Проектирование Хантыгайской ГЭС на реке большой патом. Системы смазки. типы применяемых индустриальных масел

Сокращенный паспорт Хантыгайской ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общие сведения 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Сейсмологические условия 11
1.1.4 Инженерно-геологические условия 11
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 11
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водно-энергетические расчёты 12
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов при заданной обеспеченности стока 12
2.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 13
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 14
2.4 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими электростанциями 15
2.5 Определение типа регулирования ГЭС 15
2.6 Водно-энергетический расчёт ГЭС годового регулирования при заданной отдаче воды в нижний бьеф 16
2.7 Баланс энергии 17
2.8 Водно-энергетический расчёт в маловодном году 17
2.9 Определение рабочих мощностей 18
2.10 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 29
3.5.1 Расчёт вала на прочность 29
3.5.2 Расчёт подшипника 30
3.5.3 Выбор типа маслонапорной установки 31
3.5.4 Выбор электрогидравлического регулятора 31
4 Электрическая часть 31
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 31
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 36
4.6.1 Расчёт исходных данных 36
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 41
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
Хантыгайской ГЭС 91
7.1 Общие сведения о районе строительства 92
7.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 95
7.3 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период строительства 96
7.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период эксплуатации 98
7.4.1 Охрана атмосферного воздуха 98
7.4.2 Мероприятия по охране водных объектов 98
7.4.3 Обращение с отходами производства и потребления 99
7.5 Водоохранная зона 99
7.6 Учет и отчетность в природоохранной деятельности 100
8 Технико-экономическое обоснование 101
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 101
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 101
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 101
8.1.3 Налоговые расходы 102
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 103
8.3 Анализ денежных потоков 103
8.4 Оценка инвестиционного проекта 103
8.4.1 Методология, исходные данные 104
8.4.2 Коммерческая эффективность 104
9 Системы смазки. Типы применяемых индустриальных масел 105
9.1 Турбинный подшипник на масляной смазке 105
9.2 Турбинный подшипник на водяной смазке 107
9.3 Генераторный подшипник 107
9.4 Подпятник 108
9.5 Маслоохладители 110
9.6 Типы применяемых индустриальных масел 110
9.7 Прием и обработка трансформаторного масла 111
9.8 Контроль качества турбинного масла при эксплуатации 111
9.9 Контроль качества трансформаторного масла 112
9.10 Индустриальное масло 112
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 114
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 116
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Общие сведения 120
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Водно-энергетические расчёты 124
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Основное и вспомогательное оборудование 146
ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Электрическая часть 155
ПРИЛОЖЕНИЕ Д. Релейная защита 163
ПРИЛОЖЕНИЕ Е. Компоновка сооружения и гидроузла 175
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж. Технико-экономические показатели 181

Весь текст будет доступен после покупки

Развитие гидроэнергетики в Иркутской области играет важную роль в обеспечении стабильного и экологически чистого энергоснабжения промышленных и жилых районов. В условиях увеличивающегося спроса на электроэнергию и необходимости снижения углеродного следа гидроэнергетика выступает в качестве стратегического направления энергетического развития региона.
Проект строительства Хантыгайского гидроузла на реке Большой Патом направлен на эффективное использование гидропотенциала данного водотока, повышение надёжности энергоснабжения удалённых районов Иркутской области, а также обеспечение дополнительной генерации электроэнергии с минимальным воздействием на окружающую среду. Несмотря на значительные водные ресурсы, гидроэнергетический потенциал реки Большой Патом используется недостаточно, что открывает возможности для создания новых энергообъектов.
Природно-климатические условия района строительства отличаются высокой континентальностью климата, значительными перепадами температур и сезонностью стока. Зимние температуры могут достигать минус 55?C, а летние до плюс 45?C, при этом большая часть осадков выпадает в летний период. Гидрологический режим реки Большой Патом характеризуется преобладанием летнего стока и многомесячным зимним периодом с минимальным водотоком. Вдоль течения реки встречаются порожистые участки, значительные изменения ширины русла и твердое каменистое дно, что накладывает определённые требования на проектирование гидротехнических сооружений.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Общие сведения

1.1 Природные условия

1.1.1 Климат

Климат района расположения гидроузла – резко континентальный. Зимние температуры достигают минус 55?C, а летом температура достигает плюс 45?C. Среднегодовая температура воздуха составляет минус 6,5?C. Район приравнивается к району Крайнего Севера. Среднегодовая норма осадков от 350 до 500 мм. Большая часть осадков выпадает в период с июня по октябрь. В летние месяцы выпадает максимум осадков 3-4 мм. Среднесуточная скорость ветров
2-3 м/с. Сильные ветра со скорость 5 м/с и более имеет высокую повторяемость в апреле и мае.

1.1.2 Гидрологические данные

Большой Патом – река, протекающая в Иркутской области. Является правым притоком реки Лена. Исток реки находится в 100 км к северу от города Бодайбо в Патомском нагорье на высоте более 842,5 м над уровнем моря. Течёт в глубоком ущелье по Патомскому нагорью, деля его на две неравные части. Впадает в реку Лена почти на границе Иркутской области и Республики Саха (Якутия) на высоте менее 145 м над уровнем моря. Бассейн реки 28400 км2, длина 570 км.
В районе устья реки Маракан (465 км от устья) изобилует мелкими перекатами, в 10-15 км ниже притока русло сужается и начинается участок порогов, ширина реки здесь около 38 м, глубина – 1,2-3 м, скорость течения – 1,2 м/с, дно каменистое.
Ниже места впадения левого притока – Анангры (434 км от устья) – ширина реки увеличивается до 115 метров, плесы чередуются с порогами, появляются острова, а по берегам, среди таёжной флоры, встречаются кедры.
В районе устья Саталаха (377 км от устья) множество проток, образующих острова Сорок Островов, сразу за которыми – 7-километровая шивера. При впадении Хайверги (294 км от устья) имеются остатки бывшего геологического посёлка. Ниже устья Тоноды (254 км от устья) Большой Патом становится многоводным, что даёт возможность заходить сюда весной баржам с Лены.
Ширина реки в нижнем течении – 230-255 м, глубина – 2,0-2,5 м, скорость течения – 1,8-2,0 м/с, дно твёрдое. Впадает в Лену в 2334 км от её устья по правому берегу.
Средний расход в реке составляет 348 м^3/с. Гидрологический ряд реки Большой Патом с 1939 по 1988 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.

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.

Весь текст будет доступен после покупки