Федеральное государственное автономное
образовательное учреждение
высшего образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Саяно-Шушенский филиал
институт
Кафедра «Гидроэнергетики, гидроэлектростанции, электроэнергетических
систем и электрических сетей»
кафедра
УТВЕРЖДАЮ
Заведующий кафедрой
________ И.Ю. Погоняйченко
подпись инициалы, фамилия
«____» _________ 2018 г.
БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА
13.03.02 — Электроэнергетика и электротехника
код – наименование направления
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ХАНТЫНТАЙСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ БОЛЬШОЙ ПАТОМ. СИСТЕМА АИИС КУЭ, ТРЕБОВАНИЯ, СХЕМЫ, ДАТЧИКИ, СИСТЕМЫ СБОРА, ОБРАБОТКИ И ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ ДАННЫХ, ОТЧЕТОВ, ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ С
СО ЕЭС, НП АТС
тема
Руководитель _________ Зам.начальника СТСУ А.Н. Сивцов
подпись, дата
Филиала ПАО «РусГидро»- инициалы, фамилия
«Саяно-Шушенская ГЭС имени
П.С. Непорожнего»
должность
Выпускник _________ А.В.Амельчаков
подпись, дата инициалы, фамилия
Саяногорск 2018
Продолжение титульного листа БР по теме «Проектирование Хантынтайской ГЭС на реке Большой Патом. Система АИИС КУЭ, требования, схемы, датчики, системы сбора, обработки и предоставления данных, отчетов, взаимодействие с СО ЕЭС, НП АТС».
Консультанты по
разделам:
Водно-энергетические расчёты ________ _______________
подпись, дата инициалы, фамилия
Гидротурбинное, ________ _______________
подпись, дата инициалы, фамилия
гидромеханическое и вспомогательное
оборудование
Электрическая часть ________ _______________
подпись, дата инициалы, фамилия
Релейная защита и ________ _______________
подпись, дата инициалы, фамилия
автоматизация энергетических систем
Компоновка сооружения и гидроузла ________ _______________
подпись, дата инициалы, фамилия
Охрана труда и пожарная безопасность ________ _______________
подпись, дата инициалы, фамилия
Технико-экономическое обоснование ________ _______________
подпись, дата инициалы, фамилия
Нормоконтролер ________ _______________
подпись, дата инициалы, фамилия
СОДЕРЖАНИЕ
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ ХАНТЫНТАЙСКОЙ ГЭС ……………………………… 7 1 Анализ исходных данных и определение условии функционирования гидроэлектростанции …………………………………………………………………………………….. 9 1.1 Природные условия ……………………………………………………………………………… 9 1.1.1 Климат района ………………………………………………………………………………… 9 1.1.2 Гидрологические данные ………………………………………………………………… 9 1.1.3 Инженерно-геологическое изыскание ……………………………………………. 11 1.1.4 Сейсмологические условия ……………………………………………………………. 11 1.2 Эненергоэкономическая характеристика района …………………………………. 11 1.3 Аналог проектируемого гидроузла ……………………………………………………… 12 2 Водно-энергетические расчеты …………………………………………………………… 13 2.1 Регулирование стока воды ………………………………………………………………….. 13 2.1.1 Исходные данные ………………………………………………………………………….. 13 2.1.2 Определение максимальных расчетных расходов ………………………….. 13 2.1.3 Кривые обеспеченности стока ……………………………………………………….. 15 2.1.4 Выбор расчетного маловодного и средневодного года …………………… 16 2.1.5 Определение типа регулирования ………………………………………………….. 17 2.2 Определение установленной мощности на основе водно-энергетичеких расчетов ………………………………………………………………………………………………………. 18 2.2.1 Перераспределение стока маловодного года ………………………………….. 18 2.2.2 Водно-энергетические расчеты по условию маловодного года ………. 19 2.2.3 Определение установленной мощности Хантынтайской ГЭС ………… 20 2.2.4 Водно-энергетические расчеты по условиям средневодного года …… 21 2.3 Баланс энергии и мощности ………………………………………………………………… 22 2.3.1 Баланс энергии ……………………………………………………………………………… 22 2.3.2 Баланс мощности ………………………………………………………………………….. 22 3 Гидротурбинное, гидромеханическое и вспомогательное оборудование 24 3.1 Выбор числа и типа гидроагрегатов ……………………………………………………. 24 3.1.1 Построение режимного поля …………………………………………………………. 24 3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам … 26 3.1.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины ……………… 28 3.2 Выбор основного и вспомогательного оборудования…………………………… 31 3.2.1 Выбор типа серийного гидрогенератора ………………………………………… 31 3.2.2 Расчет вала и подшипников …………………………………………………………… 32 3.2.3 Выбор типа и размеров маслонапорной установки (МНУ) и регулятора частоты вращения………………………………………………………………………. 33 3.3 Определение геометрических размеров проточной части и машинного зала… ………………………………………………………………………………………………………….. 35 3.4 Подъемно-транспортное оборудование ……………………………………………….. 36 4 Электрическая часть …………………………………………………………………………… 37 4.1 Выбор главной схемы электрических присоединений и схемы собственных нужд ……………………………………………………………………………………….. 37 4.1.1 Выбор силовых трансформаторов………………………………………………….. 37 4.1.2 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного устройства высшего напряжения …………………………………………………………………. 38 4.1.3 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического обоснования (ТЭО)………………………………………………………………………………………. 39 4.2 Выбор электротехнического оборудования …………………………………………. 42 4.2.1 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной схеме. ………………………………………………………………………………………………………….. 42 4.2.2 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режима …… 47 4.2.3 Выбор силовых выключателей и разъединителей ………………………….. 48 4.2.4 Выбор измерительных трансформаторов ……………………………………….. 49 4.2.5 Выбор ограничителей перенапряжения (ОПН) и заградительных фильтров. …………………………………………………………………………………………………….. 50 4.2.6 Выбор дизель-генераторной установки (ДГУ) ……………………………….. 50 5 Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем .. 51 5.1 Перечень защит основного электрооборудования ……………………………….. 51 5.2 Расчет защит и выбор уставок …………………………………………………………….. 52 5.2.1Продольная дифференциальная защита главного генератора (I∆G) ……… 52 5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора главного генератора (UN(U0)).. ……………………………………………………………………………………………………… 54 5.2.3 Защита от повышения напряжения на главном генераторе (U1>), (U2>)…… ……………………………………………………………………………………………………. 56 5.2.4 Защита главного генератора от обратной последовательности от несимметричных перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2)……………………………………………………………………………………57 5.2.5 Защита главного генератора от симметричных перегрузок (I1)……….. 60 5.2.6 Дистанционная защита (Z1<), (Z2<)………………………………………………… 62 5.2.7 Защита главного генератора от перегрузки обмотки ротора (Iр) ……… 65 5.2.8 Продольная дифференциальная защита вспомогательного генератора (I∆ВГ)…………………………………………………………………………………………………………. 66 5.2.9 Защита от повышения напряжения вспомогательного генератора (U>ВГ)… …………………………………………………………………………………………………….. 69 5.3 Выбор комплекса защит блока «генератор-трансформатор» ………………… 69 6 Компоновка и сооружения гидроузла ………………………………………………….. 70 6.1 Состав и компоновка гидроузла ………………………………………………………….. 70 6.2 Определение класса сооружений ………………………………………………………… 70 6.3 Проектирование сооружений напорного фронта …………………………………. 70 6.3.1 Определение отметки гребня грунтовой плотины ………………………….. 70 6.3.2Определение ширины водосливного фронта и отметки гидроузла ……….. 72 6.3.3 Построение профиля водосливной плотины…………………………………… 76 6.3.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе ……………………………………. 77 6.3.5 Расчет энергогасящего сооружения ……………………………………………….. 78 6.4 Конструирование плотины………………………………………………………………….. 79 6.4.1 Определение ширины подошвы плотины ………………………………………. 79 6.4.2 Разрезка глухой бетонной плотины, водосливной плотины и здания ГЭС швами ………………………………………………………………………………………………….. 80 6.4.3 Быки ……………………………………………………………………………………………… 80 6.4.4 Устои ……………………………………………………………………………………………. 80 6.4.5 Галереи в теле глухой бетонной плотины ………………………………………. 80 6.5 Конструирование элементов подземного контура плотины …………………. 81 6.5.1 Цементационная завеса …………………………………………………………………. 81 6.5.2 Дренажные устройства ………………………………………………………………….. 82 6.6 Конструирование элементов нижнего бьефа ……………………………………….. 82 6.7 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины………………. 82 6.7.1 Определение основных нагрузок на плотину …………………………………. 82 6.7.2 Оценка прочности плотины …………………………………………………………… 86 6.7.3 Критерии прочности плотины и ее основания………………………………… 88 6.7.4 Обоснование устойчивости плотины ……………………………………………… 89 6.8 Проектирование грунтовой плотины …………………………………………………… 90 7 Мероприятия по охране труда, пожарной безопасности, по охране окружающей среды ……………………………………………………………………………………… 91 7.1 Мероприятия по охране труда …………………………………………………………….. 91 7.2 Пожарная безопасность ………………………………………………………………………. 93 7.2.1 Общие требования к пожарной безопасности ………………………………… 93 7.2.2 Пожарная безопасность в кабельных помещениях …………………………. 94 7.3 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в зоне влияния Хантынтайского гидроузла ………………………………………………………………………….. 95 7.3.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период строительства ………………………………………………………………………………………………. 95 7.3.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища ………………………… 96 7.3.3 Отходы, образующиеся при строительстве…………………………………….. 97 7.3.5 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на состояние водных ресурсов ………………………………………………………………………….. 98 7.3.6 Водоохранная зона ………………………………………………………………………… 98 7.3.7 Водоохранные мероприятия по гидроэлектростанции ……………………. 99 8 Технико-экономические показатели ………………………………………………….. 101 8.1 Расчет себестоимости электроэнергии ………………………………………………. 101 8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии ……………………………….. 101 8.1.2 Текущие расходы на производство электроэнергии ……………………… 101 8.1.3 Налоговые расходы ……………………………………………………………………… 103 8.1.4 Оценка суммы прибыли ………………………………………………………………. 104 8.2 Удельные показатели строительства …………………………………………………. 104 8.3 Экономическая эффективность строительства …………………………………… 105 8.4 Анализ рисков инвестиционных проектов …………………………………………. 105 9 Система АИИС КУЭ, требования, схемы, датчики, системы сбора, обработки и предоставления данных, отчетов, взаимодействие с СО ЕЭС, НП АТС… ……………………………………………………………………………………………………….. 108 9.1 Основные требования к АИИС КУЭ …………………………………………………. 109 9.1.1 Основные требования к ИИК ………………………………………………………. 109 9.1.2 Основные требования к ИВКЭ …………………………………………………….. 110 9.1.3 Основные требования к ИВК ……………………………………………………….. 110 9.2 Разработка схемы АИИС КУЭ для Хантынтайской ГЭС ……………………. 110 9.2.1 Расстановка точек учета ………………………………………………………………. 111 9.2.2 Выбор аппаратуры для ИВК ………………………………………………………… 111 9.2.3 Разработка схемы АИИС КУЭ………………………………………………………… 112 9.3 Системы сбора, обработки и предоставления данных и отчетов ………… 113 9.4 Взаимодействие с СО ЕЭС и НП АТС……………………………………………….. 113 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ……………………………………… 115 ПРИЛОЖЕНИЕ А АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ……………………………….. 118 ПРИЛОЖЕНИЕ Б ВОДНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ……………………… 120 ПРИЛОЖЕНИЕ В ГИДРОТУРБИННОЕ, ГИДРОМЕХАНИЧЕСКОЕ И ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ……………………………………………….. 126 ПРИЛОЖЕНИЕ Г ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………………………………… 128 ПРИЛОЖЕНИЕ Д УСТРОЙСТВА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИЗАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ ………………………………… 135
Экономика СССР в годы Великой Отечественной войны
... чему поучиться у экономики советской. Хронологические рамки исследования. Тема «Экономика СССР в годы Великой Отечественной Войны » не имеет территориальных рамок исследования т.к. Экономическая политика, проводимая большевиками, распространялась на весь Советский ...
Технико-экономическое обоснование проектирования отделения высокотемпературного ...
... оплаты труда; расчет себестоимости продукции; расчет технико-экономических показателей. 1. Характеристика проектируемого производства и ... реакторы поз.Р-1А (В). Для подготовки трубопровода к ремонту имеется возможность продувать его ... корпус 2054, марки В на наливную эстакаду для заполнения железнодорожных цистерн. Дымовые газы ... производства произошло в 4 квартале 2008 года (на 18% по отношению к ...
Структурные изменения на воздушном транспорте 1989-2009 годы
... 97,14 157,14 28,02 Всего 347,1 334,16 251,26 Из таблицы видно, что расходы при перевозки мелкого груза воздушным транспортом значительно ниже, чем другими способами. Проблемы и тенденции ... ряд работ, необходимых для отраслей экономики страны, которые не могут выполняться другими видами транспорта. К специфическим сферам деятельности воздушного транспорта следует отнести: монтаж строительных высотных ...
Учет расходов и калькулирования себестоимости продукции, работ, услуг
... следующих задач: определить экономическую сущность расходов в рыночных условиях; ... вида транспорта в 2003 году составила свыше 83% от ... Таблица 1 - Группировка затрат Челябинской дистанции пути, дирекции инфраструктуры ЮУЖД филиала ОАО «РЖД» Прямые материальные расходыПрямые затраты трудаНакладные расходыВнепроизводственные расходыПроизводственная себестоимостьПолная себестоимость В экономической ...
Прогнозирование пищевой промышленности Приморского края до 2025 года
... написании курсовой работы использовались Конституция Российской Федерации, Федеральное и региональное законодательство в области исследуемой темы, данные статистики, документы текущего делопроизводства Управления пищевой промышленности в сфере регулирования деятельности пищевой промышленности Приморского ...
ДОКЛАД о состоянии и об охране окружающей среды в Кабардино-Балкарской ...
... также и о динамике, тенденциях развития освещаемых процессов за ряд лет. Доклад подготовлен в целях обеспечения реализации прав граждан на достоверную информацию о состоянии ... государственной экологической политике, принятых в 2014 году мерах по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов. Сведения и информация Доклада основаны на официальных материалах территориальных ...
Тверждение и выбор темы дипломной работы
... ассортиментом, оценка качества и обеспечение сохраняемости товаров. тверждение и выбор темы дипломной работы 2.1 Темы дипломных работ по специальности «Коммерция (по отраслям)» в НОУ СПО «Челябинский юридический колледж» (далее ... решения вопроса председатель ПЦК ставит свою подпись и дату на титульном листе работы. 4.6 Дипломная работа, допущенная председателем ПЦК к защите, передается ...
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ ХАНТЫНТАЙСКОЙ ГЭС
1. Наименование реки……………………………………………Большой Патом; 2. Местонахождение ГЭС…………………………………..Иркутская область; 3. Тип проектируемой установки……………………………..…………..….ГЭС; 4. Характерные расходы воды: а) среднемноголетний……………………………………………….………349 м3/с; б) всех турбин……………………………………………………………….825 м3/с; в) максимальный с обеспеченностью: 0,5%………………………………………..2652 м3/с;
Экономические таблицы Ф. Кенэ
... исправленный, сопровождаемый подробным анализом, вариант, который получил название «Анализ арифметической формулы экономической таблицы» 1766 года, стал символом физиократии вплоть до наших дней. И именно этим вариантом ... Эссе для бесплатного скачивания предназначены для составления плана или основы собственных научных трудов. Друзья! У вас есть уникальная возможность помочь таким же студентам как ...
