Проектирование гидроэнергетической станции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Гидротехническая часть

1.1 Характеристика района Вилюйской ГЭС - III

1.2 Водно - энергетический расчёт трубы и спиральные камеры гидротурбин

1.3 Компоновка гидроузла

2. Электрическая часть

2.1 Выбор структурной схемы ГЭС

2.2 Определение технико-экономических показателей

2.3 Выбор схем распределительных устройств

2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд

2.5 Расчет токов короткого замыкания

2.6 Выбор оборудования и токоведущих частей ГЭС

2.7 Выбор оборудования на напряжение 6,3 кВ

2.8 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

2.9 Выбор токоведущих частей распределительных устройств

2.10 Собственные нужды ГЭС

2.11 Выбор аккумуляторной батареи на проектируемой ГЭС

3. Релейная защита

3.1 Общая часть

3.2 Релейная защита блока гидрогенератора СВ-1280/145-68

3.3 Расчет уставок защит

4. Экономическая часть

4.1 Экономическая оценка эффективности инвестиций

4.2 Составление бизнес-плана

4.3 Технико-экономические показатели ГЭС

4.4 Организационная структура управления ГЭС

5. Безопасность жизнедеятельности

5.1 Основные положения

5.2 Общая характеристика производственных факторов

5.3 Расчет внутреннего освещения машзала

5.4 Борьба с шумом в машинном зале

5.5 Безопасность и экологичность проекта

5.6 Молниезащита зданий и сооружений

5.7 ПТБ при эксплуатации электрооборудования

5.8 Противопожарные правила

6. Специальная часть

6.1 Тиристорное возбуждение СТС-400-2000-2,5УХЛ4

Cписок литературы

Введение

Энергетика является основой народного хозяйства и имеет исключительно большое значение в жизни современного общества. Из всех видов энергий в значительных масштабах используется только энергия органических видов топлива и энергия водных потоков. Однако запасы органического топлива непрерывно и быстрыми темпами уменьшаются. Поэтому в настоящее время наряду с освоением ядерной энергии ведутся работы по управляемому синтезу ядер, а также исследования по использованию возобновляемых источниках энергии: водные потоки рек, морские волны и приливы,… Возобновляемые природные ресурсы при их практической неисчерпаемости, отсутствии загрязнения окружающей среды и необходимости транспортировки из-за низкой концентрации энергии и изменчивости своего потенциала во времени носят местный характер и могут использоваться при энергоснабжении отдалённых и изолированных районов.

Гидроэнергетические станции, использующие энергию воды, являются высокоэффективными источниками энергии. Преимущества ГЭС бесспорны перед другими типами станций. Они способны быстро изменять свою мощность в соответствии с изменениями требований потребителей, обладают высокой маневренностью. ГЭС лучше приспособлены для автоматизации и требуют меньшее количество обслуживающего персонала. Они используют восстанавливающуюся энергию, что не приводит к истощению энергетических ресурсов, обладают более высоким коэффициентом полезного действия. Энергия, вырабатываемая ГЭС, имеет низкую себестоимость по сравнению с другими типами источников энергии. Современный период развития гидроэнергетики проходит в условиях резкого повышения значимости экономических факторов, эффективности и окупаемости. При этом углубляются требования системного подхода к проектированию, строительству и эксплуатации ГЭС. Всё больше подтверждаются преимущества каскадного метода строительства, позволяющего ускорить сроки строительства и стоимость сооружения ГЭС.

1. Гидротехническая часть

Начало проектирования сводится к расчёту гидротехнической части, необходимой для решения важных вопросов:

· уточнение установочной мощности проектируемой ГЭС;

· определение глубины сработки водохранилища;

· определение годовой выработки водохранилища;

· построение диспетчерского графика;

· определение высоты положения рабочего колеса;

1.1 Характеристика района Вилюйской ГЭС - III

Вилюйская ГЭС - III стоит на Усть-Боутобинском створе реки Вилюй, расположенном в 1206,8 км. от устья и 141,2 км. ниже Вилюйской ГЭС - I (II). Этим створом замыкается водосборная площадь в 156000 км.², в числе которых 136000 км.² приходится на вышестоящую ГЭС - I (II).

На рассматриваемом участке реки от створа ГЭС - I (II) до ГЭС - III находится водосборная площадь в 20000 км.² Расход воды на этом участке нестабилен - преобладает снеговое питание. Грунтовое питание, вследствие вечной мерзлоты не значительно. Водный режим характеризуется высоким весенним половодьем и систематическими ленте - осенними паводками, незначительным стоком зимой. Около 90 - 95% годового стока происходит в тёплую часть года.

Район сооружения Вилюйской ГЭС - III находится в районе Крайнего Севера и в зоне вечномёрзлых грунтов глубиной до 100 ч 500 м. Учитывая это, экспертиза института „Гидропроект ” признала отсутствие аналогов ГЭС - III и подчеркнула её уникальность. Русло створа ГЭС - III каменистое, шириной 100 ч 300 м. Средняя скорость изменяется, от 0,5 ч 4,0 м / сек.

Река Вилюй берёт своё начало в центральной части Средне - Сибирского плоскогорья на высоте 920 м. И впадает в реку Лена на 1220 км. от её устья. Длина Вилюя - 2650 км. Площадь водосбора 454000 км.² До с. Сунтар река течёт с северо-запада на юга-восток, а затем поворачивает на севера-восток.

Бассейн реки Вилюй в верхнем и среднем течении представляет собой сравнительно не высокое, расчленённое широкими речными долинами, с пологими водоразделами, покрытое тайгой с преобладанием даурской лиственницей.

Ширина русла Вилюя: в верхнем течении 60 ч 70 м., в нижнем достигает 800 м. Уклоны водной поверхности изменяются от 0,00075 до 0,00003. В среднем скорость течения реки колеблется, от 0,1 м / сек. до 0,3 м / сек. в половодье. На порогах скорость течения достигает, 4 ч 6 м / сек.

Русло реки изобилует порогами. Самый большой из них Улаха-Ханна находится в среднем течении Вилюя. Порожистые участки заканчиваются в близи реки малая Боутобия (1,5 - 2 км. от створа ГЭС - III), где выше её устья (4,5 - 5 км.) расположен второй по величине порог Кучугуй - Ханна. Ниже с. Сунтар долина и русло реки значительно расширяется, уклоны и скорости снижаются. Как отмечалось выше, Вилюй имеет преобладающе снеговое питание с 60 % годового стока в весеннее половодье и до 35 % в летнее - осенний период. V_нпу = 1080 млн. м³

Максимальный расход на р. Вилюй наблюдался в период весеннего половодья 7 ч 10 июня 1959 года и составил, в п.Чернышевский - 12600 м³/сек. в створе ГЭС - III 17900 м³/сек. в с. Сунтар 16100 м³/сек.

