Проектирование юдомской гэс на реке юдома. Требования к аиис куэ на гэс и ее реализация

Сокращенный паспорт Юдомской ГЭС 9
ВВЕДЕНИЕ 11
1 Общие сведения 12
1.1 Природные условия 12
1.1.1 Климат 12
1.1.2 Гидрологические данные 13
1.1.3 Сейсмологические условия 14
1.1.4 Инженерно-геологические условия 14
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 14
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 14
2 Водно-энергетические расчёты 15
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов при заданной обеспеченности стока 15
2.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 16
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 16
2.4 Определение типа регулирования ГЭС 17
2.5 Водно-энергетический расчёт ГЭС годового регулирования при заданной отдаче воды в нижний бьеф 17
2.6 Баланс энергии 18
2.7 Водно-энергетический расчёт в маловодном году 19
2.8 Определение рабочих мощностей 19
2.9 Определение установленной мощности ГЭС. Расчёт резервов и планирование капитальных ремонтов оборудования 21
2.10 Баланс мощностей 22
2.11 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в среднем по водности году 22
2.12 Построение режимного поля 22
3 Основное и вспомогательное оборудование 23
3.1 Выбор гидротурбины по главным универсальным характеристикам 23
3.1.1 Выбор системы и типа гидротурбины 23
3.1.2 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 24
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 26
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 27
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 13,8 кВ 38
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 38
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 39
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 40
4.9 Выбор параметров КРУЭ 41
5 Релейная защита 41
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 41
5.2 Перечень защит блока генератор-трансформатор 42
5.3 Расчёт номинальных токов. Выбор системы возбуждения и выпрямительного трансформатора 43
5.4 Расчет параметров 44
5.4.1 Расчет токов КЗ в точке К-3 45
5.4.2 Расчет токов КЗ в точке К-1 48
5.4.3 Расчет токов КЗ в точке К-2 49
5.4.4 Расчет номинальных токов 51
5.5 Выбор трансформаторов тока 52
5.6 Описание защит и расчёт их уставок 53
5.6.1 Расчет уставок для защит выпрямительного трансформатора I>ТВ,(I?ТВ) 53
5.6.2 Продольная дифференциальная защита 55
5.5.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 57
5.6.4 Дистанционная защита генератора Z1<,Z2< 59
5.6.5 Защита от повышения напряжения U1>,U2> 61
5.6.6 Защита от несимметричных КЗ и перегрузок I2 61
5.6.7 Защита от симметричных перегрузок I1 64
5.6.8 Защита от перегрузки обмотки ротора 66
5.7 Выбор комплекса защит блока генератор – трансформатор 67
5.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 68
6 Компоновка сооружения гидроузла 68
6.1 Определение класса ГТС 68
6.2 Проектирование сооружений напорного фронта 68
6.2.1 Определение отметки гребня грунтовой плотины при НПУ 68
6.2.2 Определение отметки гребня плотины при ФПУ 70
6.2.3 Определение отметки гребня бетонной плотины 73
6.2.4 Гидравлические расчеты 73
6.2.4.1 Определение ширины водосливного фронта 73
6.2.4.2 Определение отметки гребня водослива 75
6.2.4.3 Проверка пропуска расчетного расхода при поверочном расчетном случае 76
6.2.4.4 Построение профиля водосливной грани 77
6.2.4.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 77
6.2.4.6 Расчет водобойной плиты 78
6.2.5 Пропуск расходов через глубинные водосбросы 78
6.3 Конструирование бетонной плотины 79
6.2.1 Определение ширины подошвы плотины 79
6.3.2 Разрезка бетонной плотины швами 80
6.3.3 Быки 80
6.3.4 Устои 80
6.3.5 Дренаж тела бетонной плотины 80
6.3.6 Галереи в теле плотины 81
6.4 Основные элементы плотины 81
6.4.1 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 81
6.5 Определение основных нагрузок на плотину для основного случая 82
