Проектирование Усть–Нерской ГЭС на реке Индигирка
Баланс энергии Якутской энергосистемы. Общие компоновочные решения по гидроузлу. Монтаж гидрогенератора (ротора, статора). Методы предварительного контроля. Гидравлический расчёт водосливной плотины. Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты.
Рубрика | Физика и энергетика |
Вид | дипломная работа |
Язык | русский |
Дата добавления | 14.03.2016 |
Размер файла | 3,1 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Сокращённый паспорт Усть-Нерской ГЭС
Наименование ГЭС |
Усть-Нерской ГЭС на реке Индигирка, |
|
Местонахождение ГЭС |
Республика Саха, Оймяконский район, |
|
Тип проектируемой установки |
ГЭС. |
Характерные расходы воды:
а) среднемноголетний |
, |
|
б) всех турбин |
, |
|
в) максимальный с учетом трансформации паводка обеспеченность |
, |
|
г) минимальный |
. |
Параметры водохранилища:
а) характер регулирования стока |
годичный, |
|
б) отметки |
НПУ УМО , |
|
в) объём водохранилища |
полный , полезный, . |
Напор ГЭС:
а) максимальный |
, |
|
б) расчётный |
||
в) минимальный |
Энергетические характеристики:
а) мощность установленная |
, |
|
б) среднемноголетняя выработка энергии |
. |
Плотина:
а) правобережная грунтовая с диафрагмой из асфальтобетона |
крупнозернистый песок, |
|
б) левобережная грунтовая с диафрагмой из асфальтобетона |
крупнозернистый песок, |
|
в) русловая |
гравитационная, |
|
г) материал |
бетон, |
|
д) общая длина |
, |
|
е) максимальная высота |
. |
Водосбросные сооружения:
а) тип |
поверхностный водослив |
|
б) число и размер пролётов |
пролёта, , |
|
в) общая длина |
, |
|
г) отметка гребня водослива |
. |
Здание ГЭС:
а) тип здания |
приплотинный, |
|
б) число агрегатов |
, |
|
в) грунт в основании |
гравий, |
|
г) тип спиральной камеры |
металлическая сечение-круги, |
|
д) тип отсасывающей трубы |
изогнутая, |
|
е) расстояние между осями агрегатов |
, |
|
ж) общая длина |
, |
|
з) ширина |
. |
Основное оборудование:
а) тип турбины |
, |
|
б) диаметр |
, |
|
в) тип генератора |
, |
|
г) мощность генератора |
, |
|
д) частота вращения |
, |
|
е) тип трансформаторов |
, |
|
ж) число трансформаторов |
. |
Технико-экономические показатели:
а) сметная стоимость ГУ |
||
б) срок строительства |
||
в) себестоимость энергии |
||
г) показатели эффективности |
ЧДД = |
|
ВНД = |
||
ИД = |
||
Срок окупаемости = |
Введение
Энергетический кризис, связанный с сокращением запасов органического топлива, и стремительно возрастающие проблемы экологии определяют всё больший интерес во всём мире к использованию природных возобновляемых энергоресурсов. Среди них весьма существенное место по запасам и масштабам использования занимает энергия потоков воды. Стабильность потока воды и широкие возможности по регулированию его энергии позволяет использовать более простые и дешёвые системы генерирования и стабилизации параметров производимой электроэнергии.
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 на волю разрушительную стихию, приводящее за короткое время к колоссальным материальным убыткам, но что особо важно к большим человеческим жертвам. Поэтому необходим крайне серьезный подход к проектированию гидротехнических сооружений для качественного и безопасного использования гидроресурсов.
Целью проекта является проектирование Усть - Нерской ГЭС на реке Индигирка её сооружений и электрической части, выбор основного гидросилового и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда и окружающей среды и технико - экономическое обоснование эффективности проекта.
1. Общая часть
баланс энергосистема гидрогенератор релейный
Индигирка - река в Якутии. За начало Индигирки принимается место слияния двух речек - Туора - Юрях и Тарын - Юрях, которые берут начало на северных склонах Халканского хребта; Впадает в Восточно - Сибирское море. Суммарная протяжённость Индигирки и Туора - Юрях составляет . Площадь бассейна - .
1.1 Природные условия
1.1.1 Климат
Климат резко континентальный, отличается продолжительным зимним и коротким летним периодами. Минимальная температура зафиксированная в январе . Максимальная температура зафиксированная в июле (рисунок 1.1). Годовая амплитуда средних температур самого холодного месяца - января и самого тёплого - июля составляет . По абсолютной величине минимальной температуры были зафиксированы снижения температуры до , на протяжении от 6 до 9 месяцев.
Рисунок 1.1 - Среднемесячные температуры в районе расположения створа
1.1.2 Гидрологические данные
Протяжённость реки , площадь бассейна . В питании Индигирки участвуют дождевые и талые (снеговые, ледниковые и наледные) воды. Замерзает в октябре, вскрывается в конце мая - начале июня. Водная система Индигирка Лена Северный Ледовитый океан.
Ряд гидрологических наблюдений за рекой Индигирка за период представлен в приложении А, таблица А.1.
Среднемноголетний сток:
(1.1)
где - среднемноголетний расход из приложения А, таблица А.1;
- число секунд в году.
Координаты кривой связи верхнего и нижнего бьефа представлены в таблице 1.1, на рисунке 1.2 и 1.3.
Таблица 1.1 - Координаты кривых связи верхнего и нижнего бьефа
Верхнего бьефа |
Нижнего бьефа |
|||||
Зимняя |
Летняя |
|||||
564,50 |
0,00 |
564,50 |
10 |
564,50 |
12 |
|
595,88 |
0,49 |
569,88 |
264 |
569,88 |
303 |
|
614,60 |
0,97 |
573,02 |
517 |
573,02 |
594 |
|
628,03 |
1,46 |
575,25 |
770 |
575,25 |
885 |
|
638,55 |
1,95 |
576,98 |
1023 |
576,98 |
1176 |
|
647,21 |
2,43 |
578,39 |
1276 |
578,39 |
1467 |
|
654,57 |
2,92 |
579,59 |
1529 |
579,59 |
1758 |
|
660,98 |
3,40 |
580,63 |
1783 |
580,63 |
2049 |
|
666,65 |
3,89 |
581,54 |
2036 |
581,54 |
2340 |
|
671,75 |
4,38 |
582,36 |
2289 |
582,36 |
2631 |
|
676,38 |
4,86 |
583,09 |
2542 |
583,09 |
2922 |
|
680,62 |
5,35 |
583,77 |
2795 |
583,77 |
3213 |
|
684,53 |
5,84 |
584,39 |
3048 |
584,39 |
3504 |
|
688,16 |
6,32 |
584,96 |
3302 |
584,96 |
3795 |
|
691,55 |
6,81 |
585,50 |
3554 |
585,50 |
4085 |
Рисунок 1.2 - Кривые связи расходов и уровней нижнего бьефа
Рисунок 1.3 - Кривая связи объёмов и уровней верхнего бьефа
1.1.3 Инженерно - геологические условия
По построению долины и русла Индигирка делится на два участка: верхний горный и нижний равнинный . После слияния рек Туора - Юрях и Тарын - Юрях Индигирка течёт на северо - запад по наиболее заниженной части Оймяконского нагорья. Ширина долины здесь от до , русло графитное, много гранита. При пересечении Чемалгинского хребта Индигирка течёт в глубоком ущелье, образуя пороги.
Непосредственно в створе проектируемого гидроузла долина сужается и образуется сравнительно узкий створ, благоприятный для возведения гидроузла.
1.1.4 Сейсмические условия
Согласно СНиП II-7-81* и в соответствии с картой сейсмического районирования территории Российской Федерации (ОСР-97-С) расчётная сейсмическая интенсивность района расположения Усть - Нерской ГЭС с начала характеризуется как умеренная 6 баллов. Фоновая сейсмичность для данной местности равна 6 баллам шкалы MSK - 64.
