ПРОЕКТИРОВАНИЕ АДЫЧАНСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ АДЫЧА. ТРЕБОВАНИЯ К АИИС КУЭ НА ГЭС И ЕЕ РЕАЛИЗАЦИЯ

Сокращенный паспорт Адычанской ГЭС 8
ВВЕДЕНИЕ 10
1 Общие сведения 11
1.1 Природные условия 11
1.1.1 Климат 11
1.1.2 Гидрологические данные 11
1.1.3 Сейсмологические условия 11
1.1.4 Инженерно-геологические условия 12
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 12
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водно-энергетические расчёты 13
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов при заданной обеспеченности стока 13
2.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 14
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 15
2.4 Определение типа регулирования ГЭС 16
2.5 Водно-энергетический расчёт ГЭС годового регулирования при заданной отдаче воды в нижний бьеф 16
2.6 Баланс энергии 17
2.7 Водно-энергетический расчёт в маловодном году 17
2.8 Определение рабочих мощностей 18
2.9 Определение установленной мощности ГЭС. Расчёт резервов и планирование капитальных ремонтов оборудования 19
2.10 Баланс мощностей 20
2.11 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в среднем по водности году 21
2.12 Построение режимного поля 21
3 Основное и вспомогательное оборудование 22
3.1 Выбор гидротурбины по главным универсальным характеристикам 22
3.1.1 Выбор системы и типа гидротурбины 22
3.1.2 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 22
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 24
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 25
3.4 Гидромеханический расчёт бетонной спиральной камеры 27
3.5 Расчёт деталей и узлов гидротурбины 30
3.5.1 Расчёт вала на прочность 30
3.5.2 Расчёт подшипника 30
3.5.3 Выбор типа маслонапорной установки 31
3.5.4 Выбор электрогидравлического регулятора 31
4 Электрическая часть 32
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 32
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 32
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 32
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным блоком 32
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупнённым блоком 33
4.2.4 Выбор трансформатора собственных нужд 34
4.3 Выбор количества отходящих ВЛ РУ ВН и марки проводов ВЛ 34
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании ТЭР 35
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего напряжения 36
4.6 Расчёт токов КЗ для выбора электрических аппаратов 37
4.6.1 Расчёт исходных данных 37
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчёт токов короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 38
4.7 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 38
4.8 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении 10,5 кВ 39
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 39
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 40
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 40
4.9 Выбор параметров КРУЭ 41
5 Релейная защита 41
5.1 Паспортные данные защищаемого оборудования 41
5.2 Выбор системы возбуждения и выпрямительного трансформатора 42
5.3 Расчёт токов короткого замыкания 43
5.3.1 Расчёт номинальных параметров 43
5.3.2 Расчёт токов КЗ в точке К-3 45
5.3.3 Расчёт токов КЗ минимального режима в точке К-3 46
5.3.4 Расчёт токов КЗ максимального режима в точке К-1 48
5.3.5 Расчёт токов КЗ минимального режима в точке К-1 49
5.3.6 Расчёт токов КЗ максимального режима в точке К-2 50
5.3.7 Расчёт токов КЗ минимального режима в точке К-2 51
5.4 Выбор трансформатора тока 51
5.4.1 Расчёт номинальных токов и приведение их на сторону ТТ 53
5.5 Описание защит и расчёт их уставок 53
5.5.1 Защиты трансформатора возбуждения (I>ТВ), (I>> ТВ) 53
5.5.2 Продольная дифференциальная защита генератора (I?G) 55
5.3.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора (Un(U0)) 57
5.5.4 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 59
5.5.5 Защита от несимметричных КЗ и перегрузок (I2) 61
5.5.6 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 65
5.5.7 Защита от симметричных перегрузок (I1) 65
5.5.8 Защита от перегрузки ротора (Iр) 67
5.6 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор и высоковольтных воздушных линий 68
5.7 Таблица уставок и матрица отключений 69
6 Компоновка сооружения гидроузла 69
6.1 Определение класса ГТС 69
6.2 Проектирование сооружений напорного фронта 69
6.2.1 Определение отметки гребня плотины 69
6.2.1.1 Грунтовая плотина 69
6.2.1.2 Бетонная плотина 71
6.2.2 Гидравлические расчёты 71
6.2.2.1 Определение ширины водосливного фронта 71
6.2.2.2 Определение отметки гребня водослива 72
6.2.2.3 Проверка пропуска поверочного расчётного расхода 73
6.2.2.4 Построение профиля водосливной грани 75
6.2.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 75