3%…………………………………………2211 м3/с; г) минимальный……………………………………………………………..118 м3/с; 5. Параметры водохранилища: а) характер регулирования стока……………………………………………годовой; б) отметка: НПУ………………………………………………………………..200 м;
ФПУ….…………………………………………….……….……..201 м;
УМО…………………………………………………….……….191,91 м; в) объемы: полный………….……………………………………………………………5,16 км3; полезный……………………………………………………………………..3,91 км3; 6. Напоры ГЭС: а) максимальный………………………………………………………………26,6 м; б) расчетный……………………………………………………………………19,9 м; в) минимальный……………………………………………………………….15,8 м; 7. Энергетические характеристики: а) мощность: установленная………………………………………………………………141 МВт; гарантированная……………………………………………………………139 МВт; б) среднемноголетняя выработка энергии……………………..653,58 млн. кВт∙ч; в) число часов использования установленной мощности…………….……4500 ч; 8. Здание ГЭС: а) тип здания………………………………………………………………..русловое; б) число агрегатов………………………………………………………….………..4; в) грунт в основании……………………………………………………гранодиорит; г) тип спиральной камеры……………………………..бетонная трапецеидальная; д) тип отсасывающей трубы………………………………………………изогнутая; е) расстояние между осями агрегатов………………………………….…… 20,5 м; 9. Основное оборудование: а) тип турбины…………………………………………………………ПЛ30б-В-560; б) тип генератора…………………………………………….ВГС 850/135-56УХЛ4; в) полная мощность генератора…………………………………………43,75 МВА; г) активная мощность генератора…………………………………………..35 МВт; д) частота вращения……………………………………………………107,1 об/мин; е) тип трансформаторов……………………………………ТДЦ-125000/220УХЛ1; 10. Водосбросные сооружения: а) тип………………………………………………………поверхностный водослив; б) число и ширина пролетов…………………………………..5 отверстий по 20 м; в) общая длина…………………………………………………………………..112м; г) максимальная высота………………………………………………………34,75 м; д) тип рабочего затвора…………………………………………………сегментный; 11. Бетонная и грунтовая плотина (общая длина/максимальная высота): а) левобережная глухая бетонная………………..…………………77,26 м/ 32 м; б) правобережная грунтовая…………………………………………..375,8 м/ 32 м; Технико-экономические показатели: а) удельные показатели……………………………………………….20220 руб/кВт; …………………………………………………………………………2,22 руб/кВт∙ч; б) себестоимость энергии………………………………..…………..0,23 руб/кВт∙ч; в) срок окупаемости………………………………………………………82 месяца; 1 Анализ исходных данных и определение условии функционирования гидроэлектростанции
Большой Патом – река, протекающая в Иркутской области. Является правым притоком реки Лена. Исток реки находится в 100 км к северу от города Бодайбо в Патомском нагорье на высоте более 842,5 м над уровнем моря. Впадает в реку Лена почти на границе Иркутской области и Республики Саха (Якутия) на высоте менее 145 м над уровнем моря. Бассейн реки 28400 км 2, длина 570 км.
1.1 Природные условия
1.1.1 Климат района
Климат района расположения гидроузла – резко континентальный. Зимние температуры достигают -55̊C, а летом температура достигает +45̊C. Среднегодовая температура воздуха составляет -6,5̊C. Район приравнивается к району Крайнего Севера.
Среднегодовая норма осадков от 350 до 500 мм. Большая часть осадков выпадает в период с июня по октябрь. В летние месяцы выпадает максимум осадков 3-4 мм. Среднесуточная скорость ветров 2-3 м/с. Сильные ветра со скорость 5 м/с и более имеет высокую повторяемость в апреле и мае.
1.1.2 Гидрологические данные
Ряд гидрологических наблюдений за рекой Большой Патом за период 1936-1990 гг. представлен в Приложении А, таблица А.1.
Зависимости отметок нижнего бьефа от летних и зимних расходов и отметки верхнего бьефа от объема водохранилища и площади затопления представлены в таблице 1.1, на рисунке 1.1, 1.2 и 1.3.
Таблица 1.1 – Зависимости отметок верхнего и нижнего бьефа от параметров стока Кривая связи отметки Кривая связи отметки Кривая связи отметки нижнего бьефа от расхода верхнего бьефа от верхнего бьефа от
зимняя летняя объема водохранилища площади затопления zВБ, м W, км3 zВБ, м S, км2 zНБ, м Qзим, м3/с zНБ, м Qлет, м3/с 172,00 0 172,00 0 172,00 0 172,00 0 187,36 0,72 182,44 4 175,00 500 174,40 500 192,02 1,44 186,75 8 176,43 1000 175,80 1000 193,75 2,16 189,45 12 177,40 1500 176,80 1500 195,30 2,88 192,00 16 178,40 2000 177,70 2000 196,94 3,6 194,46 20 179,30 2500 178,60 2500 198,26 4,32 196,47 24 180,30 3000 179,30 3000 199,12 5,04 197,95 28 181,30 3500 180,00 3500
ZВБ, м
204,00
НПУ=200 м
200,00
196,00
192,00
188,00
184,00
180,00
176,00
172,00
0 2 4 6 8 W, км3 Рисунок 1.1 – Кривая связи отметки верхнего бьефа от объема водохранилища
ZВБ, м
204,00
200,00 НПУ=200 м
196,00
192,00
188,00
184,00
180,00
176,00
172,00
0 10 20 30 40 S, км2 Рисунок 1.2 – Кривая связи отметки верхнего бьефа от площади затопления
ZНБ, м
182,00
181,00
180,00
179,00
178,00
Летняя
177,00
Зимняя
176,00
175,00
174,00
173,00
172,00
0 1000 2000 3000 4000 5000 Q, м3/с
Рисунок 1.3 — Кривая связи отметки нижнего бьефа от расхода
1.1.3 Инженерно-геологическое изыскание
Местоположение створа представлена в Приложении А, рисунке А.1. В районе створа Хантынтайской ГЭС не обнаружено зон контакта тектонических плит, судя по геологической карте.
На рисунке 1.4 показан разрез по створу реки Большой Патом в районе Хантынтайской ГЭС.
Рисунок 1.4 – Разрез по створу реки Большой Патом
1.1.4 Сейсмологические условия
Согласно карте сейсмического районирования ОСР-2012-А, соответствующая вероятности P=39% возможного превышения в течении 50 лет силы указанных на ней максимальных сейсмических воздействии в баллах шкалы интенсивности землетрясений ИЗ-2012 (период повторяемости воздействий T=100 лет) в районе Хантынтайской ГЭС равна 5 баллам по шкале MSK-64.
1.2 Эненергоэкономическая характеристика района
Структура установленных мощностей электростанции, находящиеся в РДУ «Иркутское» приведена в таблице 1.2:
Таблица 1.2 – Структура установленных мощностей электростанции РДУ «Иркутское»
Установленная мощность, Доля от установленной Тип электростанции
МВт мощности в энергосистеме, %
ГЭС 3788,7 50,3
ТЭЦ 3737,3 49,7
Итого 7526,0 100
Гидроэлектростанции, расположенные в Иркутском РДУ:
Братская ГЭС, с установленной мощностью 4500 МВт, доля выработки в РДУ «Иркутское» равна 40%;
Усть-Илимская ГЭС, с установленной мощностью 3480 МВт, доля выработки в РДУ «Иркутское» равна 32,4%;
Иркутская ГЭС, с установленной мощностью 662,4 МВт;
1.3 Аналог проектируемого гидроузла
В качестве «ГЭС-аналога» для Хантынтайской ГЭС в ходе проектирования выбрана Нижне-Бурейская ГЭС по конструкции сооружения и конструкции гидротурбинного оборудования.
2 Водно-энергетические расчеты
2.1 Регулирование стока воды
2.1.1 Исходные данные
зависимости отметок нижнего бьефа от летних и зимних расходов и отметки верхнего бьефа от объема водохранилища и площади затопления (таблица 1.1, рисунок 1.1 – 1.3);
энергосистема – ОДУ Сибири, РДУ «Иркутское»;
коэффициент мощности: kN=8,6;
потери напора в водопроводящих сооружениях: ∆h=0,46;
нормальный подпорный уровень Хантынтайской ГЭС: НПУ=200 м;
ряд гидрологических наблюдений за рекой Большой Патом за период 1936-1990 гг. (Приложение А, таблица А.1);
требования участников ВХК и потери воды представлены в таблице 2.1;
Таблица 2.1 – Требования участников ВХК и потери воды с водохранилища Месяц I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Требования ВХК, м3/с 118 118 118 236 236 236 236 236 236 118 118 118 Санитарный попуск, м3/с 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 Фильтрация, м3/с 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Испарение, м3/с 0 0 0 0,53 0,53 0,53 0,53 0,53 0,53 0 0 0 Льдообразование, м3/с 2 2 2 -6 -6 0 0 0 0 2 2 2
суточные и годовые графики нагрузок (плакат «Использование водной энергии»).
2.1.2 Определение максимальных расчетных расходов
Из ряда гидрологических наблюдений (Приложение А, таблица А.1) для каждого года выбирается максимальный расход. Для определения параметров кривой обеспеченности определяем модульный коэффициент:
????????????????????
????= ???????????? , (2.1)
????ср
где ???????????????????? — n-ый член ряда максимальных годовых расходов;
????????????
????ср — среднее значение многолетнего максимального расхода.
Для удобства вычислении составляем таблицу (Приложение А, таблица А.2)
Коэффициент вариации ряда максимальных расходов:
???? −1 2 4,04
???????? = = = 0,27, (2.2)
???? 55
где n – число членов ряда максимальных расходов (количество лет наблюдений).
Среднеквадратичная ошибка вычисления коэффициента вариации ряда максимальных расходов:
1+3∙????????2 1+3∙0,27 2
????С???? = 100 ∙ = 100 ∙ = 10,63% . (2.3)
2∙(????−1) 2∙(55−1)
Ошибка является допустимой.
Коэффициент асимметрии ряда максимальных расходов:
????−1 3 0,98
???????? = = = 0,89. (2.4)
????????3 ∙???? 0,27 3 ∙55
Среднеквадратичная ошибка вычисления коэффициента асимметрии максимальных расходов:
6∙ 1+6∙???? 2 4
???? +5∙???? ???? 6∙ 1+6∙0,27 2 +5∙0,27 4
???? 55
???????????? = 100 ∙ = 100 ∙ = 44,83%. (2.5)
???????? 0,89
Ошибка является допустимой.
Определяем класс сооружения по [25]. Для этого составим таблицу 2.1.
Таблица 2.2 – Критерии выбора класса гидротехнического сооружения Критерии Класс Грунтовая плотина (на скальном основании) H=31,6 м III Бетонная плотина (на скальном основании) H=31,6 м III ГЭС мощностью менее 300 МВт Nуст.=142 МВт III Число проживающих людей, которые могут пострадать от аварии (менее 500 чел.): 400 чел. III Характеристика территории под угрозой аварии: в пределах одного муниципального образования III
Назначаем III класс гидротехнического сооружения (по результатам таблицы 2.1).
Поэтому необходимо назначить обеспеченности поверочного и основного расходов по [26]. Для этого необходимо найти параметры обеспеченности по формулам 2.6-2.8:
???????? = ???????? ∙ ????, (2.6)
???????? = ???????? + 1, (2.7)
????????????
???????? = ????ср ∙ ???????? . (2.8)
Результаты представлены в таблице 2.3.
Таблица 2.3 – Результаты расчетов максимальных расходов p,% φ MS kS QS, м3/с Расход 0,5 3,4 0,922 1,922 2652 поверочный
3 2,22 0,602 1,602 2211 основной
2.1.3 Кривые обеспеченности стока
Для водно-энергетических расчетов необходимо определить расчетные значения расходов 50% обеспеченности (средневодный год) и 90% обеспеченности (маловодный год).
Для этого в первом приближении в период половодья попадают месяцы, у которых расходы больше или равны среднегодовому расходу. Эти расходы ранжируются по убыванию. Далее кривые обеспеченности строятся по эмпирической формуле:
????
???? ???? = ∙ 100% (2.9)
????+1
где p(m) – обеспеченность стока;
m – порядковый номер элемента ряда расходов, ранжированная по убыванию;
Построим эмпирические кривые обеспеченности среднегодовых расходов, расходов в половодье и расходов в межень (рисунок 2.1).
Q, м3/с
1200
1000
Qср.год
600 Qполоводье
Qмежень
200
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 p, %
Рисунок 2.1 – Эмпирические кривые обеспеченности стока
2.1.4 Выбор расчетного маловодного и средневодного года
Проанализируем эмпирическую кривую обеспеченности для среднегодовых расходов. Получаем, что маловодный год (90% обеспеченности) соответствует 2 года из ряда гидрологических наблюдений: 1965 (91,07%) и 1966 года (89,29%).
Средневодный год (50% обеспеченности) соответствует 1980 год (50%).
Рассмотрим маловодный год:
для 1965 года:
Коэффициенты приведения по межени и половодью соответственно:
????1973 97
????М = = = 0,74, (2.10)
????1965 132
????1972 612
????П = = = 0,92. (2.11)
????1965 666
для 1966 года:
Коэффициенты приведения по межени и половодью соответственно:
????1950 100
????М = = = 0,71, (2.12)
????1966 140
????1971 613
????П = = = 0,87. (2.13)
????1966 708
В качестве расчетного маловодного года принимается 1965 год, так как коэффициенты приведения по половодью и межени ближе к единице.
Рассмотрим средневодный год:
для 1980 года:
Коэффициенты приведения по межени и половодью соответственно:
????1961 119
????М = = = 0,98, (2.14)
????1980 121
????1972 723
????П = = = 0,92. (2.15)
????1965 786
После определения маловодного и средневодного годов, построим гидрографы, проведя необходимые корректировки (таблица 2.4 и рисунок 2.2):
Таблица 2.4 – Расчетные гидрографы маловодного и средневодного года
???? ????
????90% , м3/с ????50% , м3/с Месяц
исходный скорректированный исходный скорректированный январь 51 81 83 83 февраль 34 64 64 64 март 37 57 67 67 апрель 59 59 78 78 Окончание таблицы 2.4
???? ????
????90% , м3/с ????50% , м3/с Месяц
исходный скорректированный исходный скорректированный
май 440 440 595 595
июнь 1120 1120 1780 1780
июль 437 437 439 439 август 281 281 329 329 сентябрь 300 300 307 307 октябрь 268 188 193 193 ноябрь 102 62 69 69 декабрь 54 94 107 107
Q, м3/с
1800
1600
1400
1200
1000
600
200
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII
Маловодный год (90%) Средневодный год (50%)
Рисунок 2.2 – Гидрографы маловодного и средневодного годов
2.1.5 Определение типа регулирования
Для того, чтобы найти полезный объем водохранилища, нужно задаться приблизительной отметкой уровня мёртвого объема (УМО).
Для этого принимается, что УМО соответствует снижению уровня верхнего бьефа на 33%. Отсюда приблизительная отметка УМО:
∇УМОпр = ∇НПУ − ∇НПУ − ∇ДНО ∙ 0,33 = 200 − 200 − 172 ∙ 0,33 = = 190,76 м. (2.16)
Объем водохранилища при отметке НПУ и приблизительной отметкой УМО определяем по зависимости отметки верхнего бьефа от объема водохранилища (рисунок 1.1).
????∇НПУ = 5,16 км3 ,
????∇УМОпр = 1,1 км3 .
Полезный объем водохранилища:
????полезный = ????∇НПУ − ????∇УМОпр = 5,16 − 1,1 = 4,06 км3 . (2.17)
Среднемноголетний сток:
????многолетний = ????многолетний ∙ ???? = 349 ∙ 31536000 = 11 км3 , (2.18)
где ????многолетний – среднемноголетний расход; T – число секунд в году. Коэффициент зарегулированности стока:
????полезный 1,1
????= = = 0,1. (2.19)
????многолетний 11
Принимаем годичный тип регулирования, так как коэффициент зарегулированности стока входит в пределы годичного коэффициента зарегулированности стока (βГОД=0,1-0,3).
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетичеких расчетов
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года
Определим среднемесячные мощности для маловодного года. Это можно сделать, имея гидрограф маловодного года, требования ВХК и сведения о потере воды из водохранилища.
Полезный бытовой расход определяется по формуле:
????
????п.быт ????
= ????90% − ????и???? − ????л???? − ????ф???? , (2.20)
где t – порядковый номер месяца;
????
????90% — среднемесячный расход маловодного года t-го месяца (таблица 2.4);
????и???? , ????л???? , ????ф???? — потери воды из водохранилища: испарение, льдообразование, фильтрация t-го месяца (таблица 2.1);
Напор на ГЭС определяется с учетом потерь, как разность отметок верхнего бьефа, который принимается равной отметке НПУ гидроузла и отметки нижнего бьефа, определяемая по зависимости отметки нижнего бьефа от расхода (рисунок 1.3).
Полезная мощность, вырабатываемая станцией:
???? ????
????пол = ???????? ∙ ????п.быт ∙ ???????? , (2.21)
где Ht – напор, соответствующий расчетному расходу в t-ом месяце.
Результаты расчета сведены в Приложении Б, таблицу Б.1
За первый месяц сработки принимает первый месяц после половодья, в котором полезная бытовая мощность становится меньше, чем мощность требовании водохозяйственного комплекса. Это месяц ноябрь. Под регулирование попадают 2 месяца (декабрь, январь), остальные месяцы работает с мощностью требований ВХК.
