ВОЗМОЖНОСТЬ УЧАСТИЯ В НОРМИРОВАННОМ ПЕРВИЧНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ЧАСТОТЫ НОВОЙ МАЙНСКОЙ ГЭС

1 Объект исследования 10
1.1 Основные технические данные гидротурбин 10
1.1.1 Сравнение гидротурбин ПЛ20 (811а- В-1000) и ПЛ-20-В-1000 10
1.2 Рабочие механизмы турбин и их характеристика 11
1.2.1 Рабочее колесо 11
1.2.2 Вал турбины 12
1.2.3 Направляющий подшипник турбины 13
1.2.4 Направляющий аппарат 14
Направляющий аппарат турбины служит для регулирования расхода воды через гидротурбину в зависимости от нагрузки и частоты вращения агрегата. 14
1.2.5 Маслонапорная установка 16
1.3 Основные технические данные гидрогенератора 17
1.3.1 Гидрогенератор 18
1.3.2 Подпятник гидрогенератора 18
1.3.3 Направляющий подшипник генератора 20
1.3.4 Система торможения и подъёма ротора 21
1.4 Основные технические данные трансформатора 23
2 Модель гидроэлектростанции 25
2.1 Требования к нормированному первичному регулированию частоты 28
2.1.1 Методика проверки соответствия гидроагрегатов ГЭС (ГАЭС) требованиям, предъявляемых к ним для участия в НПРЧ 29
3 Результаты моделирования 32
3.1 Результаты при набросе активной мощности 10 МВт 32
3.2 Результаты при набросе активной мощности 20 МВт 34
3.3 Результаты при набросе активной мощности 30 МВт 38
3.4 Результаты при набросе активной мощности 40 МВт 40
3.5 Результаты при набросе активной мощности 50 МВт 44
3.6 Результаты при набросе активной мощности 60 МВт 46
3.7 Результаты при набросе активной мощности 70 МВт 50
3.8 Результаты при набросе активной мощности 80 МВт 52
3.9 Результаты при набросе активной мощности 90 МВт 56
3.10 Результаты при набросе активной мощности 100 МВт 58
3.11 Результаты при набросе активной мощности 107 МВт 62
3.12 Короткое замыкание ближнего резервирования длительность КЗ 30.1 – 30.2 мощность нагрузки 107 МВт время 30-31 с. 65
3.13 Короткое замыкание дальнего резервирования длительность КЗ 30.1 – 30.2 мощность нагрузки 107 МВт время 30-31 с. 68
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 74
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ 75

Весь текст будет доступен после покупки

Энергетика является основой технологического прогресса и народного хозяйства, поэтому высокие темпы развития страны всегда сопровождаются высокими темпами развития энергетики. Чтобы удовлетворить растущий спрос в энергии страны, в настоящее время в электроэнергетике России идет этап крупномасштабной реструктуризации отрасли. Основа реформирования электроэнергетики заключается в повышении эффективности производства электроэнергии, привлечении дополнительных инвестиций в электроэнергетику, строительстве новых и модернизация существующих мощностей, развитии конкуренции между производителями электрической энергии, сокращении неэффективных расходов и др.
Гидроэнергетика является возобновляемым источником электроэнергии и увеличение доли выработки чистой энергии становится особенно актуально в последнее время, когда возможно развитие программ субсидирования зеленой энергетики, штрафов и дополнительного налогообложения за грязную энергию.
РусГидро реализует Программу комплексной модернизации гидрогенерирующих объектов, в рамках которой запланирована замена половины парка турбин, генераторов и трансформаторов ГЭС и ГАЭС РусГидро. Столь масштабная программа обновления устаревшего и изношенного оборудования для отечественной энергетики уникальна и беспрецедентна. Ее особенность — ориентация не на точечную замену отдельных узлов и агрегатов, а на комплексную модернизацию генерирующих объектов как единых технологических комплексов, с заменой или реконструкцией основного и вспомогательного оборудования, общестанционных систем, гидротехнических сооружений.
Текущие проекты Программы комплексной модернизации:
• Реконструкция гидроагрегатов на Чебоксарской ГЭС (перевод рабочих колес турбин в поворотно-лопастной режим, замена статоров генераторов), Волжской, Воткинской, Нижегородской, Майнской и Рыбинской ГЭС (замена турбин и генераторов), Саратовской ГЭС (замена турбин). По результатам испытаний модернизированного оборудования будут приняты решения о повышении мощности гидроагрегатов и их перемаркировке.
• Замена гидромеханического оборудования (затворов водосбросной плотины, сороудерживающих решеток) на Каскаде Верхневолжских ГЭС, Камской, Жигулевской ГЭС и др.
• Реконструкция электротехнического оборудования (в том числе распределительных устройств) в большинстве филиалов компании, наиболее масштабные работы ведутся на станциях Каскада Кубанских ГЭС и Волжской ГЭС (внедрение КРУЭ), Новосибирской и Чиркейской ГЭС (реконструкция ОРУ).
• Реконструкция бетона гидротехнических сооружений на Новосибирской, Нижегородской, Саратовской ГЭС.
• Реконструкция Эзминской ГЭС, Сенгилеевской ГЭС и Кубанской ГАЭС с полной заменой всего устаревшего оборудования и ремонтом гидротехнических сооружений.
Гидроагрегаты Майнской ГЭС были введены в эксплуатацию более 30 лет назад. Они отработали нормативный срок службы и достигли высокой степени износа. Проект реконструкции включает в себя полную замену основного генерирующего оборудования (трех гидротурбин, гидрогенераторов и силовых трансформаторов), а также замену вспомогательных систем пневматического и масляного хозяйства, технического водоснабжения. Реализация проекта позволит, в первую очередь, заменить физически и морально устаревшее оборудование, которое было введено в работу в 1984-1985 гг. Реконструкция повысит безопасность эксплуатации гидроузла и снизит ежегодные холостые сбросы водных ресурсов. Кроме этого, в результате обновления основного и вспомогательного оборудования Майнской ГЭС предполагается увеличение располагаемой мощности и, соответственно, экономической эффективности гидроэлектростанции. Завершение всех мероприятий в рамках проекта намечено на 2023 год.
До реконструкции на Майнской ГЭС были установлены поворотно-лопастные турбины, однако из-за несовершенства конструкции данные агрегаты работали в пропеллерном режиме, что значительно снижало эффективность их работы, сокращало объём вырабатываемой электроэнергии.
Исходя из вышесказанного, для увеличения выработки чистой энергии, для повышения эффективности работы Майнской ГЭС и необходима замена устаревших гидротурбин. Новые рабочие колеса более совершенны с точки зрения конструкции и имеют возможность работать в режиме двойного регулирования расхода воды.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Объект исследования