6.2.2.6 Гашение энергии с помощью комбинированного колодца 76
6.2.3 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные
водосбросы 79
6.3 Конструирование плотины 79
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 79
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 80
6.3.3 Быки 80
6.3.4 Устои 80
6.3.5 Дренаж тела бетонных плотин 81
6.3.6 Галереи в теле плотины 81
6.4 Основные элементы плотины 81
6.4.1 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 81
6.4.1.1 Противофильтрационная завеса 81
6.4.1.2 Дренажные устройства в основании 82
6.5 Обоснование безопасности и надёжности бетонной плотины 82
6.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 83
6.5.1.1 Вес сооружения и затворов 83
6.5.1.2 Сила гидростатического давления воды 83
6.5.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 84
6.5.1.4 Сила фильтрационного давления 84
6.5.1.5 Давление грунта 85
6.5.1.6 Волновое давление 86
6.5.2 Оценка прочности плотины 86
6.5.3 Критерии прочности плотины и её основания 88
6.5.4 Обоснование устойчивости плотины 89
6.6 Организация строительства. Расчет перемычек первой очереди 90
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния
Адычанской ГЭС 91
7.1 Общие сведения о районе строительства 92
7.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 92
7.3 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период строительства 95
7.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период эксплуатации 96
7.5 Производственный экологический контроль 97
7.6 Экологический учет и отчетность 97
8 Технико-экономическое обоснование 98
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 98
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 98
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 98
8.1.3 Налоговые расходы 100
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 100
8.3 Анализ денежных потоков 100
8.4 Оценка инвестиционного проекта 101
8.4.1 Методология, исходные данные 101
8.4.2 Коммерческая эффективность 101
8.4.3 Бюджетная эффективность 102
9 Требования к автоматизированной информационно-измерительной системе коммерческого учета электроэнергии на ГЭС и ее реализация 102
9.1 Функциональное назначение АИИС КУЭ 102
9.2 Описание средства измерений 103
9.3 Работа системы 105
9.4 Оборудование 106
9.4.1 Электросчётчики 106
9.4.2 Устройства сбора и передачи данных (УСПД) 107
9.4.3 Шкаф АСКУЭ 107
9.5 Синхронизация времени в системе АСКУЭ 108
9.6 Программное обеспечение системы АИИС КУЭ 109
9.7 Автоматизированные рабочие места (АРМ) АИИС КУЭ 109
9.8 Система безопасности АИИС КУЭ 110
9.9 Требования к системе 111
9.9.1 Основные требования к АИИС КУЭ 111
9.9.2 Основные требования к ИВК 112
9.9.3 Основные требования к ИВКЭ 112
9.10 Процесс реализации и внедрения АИИС КУЭ на оптовом рынке электрической энергии и мощности (ОРЭМ) 112
9.10.1 Предпроектное обследование (ППО) системы учета
электроэнергии 113
9.10.2 Поверка измерительных трансформаторов в составе АИИС КУЭ 114
9.10.3 Разработка паспортов-протоколов измерительных комплексов 115
9.10.4 Подготовка опросных листов 116
9.10.5 Разработка и экспертиза технического задания на АИИС КУЭ 117
9.10.6 Разработка технорабочего проекта (ТРП) АИИС КУЭ 118
9.10.7 Согласование и экспертиза технорабочего проекта (ТРП)
АИИС КУЭ 119
9.10.8 Организация поставки оборудования для АИИС КУЭ 120
9.10.9 Организация монтажных работ АИИС КУЭ 120
9.10.10 Выполнение пусконаладочных работ 120
9.10.11 Формирование комплекта эксплуатационной документации 121
9.10.12 Формирование программ и методик испытаний 122
9.10.13 Предварительные испытания системы 122
9.10.14 Опытная эксплуатация 122
9.10.15 Метрологическое обеспечение 123
9.10.16 Разработка метрологической документации 123
9.10.17 Метрологические испытания системы 124
9.10.18 Утверждение типа единичного экземпляра АИИС КУЭ 124
9.10.19 Соответствие АИИС КУЭ техническим требованиям ОРЭМ 125
9.10.20 Оформление акта соответствия АИИС КУЭ требованиям ОРЭМ 125
9.10.21 Процедура получения допуска к торгам на оптовом рынке электроэнергии 125
9.10.22 Проведение приёмочных испытаний АИИС КУЭ 126
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 127
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 129
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Общие сведения 133
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Водно-энергетические расчёты 137
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Основное и вспомогательное оборудование 158
ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Электрическая часть 166
ПРИЛОЖЕНИЕ Д. Релейная защита 174
ПРИЛОЖЕНИЕ Е. Компоновка сооружения и гидроузла 186
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж. Технико-экономические показатели 193

