ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОРЕНБУРГСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ УРАЛ. СОВРЕМЕННЫЕ СИСТЕМЫ ОПЕРАТИВНОГО ПОСТОЯННОГО ТОКА ГЭС И МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ИЗОЛЯЦИИ В НИХ

Сокращенный паспорт Оренбургской 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 12
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 15
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 15
2.4 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими электростанциями 16
2.5 Определение типа регулирования ГЭС 17
2.6 Расчет конкурирующих режимов работы ГЭС по бытовому стоку и по требованиям ВХК 17
2.7 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в маловодном году 18
2.8 Определение рабочих мощностей ГЭС 19
2.9 Расчет резервов и планирование капитальных ремонтов оборудования. Определение установленной мощности ГЭС. Баланс мощностей 20
2.10 Водно-энергетический расчёт режима работы ГЭС в средневодном
году 21
2.11 Режимное поле 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
3.2.1 Работа одного агрегата при максимальном напоре и расчетной мощности 25
3.2.2 Работа одного агрегата при расчетном напоре и расчётной
мощности 25
3.2.3 Работа одного агрегата при минимальном напоре и соответствующей ему мощности на линии ограничения 25
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 26
3.4 Гидромеханический расчёт бетонной спиральной камеры 28
3.5 Расчёт деталей и узлов гидротурбины 31
3.5.1 Расчёт вала на прочность 31
3.5.2 Расчёт подшипника 31
3.5.3 Выбор типа маслонапорной установки 32
3.5.4 Выбор электрогидравлического регулятора 32
4 Электрическая часть 33
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 33
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 33
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 33
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным блоком 33
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупнённым блоком 34
4.2.4 Выбор трансформатора собственных нужд 35
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 36
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчёта 37
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего напряжения 38
4.6 Расчёт токов КЗ для выбора электрических аппаратов 39
4.6.1 Расчёт исходных данных 39
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчёт токов короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 41
4.7 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 41
4.8 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 42
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 42
4.8.2 Выбор синхронизаторов и анализаторов 43
4.8.3 Выбор электрооборудования для ОРУ 220 кВ 43
4.9 Выбор вспомогательного оборудования 46
5 Релейная защита 46
5.1 Паспортные данные защищаемого оборудования 47
5.2 Выбор системы возбуждения и выпрямительного трансформатора 47
5.3 Расчёт номинальных токов, выбор системы возбуждения и выпрямительного трансформатора 48
5.4 Расчет номинальных токов и токов короткого замыкания 49
5.4.1 Расчет токов КЗ в точке К-3 50
5.4.2 Расчет токов КЗ в точке К-1 55
5.4.3 Расчет токов КЗ в точке К-2 60
5.4.4 Расчет номинальных токов 61
5.5 Выбор трансформатора тока 62
5.6 Описание защит и расчёт их уставок 64
5.6.1 Продольная дифференциальная защита (I?G) 64
5.6.2 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 66
5.6.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора
(UN (UO)) 69
5.6.4 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 70
5.6.5 Защита от несимметричных КЗ и перегрузок (I2) 71
5.6.6 Защита от симметричных перегрузок (I1) 74
5.6.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 76
5.6.8 Расчет уставок для защит выпрямительного трансформатора (I > ТВ), (I >> ТВ) 77
5.6.9 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 79
5.6.10 Таблица уставок и матрица отключений 79
6 Компоновка сооружения гидроузла 79
6.1 Определение класса ГТС 79
6.2 Проектирование сооружений напорного фронта 80
6.2.1 Определение отметки гребня плотины 80
6.2.1.1 Грунтовая плотина 80
6.2.1.2 Бетонная плотина 82
6.2.2 Гидравлические расчёты 82
6.2.2.1 Определение ширины водосливного фронта 82
6.2.2.2 Определение отметки гребня водослива 83
6.2.2.3 Проверка пропуска поверочного расчётного расхода 84
6.2.2.4 Построение профиля водосливной грани 85
6.2.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 86
6.2.2.6 Расчёт водобойной стенки 87
6.2.2.7 Расчёт водобойного колодца 88
6.2.3 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные
водосбросы 89
6.3 Конструирование плотины 90
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 90
6.3.2 Галереи плотины и дренаж бетона 91
6.3.3 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 92
6.3.4 Быки 93
6.4 Рисберма 93
6.5 Обоснование безопасности и надёжности бетонной плотины 93
6.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 94
6.5.1.1 Вес сооружения и затворов 94
6.5.1.2 Сила гидростатического давления воды 94
6.5.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 95
6.5.1.4 Сила фильтрационного давления 95
6.5.1.5 Давление грунта 96
6.5.1.6 Волновое давление 97
6.5.1.7 Вертикальное давление воды 97
6.5.2 Оценка прочности плотины 97
6.5.3 Критерии прочности плотины и её основания 99
6.5.4 Обоснование устойчивости плотины 100
6.6 Расчёт грунтовой плотины 101
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния
Оренбургской ГЭС 101
7.1 Общие сведения о районе строительства 102
7.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 104
7.3 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период строительства 106
7.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период эксплуатации 107
7.5 Мониторинг водных объектов 108
7.6 Учет и отчетность в природоохранной деятельности 109
8 Технико-экономическое обоснование 109
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 109
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 109
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 109
8.1.3 Налоговые расходы 111
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 111
8.3 Анализ денежных потоков 111
8.4 Оценка инвестиционного проекта 111
8.4.1 Методология, исходные данные 112
8.4.2 Коммерческая эффективность 112
8.4.3 Бюджетная эффективность 113
9 Современные системы оперативного постоянного тока ГЭС и методы контроля изоляции в них 113
9.1 Назначение оперативного постоянного тока, основные понятия, состав и режимы работы системы оперативного постоянного тока 113
9.1.1 Общие требования к схеме и оборудованию системы оперативного постоянного тока 114
9.1.2 Аккумуляторные батареи 115
9.1.3 Щит постоянного тока 118
9.1.4 Зарядно-подзарядные устройства 119
9.1.5 Шкафы управления оперативным током 119
9.1.6 Распределительные шкафы (панели) питания постоянным током 120
9.2 Необходимость выявления мест снижение изоляции элементов СОПТ 120
9.2.1 Характеристики современных устройств контроля изоляции (A-ISOMETER, KMCOT-M, CEHCOP, ЭКРА-СКИ) 121
9.2.2 Отыскание замыканий на землю в сети постоянного тока 123
9.3 Расчет оборудования СОПТ 123
9.3.1 Выбор аккумуляторной батареи по двухступенчатой диаграмме нагрузки СОПТ 123
9.3.2 Выбор аккумуляторных батарей 124
9.3.3 Выбор схемы питания потребителей 126
9.3.4 Выбор зарядно-подзарядных устройств 129
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 130
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 132
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Общие сведения 137
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Водно-энергетические расчёты 141
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Основное и вспомогательное оборудование 169
ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Электрическая часть 177
ПРИЛОЖЕНИЕ Д. Релейная защита 182
ПРИЛОЖЕНИЕ Е. Компоновка сооружения и гидроузла 192
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж. Технико-экономические показатели 196

