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 Данные по энергосистеме 11
1.1.4 Инженерно-геологические условия 12
1.1.5 Сейсмические условия 12
1.2 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водно - энергетические расчёты 13
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 13
2.2 Определение максимального расчетного расхода 15
2.3 Построение суточных графиков нагрузки 16
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 16
2.5 Режимы работы ГЭС 18
2.5.1 Расчет режима работы ГЭС без регулирования с учетом
требований водохозяйственного комплекса 18
2.5.2 Водноэнергетический расчет режима работы ГЭС в маловодном
средневодном годах 21
2.6 Определение установленной мощности проектируемой станции 22
3 Основное и вспомогательное оборудование 23
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 23
3.1.1 Построение режимного поля 23
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам .... 26
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 30
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 30
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 32
3.2.3 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 34
3.3 Расчет и построение спиральной камеры 35
3.4 Расчет вала на прочность 39
3.5 Расчет направляющего подшипника 39
3.6 Расчет гидрогенератора 40
4 Электрическая часть 45
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы
собственных нужд 45
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 46
4.3 Распределительное устройство 46
4.3.1 Выбор проводов отходящих воздушных линий 46
4.3.2 Выбор схемы распределительного устройства 47
4.4 Электротехническое оборудование 48
4.4.1 Выбор трансформаторов собственных нужд 49
4.4.2 Расчёт токов короткого замыкания 49
4.4.3 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 52
4.4.4 Выбор и проверка аппаратов 500 кВ 53
4.4.5 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 15,75 кВ 54
5 Релейная защита ГЭС 56
5.1 Перечень защит основного оборудования 56
5.2 Выбор устройств релейной защиты 57
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора 57
6 Компоновка и сооружения гидроузла 60
6.1 Состав и компоновка гидроузла 60
6.2 Проектирование грунтовой плотины 60
6.3 Гидравлический расчет водосливной плотины 63
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 63
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 64
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 66
6.3.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 68
6.4 Конструирование основных элементов плотины 71
6.4.1 Определение ширины и отметки подошвы плотины 71
6.4.2 Разрезка бетонных плотин швами 73
6.4.3 Быки 74
6.4.4 Устои 74
6.4.5 Дренаж тела бетонной плотины 75
6.4.6 Галереи в теле плотины 75
6.4.7 Шпунтовые стенки и завесы 76
6.4.8 Дренажные устройства в основании 76
6.5 Фильтрационные расчеты подземного контура 77
6.6 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 78
6.7 Определение основных нагрузок на плотину 78
6.7.1 Вес сооружения и затворов 79
6.7.2 Сила гидростатического давления воды 80
6.7.3 Равнодействующая взвешивающего давления 80
6.7.4 Сила фильтрационного давления 81
6.7.5 Давление грунта 81
6.7.6 Волновое давление 81
6.8 Оценка прочности плотины 82
6.9 Критерий прочности плотины 84
6.10 Обоснование устойчивости плотины 85
7 Технико-экономические показатели 87
7.1 Оценка объемов продаж 87
7.2 Текущие расходы по гидроузлу 89
7.3 Налоговые расходы 91
7.4 Оценка объемов прибыли 92
7.5 Оценка инвестиционного проекта 94
7.5.1 Методология и исходные данные 94
7.5.2 Коммерческая эффективность 94
7.5.3 Бюджетная эффективность 95
7.5.4 Анализ чувствительности 96
8 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 98
8.1 Безопасность гидротехнических сооружений 98
8.2 Требования по охране труда и техники безопасности для работников
ГЭС 98
8.2.1 Общие положения 98
8.2.1 Охрана труда ГЭС 99
8.3 Пожарная безопасность 102
8.3.1 Общие требования к пожарной безопасности 102
8.3.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 104
8.3.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 105
8.4 Охрана природы 106
8.4.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 107
8.4.2 Водоохранная зона 108
8.4.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 109
9 Критерии безопасности состояния ГТС в период строительства и
эксплуатации 112
9.1 Определение,область применения 112
9.2 Уровни безопасности гидротехнических сооружений 112
9.3 Общие требования безопасности гидротехнических сооружений на стадии
строительства 113
9.3.1 Общие требования 113
9.3.2 Требования безопасности при пропуске строительных расходов воды и
льда 113
9.3.3 Требования безопасности гидротехнических сооружений при ведении
строительных работ в зимний период 113
9.3.4 Требования безопасности окружающей среды при строительстве .... 114
9.4 Общие требования безопасности гидротехнических сооружений при
эксплуатации 114
9.5 Перечень контролируемых количественных и качественных показателей состояния, уровней внешних воздействий и условий эксплуатации ГТС .... 115
9.6 Критерии и пределы безопасного состояния гидротехнических
сооружений 116
9.7 Таблицы диагностических показателей состояния и их критериальных
значений 117
9.8 Значения диагностических показателей,
полученных в результате расчетов и их сравнение с критериальными значениями на примере Красноярской ГЭС 120
Заключение 123
Список использованных источников 124
Приложение
Энергия текущей воды является одним из старейших источников электроэнергии на планете. На территории России расположено около 9% мировых запасов гидроэнергии. Экономический потенциал гидроэнергоресурсов России составляет 850 млрд кВт.ч, из которых 120 млрд кВт.ч приходится на Европейскую часть страны и 730 млрд кВт.ч на Сибирь и Дальний Восток.