Полезная мощность станции, мощность требовании ВХК и их разность представлены в таблице 2.5.
Таблица 2.5 – Мощность полезная и мощность требования ВХК Месяц I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII ???? ????пол , МВт 18 14 13 15 95 229 94 62 66 44 14 22 ???? ????ВХК , МВт 27 27 27 52 52 52 52 52 52 27 27 27 ???? ???? ????пол − ????ВХК , МВт -9 -13 -14 -37 44 177 42 10 14 17 -13 -5
Найдем дефицит мощности как:
12 ???? ????
????=1 ????пол − ????ВХК = 214 МВт.
Дефицит мощности необходим для того, чтобы определить гарантированную мощность для первой итерации сработки.
2.2.2 Водно-энергетические расчеты по условию маловодного года
Задачей водно-энергетического расчета (ВЭР) является определение гарантированных мощностей для каждого месяца работы ГЭС, определение уровня мертвого объема (УМО), среднемноголетнюю выработку. На основе ВЭР производится определение рабочих и установленных мощностей проектируемой станции.
На момент начала сработки (месяц ноябрь) водохранилище наполнено до уровня НПУ.
Расход через турбины ГЭС определяем по формуле:
???? ???? ????
????ГЭС = ????п.быт + ????вдхр , (2.22)
???? где ????вдхр — расход воды из водохранилища в t-ом месяце.
????
Величина ????вдхр изменяется в достижении нужной мощности, причем если вода берется из водохранилища, то берем знак «+», если оставляем в водохранилище знак «-».
Расход воды в нижнем бьефе определяем суммой расхода воды через ГЭС и потери воды из водохранилища через фильтрацию:
????
????НБ ????
= ????ГЭС − ????ф???? . (2.23)
При этом расход в нижний бьеф должен быть не меньше расхода по требованию ВХК.
Для определения изменения объема водохранилища используем формулу:
∆???? ???? = ????вдхр
????
∙ ????мес , (2.24)
где tмес – число секунд в месяце.
Принимаем допущение, что расход в течение месяца постоянный и от месяца к месяцу изменяется мгновенно, отметка нижнего бьефа в течение месяца постоянна и так же, как и в верхнем бьефе, изменяется мгновенно, переходя от месяца к месяцу.
Отметка уровня воды в верхнем бьефе в конце месяца определяется зависимостью отметки ВБ от объема водохранилища (рисунок 1.2).
Напор на ГЭС рассчитываем по формуле:
???? ????
???????? = ????ВБ.ср − ????НБ , (2.25)
???? где ????ВБ.ср — среднее значение отметки уровня ВБ в t-ом месяце;
????
????НБ — отметка уровня нижнего бьефа, соответствующая расходу в нижний бьеф в t-ом месяце.
Мощность ГЭС в в t-ом месяце:
????
???? ???? = ???????? ∙ ????ГЭС ∙ ???????? . (2.26)
Результаты сработки-наполнения водохранилища по условию маловодного года приведены в Приложении Б, таблица Б.2 (для первого приближения) и в Приложении Б, таблица Б.3 (для последнего приближения).
Результатом сработки-наполнения являются:
гарантированная мощность: Nгар=139 МВт;
отметка уровня мертвого объема: УМО=191,91 м;
полезный объем водохранилища: Wполезный=3,91 км3;
коэффициент зарегулированности стока:
????полезный 3,91
????= = = 0,35; (2.27)
????многолетний 11
2.2.3 Определение установленной мощности Хантынтайской ГЭС
Для определения установленной мощности Хантынтайской ГЭС принимаем нагрузочный резерв равным 1,5% от вытесненной мощности. По интегральной кривой нагрузки (ИКН) за декабрь, изображенная на плакате «Использование водной энергии» вытесненная мощность равна гарантированной мощности:
ГЭС
????выт = ????гар ; (2.28)
При этом установленная мощность:
проект.ГЭС ГЭС ГЭС
????уст = ????выт + 0,015 ∙ ????выт = 139 + 0,015 ∙ 139 = = 141 МВт; (2.29)
2.2.4 Водно-энергетические расчеты по условиям средневодного года
Задачей ВЭР по условиям средневодного года является определения среднемноголетней выработки. Для этого необходимо провести расчет по 2 вариантам:
1 вариант: сработка-наполнение по отметкам верхнего бьефа;
2 вариант: сработка-наполнение по гарантированной мощности.
Выработка станции в t-ом месяце определяется по формуле:
Э???? = ???? ???? ∙ ????мес , (2.30)
где Tмес – число часов в месяце. Среднемноголетняя выработка определяется по формуле:
ЭГЭС
ср.мн.лет =
????
????=1 Э ; (2.31)
Результаты расчетов приведены в Приложении Б, таблица Б.4 (для работы по отметкам ВБ) и в Приложении Б, таблица Б.5 (для работы по гарантированной мощности).
Сравним среднемноголетние выработки по вариантам для того, чтобы определить наиболее оптимальный вариант сработки-наполнения. Для этого составляем таблицу 2.6:
Таблица 2.6 – Выбор варианта сработки-наполнения
Выработка в млн. кВт∙ч
1 вариант 2 вариант
614,69 653,58
Из таблицы 2.6 видно, что вариант 2 (сработка-наполнение по гарантированной мощности) имеет наибольшую выработку и меньшие холостые сбросы. Поэтому принимаем, что среднемноголетняя выработка равна 653,58 млн. кВт∙ч.
График сработки-наполнения водохранилища представлен на рисунке 2.3. zВБ, м 201,00 200,00
НПУ=200 м 199,00 198,00 197,00 196,00 195,00 194,00 193,00 192,00 УМО=191,91 м 191,00
XI XII I II III IV V VI VII VIII IX X XI
Работа по отметкам Работа по мощностям
Рисунок 2.3 – График сработки-наполнения водохранилища
Хантынтайской ГЭС
2.3 Баланс энергии и мощности
2.3.1 Баланс энергии
Чтобы построить баланс энергии необходимо знать среднемесячные мощности Хантынтайской ГЭС, мощности требования ВХК, мощности генерации электростанции в РДУ «Иркутское», среднемесячные мощности РДУ «Иркутское». Баланс энергии представлен на плакате «Использование водной энергии».
2.3.2 Баланс мощности
Баланс мощности используется для планирования ремонта основного оборудования электростанции в энергосистеме. Ремонт оборудования ГЭС производится тогда, когда ГЭС не полностью используется в энергосистеме. Продолжительность ремонтов агрегатов ГЭС принимается 30 дней, а частота проведения – раз в 6 месяцев.
Ремонтная площадь существующих ГЭС:
сущ.ГЭС
сущ.ГЭС ????уст 3788 ,7
????рем = ∙ 1 мес = ∙ 1 мес = 631,5 МВт ∙ мес, (2.32)
6 6
сущ.ГЭС где ????уст — установленная мощность существующих ГЭС. Ремонтная площадь проектируемой ГЭС:
проект.ГЭС
проект.ГЭС ????уст 141
????рем = ∙ 1 мес = ∙ 1 мес = 23,5 МВт ∙ мес, (2.33)
6 6
Ремонт основного оборудования ТЭС можно планировать, исходя из расчета остановки агрегата на период ремонта 1 раз в 2 года. Предусмотрены следующие нормы простоя оборудования: ТЭС с поперечными связями – 15 дней, блочные ТЭС – 30 дней.
Ремонтная площадь существующих ТЭС:
ТЭС
????уст ТЭС
????уст
ТЭС 1 1
????рем = ∙ мес + ∙ 1мес ∙ =
2 2 2 2
3737 ,3 1 3737,3 1
= ∙ мес + ∙ 1мес ∙ = 1401,5 МВт ∙ мес, (2.34)
2 2 2 2
ТЭС где ????уст — установленная мощность существующих ТЭС.
Для построения баланса мощности энергосистемы составим таблицу (Приложение Б, таблица Б.6).
Построение ведется по максимальным мощностям энергосистемы. Баланс мощности ЭС представлен на плакате «Использование водной энергии».
3 Гидротурбинное, гидромеханическое и вспомогательное оборудование
3.1 Выбор числа и типа гидроагрегатов
3.1.1 Построение режимного поля
Режимное поле необходимо для определения области допустимых режимов работы проектируемой ГЭС.
Построение этих характеристик выполняется по следующим уравнениям:
????ГЭС ????ГЭС = ????ВБ ????сраб − ????НБ ????НБ − ∆ℎвс , (3.1)
где ????ВБ ????сраб – отметка уровня верхнего бьефа, которая зависит от объема сработки водохранилища от НПУ до УМО;
????НБ ????НБ — отметка уровня нижнего бьефа, которая зависит от расхода в нижнем бьефе;
∆ℎвс – потери напора в водопроводящих сооружениях.
Определение ограничения работы ГЭС:
ограничение слева является ограничением по минимальному
???????????? расходу по условиям ВХК (????ГЭС = 200 м3 с);
ограничение по установленной мощности, определяем уравнением:
р
????уст = ???????? ∙ ????ГЭС ∙ ????ГЭС . (3.2)
ограничение по пропускной способности ГЭС, которую определяем по зависимости:
???????????? ????ГЭС
????ГЭС = ????ГЭС ∙ , (3.3)
????р????
???????????? где ????ГЭС — максимальный расход ГЭС при расчетном напоре 19,9 м.
Результаты расчета показаны в таблице 3.1. Режимное поле Хантынтайской ГЭС показана на рисунке 3.1. Таблица 3.1 – Результаты расчета режимного поля Хантынтайской ГЭС Кривые связи нижнего Ограничение по Ограничение
Напорные бьефа для летних и установленной по пропускной
НПУ
????ВБ , УМО
????ВБ , р характеристики зимних условий ????ВБ , м мощности способности
лето зима м м QНБ, ????НБ , ????НБ , ????НПУ , ????УМО , ????р , Q, 3 Q, м3/с H, м H, м м /с м м м м м м3/с 0 172,00 172,00 200 191,91 196,07 27,70 19,61 23,77 680 24,09 825 19,86 200 173,78 173,48 200 191,91 196,07 25,92 17,83 21,99 687,5 23,83 821 19,67 400 174,86 174,56 200 191,91 196,07 24,84 16,75 20,91 695 23,57 817 19,48 600 175,50 175,36 200 191,91 196,07 24,20 16,11 20,27 702,5 23,32 813 19,29 800 175,86 175,96 200 191,91 196,07 23,84 15,75 19,91 710 23,08 809 19,10 1000 176,07 176,45 200 191,91 196,07 23,63 15,54 19,70 717,5 22,83 805 18,91 1200 176,23 176,86 200 191,91 196,07 23,47 15,38 19,54 725 22,60 801 18,72 1400 176,39 177,23 200 191,91 196,07 23,31 15,22 19,38 732,5 22,37 797 18,53 1600 176,56 177,60 200 191,91 196,07 23,14 15,05 19,21 740 22,14 793 18,35 1800 176,77 177,97 200 191,91 196,07 22,93 14,84 19,00 747,5 21,92 789 18,16 2000 177,01 178,35 200 191,91 196,07 22,69 14,60 18,76 825 19,86 736 15,81
НГЭС, м 30,00
28,00
Hmax=26,6 м 26,00
24,00
22,00
Hр=19,9 м 20,00
18,00
Hmin=15,8 м 16,00
14,00
12,00
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 QГЭС, м3/с
Рисунок 3.1 – Режимное поле Хантынтайской ГЭС
Из режимного поля определены следующие параметры:
максимальный напор: Hmax=26,6 м, при минимальном расходе ГЭС равным 118 м3/с;
расчетный напор: Hр=19,9 м, при максимальном расходе ГЭС равным 824 м3/с;
минимальный напор: Hmin=15,8 м.
Эти параметры необходимы для того, чтобы выбрать тип гидротурбинного оборудования.
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам
Начальным этапом выбора энергетического оборудования является анализ режимного поля. При минимальном расходе в отметке НПУ получается, максимальный напор 26,6 метра. Поэтому подойдут турбины с максимальным напором до 30 метров.
Из каталога подходят турбины системы поворотно-лопастных, двух типов: ПЛ30а-В и ПЛ30б-В.
Используя исходные данные и таблицу 3.2 можно производить расчет. Для начала необходимо задаться диаметрами рабочего колеса. Диапазон диаметров РК для ПЛ-турбин (1,25-10) м.
Таблица 3.2 – Основные характеристики модельных выбираемых турбин
Параметр ПЛ30а-В ПЛ30б-В
Предельный напор гидротурбины Hпред, м 30 30
Диапазон регулирования Hmin/Hmax 0,5 0,5
-1 Оптимальная приведенная частота вращения n’opt, мин 126 130
Оптимальный приведенный расход Q’opt, л/с 890 1270
Оптимальный КПД модели ηm opt 0,912 0,911
Максимальный приведенный расход Q’max, л/с 1950 1900 Коэффициент кавитации при максимальном
σ(Q’max) 1 1
приведенном расходе
Диаметр рабочего колеса модели D1m, м 0,46 0,46
Напор на модельной турбине Hm, м 4 8 Температура воды испытаний модельной
tm, ̊C 5 21
турбины
Далее рассчитывается КПД натурной гидротурбины для каждого диаметра по формуле:
5 ????1м 10 ????м 5 ????н
????н = 1 − (1 − ????м ) ∙ 1−???? +????∙ ∙ ∙ , (3.4)
????1 ????р???? ????м
где ηн, ηм, — КПД натурной и модельной гидротурбины;
ε=0,75 — коэффициент, выражающий отношение потерь трения жидкости к гидравлическим потерям;
D1, D1м — диаметры натурных и модельных рабочих колес;
????р???? , Hм — напоры расчетный при установленной мощности и модельной гидротурбины соответственно;
υн, υм — коэффициенты кинематической вязкости натурной и модельной гидротурбины, зависящие от температуры.
Мощность одного агрегата вычисляется по формуле:
′ ′ ср
????ГА = 9,81 ∙ ????р.т. ∙ ????12 ∙ ????р???? ????р???? ∙ ????т ∙ ????г , (3.5)
′ где ????р.т. — приведенный расход в расчетной точке;
ср ????г — средний КПД гидрогенератора. Приведенное число гидроагрегатов:
ГЭС
????уст
′
????ГА = ′ . (3.6)
????ГА
Для того чтобы найти уточненную мощность агрегата, нужно принять уточненное число агрегатов ZГА. Нужно приведенное число агрегатов округлить до большего целого числа.
Отсюда уточненная мощность агрегата:
ГЭС
????уст
????ГА = . (3.7)
????ГА
Поправка на приведенную частоту вращения от перехода от модели к натуре:
????т
Δр = . (3.8)
????м
Расчетная синхронная частота вращения вычисляется по формуле:
′ 1
????????′ = ????1???? ∙ ????р???? ∙ Δр ∙ , (3.9)
????1
′ где ????1???? — приведенная частота вращения в расчетной точке (определяется из главной универсальной характеристики).
Расчетная синхронная частота вращения округляют до ближайшего большего в ряде значения nc.
Приведенная частота вращения вычисляется для максимального, расчетного и минимального напоров по формуле:
′ ???? ???? ∙????1
????1???????????? = , (3.10)
???????????????? ∙Δр
′ ???? ???? ∙????1
????1р = , (3.11)
????р ∙Δр
′ ???? ???? ∙????1
????1???????????? = . (3.12)
???????????????? ∙Δр
′ ′
На главных универсальных характеристиках проводим линии ????1???????????? , ????1р , ′ ????1???????????? . После построения необходимо построить рабочую зону работы гидротурбины. Для этого нужно найти расчетную и максимальную точки. Рассчитывается при помощи уравнения:
????ГА
????1′ ∙ ????н = , (3.13)
ср
9,81∙????12 ∙????р???? ∙ ????р???? ∙???? г
′ ????ГА
????1???????????? ∙ ????н = 2 ср . (3.14)
9,81∙????1 ∙???????????????? ∙ ???????????????? ∙???? г
Для построения рабочей зоны работы гидротурбины необходимо учесть минимальный расход, отпускаемый в нижний бьеф. В данном проекте минимальный расход связан с базовой составляющей, то есть минимальный расход является расходом на водохозяйственный комплекс. Число агрегатов принимаем за za=1, для обеспечения санитарного попуска.
Приведенный минимальный расход при максимальном напоре:
′ ????????????????
???????????????? .сан = . (3.15)
????ГА∙????12 ∙ Δр ∙????????????????