1.2 Экономическая характеристика района
Машиностроение и металлообработка: океанские и речные суда (АО «Амурский судостроительный завод»), самолёты, металлорежущие станки, литейные машины и др.
Чёрная металлургия: прокат чёрных металлов, сталь (АО «Амурметалл»).
Лесная, деревообрабатывающая и целюлозно - бумажная промышленность: деловая древесина, фанера ДСП.
Горнодобывающая промышленность: уголь, руда цветных металлов, оловянный и медный концентраты (АО «Солнечный горно - обогатительный комбинат»).
Химическая: заводы - сернокислотный, кислородный, шиноремонтный, синтетических моющих средств, химико - фармацевтический, гидролизный и биохимический.
Полезные ископаемые: Месторождения золота, олова, алюминия, железа, каменного и бурого угля, графита.
Доход населения:
С 1 января 2013 года минимальная заработная плата составляет 8000 рублей.
2. Водно-энергетические расчёты
2.1 Регулирование стока воды
2.1.1 Исходные данные
- кривые связи расходов и уровней нижнего бьефа и объёмов водохранилища и уровней верхнего бьефа (таблица 1.1, рисунок 1.2 и 1.3);
- энергосистема - Якутск;
- коэффициент мощности;
(2.1)
- потери напора в водоподводящих сооружениях
(2.2)
- НПУ Усть-Нерской ГЭС
(2.3)
- ряд гидрологических наблюдений за рекой Индигирка за период 1970 2012 гг. (таблица 1.1);
- требования участников ВХК и потери воды представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Требования участников ВХК и потери воды с водохранилища
Месяц |
|||||||||||||
I |
II |
III |
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
||
Требования ВХК |
63 |
63 |
63 |
63 |
172 |
172 |
172 |
172 |
172 |
172 |
63 |
63 |
|
Потребление |
1 |
1 |
1 |
1 |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
14 |
1 |
1 |
|
Фильтрация |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
|
Испарение |
0 |
0 |
0 |
0 |
6 |
6 |
6 |
6 |
6 |
6 |
0 |
0 |
|
Ледообразование |
-3 |
-2 |
0 |
7 |
18 |
11 |
0 |
0 |
0 |
-2 |
-8 |
-17 |
- суточные и годовые графики нагрузок
2.1.2 Определение максимальных расчётных расходов
Максимальные расходы (приложение А, таблица А.1) располагаем в порядке убывания. Для заполнения таблицы Б.1 приложения Б определяем следующий коэффициент:
(2.4)
где - n-ый член ряда максимальных годовых расходов;
- средний многолетний максимальный расход (таблица 2.2).
Коэффициент вариации ряда максимальных расходов:
(2.5)
где - число членов ряда максимальных расходов.
Среднеквадратическая ошибка вычисления коэффициента вариации ряда максимальных расходов:
(2.6)
где - число членов ряда максимальных расходов.
Коэффициент асимметрии ряда максимальных расходов:
(2.7)
Среднеквадратическая ошибка вычисления коэффициента асимметрии ряда максимальных расходов:
(2.8)
Среднеквадратическая ошибка вычисления коэффициента вариации ряда максимальных расходов, полученная по формуле (1.6) слишком большая. Принимаем коэффициент асимметрии ряда максимальных расходов равным:
(2.9)
По назначаем класс гидротехнического сооружения. Бетонная плотина Усть-Нерской ГЭС - сооружение I-ого класса (по объёму водохранилища). Исходя из намеченного класса сооружения, определяем обеспеченности поверочного, основного и строительного максимальных расходов по (таблица 1.4).
Определяем Ф по таблице Рыбкина.
Заполняем таблицу 2.3, используя формулы:
(2.10)
(2.11)
(2.12)
Результаты расчётов представлены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 - Результаты максимальных расходов
Ф |
||||||
0,01 |
4,79 |
1,14 |
2,14 |
5080 |
поверочный |
|
0,1 |
3,81 |
0,91 |
1,90 |
4526 |
основной |
|
0,2 |
3,32 |
0,89 |
1,89 |
4476 |
строительный |
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов
В следствии с методикой выбора расчётных гидрографов целесообразно разделить год на два основных периода: многоводный и маловодный. В первом приближении можно считать, что к периоду половодья относятся месяцы, в которые расходы больше или равны среднегодовому расходу.
Определив границы сезонов, необходимо для всех лет ряда вычислить средние расходы за год, маловодный сезон и период половодья. Ранжируем каждую последовательность в порядке убывания. По полученным результатам строятся эмпирические кривые обеспеченности по формуле:
(2.13)
где - обеспеченность;
- порядковый номер члена ряда расходов, ранжированного в убывающем порядке;
- общее число членов ряда.
Расчётные значения обеспеченности для выбора маловодного года принимаем равным , средневодного - .
Эмпирические кривые обеспеченности для средних расходов за год, половодье и межень представлены на рисунке 2.1.
Рисунок 2.1 - Эмпирические кривые обеспеченности для средних расходов за год, половодье и межень
2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года
Коэффициенты приведения по межени и половодью для расчётного маловодного года:
(2.14)
(2.15)
(2.16)
(2.17)
В качестве расчётного маловодного года принимаем 2009 г.
Коэффициенты приведения по межени и половодью для расчётного средневодного года:
(2.18)
(2.19)
(2.20)
(2.21)
В качестве расчётного средневодного года принимаем 1999г.
Так как на кривых при заданной обеспеченности оказались разные годы, значит необходимо выполнить приведение расчетного года к заданной обеспеченности. Результаты приведения и корректировки представлены в таблице 2.3. Расчётные гидрографы представлены на рисунке 2.2.
Таблица 2.3 - Расчётные гидрографы маловодного и средневодного года Расходы в кубических метрах в секунду
Маловодный (90%) |
Средневодный (50%) |
|||||
Месяц |
Исходный |
Приведённый |
Исходный |
Приведённый |
Корректированный |
|
1 |
27 |
26 |
36 |
33 |
27 |
|
2 |
22 |
21 |
31 |
28 |
22 |
|
3 |
22 |
21 |
34 |
31 |
23 |
|
4 |
48 |
47 |
43 |
39 |
47 |
|
5 |
49 |
48 |
52 |
47 |
47 |
|
6 |
1663 |
1663 |
2402 |
2371 |
2371 |
|
7 |
441 |
441 |
384 |
379 |
379 |
|
8 |
518 |
518 |
865 |
854 |
854 |
|
9 |
155 |
151 |
119 |
107 |
107 |
|
10 |
85 |
83 |
121 |
109 |
109 |
|
11 |
50 |
49 |
53 |
48 |
48 |
|
12 |
24 |
23 |
47 |
42 |
42 |
Рисунок 2.2 - Расчётные гидрографы маловодного и средневодного года
По виду графика рисунок 2.2 определяем, что гидрограф относится к восточносибирскому типу, так как место нахождения бассейна реки Индигирка - восточная Сибирь.
2.1.5 Определение типа регулирования
Для вычисления полезного объёма водохранилища необходимо задаться приблизительной отметкой УМО водохранилища. Для этого принимается, что УСО соответствует снижению уровня ВБ на 35%. Если отметка НПУ 680 м, а отметка сухого дна 564,5 м, тогда:
(2.22)
Объёмы, соответствующие отметкам НПУ и УМО, находятся по кривой связи объёмов и уровней верхнего бьефа (рисунок 1.2).
(2.23)
(2.24)
Полезный объём водохранилища:
(2.25)
Для расчёта необходимо знать тип регулирования водохранилища, для этого рассчитывается коэффициент зарегулированности стока по формуле:
(2.26)
где - полезный объём водохранилища, формула (2.25);
- среднемноголетний сток в заданном створе, по формуле (1.1).