Весь текст будет доступен после покупки

Развитие энергетической инфраструктуры в отдалённых регионах России является ключевым фактором обеспечения стабильного электроснабжения, поддержки промышленного роста и снижения зависимости от ископаемого топлива. Гидроэнергетика, как возобновляемый и экологически безопасный источник энергии, играет важную роль в повышении энергетической безопасности и устойчивого развития территорий с высокой ресурсной базой.
Проект строительства Адычанской ГЭС на реке Адыча направлен на эффективное использование гидропотенциала региона, улучшение энергоснабжения изолированных районов Якутии и снижение экологической нагрузки за счёт замещения дизельной генерации. Река Адыча обладает значительными водными ресурсами, однако её гидроэнергетический потенциал в настоящее время используется недостаточно. Создание гидроузла позволит оптимизировать управление водными ресурсами, обеспечивая надёжное энергоснабжение промышленных предприятий и населённых пунктов, включая Янское горнопромышленное управление и другие ключевые объекты.
Природные условия района строительства характеризуются экстремальными климатическими и гидрологическими особенностями. Климат бассейна Адычи резко континентальный, с амплитудой температур от минус 60°С зимой до плюс 30°С летом. Гидрологический режим реки отличается выраженной сезонностью: 90% стока приходится на летний период, а зимой наблюдается длительное (до 4,5 месяцев) прекращение стока. Кроме того, район строительства расположен в сейсмически активной зоне с расчётной интенсивностью до 8 баллов, что требует особых инженерных решений при проектировании гидротехнических сооружений.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Общие сведения

1.1 Природные условия

1.1.1 Климат

Климат в бассейне Адычи резко континентальный. Размах колебаний температуры воздуха в течение года достигает минус 50-60?С. Средняя температура января минус 36-42°С (в долинах), морозы ниже минус 60°С бывают редко. Средняя температура июля плюс 11-13°С, максимальные температуры достигают плюс 24-30°С. Годовое количество осадков 250-300 мм, в том числе 175-250 мм выпадает летом. Высота снежного покрова не более 35 см.