Максимальный исторический уровень наблюдался в с. Сунтар и составил расход 17900 м³/сек., в п. Чернышевский 14000 м³/сек.

Минимальный сток наблюдался в конце зимы, когда расход достигает, 1 ч 6 м³/сек. Зимний период продолжается 200 ч 210 дней. Летний период прерывается дождевыми паводками. Средний максимальный среднесуточный расход составляет у п. Чернышевский 116 м³/сек., у с. Сунтар 252 м³/сек.

Водохранилище ГЭС - III является сравнительно неглубоким (средняя глубина 12 м.) с проточным объёмом.

1.2 Водно-энергетический расчёт

Водохранилище ГЭС образуется за счёт сооружения каменно - насыпной плотины с ядром из суглинка и затопления долины реки от его створа до вышестоящей ГЭС - I (II).

Наблюдения, проведённые за много лет, позволили получить такие гидрологические характеристики, как величины среднегодовых расходов, годового стока, среднее значение стока…

Для оценки будущего периода стока обычно используют вероятностный метод с применением известных гидрологических данных прошлого периода, в данном случае 40 лет. Вероятностью данной величины (расход воды, стока, напора) называются относительное число случаев в долях или процентах от общего числа за время наблюдения, когда имела место данная величина.

%,

где

n - число лет наблюдений;

m - номер числа в ряду в порядке убывания исследуемой величины.

Для построения необходимой кривой сведём в таблицу (2.1) исходные данные расхода воды за 40 лет.

Таблица 2.1 Гидрологические данные расхода воды

Год наблюдения	Расход воды Qгод, м3/сек	Год наблюдения	Расход воды Qгод, м3/сек
1932	920	1952	656
1933	828	1953	767
1934	575	1954	899
1935	718	1955	557
1936	1090	1956	547
1937	667	1957	458
1938	600	1958	812
1939	469	1959	501
1940	974	1960	631
1941	536	1961	622
1942	751	1962	513
1943	884	1963	361
1944	701	1964	734
1945	688	1965	521
1946	644	1966	557
1947	782	1967	436
1948	527	1968	675
1949	870	1969	873
1950	589	1970	484
1951	841	1971	798

Составим таблицу (2.2), в которой исследуемая величина размещается в порядке убывания.

Используя формулу (2.1) рассчитаем вероятность или обеспеченность для каждого года наблюдений. Данные расчёта занесём в таблицу (2.2).

Таблица 2.2 Гидрологические данные о расходе воды в ряду вероятности

m	Год наблюдения	Расход воды Qгод, м3/сек	Обеспеченность
1	1936	1090	2,4
2	1940	974	4,8
3	1932	920	7,3
4	1954	899	9,7
5	1943	884	12,2
6	1949	870	14,6
7	1969	853	17,1
8	1951	841	19,5
9	1933	828	22
10	1958	812	24,4
11	1971	978	26,8
12	1947	782	29,3
13	1953	767	32
14	1942	751	34,1
15	1964	734	36,6
16	1935	718	39
17	1944	701	41,5
18	1945	688	43,9
19	1968	675	46,3
20	1937	667	48,8
21	1952	656	51,2
22	1946	644	53,7
23	1960	631	56,1
24	1961	622	58,5
25	1938	600	61
26	1950	589	63,4
27	1934	575	65,9
m	Год наблюдения	Расход воды Qгод, м3/сек	Обеспеченность
28	1966	566	68,3
29	1955	557	70,7
30	1956	547	73,2
31	1941	536	75,6
32	1948	527	78
33	1965	521	80,5
34	1962	513	82,9
35	1959	501	85,4
36	1939	496	87,8
37	1970	488	90,2
38	1957	458	92,7
39	1967	436	95,1
40	1963	361	97,6

По данным таблицы (2.2) строится кривая обеспеченности рис. (2.1). По оси ординат откладывается исследуемая величина т.е. расход воды Q_год, а по оси абсцисс откладывается обеспеченность. Полученная зависимость Q_год = f(P) даёт возможность провести анализ режима расхода воды. Для проведения дальнейшего расчёта необходимо выделить значения исследуемой величины ( Q_год ), приходящейся на годы:

· средневодный, с обеспеченностью P = 50%

· маловодный, с обеспеченностью P = 95%

Этими значениями обеспеченности задаётся в соответствии с рекомендациями [1], где говорится, что для станций, проектируемых для изолированной работы, обеспеченность выбирается в пределах 50 ч 95%.

Используя полученный график рис. (2.1) Q_год = f(P) по заданным значениям обеспеченности определяем величины расхода воды:

· средневодный год Q_50% = 660 м³/сек;

· маловодный год Q_95% = 440 м³/сек;

Для средневодного и маловодного годов составим таблицу (2.3), где распишем каждый год по месяцам, со среднемесячным расходом воды.

Таблица 2.3 Расход воды для годов с расчётной обеспеченностью

Месяцы	Расход воды, м3/сек;
	Q95%	Q50%
Январь	430	600
Февраль	430	600
Март	410	600
Апрель	410	600
Май	315	316
Июнь	1010	1430
Июль	500	525
Август	225	245
Сентябрь	440	475
Октябрь	620	655
Ноябрь	430	600
Декабрь	430	600

Глубина сработки водохранилища определяет отметку минимального подпорного уровня верхнего бьефа, ниже которого сработка водохранилища не производится, объём воды между НПУ и УМО называется полезным объёмом водохранилища. Глубина сработки и полезный объём взаимосвязаны: от глубины сработки зависят практически все параметры станции. Расчёт ведётся по маловодному году. Задача заключается в том, чтобы найти такую глубину сработки, при изменении которой энергетический эффект будет максимальный.

Выработка электроэнергии в период сработки водохранилища, кВт·ч:

,

Где

V_быт - бытовой сток за регулируемый период маловодного года, м³;

V_пол - полезный объём водохранилища, м³;

V_быт = Q?n 86400

V_пол = f(Z_Вб),

Q - среднемесячный расход, м³/сек;

n - число дней в месяце;

86400 - число секунд в сутках.

=

- средний напор за период регулирования, м;

h_ср - глубина сработки водохранилища, м;

Q_рег - средний расход за период регулирования;

Z_нб - кривая связи,

V_быт = ?W = 14,82 10⁹ м³

Q_рег = (V_быт + V_пол)/T

T - Продолжительность периода регулирования, с;

Продолжительность паводка в году 3 месяца.

