Проектирование киренской гэс на реке киренга. Обеспечение пожарной безопасности на объектах гидроэнергетики

СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ КИРЕНСКОЙ ГЭС 8
ВВЕДЕНИЕ 10
1 Общие сведения 11
1.1 Природные условия 11
1.1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 11
1.1.2 Гидрологические данные 11
1.1.3 Сейсмические данные 12
1.2 Инженерно-геологические условия 12
1.3 Данные по энергосистеме 12
1.4 Аналог проектируемого гидроузла 13
2 Водно-энергетические расчёты 13
2.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного годов при заданной обеспеченности стока 13
2.2. Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 17
2.3 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими электростанциями 18
2.4 Определение типа регулирования ГЭС 18
2.5 Водно-энергетических расчет ГЭС годового регулирования при заданной отдаче воды в нижний бьеф 19
2.6 Баланс энергий 20
2.7 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в маловодном году 21
2.8 Определение рабочих мощностей ГЭС 22
2.9 Определение установленной мощности ГЭС. Расчет резервов и планирование капитальных ремонтов оборудования 23
2.10 Определение установленной мощности ГЭС. Расчет резервов и планирование капитальных ремонтов оборудования 24
2.11 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в среднем по водности году 24
2.12 Построение режимного поля 25
3 Основное оборудование 26
3.1 Выбор гидротурбины по главным универсальным характеристикам 27
3.1.1 Выбор системы и типа гидротурбин 27
3.1.2 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 27
3.2 Выбор гидротурбины по главным универсальным характеристикам 31
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 32
3.4 Гидротехнический расчет бетонной спиральной камеры 32
3.5 Расчет деталей и узлов гидротурбины 36
3.5.1 Расчет вала на прочность 36
3.5.2 Расчет подшипника 36
3.5.3 Выбор типа маслонапорной установки 37
3.5.4 Выбор электрогидравлического регулятора 37
4 Электрическая часть 37
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 37
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 38
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 38
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным блоком 38
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупнённым блоком 40
4.2.4 Выбор трансформатора собственных нужд 41
4.3 Выбор количества отходящих ВЛ РУ ВН и марки проводов ВЛ 41
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании ТЭР 42
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего напряжения 43
4.6 Расчёт токов КЗ для выбора электрических аппаратов 44
4.6.1 Расчёт исходных данных 44
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчёт токов короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RаstrWin» 45
4.7 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 47
4.8 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении 15,75 кВ 48
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 48
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 48
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 51
4.9 Выбор параметров КРУЭ 52
5 Устройства релейной защиты и автоматики 54
5.1 Релейная защита и автоматика 54
5.1.1 Перечень защит блока генератор-трансформатор 54
5.1.2 Расчёт номинальных токов, выбор системы возбуждения и выпрямительного трансформатора 55
5.2 Расчет номинальных токов и токов короткого замыкания 57
5.2.1 Расчет токов КЗ в точке К-3 58
5.2.2 Расчет токов КЗ в точке К-1 64
5.2.3 Расчет токов КЗ в точке К-2 69
5.2.4 Расчет номинальных токов 72
5.3 Описание защит и расчет их уставок 73
5.3.1 Расчет уставок для защит выпрямительного трансформатора (I > ТВ), (I >> ТВ) 73
5.3.2 Расчет уставок для защит генератора 75
5.3.2.1 Продольная дифференциальная защита (I?G) 75
5.3.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN (UО)) 78
5.3.2.3 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 80