Принимаем годовой тип регулирования.
2.2 Выбор установленной мощности на основе водноэнергетических расчётов
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года
Имея расчётный гидрограф маловодного года, требования, водохозяйственного комплекса и потери воды из водохранилища, требуется определить среднемесячные мощности Усть-Нерской ГЭС.
Полезный бытовой расход определяем, как разность среднемесячного расходы маловодного года и потерь воды из водохранилища:
(2.27)
где - порядковый номер месяца;
- среднемесячный расход маловодного года (таблица 2.3);
- потери напора из водохранилища: потребление, испарение, фильтрация, льдообразование (таблица 2.1).
Напор на турбину определяется с учётом потерь, как разность отметки верхнего бьефа, которую принимаем равной НПУ гидроузла и отметки нижнего бьефа, определяемая по кривой связи.
Мощность, вырабатываемая станцией:
(2.28)
где - коэффициент мощности, формула (1.1);
- расчётный расход (полезный бытовой расход по формуле (2.27) или расход ВХК);
- напор, соответствующий расчётному расходу.
За месяц сработки принимаем первый месяц после половодья в котором полезный бытовой расход становится меньше требований водохозяйственного комплекса (сентябрь). Под регулирование попали 2 месяца. Все остальные месяцы работаем с мощностью равной мощности ВХК. Намеченные среднемесячные мощности работы станции представлены в таблице 2.4.
Таблица 2.4 - Намеченные среднемесячные мощности работы станции в условиях маловодного года Мощность в мегаваттах
Месяц |
I |
II |
III |
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
|
742 |
62 |
62 |
62 |
165 |
165 |
165 |
165 |
165 |
165 |
62 |
742 |
Сразу оговорим, что в результате водноэнергетического расчёта мощности месяцев, попавших под регулирования, получается несколько меньше. Это объясняется тем, что в данном расчёте делается допущение о постоянстве и равенству уровня верхнего бьефа нормальному подпорному уровню.
2.2.2 Водноэнергетические расчёте по условию маловодного года
Основной задачей водноэнергетического расчёта (далее - ВЭР) является по известным расчётным гидрографам маловодного и средневодного года, требованиям водохозяйственного комплекса, годовому графику среднемесячных мощностей определить: гарантированные мощности для каждого месяца, минимальный уровень сработки водохранилища (т.е. уровня мертвого объёма (далее - УМО)), среднемноголетнюю выработку. Так же на основе ВЭР производится определение вытесняющей рабочей мощности и. как следствие, установленной мощности проектируемой станции.
Расчёт начинаем с момента, когда водохранилище наполнено и, следовательно, уровень воды в нем равен и .
Расход через турбины ГЭС определяем по формуле:
(2.29)
где - по формуле (2.27);
- расход воды из водохранилища.
Величиной варьируем для достижения нужной мощности. Причём если вода берутся из водохранилища - имеет знак «минус».
Расход воды в НБ определяется суммой расхода воды через ГЭС и потерь воды из водохранилища на фильтрацию:
(2.30)
Расход в нижний бьеф не может быть меньше расхода, заданного ВХК.
Для определения изменения объёма водохранилища воспользуемся формулой:
(2.31)
где - число секунд в месяце равное 259200 с.
Отметка уровня воды в ВБ на конце месяца определяется исходя из известного объёма воды в водохранилище по кривой связи (рисунок 1.2).
Принимаем следующее допущение - расход в течении месяца постоянен и при переходе от месяца к месяцу изменяется мгновенно, следовательно, отметка НБ в течении месяца постоянна и так же изменяется мгновенно при переходе от месяца к месяцу. Отметка уровня воды в НБ определяется по кривым связи в НБ (таблица 2.1), исходя из известного расхода в НБ.
Напор на турбине рассчитываем по формуле:
(2.32)
где - среднее значение отметки ВБ;
- отметка НБ, соответствующая расходу в НБ;
- потери напора (из исходных данных).
Мощность станции определяем по формуле (2.28),
где - принимаем равным расходу воды через турбины ГЭС, найденному по формуле (2.22);
- напор на турбине, найденный по формуле (2.32).
Результаты сработки - наполнения водохранилища по условию маловодного года приведены в приложении Б, таблица Б.4.
Результатом сработки наполнения являются:
- гарантированная мощность
(2.33)
- уровень мёртвого объёма
(2.34)
- полезный объём водохранилища
(2.35)
- расчётный напор
(2.36)
- график сработки - наполнения водохранилища (рисунок 2.3).
Коэффициент зарегулированности стоки:
(2.37)
Рисунок 2.3 - График сработки - наполнения водохранилища
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС
Усть-Нерской ГЭС будет использована для покрытия пиков нагрузки Якутской энергосистемы.
Так как требуется обеспечить санитарный попуск в нижний бьеф, станция будет работать в двух режимах: один агрегат - 24 часа в сутки и на покрытие пиков нагрузки энергосистемы.
Принимаем санитарный расход:
(2.38)
Рабочая мощность определяется построением прямоугольного треугольника на ИКН зимы, катетами которого являются: катет параллельной оси энергии - гарантированная мощность в пересчёте на энергию (за вычетом энергии, вырабатываемой при пропуске санитарного расхода), катет параллельной оси мощностей - рабочая мощность, с которой необходимо работать, заданное количество часов, чтобы получить заданную выработку электроэнергии. Такой же треугольник строится и для выработки по санитарному расходу. Рабочие мощности суммируются (приложение Г, рисунок Г1, Г2).
(2.39)
На Усть - Нерской ГЭС предусматриваем нагрузочный резерв , тогда установленная мощность проектируемой станции:
(2.40)
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года
Производится по тем формулам, что и ВЭР по условию маловодного года. Приток в водохранилище соответствует гидрографу расчётного средневодного года (таблица 2.3)
Сработка водохранилища производится по следующим сценариям:
? способ 1: работа ГЭС с мощностями, равными мощностям, принятым в маловодном году (приложение Б, таблица Б.5);
? способ 2: работа ГЭС по режиму уровня в расчетном маловодном году (приложение Б, таблица Б.6);
? способ 3: работа ГЭС по следующей схеме: а) среднеинтервальная мощность в первом месяце сработки водохранилища считается равной мощности ГЭС маловодного года; за счет большего, чем в маловодных условиях, притока воды, в конце этого месяца уровень воды в водохранилище будет выше, чем в маловодном году, и в водохранилище появится дополнительный запас воды; б) во втором месяце сработки среднемесячная мощность ГЭС принимается равной сумме мощности ГЭС в маловодном году (в этом же месяце) и мощности, которая может быть получена за счет, сработки запасенного в предыдущем месяце дополнительного (по сравнению с маловодным годом) объема воды; в) порядок расчета среднемесячной мощности в третьем месяце сработки аналогичен предыдущему; для последнего месяца сработки водохранилища принимается общее для всех вариантов условие достижения отметки УМО (приложение Б, таблица Б.7).
Наполнение водохранилища производится по следующим сценариям:
? способ 1: по уровням наполнения в маловодном году (приложение Б, таблица Б.8);
? способ 2: по мощностям в период наполнения в маловодном году (приложение Б, таблица Б.9).
Из всех способов выбираем варианты с наибольшей выработкой (таблица 2.5). Принимаем: сработку по способу 1, наполнение по способу 2.
Таблица 2.5 - Выработка электроэнергии по способам сработки - наполнения в средневодном году Выработка в млрд. кВт•ч
Сработка |
Наполнение |
||||
Способ 1 |
Способ 2 |
Способ 3 |
Способ 1 |
Способ 2 |
|
1,153 |
1,452 |
1,271 |
0,903 |
0,990 |
Среднемноголетняя выработка - .
