Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТИРОВАНИЕ АБАКАНСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ АБАКАН. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ, КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ, ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ, ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТОВ
|
Сокращённый паспорт Абаканской ГЭС 7
Введение 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 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 Энергоэкономическая характеристика района 13
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водноэнергетические расчёты 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Исходные данные 14
2.1.2 Определение максимальных расчётных расходов 15
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 16
2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 17
2.1.5 Определение типа регулирования 19
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических
расчётов 19
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 19
2.2.2 Водноэнергетические расчёты по условию маловодного года 20
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 23
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 24
2.3 Баланс мощности и энергии 24
2.3.1 Баланс энергии Хакасского РДУ 24
2.3.2 Баланс мощности Хакасского РДУ 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 26
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 26
3.1.1 Построение режимного поля 26
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам .... 29
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 32
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 32
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 35
3.3 Выбор маслонапорной установки и ЭГР 37
3.3.1 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 37
3.3.2 Выбор электрогидравлического регулятора 37
3.4 Выбор гидрогенератора 38
3.5 Определение заглубления водозабора на величину воронкообразования. 38
3.6 Подъёмно-транспортное оборудование 39
4 Электрическая часть 40
4.1 Выбор структурной схемы 40
4.2 Выбор основного оборудования 42
4.2.1 Главные повышающие трансформаторы 42
4.2.2 Выбор трансформаторов СН 42
4.2.3 Выбор синхронных генераторов 43
4.2.4 Выбор количества отходящих воздушных линий РУВН и марки
проводов 43
4.3 Выбор главной схемы РУВН 44
4.4. Расчёт токов трехфазного короткого замыкания 45
4.4.1 Расчет исходных данных 45
4.4.2 Расчет токов трехфазного короткого замыкания на генераторном
напряжении с применение программного комплекса RastrKZ 46
4.5 Выбор и проверка оборудования РУВН 47
4.5.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов .... 47
4.5.2 Выбор выключателей и разъединителей 48
4.5.3 Выбор трансформаторов напряжения 50
4.5.4 Выбор ограничителя перенапряжений 50
4.6 Выбор и проверка оборудования на генераторном напряжении 50
4.6.1 Выбор выключателей и разъединителей 50
4.6.2 Выбор трансформаторов напряжения 51
4.6.3 Выбор трансформаторов тока 52
4.6.4 Выбор ограничителя перенапряжений 52
4.6.5 Выбор генераторного синхронизатора и сетевого анализатора 52
5 Релейная защита и автоматика 54
5.1 Перечень защит основного оборудования 54
5.2 Описание защит и расчет их уставок 55
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора 55
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 57
5.2.3 Защита от повышения напряжения 60
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 60
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок 64
5.2.6 Дистанционная зашита генератора 66
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 69
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 70
5.4 Таблица уставок и матрица отключений защит 70
6 Компоновка и сооружения гидроузла 71
6.1 Состав и компоновка гидроузла 71
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 71
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 71
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 71
6.2.3 Определение ширины водосливного фронта 74
6.2.4 Определение отметки гребня водослива 75
6.2.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 77
6.3 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 80
6.4 Расчёт параметров водобоя 81
6.5 Конструирование бетонной плотины 82
6.6 Разрез плотины швами 84
6.7 Быки 84
6.8 Устои 85
6.9 Элементы подземного контура плотины 85
6.10 Галереи в теле плотины 86
6.11 Конструктивные элементы нижнего бьефа 86
6.12 Построение эпюр фильтрационного противодавления 86
6.13 Статические расчёты плотины 87
6.13.1 Вес сооружения 87
6.13.2 Сила гидростатического давления воды 88
6.13.3 Фильтрационное и взвешенное давление 89
6.13.4 Волновое воздействие 89
6.13.5 Расчет прочности плотины 90
6.14 Критерии прочности плотины 92
6.15 Расчет устойчивости плотины 93
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 95
7.1 Требования по охране труда и техники безопасности для работников
Абаканской ГЭС 95
7.1.1 Система управления охраны труда 95
7.1.2 Требования безопасности, реализуемые на Абаканской ГЭС 96
7.1.3 Требования безопасности во время работы ЭП 97
7.2 Пожарная безопасность 99
7.2.1 Общие требования к пожарной безопасности 99
7.2.2 Содержание территории 99
7.2.3 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 100
7.3 Охрана окружающей среды 101
7.3.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 102
7.3.2 Водоохранная зона 104
7.3.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 105
8 Технико-экономические показатели 107
8.1 Оценка объемов продаж электроэнергии 107
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 108
8.3 Налоговые расходы 110
8.4 Прибыль 111
8.5 Методология, исходные данные 112
8.6 Бюджетная эффективность 112
8.7 Коммерческая эффективность 113
8.8 Анализ рисков инвестиционного проекта 113
9 Силовые трансформаторы, конструктивное исполнение, обслуживание и ремонт, вспомогательное оборудование для проведения обслуживания и ремонтов 116
Заключение 125
Список использованных источников 127
Приложение А - Г 132-144
Введение 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 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 Энергоэкономическая характеристика района 13