5.3.2.4 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 82
5.3.2.4 Защита от несимметричных КЗ и перегрузок (I2) 83
5.3.2.6 Защита от симметричных перегрузок (I1) 86
5.3.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 89
5.3.8 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 91
6 Компоновка и сооружения гидроузла 91
6.1 Назначение класса ГТС 91
6.2 Проектирование сооружений напорного фронта 91
6.2.1 Определение отметки гребня плотины 91
6.2.1.1 Грунтовая плотина 91
6.2.1.2 Бетонная плотина 93
6.2.2 Гидравлические расчёты 93
6.2.2.1 Определение ширины водосливного фронта 94
6.2.2.2 Определение отметки гребня водослива 95
6.2.2.3 Проверка пропуска поверочного расчётного расхода 96
6.2.2.4 Построение профиля водосливной грани 97
6.2.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 98
6.2.2.6 Гашение энергии способом комбинированного водобойного колодца 99
6.2.3 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные водосбросы 101
6.3 Конструирование плотины 102
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 102
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 103
6.3.3 Быки 103
6.3.4 Устои 103
6.3.5 Галереи в теле плотины 103
6.4 Основные элементы плотины 104
6.4.1 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины 104
6.4.1.1 Противофильтрационная завеса 104
6.4.1.2 Дренажные устройства в основании 104
6.5 Обоснование безопасности и надёжности бетонной плотины 105
6.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 105
6.5.1.1 Вес сооружения и затворов 105
6.5.1.2 Сила гидростатического давления воды 106
6.5.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 106
6.5.1.4 Сила фильтрационного давления 106
6.5.1.5 Давление грунта 107
6.5.1.6 Волновое давление 108
6.5.2 Оценка прочности плотины 108
6.5.3 Критерии прочности плотины и её основания 110
6.5.4 Обоснование устойчивости плотины 111
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Киренского гидроузла 112
7.1 Общие сведения о районе строительства 113
7.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 114
7.3 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период строительства 115
7.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период эксплуатации Киренской ГЭС 117
7.4.1 Мероприятия по охраны атмосферного воздуха 117
7.4.2 Мероприятия по охраны водных объектов 118
7.4.3 Обращение с отходами производства и потребления 118
7.4.4 Мероприятия в зоне особо охраняемых природных территориях 119
7.5 Водоохранная зона 119
8 Технико-экономическое обоснование 121
8.1 Объемы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации. 121
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 121
8.1.2 Оценка объёмов реализации электроэнергии 122
8.1.3 Оценка объёмов реализации электроэнергии 125
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 125
8.2.1 Анализ денежных потоков 126
8.3 Оценка инвестиционного проекта 127
8.3.2 Коммерческая эффективность 128
8.3.3 Бюджетная эффективность 128
8.4 Анализ чувствительности 128
9 Обеспечение пожарной безопасности на объектах гидроэнергетики 131
9.2 Система пожарной безопасности гидроэлектростанций 132
9.3 Анализ системы пожарной безопасности Киренской ГЭС 134
9.3.1 Система оповещения и управление эвакуацией людей при пожаре 135
9.3.2 Содержание территорий на Киренской ГЭС. 135
9.3.3 Осуществление пожарной безопасности на генерирующих энергетических установках. 136
9.3.4 Кабельное хозяйство ГЭС 137
9.3.5 Силовые трансформаторы и масляные реакторы 138
9.3.6 Аккумуляторные установки 139
9.3.7 Проведение сварочных и огнеопасных работ 140
9.3.8 Средства пожаротушения на Киренской ГЭС 141
9.4 Динамика развития опасных факторов пожара на территории Киренской ГЭС и тактика его тушения 143
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 145
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 147
ПРИЛОЖЕНИЕ А 150
ПРИЛОЖЕНИЕ Б 152
ПРИЛОЖЕНИЕ В 160
ПРИЛОЖЕНИЕ Г 164
ПРИЛОЖЕНИЕ Д 168