6.5.1 Вес сооружения и затворов 82
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 83
6.5.3 Равнодействующая взвешивающего давления 84
6.5.4 Сила фильтрационного давления 84
6.5.5 Давление грунта 84
6.5.6 Волновое давление 85
6.6 Оценка прочности плотины 85
6.6.1 Критерии прочности плотины 86
6.6.2 Расчет устойчивости плотины 87
6.7 Конструирование грунтовой плотины 88
6.8 Компоновка сооружения и гидроузла 88
6.9 Расчет длины здания ГЭС 88
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Юдомской ГЭС 89
7.1 Общие сведения о районе строительства 90
7.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 91
7.3 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период строительства 93
7.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период эксплуатации 94
7.4.1 Охрана атмосферного воздуха 94
7.4.2 Мероприятия по охране водных объектов 95
7.4.3 Обращение с отходами производства и потребления 95
7.4.4 Мероприятия в зоне особо охраняемых природных территорий 96
7.4.5 Производственный экологический контроль 96
7.5 Водоохранная зона 96
7.6 Мониторинг водных объектов 97
7.7 Учет и отчетность в природоохранной деятельности 98
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 99
8.1.3 Налоговые расходы 100
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 100
8.3 Анализ денежных потоков 101
8.4 Оценка инвестиционного проекта 101
8.4.1 Методология, исходные данные 101
8.4.2 Коммерческая эффективность 102
8.4.3 Бюджетная эффективность 102
9 Требования к автоматизированной информационно-измерительной системе коммерческого учета электроэнергии на ГЭС и ее реализация 103
9.1 Назначение средства измерений 103
9.2 Описание средства измерений 103
9.3 Работа системы 105
9.4 Оборудование 106
9.4.1 Счётчики 106
9.4.2 УСПД 106
9.4.3 Шкаф АСКУЭ 107
9.5 Синхронизация времени 108
9.6 Программное обеспечение 108
9.7 АРМ АИИС КУЭ 108
9.8 Безопасность 109
9.9 Требования к системе 109
9.9.1 Основные требования к АИИС КУЭ 109
9.9.2 Основные требования к ИВКЭ 110
9.9.3 Основные требования к ИВК 110
9.10 Реализация системы 111
9.10.1 Предпроектное обследование 112
9.10.2 Поверка существующих измерительных трансформаторов тока и напряжения 112
9.10.3 Разработка паспортов-протоколов измерительных комплексов 112
9.10.4 Подготовка опросных листов 112
9.10.5 Разработка и экспертиза технического задания 113
9.10.6 Разработка технорабочего проекта 113
9.10.7 Согласование и экспертиза технорабочего проекта 113
9.10.8 Поставка оборудования 113
9.10.9 Монтаж оборудования 113
9.10.10 Пуско-наладочные работы 114
9.10.11 Разработка эксплуатационной документации 114
9.10.12 Разработка программ и методик испытаний 114
9.10.13 Предварительные испытания системы 115
9.10.14 Опытная эксплуатация 115
9.10.15 Метрологическое обеспечение 115
9.10.16 Разработка метрологической документации 116
9.10.17 Метрологические испытания системы 116
9.10.18 Утверждение типа единичного экземпляра АИИС КУЭ 117
9.10.19 Установление соответствия АИИС КУЭ техническим требованиям ОРЭМ 117
9.10.20 Получение акта соответствия АИИС КУЭ техническим требованиям ОРЭМ 117
9.10.21 Получение права участия в торговле электрической энергией (мощностью) на оптовом рынке 118
9.10.22 Приёмочные испытания системы 118
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 119
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 121
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Общие сведения 125
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Водно-энергетические расчёты 129
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Основное и вспомогательное оборудование 150
ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Электрическая часть 158
ПРИЛОЖЕНИЕ Д. Релейная защита 165
ПРИЛОЖЕНИЕ Е. Компоновка сооружения гидроузла 175
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж. Технико-экономическое обоснование 177