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водноэнергетические расчёты 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Исходные данные 14
2.1.2 Определение максимальных расчётных расходов 15
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 16
2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 17
2.1.5 Определение типа регулирования 19
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических
расчётов 19
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 19
2.2.2 Водноэнергетические расчёты по условию маловодного года 20
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 23
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 24
2.3 Баланс мощности и энергии 24
2.3.1 Баланс энергии Хакасского РДУ 24
2.3.2 Баланс мощности Хакасского РДУ 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 26
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 26
3.1.1 Построение режимного поля 26
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам .... 29
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 32
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 32
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 35
3.3 Выбор маслонапорной установки и ЭГР 37
3.3.1 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 37
3.3.2 Выбор электрогидравлического регулятора 37
3.4 Выбор гидрогенератора 38
3.5 Определение заглубления водозабора на величину воронкообразования. 38
3.6 Подъёмно-транспортное оборудование 39
4 Электрическая часть 40
4.1 Выбор структурной схемы 40
4.2 Выбор основного оборудования 42
4.2.1 Главные повышающие трансформаторы 42
4.2.2 Выбор трансформаторов СН 42
4.2.3 Выбор синхронных генераторов 43
4.2.4 Выбор количества отходящих воздушных линий РУВН и марки
проводов 43
4.3 Выбор главной схемы РУВН 44
4.4. Расчёт токов трехфазного короткого замыкания 45
4.4.1 Расчет исходных данных 45
4.4.2 Расчет токов трехфазного короткого замыкания на генераторном
напряжении с применение программного комплекса RastrKZ 46
4.5 Выбор и проверка оборудования РУВН 47
4.5.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов .... 47
4.5.2 Выбор выключателей и разъединителей 48
4.5.3 Выбор трансформаторов напряжения 50
4.5.4 Выбор ограничителя перенапряжений 50
4.6 Выбор и проверка оборудования на генераторном напряжении 50
4.6.1 Выбор выключателей и разъединителей 50
4.6.2 Выбор трансформаторов напряжения 51
4.6.3 Выбор трансформаторов тока 52
4.6.4 Выбор ограничителя перенапряжений 52
4.6.5 Выбор генераторного синхронизатора и сетевого анализатора 52
5 Релейная защита и автоматика 54
5.1 Перечень защит основного оборудования 54
5.2 Описание защит и расчет их уставок 55
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора 55
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 57
5.2.3 Защита от повышения напряжения 60
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 60
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок 64
5.2.6 Дистанционная зашита генератора 66
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 69
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 70
5.4 Таблица уставок и матрица отключений защит 70
6 Компоновка и сооружения гидроузла 71
6.1 Состав и компоновка гидроузла 71
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 71
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 71
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 71
6.2.3 Определение ширины водосливного фронта 74
6.2.4 Определение отметки гребня водослива 75
6.2.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 77
6.3 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 80
6.4 Расчёт параметров водобоя 81
6.5 Конструирование бетонной плотины 82
6.6 Разрез плотины швами 84
6.7 Быки 84
6.8 Устои 85
6.9 Элементы подземного контура плотины 85
6.10 Галереи в теле плотины 86
6.11 Конструктивные элементы нижнего бьефа 86
6.12 Построение эпюр фильтрационного противодавления 86
6.13 Статические расчёты плотины 87
6.13.1 Вес сооружения 87
6.13.2 Сила гидростатического давления воды 88
6.13.3 Фильтрационное и взвешенное давление 89
6.13.4 Волновое воздействие 89
6.13.5 Расчет прочности плотины 90
6.14 Критерии прочности плотины 92
6.15 Расчет устойчивости плотины 93
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 95
7.1 Требования по охране труда и техники безопасности для работников
Абаканской ГЭС 95
7.1.1 Система управления охраны труда 95
7.1.2 Требования безопасности, реализуемые на Абаканской ГЭС 96
7.1.3 Требования безопасности во время работы ЭП 97
7.2 Пожарная безопасность 99
7.2.1 Общие требования к пожарной безопасности 99
7.2.2 Содержание территории 99
7.2.3 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 100
7.3 Охрана окружающей среды 101
7.3.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 102
7.3.2 Водоохранная зона 104
7.3.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 105
8 Технико-экономические показатели 107
8.1 Оценка объемов продаж электроэнергии 107
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 108
8.3 Налоговые расходы 110
8.4 Прибыль 111
8.5 Методология, исходные данные 112
8.6 Бюджетная эффективность 112
8.7 Коммерческая эффективность 113
8.8 Анализ рисков инвестиционного проекта 113
9 Силовые трансформаторы, конструктивное исполнение, обслуживание и ремонт, вспомогательное оборудование для проведения обслуживания и ремонтов 116
Заключение 125
Список использованных источников 127
Приложение А - Г 132-144
Россия обладает одним из самых мощных гидропотенциалом в мире. Энергию рек используют Китай, РФ, Бразилия, Канада, Индия, США. Гидроресурсы России оцениваются сегодня без малого в 900 млрд. кВт^ч, однако, по степени освоения экономически эффективных гидроресурсов Россия на сегодняшний день значительно уступает экономически развитым странам, этот показатель в нашей стране немногим превышает 20 %, в то время как в США и Канаде составляет 50-55 %, а в ряде стран Западной Европы и Японии - от 60 % до 90 %. Гидропотенциал России используется на 50 % в европейской части, на 20% в Сибири и всего лишь на 3 % - на Дальнем Востоке.