1.1.2 Гидрологические данные

Питание реки снеговое и дождевое. Среднемноголетний расход воды Адычи от Усть-Чаркы до Урдюк-Кумаха изменяется от 300 до 500 м3/с (объём стока от 9,468 до 15,781 км3/год. Среднемноголетний расход воды в 2,5 раза больше расхода Яны выше устья Адычи. За период открытого русла наблюдается 10-летних паводков высотой до 1,5-2 м. За летний период проходит 90% годового стока реки. Зимой сток прекращается на период от 1 до 4,5 месяцев. Начало ледостава 4-11 октября, очищение ото льда происходит не позднее 31 мая. Характерны огромные наледи. Толщина льда на Адыче – максимальная для рек бассейна.
Годовой сток взвешенных наносов колеблется от 1,4 млн. тонн (1953) до 400 тыс. тонн (1960). Период, свободный от ледовых явлений, от 119 до 122 суток на участке Ойюн-Хомото – Урдюк-Кумах. Река судоходна на участке протяжённостью 223 км от с. Ойун-Хомото до устья.
Средний расход в реке составляет 512 м^3/с. Гидрологический ряд реки Адыча с 1940 по 1989 годы представлен в Приложении А таблица А.1.
Координаты кривых связей отметок уровней нижнего бьефа от летних и зимних расходов и отметки уровня верхнего бьефа от объёмов водохранилища представлены в Приложении А таблица А.2. Графически кривые связи представлены в Приложении А рисунки А.1-А.2.
Требования для нижнего бьефа ГЭС задаются в виде попусков: водохозяйственный комплекс (круглогодично), а также потери воды из водохранилища на дополнительное испарение, льдообразование, фильтрацию, шлюзование и рыбопропускные сооружения приведены в Приложении А таблица А.3.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Мосин К.Ю. Гидрология: методические указания к практическим занятиям / К.Ю. Мосин. – 2-е изд., испр. и доп. – Саяногорск; Черемушки: Сибирский федеральный университет; Саяно-Шушенский филиал, 2012. – 48 с.
2. Александровский К.Ю. Выбор параметров ГЭС: Учебно-методическое пособие к курсовому и дипломному проектированию гидротехнических объектов / Сост. А.Ю. Александровский, Е.Ю. Затеева, Б.И. Силаев; СШФ КГТУ – Саяногорск, 2005. 114 с.
3. Затеева Е.Ю. Использование водной энергии: Методические указания по выполнению курсового и дипломного проектирования / сост. Е.Ю. Затеева. – Саяногорск; Черемушки: Сибирский Федеральный университет; Саяно-Шушенский филиал, 2012. - 12 с.
4. Использование водной энергии. Часть 1. Водно-энергетические расчеты режимов ГЭС / сост. Ю.А. Секретарев, А.А. Жданович, Е.Ю. Затеева, С.В. Митрофанов. – Саяногорск; Черемушки: Сибирский Федеральный университет; Саяно-Шушенский филиал, 2014. -106 с.
5. Васильев Ю.С. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций: Справочное пособие: В 2 т. / Под ред. Ю.С. Васильева, Д.С. Щавелева. – Т. 1. Основное оборудование гидроэлектростанций. – М.: Энергоатомиздат. 1988. – 400 с.
6. Васильев Ю.С. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций: Справочное пособие: В 2 т. / Под ред. Ю.С. Васильева, Д.С. Щавелева. – Т. 2. Вспомогательное оборудование гидроэлектростанций. – М.: Энергоатомиздат. 1990. – 336 с.
7. Новоженин В.Д. Гидроэлектростанции России: Справочное пособие / Под ред. В.Д. Новоженина, Е.В. Невского. Типография «Институт Гидропроект», 1998. – 467 с.
8. Возобновляемая энергия. Гидроэлектростанции России. Справочник. М.И. Дворецкая, А.П. Жданова, О.Г. Гушников, И.В. Слива / под общей ред.к.т.н., В.В. Берлина. – СПб.: Изд-во Политехн. Ун-та, 2018. – 224 с.
9. Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. для вузов / А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 576 с.
10. Кох, П.И. Козловые краны для гидроэлектростанций / П.И. Кох, П.М. Нещеретный, В.А. Чекулаев. – Москва: Машиностроение, 1972. – 168 с.
11. Брызгалов, В.И. Гидроэлектростанции: Учебное пособие / В.И. Брызгалов, Л.А. Гордон. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2002. – 541 с.
12. СТО РусГидро 01.01.78-2012 Гидроэлектростанции. Нормы технологического проектирования: введен впервые: дата введения 2012-07-30. – Москва: Федеральная гидрогенерирующая компания – РусГидро, 2012. – 290 с.
13. СТО РусГидро 04.02.75-2011 Гидроэлектростанции. Энергоэффективность и энергосбережение. Основные требования: введен впервые: дата введения 2011-09-19. – Москва: Федеральная гидрогенерирующая компания – РусГидро, 2012. – 63 с.
14. СТО 17230282.27.140.022-2008 Здания ГЭС и ГАЭС. Условия создания. Нормы и требования: введен впервые: дата введения 2008-01-10. – Москва: ОАО РАО «ЕЭС России», 2008. – 43 с.

Весь текст будет доступен после покупки