2.3 Баланс мощности энергии
2.3.1 Баланс энергии Якутской энергосистемы
Зная среднемесячные мощности Усть-Нерской ГЭС, мощности генерации и потребления энергосистемы, строим баланс энергий Якутского РДУ.
2.3.2 Баланс мощности Якутской энергосистемы
Ремонт оборудования ГЭС осуществляется в те месяцы, когда оно не полностью используется в энергосистеме. При этом продолжительность ремонта агрегатов ГЭС принимается равной 15 дням, а частота приведения - раз в 4 года.
Ремонтная площадь проектируемой ГЭС:
(2.41)
где - установленная мощность Усть-Нерской ГЭС, формула (2.39).
На тепловых станциях Якутской энергосистемы предусмотрен нагрузочный резерв и аварийный резерв - .
Капитальный ремонт оборудования ТЭС можно планировать, исходя из расчёта останова каждого агрегата в ремонт в среднем 1 раз в 2 года.
(2.42)
Баланс мощностей Якутской энергосистемы в маловодном году приведём в таблице 2.6 и чертеже 2.
Таблица 2.6 - Баланс мощности Якутской энергосистемы в маловодном году Мощность в мегаваттах
М-ц |
Нагрузка системы |
Существующая ГЭС |
Проектируемая ГЭС |
КЭС |
||||||||||||
1 |
11883 |
755 |
178 |
3502 |
245 |
53 |
0 |
1100 |
0 |
17 |
0 |
7281 |
510 |
109 |
0 |
|
2 |
10998 |
697 |
165 |
3447 |
241 |
52 |
0 |
1038 |
0 |
16 |
0 |
6513 |
456 |
98 |
0 |
|
3 |
9465 |
594 |
142 |
3392 |
237 |
51 |
0 |
977 |
0 |
15 |
0 |
5097 |
357 |
76 |
0 |
|
4 |
7695 |
475 |
115 |
3336 |
234 |
50 |
0 |
915 |
0 |
14 |
0 |
3443 |
241 |
52 |
0 |
|
5 |
6162 |
372 |
92 |
3281 |
230 |
49 |
0 |
854 |
0 |
13 |
0 |
2027 |
142 |
30 |
681 |
|
6 |
5277 |
314 |
79 |
3226 |
226 |
48 |
0 |
792 |
0 |
12 |
0 |
1259 |
88 |
19 |
800 |
|
7 |
5277 |
314 |
79 |
3226 |
226 |
48 |
275 |
792 |
0 |
12 |
0 |
1259 |
88 |
19 |
800 |
|
8 |
6162 |
372 |
92 |
3281 |
230 |
49 |
200 |
854 |
0 |
13 |
0 |
2027 |
142 |
30 |
681 |
|
9 |
7695 |
475 |
115 |
3336 |
234 |
50 |
0 |
915 |
0 |
14 |
139 |
3443 |
241 |
52 |
0 |
|
10 |
9465 |
594 |
142 |
3392 |
237 |
51 |
0 |
977 |
0 |
15 |
0 |
5097 |
357 |
76 |
0 |
|
11 |
10998 |
697 |
165 |
3447 |
241 |
52 |
0 |
1038 |
0 |
16 |
0 |
6513 |
456 |
98 |
0 |
|
12 |
11883 |
755 |
178 |
3502 |
245 |
53 |
0 |
1100 |
0 |
17 |
0 |
7281 |
510 |
109 |
0 |
3. Основное и вспомогательное оборудование
3.1 Выбор числа и типа агрегатов
3.1.1 Построение режимного поля
Режимное поле - область допустимых режимов работы, проектируемой ГЭС. Верхней границей режимного поля является напорная характеристика при работе ГЭС с водохранилищем, наполненным до отметки НПУ, нижнем - при работе ГЭС с водохранилищем, сработанным до отметки УМО. Построение этих характеристик выполняется по следующему уравнению (таблица 3.1):
(3.1)
где - отметка уровня воды в верхнем бьефе, для верхней границы;
, для линии расчётного напора , для нижней границы ;
- отметка уровня воды в НБ в зависимости от расхода в НБ;
- потери напора в водоподводящих сооружения.
Ограничением слева на режимном поле является минимальный расход воды, определяемый заданным ограничением по условиям санитарного попуска:
(3.2)
Уравнение линии ограничения по расчётной установленной мощности имеет следующий вид:
(3.3)
где - установленная мощность Усть-Нерская ГЭС;
- коэффициент мощности;
- напор на ГЭС выбирается произвольно.
Уравнение линии ограничения по пропускной способности ГЭС:
(3.4)
где - максимальный расход через ГЭС. Определяется в точке пересечения линии ограничения по расчётной установленной мощности с линией расчётного напора;
- расчётный по мощности напор. Определяется в точке пересечения линии ограничения по расчётной установленной мощности с линией расчётного напора.
Результаты расчёты режимного поля представлены в таблице 3.1 и на рисунке 3.1.
Таблица 3.1 - Результаты расчёта режимного поля проектируемой станции
Кривая связи |
Напорные характеристики |
Линия ограничения по расчётной установленной мощности |
Линия ограничения по пропускной способности ГЭС |
|||||||
0 |
564,50 |
564,50 |
113,5 |
84,41 |
103,74 |
103 |
1350 |
88,49 |
1572 |
|
200 |
569,88 |
569,88 |
108,12 |
79,03 |
98,36 |
100 |
1391 |
85 |
1541 |
|
400 |
573,02 |
573,02 |
104,98 |
75,89 |
95,22 |
95 |
1464 |
80 |
1495 |
|
600 |
575,25 |
575,25 |
102,75 |
73,66 |
92,99 |
88,49 |
1572 |
75 |
1447 |
|
800 |
576,98 |
576,98 |
101,02 |
71,93 |
91,26 |
70,5 |
1403 |
|||
1000 |
578,39 |
578,39 |
99,61 |
70,52 |
89,85 |
67 |
1368 |
|||
1200 |
579,59 |
579,59 |
98,41 |
69,32 |
88,65 |
|||||
1400 |
580,63 |
580,63 |
97,37 |
68,28 |
87,61 |
|||||
1600 |
581,54 |
581,54 |
96,46 |
67,37 |
86,7 |
|||||
1800 |
582,36 |
582,36 |
95,64 |
66,55 |
85,88 |
|||||
2000 |
583,09 |
583,09 |
94,91 |
65,82 |
85,15 |
|||||
2200 |
583,77 |
583,77 |
94,23 |
65,14 |
84,47 |
|||||
2400 |
584,39 |
584,39 |
93,61 |
64,52 |
83,85 |
Рисунок 3.1 - Режимное поле Усть - Нерская ГЭС
Из построенного режимного поля определяем:
- максимальный напор. Определяется в точке пересечения напорной характеристики по НПУ и линии ограничения по минимальному расходу:
(3.5)
- максимальный расход. Определяется в точке пересечения линии ограничения по расчётной установленной мощности с линией расчётного напора:
(3.6)
- расчётный напор. Определяется в точке пересечения линии ограничения по расчётной установленной мощности с линией расчётного напора
(3.7)
- минимальный напор. Определяется в точке пересечения напорной характеристики при УМО и линии ограничения по пропускной способности ГЭС:
(3.8)
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам
Гидротурбины выбираем, исходя из величины максимального напора на станции и отношения минимального напора у предельному напору турбины. При этом если это отношение выбранной турбины больше, значит, данный тип турбины не подходит.
В таблице 3.2 представлены характеристики модельных гидротурбин, подходящих по вышеперечисленным условиям.
