Реконструкция Шершневской малой ГЭС с выбором гидромеханического оборудования

При рассмотрении малых ГЭС в зонах изолированного энергоснабжения, в которых, как правило, они обычно предназначены для электроснабжения отдельных потребителей или для работы в местных энергосистемах, графики нагрузок которых практически определяют режим и параметры малой ГЭС. Установленная мощность малой ГЭС включает гарантированную, резервную и сезонную (дублирующую) мощности:

 

NУСТ = NГАР + NРЕЗ + NСЕЗ кВт.                                     (7.13)

 

Схема выбора мощности малой ГЭС в районе изолированного электроснабжения включает водноэнергетические и энергоэкономические расчеты, которые позволяют более точно оценить и выбрать энергетическое оборудование электростанции при освоении створа существующего неэнергетического водохранилища.

Таким образом, приведённые проработки показали, что оценка энергетического потенциала носит вероятностный характер и может быть проведена по хронологическому ряду наблюдений.

  

 

 

 

  7.2 Схема реконструкции  МГЭС

 

 7.2.1 Основные характеристики гидроузла

 

Шершневский гидроузел имеет 1 класс капитальности. Максимальная высота плотины по проекту и на момент декларирования составляет 17м.

Площадь водосбора в створе плотины Шершнёвского гидроузла  - 5360 км2.

 

7.2.2 Основные параметры работы гидротурбин

 

Основными параметрами работы гидротурбины, кроме напора H, м,  и расхода воды Q, м3/с, являются также число оборотов n её вала в минуту и допустимая высота всасывания HS, м, измеряемая по вертикали от горизонта нижнего бьефа до горизонтальной плоскости рабочего колеса, характерной для каждой системы гидротурбин.

Число оборотов вала гидротурбины зависит от её системы, типа и размера рабочего колеса, а также от напора.

От значений чисел оборотов вала гидротурбины зависит характер соединения его с валом генератора. Чем выше число оборотов вала гидротурбины, тем легче и удобнее осуществляется это соединение.

У малых гидротурбин при низких напорах число оборотов обычно меньше требуемого для привода генераторов, что вызывает необходимость в ускоряющей передаче (редуктор, мультипликатор и т. п.). Так как это всегда связано с усложнением и удорожанием оборудования и со снижением общего КПД, то при всех прочих равных условиях следует предпочитать гидротурбины с более высоким значением числа оборотов.

Допустимая высота всасывания, определяющая высоту установки гидротурбины над горизонтом нижнего бьефа и, следовательно, удобство эксплуатации, зависит от системы гидротурбины, типа рабочего колеса, располагаемого напора, пропускаемого расхода воды и числа оборотов. Как правило, для гидротурбин с большим числом оборотов допускается при одинаковом напоре и мощности меньшая величина высоты всасывания, чем для гидротурбин с малым числом оборотов [1].

Каждая гидротурбина должна иметь устройство для регулирования вырабатываемой мощности от максимальной до заданного минимума (например, 50%) и поддержания желательного числа оборотов независимо от изменения нагрузки и располагаемого напора. Таким устройством может быть направляющий аппарат. Уменьшение величины открытия направляющего аппарата вызывает соответствующее снижение пропускаемого расхода воды и мощности гидротурбины. При этом изменяется КПД гидротурбины [1].

 

7.2.3 Выбор гидротурбины

 

Расчетные параметры основного гидросилового оборудования определяем по кривым продолжительности среднесуточных зарегулированных расходов и месячных уровней НПУ Шершневского водохранилища. За расчетный расход принимаем расход 50% обеспеченности. (рисунки 7.1 и 7.2)

Так как во всех таблицах указаны максимальные значения Q и N, то для обеспечения длительной работы установки при наиболее высоком КПД следует выбирать гидротурбину с максимальным расходом воды, который на 10-15% превышает нормальный [1].

 

Q50% = 8 (1,1 ÷ 1.15) = 8,8 …9,2 м3/с.

 

Расчетный напор определяем по формуле 7.10

 

НГЭС = 225 – 216,35 - 1 = 7,65 м.

 

Подсчитываем приблизительно мощность гидротурбины по формуле (7.11):

 

= 8 · (8,8 ÷ 9,2) · 7,65 = 431 ÷ 450 кВт.