Приведенный минимальный расход при минимальном напоре:
′ ????????????????
???????? ???????? .сан = . (3.16)
????ГА∙????12 ∙ Δр ∙????????????????
Результаты расчетов выбора гидротурбины представлены в Приложении В, таблица В.1.
Проанализировав результаты расчетов выбора гидротурбины, была выбрана турбина ПЛ30б-В-560 с мощностью ????ГА=35250 кВт, диаметром рабочего колеса ????1 =5,6 м, с частотой вращения ???????? =107,1 об/мин, количество агрегатов принимаем ???????? =4. Главная универсальная характеристика с отмеченной зоной работы гидротурбины представлена в Приложении В, рисунок В.1.
3.1.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины
Чтобы определить отметку рабочего колеса нужно учесть её бескавитационную работу. Поэтому отметка рабочего колеса:
∇????рк = ????????НБ ????НБ + ???????? , (3.17)
где, ????????НБ ????НБ — отметка уровня воды в нижнем бьефе в зависимости от расхода в нижнем бьефе;
HS — высота отсасывания.
Расчетное значение высоты отсасывания определяется одного из трех неблагоприятных режимов работы турбины, то есть в режиме работы, при котором возникает кавитация:
1) Работа одного агрегата с установленной мощностью при расчетном напоре;
2) Работа одного агрегата с установленной мощностью при максимальном напоре;
3) Работа одного агрегата с минимальным напором и соответствующей ему мощности на линии ограничения.
Расчет для первого режима работы:
Расход в данном режиме работы:
′
???? 1 = ????1расч ∙ ????12 ∙ ∆р ∙ ????р???? = 1,449 ∙ 5,62 ∙ 1,037 ∙ 19,9 = = 206 м с. (3.18)
По зависимости отметок нижнего бьефа от летних расходов определяем отметку нижнего бьефа при расходе в данном режиме работы ????????НБ ????(1) , которая равняется 173,82 м. По главной универсальной характеристике определяем коэффициент кавитации при расчетном расходе, которая равна ????(1) = 0,47.
Высота отсасывания:
????????НБ ????(1)
????????(1) = 10,33 − − ????р???? ∙ ????(1) − 1,5 =
173,82 = 10,33 − − 19,9 ∙ 0,47 − 1,5 = −0,72 м. (3.19)
Расчет для второго режима работы:
Расход в данном режиме работы:
′
???? 2 = ????1???????????? ∙ ????12 ∙ ∆р ∙ ???????????????? = 1,449 ∙ 5,62 ∙ 1,037 ∙ 19,9 = = 154 м с. (3.20)
По зависимости отметок нижнего бьефа от летних расходов определяем отметку нижнего бьефа при расходе в данном режиме работы ????????НБ ???? 2 , которая равняется 173,45 м. По главной универсальной характеристике определяем коэффициент кавитации при расчетном расходе, которая равна ????(2) = 0,47.
Высота отсасывания:
????????НБ ???? 2
????????(2) = 10,33 − − ???????????????? ∙ ????(2) − 1,5 =
29
173,43 = 10,33 − − 26,6 ∙ 0,2 − 1,5 = 3,32 м. (3.21)
Расчет для третьего режима работы:
Расход в данном режиме работы:
′
???? 3 = ????1???????????? ∙ ????12 ∙ ∆р ∙ ???????????????? = 1,38 ∙ 5,62 ∙ 1,037 ∙ 15,8 = = 175 м с. (3.22)
По зависимости отметок нижнего бьефа от летних расходов определяем отметку нижнего бьефа при расходе в данном режиме работы ????????НБ ???? 3 , которая равняется 173,60 м. По главной универсальной характеристике определяем коэффициент кавитации при расчетном расходе, которая равна ????(3) = 0,4.
Высота отсасывания:
????????НБ ???? 3
????????(3) = 10,33 − − ???????????????? ∙ ????(3) − 1,5 =
173,6 = 10,33 − − 15,8 ∙ 0,4 − 1,5 = 2,32 м. (3.23)
Полученные результаты заносятся в таблицу 3.3:
Таблица 3.3 – Результаты расчета высоты отсасывания гидротурбины Тип ???????? ,
????1 , м ???????? ????ГА, МВт ????????(1) , м ????????(2) , м ????????(3) , м турбины об/мин ПЛ30б-В 5,6 4 107,1 35,25 -0,72 3,32 2,32
Заглубление рабочего колеса для каждой из вычисленных высот отсасывания:
∇????РК1 = ????????НБ ????(1) + ????????(1) = 173,82 − 0,72 = 173,1 м. (3.24)
∇????РК2 = ????????НБ ????(2) + ????????(2) = 173,43 + 3,32 = 176,75 м. (3.25)
∇????РК3 = ????????НБ ????(3) + ????????(3) = 173,6 + 2,32 = 175,92 м. (3.26)
Из всех полученных значении отметки заглубления рабочего колеса, принимается минимальное значение, ∇????РК = 173,1 м.
После определения отметки установки рабочего колеса, она отмечается на компоновочном чертеже установки.
3.2 Выбор основного и вспомогательного оборудования
3.2.1 Выбор типа серийного гидрогенератора
Гидрогенератор является одним из важных оборудований для выработки электроэнергии. Поэтому выбирают его с особой точностью.
Для выбора гидрогенератора необходимо: частота вращения, мощность агрегата и число пар полюсов.
Число пар полюсов:
60∙???? 60∙50
????= = = 56, (3.27)
???? 107,1
где f – частота сети, в ОЭС России частота сети равна 50 Гц;
n – частота вращения агрегата.
По каталогу выбираем гидрогенератор ВГС 850/135-56 УХЛ4. Технические данные гидрогенератора представлены в таблице 3.4:
Таблица 3.4 – Технические данные гидрогенератора Тип ВГС 850/135-56 УХЛ4
полная, МВА 43,75 мощность номинальная
активная, МВт 35 номинальное напряжение, кВ 10,5 коэффициент мощности cos φ 0,8 частота, Гц 50 частота вращения, об/мин 107,1 число фаз обмотки статора (количество параллельных ветвей) номинальный ток статора, А 2406 ток ротора при номинальной нагрузке, А 1005 напряжение на кольцах ротора при номинальной нагрузке, В
синхронное ???????? 0,86 индуктивное сопротивление ′ по продольной оси (о.е.) переходное ???????? 0,3
′′
сверхпереходное ???????? 0,19 индуктивное сопротивление обратной
0,232 последовательности x2 емкость обмотки статора, мкФ 0,61 соединение фаз обмотки статора звезда количество выводов главных 1 генератора нейтральных 1 режим работы нейтрали изолированная
независимое тиристорное/ тип возбуждения/вспомогательный генератор
В-235/46-56 УХЛ4
После выбора гидрогенератора выяснилось, что он будет работать с перегрузкой, которая равна:
????агр −????ном 35250 −35000
∆= ∙ 100% = ∙ 100% = 0,71% < 10%. (3.28)
????агр 35250
Из этого следует, что данный гидрогенератор может работать во всех режимах работах ГЭС.
3.2.2 Расчет вала и подшипников
Вал является связующим звеном между гидротурбиной и гидрогенератором. Он воспринимается крутящие и сжимающие нагрузки. Расчет вала ведется по крутящим нагрузкам.
Крутящий момент на валу:
????ГА 35250
????кр = 0,0974 ∙ = 0,0974 ∙ = 3,21 МН ∙ м. (3.29)
???????? 107,1
Отсюда наружный диаметр вала:
0,33
????кр 3,21 0,33
????в∗ = 5,1 ∙ = 5,1 ∙ = 0,793 м, (3.30)
???? доп 33
где [τдоп]=33-это допустимое скручивающее усилие на валу.
Наружный диаметр вала принимаем DВ=0,8 м.
Направляющий подшипник выбирается по критерию работоспособности. Для этого необходимо узнать радиальную силу на рабочем колесе:
0,8∙????агр 0,8∙35250
????рад = = = 47,02 кН; (3.31)
???? с ∙????1 107,1∙5,6
Рассмотрим кольцевой подшипник:
Диаметр вала под подшипником принимается ????п =0,82 м;
Высота подшипника ℎп =0,3 м;
Удельное давление для кольцевого подшипника равно:
????рад 47,02
????уд = = = 191,13 кПа. (3.32)
???? п ∙ℎ п 0,82∙0,3
Допустимое удельное давление:
????∙???? с ∙???? п ????∙107,1∙0,82
????уд = 29 ∙ = 29 ∙ = 266,7 кПа. (3.33)
30 30
????уд < ????уд , условие выполняется, значит, подшипник подходит.
Рассмотрим сегментный подшипник:
Для данного подшипника при диаметре вала 0,8 м, принимается число сегментов Zсегм=8.
Усилие на наиболее загруженный сегмент:
????рад 47,02
????1 = = = 19,46 кПа, (3.34)
1+2∙???????????????? +2∙???????????? 2???? 1+2∙cos 45°+2∙cos
(2∙45°)
где α-центральный угол расположения сегментов, равный:
360° 360°
????= = = 45°. (3.35)
????сегм 8
Длина сегмента в окружном направлении:
0,87∙????∙???? п 0,87∙????∙0,82
????сегм = = = 0,28 м. (3.36)
????сегм 8
Удельное давление на сегмент:
????рад 47,02
????уд = = = 559,7 кПа. (3.37)
???? сегм ∙ℎ п 0,28∙0,3
Допустимое удельное давление:
????∙???? с ∙???? п ????∙107,1∙0,82
????уд = 50 ∙ = 50 ∙ = 459,8 кПа. (3.38)
30 30
????уд > ????уд , условие не выполняется, значит, подшипник не подходит.
В результате расчета подшипников выбираем кольцевой подшипник с водяным охлаждением.
3.2.3 Выбор типа и размеров маслонапорной установки (МНУ) и регулятора частоты вращения
Для управления открытием направляющего аппарата и углом поворота лопастей рабочего колеса, для смазки подпятника необходимо иметь на гидроэлектростанции масляное хозяйство. Этот комплекс состоит из маслонапорной установки, регулятора частоты вращения, маслохранилища, трубопроводов и насосов для перекачки масла.
Маслонапорная установка (МНУ) состоит из гидроаккумулятора маслонасосного агрегата и аппаратуры автоматики.
Для турбины Хантынтайской ГЭС в каталоге была выбрана следующая МНУ:
МНУ8/1-40-8-2, в которой включены:
Гидроаккумулятор: ГА8/1-40. Габариты представлены в таблице 3.5.
Таблица 3.5 – Размеры гидроаккумулятора ГА8/1-40
Размер, мм Обозначение
D D1 H H1 H2 Dн dн d ГА 8/1-40 1860 2260 3670 3100 — 150 — 70
Вместимость: 8 м3, Сосудов 1.
Маслонасосный агрегат: МА8-2. Габариты маслонасосного агрегата представлены в таблице 3.6.
Таблица 3.6 – Размеры маслонасосного агрегата МА8-2
Размеры, мм Обозначение
B B1 B2 L L1 L2 L3 H H1 H2 H3 H4
МА8-2 2500 2716 1600 2500 2716 3030 1800 1300 1200 910 780 160
Насос: 3В40/10ГТ.
Количество: 2 шт.; Подача: 8,9 л/с; Мощность: 53 кВт.
Двигатель: 4А225М4.
Количество: 2 шт.; Мощность: 55 кВт; Частота вращения: 1450 об/мин.
Масса МНУ: 11,2 т.
Для управления частотой вращения турбины, применяется регулятор частоты. Выбираем:
ЭГРК-МП-150-4, который состоит из:
Панели электрооборудования типа ЭГР-МП. Конструктивное исполнение панели ЭГР-МП представлено в таблице 3.7.
Таблица 3.7 – Конструктивное исполнение панели ЭГР-МП
Конструктивное Тип панели Монтаж Размеры, мм Масса, кг
исполнение ЭГР-МП открытое печатный 335х575х2400 150
Гидромеханической колонки управления типа ЭГРК-150-4. Габаритные размеры гидромеханической колонки ЭГРК-150-4 представлены в таблице 3.8.
Таблица 3.8 – Габаритные размеры гидромеханической колонки ЭГРК-150-4 Тип Размеры, мм колонки D D1 D2 L L1 L2 H H1 H2 H3 ЭГРК 150 200 250 250 100 225 730 306 230 430 150-4 3.3 Определение геометрических размеров проточной части и машинного зала
Для определения геометрических размеров проточной части, необходимо произвести расчет бетонной спиральной камеры, отсасывающей трубы. По данным модельных испытаний для модельной турбины подобной ПЛ 30б-В-560 принимается бетонная трапецеидальная спиральная камера с углом обхвата 187,5̊.
Радиус спиральной камеры на входе:
????вх = 1,663 ∙ ????1 = 1,663 ∙ 5,6 = 9,31 м. (3.39)
Ширина входного отверстия (приближенно):
′
????вх = 2,695 ∙ ????1 = 2,695 ∙ 5,6 = 15,1 м. (3.40)
Необходима установка быка, тогда ширина входного отверстия:
′
????вх = ????вх + ????бык = 15,1 + 2 = 17,1 м, (3.41)
где ????бык — толщина промежуточного быка, равная:
????1 206
????бык = 1,5 + = 1,5 + ≈ 2 м. (3.42)
400 400
Приблизительная ширина выходного отверстия (из отсасывающей трубы):
′
????вых = 2,765 ∙ ????1 = 2,765 ∙ 5,6 = 15,5 м. (3.43)
Ширина выходного отверстия:
′
????вых = ????вых + ????бык = 15,5 + 2 = 17,5 м, (3.44)
На рисунке 3.2 представлена проточная часть гидроагрегата Хантынтайской ГЭС. Пунктирной линии обозначена часть отсасывающей трубы (находящейся ниже, чем спиральная камера).
Рисунок 3.2 – Проточная часть гидроагрегата Хантынтайской ГЭС
Рассчитаем рекомендуемую ширину одной секции машинного зала:
???? вб 3
????1с = + ????вх + ????вб = + 17,1 + 3 = 21,6 м, (3.45)
2 2
где ????вб – толщина внешнего быка. Ширина станционной части:
???? вб 3
????МЗ = 4 ∙ ????1с + + ????вх + 3 ∙ ????вб = 4 ∙ 21,6 + + 17,1 + 3 ∙ 3 =
2 2 = 107,7 м. (3.46)
Из них ширина машинного зала равна 101,7 м.
3.4 Подъемно-транспортное оборудование
Для машинного зала выбирается мостовой кран грузоподъемностью 250/32 т. Производитель ООО «Уралмашзавод».
Для подъема затворов в верхнем и нижнем бьефе выбирается козловые краны по «ГЭС-аналогу» с грузоподъемностью 100+100+100/32 и 125 тонн соответственно.
4 Электрическая часть
4.1 Выбор главной схемы электрических присоединений и схемы собственных нужд
4.1.1 Выбор силовых трансформаторов
Силовые трансформаторы выбираются в зависимости от компоновки главной схемы ГЭС. Рассмотрим 2 варианта: обычный блок и укрупненный блок.
1) Для обычного блока представим структурную схему, которая представлена на рисунке 4.1:
Рисунок 4.1 – Структурная схема обычного блока
Рассчитаем мощность собственных нужд для ГЭС:
????сн = 0,01 ∙ ????ГЭС = 0,01 ∙ 141 = 1,41 МВт, (4.1)
где ????ГЭС – установленная мощность ГЭС.
Выбираем 2 трансформатора собственных нужд типа ТСЗ-1000/10
Параметры: UВН=10,5 кВ; UНН=0,4 кВ; ∆Pх=1,92 кВт; ∆Pк=8,5 кВт; стоимость: 743,2 тыс.руб. Изготовитель: ООО «RU-TRANSFORMATOR» (Екатеринбург)
Мощность силового трансформатора:
???? 1,4
????ген − сн 35−
2 2
????т = = = 42,88 МВт, (4.2)
???????????????? ном 0,8
где ????ген — активная мощность генератора. Выбираем силовой трансформатор типа ТДН-63000/220 УХЛ1;
Параметры: Sном=63 МВА; UВН=242 кВ; UНН=10,5 кВ; ∆Pх=45 кВт; ∆Pк=265 кВт; стоимость: 36,2 млн.руб. Изготовитель: ООО «Тольяттинский трансформатор» (Тольятти);
2) Для варианта с укрупненным блоком представим структурную схему, которая представлена на рисунке 4.2:
Рисунок 4.2 – Структурная схема укрупненного блока
Мощность силового трансформатора:
???? 1,4
2∙????ген− сн 2∙35−
2 2
????т = = = 86,63 МВт. (4.3)
???????????????? ном 0,8
Выбираем силовой трансформатор типа ТДЦ-125000/220 УХЛ1;
Параметры: Sном=125 МВА; UВН=242 кВ; UНН=10,5 кВ; ∆Pх=90 кВт; ∆Pк=380 кВт; Uк%=11; стоимость: 71,9 млн.руб. Изготовитель: ОАО «Электрозавод» (Уфа).