Таблица 3.2 - параметры выбранных типов модельных гидротурбин
Параметр |
РО115 - В |
||
Предельный напор , м |
115 |
115 |
|
0,5 |
0,6 |
||
Приведённая частота вращения оптиума |
83 |
74,5 |
|
Приведённый расход оптиума |
830 |
900 |
|
КПД оптиума , о.е. |
0,916 |
0,927 |
|
Приведённый расход максимальный |
950 - 1100 |
960 - 1080 |
|
Коэффициент кавитации при приведённом расходе максимальном |
0,23 - 0,30 |
0,12 - 0,15 |
|
Диаметр , м |
0,460 |
0,515 |
|
Напор , м |
4 |
4 |
|
Температура воды при испытаниях |
10 |
2 |
|
Приведённый расход воды в расчётной точке |
1,08 |
1,08 |
|
Кинематический коэффициент вязкости, |
1,3 |
1,678 |
Из условия, что доставка оборудования на ГЭС будет производиться железнодорожным транспортом, диаметр рассчитываемых типов гидротурбин следует брать менее 6, 3 (м) (таблица 5.3, 5.4).
Коэффициент полезного действия натурной гидротурбины определяем по формуле:
(3.9)
где - коэффициент полезного действия модельной гидротурбины в точке оптимума (таблица 3.2);
- коэффициент, выражающий отношение потерь трения ко всем гидравлически потерям;
- диаметр модельной гидротурбины (таблица 3.2);
- диаметр натуральной гидротурбины, по справочным данным;
- напор на модельной гидротурбине (таблица 3.2);
- расчётный напор натуральной гидротурбины, формула (3.7);
- кинетический коэффициент вязкости воды натуральной гидротурбины;
- кинематический коэффициент вязкости воды модельной гидротурбины (таблица 3.2).
Для радиально - осевых типов гидротурбин коэффициент, выражающий отношение потерь трения ко всем гидравлическим потерям, определяется из следующего условия:
(3.10)
где - приведённый расход воды в расчётной точке;
- приведённый расход воды в точке оптимума (таблица 3.2).
Приведённый расход воды в расчётной точке определяется в точке пересечения горизонтальной линии, проходящей через оптимум универсальной характеристики, и линии ограничения (для радиально - осевых типов турбин - линия 5% запаса мощности) (таблица 3.2).
Для выбранных типов гидротурбин , значит, исходя из условия (3.9):
(3.11)
Кинематический коэффициент вязкости зависит от температуры воды при испытаниях и определяется по справочным данным []. Для модельных гидротурбин - таблица 3.2.
Средняя температура реки Индигирка:
(3.12)
по справочным данным:
(3.13)
Принимаем коэффициент полезного действия гидрогенератора:
(3.14)
Мощность агрегата в расчётной точке:
(3.15)
где - средний коэффициент полезного действия генератора из выражения (3.14).
Число агрегатов:
(3.16)
где - мощность агрегата из выражения (3.15).
Очевидно, в общем случае число агрегатов получится дробное, что потребует округления его в большую сторону до цело числа и, следовательно, затем уточнения мощности агрегата, после округления числа агрегатов до целого числа. Число агрегатов рекомендуется принимать кратное 2 или 3 для того, чтобы главная схема электрических соединений была симметричной.
Частота вращения турбины:
(3.17)
где - приведённая частота вращения модельной гидротурбины в расчётной точке (таблица 3.2);
- поправка на приведённую частоту вращения при переходе от модели к натуре, равная отношению КПД натурной турбины к КПД модели расчётной точке.
По полученной синхронной частоте вращения необходимо принять ближайшее большее стандартное значение синхронной частоты вращения по известному стандартному ряду.
Для выбранного максимально диаметра турбины и стандартного значения синхронной частоты вращения необходимо нанести на главную универсальную характеристику линии приведённой частоты вращения, соответствующие известным напорам турбины , и предварительно вычислив три значения приведённой частоты вращения для указанных напоров по формуле:
(3.18)
где - стандартное значение синхронной частоты вращения;
- напор на станции, соответствует , и .
Произведение приведённого расхода в расчётной точке на КПД:
(3.19)
Правая часть уравнения (3.19) является константой при всех известных его параметрах, а левая часть определяется подбором такой точки на линии , чтобы произведение в этой точке обеспечивало выполнение указанного равенства.
Необходимо сделать перерасчёт режимного поля на координаты универсальной характеристики.
Верхняя и нижняя граница режимного поля есть горизонтальные линии, соответствующие максимальному и минимальному напору, посчитанные по формуле (3.18).
Левая граница режимного поля - линия ограничения по минимальному расходу. приведённый расход определяем по формуле:
(3.20)
где - минимальный расход через станцию из выражения (3.2).
Так как напор на станции по универсальной характеристике является величиной не постоянной, значит, линия ограничения по минимальному расходу будет вертикальной.
Правая граница пересчитанного режимного поля состоит из двух линий. Верхняя линия проводится параллельно линиям открытия направляющего аппарата. Нижняя линия строится по двум точкам, одна из которых - расчётная точка, а другая - точка, определённая по формуле (3.19), подстановкой в формулу не расчётного напора, а максимального.
Рассчитанные по формулам (3.15) - (3.20) величины для разных диаметров натуральных турбин сводим в таблицы В.1 и В.2 приложение В.
Произведения , в таблицах В.1 и В.2 приложение В, представлены в для удобства определения их на универсальных характеристиках.
Выбор подходящего типа гидротурбин производим в следующем порядке. В первую очередь отсеиваем типы турбин, левая граница режимного поля которая входит за пределы универсальной характеристики или находится в непосредственной близости к оптимуму или за ним. прикидываем положение расчётной точки, и отсеиваем гидротурбины, в которых она левее или очень близко к оптимуму. далее отсеиваем турбины, у которых в промежутке между максимальными и минимальными приведёнными оборотами оптимум находится слишком близко к линии максимальных оборотов (из условия, что турбина должна работать с наибольшим КПД в диапазоне напоров от максимального до расчётного).
Из анализа таблиц В.1 и В.2 приложения В восемь гидротурбин РО115 - В с следующими параметрами:
(3.21)
(3.22)
(3.23)
Главная универсальная характеристика турбины РО115 - В с построенным режимным полем представлена в приложении В, рисунок В.1.
3.2 Гидротурбины и их проточная часть
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины
Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины производится с целью обеспечения её бескавитационной работы.
Расчётное значение высоты отсасывания определяется наиболее неблагоприятным с точки зрения кавитации режимом работы гидротурбинного оборудования. Полное представление о таких режимах даёт кавитационная характеристика, которая представляет собой совмещение кривой связи нижнего бьефа и характеристики при различном числе работающих агрегатов ГЭС.
Высоты направляющего аппарата модельной турбины:
(3.24)
где - диаметр рабочего колеса модельной гидротурбины (таблица 3.2). Высота направляющего аппарата натурной турбины:
(3.25)
Для поворотно - лопастных диагональных гидротурбин:
(3.26)
где - высота направляющего аппарата натурной турбины из выражения (3.25).
Принимаем коэффициент запаса по кавитации при переходе от модельной гидротурбины к натурной в пределах 1,05 - 1,15:
(3.27)
Высота отсасывания:
(3.28)
где - барометрической давление;
- отметка НБ в зависимости от расхода в НБ;
- коэффициент запаса по кавитации при переходе от модельной гидротурбины к натурной из выражения (3.27);
- коэффициент кавитации, определяемый по главной универсальной характеристике для расчётных условий;
- напор на турбине, определяемый уровнем верхнего бьефа и ;
- разность высотных отметок двух характерных плоскостей модельной и натурной турбин, выражение (3.26).
Анализ кавитационной характеристики показывает, что наиболее опасными с точки зрения кавитации, т.е. требующими наибольшего заглубления являются, как правило, три режима:
- работа одного агрегата с установленной мощностью при отметке НПУ;
Приданном режиме работы расход через турбину будет минимальным, а напор на турбине будет максимальным. Данный режим соответствует на режимное поле (приложение В, рисунок В.1) точке пересечения напорной характеристики при НПУ и линии ограничения по минимальному расходу.