 

По расчетному напору и расходу определяем параметры турбины. [22]

При условии, что ранее на МГЭС стояли вертикальные гидротурбины, останавливаем наш выбор на вертикальной гидротурбине

Гидротурбина вертикальная пропеллерная с изменением угла разворота лопастей при остановленной турбине:

 

Таблица 29 – Параметры гидротубины [22]

Тип турбины	Диаметр рабочего колеса, мм	Частота вращения, об/мин
		300, 375
Пр30-125	1250

 

 

Проверка выбранной гидротурбины на угонное число оборотов.

При внезапном сбросе полной нагрузки во время работы гидротурбины число её оборотов увеличивается и в случае неисправности регулирующего устройства или недосмотра может достигнуть угонного значения. Для этого должно выполняться условие:

,                                                     (7.14)

 

где ny – угонное число оборотов.

Угонное число оборотов для любого напора определяют по формуле:

 

 об/мин,                                       (7.15)

 

где - приведенное угонное число оборотов число оборотов модельной гидротурбины по универсальной характеристике (210 об/мин для гидротурбины Пр 245).

Подставляя значения в формулы (7.14) и (7.15) получаем:

 

 об/мин;

;

1,66 < 1,8

Условие проверки на угонное число оборотов выполняется.

 

Проверка выбранной гидротурбины на кавитацию.

После выбора гидротурбины следует определить допустимую для данной установки высоту всасывания, для чего служит формула:

 

м,                                    (7.16)

 

где - высота расположения гидротурбины над уровнем моря, м;

      - коэффициент кавитации (0,4 – для гидротурбины Пр 245).

      Н = 225 – 212,25 – 1 = 12,75 м – напор при  минимальной отметке УНБ

При всех положениях нижнего уровня фактическая высота всасывания должна быть меньше подсчитанной по формуле [1]. Подставляя значения в формулу (7.16) получаем:

 м.

 

Условие проверки на кавитацию выполняется.

Таким образом, данная гидротурбина удовлетворяет всем условиям выбора, значит гидротурбина выбрана правильно.

 

7.2.4 Выбор гидрогенератора

 

Гидрогенератор служит для преобразования механической энергии вращения вала гидроагрегата в электрическую энергию требуемых параметров по частоте тока и напряжению.

Как правило, на МГЭС применяются синхронные явнополюсные гидрогенераторы с вертикальным, горизонтальным, а иногда и с наклонным расположением вала. В последнее время получили распространение установки с асинхронными гидрогенераторами, включающие специальные преобразователи частоты и батареи конденсаторов для обеспечения работы гидроагрегата на изолированную нагрузку.

Активная мощность гидрогенератора составляет:

 

= 435· 0,95 = 413 кВт,

 

где NТ – мощность гидротурбины, кВт;

– КПД гидрогенератора равный 0,94 – 0,97.

Отсюда находим его полную мощность по формуле:

 

 кВА,

 

где cos - коэффициент мощности гидрогенератора, принимаемый для малых гидрогенераторов равным 0,8 .

 

 

Таблица 30 – Технические данные генераторов

Тип генератора	Мощность кВА	Мощность кВт	Напряжение кВ	Коэффициент мощности	Частота вращения об/мин	КПД, %
ГС-100-0,4-1500	125	100	0,4	0,80	1500	89,0
СГВ-500-10,5-300УХЛ4	625	500	10,5	0,80	300	92,0
СМ-500-6,3-300УХЛ4	625	500	6,3	0,80	300	92,0

 

Таким образом, из таблицы 30 выбираем два гидрогенератора СМ-500-6,3-300 УХЛ4 с техническими данными:

- мощность активная, кВт                 500

- напряжение, кВ                                6,3

- частота вращения  об/мин               300

- мощность полная,  кВА                  625

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8. Электроснабжение

 

 

8 Электроснабжение

 

 

Мощность отдается на трансформаторную подстанцию (ТП 10/0,4 кВ; S = 630 кВА), находящейся от малой ГЭС на расстоянии 700 м.