Таблица для расчёта маловодного года (таблица 2.4)

Месяц	n (дней)	Q, м3/сек	Vбыт · 109, м3
Январь	31	430	1,15
Февраль	28	430	1,04
Март	31	410	1,1
Апрель	30	410	1,06
Май	31	315	0,84
Июнь	30	1010	2,62
Июль	31	500	1,34
Август	31	225	0,6
Сентябрь	30	440	1,14
Октябрь	31	620	1,66
Ноябрь	30	430	1,12
Декабрь	31	430	1,15

По данным таблицы (2.5) строим график зависимости и находим, что оптимальная глубина сработки водохранилища.

Zвб, м	hср, м	Vпол 109, м3	Qрас, м3/сек	Zнб, м	H, м	(Vбыт + Vпол) 109, м	Э 109, кВт·час
181	0,05	0	625	153,25	27,75	14,82	0,923
180,95	0,1	0,01	625,27	153,3	27,65	14,83	0,956
180,9	0,15	0,018	625,62	153,32	27,58	14,838	1,013
180,85	0,2	0,027	626,12	513,4	27,45	14,847	1,094
180,8	0,25	0,038	626,86	153,42	27,38	14,858	1,124
180,75	0,3	0,05	627,43	153,5	27,25	14,87	1,183
180,7	0,35	0,059	628,08	513,5	27,2	14,879	1,073
180,65	0,4	0,067	628,75	153,5	27,15	14,887	0,996
180,6	0,45	0,074	629,34	153,51	27,09	14,894	0,973
180,55	0,5	0,08	629,82	513,52	27,03	14,9	0,955
180,5	0,55	0,085	630,04	153,53	26,97	14,95	0,905

Выбор периода сработки водохранилища производится путём расположения гидроэлектростанции в годовом графике нагрузки энергосистемы, сначала на бытовом стоке, т.е. без учёта водохранилища, а затем с учётом. Для выполнения этого, расчётом необходимо построить годовые и суточные графики нагрузки. Расположение транзитной энергии в годовом графике средней нагрузки с целью определения периода сработки водохранилища ведётся для гидрологических данных года средней водности. Расположение полученных среднемесячных бытовых мощностей ГЭС в годовом графике средней нагрузки показывает, что в зимние месяцы года потребность в энергии велика, бытовой сток следует дополнить за счёт полезного объёма водохранилища, чем и определяется потребность его сработки.

Бытовая мощность, кВт, определяется по году средней обеспеченности по формуле:

P_раб = К_р Q_быт H

Расчёт сведём в таблицу (2.6)

Месяц	Qбыт, м3/сек	Zнб, м	H, м	Pбыт · 103, кВт
Январь	600	153	28	143
Февраль	600	153	28	143
Март	600	153	28	143
Апрель	600	153	28	143
Май	316	151,37	29,63	80
Июнь	1430	155,25	25,37	313
Июль	525	153,09	27,91	125
Август	245	150,84	30,16	63
Сентябрь	475	152,38	28,62	116
Октябрь	655	153,19	27,81	155
Ноябрь	600	153	28	143
Декабрь	600	153	28	143

Годовой график нагрузки системы неравномерный. Здесь можно отметить особенности: в зимнее время имеется максимум нагрузки графика, в то время расход в реке минимален. Для обеспечения графика нагрузки системы необходимо иметь запас воды. Наполнение воды и её сработка в течение года носит названия сезонного и годового регулирования. Имея мощность, по месяцам и используя таблицу (2.7) можно построить годовой график нагрузки системы.

Среднесуточная мощность, мВт, равна:

P_сут = P_max S_c,

S_c - коэффициент плотности суточного графика разных месяцев.

Среднемесячная мощность нагрузки, мВт, равна:

P_мес = P_cут S_м,

S_м - коэффициент внутримесячной неравномерности нагрузки.

№ месяца	Pmax, %	Pmax, мВт	Sc	Sм	Pсут	Pмес
1	100	900	0,79	0,95	711	675,45
2	100	900	0,795	0,95	715,5	679,73
3	96	864	0,8	0,95	691,2	656,64
4	90	810	0,81	0,95	659,1	626,315
5	85	765	0,82	0,95	627,3	695,94
6	60	540	0,83	0,95	448,2	425,79
7	50	450	0,83	0,95	373,5	354,83
8	50	450	0,82	0,95	369	350,55
9	58	522	0,81	0,95	422,82	401,68
10	86	774	0,8	0,95	619,2	588,24
11	92	828	0,795	0,95	658,26	625,35
12	100	900	0,78	0,95	711	675,45

По данным таблицы (2.7) строим график нагрузки системы с учётом месячной нагрузки, рис. (2.5). Затем вписываем в него мощность станции на бытовом стоке. После этого учитывается период регулирования. Производится перераспределение энергии ГЭС для периода сработки и наполнения. Наиболее водные месяцы - июнь, июль, август, сентябрь. В эти месяцы происходит наполнение водохранилища, в остальное - его сработка.

Суммарная мощность всех генераторов, установленных на ГЭС называется установленной мощностью станции. Она определяется:

· графиком нагрузки системы

· параметрами водохранилища - среднемесячный расход воды года расчётной обеспеченности.

Для определения места данной станции необходима анализирующая кривая этого графика Э = f(P). Для построения анализирующей кривой, суточный график нагрузки системы разбивается на достаточно большое число одинаковых по мощности горизонтальных полос. Площади этих полос, умноженные на масштабный коэффициент даёт соответствующие им количество энергии.

Для зимы - типовой декабрьский.

Для лета - типовой июльский.

Площадь системы: P_сист = 680 МВт.

Задаётся мощность станции: P_ст = 360 МВт.

За 100% нагрузки для зимы принимаем:

P_зимы = 680 + 360 = 1040 МВт;

P_лета = 50% P_зимы = 1040 0,5 = 520 МВт;

Для определения количества выработки энергии требуется построить интегральные кривые графиков нагрузки. Строим их по данным табл. (2.8).

Часы	Типовые зимние сутки	Типовые летние сутки
	В % от Pmax	P, (МВт)	В % от Pmax	P, (МВт)
1	56	580	56	290
2	53	550	53	275
3	50	520	50	260
4	48	500	51	265
5	53	550	52	270
6	56	580	75	390
7	58	600	67	350
8	69	720	62	320
9	74	770	58	300
10	76	790	60	310
11	74	770	62	320
12	70	730	63	330
13	68	710	60	360
14	64	670	68	355
15	67	700	65	340
16	69	720	63	330
17	70	730	62	320
18	78	810	62,5	325
19	80	830	63	330
20	81	840	65	340
21	79	820	66	345
22	75	780	68	355
23	70	730	71	370
24	62,5	650	72	375

Для размещения мощности и выработки энергии ГЭС на суточном графике нагрузки системы необходимо знать, какую выработку должна иметь станция при работе с заданной мощностью в той или иной зоне графика нагрузки. Иногда может быть поставлена обратная задача - определить мощность, с которой должна работать ГЭС, чтобы полностью дать в систему суточную выработку энергии.