4.1.2 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного устройства высшего напряжения
Количество отходящих линий:
???? ГЭС ???? сн 141 1,41
− −
???????????????? ном ???????????????? ном 0,8 0,8
????л = ???? пред +1= 135 + 1 = 2,03 ≈ 2. (4.4)
???????????????? ном 0,8
Выбираем провод марки АС-240/32 для напряжения 220 кВ. Допустимый ток Iдоп=605 А.
Проверим провод по нагреву:
Для нормального режима работы:
???? ГЭС 141000
???????????????? ном 0,8
????норм = = = 231,27 А. (4.5)
3∙????ном ∙???? л 3∙220∙2
Для аварийного режима работы (отключается одна линия):
???? ГЭС 141000
???????????????? ном 0,8
????авар = = = 462,54 А. (4.6)
3∙????ном ∙(???? л −1) 3∙220∙(2−1)
Проверяем условие нагрева:
Iдоп≥Iавар;
605А≥462,54А.
Принимаем провод марки АС-240/32, так как провод проходит по условию нагрева.
4.1.3 Выбор главной схемы ГЭС на основании техникоэкономического обоснования (ТЭО)
Для того чтобы выбрать схему из вариантов, необходимо произвести технико-экономическое обоснование. Из двух вариантов выбирается такой, у которого приведенные затраты будут меньше.
1) Для первого варианта при количестве присоединении n=6 принимаем схему РУ 220-8 «Шестиугольник» с чередованием «два трансформатора-линия», которая представлена на рисунке 4.3:
Рисунок 4.3 – Схема обычного блока с РУ «Шестиугольник»
Капиталовложения:
???? = ????Т + ????ТСН + ????РУ = 4 ∙ 36,2 + 2 ∙ 1,1 + 6 ∙ 12,5 = 222 млн. руб. (4.7)
Потери электрической энергии в 4хТДН-63000/220 УХЛ1:
∆????к ???? 2
∆????Т = ∙ ∙ ???????????????? + ???? ∙ ∆????х ∙ 8760 =
???? ????ном
265 35 2 = ∙ ∙ 2886,2 + 4 ∙ 45 ∙ 8760 = 1635815,66 кВт ∙ ч, (4.8)
4 63
где
???????????????? 2 4500 2
???? = 0,124 + ∙ 8760 = 0,124 + ∙ 8760 = 2886,2 ч. (4.9)
10 4 10000
Потери электрической энергии в 2хТСЗ-1000/10:
∆????к ???? 2
∆????ТСН = ∙ ∙ ???????????????? + ???? ∙ ∆????х ∙ 8760 =
???? ????ном 8,5 700 2 = ∙ ∙ 2886,2 + 2 ∙ 1,92 ∙ 8760 = 39648,91 кВт ∙ ч. (4.10) 2 1000
Издержки:
И = ∆АТ + ∆АТСН ∙ ????0 = 1635816,66 + 39648,91 ∙ 0,74 = = 1,24 млн. руб. (4.11)
Приведенные затраты:
З1 = ????н ∙ К + И = 0,15 ∙ 222 + 1,24 = 34,54 млн. руб. (4.12)
2) Для второго варианта при количестве присоединении n=4 принимаем схему РУ 220-7 «Четырехугольник», которая представлена на рисунке 4.4.
Рисунок 4.4 – Схема укрупненного блока с РУ «Четырехугольник»
Капиталовложения:
???? = ????Т + ????ТСН + ????РУ = 2 ∙ 71,9 + 2 ∙ 1,1 + 4 ∙ 12,5 = = 196 млн. руб. (4.13)
Потери электрической энергии в 2хТДЦ-125000/220 УХЛ1:
∆????к ???? 2
∆????Т = ∙ ∙ ???????????????? + ???? ∙ ∆????х ∙ 8760 =
???? ????ном 380 70 2 = ∙ ∙ 2886,2 + 2 ∙ 90 ∙ 8760 = 1748771,34 кВт ∙ ч, (4.14)
2 125
где
???????????????? 2 4500
???? = 0,124 + ∙ 8760 = 0,124 + ∙ 8760 = 2886,2 ч. (4.15)
10 4 10000
Потери электрической энергии в 2хТСЗ-1000/10:
∆????к ???? 2
∆????ТСН = ∙ ∙ ???????????????? + ???? ∙ ∆????х ∙ 8760 =
???? ????ном 8,5 700 2 = ∙ ∙ 2886,2 + 2 ∙ 1,92 ∙ 8760 = 39648,91 кВт ∙ ч. (4.16) 2 1000
Издержки:
И = ∆АТ + ∆АТСН ∙ ????0 = 1748771,34 + 39648,91 ∙ 0,74 =
= 1,32 млн. руб. (4.17)
Приведенные затраты:
З2 = ????н ∙ К + И = 0,15 ∙ 196 + 1,32 = 30,72 млн. руб. (4.18)
Найдем разницу приведенных затрат между вариантами:
З1 −З2 34,54−30,72
????= ∙ 100% = ∙ 100% = 11,05%. (4.19)
З1 34,54
Принимаем вариант с укрупненным блоком и со схемой распределительного устройства «Четырехугольник», так как этот вариант более эффективен экономически и технически, чем вариант №1.
4.2 Выбор электротехнического оборудования
4.2.1 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной схеме
Для производства расчета токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной схеме Хантынтайской ГЭС используем программный комплекс RastrWin3.
Рассмотрим 3 ситуации:
1) Трехфазное короткое замыкание на вводе генератора Г1 на рисунке 4.5;
Рисунок 4.5 – Трехфазное короткое замыкание на вводе генератора Г1
2) Трехфазное короткое замыкание на сборных шинах ОРУ 220 кВ на рисунке 4.6;
Рисунок 4.6 – Трехфазное короткое замыкание на сборных шинах ОРУ 220 кВ
3) Однофазное короткое замыкание на сборных шинах ОРУ 220 кВ на рисунке 4.7;
Рисунок 4.7 – Однофазное короткое замыкание на сборных шинах ОРУ 220 кВ
Для этого создаем файл формата .rst «динамика.rst» для расчета несимметрии и токов КЗ.
Таблица Узлы/Несим/ИД, где задаются узлы схемы и средние напряжение в узлах, которое принимается по шкале средних напряжении, показаны на рисунке 4.8. Для генераторного напряжения принимаем 10,5 кВ, а для высшего напряжения на сборных шинах 230 кВ.
Рисунок 4.8 – Таблица Узлы/Несим/ИД
Таблица Ветви/Несим/ИД, где соединяются узлы схемы и вводятся сопротивления прямой и нулевой последовательности и коэффициенты трансформации, показана на рисунке 4.9.
Рисунок 4.9 – Таблица Ветви/Несим/ИД
Таблица Генераторы/Несим, где задаются сопротивлениями и ЭДС гидрогенераторов и системы, показана на рисунке 4.10.
Рисунок 4.10 – Таблица Генераторы/Несим
После задания исходных данных производим расчет токов короткого замыкания. Результаты представлены на рисунке 4.11, 4.12 и 4.13.
Рисунок 4.11 – Таблица Состав/Несим: расчет токов трехфазного
короткого замыкания на вводе Г1
Рисунок 4.12 – Таблица Состав/Несим: расчет токов трехфазного
короткого замыкания на сборных шинах ОРУ
Рисунок 4.13 – Таблица Состав/Несим: расчет токов однофазного
короткого замыкания на сборных шинах ОРУ
Значение полного тока однофазного короткого замыкания на сборных шинах ОРУ:
(1) (1)
????по = 3 ∙ ????1,по = 3 ∙ 0,942 = 2,83 кА. (4.20)
Определим ударный ток для трехфазного короткого замыкания на вводе генератора Г1. В программном комплексе RastrWin3 можно определить только эквивалентные сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательности. Результаты расчета шунта для трехфазного короткого замыкания на вводе генератора показаны на рисунке 4.14:
Рисунок 4.14 – Расчет шунта трехфазного короткого замыкания на вводе
генератора Г1
Найдем время затухания апериодической составляющей тока КЗ:
3 ????Σ 0,139
???????? = = = 0,0402 с. (4.21)
???? ∙????Σ 2∙????∙50∙0,011
Найдем ударный ток для трехфазного короткого замыкания на вводе генератора Г1:
−0,01
(3)
???????? −0,01
(3) (3)
????уд = 2∙ ????по ∙ 1+???? = 2 ∙ 48,37 ∙ 1 + ???? 0,0402 = =
121,75 кА. (4.22)
Результаты расчета шунта для трехфазного короткого замыкания на сборных шинах ОРУ показаны на рисунке 4.15:
Рисунок 4.15 – Расчет шунта трехфазного короткого замыкания на сборных
шинах ОРУ
Найдем время затухания апериодической составляющей тока КЗ:
3 ????Σ 66,775
???????? = = = 0,0455 с. (4.23)
???? ∙????Σ 2∙????∙50∙4,669
Найдем ударный ток для трехфазного короткого замыкания на сборных шинах ОРУ:
−0,01
(3)
???????? −0,01
(3) (3)
????уд = 2∙ ????по ∙ 1+???? = 2 ∙ 2,1964 ∙ 1 + ???? 0,0455 = =
5,6 кА. (4.24)
Результаты расчета шунта для однофазного короткого замыкания на сборных шинах ОРУ показаны на рисунке 4.16: Рисунок 4.16 – Расчет шунта однофазного короткого замыкания на сборных
шинах ОРУ
Найдем время затухания апериодической составляющей тока КЗ:
1 ????Σ 88,969
???????? = = = 0,0517 с. (4.25)
???? ∙????Σ 2∙????∙50∙5,471
Найдем ударный ток для трехфазного короткого замыкания на вводе генератора Г1:
−0,01
(1)
???????? −0,01
(1) (1)
????уд = 2∙ ????1,по ∙ 1+???? = 2 ∙ 2,83 ∙ 1 + ???? 0,0517 = =
7,3кА. (4.26)
После расчета токов короткого замыкания производится выбор электрических аппаратов.
4.2.2 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режима
Для выбора электрических аппаратов необходимо рассчитать токи рабочего режима. Токи аварийного режима это токи короткого замыкания и ударные токи.
Рабочий максимальный ток генератора:
????ном 43,75
???????????????? .раб.ген = 1,05 ∙ ????ном.ген = 1,05 ∙ = 1,05 ∙ =
3∙????ном 3∙10,5 = 2,523 кА. (4.27)
Рабочий максимальный ток ВН трансформатора:
????ном 125
???????????????? .раб.тр−ор = 1,05 ∙ ????ном.тр−ор = 1,05 ∙ = 1,05 ∙ =
3∙????ном 3∙242 = 0,313 кА. (4.28)
Тепловой импульс, выделяемым током короткого замыкания:
????????,расч = ????по ∙ (????выкл + ????РЗиА ); (4.29)
????????,ном = ????????2 ∙ ???????? ; (4.30)
где tвыкл-время срабатывания выключателя, tРЗиА=0,01с-время срабатывания релейной защиты и автоматики; It-ток термической стойкости; tt=3 с-время протекания термической стойкости.
4.2.3 Выбор силовых выключателей и разъединителей
Для выбора выключателей и разъединителей существуют условия, которым должны соответствовать.
Выбор генераторного выключателя представлен в таблице 4.1:
Таблица 4.1 – Выбор генераторного выключателя
Каталожные параметры
Условие Расчетные параметры
ВГГ-10/63-4000 У3 Uсети.ген≤Uном.выкл 10,5 кВ (10-12) кВ Iраб.max≤Iном.выкл 2,523 кА 4 кА
Iпо≤Iоткл.выкл 48,37 кА 63 кА
iу≤iпр.скв 121,75 кА 161 кА Bк.расч≤ Bк.ном 257,37 кА2∙с 11907 кА2∙с Изготовитель ООО «Высоковольтный союз» (Нижняя Тура)
Выбор генераторного разъединителя представлен в таблице 4.2:
Таблица 4.2 – Выбор генераторного разъединителя
Каталожные параметры
Условие Расчетные параметры
РВР(3) 2-10/4000 МУЗ Uсети.ген≤Uном.выкл 10,5 кВ (10-12) кВ Iраб.max≤Iном.выкл 2,523 кА 4 кА
Iпо≤Iоткл.выкл 48,37 кА 50 кА
iу≤iпр.скв 121,75 кА 125 кА Bк.расч≤ Bк.ном 257,37 кА2∙с 7500 кА2∙с Изготовитель ЗАО «ЗЭТО» (Великие Луки)
Выбор выключателя для ОРУ представлен в таблице 4.3: Таблица 4.3 – Выбор выключателя для ОРУ
Каталожные параметры
Условие Расчетные параметры
ВЭБ-220 УХЛ1 Uсети.ген≤Uном.выкл 220 кВ (220-252) кВ Iраб.max≤Iном.выкл 0,313 кА 2,5 кА
iу≤iпр.скв 7,3 кА 125 кА Bк.расч≤ Bк.ном 0,88 кА ∙с 7500 кА2∙с Изготовитель АО «Уралэлектротяжмаш» (Екатеринбург)
Выбор разъединителя для ОРУ представлен в таблице 4.4:
Таблица 4.4 – Выбор разъединителя для ОРУ.
Каталожные параметры
Условие Расчетные параметры
РГП-220/1000 УХЛ1 Uсети.ген≤Uном.выкл 220 кВ (220-252) кВ Iраб.max≤Iном.выкл 0,313 кА 1 кА
iу≤iпр.скв 7,3 кА 80 кА Bк.расч≤ Bк.ном 0,88 кА2∙с 2976,75 кА2∙с Изготовитель ЗАО «ЗЭТО» (Великие Луки)
Выбор анализатора и синхронизатора представлен в таблице 4.5:
Таблица 4.5 – Параметры анализатора сети и синхронизатора Наименование
Модель Тип подключения Мощность
прибора Анализатор ЩМК120С Ethernet 10/100Base TX 6,4 ВА Синхронизатор АС-М3 Ethernet 19,2 ВА
Суммарная мощность 25,6 ВА
4.2.4 Выбор измерительных трансформаторов
Трансформаторы напряжения необходимы для преобразования параметров электрической цепи в удобные для измерений. К ним подключаются терминалы измерений, терминалы релейной защиты и автоматики.
Выбор трансформатора тока и напряжения для генераторного напряжения представлен в таблице 4.6:
Таблица 4.6 – Выбор трансформатора тока и напряжения на генераторном напряжении
Каталожные параметры
Условие Расчетные параметры
ЦТТН-10 Uсети.ген≤Uном 10,5 кВ 10,5 кВ Iраб.max≤Iном 2523 А 3000 А
S2≤S2ном 6,4 ВА 10 ВА Изготовитель ООО «Цифровые измерительные трансформаторы» (Иваново)
Для открытого распределительного устройства выбираем:
для сборных шин делитель напряжения ДНЕЭ-220 УХЛ1 представленный в таблице 4.7;
для установки на линиях комплексный оптический трансформатор тока ЦТТН-220 УХЛ1, представленный в таблице 4.8.
Таблица 4.7 – Выбор трансформаторов напряжения для ОРУ
Каталожные параметры
Условие Расчетные параметры
ДНЕЭ-220 УХЛ1 Uсети≤Uном. 220 кВ 220 кВ Iраб.max≤Iном 313 А 1000 А
S2≤S2ном 6,4 ВА 62,5 ВА Изготовитель АО «Профотек» (Москва).
Таблица 4.8 – Выбор трансформатора тока для ОРУ
Каталожные параметры
Условие Расчетные параметры
ЦТТН-220 УХЛ1 Uсети≤Uном. 220 кВ 220 кВ Iраб.max≤Iном 313 А 1000 А
S2≤S2ном 6,4 ВА 12,5 ВА Изготовитель ООО «Цифровые измерительные трансформаторы» (Иваново)
4.2.5 Выбор ограничителей перенапряжения (ОПН) и заградительных фильтров
Для ОРУ 220 кВ выбираем ограничитель перенапряжения типа ОПНп220/176/10/500 УХЛ1. Изготовитель: ООО «Разряд-М».