Весь текст будет доступен после покупки

Потребление электроэнергии является необходимым условием для выживания человека. Сегодня развитие технологий привело к быстрому росту числа потребителей электроэнергии, что требует увеличения генерирующих мощностей. Электроэнергия производится на различных типах электростанций.
Гидроэлектростанции занимают фундаментальное положение в современных энергетических системах, играя важную роль в регулировании параметров в нестабильных условиях и покрытии пиковых частей графика нагрузки.
Хабаровский край, как и другие регионы Российской Федерации, в настоящее время находится в стадии интенсивного развития. Энергетическая система региона испытывает острый дефицит. Частная генерация электроэнергии в регионе составляет около 32% от общего потребления. Потребление электроэнергии в районе быстро меняется в дневное время. Поскольку основными потребителями электроэнергии является население, система остро нуждается в мощных и маневренных источниках энергии. Регион богат полезными ископаемыми, добыча которых требует большого количества электроэнергии. В регионе также имеется уникальная речная система, но ее гидроэнергетический потенциал не используется с максимальной эффективностью и выжимкой.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Общие сведения

1.1 Природные условия

1.1.1 Климат

Климатические условия меняются при движении с севера на юг, зависят также от близости к морю и от формы и характера рельефа. Хабаровский край расположен в пределах двух климатических поясов.
1. Субарктический пояс:
Сибирская область (континентальная часть Охотского района).
Умеренный пояс:
Континентальная Восточно-Сибирская область (приграничная с Якутией территория);
Тихоокеанская область (северное побережье Охотского моря);
Муссонная дальневосточная область (западное побережье Охотского моря, юг Хабаровского края). Данной области соответствует умеренный муссонный климат.
Зима в крае продолжительная и суровая, от сухой в континентальных районах до снежной на побережье Охотского моря. Количество преимущественно зимних месяцев с отрицательной средней температурой увеличивается от 5 на юге края до 7 на его севере. Среднемесячная температура воздуха в январе меняется в диапазоне от -19 °C на юге и до -37 °C на севере края, на побережье Японского и Охотского морей – от -14 °C до -20 °C. Абсолютный минимум температуры даже на юге края достигает -50 °C, на самом севере и северо-востоке края в предгорьях температура может падать несколько ниже -60, как дважды последний раз было в январях 1996 и 1982 годов. Лето избыточно влажное, кроме долин в континентальной восточносибирской области. На побережье оно прохладное, а в бассейне Уссури такое же жаркое, как на юго-востоке Черноземья. Средняя температура воздуха самого тёплого месяца на юге края достигает 22 °C, на севере падает до 14…19 °C, на побережье повышается от 13 °C в районе Шантарских островов до 18 °C в устье Амура.
Годовая сумма осадков колеблется от 340-970 мм на севере и до 600-910 мм на равнинах и склонах хребтов южнее Уды. Меньше всего осадков (менее 400 мм) отмечено на границе с Якутией. Больше всего осадков (свыше 900 мм) наблюдается у подножья Джугджура, в Аяне, и на хребте Сихотэ-Алинь, в Гвасюгах. На юге края до 90 % осадков выпадает с апреля по октябрь, особенно много их в июле и августе.
В Хабаровском крае два района: Аяно-Майский и Охотский (а также Шантарские острова) – являются районами Крайнего Севера.
Территории, приравненные к районам Крайнего Севера: Ванинский, Верхнебуреинский, Комсомольский, Николаевский, имени Полины Осипенко, Советско-Гаванский, Солнечный, Тугуро-Чумиканский и Ульчский районы; города: Амурск, Комсомольск-на-Амуре, Николаевск-на-Амуре и Советская Гавань; посёлок городского типа Эльбан Амурского района; сёла Ачан, Джуен, Вознесенское, Омми, Падали Амурского района.
Граница островной многолетней мерзлоты проходит примерно через Комсомольск-на-Амуре. По среднегорьям Сихотэ-Алиня она спускается южнее, в Приморский край. Низкогорья Сихотэ-Алиня, прилегающие к побережью Японского моря, свободны от островной многолетней мерзлоты приблизительно до границы Ванинского и Ульчского районов. На севере Хабаровского края распространена прерывистая и сплошная мерзлота.
Средняя температура воды в августе на побережье Японского моря составляет 13…17 °C. У берегов Амурского лимана она достигает пригодных для купания 18…20 °C. В устье Амура зафиксирована максимальная температура
29 °C. В Охотском море по направлению к Шантарским островам средняя августовская температура воды резко падает до 10 °C, у самих островов, возможно, ещё ниже, так как измерения здесь не проводятся. После поворота на север температура повышается до 14 °C в Охотске. Первым весной освобождается ото льда Японское море, а последние льдины вокруг Шантарских островов могут дотаивать к осени.