Начало анализирующей кривой помещается в точке А (рис 2.7), расположенной на одной высоте с максимумом графика нагрузки. Ось мощности направлена вниз, для мощности принят масштабный коэффициент суточного графика нагрузки. Ось выработки энергии направлена вправо от точки А. Соответственно сумме числа полос, мощности P откладывается вправо в соответствующем масштабе сумме элементарных выработок энергии Э.

По полученным данным строится анализирующая кривая. Из графика годовой нагрузки системы определяем Э_сут (гарантированную)

Э_сут = P_сут 24 (МВт·ч), мощность между кривыми 1 и 2 является мощность проектируемой ГЭС по месяцам. Умножая эту мощность в масштабе времени, получаем выработку энергии за сутки, месяц и т.д.

Отложив выработку Э_сут по оси абсцисс анализирующей кривой и отпустив перпендикуляр до пересечения с анализирующей кривой получим максимум мощности ГЭС, с которой она участвует в покрытии графика нагрузки системы.

Установленная мощность, (МВт) равна

P_уст = P_max + P_рез

P_рез = 10 ч 15 P_max, МВт;

P_max - наибольшая установленная мощность, МВт.

P_рез = P_{ав.резерв} + P_{нагр.резерв} ,

P_{ав.резерв} - аварийный резерв на случай аварийного снижения нагрузки электростанции, составляет 3 ч 10 % от максимальной нагрузки станции, МВт;

P_{нагр.резерв} - нагрузочный резерв или частотный, МВт.

Для покрытия случайных повышений нагрузки в процессе регулирования частоты, составляет 2 ч 5 % от максимальной нагрузки системы.

При анализе работы ГЭС в энергосистеме была установлена её среднемесячная гарантированная мощность, которая является исходной для построения диспетчерского графика. Диспетчерский график строится для двух периодов года: периода сработки и периода пополнения водохранилища.

Диспетчерские графики, выражающие связь между накоплением водохранилища, временем года и мощностью, строится для выполнения требований сохранения гарантированной мощности и рационального использования ёмкости водохранилища. Диспетчерское регулирование может производиться как для годичного, так и для многолетнего цикла. Так как водохранилище суточного и недельного регулирования, при расчёте таблицы считаем, что водохранилище в предыдущий период регулирования сработано не было полностью, а лишь частично и его объёма достаточно для того, чтобы в данный период регулирования водохранилища достигло НПУ.

Диспетчерские графики, выражающие связь между наполнением водохранилища (объёма или отметки уровня) времени года, мощностью, строится для выполнения требования сохранения гарантированной мощности и рационального использования ёмкости водохранилища.

Ме сяц	Pгар МВт	Qст м3/сек	Qв м3/сек	V·106 м3	V-V км3	Zвбн м	Zвбк м	Zвбср м	Zнб м	H м
1	260	1106	506	1,32	1,079	181	180,99	180,995	154,5	26,49
2	260	1106	506	1,32	1,077	180,99	180,99	180,99	154,5	26,49
3	200	851	251	0,65	1,077	180,98	180,98	180,985	153,7	27,28
4	180	766	166	0,43	1,076	180,97	180,97	180,975	153,5	27,47
5	105	447	131	0,34	1,075	180,99	180,99	180,98	151,7	29,28
6	60	255	-1175	-3,06	1,078	181	181	180,95	150,9	30,05
7	30	128	-397	-1,03	1,079	181,02	181,02	181,01	149,6	31,41
8	10	43	-202	-0,53	1,08	181,08	181,08	181,05	149,4	31,65
9	20	86	-389	-1,01	1,081	181,03	181,03	181,055	149,4	31,65
10	180	766	111	0,29	1,08	181,03	181,03	181,02	153,5	27,58
11	210	894	294	0,76	1,0795	181,01	181,01	181,005	153,8	27,20
12	260	1106	506	1,32	1,079	181	181	181	154,5	25,5

При выборе оборудования ГЭС приходится совместно определить:

· Число генераторов

· Тип турбин

· Параметры турбин и генераторов

По заданному напору, руководствуясь графиком номенклатуры гидротурбины, выбираем поворотно-лопастную турбину, тип рабочего колеса ПЛ-30-В-750.

Номинальный диаметр рабочего колеса определяется:

,

P - мощность турбины, кВт.

;

где Ю - КПД турбины (для поворотно-лопастных турбин 0,86ч0,88);

H_p - расчётный напор, м;

Q₁ - приведённый расход воды для принятого типа турбин, м³/сек;

Согласно графика номенклатуры гидротурбины выбираем ближайший стандартный диаметр Д₁ = 7,5 м.

Определяем скорость вращения.

,

n₁ = 140 об/мин - приведённое число оборотов.

Найденное значение скорости округляем до ближайшего синхронного, удовлетворяющего условию:

f = 50 Гц; P = 34 - число пар полюсов.

Выбираем поворотно-лопастную турбину с рабочим колесом с наибольшим напором H_max = 30 м, с вертикальным расположением вала рабочего колеса в бетонной спиральной камере с диаметром рабочего колеса Д₁ = 7,5 м.

Турбина типа ПЛ-30-В-750.

В процессе работы гидротурбин её проточная часть, её элементы подвергаются своеобразному разрушению от взаимодействия с водой. Эти разрушения называются кавитационными разрушениями.

При установке турбины на той или иной отметке фактическая высота отсасывания при эксплуатации всё время меняется.

Высоту отсасывания для поворотно-лопастной турбины принято отсчитывать от оси поворота лопастей рабочего колеса.

,

Н.Б = 158,3 м - расчётная высота нижнего бьефа над уровнем моря;

К = 1,1 - коэффициент для поворотно-лопастной турбины, коэффициент запаса;

S_H = 0,68 - коэффициент кавитации при расчётном напоре воды.

Отметка оси поворота лопастей:

В целях уменьшения вертикальных размеров блока в зданиях руслового типа применяются спиральные камеры, сечения которых развиты вниз, что позволяет максимально приблизить генератор. Турбинные камеры служат для подвода воды к направляющему аппарату реактивных турбин.

Вода из водохранилища поступает через турбинную камеру, направляющий аппарат и пространство между лопатками направляющего аппарата и рабочим колесом, и выводится через отсасывающую трубу в нижний бьеф. Необходимой частью проточной части реактивной турбины является отсасывающая труба. Выполнение её во многом влияет на потери энергий и позволяет использовать кинетическую энергию воды с большим эффектом. Отсасывающая труба выполнена в виде конической поверхности, благодаря чему уменьшаются потери напора на выходе.