Себестоимость производства электроэнергии в кВт^ч на ГЭС в 7-10 раз, то есть на порядок ниже, чем на тепловых и атомных станциях. Источник энергии - текущая вода, постоянно возобновляемая, в отличие от нефти, газа, твердого топлива и ядерного горючего. В условиях медленного прогресса в создании альтернативных источников электроэнергии доля гидроэнергетики в энергетическом балансе страны со временем будет только возрастать, а уровень развития энергетики в свою очередь отражает достигнутый технико-экономический потенциал страны. Поэтому, на мой взгляд, структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшие десятилетия должна стать гидроэнергетика, как наиболее развитая, экологически безопасная и инвестиционно привлекательная отрасль народного хозяйства.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач, найти оптимальные проектные решения.
Себестоимость производства электроэнергии в кВт^ч на ГЭС в 7-10 раз, то есть на порядок ниже, чем на тепловых и атомных станциях. Источник энергии - текущая вода, постоянно возобновляемая, в отличие от нефти, газа, твердого топлива и ядерного горючего. В условиях медленного прогресса в создании альтернативных источников электроэнергии доля гидроэнергетики в энергетическом балансе страны со временем будет только возрастать, а уровень развития энергетики в свою очередь отражает достигнутый технико-экономический потенциал страны. Поэтому, на мой взгляд, структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшие десятилетия должна стать гидроэнергетика, как наиболее развитая, экологически безопасная и инвестиционно привлекательная отрасль народного хозяйства.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач, найти оптимальные проектные решения.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Абаканского гидроузла на реке Абакан, являющимся сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 1 % и поверочного 0,1 % равных 2225 и 2663 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 141 МВт и среднемноголетняя выработка 673 млн. 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 - 27,10 м;
расчетный - 20,8 м;
минимальный - 18,45 м.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ30а-В и ПЛ306-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ30а-В-5300.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 115,4 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-840/130-52 У1 с номинальной активной мощностью 40 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства на 9 присоединения (4 единичных блока, 5 отходящих воздушных линий) ОРУ 110 кВ - "две рабочие и обходная системы шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: силовые трансформаторы
ТД- 63000/110; трансформаторы общестанционных собственных нужд
ТСЗ- 1000/10,5; для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 120/19 (один провод в фазе).
В качестве генераторного выключателя, принят вакуумный выключатель ВГГ фирмы «Высоковольтный союз».
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла была принята русловая. Строительные расходы пропускаются через гребенку. Водосливная плотина принята бетонной. Глухая - грунтовая каменно-набросная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 34 м;
- станционная бетонная плотина - 82 м;
- глухая левобережная- 62 м;
- грунтовая правобережная плотина - 212 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 28 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 464 м;
- число водосливных отверстий - 2;
- ширина водосливных отверстий в свету - 14 м;
- отметка гребня - 500 м;
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойная стенка.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,374 основного сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Абаканского 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 - 6,4 года;
- себестоимость - 0,15 руб/кВт
- удельные капиталовложения - 119950 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Абаканского гидроузла в настоящее время является актуальным.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 1 % и поверочного 0,1 % равных 2225 и 2663 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 141 МВт и среднемноголетняя выработка 673 млн. 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 - 27,10 м;
расчетный - 20,8 м;
минимальный - 18,45 м.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ30а-В и ПЛ306-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ30а-В-5300.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 115,4 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-840/130-52 У1 с номинальной активной мощностью 40 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства на 9 присоединения (4 единичных блока, 5 отходящих воздушных линий) ОРУ 110 кВ - "две рабочие и обходная системы шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: силовые трансформаторы
ТД- 63000/110; трансформаторы общестанционных собственных нужд
ТСЗ- 1000/10,5; для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 120/19 (один провод в фазе).
В качестве генераторного выключателя, принят вакуумный выключатель ВГГ фирмы «Высоковольтный союз».
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла была принята русловая. Строительные расходы пропускаются через гребенку. Водосливная плотина принята бетонной. Глухая - грунтовая каменно-набросная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 34 м;
- станционная бетонная плотина - 82 м;
- глухая левобережная- 62 м;
- грунтовая правобережная плотина - 212 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 28 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 464 м;
- число водосливных отверстий - 2;
- ширина водосливных отверстий в свету - 14 м;
- отметка гребня - 500 м;
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойная стенка.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,374 основного сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Абаканского 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 - 6,4 года;
- себестоимость - 0,15 руб/кВт
- удельные капиталовложения - 119950 тыс. руб./кВт.
Таким образом, строительство Абаканского гидроузла в настоящее время является актуальным.