На МГЭС по проекту установлено два гидрогенератора по 500 кВт каждый (Uн = 10,5 кВ, один генератор рабочий, а второй резервный). В этом случае мною предлагается проложить воздушную линию от гидрогенераторов до трансформаторной подстанции (ТП 10/0,4 кВ). Для этого необходимо выбрать и установить два разъединителя и, а для защиты выключатель нагрузки.

 

8.1 Расчет кабельной линии по допустимой  потере напряжения

 

а) Выбор сечения и марки кабеля от МГЭС до ТП 10/0,4.

Согласно нормам технологического проектирования сетей сельскохозяйственного назначения (НТПС) допустимая потеря напряжения в сетях 10 кВ составляет = 8 %.

Реактивная мощность линии:

 

= = 375 кВАр,

 

где  S – полная мощность одной линии при соsφ = 0,8, кВА;

Р – активная мощность одной линии, кВт.

Тогда полная мощность и соsφ составят:

 

S =

= 625 кВА.

 

соsφ =

Ток рабочий максимальный одной линии

 

36,1 А.

Выбираем по экономической плотности тока кабель СИП 3 (3х70) мм2 и производим проверку по механической прочности потере, напряжения и нагреву.

По условиям механической прочности данный кабель полностью удовлетворяет требованиям. Для зон с толщиной ледяной корки 20 и более миллиметров, минимально допустимое сечение кабеля 70 мм2.

Проверка кабеля по нагреву. Допустимый ток для кабеля СИП 3 (3х70) мм2 составляет 310 А.

 

Iр.max

Iдоп.табл.

 

36,1 А < 310 А, условие выполняется.

 

Фактическая потеря напряжения

 

%,

 

где r0, x0 – табличные удельные активное и индуктивное сопротивления, для СИП 3 (3х70) мм2: r0 = 0,85 Ом/км, x0 = 0,38 Ом/км.

 

0,4 % < 7,5 %, условие выполняется.

 

Окончательно  выбираем  кабель  марки  СИП 3 (3х70) на деревянных опорах.

 

б) Выбор выключателя нагрузки.

Предварительно выбираем выключатель нагрузки серии ВНА10.

Uн

Uс;

Iн

Iр.max.

 

Тогда

Iт.р. = 1,2 · Iр.max = 1,2 · 36,1 = 43,3 А.

 

Iт.р. = 400 А > 43,3 А;

 

Окончательно выбираем выключатель нагрузки серии ВНА10/400 20 с параметрами: Iн = 400 А, Uн = 10 кВ.

 

в) Выбор разъединителя.

Выбор разъединителя производим по Iр.max = 36,1 А и по Uн = 10 кВ.

Выбираем два разъединителя серии РВО 10/630 с параметрами:    Iн.корп. = 630 А, Uн = 10 кВ.

 

 

 

 

9 Безопасность труда

 

 

9.1 Общая характеристика и состояние безопасности труда             предприятие.

 

Гидроузел расположен на р. Миасс и является конечным в каскаде зарегулированных водоёмов, предназначенных для водоснабжения Челябинского промышленного района, находится в черте г. Челябинск в 150 км ниже Аргазинского гидроузла, в 362 км от устья реки.

 

Успех борьбы с травматизмом зависит от наличия данных о числе травмируемых по участкам, районам, области. Чем полнее эти данные и меньше период, за который они составлены, тем быстрее можно выявить участки с наиболее неблагоприятными условиями труда и принять меры по устранению причин травматизма. Одним из методов анализа травматизма является статический метод, который заключается в определении коэффициентов частоты травматизма и тяжести.

Коэффициент частоты определяет отношение числа травм, приходящихся на 1000 человек, к среднесписочному числу работающих за исследуемый период по следующей формуле:

 

                                      (9.1)

где Т ─ число травм за период;

Р ─  среднесписочное количество работающих за этот же период.

 

Коэффициент тяжести показывает, сколько дней нетрудоспособности приходится в среднем на один несчастный случай и определяется по формуле

                    (9.2)

где Д ─ число дней, потерянных в отчетном периоде из-за несчастных случаев.

Данные расчета по и приведены в таблице 31.

 

Таблица 31 ─ Распределение коэффициентов частоты и тяжести травматизма

Годы	Среднесписочная численность работающих	Кол-во пострадавших	Потеряно рабочих дней	Кч	Кт
2012	1	0	0	0	0
2013	1	0	0	0	0