1.3 Компоновка гидроузла

Данная ГЭС руслового типа со зданием совмещённого типа. В состав гидроузла входят: плотина, здание ГЭС, ЗРУ - 220 кВ и служебно-производственный корпус.

В здании ГЭС расположено 4 агрегата, состоящие из турбин ПЛ-30-В-750 и генератора СВ-1280/145-68УХЛ4

К зданию ГЭС примыкает здание генераторного распредустройства, а так же транспортная площадка, на которой расположено ЗРУ - 220 кВ.

2. Электрическая часть

2.1 Выбор структурной схемы ГЭС

Проектируемая гидроэлектростанция предназначена для выдачи мощности в энергосистему Западных Электрических Сетей (ЗЭС) «Якутскэнерго». ЗЭС работают изолированно и не имеют электрических связей с системами «Якутскэнерго» и РАО «ЕЭС России», но с учётом появления в дальнейшем электрических связей между энергосистемами «Якутскэнерго», выбираем основной ступенью напряжение 220 кВ. ГЭС будет выполнена по блочной схеме. При этом возможны несколько вариантов структурной схемы, различающихся количеством присоединенных к распределительным устройствам (РУ) 220 кВ электрических блоков и типом связи между РУ. При составлении структурной схемы электрической станции в РУ повышенных напряжений обычно учитывают лишь ячейки выключателей трансформаторных связей, причем принимают не менее одного выключателя на присоединение. Выбор определяется конкретными условиями: числом генераторов и линий, режимом работы ГЭС, схемой прилегающего района энергосистемы.

Укрупнение или объединение энергоблоков на ГЭС не рассматривались, так как при расчетных авариях в этом случае одновременный сброс генерирующей мощности на электрической станции будет равен мощности двух энергоблоков, что составит 170МВт, что больше аварийного резерва мощности системы ЗЭС, который равен 5% от мощности системы:

Во всех вариантах структурной схемы предусмотрена установка генераторных выключателей, с целью уменьшить число коммутаций в цепи высокого напряжения. На основе технико-экономического сопоставления вариантов выбирается самый экономичный.

2.2 Определение технико-экономических показателей

По номинальному напряжению и току предполагается выбор РУ с элегазовым оборудованием швейцарской фирмы АВВ. Ячейки РУ комплектуются с газовыми отсеками целиком, согласно договора Заказчика. Стоимость ячейки в РУ 220 кВ. по варианту 1 - 6597,5 тыс.руб., по варианту 2 - 8534,7 тыс.руб.

Для каждого варианта структурной схемы проектируемой электрической станции определяют: капиталовложения К; ежегодные издержки производства И; народнохозяйственный ущерб от недоотпуска электроэнергии У. Затем на основании этих основных показателей определяют значение целевой функции приведенных затрат З, которая дает комплексную оценку экономичности и надежности сопоставляемых вариантов структурной схемы:

где - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год.

Капиталовложения складываются из двух составляющих:

где: К_т - суммарная расчетная стоимость трансформаторов;

К_ру - суммарная расчетная стоимость ячеек РУ, необходимых для присоединения трансформаторов к РУ.

Расчетная стоимость трансформатора характеризует полные капитальные затраты, её определяют умножением заводской цены трансформатора на коэффициент б, учитывающий дополнительные расходы на его доставку и монтаж.

Суммарная расчетная стоимость трансформаторов:

К_т = б • К_Т1

К_Т1 = 1,35 • (1•418 + 2•470) + 1,3•2•389 + 1,4•1•119,6 = 4705,04 тыс.руб.

В расчетную стоимость ячейки РУ входит не только стоимость электрических аппаратов присоединения, но и стоимость строительно-монтажных работ.

Суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей:

К_ру,В-1 = 5 • 350 + 9 • 501,7 = 4515,3 тыс.руб.

К_ру,В-2 = 4 • 350 + 12 • 501,7 = 7420,4 тыс.руб.

Ежегодные издержки И определяются: стоимость амортизационных отчислений И_a, затратами на обслуживание И_o трансформаторов и РУ, а также стоимость годовых потерь энергии в трансформаторах И_пот.

Ежегодные потери:

Капиталовложения, согласно формуле (3.3):

К₁ = К_Т1 + К_ру,В-1 = 9220,34 тыс.руб.

К₂ = К_Т1 + К_ру,В-2 = 12125,44 тыс.руб.

Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание в среднем составляют:

(И_а + И_о)₁ = 0,084 • 9220,34 = 774,51 тыс.руб.

(И_а + И_о)₂ = 0,084 • 12125,44 = 1018,54 тыс.руб.

Годовые потери энергии в трансформаторах определяются в соответствии с предполагаемыми нормальным режимом их работы по выражениям:

где: n - число трансформаторов и автотрансформаторов;

m - число ступеней в графиках нагрузки;

Р_k,j - потери холостого хода, кВт;

P_k,j - потери короткого замыкания, кВт;

Затем определяется стоимость годовых потерь энергии:

Для энергосистемы принимаются:

и

- годовые потери холостого года и нагрузочные потери,.

Годовые потери холостого хода по формуле (3.5):

Годовые нагрузочные потери определяются по (3.6) в соответствии с графиками нормальных режимов работы трансформаторов ТДЦ-125000/220:

Стоимость годовых потерь энергии, согласно формуле (3.7):

Ежегодные издержки, согласно формуле (3.4):

И₁ = 774,51 + 226,83 = 1001,34 тыс.руб./год

И₂ = 1018,54 + 226,83 = 1245,37 тыс.руб./год

Приведенные затраты без учета ущерба составят, согласно формуле (3.1):

З^'₁ = 0,12 • 9220,34 + 1001,34 = 2107,78 тыс.руб./год

З^'₂ = 0,12 • 12125,44 + 1245,37 = 2700,42 тыс.руб./год

Для определения ущерба рассматриваются нормальный, ремонтный и послеаварийный режимы работы. В нормальном режиме все элементы схемы находятся в работе, в ремонтном - один или более элементов отключены для проведения планового ремонта.

Послеаварийные режимы характеризуются отказом одного или более элементов. Анализ нормального и ремонтных режимов позволяет выбрать параметры элементов схем выдачи мощности. Для уточнения их значений рассматриваются послеаварийные режимы.

В послеаварийных режимах при обосновании и выборе схем развития ЭЭС и параметров оборудования электростанций допускается экономически целесообразное ограничение выдачи мощности. При этом анализу подвергаются режимы расчетных аварий. Для схем выдачи мощности таковыми являются единичные отказы оборудования и отказ одного элемента во время планового ремонта другого. Совместный отказ двух и более элементов не рассматривается - вероятность такого события незначительна.

