ПРОЕКТИРОВАНИЕ УСТЬ-АНГАЙСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ШИЛКА. УПРАВЛЕНИЕ ВОДНОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ ГЭС
|
Сокращённый паспорт Усть-Ангайской ГЭС 6
Введение 8
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Климат 9
1.1.2 Гидрологические данные 9
1.1.3 Инженерно-геологические условия 13
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 13
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 17
2 Водноэнергетические расчёты 18
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года 18
2.2 Расчёт режимов работы ГЭС без регулирования стока, с учётом
требований водохозяйственного комплекса. Баланс энергии 22
2.3 Водноэнергетический расчёт режима работы ГЭС в маловодном году .... 24
2.4 Определение установленной мощности, проектируемой ГЭС. Баланс
мощности 26
2.5 Водно-энергетический расчёт режима работы ГЭС в средневодном году 28
2.6 Построение режимного поля 29
3. Основное и вспомогательное оборудование 32
3.1 Выбор гидротурбины и количества агрегатов 32
3.2 Выбор отметки расположения рабочего колеса 35
3.3. Выбор типа серийного гидрогенератора 37
3.4 Определение отметки водозабора 37
3.5 Расчет вала на прочность 38
3.6 Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического регулятора 38
3.7 Выбор геометрических размеров машинного зала 39
4. Электрическая часть 40
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений 40
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 41
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного
устройства высшего напряжения 43
4.4 Выбор схемы распределительного устройства высшего напряжения 44
4.5 Расчёт токов КЗ 46
4.5.1 Расчёт параметров схемы замещения 46
4.5.2 Расчёт трёхфазного тока КЗ на шинах РУ 48
4.5.3 Расчёт однофазного тока КЗ на шинах РУ 49
4.5.4 Расчёт трёхфазного тока КЗ на генераторном напряжении 50
4.6 Выбор электрических аппаратов 52
4.6.1 Определение расчётных токов нормального и утяжелённого режима 52
4.6.2 Выбор и проверка электрических аппаратов высшего напряжения .... 53
5 Релейная защита и автоматика 57
5.1 Перечень защит основного оборудования 57
5.2 Продольная дифференциальная защита генератора 58
5.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 61
5.4 Защита от повышения напряжения 63
5.5 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 63
5.6 Защита от симметричных перегрузок 66
5.7 Дистанционная защита генератора 68
5.8 Защита ротора от перегрузки 71
6 Компоновка и сооружения гидроузла 73
6.1 Определение класса гидротехнического сооружения 73
6.2 Определение отметки гребня плотины 73
6.3 Определение ширины водосливного фронта 75
6.4 Определение отметки гребня водослива 76
6.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 78
6.6 Построение профиля водосливной грани 79
6.7 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 79
6.8 Расчёт гашения энергии способом свободно отбрасываемой струи 80
6.9 Определение ширины подошвы плотины 82
6.11 Быки и устои 85
6.12 Дренаж тела бетонной плотины 85
6.13 Галереи в теле плотины 85
6.14 Элементы подземного контура плотины 86
6.15 Определение основных нагрузок на плотину 86
6.15.1 Вес сооружения 87
6.15.2 Сила гидростатического давления воды 87
6.15.3 Равнодействующая силы взвешивающего давления 88
6.15.4 Волновое воздействие 88
6.15.5 Фильтрационные расчёты 89
6.15.6 Давление грунта 89
6.16 Расчёт прочности плотины 91
6.17 Критерии прочности плотины 94
6.18 Расчёт устойчивости плотины 94
7 Охрана труда, пожарная безопасность, охрана окружающей среды 96
7.1 Устройство охраны труда 96
7.2 Безопасность гидротехнических сооружений 99
7.3 Пожарная безопасность 100
7.3.1 Пожаротушение гидрогенераторов 102
7.3.2 Пожаротушение силовых трансформаторов 102
7.3.3 Пожаротушение кабельных сооружений 103
7.3.4 Пожаротушение станционного маслохозяйства 103
7.4 Мероприятия по охране природы 103
7.4.1 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 105
8 Технико-экономические показатели 107
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 107
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 108
8.3 Налоговые расходы 110
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 110
8.5 Оценка инвестиционного проекта 111
8.5.1 Методология и исходные данные для оценки инвестиционного
проекта 111
8.5.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 112
8.5.3 Бюджетная эффективность 112
8.6 Анализ риска инвестиционного проекта 113
9. Управление водноэнергетическими режимами ГЭС 116
9.1 Проблемы управления водноэнергетическими режимами ГЭС 116
9.2 Диспетчерские правила регулирования стока водохранилища 118
9.3 Зоны диспетчерского графика 119
9.4 Требования, предъявляемые к разрабатываемым режимам использования
водных ресурсов водохранилища, проектируемой ГЭС 121
9.5 Построение границ зон диспетчерского графика водохранилища 122
9.6 Порядок регулирования режима водохранилища по диспетчерскому
графику 123
9.7 Формирование предложений по назначению сбросных расходов и
ведению режима работы ГЭС 124
Заключение 126
Список использованных источников 128
Приложение А Водноэнергетические расчёты 131
Приложение Б Основное и вспомогательное оборудование 136
Введение 8
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 9
1.1 Природные условия 9
1.1.1 Климат 9
1.1.2 Гидрологические данные 9
1.1.3 Инженерно-геологические условия 13
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 13