Гидростанции не имеют конкуренции по множеству параметров — они относятся к возобновляемым источникам энергии, используются для регулировки системных пиковых нагрузок, быстро выходя на заданную мощность, а их энергия достаточно дешева. В условиях единой энергосистемы и ситуации возрастания пиковых нагрузок из-за возросшего потребления населением и сферой услуг второе качество становится особенно ценным.
Следует отметить, что гидроэлектростанции могут устанавливаться практически на любых водотоках, соответственно изменяется мощность агрегатов. Особое свойство гидротехнических сооружений заключается в том, что их разрушение высвобождает разрушительную стихию, приводящее к колоссальным материальным убыткам, но что особо важно к большим человеческим жертвам. Поэтому необходим серьезный подход к проектированию гидротехнических сооружений для качественного и безопасного использования гидроресурсов.
Целью проекта является проектирование Ангарской ГЭС-2 на реке Ангара её сооружений и электрической части, выбор основного гидросилового и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда и окружающей среды и технико-экономическое обоснование эффективности проекта.
Ангарская ГЭС-2 расположена на реке Ангара,Красноярского края ,Кежемского района, входит в Ангарский каскад ГЭС. ГЭС участвует в выработке электроэнергии в объединенной энергосистеме Сибири. В районе строительства расположен ряд лесодобывающих и перерабатывающих предприятий, а также строящийся Богучанский аллюминевый завод. Также располагаются крупные месторождения железных руд и алюминиевых руд. Одним из потребителей электроэнергии Ангарской ГЭС-2 станут предприятия компании «Русал», «КОДОК».
В соответствии со специальным вопросом дипломного проекта произведено рассмотрение критериев безопасности гтс в период строительства и эксплуатации.
В проекте определены и рассчитаны основные параметры и элементы средненапорной Ангарской ГЭС-2 высотой 79,8 м на реке Ангара, являющимся сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного 0,1% и поверочного 0,01% обеспеченности случаев: Q0,1%= 10713,25 м3/с, Q 0,01%= 11758,11 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Ангарской ГЭС-2, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила Nycr =2232 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 259,75 м. Полезный объем при данных отметках НПУ 275 м и УМО составляет 19,7 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 9,91 млрд. кВ'гч.
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 -Hmax = 66 м;
- расчетный -Нрасч =41 м;
- минимальный -Hmin = 38,3 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС Qmax, соответствующий расчетному напору, составляет 5904 м3/с.
По результатам расчетов выбора турбин был определен оптимальный вариант с двенадцатью гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 7,1 м (ПЛД-70).
По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной диагональной турбины с синхронной частотой вращения 100 об/мин был выбран гидрогенератор СВ - 1260/182 - 60.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с укрупненными блоками и принята схема распределительного устройства КРУЭ-500кВ - "3/2". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-400000/500, трансформаторы собственных нужд ТСЗЛ - 2000/20/6.
В качестве генераторного выключателя, принять генераторный комплекс HECS - 100 (ABB), со встроенными трансформаторами тока и напряжения, разъединителем, ограничителем перенапряжения, имеющий большой ресурс и надежность.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Была принята приплотинная компоновка гидроузла. Водосливная плотина принята бетонной. Также имеется грунтовые плотины с правого берега.
В состав сооружений входят:
• водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 76,0 м;
• здание ГЭС приплотинного типа - 350 м;
• правобережная грунтовая плотина - 280,5 м;
• левобережная грунтовая плотина - 411,5 м;
• правобережная глухая бетонная плотина - 157,5 м;
• левобережная глухая бетонная плотина - 105,3 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
• ширина подошвы - 53,4 м;
• отметка подошвы водосливной плотины - 202 м;
• число водосливных отверстий - 4;
• ширина водосливных отверстий в свету - 16 м;
• отметка гребня - 281,2 м;
• ширина гребня - 23 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется отлет струи.
Разрезка водосливной части плотины деформационными швами произведена по быкам, разрезается каждый бык, чтобы избежать неравномерных осадок смежных быков, что может привести к заклиниванию затворов. На каждом водосливном отверстии устраиваем швы надрезы до фундаментной плиты.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,33 и для основного сочетания нагрузок (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Ангарской ГЭС-2 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:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,13 руб/кВт • ч.
- период окупаемости ГЭС - 6лет 9 месяцев.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