1.1 Основные технические данные гидротурбин

Для оценки преимуществ реконструкции оборудования Майнской ГЭС необходимо проанализировать технические характеристики и паспортные данные обоих типов турбин. Турбина ПЛ20 (811а-В-1000) была установлена до реконструкции, а ПЛ-20-В-1000 установлена после реконструкции.

1.1.1 Сравнение гидротурбин ПЛ20 (811а-В-1000) и ПЛ-20-В-1000

Сравнение гидротурбин ПЛ20 (811а-В-1000) и ПЛ-20-В-1000 представлено в таблице 1.1.
Из таблицы 1.1 видно, что значения напора при которых работают турбины несколько изменились. Минимальный напор, при котором может работать новая гидротурбина стал ниже, а это значит, что новая гидротурбина будет более эффективно работать при низких напорах. Максимальный напор уменьшился, но завод изготовитель утверждает, что новое рабочее колесо, так же, как и старое, может работать при напоре 19,6 м. Мощность гидротурбины ПЛ20 (811а- В-1000) при расчетном напоре 110 МВт, а гидротурбина ПЛ20-В-1000 при расчетном напоре выдает мощность 110,31 МВт, но расчетный напор ПЛ-20-В-1000 на 2,8 м ниже чем у ПЛ20 (811а- В-1000). Если посмотреть на расход через турбину при расчетном напоре, из этого можно сделать вывод, что новое рабочее колесо при меньшем расходе воды через турбины и меньшем значении напора выдает большую мощность. Нельзя оставить без внимания и коэффициент полезного действия, у рабочего колеса до реконструкции и после он составляет 94,5 и 95,2 соответственно. Совокупность всех этих факторов говорит, что технологии не стоят на месте и на замену устаревшему, отработавшему свой срок оборудованию, приходит конструктивно более новое и совершенное оборудование.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Инструкция по эксплуатации «Гидроагрегатов ГА1-ГА3 Майнской ГЭС» : дата введения 2021-10-29. – 2021, 95 с.
2. Энергетическая стратегия России на период до 2035 года [Электронный ресурс] – Режим доступа: https://minenergo.gov.ru/node/1920 (Дата обращения: 26.03.2020 г.).
3. Национальная технологическая инициатива: Программа мер по формированию принципиально новых рынков и созданию условий для глобального технологического лидерства России к 2035 году. [Электронный ресурс]: 2016 г. – Режим доступа: https://asi.ru/nti/ свободный (Дата обращения: 17.02.2021 г.).
4. Баринов, В. А. Перспективы развития электроэнергетики России на
период до 2030 г. / В. А. Баринов / Анализ и прогнозы. – 2010. - №3 (322). - С. 13-20.
5. Постановление правительства Российской Федерации от 15.04.2014 № 328 «Об утверждении государственной программы Российской Федерации «Развитие промышленности и повышение еѐ конкурентоспособности» [Электронный ресурс]: 2014 г. – Режим доступа: http://publication.pravo.gov.ru/Document/View/0001201404240003 свободный (Дата обращения: 06.04.2022 г.).
6. Ковалев, Н.Н. Гидротурбины. Конструкции и вопросы проектирования : монография / Н. Н. Ковалев – «Машиностроение» 1971. – 584 с.
7. СТО 17330282.27.140.001 – 2006. Методики оценки технического состояния основного оборудования гидроэлектростанций : дата введения 2006-08-01. – Москва : , 208. – 339 с.
8. Национальный стандарт Российской Федерации Гидроэлектростанции. Часть 3-1. Гидротурбины. Технические требования к поставке, ГОСТ Р 55260.3.1-2013.

Весь текст будет доступен после покупки