Весь текст будет доступен после покупки

Гидроэлектростанция (ГЭС) – основной объект гидроэлектроэнергетики. Она представляет собой неразрывную систему гидротехнических сооружений и оборудования получения электрической энергии. Занимая особо важное место в современных энергетических системах, они выполняют главную роль по регулированию параметров систем в нестационарных режимах, а также покрывают наиболее неравномерную часть графиков нагрузки. Кроме того, низкая стоимость товарной продукции ГЭС весьма положительно сказывается на ценообразовании электроэнергии на рынке сбыта.
Российская Федерация обладает огромным гидроэнергетическим потенциалом, однако степень его освоения значительно ниже, чем в других развитых странах, причём существует значительная неравномерность его освоения. В то время, как для центра характерна высокая степень освоения гидроресурсов (50%), в таких регионах как Сибирь и Дальний Восток гидроэнергетический потенциал рек освоен на 20% и на 3% соответственно.

Весь текст будет доступен после покупки

Общие сведения

Киренга – река в Иркутской области России, правый приток Лены. Длина реки — 669 км, площадь водосборного бассейна — 46 600 км?. Средний расход воды — 650 м?/с.
Природные условия

Климат в районе проектируемого гидроузла

Проектируемый гидроузел располагается в Иркутской области. Она характеризуется резко-континентальным климатом. Средние температуры холодного периода года варьируют от -12 до -20, а теплого от 16 до 20. Максимум температуры воздуха достигает 35,6, а минимум -40,6. Продолжительность зимы на большей части области достигает 180 дней.
Среднее выпадение осадков около 450 мм в год. Максимум осадков приходится на июль-август, минимум на февраль-март. Мощность снежного покрова в различных районах Иркутской области колеблется от почти полного его отсутствия и более.

Таблица 1.1 – Среднемесячные температуры в районе расположения проектируемого створа
Месяц I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII
Tmаx,°С -22 -24 -15 +6 +14 +18 +23 +19 +14 +5 -14 -19
Tmin, °С -14 -14 -5 -3 +4 +7 +12 +9 +3 -3 -6 -12

Гидрологические данные

Среднемноголетний расход воды 650 м3/с. Питание реки – дождевое; в низовьях р. Киренга возрастает доля снегового питания. Максимальные годовые расходы воды могут быть, как в половодье, так и во время дождевых паводков.
Кривая зависимости отметок верхнего бьефа от объемов водохранилища Z¬ВБ = f(Vвдхр) представлена на рисунке 1.1.
Рисунок 1.1 – График Z¬ВБ = f(Vвдхр)
Кривая зависимости отметок нижнего бьефа от расходов водохранилища Z¬НБ = f(Q) (см. рис. 1.2).

Рисунок 1.2 – Кривые зависимости уровня воды в створе гидроузла от расхода для периода открытого русла

Сейсмические данные

В соответствии с картой сейсмического районирования территории Российской Федерации (ОСР-97-С) (рис. № 2) расчетная сейсмическая интенсивность района расположения Киренской ГЭС при вероятности возможного превышения 1% равна 6-7 баллам шкалы MSK-64.

Инженерно-геологические условия

В основании сооружения залегает известняк. Дно находится на отметке 271 м.
Физико-механические свойства грунта основания: почвообразующая порода (известняк). Удельный вес 25,5 кН/м3, угол внутреннего трения 33 град., сцепление 14 кПа.

Данные по энергосистеме

На энергосистему Иркутской области приходится 46,4% прироста спроса на электрическую энергию ОЭС Сибири. Объем спроса на электрическую энергию по энергосистеме Иркутской области увеличится на 10,275 млрд кВт•ч и в 2025 году составит 65,332 млрд кВт•ч при среднегодовом приросте 2,5 % за 2019 – 2025 годы. Прогнозируемый до 2025 года прирост спроса на электрическую энергию в энергосистеме будет определяться, наряду с предполагаемым значительным увеличением производства алюминия, вводом новых крупных потребителей, модернизацией и реконструкцией действующих производств. Доминирующий вклад в перспективный прирост потребления электрической энергии на территории энергосистемы (по оценке более 80 %) ожидается в результате поэтапного ввода в эксплуатацию с 2020 года Тайшетского алюминиевого завода. В ближайшие годы в Братске планируется строительство электрометаллургического завода (ЗАО «СЭМЗ»), на Братском заводе ферросплавов продолжится модернизация производства. Развитие существующих золотодобывающих предприятий и освоение новых перспективных месторождений на территории Иркутской области существенно увеличат спрос на электрическую энергию в Бодайбинском районе (АО «Витимэнерго»). Существенное увеличение потребности в электрической энергии будет связано с реализацией масштабного проекта по реконструкции инфраструктуры и расширению, в том числе на территории Иркутской области, Транссибирской и Байкало-Амурской железнодорожных магистралей. В рамках программы расширения пропускной способности нефтяной трубопроводной системы «ВСТО» (далее – НС «ВСТО») на участке от головной нефтеперекачивающей станции (далее – НПС) «Тайшет» до НПС «Сковородино» ООО «Транснефть-Восток» на территории Иркутской области в предстоящий период будет выполнено строительство новых НПС-2, НПС-5 и НПС-7.