1.1.2 Гидрологические данные

Бассейн реки находится в зоне влажного умеренно тёплого климата, с суровой, малоснежной зимой. Среднемноголетний расход воды в нижнем течении равен 1034 м3/с (объём стока 10,794 км3/год). Питание реки преимущественно дождевое и снеговое. Водный режим соответствует дальневосточному типу (с элементами восточносибирского типа). Высокое весенне-летнее половодье сочетается с мощными дождевыми паводками. Наиболее многоводный месяц – июнь. В половодье проходит свыше 35% годового стока воды. Максимальный расход воды составляет 6780 м3/с. В паводочный период года водность реки незначительно уступает водности половодья. Паводки формируются с июля по август, реже – в сентябре. Летне-осенняя межень прерывиста. Минимальный расход воды в период открытого русла равен 70,2 м3/с. Зимняя межень более устойчива. Минимальный зимний расход воды не превышает 0,84 м3/с.
Первые осенние ледовые явления приходятся на начало октября. Через 2-3 дня формируется осенний ледоход (продолжительность до 8 суток). Ледостав приходится на вторую декаду октября. В верховье и в среднем течении река может перемерзать. Разрушение ледяного покрова начинается в первой декаде мая. В середине второй декады апреля начинается весенний ледоход. Примерно через неделю река полностью освобождается ото льда.
Воды пресные, маломинерализованные (менее 50 мг/л). По химическому составу относятся к гидрокарбонатному классу и кальциевой группе. Содержание в воде минеральных взвешенных наносов не превышает 25 г/м3.
Средний расход в реке составляет 1034 м^3/с. Гидрологический ряд реки Юдома 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.
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.

1.1.3 Сейсмологические условия

В соответствии с нормативными картами ОСР-2016-С Хабаровский край относится к группе регионов, которые имеют прогнозируемую сейсмическую интенсивность воздействий 8 баллов и ниже.
Створ для проектирования Юдомской ГЭС на карте сейсмичности
ОСР-2016-С расположен в 8-и бальной зоне сейсмичности.

1.1.4 Инженерно-геологические условия

Верховья реки находятся на склонах Станового хребта (Сунтар-Хаята). Здесь река имеет черты горного потока с быстрым течением. В широкой долине (5-8 км) русло реки каменистое извилистое или разветвлённое. В среднем и нижнем течении Юдома – полугорная река. Русло извилистое и врезанное. В низовьях река имеет широкую пойму. Уклон от истоков к устью изменяется от 3,7 до 0,56%.

1.2 Энергоэкономическая характеристика района

Район строительства Юдомского гидроузла (ГУ) расположен в зоне ОДУ Востока, Хабаровское РДУ. Графики нагрузки для зимних и летних суток представлены в Приложении А рисунки А.3-А.4.
Коэффициент мощности: K_м=8,8. Аварийный резерв составляет 8% от рабочей мощности, нагрузочный – 1%.

1.3 Аналоги проектируемого гидроузла

В качестве аналогов по гидромеханическому и турбинному оборудованию, по типу плотины и водосбросных сооружений рассмотрены следующие станции: Майнская, Светлинская и Нижне-Бурейская ГЭС.

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.
15. СТО 17330282.140.016-2008 Здания ГЭС и ГАЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования: введен впервые: дата введения 2008-07-30. – Москва: ОАО РАО «ЕЭС России», 2008. – 50 с.
16. Куценов, Д.А. Электрическая часть гидроэлектростанций: проектирование: учеб. пособие / Д.А. Куценов, И.Ю. Погоняйченко. – 2-е изд. – Саяногорск: Сиб. федер. ун-т; Саяно-Шушенский филиал, 2009. – 232 с.
17. СТО 56947007-29.240.014-2008 Укрупнённые показатели стоимости сооружения (реконструкции) подстанции 35-750кВ и линий электропередачи напряжением 6,10-750кВ: введен впервые: дата введения 2008-04-18. – Москва: ОАО «ФСК ЕЭС», 2008 – 12 с.
18. 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.

Весь текст будет доступен после покупки