компоновка, типы сооружений и оборудования тесно связаны с гидрологическими, топографическими и другими природными условиями местности, поэтому каждая гидроэлектростанция представляет собой уникальное и чрезвычайно ответственное сооружение и по надежности, и по воздействию на окружающую среду. Но при правильном проектировании и эксплуатации такие станции не оказывают отрицательного воздействия на экологические и природоохранные объекты районов.
Все это требует от специалиста по проектированию глубоких знаний в области гидроэнергетических сооружений и оборудования.
В дипломном проекте были рассчитаны и определены основные элементы и параметры Тайского гидроузла на реке Томь (правый приток Оби), являющегося 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 3650 и 4066 м3/с соответственно.
В ходе водноэнергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 390 МВт и среднемноголетняя выработка 1,765 млрд. кВтч.
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 - 37,2 м;
■ расчетный - 25,6 м;
■ минимальный - 20,1 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1800 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ40а-В и ПЛ406-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ40а-В-750.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 88,2 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1280/145-68 с номинальной активной мощностью 107 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 8 присоединений (4 блока, 4 отходящих воздушных линии) 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 собственных нужд ТМН-6300/15, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32.
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 - 73 м;
- станционная бетонная плотина - 153 м;
- бетонная левобережная плотина - 133 м;
- грунтовая правобережная плотина - 273 м;
- глухая, сопрягающая станционную и глухую грунтовую - 51 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 33,80 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 131,00 м;
- число водосливных отверстий - 4;
- ширина водосливных отверстий - 16 м;
- отметка гребня - 179,00 м;
- ширина гребня - 19,50 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 Тайского 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 - 78 месяцев;
- себестоимость - 0,14 руб/кВтш
- удельные капиталовложения - 94246 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Танской ГЭС на реке Томь 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 3650 и 4066 м3/с соответственно.
В ходе водноэнергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 390 МВт и среднемноголетняя выработка 1,765 млрд. кВтч.
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 - 37,2 м;
■ расчетный - 25,6 м;
■ минимальный - 20,1 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1800 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ40а-В и ПЛ406-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ40а-В-750.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 88,2 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1280/145-68 с номинальной активной мощностью 107 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 8 присоединений (4 блока, 4 отходящих воздушных линии) 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 собственных нужд ТМН-6300/15, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32.
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 - 73 м;
- станционная бетонная плотина - 153 м;
- бетонная левобережная плотина - 133 м;
- грунтовая правобережная плотина - 273 м;
- глухая, сопрягающая станционную и глухую грунтовую - 51 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 33,80 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 131,00 м;
- число водосливных отверстий - 4;
- ширина водосливных отверстий - 16 м;
- отметка гребня - 179,00 м;
- ширина гребня - 19,50 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 Тайского 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 - 78 месяцев;
- себестоимость - 0,14 руб/кВтш
- удельные капиталовложения - 94246 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Танской ГЭС на реке Томь является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.