Пересчитаем эту точку в координаты главной универсальной характеристики. используя формулу (3.18):
(3.29)
На главной универсальной характеристике (приложение В, рисунок В.1) находим точку пересечения горизонтальной прямой, посчитанной частоты, и линии ограничения по генератору. В этой точке определяем:
(3.30)
По кривой связи НБ (рисунок 1.1 и 1.2):
(3.31)
Пользуясь формулой (3.28) определяем высоту отсасывания:
(3.32)
- работа ГЭС с установленной мощность при отметке НПУ;
Данному режиму соответствует режим работы станции с минимальным напором. данный режим соответствует на режимном поле (приложение В, рисунок В.1) точке пересечения напорной характеристики при УМО и линии ограничения по пропускной способности ГЭС.
Пересчитаем эту точку в координаты главной универсальной характеристики, используя формулу (3.18):
(3.33)
На главной универсальной характеристике (приложение В, рисунок В.1) находим точку пересечения горизонтальной прямой, посчитанной частоты, и линии ограничения по генератору. В этой точке определяем:
(3.34)
По кривой связи НБ (рисунок 1.1 и 1.2):
(3.35)
Пользуясь формулой (3.28) определяем высоту отсасывания:
(3.36)
- работа всех агрегатов с установленной мощностью при расчётном по мощности напоре.
Данному режиму соответствует режим работы станции с максимальным расходом и расчётным напором. данный режим соответствует режимном поле (приложение В, рисунок В.1) расчётной точке.
Пересчитаем эту точку в координаты главной универсальной характеристики, используя формулу (3.18):
(3.37)
На главной универсальной характеристике (приложение В, рисунок В.1) находим точку пересечения горизонтальной прямой, посчитанной частоты, и линии ограничения по генератору. В этой точке определяем:
(3.38)
По кривой связи НБ (рисунок 1.1 и 1.2):
(3.39)
Пользуясь формулой (3.28) определяем высоту отсасывания:
(3.40)
Из условия обеспечения бескавитационной работы высоту отсасывания выбирают такой, чтобы обеспечить бескавитационную работу во всех режима:
(3.41)
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части
По чертежу проточной части модельной гидротурбины определяем основные геометрические размеры гидротурбины.
Диаметр выбранной гидротурбины в выражении (3.21), диаметр направляющего аппарата - (3.22), число лопаток направляющего аппарата - (3.23), высота направляющего аппарата - (3.25).
Высота отсасывающей трубы:
(3.42)
Диаметр спиральной камеры на входе:
(3.43)
Угол охвата спиральной камеры:
(3.44)
Ширина спиральной камеры:
(3.45)
Длин отсасывающей трубы:
(3.46)
3.2.3 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки
Наиболее крупными элементами по габаритам системы регулирования гидротурбин является маслонапорная установка (МНУ), размещение которой должно быть предусмотрено при проектировании строительной части здания ГЭС. Она обеспечивает подачу масла под давлением. На сливном баке, смонтированы маслонасосные агрегаты, периодически пополняющие запасы масла в котле. Габаритные размеры МНУ определяются объёмом масловоздушного котла, зависящего от суммарного объёма сервомоторов, обслуживаемых одной МНУ. По номограмме предварительно определяем маслонапорную установку МНУ6,3/1-40-8-2.
Для радиально - осевой турбины работоспособность сервомоторов, обслуживающих направляющий аппарат:
(3.47)
где - коэффициент, полученный на основе опытов, для радиально - осевых турбин равен 0,04; - объёмный вес воды, ;
- максимальный напор на турбину из выражения (3.5);
- высота направляющего аппарата турбины из выражения (3.25).
Назначаем номинальное давление котла исходя из номограммы []:
(3.48)
Необходимый объём сервомотора:
(3.49)
где - работоспособность сервомоторов из выражения (3.48);
- номинальное давление котла из выражения (3.49).
МНУ должна содержать запас масла, обеспечивающий работу системы автоматического регулирования при самых неблагоприятных режимах работы сервомоторов (например, полное закрытие направляющего аппарата турбины после израсходования масла на процесс регулирования).
Поэтому объём масловоздушного котла на много превышает объём обслуживающих МНУ сервомоторов и не только из-за того, что две трети котла заполнены воздухом, но и для аккумуляции необходимого запаса масла (производительность маслонасоса не компенсирует возможного максимального расхода масла). С учётом этих требований объём котла:
(3.50)
Рассчитанная МНУ соответствует выбранной по номограмме. Назначаем МНУ6,3/1-40-8-2. Обозначение типоразмера гидроаккумулятора ГА 6,3/1-40, маслонасосного агрегата МА 8-2; номинальный объём - 6,3 м3; число сосудов - 1; номинальный объём сливного бака - 8,0 м3; масса не более 11,2 т; два насоса 3В40/40ГТ подачей 8,9 л/с мощностью 53 кВт; электродвигатель 4А225М4 мощностью 55 кВт и частотой вращения 1450 об/мин.
Габаритные размеры:
? диаметр бака гидроаккумулятора 1664 мм;
? диаметр опорного кольца гидроаккумулятора 2050 мм;
? полная высота бака гидроаккумулятора 3650 мм;
? от пола до верхнего фланца 3070 мм;
? диаметр входного фланца 150 мм;
Выбираем электрогидравлический регулятор ЭГР-2И1-150-11. Тип панели электрооборудования ?ЭГР-2И1:
? формирование основного сигнала регулирования по ПИД закону;
? выходной усилитель с применением транзисторов;
? частоточувствительный элемент интегратор, управляемый частотой;
? формирование изодромной обратной связи по выходному сигналу электрического интегратора.
Тип гидромеханической колонки управления - ЭГР-150-11.
Габаритные размеры электрогидравлического регулятора:
? высота 1300 мм;
? длинна 3030 мм;
? ширина 2716 мм. масса - 150 кг.
3.3 Гидрогенераторы
Гидрогенератор подбирается по справочным данным серийных типов по расчётному значению его номинальной активной и синхронной частоте вращения. Выбираем СВ-855/235-32. генератор подвесного типа общей массой 890 т.
Параметры гидрогенератора:
- номинальная полная мощность:
(3.51)
- номинальная активная мощность:
(3.52)
- коэффициент мощности:
(3.53)
- номинальное напряжение:
(3.54)
- номинальная частота вращения:
(3.55)
- сверхпереходное продольное сопротивление:
(3.56)
- переходное продольное сопротивление:
(3.57)
- продольное сопротивление:
(3.58)
- номинальный ток возбуждения:
(3.59)
- номинальное напряжение возбуждения:
(3.60)
- коэффициент полезного действия:
(3.61)
- диаметр по корпусу статора:
(3.62)
- диаметр по корпусу ротора:
(3.63)
- высота гидрогенератора:
(3.64)
4. Электрическая часть
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений
Электрические схемы ГЭС строятся, как правило, по блочному принципу. Все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами. Выбор главной схемы является одним из самых ответственных этапов проектирования электрических станций, так как от этого зависит надёжность работы электроустановок, её экономичность, оперативная гибкость, удобство эксплуатации, безопасность обслуживания и возможность дальнейшего расширения.
На Усть-Нерской ГЭС запроектируем четыре укрупнённых блока, так как будет всего 8 агрегатов.
Класс напряжения проектируемого распределительного устройства принимаю 220 кВ, так как в районе, в котором расположена гидроэлектростанция, проложены сети напряжения того же класса.
На рисунке 4.1 представлена структурная схема ГЭС с укрупнёнными блоками: 4 блока с трёхфазными двухобмоточными трансформаторами, присоединёнными к шинам РУ 220 кВ.