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 17
2 Водноэнергетические расчёты 18
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года 18
2.2 Расчёт режимов работы ГЭС без регулирования стока, с учётом
требований водохозяйственного комплекса. Баланс энергии 22
2.3 Водноэнергетический расчёт режима работы ГЭС в маловодном году .... 24
2.4 Определение установленной мощности, проектируемой ГЭС. Баланс
мощности 26
2.5 Водно-энергетический расчёт режима работы ГЭС в средневодном году 28
2.6 Построение режимного поля 29
3. Основное и вспомогательное оборудование 32
3.1 Выбор гидротурбины и количества агрегатов 32
3.2 Выбор отметки расположения рабочего колеса 35
3.3. Выбор типа серийного гидрогенератора 37
3.4 Определение отметки водозабора 37
3.5 Расчет вала на прочность 38
3.6 Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического регулятора 38
3.7 Выбор геометрических размеров машинного зала 39
4. Электрическая часть 40
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений 40
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 41
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного
устройства высшего напряжения 43
4.4 Выбор схемы распределительного устройства высшего напряжения 44
4.5 Расчёт токов КЗ 46
4.5.1 Расчёт параметров схемы замещения 46
4.5.2 Расчёт трёхфазного тока КЗ на шинах РУ 48
4.5.3 Расчёт однофазного тока КЗ на шинах РУ 49
4.5.4 Расчёт трёхфазного тока КЗ на генераторном напряжении 50
4.6 Выбор электрических аппаратов 52
4.6.1 Определение расчётных токов нормального и утяжелённого режима 52
4.6.2 Выбор и проверка электрических аппаратов высшего напряжения .... 53
5 Релейная защита и автоматика 57
5.1 Перечень защит основного оборудования 57
5.2 Продольная дифференциальная защита генератора 58
5.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 61
5.4 Защита от повышения напряжения 63
5.5 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 63
5.6 Защита от симметричных перегрузок 66
5.7 Дистанционная защита генератора 68
5.8 Защита ротора от перегрузки 71
6 Компоновка и сооружения гидроузла 73
6.1 Определение класса гидротехнического сооружения 73
6.2 Определение отметки гребня плотины 73
6.3 Определение ширины водосливного фронта 75
6.4 Определение отметки гребня водослива 76
6.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 78
6.6 Построение профиля водосливной грани 79
6.7 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 79
6.8 Расчёт гашения энергии способом свободно отбрасываемой струи 80
6.9 Определение ширины подошвы плотины 82
6.11 Быки и устои 85
6.12 Дренаж тела бетонной плотины 85
6.13 Галереи в теле плотины 85
6.14 Элементы подземного контура плотины 86
6.15 Определение основных нагрузок на плотину 86
6.15.1 Вес сооружения 87
6.15.2 Сила гидростатического давления воды 87
6.15.3 Равнодействующая силы взвешивающего давления 88
6.15.4 Волновое воздействие 88
6.15.5 Фильтрационные расчёты 89
6.15.6 Давление грунта 89
6.16 Расчёт прочности плотины 91
6.17 Критерии прочности плотины 94
6.18 Расчёт устойчивости плотины 94
7 Охрана труда, пожарная безопасность, охрана окружающей среды 96
7.1 Устройство охраны труда 96
7.2 Безопасность гидротехнических сооружений 99
7.3 Пожарная безопасность 100
7.3.1 Пожаротушение гидрогенераторов 102
7.3.2 Пожаротушение силовых трансформаторов 102
7.3.3 Пожаротушение кабельных сооружений 103
7.3.4 Пожаротушение станционного маслохозяйства 103
7.4 Мероприятия по охране природы 103
7.4.1 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 105
8 Технико-экономические показатели 107
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 107
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 108
8.3 Налоговые расходы 110
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 110
8.5 Оценка инвестиционного проекта 111
8.5.1 Методология и исходные данные для оценки инвестиционного
проекта 111
8.5.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 112
8.5.3 Бюджетная эффективность 112
8.6 Анализ риска инвестиционного проекта 113
9. Управление водноэнергетическими режимами ГЭС 116
9.1 Проблемы управления водноэнергетическими режимами ГЭС 116
9.2 Диспетчерские правила регулирования стока водохранилища 118
9.3 Зоны диспетчерского графика 119
9.4 Требования, предъявляемые к разрабатываемым режимам использования
водных ресурсов водохранилища, проектируемой ГЭС 121
9.5 Построение границ зон диспетчерского графика водохранилища 122
9.6 Порядок регулирования режима водохранилища по диспетчерскому
графику 123
9.7 Формирование предложений по назначению сбросных расходов и
ведению режима работы ГЭС 124
Заключение 126
Список использованных источников 128
Приложение А Водноэнергетические расчёты 131
Приложение Б Основное и вспомогательное оборудование 136
В настоящее время, гидроэнергетика является неотъемлемой частью энергетических систем. Маневренные мощности ГЭС успешно справляются с покрытием пиковых нагрузок и регулированием частоты, тем самым позволяя более рационально использовать топливо на других видах электростанций. Это особенно актуально для районов, в которых электропотребление характеризуется большой неравномерностью. Кроме того, гидравлические электростанции используют возобновляемый водный ресурс, что делает себестоимость производимой электроэнергии, в несколько раз меньше чем на ТЭС. Именно по этим причинам развитие гидроэнергетической отрасли является одной из приоритетных задач энергосистем.