Выбираем конденсатор связи типа КСА-220-3,2 УХЛ1 емкостью 3200 пФ. Изготовитель: ООО «Росэнергосервис».
Выбираем ВЧ-заградитель типа ВЗ-630-0,25 УХЛ1 индуктивностью 0,25 мГн. Изготовитель: ЗАО НПП «Электронные информационные системы» (Екатеринбург).
4.2.6 Выбор дизель-генераторной установки (ДГУ)
Выбираем дизель-генераторную установку АД-1500С-Т400 мощностью 1,5 МВт. Напряжение 380 В.
5 Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем
5.1 Перечень защит основного электрооборудования
В соответствии с [23] по мощности и напряжению гидрогенератора, трансформаторов и линии принимаем к установке следующие виды защит.
На главном генераторе ГГ(GG) ВГС 850/135-56 УХЛ4:
Продольная дифференциальная защита генератора от многофазных коротких замыканий в обмотках статора генератора и на его выводах;
Защита от замыканий на землю (100%) обмотки статора генератора;
Защита от замыканий на землю обмотки ротора генератора;
Защита от повышения напряжения;
Защита обратной последовательности от токов внешних несимметричных коротких замыканий и несимметричных перегрузок генератора;
Защита от симметричных перегрузок статора;
Дистанционная защита от внешних коротких замыканий;
Защита от асинхронного режима без потери возбуждения генератора;
Защита от асинхронного режима при потере возбуждения генератора;
Защита от перегрузки обмотки ротора, контроль длительности форсировки;
Устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ) генератора.
На вспомогательном генераторе В-235/46-12 УХЛ4:
Продольная дифференциальная защита вспомогательного генератора от многофазных коротких замыканий в обмотках статора и на его выводах;
Защита от повышения напряжения;
Защита от перегрузки обмотки ротора.
На силовом трансформаторе блока ТДЦ-125000/220 УХЛ1:
Дифференциальная защита от всех видов коротких замыканий;
Устройство выбора поврежденной фазы трансформатора, охватывающее обмотку ВН (Дифференциальная защита нулевой последовательности);
Токовая защита нулевой последовательности от коротких замыканий на землю в сети 220 кВ;
Резервная максимальная токовая защита;
Защита от замыканий на землю на стороне 10,5 кВ трансформатора блока;
Контроль тока и напряжения для пуска пожаротушения трансформатора блока;
Реле тока охлаждения трансформатора блока;
Защита трансформатора от перегрева и потери охлаждения.
На трансформаторе собственных нужд ТСЗ-1000/10 У4:
Дифференциальная защита от всех видов коротких замыканий;
Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению;
Защита от перегрузки;
Реле тока охлаждения.
На линиях электропередачи 220 кВ:
- Основные защиты:
Дифференциально-фазная высокочастотная защита от всех видов КЗ.
- Резервные защиты:
5-ти ступенчатая дистанционная защита от многофазных замыканий;
Токовая отсечка для резервирования дистанционной защиты при близких междуфазных КЗ;
4-х ступенчатая токовая направленная защита от замыканий на землю (ТНЗНП);
Для обеспечения отключения КЗ при отказах выключателей 220 кВ предусматривается УРОВ 220 кВ.
5.2 Расчет защит и выбор уставок
5.2.1 Продольная дифференциальная защита главного генератора (I∆G)
Продольная дифференциальная защита генератора – основная быстродействующая и чувствительная защита от межфазных коротких замыканий в обмотке статора генератора и на его выводах. Защита подключается к измерительным трансформаторам тока на главных и нулевых выводах.
1) Найдем уставку начального тока срабатывания:
Ток небаланса номинального режима:
????НБ(Н) = ????ОДН ∙ ???????? ∙ ????Н = 0,5 ∙ 0,1 ∙ 2406 = 120,3 А (0,05 ∙ ????Н ), (5.1)
где ????ОДН – коэффициент однотипности трансформаторов тока; ???????? – относительная погрешность трансформаторов тока. Уставка начального тока срабатывания:
????ср.0 ≥ ????Н ∙ ????НБ(Н) = 2 ∙ 120,3 = 240,6 А (0,1 ∙ ????Н ), (5.2)
где ????н — коэффициент надежности.
Принимаем уставку начального тока срабатывания: ????ср.0 = 0,15 ∙ ????Н .
2) Найдем коэффициент торможения:
Максимальный ток небаланса при внешнем трехфазном коротком замыкании:
????НБ(КЗ) = ????АП ∙ ???????? ∙ ????ОДН ∙ ???????????????? = 2 ∙ 0,1 ∙ 0,5 ∙ 12663,2 = 1266,32 А, (5.3)
где ????АП — коэффициент апериодической составляющей;
???????????????? — максимальный ток через трансформаторы тока в главных выводах при внешнем коротком замыкании в цепи генераторного напряжения, определяемый как:
????г′′ 1
???????????????? = ∙ ????Н = ∙ 2406 = 12663,2 А, (5.4)
???? ????′′ 0,19
где ????г′′ — сверхпереходная ЭДС генератора; ????????′′ — сверхпереходное сопротивление генератора. Коэффициент торможения выбирается из условия:
????НБ(КЗ) ∙????Н 1266 ,32∙2
????т > (3) = = 0,05; (5.5)
????КГ 48370
Принимаем уставку коэффициента торможения ????т = 0,3.
3) Уставка начального торможения:
????СР∗ 0,15
????НТ = = = 0,5. (5.6)
????Т 0,3
4) Тормозной ток должен выполнять условие:
????СР∗ 0,15
????≥ = = 0,5. (5.7)
????Т 0,3
Принимаем значение уставки тормозного тока равным ???? = 1,5.
Построим характеристику срабатывания продольной дифференциальной защиты генератора (рисунок 5.1).
Рисунок 5.1 – Характеристика срабатывания продольной дифференциальной
защиты
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора главного генератора (UN(U0))
Защита обеспечивает охват обмотки статора в режиме изолированного блока и не имеющего гальванической связи с системой собственных нужд.
Защита выполнена из двух органов напряжения:
1) Первый орган реагирует на основную составляющую напряжения нулевой последовательности. Подключается к измерительным трансформаторам напряжения на главных выводах. Отстраивают от действующего значения напряжения нулевой последовательности, обусловленной электростатической индукцией силового трансформатора при КЗ на землю на стороне ВН.
Для расчета уставок первого органа защиты, составим схему замещения, которая представлена на рисунке 5.2.
Рисунок 5.2 – Схема замещения для определения напряжения нулевой
последовательности
Найдем напряжение нулевой последовательности при замыкании на землю на стороне высшего напряжения трансформатора:
1 ????НОМ.ВН 1 242
????0 = ∙ = ∙ = 46,6 кВ, (5.8)
3 3 3 3
где ????НОМ.ВН – номинальное напряжение трансформатора на высшей стороне Найдем суммарную емкость фазы сети генераторного напряжения:
????Σ = ????Т + ????Г + ????Ш + ????ВГГ = 0,0065 + 0,61 + 0,004 + 0,29 = = 0,911 мкФ/фазу, .(5.9)
где ????Т – емкость одной фазы обмотки НН трансформатора на землю; ????Г – емкость одной фазы обмотки статора генератора на землю; ????Ш – емкость шинопровода по отношению к земле:
????Ш = ????Ш.уд ∙ ????Ш = 80 ∙ 10−9 ∙ 50 = 0,004 мкФ/фазу, (5.10)
где ????Ш.уд – удельная емкость шинопровода; ????Ш – длина шинопровода; ????ВГГ — емкость одной фазы генераторного выключателя ВГГ–10. Суммарный емкостной ток в сети 10,5 кВ:
????С = 1,73 ∙ ????ном.г ∙ ???? ∙ ????Σ = 1,73 ∙ 10500 ∙ 314 ∙ 0,911 = 5,19 А, (5.11)
где ????ном.г – номинальное линейное напряжение генератора;
???? – угловая частота сети.
Напряжение нулевой последовательности на выводах генератор при однофазных коротких замыканий на стороне 220 кВ:
????Т ???? 0 0,009
????0эл.ст = ???? ∙ ????0 ∙ = 0,5 ∙ 46600 ∙ = 228 В, (5.12)
????Т ???? 0 +????Σ 0,009+0,911
где k – коэффициент, учитывающий распределение напряжения ????0 по обмотке ВН трансформатора,
????Т ????0 – емкость между обмотками высшего и низшего напряжения одной фазы трансформатора.
Напряжение срабатывания защиты:
????Н 3 1,5 3
????СР ≥ ∙ ∙ ????0эл.ст = ∙ 10500 ∙ 228 = 5,94 В, (5.13)
????В ???? ТН 0,95 100
где ????Н – коэффициент надежности; ????В – коэффициент возврата;
????ТН – коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения.
Принимаем следующие уставки:
- ????01???? с уставкой 6 В действует с выдержкой времени 9,0 с на сигнал;
- ????02???? с уставкой 10 В и выдержкой времени 0,5с действует на разгрузку агрегата;
- ????0???? с уставкой равной 15 В и выдержкой времени 0,5 с действует на отключение выключателя генератора, гашение полей ГГ и ВГ и останов турбины со сбросом аварийно-ремонтных затворов.
2) Второй орган ????03 реагирует на соотношение напряжение третьей гармоники. Подключается к трансформаторам напряжения в нулевых выводах.
Для этого органа уставка по коэффициенту торможения равному 1,5. Расстояние от нейтрали генератора до места замыкания в обмотке статора:
1 1
????= = = 0,286. (5.14)
????Т +2 1,5+2
Орган защищает 28,6% обмотки статора со стороны нейтрали.
Защита с выдержкой времени 0,5 с действует на отключение выключателя генератора, гашение полей и останов турбины со сбросом аварийно-ремонтных затворов.
5.2.3 Защита от повышения напряжения на главном генераторе (U1>), (U2>)
Защита подключается к измерительным трансформаторам напряжения на главных выводах генератора.
1) Уставка защиты U2>:
1,4∙????ном.г 1,4∙10500
????СР2 = = 10500 = 140 В. (5.15)
???? ТН 100
2) В дополнение к первой защите на генераторе установлен второй орган, предназначенный для работы в режиме холостого хода или при сбросе нагрузки. Уставка защиты U1>:
1,2∙????ном.г 1,2∙10500
????СР1 = = 10500 = 120 В. (5.16)
???? ТН 100
Защита с выдержкой времени 0,5 с действует на отключение выключателя генератора, гашение полей и останов турбины со сбросом аварийно-ремонтных затворов.
5.2.4 Защита главного генератора от обратной последовательности от несимметричных перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2)
Защита предназначена для ликвидации недопустимых перегрузок генератора токами обратной последовательности при внешних несимметричных междуфазных коротких замыканиях и других несимметричных режимах энергосистемы, а также при несимметричных коротких замыканиях в самом генераторе.
Необходимо найти ток двухфазного короткого замыкания на конце линии в цепи генераторного напряжения. Составим схему замещения для расчета (рисунок 5.3).
Ток двухфазного короткого замыкания в конце линии:
2 ???? 1 1
???????????? = = = =
???? 1Σ +???? 2Σ ???? ????′′ .прив +???? 2Г.прив+2∙???? Т +2∙???? Л 91,16+111,31+2∙0,11+2∙0,045 = 0,0049, (5.17)
′′ где ????????.прив — сверхпереходное сопротивление генератора, приведенное к стороне ВН;
????2Г.прив – сопротивление обратной последовательности генератора, приведенное к стороне ВН.
Рисунок 5.3 – Схема замещения для расчета двухфазного КЗ в конце
линии
Ток двухфазного короткого замыкания в цепи генераторного напряжения:
(2) 2 242
????∗2Г = 2 ∙ ???????????? ∙ ????т = 2 ∙ 0,0049 ∙ = 0,226, (5.18)
10,5
где ????т – коэффициент трансформации блочного трансформатора.
Защита имеет следующие органы:
1) Сигнальный орган: срабатывает при увеличении тока обратной последовательности выше значения уставки с независимой выдержкой времени действием на сигнал. Принимаем уставку сигнального органа:
- в относительных единицах: ????∗2СИГН = 0,07;
- в именованных единицах вторичной цепи:
????Н 2406
????2СИГН = 0,07 ∙ = 0,07 ∙ 3000 . = 0,28 А, (5.19)
???? ТТ 5
где, ????ТТ – коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока.
2) Пусковой орган срабатывает без выдержки времени при превышении тока обратной последовательности выше значения уставки и осуществляет пуск интегрального органа. Ток срабатывания пускового органа выбирается по условию обеспечения надежного пуска интегрального органа при ???????????????? = 600 с.
При таких параметрах ток обратной последовательности:
???? 30
????∗2 = = = 0,224. (5.20)
???? ???????????? 600
Ток срабатывания пускового органа
????∗2 0,224
????∗2ПУСК = = = 0,186, (5.21)
????Н 1,2
где ????Н – коэффициент надежности;
Ток срабатывания пускового органа в именованных единицах во вторичных цепях:
????Н 2406
????2ПУСК = ????∗2ПУСК ∙ = 0,186 ∙ 3000 = 0,746 А. (5.22)
???? ТТ 5
При этом допустимая длительность перегрузки по тепловому воздействию тока:
???? 30
????доп = 2 = = 864 с. (5.23)
????∗2ПУСК 0,186 2
3) Интегральный орган срабатывает при удаленных несимметричных режимах, сопровождается токами перегрузками обратной последовательности с зависимой от тока выдержкой времени, определяемой уравнением:
????СР = . (5.24)
(????∗2 )2
Допустимая длительность протекания токов обратной последовательности в генераторе представлена в таблице 5.1. Характеристика интегрального органа защиты обратной последовательности от несимметричных перегрузок и внешних несимметричных коротких замыкании представлена на рисунке 5.4.
Таблица 5.1 – Допустимая длительность протекания токов обратной последовательности в генераторе Кратность перегрузки по току обратной 1,0 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 последовательности Длительность, с 30 83 120 188 333 750
tПЕР, с
700
500
300
100
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 I2/Iн
Рисунок 5.4 — Характеристика срабатывания интегрального органа защиты обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыкании
Исходя из характеристики срабатывания интегрального органа,
???????????? ???? ???????? принимаем время срабатывания: ????СР = 30 с, ????СР = 600 с.
4) Орган токовой отсечки срабатывает с независимой выдержкой времени при превышении тока выше установленной уставки срабатывания органа и является защитой от несимметричных коротких замыканий.
Ток срабатывания органа токовой отсечки определяется из нескольких условий:
а) Из условия предотвращения перегрева ротора при протекании тока обратной последовательности. Определяется по характеристике срабатывания интегрального органа при превышении времени «полного охлаждения» (tохл=100 с).
Этот параметр выставляется согласно указаниями заводаизготовителя. Ток срабатывания органа токовой отсечки по первому условию:
????Н 2406
????∗2ОТС ≤ 0,547 ∙ = 0,547 ∙ 3000 = 2,19 А. (5.25)
???? ТТ 5
б) по условию обеспечения чувствительности при двухфазных коротких замыканиях на шинах ВН блока и на отходящих ВЛ. Это условие определяется из двух условий:
1 – по условию обеспечения чувствительности при двухфазных КЗ на шинах ВН блока:
????22 1 1
????∗2ОТС ≤ = = = 1,2. (5.26)
????Ч 1,3∙(???? ????′′ +???? Г +2∙???? Т ) 1,3∙ 0,19+0,232+2∙0,11
2 – по условию обеспечения чувствительности при двухфазных КЗ на отходящих линиях:
(2) 2
????∗2Г 0,226 2
????∗2ОТС ≤ = = 0,043. (5.27)
????Ч 1,2
Принимаем уставку срабатывания по первому условию:
????Н 2406
????2ОТС ≤ ????∗2С.З ∙ = 1,2 ∙ 3000 = 4,81 А. (5.28)
???? ТТ 5
Отсечка действует с выдержкой времени 8,5 с на отключение блочных выключателей 220 кВ и выключателей ТСН, с выдержкой времени 9,0 с на отключение выключателя генератора, гашение полей и останова гидроагрегата.
5.2.5 Защита главного генератора от симметричных перегрузок (I1)
Защита предназначена для ликвидации недопустимых перегрузок обмотки статора. Защита подключается к трансформаторам тока в нулевых выводах. Защита выполнена с зависимой от тока выдержкой времени и содержит следующие органы:
1) Сигнальный орган, срабатывающий с независимой выдержкой времени при увеличении тока выше уставки и действующий на сигнал.