Весь текст будет доступен после покупки

Развитие гидроэнергетики играет ключевую роль в обеспечении стабильного энергоснабжения промышленных и жилых объектов, а также в снижении зависимости от традиционных источников энергии. В этом контексте строительство Оренбургской гидроэлектростанции (ГЭС) на реке Урал представляет собой стратегически важный проект для Оренбургской области и всего Уральского региона.
Река Урал, протекающая по территории России и Казахстана, обладает значительным гидроэнергетическим потенциалом. Основное питание реки обеспечивается талыми снегами, что делает возможным эффективное использование водных ресурсов для выработки электроэнергии. Климатические условия региона характеризуются континентальным типом с холодными зимами и жарким летом. Продолжительный ледостав требует учета специфических условий при проектировании гидроузла.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Общие сведения

1.1 Природные условия

1.1.1 Климат

Средняя годовая температура воздуха изменяется от 1°С на северо-востоке бассейна реки до 4°С на юге. Наиболее холодный месяц – январь. При вторжениях арктических воздушных масс температура воздуха сильно понижается (абсолютный минимум составляет в северо-восточных районах –48°С). Наиболее тёплый месяц – июль, когда средняя температура воздуха составляет от 18 до 29°С, а максимальные температуры достигают 42°С. Годовое количество осадков составляет в верховьях реки около 500 мм, в низовьях – менее 300 мм. Осадки выпадают в основном в виде снега. Увлажнение в бассейне реки недостаточное. Средние составляющие годового водного баланса бассейна: осадки 407 мм, слой стока 47 мм, испарение 360 мм.

1.1.2 Гидрологические данные

Урал – река в Восточной Европе, протекает по территории России и Казахстана, впадает в Каспийское море. Длина – 2428 км. Площадь водосборного бассейна – 231 000 км?. Средний расход воды у с. Кушум – 400 м?/с. Основное питание реки – тающий снег (60-70%); вклад осадков относительно невелик.
Свое начало Урал берет в Башкирии, в Уралтау (хребет Южного Урала). Основная часть реки протекает по территории Оренбургской области. Именно здесь в Урал впадает наибольшее количество рек. В верхнем течении Урал протекает по землям Казахстана, проходя через которые впадает в Каспийское море.
Главным притоком Урала является Сакмара, впадающая справа, у г. Чкалова. Из левых притоков можно отметить Орь, Илек и Утву; рек Уленты, Калыгайты, Уил и др.
У реки извилистое русло, и оно часто меняет положение. Это приводит к тому, что некоторые протоки периодически остаются в стороне от основного русла. Однако они наполняются вновь каждый раз во время разлива.
Режим стока реки Урал характеризуется высоким весенним половодьем, летне-осенними дождевыми паводками и длительно устойчивой зимней меженью.

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.

Весь текст будет доступен после покупки