Аналог проектируемого гидроузла

В качестве «ГЭС – аналога» для Киренской ГЭС в ходе проектирования выбрана Крапивинская ГЭС по конструкции сооружения и гидротехнического оборудования

Водно-энергетические расчёты

2.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного годов при заданной обеспеченности стока

При определении расчетных гидрографов год делится на два периода: многоводный (половодье) и маловодный (межень). К периоду половодья относятся те месяца, в которых расходы больше или равны среднегодовому, остальные месяца – это период межени. Ранжируется каждая последовательность в порядке убывания и рассчитывается обеспеченность каждого среднегодового расхода, расхода в половодье и в межени, в процентах (2.1):
P(m)=m/(n+1)•100% (2.1)

где Р(m) – обеспеченность;
m – порядковый номер члена ряда расходов, ранжированного в убывающем порядке;
n – общее число членов ряда.

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, А.Ю. Выбор параметров ГЭС: Учебнометодическое пособие к курсовому проекту и дипломному проектированию гидротехнических объектов / 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 / Е.Ю. Затеева. – Саяногорск, 2012. – 12 с.
4. Использование водной энергии. Часть 1. Водно-энергетический 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. Щавелев, Д.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. Щавелев, Д.С. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций: справочное пособие: В 2 т. / Под ред. Ю.С. Васильева, Д.С. Щавелева. – Т. 2. Основное оборудование гидроэлектростанций. /М. И. Гальперин, И. Н. Лукин [и др.] – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 336 с.
7. Возобновляемая энергия. Гидроэлектростанции России. Справочник. М.И. Дворецкая, А.П. Жданова, О.Г. Глушников, И.В. Слива / под общей ред.к.т.н., В.В. Берлина. – СПб.: Изд-во Политехн. Ун-та, 2018. – 224 с.
8. Электрическая часть станций и подстанций: Учеб. для вузов / А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова и др.; под ред. А.А. Васильева. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатоммиздат, 1990. – 576 с.
9. Кох, П.И. Козловые краны для гидроэлектростанций / П.И. Кох, П.М. Нещеретный, В.А. Чекулаев; «Машиностроение», М., 1972. – 168 с.
10. Брызгалов, В.И. Гидроэлектростанции: Учебное пособие / В.И. Брызгалов, Л.А. Гордон. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2002. – 541 с.
11. Кузнецов, Д.А. Электрическая часть гидроэлектростанций: проектирование: учебное пособие / Д.А. Куценов, И.Ю. Погоняйченко. – 2-е изд. – Саяногорск: Сибирский федеральный университет; Саяно-Шушенский филиал, 2009. – 232 с.
12. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учебное пособие для вузов / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. – Изд. 4-е, перераб. и доп. – Москва: Энергоатомиздат. 1989. – 608 с. 153
13. СТО 56947007-29.240.30.010-2008 Схемы принципиальные электрических распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения: дата введения 20.12.2007. – Москва: ОАО «ФСК ЕЭС», 2007 – 131 с.
14. СТО 56947007-29.240.10.249-2017 Правило оформления принципиальных электрических схем подстанции: дата введения 28.09.2017. – Москва: ПАО «ФСК ЕЭС», 2017 – 19 с.

Весь текст будет доступен после покупки