Рисунок 4.1 - Схема с укрупнёнными блоками
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС
4.2.1 Выбор синхронных генераторов
Генератор СВ-855/235-32:
- номинальная частота вращения, об/мин…………………...187,5
- номинальная частота мощность: - полная …….….176,5
- активная ……………….150
- номинальная частота мощность …………….…………..13,8
- номинальная коэффициент мощности ……….…….0,85
- номинальный ток ………….……………………………..1,565
- сверхпереходное индуктивное сопротивление ……….0,17
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов
Принимаю трансформатор типа ТДЦ-200000/220:
- номинальная мощность ……………………......200
- номинальное напряжение …………………………......242
- номинальное напряжение …………………...............13,8
- потери холостого хода …………………....................580
- потери короткого замыкания …………………............200
- напряжение короткого замыкания …………………........11
- ток холостого хода ………………………….......................0,45
4.2.3 Выбор трансформатора собственных нужд
Доля мощности, потребляемой на собственные нужды станции составляет 1% от :
(4.1)
Условие выбора трансформатора собственных нужд записывается в виде: :При этом ближайшая стандартная мощность трансформатора составляет 2500 кВ•А. Выбираю трансформатор ТМ2500/13,8(6,3):
- номинальная мощность ……............2500
- номинальное напряжение ………………13,8
- номинальное напряжение …………..........6,3
4.3 Выбор сечения и количества проводов ЛЭП
Для расчёта принимаем одноцепные линии электропередачи.
Пропускная способность на одну цепь на напряжение 220 кВ составляет .
Полная мощность на одну цепь:
(4.2)
Полная передаваемая мощность через повышающий трансформатор:
где - количество генераторов.
(4.3)
Количество линий определим по выражению:
(4.4)
Максимальный ток:
(4.5)
Расчётный ток:
(4.6)
где - коэффициент, учитывающий изменения тока по годам эксплуатации, - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии и её значение в максимуме ЭЭС. В соответствии со значением максимального тока выбираю провода марки АС500/64, для которого удельное индуктивное сопротивление равно: на 50 км линии, удельное активное сопротивление равное: на 50 км линии.
Проверка по нагреву в послеаварийном режиме:
(4.7)
(4.8)
Окончательно принимаем провод АС500/64.
Расчётный ток аварийного режима определяется при отключении одной из линий:
(4.9)
4.4 Выбор схем РУ и проектирование главной схемы ГЭС
Число присоединений РУ-220 кВ: 12 (8 ВЛЭП 220 кВ, 4 блока). По рекомендации стандарта организации ОАО «ФСК УЭС» СТО 56947007 - 29.240.30.010 - 2008 при данном числе присоединений для данного класса напряжения РУ выбираем две системы сборных шин с междушинным выключателем.
4.5 Расчёт токов КЗ
4.5.1 Составление схемы замещения
Структура схемы для расчёта токов КЗ представлены на рисунке 4.2.
Рисунок 4.2 - Расчётная схема замещения
Для генераторного напряжения расчётной является точка К-1 (на выводах генератора), для расчётной точкой является К-2 (СШ 220 кВ).
Расчёт токов КЗ будем производить на персональном компьютере в специализированном программном комплексе «RastrWin».
Энергетическая система является источником бесконечной мощности, по сравнению с мощностью проектируемой ГЭС, поэтому сопротивление системы принимаем равным нулю.
Принимаем допущение, что сверхпереходные индуктивные сопротивления по продольной и поперечной осям одинаковы:
(4.10)
Рассчитаем сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи в именованных единицах.
Для синхронных генераторов:
(4.11)
где - сверхпереходное сопротивление по продольной оси, о.е.;
- номинальная мощность генератора, МВ•А.
(4.12)
где - постоянная времени затухания апериодической составляющей гидрогенератора, с; - частота сети,
(4.13)
(4.14)
Сопротивление линий связи 220 кВ с энергосистемой:
(4.15)
где - индуктивное сопротивление линии на 1 км длины, Ом/км;
- длина линии, км; - число параллельных линий.
(4.16)
где - активное сопротивление линии на 1 км длины, Ом/км.
Тогда индуктивное сопротивление ВЛЭП:
(4.17)
(4.18)
Сопротивление трансформаторов:
(4.19)
(4.20)
Схема замещения представлена на рисунке 4.3.
Рисунок 4.3 - Схема замещения для расчётов токов КЗ
4.5.2 Расчёт токов КЗ с помощью программного обеспечения RastrWin
Результаты расчётов в программе для точки трёхфазного и однофазного короткого замыкания на сборных шинах 220 кВ, трёхфазного КЗ на главных выводах генератора представлены в таблицах 4.1, 4.2, 4.3, 4.4, и 4.5.
Таблица 4.1 - Исходные данные по узлам
Тип |
Номер |
Название |
||
у |
1 |
Система |
230 |
|
у |
2 |
Сборные шины |
230 |
|
у |
3 |
Генератор 1 |
15,6 |
|
у |
4 |
Генератор 2 |
15,6 |
|
у |
5 |
Генератор 3 |
15,6 |
|
у |
6 |
Генератор 4 |
15,6 |
|
у |
7 |
Генератор 5 |
15,6 |
|
у |
8 |
Генератор 6 |
15,6 |
|
у |
9 |
Генератор 7 |
15,6 |
|
у |
10 |
Генератор 8 |
15,6 |
Таблица 4.2 - Исходные данные по ветвям
Тип |
|||||||
ЛЭП |
1 |
2 |
0,38 |
2,58 |
- |
7,74 |
|
Трансформатор |
2 |
3 |
0,85 |
32,21 |
0,057 |
32,21 |
|
Трансформатор |
2 |
4 |
0,85 |
32,21 |
0,057 |
32,21 |
|
Трансформатор |
2 |
5 |
0,85 |
32,21 |
0,057 |
32,21 |
|
Трансформатор |
2 |
6 |
0,85 |
32,21 |
0,057 |
32,21 |
|
Трансформатор |
2 |
7 |
0,85 |
32,21 |
0,057 |
32,21 |
|
Трансформатор |
2 |
8 |
0,85 |
32,21 |
0,057 |
32,21 |
|
Трансформатор |
2 |
9 |
0,85 |
32,21 |
0,057 |
32,21 |
|
Трансформатор |
2 |
10 |
0,85 |
32,21 |
0,057 |
32,21 |
Таблица 4.3 - Исходные данные по генераторам
Состояние в схеме нулевой последовательности |
Название |
Номер |
|||||
x |
1 |
Генератор 1 |
3 |
0,015 |
0,18 |
15,6 |
|
x |
2 |
Генератор 2 |
4 |
0,015 |
0,18 |
15,6 |
|
x |
3 |
Генератор 3 |
5 |
0,015 |
0,18 |
15,6 |
|
x |
4 |
Генератор 4 |
6 |
0,015 |
0,18 |
15,6 |
|
x |
5 |
Генератор 5 |
7 |
0,015 |
0,18 |
15,6 |
|
x |
6 |
Генератор 6 |
8 |
0,015 |
0,18 |
15,6 |
|
x |
7 |
Генератор 7 |
9 |
0,015 |
0,18 |
15,6 |
|
x |
8 |
Генератор 8 |
10 |
0,015 |
0,18 |
15,6 |
|
9 |
Система |
1 |
0 |
0 |
230,0 |
Таблица 4.4 - Место короткого замыкания и результаты расчёта в точке №2
Тип |
Точка КЗ |
||
3ф |
2 |
14,4 |
|
1ф |
2 |
5,96 |
Таблица 4.5 - Токи трёхфазного КЗ на шинах генератора в точке №3
Источник тока |
Величина тока 3ф КЗ |
|
Г1 |
86,43 |
4.5.3 Расчёт ударного тока на СШ РУ-220 кВ
Выполняем расчёт в программе с помощью шунта и находим эквивалентные сопротивления для узла 2.
Полученное значение - Ом.