В силу того, что каждая река, местность и энергосистема имеют свои собственные неповторимые характеристики, то и каждый проектируемый гидроузел требует индивидуального подхода.
Целью дипломного проекта, является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции. Что позволит закрепить и применить на практике теоретические знания полученные в ходе обучения, а также научиться обосновывать все принимаемые проектные решения.
Следует отметить, что все решения, принимаемые в ходе проекта, должны удовлетворять условиям надёжности и безопасности, но в то же время быть и экономичными. Так как строительство ГЭС, на начальных этапах, требует больших капиталовложений.
Строительство Усть-Ангайской ГЭС, позволит снабжать электроэнергией, строящихся ответственных потребителей в районе станции, таких как горно-обогатительные комбинаты и заводы чёрных и цветных металлов.
В силу того, что каждая река, местность и энергосистема имеют свои собственные неповторимые характеристики, то и каждый проектируемый гидроузел требует индивидуального подхода.
Целью дипломного проекта, является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции. Что позволит закрепить и применить на практике теоретические знания полученные в ходе обучения, а также научиться обосновывать все принимаемые проектные решения.
Следует отметить, что все решения, принимаемые в ходе проекта, должны удовлетворять условиям надёжности и безопасности, но в то же время быть и экономичными. Так как строительство ГЭС, на начальных этапах, требует больших капиталовложений.
Строительство Усть-Ангайской ГЭС, позволит снабжать электроэнергией, строящихся ответственных потребителей в районе станции, таких как горно-обогатительные комбинаты и заводы чёрных и цветных металлов.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 0,1 % и поверочного 0,01 % равных 10374 и 13266 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 730 МВт и среднемноголетняя выработка 4,042 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 - 88,00 м;
- расчетный - 74,00 м;
- минимальный - 61,50 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1180 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛД90-В45 и Р0115. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛД90-В45-600.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 125 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1130/250-48 с номинальной активной мощностью 200 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с простыми блоками и принята схема распределительного устройства на 10 присоединений (4 блока, 6 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- 225000/220, трансформаторы собственных нужд ТДНС - 10000/35, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/39.
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;
- глухая плотина правобережная и левобережная;
- станционная бетонная плотина;
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 317 м;
- число водосливных отверстий - 6;
- ширина водосливных отверстий - 24 .и;
- отметка гребня - 418 .и;
- ширина гребня - 22,5 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,28 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Экимчанского 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 - 83 мес;
- себестоимость - 0,20 руб кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 108229 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Усть-Ангайской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 730 МВт и среднемноголетняя выработка 4,042 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 - 88,00 м;
- расчетный - 74,00 м;
- минимальный - 61,50 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1180 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛД90-В45 и Р0115. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛД90-В45-600.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 125 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1130/250-48 с номинальной активной мощностью 200 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с простыми блоками и принята схема распределительного устройства на 10 присоединений (4 блока, 6 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- 225000/220, трансформаторы собственных нужд ТДНС - 10000/35, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/39.
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;
- глухая плотина правобережная и левобережная;
- станционная бетонная плотина;
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 317 м;
- число водосливных отверстий - 6;
- ширина водосливных отверстий - 24 .и;
- отметка гребня - 418 .и;
- ширина гребня - 22,5 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,28 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Экимчанского 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 - 83 мес;
- себестоимость - 0,20 руб кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 108229 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Усть-Ангайской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.