В общем случае ущерб из-за ненадежности схем складывается из системного ущерба, ущерба конкретного потребителя и ущерба из-за недовыработки электроэнергии станцией (недоиспользования основных фондов). Первый из них включает в себя ущерб от снижения частоты в ЭЭС и ущерб отключенных автоматической частотной разгрузкой потребителей.

Дефицит мощности приведет к снижению частоты в системе. Снижение частоты, , Гц, определяется выражением:

где : - номинальная частота в системе;

- дефицит мощности;

К_н = 2 - коэффициент регулирующего эффекта нагрузки;

Если частота в ЭЭС в результате возникшего дефицита больше уставки срабатывания автоматической частотной разгрузки (АЧР), будет иметь место ущерб потребителей от снижения частоты, вызванный уменьшением производительности предприятий и ухудшением качества продукции:

где: - удельный ущерб в i-час из-за снижения частоты в ЭЭС при дефиците мощности ;

- число часов использования максимальной нагрузки ЭЭС;

- вероятность снижения частоты (вероятность возникновения дефицита мощности в ЭЭС).

Зима.

1) 6 - 16 ч: .

2) 16 - 22 ч: .

Лето.

3) 6 - 16 ч: .

В остальное время недовыработка будет отсутствовать.

Используя (3.9), оценивается снижение частоты для каждого периода времени:

Во всех случаях новое установившееся значение частоты в ЭЭС больше уставки АЧР (50 - 1,2 = 48,8 > 48,5 Гц), поэтому здесь возникнет лишь системный ущерб от снижения частоты и станционный ущерб из-за недовыработки электроэнергии.

Согласно (3.10) определяется удельный ущерб из-за снижения частоты:

ъ

2.3 Выбор схем распределительных устройств

Общее количество присоединений к РУ 220 кВ равно восьми - четыре энергоблока с повышающими трансформаторами, четыре воздушных линий.

Для определения вероятности ремонтного режима схемы РУ выявляются элементы, вывод в ремонт которых влияет на надежность схемы. К числу таких элементов относятся выключатели и системы шин, непосредственно соединенные с источниками, то есть с генераторными блоками, поэтому:

где n - количество ремонтируемых выключателей;

m - количество ремонтируемых систем шин.

С достаточной степенью точности можно ограничиться учетом только первого слагаемого, тогда:

а вероятность нормального режима схемы РУ

За расчетный элемент примем блок генератора, вероятность состояния отказа которого зависит от вероятности отказов элементов РУ:

Вероятность состояния отказа схемы РУ в нормальном режиме:

где n - число блоков.

где m - число ремонтируемых выключателей.

Необходимо учесть также одновременные отказы двух РЭ из-за ненадежности оборудования РУ в нормальном и ремонтных режимах, когда теряемая мощность равна сумме мощностей двух блоков (генераторов). Вероятность состояния отказа двух РЭ:

К рассмотрению принята схема одна секционированная система сборных шин. В данной схеме не используется два последовательно включенных секционных выключателя для повышения надежности и предотвращения потери обоих секций в случае отказа секционного выключателя. Но применяется разъединитель для обеспечения видимого разрыва от 1 секции шин с заземлителем, для обеспечения безопасности при проведении ремонтных работ на высоковольтном кабеле 220 кВ. соединяющем ЗРУ-I и ЗРУ-II.

Вероятность состояния отказа блока 1 в нормальном режиме (время переключений Т_п=1ч):

Вероятность состояния отказа блока 2 в нормальном режиме из-за симметрии схемы равна вероятности состояния отказа блока 1.

Вероятность состояния отказа блоков при ремонте (время переключений Т_п=1ч). Время восстановительного ремонта:

Ремонт выключателя ячейки РУ:

При ремонте выключателя для блока 2 аналогично выше приведенному:

Вероятность ремонтного режима выключателя и соответственно схемы:

Вероятность нормального режима:

Вероятность состояния отказа схемы в нормальном режиме:

Вероятность состояния отказа схемы в ремонтном режиме:

Условный недоотпуск электроэнергии из-за ненадежности оборудования РУ в соответствии с формулой (3.12):

Ущерб от недоотпуска электроэнергии при :

Принимая стоимость одной ячейки РУ равной 501,7 тыс.руб., можно рассчитать капитальные вложения в РУ.

К = 11 • К_в = 5518,7 тыс.руб.

Приведенные затраты по формуле (3.1):

З = Е_Н • К+ И_а+ И_о+ Y = 0,204 • К+ Y = 0,204 • 5518,7+ 24.93 = 1130,9 тыс.руб.

3.4 Выбор трансформаторов собственных нужд

Для энергоснабжения собственных нужд ГЭС, принимаем трансформаторы ТДНС 10000/35 с встроенным РПН со стороны ВН для регулирования на шинах КРУ СН напряжения в допустимых пределах.

Паспортные данные трансформатора ТДНС 10000/35:

Sном. - 10000 кВ?А;	Uвн - 13,8 + 8 • 1,5% кВ;	Uнн - 6 кВ.	Uкз - 14%;
Iхх - 0,75%;	?Ркз - 81 кВт;	?Рхх - 12 кВт.

Для энергоснабжения электроприёмников СН ГЭС выбираем двухтрансформаторную подстанцию. При выходе из строя одного трансформатора, оставшийся в работе трансформатор должен нести всю нагрузку потребителей. Для этого номинальная мощность трансформаторов принимается 70% от общей расчетной нагрузки. Тогда при выходе из строя одного из трансформаторов, второй оказывается загруженным не более допустимого коэффициента загрузки трансформатора, что допустимо в аварийных ситуациях. ГЭС относится к потребителям I категории, по таблице 4.6[2] принимаем коэффициент загрузки трансформаторов в_т=0,7.

Определим мощность трансформатора:

S_тр = Р_сн / 2 ? в_т ? cos ц

Р_сн - мощность общестанционных собственных нужд

S_тр = 1395 / 2 ? 0,7 ? 0,95 = 1048,9 кВ?А

Паспортные данные трансформатора ТСЗС 1000/10:

Sном. - 1000 кВ?А;	Uвн - 10 кВ;	Uнн - 0,4 кВ;	Uкз - 6,5%;
Iхх - 1,4%;	?Ркз - 12,2 кВт;	?Рхх - 2 кВт.

В нормальном режиме при t₂=4ч по таблице 4.8.[2] определяем максимальную систематическую нагрузку в_Т2=1,39.