Уставка сигнального органа:
????НС ????Н 1,05 2406
????1СИГН = ∙ = ∙ 3000 = 4,3 А, (5.29)
????В ???? ТТ 0,98 5
где ????НС — коэффициент надежности сигнального органа.
Выдержка времени срабатывания сигнального органа 0,9 с.
2) Пусковой орган, срабатывающий без выдержки времени при увеличении тока выше уставки срабатывания и действует на пуск интегрального органа.
Уставка пускового органа:
????НП ????Н 1,08 2406
????1ПУСК = ∙ = ∙ 3000 = 4,42 А, (5.30)
????В ???? ТТ 0,98 5
где ????НП – коэффициент надежности пускового органа.
3) Интегральный орган срабатывает с зависимой выдержкой времени. Допустимая длительность симметричных перегрузок в генераторе представлена в таблице 5.2. Характеристика интегрального органа защиты от симметричных перегрузок представлена на рисунке 5.5.
Таблица 5.2 — Допустимая длительность симметричных перегрузок в генераторе Кратность
1,1 1,15 1,2 1,25 1,3 1,4 1,5 2 2,2 перегрузки Длительность,
3800 1200 450 340 280 160 80 3 1
с
tПЕР, с
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
0
1 1,2 1,4 1,6 1,8 2 2,2 2,4
I1/Iн
Рисунок 5.5 — Характеристика интегрального органа защиты от
симметричных перегрузок
Интегральный орган действует на отключение выключателя генератора, гашение полей ГГ и ВГ с выдержкой времени, которая принимается минимальной и равной 0,01 с.
4) Орган токовой отсечки, срабатывающий с независимой выдержкой времени при увеличении тока заданной уставки.
Уставка органа токовой отсечки:
????НОТС ????Н 1,2 2406
????1ОТС = ∙ = ∙ 3000 = 4,91 А, (5.31)
????В ???? ТТ 0,98 5
Токовая отсечка выполнена с пуском по минимальному напряжению.
Напряжение срабатывания:
0,68∙????ном.г 0,68∙10500
????СР = = = 66,02 В. (5.32)
????В ∙???? т 1,03∙10500 100
Отсечка действует с выдержкой времени 8,5 с на отключение блочных выключателей 220 кВ и выключателей ТСН, с выдержкой времени 9,0 с на отключение выключателя генератора и гашение полей ГГ и ВГ.
5.2.6 Дистанционная защита (Z1<), (Z2<)
Защита выполняется на основе дистанционных органов и подключается к измерительным трансформаторам тока в нулевых выводах генератора и трансформаторам напряжения на главных выводах генератора.
1) Сопротивление срабатывания первой ступени выбирается по условию обеспечения действия с выдержкой времени не более 1с. Указанная выдержка времени принимается по условию согласования с первыми ступенями защит линий, отходящих от шин ГЭС.
Согласование производится для условий работы на шинах 220 кВ ГЭС одного блока. ????1 , приведенное к напряжению 220 кВ, может быть принято по согласованию с первой ступенью защит ВЛ 220 кВ Хантынтайская ГЭС – Чертово Корыто N1:
0,8 0,8
????1 ≤ 0,8 ∙ ????Т + ∙ ????Л = 0,8 ∙ 46,55 + ∙ 19,42 = 45,01 Ом, (5.33)
????Т 2
где ????Т – коэффициент, учитывающий, что линии параллельны;
????Т – сопротивление трасформатора, приведенное к напряжению стороны 220 кВ:
???? k % ∙U 2б 11∙230 2
ZТ = = = 46,55 Ом; (5.34)
100∙????ном.т 100∙125
????Л – сопротивление линии.
В относительных единицах, приведенных к номинальным параметрам генератора:
???? ????% ∙????ном.г 0,8 ????ном.г
????∗1 ≤ 0,8 ∙ + ∙ ????Л ∙ 2 =
????ном.т ????Т ????ВН
43,75 0,8 43,75 = 0,8 ∙ 0,11 ∙ + ∙ ∙ 4,88 = 0,04. (5.35)
125 2 230 2
????1 в первичной цепи:
????1 = ????1 о.е. ∙ ????б = 0,04 ∙ 2,52 = 0,094 Ом, (5.36)
где ????б — базисное сопротивление на генераторном напряжении:
????б2 10,52
????б = = = 2,52 Ом. (5.37)
????НГ 43,75
Уставка будет равна:
3000
????Т
????1????3(2) = ????1 ∙ = 0,094 ∙ 5
10,5 = 0,54 Ом. (5.38)
????Н
0,1
Принимаем уставку ????1 = 0,54 Ом.
2) Функция ∆???? отличает повреждение от качаний в энергосистеме по скорости относительного изменения полного сопротивления. Уставка функции ∆????, в связи с отсутствием исходных данных, принимается исходя из данных,
Ом рассчитанных ранее, ∆???? = 30 .
сек
3) Сопротивление срабатывания второй ступени выбирается из условия отстройки от нормального режима и режима форсировки возбуждения.
Сопротивление нагрузки в нормальном режиме:
3000
????ном.г ????Т 10500 5
????НАГР = ∙ = ∙ 10,5 = 14,4 Ом. (5.39)
3∙????Н ????Н 3∙2406
0,1
Для определения сопротивления нагрузки в режиме форсировки возбуждения генератора выполняется расчет тока статора при двойном токе возбуждения 2 ∙ ????????ном и напряжения на зажимах статора 0,95 ∙ ????Н (без учета насыщения):
2∙???? ????ном
−0,95 2∙1005
???? В.ХХ −0,95
????Ф = = = 2,77, (5.40)
???????? 0,86
где ????????ном – ток в обмотке ротора при номинальной нагрузке;
????В.ХХ – ток в обмотке ротора при холостом ходе;
???????? – синхронное индуктивное сопротивление генератора по продольной оси.
С учетом насыщения генератора величина насыщения тока статора генератора в режиме форсировки составит 2,5 ∙ ????Н .
Сопротивление нагрузки в режиме форсировки:
0,95∙????ном.г 0,95∙1
????∗НАГР.Ф = = = 0,38. (5.41)
????Ф 2,5
Коэффициент мощности в режиме форсировки:
???????????????? н 0,8
????????????????Ф = = = 0,34. (5.42)
0,95∙????Ф 0,95∙2,5
Отсюда ????Ф = 70,12°.
Сопротивление срабатывания защиты:
???? 0,38
????∗2СЗ = ∗НАГР.Ф = = 0,35. (5.43)
????Н 1,1
????2СЗ(1) = ????∗2СЗ ∙ ????б = 0,35 ∙ 2,52 = 0,87 Ом. (5.44)
Значение уставки второй ступени дистанционной защиты:
3000
????2СЗ(1) ∙???? ТТ 0,87∙
????2СЗ(2) = = 10500 = 4,97 Ом. (5.45)
???? ТН
Принимаем уставку срабатывания второй ступени динстанционной защиты равной 4,97 Ом.
Величина смещения характеристики срабатывания по оси максимальной чувствительности составляет 12%. Уставки по сопротивлению смещения ????????М1 = 0,011 Ом, ????????М2 = 0,6 Ом.
Вторая ступень действует с выдержкой времени 8,5 с – на отключение блочных выключателей 220 кВ и выключателей ТСН, с выдержкой времени 9,0 с на отключение генератора и гашение полей ГГ и ВГ.
Характеристика срабатывания дистанционной защиты представлена на рисунке 5.6.
Рисунок 5.6 – Характеристика срабатывания дистанционной защиты
5.2.7 Защита главного генератора от перегрузки обмотки ротора (Iр)
Защита предназначена для ликвидации недопустимых перегрузок обмоток ротора. Защита выполнена с зависимой от тока выдержкой времени. Защита содержит следующие функциональные органы:
1) Сигнальный орган, срабатывающий с независимой выдержкой времени действием на сигнал. Уставка сигнального органа:
????
????Н ∙ ????ном 1,2255 1,05∙1005 1,2255
????Р.СИГН = = = 2,23 А. (5.46)
????В ∙???? ТТ 0,98∙2000 5
2) Пусковой орган, срабатывающий без выдержки времени при увеличении тока выше уставки срабатывания и осуществляющий пуск интегрального органа. Уставка пускового органа:
1,2∙????????ном 1,2∙820
????Р.ПУСК = = = 2,51 А. (5.47)
????В ∙???? ТТ 0,98∙2000 5
3) Интегральный орган, срабатывающий с зависимой от тока выдержкой времени и действующий на отключение выключателя генератора и гашение полей ГГ и ВГ. Допустимая длительность перегрузок обмотки ротора представлена в таблице 5.3 и на рисунке 5.7. Таблица 5.3 – Допустимая длительность перегрузок обмотки ротора Кратность
1,1 1,15 1,2 1,25 1,3 1,4 1,5 2,0 2,2 перегрузки Длительность
длительно 250 180 160 120 90 72 45 20 перегрузки, с
tПЕР, с
500
300
100
1 1,2 1,4 1,6 1,8 2 2,2 IP/Iн
Рисунок 5.7 – Характеристика срабатывания интегрального органа
защиты от перегрузки ротора
4) Токовая отсечка, срабатывающая с независимой выдержкой времени при увеличении тока выше значения уставки срабатывания.
Уставка срабатывания органа токовой отсечки:
2,15∙????????ном 2,15∙820
????р.ТО = = = 4,5 А. (5.48)
????В ∙???? ТТ 0,98∙2000 5
С выдержкой времени 3,0 с защита действует на отключение выключателя генератора, гашение полей ГГ и ВГ.
5.2.8 Продольная дифференциальная защита вспомогательного генератора (I∆ВГ)
Найдем ток в обмотке статора вспомогательного генератора:
????????ном 1005
????ВГном = = = 820 А. (5.49)
1,2255 1,2255
Защита является трехплечевой и подключается к измерительным трансформаторам тока на главных и нулевых выводах вспомогательного генератора. Расчет ведется в двух режимах работы:
в нормальном режиме работы:
1) Найдем уставку начального тока срабатывания:
Ток небаланса номинального режима:
????НБ(Н) = ????ОДН ∙ ???????? ∙ ????ВГном = 0,5 ∙ 0,1 ∙ 820 = 41 А (0,05 ∙ ????Н ).
(5.50)
Уставка начального тока срабатывания:
????ср.0 ≥ ????Н ∙ ????НБ(Н) = 2 ∙ 41 = 82 А (0,1 ∙ ????Н ), (5.51)
Принимаем уставку начального тока срабатывания: ????ср.0 = 0,15 ∙ ????ВГном .
2) Найдем коэффициент торможения:
Максимальный ток небаланса при внешнем трехфазном коротком замыкании:
????НБ КЗ = ????АП ∙ ???????? ∙ ????ОДН ∙ ???????????????? = 2 ∙ 0,1 ∙ 0,5 ∙ 4315,8 = 431,57 А, (5.52)
где ????АП – коэффициент апериодической составляющей;
???????????????? – максимальный ток через трансформаторы тока в главных выводах при внешнем коротком замыкании в цепи генераторного напряжения, определяемый как:
????г′′ 1
???????????????? = ∙ ????ВГном = ∙ 820 = 4315,8 А, (5.53)
???? ????′′ 0,19
где ????г′′ — сверхпереходная ЭДС генератора; ????????′′ — сверхпереходное сопротивление генератора. Коэффициент торможения выбирается из условия:
????НБ(КЗ) ∙????Н 431,57 ∙2
????т > (3) = = 0,017; (5.54)
????КГ 48370
Принимаем уставку коэффициента торможения ????т = 0,3.
3) Уставка начального торможения:
????СР∗ 0,15
????НТ = = = 0,5. (5.55)
????Т 0,3
4) Тормозной ток должен выполнять условие:
????СР∗ 0,15
????≥ = = 0,5. (5.56)
????Т 0,3
Принимаем значение уставки тормозного тока равным ???? = 1,5.
Построим характеристику срабатывания продольной дифференциальной защиты генератора (рисунок 2.1);
в режиме форсировки:
1) Найдем ток в обмотке статора вспомогательного генератора:
????????форс = ????Ф ∙ ????????ном = 1,8 ∙ 1005 = 1809 А. (5.57)
2) Найдем ток, протекающий в форсировочной группе тиристоров:
????форс = ????????форс − ????????ном = 1809 − 1005 = 804 А. (5.58)
3) Ток в форсировочной обмотке статора:
????форс
????ВГфорс = = 656,06 А. (5.59)
1,2255
4) Найдем уставку начального тока срабатывания:
Ток небаланса форсировочного режима:
????НБ Н = ????ОДН ∙ ???????? ∙ ????ВГфорс = 0,5 ∙ 0,1 ∙ 656,06 = = 32,8 А (0,05 ∙ ????ВГфорс), (5.60)
где ????Ф – кратность форсировки. Уставка начального тока срабатывания: ????ср.0 ≥ ????Н ∙ ????НБ(Н) = 2 ∙ 32,8 = 65,6 А (0,1 ∙ ????ВГфорс), (5.61)
где ????н — коэффициент надежности.
Принимаем уставку начального тока срабатывания: ????ср.0 = 0,15 ∙ ????ВГфорс.
5) Найдем коэффициент торможения:
Максимальный ток небаланса при внешнем трехфазном коротком замыкании:
????НБ(КЗ) = ????АП ∙ ???????? ∙ ????ОДН ∙ ???????????????? = 2 ∙ 0,1 ∙ 0,5 ∙ 3452,9 = 345,52 А, (5.62)
где ????АП — коэффициент апериодической составляющей;
???????????????? — максимальный ток через трансформаторы тока в главных выводах при внешнем коротком замыкании в цепи генераторного напряжения, определяемый как:
????г′′ 1
???????????????? = ∙ ????ВГфорс = ∙ 656,06 = 3452,9 А, (5.63)
???? ????′′ 0,19
где ????г′′ — сверхпереходная ЭДС генератора; ????????′′ — сверхпереходное сопротивление генератора. Коэффициент торможения выбирается из условия:
????НБ(КЗ) ∙????Н 345,52∙2
????т > (3) = = 0,014; (5.64)
????КГ 48370
Принимаем уставку коэффициента торможения ????т = 0,3.
6) Уставка начального торможения:
????СР∗ 0,15
????НТ = = = 0,5. (5.65)
????Т 0,3
7) Тормозной ток должен выполнять условие:
????СР∗ 0,15
????≥ = = 0,5. (5.66)
????Т 0,3
Принимаем значение уставки тормозного тока равным ???? = 1,5.
5.2.9 Защита от повышения напряжения вспомогательного генератора (U>ВГ)
Защита подключается к измерительным трансформаторам напряжения на главных выводах вспомогательного генератора.
Напряжение в обмотке статора вспомогательного генератора:
???? ????ном 275
????ВГном = = = 224 В, (5.67)
1,2255 1,2255
где ????????ном — номинальное напряжение на обмотке ротора. Уставка защиты U>ВГ:
1,2∙????ВГном 1,2∙224
????СР2 = = 224 = 120 В. (5.68)
???? ТН 100
Защита с выдержкой времени 0,5 с действует на отключение выключателя генератора, гашение полей и останов турбины со сбросом аварийно-ремонтных затворов.
5.3 Выбор комплекса защит блока «генератор-трансформатор»
Исходя из расчета уставок, для защиты блока «генератор-трансформатор» было выбрано комплексное интеллектуальное устройство управления генератором, предназначенное для защиты, управления, измерения и контроля генераторов средней мощности ШЭ1113М производства НПП «ЭКРА».
ШЭ1113М является нетиповым шкафом защит блока генератор трансформатор, состоит из двух независимых одинаковых для защиты генератора и вспомогательного генератора.
6 Компоновка и сооружения гидроузла
6.1 Состав и компоновка гидроузла
В состав Хантынтайского гидроузла входят:
левобережная бетонная глухая плотина;
здание ГЭС руслового типа;
водосбросная бетонная плотина гравитационного типа;
правобережная грунтовая плотина.
6.2 Определение класса сооружений
Класс сооружений определяется по критериям, определяемым в СНиП [25]. Критерии выбора класса ГТС и выбор класса ГТС представлен в таблице 2.2. Коэффициент надежности для сооружений III класса [25]:
???????? = 1,15.
6.3 Проектирование сооружений напорного фронта
6.3.1 Определение отметки гребня грунтовой плотины
За отметку гребня грунтовой плотины ∇ГГП принимают по формуле:
∇ГГП = ∇НПУ + ℎ???? (6.1)
где hs − превышение гребня грунтовой плотины над расчетным уровнем в верхнем бьефе.