Постоянная времени затухания для эквивалентной системы рассчитанная с помощью ПК:
(4.21)
Ударный коэффициент:
(4.22)
Ударные токи КЗ:
(4.23)
4.5.4 Расчёт ударного тока КЗ на шинах генератора
Выполняем расчёт в программе с помощью шунта и находим эквивалентные сопротивления для узла 3.
Полученное значение - Ом.
Постоянная времени затухания для эквивалентной системы рассчитанная с помощью ПК:
(4.24)
Ударный коэффициент:
(4.25)
Ударные токи КЗ:
(4.26)
4.5.5 Результаты расчёты токов короткого замыкания
Результаты расчёта токов КЗ представлены в таблице 4.6.
Таблица 4.6 - Результаты расчётов токов короткого замыкания
Точка КЗ |
||||
К1 (шины 220 кВ) |
14,4 |
5,96 |
15,00 |
|
К2 (шины Г1 - Г8 13,8 кВ) |
86,43 |
- |
224,90 |
4.5.6 Выбор аппаратов и проводников по условиям рабочего режима
Значения рабочих токов присоединений необходимы для выбора аппаратов и проводников по рабочему режиму. Рабочий режим делится на нормальный и утяжелённый.
По нормальным режимом установки принимают режим, предусмотренный планом эксплуатации. В нормальном режиме функционируют все элементы данной электроустановки без вынужденных отключений и без перегрузок.
Утяжелённым режимом называется режим при вынужденном отключении части присоединений вследствие их повреждения или связи с профилактическим ремонтом. При этом рабочие токи других присоединений могут заметно увеличиться и значительно превышать рабочие токи нормального рабочего режима.
4.6 Выбор электрических аппаратов
4.6.1 Определения расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов
Расчётный ток присоединения генераторов :
(4.27)
Расчётный ток присоединения трансформатора определяется рабочим током генератора:
(4.28)
Присоединения линий связи с системой 220 кВ:
(4.29)
(4.30)
Присоединение отпаечного трансформатора собственных нужд на генераторном напряжении 13,8 кВ:
(4.31)
4.6.2 Выбор выключателей и разъединителей
Для установки на генераторном напряжении принимаем элегазовые выключатели типа FKG1N-24-80/10800, французской машиностроительной компании «ALSTOM».
Таблица 4.7 - Сводная таблица по выбору высоковольтных аппаратов генераторного напряжения 13,8 кВ
Расчетные данные |
Каталожные данные |
||
Выключатель элегазовый генераторный фирмы «ALSTOM» FKG1N-24-80/10800 |
Разъединитель внутренней |
||
Таблица 4.8 - сводная таблица по выбору высоковольтных аппаратов КРУЭ - 220 кВ
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
Комплектное распределительное устройство элегазовые фирмы «ALSTOM» B105-220-40/3150 |
||
4.7 Выбор ОПН
Ограничители перенапряжений являются средством ограничения перенапряжений на изоляции электрооборудования подстанций и линий, повышения надёжности работы защищаемого объекта.
Выбор ОПН произведём по напряжению в местах их установки.
Условие выбора
Устанавливаемые ОПН:
1) На закрытые шинные токопровода между генератором и трансформатором выбираем ОПН типа ОПН-П1-15/18/10/2УХЛ1;
2) На стороне ВН блочного трансформатора ТДЦ - 200000/220 и КРУЭ 220 кВ выбираем ОПН типа ОПН - П1 - 220/163/10/2УХЛ1 (ЗАО «ЗЭТО»).
5. Релейная защита и автоматика
Силовое электрооборудование электростанций, подстанций и электрических сетей должно быть защищено от коротких замыканий и ненормальных режимов работы устройствами релейной защиты и противоаварийной автоматики (в том числе устройствами регулирования), которые по принципам действия, уставкам, настройке и выходным воздействиям должны соответствовать схемам и режимам работы защищаемого объекта и постоянно находиться в работе, кроме устройств, выводимых из работы в соответствии со своим назначением и принципом действия.
В соответствии с действующими «Правилами устройства электроустановок» высоковольтное оборудование должно быть оборудовано устройствами релейной защиты и автоматики (РЗА), предназначенными для:
- автоматического отклонения повреждённого элемента от остальной, неповреждённой части электрической системы (обеспечения селективности действия защиты);
- реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы;
- обеспечения наименее возможного времени отключения ЕЗ в целях сохранения оборудования и продолжения бесперебойной работы неповреждённой части оборудования.
5.1 Перечень защит основного оборудования
В соответствии с ПУЭ принимаем к установке необходимые виды защит основного оборудования проектируемой ГЭС.
Защита генератора СВ-855/235-32- (воздушное охлаждение):
- продольная дифференциальная защита генератора (от междуфазных КЗ в обмотках статора генератора и на его выводах, а также от двойных замыканий);
- защита от замыканий на землю обмотки статора (от однофазных замыканий на землю обмотки статора генератора);
- защита от повышения напряжения (для предотвращения недопустимого повышения напряжения);
Подобные документы
Выбор и расчет устройства релейной защиты и автоматики. Расчёт токов короткого замыкания. Типы защит, схема защиты кабельной линии от замыканий. Защита силовых трансформаторов. Расчетная проверка трансформаторов тока. Оперативный ток в цепях автоматики.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 08.01.2012Выбор системы релейной защиты блока генератор-трансформатор электрической станции. Расчет уставок срабатывания и разработка схемы подключения выбранных устройств релейной защиты. Техническое обслуживание дифференциального устройства защиты типа ДЗТ-21.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 22.02.2015Проектирование турбогенератора с косвенной водородной системой охлаждения, включающее создание обмоток статора и ротора и с непосредственным водородным охлаждением сердечника статора. Расчет намагничивающей силы и тока обмотки возбуждения при нагрузке.
курсовая работа [581,1 K], добавлен 12.01.2011Определение главных размеров электромагнитных загрузок, числа пазов статора и ротора, витков в фазе обмотки и зубцовой зоны. Расчет магнитной цепи статора и ротора. Параметры асинхронного двигателя. Определение потерь и коэффициента полезного действия.
курсовая работа [956,2 K], добавлен 01.06.2015Проектирование синхронных генераторов Marathon Electric, состоящих из главного статора и ротора, статора и ротора возбудителя, вращающегося выпрямителя и регулятора напряжения. Характеристики и механический расчет синхронных двигателей серии Magnaplus.
курсовая работа [2,0 M], добавлен 19.09.2012Определение Z1, W1 и площади поперечного сечения провода обмотки статора. Расчет размеров зубцовой зоны статора и воздушного зазора. Напряжение на контактных кольцах ротора при соединении обмотки ротора в звезду. Сечение проводников обмотки ротора.
реферат [383,5 K], добавлен 03.04.2009Выбор главных размеров статора, ротора и короткозамыкающего кольца. Сопротивление обмотки короткозамкнутого ротора с закрытыми пазами. Масса двигателя и динамический момент инерции ротора. Вентиляционный расчет двигателя с радиальной вентиляцией.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 15.10.2012Расчёт токов короткого замыкания в объеме, необходимом для выбора защит. Выбор коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, необходимых для выполнения релейной защиты и автоматики. Разработка полных принципиальных схем релейной защиты.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 14.12.2017Определение внутреннего диаметра статора и длины магнитопровода, предварительного числа эффективных проводников в пазу. Плотность тока в обмотке статора. Расчет размеров зубцовой зоны статора и воздушного зазора. Магнитное напряжение воздушного зазора.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 25.01.2015Выбор обмоточных данных и тепловой и механический расчёт статора и ротора. Определение электромагнитных нагрузок, характеристик холостого хода, тока возбуждения в номинальном режиме, потерь и к.п.д., нажимного кольца, пальцев и стяжных рёбер статора.
курсовая работа [300,9 K], добавлен 24.12.2012