Загрузка трансформатора расчетной максимальной мощностью в нормальном режиме:

в'_т.норм. = S_тр / S_тр.ном. ;

в'_т.норм. = 1048,9 / 1000 = 1,05 < 1,39

Для энергоснабжения электроприёмников агрегатных нужд (щит АН) принимаем схему двойного питания: первой секции щита от трансформатора АН, второй секции от трансформаторной подстанции СН ГЭС. Основные потребители электродвигатели насосов МНУ системы регулирования гидроагрегатов и пр.

Определим мощность трансформатора:

S_тр = Р_ан / 2 ? в_т ? cos ц

S_тр = 1838 / 2 ? 0,7 ? 0,95 = 1381,9 кВ?А

S_тр = 1381,9 / 4 гидроагрегата = 345,5 кВ?А

Выбираем трансформатор мощностью 630 кВА: ТСЗ-630/15.

Паспортные данные трансформатора ТСЗ-630/15:

Sном. - 630 кВ?А;	Uвн - 15 кВ;	Uнн - 0,4 кВ.	Uкз - 14%;
Iхх - 0,75%;	?Ркз - 81 кВт;	?Рхх - 12 кВт.

Загрузка трансформатора расчетной максимальной мощностью в аварийном режиме при потере второго трансформатора:

в'_т.норм. = 345,5 / 630 = 0,55,

что обеспечивает всю нагрузку щита АН.

2.5 Расчет токов короткого замыкания

При расчете токов КЗ в установках до 1кВ за понижающим трансформатором сравнительно небольшой мощности можно принять, что напряжение на высокой стороне трансформатора остается неизменным. Это условие соблюдается, если установленная мощность понижающих трансформаторов, питающих место КЗ, менее или равно 2% от мощности питающей системы.

При составлении расчетной схемы и схемы замещения необходимо учесть активные и индуктивные сопротивления трансформаторов, шин, токопроводов, первичных обмоток трансформаторов тока, переходные сопротивления коммутационных аппаратов. Считается, что мощность системы неограниченна.

2.6 Выбор оборудования и токоведущих частей ГЭС

Выбор выключателей и разъединителей ЗРУ-220 и ГРУ-13,8 кВ.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам :

- по напряжению установки

U_уст. ? U_ном.

- по току

I_норм. ? I_ном. , I_max ? I_ном.

- по отключающей способности.

а) проверка на симметричный ток отключения I_п.ф ? I_{откл.ном.}

б) проверка на возможность отключения полного тока к.з.

I_п.ф · v2 + i_аф ? I_{откл.ном.} v2 (1 + в_н / 100) ,

где : i_а - номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ф ;

в_н - нормируемое значение содержания апериодической составляющей тока к.з. в отключаемом токе % [7] ;

- проверка на электродинамическую стойкость

I_п.о. ? I_дин. , i_уд. ? i_дин.

где : i_дин. - наибольший ток (ток электродинамической стойкости)

по каталогу [7] ;

I_дин - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока к.з.

- проверка на термическую стойкость

В_к ? I²_терм. · t _терм.

где : В_к - тепловой импульс тока к.з.

I_терм. - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу [7] ;

t_терм. -длительность протекания тока термической стойкости, [7] ;

Выбор разъединителей производится :

- по напряжению установки

U_уст. ? U_ном.

- по току

I_норм. ? I_ном. ; I_max ? I_ном.

- по электродинамической стойкости

i_уд. ? i_пр.скв. ; I_п.о. ? I_пр.скв.

где : i_пр.скв. и I_пр.скв. - предельный сквозной ток к.з. (амплитудное и действующее значение).

2.7 Выбор оборудования на напряжение 6,3 кВ

В системе СН электростанций принимаем КРУ-104, с вакуумными выключателями серии ВВ/ТЕL-10-20/1600-У2. Выключатели ВВ/ТЕL-10 комплектуются блоками управления БУ/ТЕL-12, обеспечивающих следующие функции :

- возможность применения со всеми типами защит, в том числе микропроцессорными на базе блока БУ/ТЕL-12-01;

- подключение ко всем существующим цепям вторичных соединений без их изменения;

- выполнение функций, аналогичных функциям токовых электромагнитов отключения традиционных выключателей;

- непрерывный контроль исправности внутренней схемы, а также электромагнита управления (обрыв и к. з. в цепи электромагнита);

- сигнализация аварийного отключения и обнаружения неисправности;

- возможность питания блоков от сети с постоянным, выпрямленным и переменным оперативным током;

- широкий диапазон напряжений оперативного питания (=12-220,~100-220);

- высокое быстродействие выполнения команды управления (время отключения выключателя - 50 мс.).

Номинальное напряжение - 10 кВ.

Наибольшее напряжение - 12 кВ.

Номинальный ток - 1000 и 1600 А.

Номинальный ток отключения - 20 кА.

От коммутационных перенапряжений предусматривается установка ограничителей перенапряжения серии ОПН-КР/ТЕL-10.

2.8 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

- по напряжению установки

U_ном. ? U_уст. ;

- по току

I_ном. ? I_норм. , I_ном. ? I_max ;

- по конструкции и классу точности ;

- по электродинамической стойкости

i_уд. ? К_эд · v2 · I_ном. ; i_уд. ? i_дин.

К_эд - кратность электродинамической стойкости по каталогу [6] ;

I_ном. - номинальный первичный ток ТА ;

i_дин. - ток электродинамической стойкости; (так как электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин РУ, то такие трансформаторы по этому условию не проверяются).

- по вторичной нагрузке Z₂ ? Z_{2 ном.} :

где : Z₂ - вторичная нагрузка ТА ;

Z_{2 ном.} - номинальная допустимая нагрузка ТА в выбранном классе точности

1) КРУЭ комплектуется трансформатором тока ELK CN 14 (220 кВ.)

Условия выбора	Расчётные данные	ТА (ELK CN 14)
Uуст. ? Uном. , кВ	220	220
Imax ? I1 ном. , А	586	1000
iуд. ? iдин.	15,08	50
Z2 ? Z2 ном. , Ом	1,41	2
Вк ? I2терм · tтерм. , кА2·с	15	11,4

2) Трансформатор тока в цепи генератора:

S_? , потребляемая фазами А, С - 16,5 В·А ?_расч. = 50 м.

R_приб = 16,5/25 = 0,644 Ом,

R_пров. = 50 · 0,0175/2,5 = 0,29 Ом

Z₂ = 0,644+ 0,29+ 0,1 = 1,034 Ом.

Условия выбора	Расчётные данные	ТШВ-15 У3
Uуст. ? Uном. , кВ	13,8	15
Imax ? Iном. , кА	4,668	6
Вк ? (Кт· I1 ном.)2 ·tтерм., кА2·с	1,644	4,32

Трансформатор тока ТШВ-15 У3 встроен в комплектный токопровод ТЭКН-Е-20-1600, которым выполнены участки от выводов генератора и отпайки СН. Следовательно на отпайке СН принимаются ТА марки ТШВ-15 У3.

- по напряжению установки;

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке.

Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то устанавливается второй трансформатор напряжения и часть приборов подключается к нему.

1) КРУЭ комплектуется трансформаторами напряжения ELK PI 14 (220 кВ.)

2) В ГРУ и ТV генератора выбираем марки 3хЗНОМ-15:

U_ном. = 13,8 / v3; U₂ = 0,1 / v3; U_доп. = 0,1 /3 кВ.

S = 75 В·А; класс точности 0,5.

2.9 Выбор токоведущих частей распределительных устройств

Шины выбираются по следующим параметрам:

- по допустимому току;

- по току термической устойчивости при к.з.

Q_{к доп.} > Q_к или q > q_min

где: Q_к - температура шин при нагреве током к.з.;

Q_{к доп.} - допустимая температура нагрева шин током к.з.;

q_min - минимальное сечение по термической стойкости;

q - выбранное сечение.

проверка шин на электродинамическую стойкость

F = 173,2 / ?² • v j/q > 200 Гц

где: ? - длина пролёта между изоляторами, м;

j - момент инерции поперечного сечения шин относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей шин, см²;

q - поперечное сечение шины, см².

1) Шины в ЗРУ-220 составляют комплект ячеек КРУЭ, и рассчитаны по соответствующим параметрам.

2) Ошиновка на генераторном напряжении 13,8 кВ.

I_доп. = 5650 А; Q_{к доп.} = 200°С; S_доп. = 75 МПа.

По допустимому току I_доп. = 5650 А по таблице 1.3.35 [19], находим размер шин: а = 150 мм; в = 65 мм; с = 7 мм; г = 10 мм.

Находим Q_к - температуру при к.з.

Q_к = 35 + 1,054 •10³ •1644 •10³ / 3785 •5² = 47°С.

При

Q_о = 25°С > Q_к = 85°С.

Суммарное механическое напряжение

S_расч. = S_ф + S_n ? S_доп.

где: S_ф - напряжение в материале шин от взаимодействия на фазу, МПа,

так как шины соединены жёстко по всей длине, то S_n = 0.

S_ф = v3 •10^-8 • (?²/ а •W_ф) • i_уд. = v3 •10^-8 • (1,5²/ а •W_ф) • 160,7² = 19,6 МПа.

Из таблицы 4.2. [7] S_доп. = 75 МПа.

Выбираем шины коробчатого сечения:

а = 150 мм; в = 65 мм; с = 7 мм; г = 10 мм.

Материал шин - алюминий марки АД31Т.

3) Шины КРУ- 6 кВ. выбираем по:

I_max = S_тсн /v3 • U_ном. = 6300/v3 • 6,3 = 578 А

Выбираем шины прямоугольного сечения размером 50х5 мм, при I_доп. = 665 А по таблице 1.3.31. [19], марки АД31Т.

2.10 Собственные нужды ГЭС

Для надёжного электроснабжения СН ГЭС, в КРУ- 6 кВ. в первую и вторую секции подключаются две ВЛ- 6 кВ. от ПС ГПП-220/35/6 кВ.

Нагрузка СН по отношению к установленной мощности ГЭС составляет 0,5-3% (Р_сн / Р_уст) • 100%.

Максимальная нагрузка агрегатных двигателей определяется по формуле:

S_{двиг.агрег.max} = Р_двиг. • К_загр. / cos ц • n_с • з_ср.

где: К_загр. - коэффициент, учитывающий полезную загрузку и неравномерность работы механизмов, принимаем К_загр. - 0,7;

Р_двиг. - ? мощность двигателей, кВт;

cos ц = 0,87; з - КПД = 0,9;

n_с - коэффициент, учитывающий потери в кабелях от силовой сборки до двигателей, n_с = 0,92;

S_{двиг.агрег.max} = 1838 • 0,7 / 0,87 • 0,9 • 0,92 = 1787 кВ•А

Мощность одного агрегатного трансформатора СН:

S_{агр.тсн} > S_{агр.двиг.max} / n = 1783 / 4 = 370 кВ•А

Максимальная мощность нагрузки СН:

S_{двиг.сн max} = 3233 • 0,7 / 0,87 • 0,9 • 0,92 = 3136 кВ•А

Электроприёмники СН сведены в таблицу 3.7

Наименование электроприёмников	Р, кВт	Кол-во	?Р,кВт
Агрегатные:
Насосы МНУ	110	8	880
Насосы гидроприводов затворов ДВС	100	6	600
Насосы откачки воды с крышки турбины	10,5	4	42
Лекажные насосы	5	4	20
Охлаждение главных трансформаторов	12	8	96
Освещение машзала			200
Итого:			1838
Общестанционные:
Дренажные насосы	10	6	60
Пожарные насосы	45	3	135
Электрокотельная	160	5	800
Насосы технологического водоснабжения	30	3	90
Зарядно-выпрямительное устройство АБ	15	2	30
Освещение и вентиляция			280
Итого:			1395

Питание общестанционных СН осуществляется двумя трансформаторами типа ТДНС -10000/35 напряжением 13,8/6 кВ, подключаемые на стороне 13,8 кВ отпайкой к главным генераторным выводам первого и третьего генератора. На стороне 6 кВ трансформаторы подключаются к двум секциям КРУ-6 кВ.

Питание агрегатных СН осуществляется от трансформаторов ТСЗ-630/15 подключенных к отпайкам главных выводов каждого генератора.

2.11 Выбор аккумуляторной батареи на проектируемой ГЭС

На проектируемой электростанции принимаем оперативный постоянный ток = 220 В. Установка АБ, предусматривается между основными потребителями.

АБ - выбираются по необходимой ёмкости, уровню напряжений в аварийном режиме и схеме присоединения к шинам. На ГЭС мощностью до 1000 МВт устанавливается одна аккумуляторная батарея. В проект Вилюйской ГЭС-3 предусматривается одна АБ с элементным коммутатором и панелью АРН (автоматической регулировки напряжения), работающей в режиме постоянной подзарядки.

Расчёт количества элементов батареи.

Основных элементов

n_о = U_ш / U_n.з [7];

где: U_ш - напряжение на шинах равное 220 В;

U_n.з - напряжение на шинах в режиме подзарядки.

n_о = 220 / 2,15 = 108 элементов.

Общее число элементов:

n = U_ш / U_р ,

где: U_р - напряжение на элементах в конце аварийного разряда,

U_р = 1,75 В.

n = 220 / 1,75 = 125 элементов.