ℎ???? = ℎ???????????? 1% + ∆ℎ???????????? + ????, (6.2)
где ℎ???????????? 1% − высота наката волн расчетной обеспеченностью 1 % на откосгрунтовой плотины;
∆ℎ???????????? − высота ветрового нагона;
???? − конструктивный запас, принимаемый не менее 0,5 м.
Высоту ветрового нагона рассчитывают по формуле:
????????2 ∙???? 52 ∙2233
∆ℎ???????????? = ???????? ???????????????? = 1,1 ∙ 106 ∙ = 0,0004 м. (6.3)
????∙???? 9,81∙14
????????2 ∙???? 82 ∙2233
∆ℎ???????????? = ???????? ???????????????? = 1,1 ∙ 106 ∙ =
????∙ ????+0,5∙∆ℎ ???????????? 9,81∙ 14+0,5∙0,0011 = 0,0004 м, (6.4) где k w − коэффициент, принимаемый по СНиП [26, Приложение 1, табл. 2];
V w − расчетная скорость ветра на высоте 10м над уровнем воды;
L − длина разгона волны;
− угол между продольной осью водохранилища и направлением ветра ( 0 );
d − условная расчетная глубина воды в водохранилище:
????НПУ−????ДНА 200−172
????= = = 14 м. (6.5)
2 2
Определяют высоту волны 1% обеспеченности для основного случая, для этого:
???????? ????????
1. Вычисляют безразмерные комплексы 2 и , где t − период развития
???? ???????? волн на водохранилище ( t 6 ч 21600 с ).
2. Из графика [26, Приложение 1, рис. 1] по верхней огибающей кривой (для глубоководной зоны с глубиной ???? > 0,5???????? , где дно не влияет на основные
???????? ???????? ????ℎ ???????? характеристики волн) по значениям и определяют параметры и .
????2 ???????? ????????2 ????????
Затем, используя меньшие полученные значения, вычисляют средний период волны ???? (с) и среднюю высоту волны ℎ (м).
Результаты приведены в таблице 6.1:
Таблица 6.1-Определение средней высоты волны и среднего периода волны
???????? 9,81∙2233 ???????? 9,81∙21600
= = 876,23 = = 42379
????????2 52 ???????? 5
????ℎ ???????? ????ℎ ????????
= 0,045 =2,8. = 0,115 =5
????????2 ???????? ????????2 ????????
0,0292∙52 2,18∙5
ℎ= = ????= =
9,81 9,81
0,115 м 1,43 с
3. Вычисляют среднюю длину волны:
???????? 2 9,81∙1,43 2
???????? = = = 3,18 м. (6.6)
2???? 2∙????
4. Проверяем, выполняется ли условие условной расчетной глубины:
???? > 0,5???????? . (6.7)
0,5∙4,94=1,59 м;
14м>1,59 м;
5. Определяют высоту волны 1 % обеспеченности:
ℎ1% = ℎ ∙ ???????? = 0,115 ∙ 2,15 = 0,25 м, (6.8) где K i − коэффициент, определяемый по графику [25, Приложение 1, рис. 2] в
???????? зависимости от значения ???? 2 (для глубоководной зоны).
????
6. Высоту наката волн 1 % обеспеченности на откос грунтовой плотины для фронтально подходящих волн определяют по формуле:
ℎ???????????? 1% = ???????? ∙ ???????? ∙ ???????????? ∙ ???????????????? ∙ ℎ1% = 1 ∙ 0,9 ∙ 1 ∙ 2,25 ∙ 0,25 = 0,5 м, (6.9)
где ???????? = 1 и ???????? = 0,9 − коэффициенты шероховатости и проницаемости откоса, принимаемые по СНиП учетом того, что откосы крепиться железобетонными плитами [26, Приложение Д, табл Д.1];
???????????? = 1,1 − коэффициент при коэффициенте откоса ctgφ=2, принимаемый по [27, таблица 7];
???????????????? = 2,25− коэффициент, принимаемый по графикам [26,
???????? Приложение Д, рис. Д.1] в зависимости от пологости волны = 12,34 на
ℎ 1% глубокой воде.
7. ℎ???? = ℎ???????????? 1% + ∆ℎ???????????? + ???? = 0,5 + 0,0004 + 0,5 = 1,00 м. (6.10)
8. ∇ГГП = ∇НПУ + ℎ???? = 200 + 1,00 = 201,00 м. (6.11)
6.3.2 Определение ширины водосливного фронта и отметки гидроузла
Исходными данными для проведения гидравлических расчетов являются: отметки НПУ и ФПУ, расчетные максимальные расходы воды, кривые связи уровней нижнего бьефа и расходов, характеристики грунтов основания.
Максимальные расчетные расходы определяют гидрологическими расчетами по кривой обеспеченности паводковых расходов (максимальных расходов в каждом году из заданного ряда наблюдений).
Гидравлическими расчетами устанавливают: ширину водосливного фронта и размеры водосливных отверстий, отметку гребня водослива, форму водосливной грани и сопряжение ее с водобоем, форму сопряжения бьефов, размеры гасителей энергии воды в нижнем бьефе. Определяется это поэтапно.
Первый этап: Определение ширины водосливного фронта.
Определяют расчетный расход воды для основного расчетного случая ???????? , который должен пропускаться, как правило, при НПУ через все эксплуатационные водопропускные сооружения гидроузла при полном их открытии и через гидроагрегаты ГЭС – ????ГЭС . Количество агрегатов, участвующих в пропуске расчетных расходов, должно быть не более:
(n-1) при числе гидроагрегатов ГЭС n 6 ;
3
осн
???????? = ???????????????? − (???? − 1) ∙ ????ГА = 2211 − 4 − 1 ∙ 206 = 1593 м с, (6.12)
осн где ???????????????? = ????3% = 2241 м с.
Ширина водосливного фронта:
???????? 1593
????= = = 96,71 м, (6.13)
????в 16,47
где qв − удельный расход на водосливе, равный:
????в = 1,25???????? = 1,25 ∙ 13,18 = 16,47 м с , (6.14)
где q р − удельный расход на рисберме:
???????? = ????ℎ ∙ ℎНБ = 2,5 ∙ 5,27 = 13,18 м с, (6.15)
где ℎНБ − глубина воды в нижнем бьефе, определяется по кривой
осн ????НБ = ????(????) при ???????????????? ;
????ℎ − допустимая скорость на рисберме, принимается в зависимости от грунтов, слагающих дно реки (для песков принять – 2,5 м/с)
Ширина водосливного фронта B должна быть целым числом, поэтому полученное значение округляют в большую сторону и, кроме того,
???? = ???? ∙ ???? = 100 м, (6.16)
где n = 5 − число пролетов,
b = 20 − стандартная ширина пролета, принимается в соответствии с техническим регламентом.
Второй этап: Определение отметки гребня водослива
Рассчитываем криволинейный безвакуумный водослив практического профиля.
По основной формуле расхода для водосливов всех типов методом последовательных приближений определяют напор на гребне водослива, сначала без учета сжатия и подтопления − H 01 , а затем с учетом сжатия и подтопления − H 02 .
2 2
???????? 3 1566 3
????01 = = = 3,78 м, (6.17)
???????? 2???? 0,49∙100∙ 2∙9,81 где m − коэффициент расхода зависит от формы профиля водослива и принимается в зависимости от типа водослива практического профиля [28, раздел 6-4].
2 2
???????? 3 1566 3
????02 = = = 3,83 м, (6.18)
???????? ???????? ???? 2???? 0,49∙0,9333∙1∙100∙ 2∙9,81
где ???????? − коэффициент подтопления [27, раздел 6-3] (???????? = 1);
????− коэффициент бокового сжатия, зависящий от условий входа, определяют по формуле:
????+(????−1)????0 ????01 0,7+(5−1)∙0,45 3,83
???? = 1 − 0,2 ∙ ∙ = 1 − 0,2 ∙ ∙ = 0,9811, (6.19)
???? ???? 5 5
где ???? − коэффициент формы боковых устоев, принимают по [27, рис. 6-10];
????0 − коэффициент, зависящий от расположения быка в плане, т. е. величины a (рис.1), и от формы верховой грани быка[27, таблица 6-8, 6-9].
Напор на гребне водослива без учета скорости подхода потока к водосливу V 0 :
????????02 1,1∙0,85 2
???? = ????02 − = 3,83 − = 3,78 м, (6.20)
2???? 2∙9,81
где ????0 — скорость подхода воды к плотине:
???????? 1566
????0 = = = 0,85 м с, (6.21)
????НПУ−????ДНА (????+ ???? −1 ???? б ) 200−172 ∙(100+(5−1)∙3)
где ????б − толщина быка. Отметку гребня водослива определяют по формуле:
∇ГВ = ∇НПУ − ???????????? = 200 − 4 = 196 м, (6.22)
где ???????????? − стандартный напор, ближайший к H в соответствии с техническим регламентом.
Третий этап: Проверка на пропуск расчетного расхода при проверочном расчетном случае.
Определяется напор над гребнем водослива при пропуске расхода поверочного расчетного случая:
2 2
???????? пов 3 1792 3
????01пов = = = 4,14 м, (6.23)
???????? 2???? 0,49∙100∙ 2∙9,81
где
3
пов
????????пов = ???????????????? − ????ГЭС − ????с = 2652 − 824 = 1828 м с, (6.24)
осн где ???????????????? = ????0,5% = 2652 м с;
????ГЭС − расход воды, проходящий через все агрегаты здания ГЭС;
????с = 0 − расход, сбрасываемый через другие водопропускные сооружения гидроузла, а также через водозаборы, шлюзы, рыбопропускные сооружения.
2 2
???????? пов 3 1828 3
????02пов = = = 4,19 м, (6.25)
???????? ???????? ???? 2???? 0,49∙0,9793∙1∙100∙ 2∙9,81
где
????+ ???? −1 ????0 ????01пов 0,7+(5−1)∙0,45 4.14
???? = 1 − 0,2 ∙ ∙ = 1 − 0,2 ∙ ∙ = 0,9793. (6.26)
???? ???? 5 5
Напор на гребне водослива без учета скорости подхода при пропуске поверочного расхода:
????????0пов 1,1∙0,75 2
????пов = ????02пов − = 5,76 − = 5,73 м, (6.27)
2???? 2∙9,81
где ????0пов — скорость подвода воды в поверочном расчетном случае:
???????? пов
????0пов = =
????ФПУ−????ДНА ????+???? + ???? +1 −1 ???? б
1792 = = 0,73 м с. (6.28) 201−172 ∙((56+8)+(8−1)∙3)
Определяется расчетная отметка форсированного уровня:
∇ФПУ???? = ∇ГВ + ????пов = 194 + 5,73 = 199,73 м (6.29)
Расчетная отметка форсированного подпорного уровня оказалась меньше исходной, поэтому остается исходной, которая равна 201 м.
Отметку верха быка вычисляют по формуле:
∇ГБ = ∇ГВ + 1,23 ∙ ????ФПУ = 194 + 1,23 ∙ 5 = 202,15 м, (6.30)
где ????ФПУ — напор на плотине при поверочном расчетном случае.
Отметка всего гидроузла определяется наибольшей между отметкой гребня грунтовой плотины и гребнем быка, так как отметка быка выше, чем отметка грунтовой плотины, то отметка всего гидроузла принимается равной отметке быка, то есть 202,15 м.
6.3.3 Построение профиля водосливной плотины
Построение профиля плотины производят по схеме практического профиля плотины. По проектному напору Hпр = Hст определяют координаты оголовка без вакуумного водослива. [27, таблица 6-12]. Табличные координаты х и у умножают на Hст и строят кривую А-В на рис.6.1.
Сопряжение водосливной грани с поверхностью водобоя можно очертить по дуге радиусом R. Величина этого радиуса назначается в зависимости от высоты плотины рв и напора на водосливе Н [27, таблица 6-14].
Для плавного сопряжения необходимо, чтобы верхняя и нижняя кривые в точке сопряжения имели общую касательную. Для высоких плотин эта касательная образует прямолинейный участок водосливной грани.
Построение профиля водосливной плотины по методу КригераОфицерова представлено в таблице 6.2. Построенный оголовок водосливной плотины представлен на рисунке 6.1.
Таблица 6.2-Таблица Кригера-Офицерова при Hст=4 м x y x y x y x y 0 0,504 4,4 1,284 8,8 6,032 13,2 13,62 0,4 0,144 4,8 1,576 9,2 6,612 13,6 14,436 0,8 0,028 5,2 1,9 9,6 7,576 14 15,272 1,2 0 5,6 2,256 10 7,84 14,4 16,124 1,6 0,024 6 2,644 10,4 8,488 14,8 16,996 2 0,108 6,4 3,056 10,8 9,156 15,2 17,884 2,4 0,24 6,8 3,492 11,2 9,848 15,6 18,792 2,8 0,4 7,2 3,948 11,6 10,44 16 19,72 3,2 0,464 7,6 4,432 12 11,296 3,6 0,792 8 4,94 12,4 12,052 4 1,024 8,4 5,476 12,8 12,828
0 5 10 15 20
0 x, м
А
B
15
y, м
Рисунок 6.1 – Оголовок водосливной плотины
6.3.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе
Определяем тип гидравлического прыжка за водосливом.
Вычисляют критическую глубину потока при полном открытии всех отверстий (если добавлено дополнительное отверстие, его тоже учитывают):
3 ????????????2 3 1,1∙1566 2
ℎкр = 2 = = 2,83 м, (6.31)
????+???? + ???? б ???? 100+(5−1)∙3 2 ∙9,81
где α − коэффициент Кориолиса, принять равным 1,1. Вычисляют полную удельную энергию в сечении перед водосливом:
????0 = ∇НПУ − ∇ДНА = 200 − 172 = 28 м (6.32)
????0 28
????????0 = = = 9,89 (6.33)
ℎ кр 2,83
φ=0,95;
По графику М.Д. Чертоусова [27, рис. 9.55] в зависимости от коэффициента скорости φ и ????????0 определяют:
???????? = 0,242;
????????′′ = 2,78;
Вычисляют сопряженные глубины:
ℎ????′ = ???????? ℎкр = 0,242 ∙ 2,83 = 0,69 м. (6.34)
ℎ????′′ = ????????′′ ℎкр = 2,78 ∙ 2,83 = 7,87 м. (6.35)
В данном случае сопряжение относится к типу отогнанного прыжка, как
′′ так ℎ????1 >hНБ,
при hНБ=5,27 м.
Сопряжение типа отогнанного прыжка не допустимо. Поэтому необходимо обустраивать энергогасящие сооружения. В ходе проекта были приняты энергогасящие сооружения, такие водобойная стенка.
6.3.5 Расчет энергогасящего сооружения
Расчет высоты водобойной стенки hст производят, рассматривая стенку как неподтопленный водослив практического профиля:
ℎстен = ???? ∙ ℎ????′′ − ???????????? ен = 1,1 ∙ 7,87 − 3,43 = 5,22 м, (6.36)
где ????стен — напор над водобойной стенкой,
2 2
3 2
???? вб ???????? вб 14,22 3 0,5∙14,22 2
???????????? ен = − 2 = − =
???? 2???? 2???? ???? ℎ ????′′ 0,49∙ 2∙9,81 2∙9,81∙ 1,1∙7,87 2 = 3,43 м, (6.37)
где σ — коэффициент запаса 1,07-1,13 (можно принять σ =1,11);
qвб – удельный расход на водосливе:
= 14,22 м с.
???????? 1566
????вб = = (6.38)
????+???? + ???? б 100+(5−1)∙3
Далее проверяют условие сопряжения бьефов за стенкой:
????01 = ℎстен + ???????????? ен = 5,22 + 3,43 = 8,65 м. (6.39)
????01 8,65
????????01 = = = 3,06. (6.40)
ℎ кр 2,83
φ = 0,95.
По графику М.Д. Чертоусова [27, рис. 9.55] в зависимости от коэффициента скорости φ и ????????0 определяют:
???????? = 0,465
????????′′ = 1,85
Вычисляют сопряженные глубины:
′
ℎ????1 = ???????? ℎкр = 0,465 ∙ 2,83 = 1,32 м. (6.41)
′′
ℎ????1 = ????????′′ ℎкр = 1,85 ∙ 2,83 = 5,24 м. (6.42)
В данном случае сопряжение относится к типу затопленного прыжка, как
′′ так ℎ????1
при hНБ=5,27 м. Принимаем в качестве энергогасящего сооружения только водобойную стенку.
Толщина водобойной плиты:
????в = 0,15 ∙ ???????? ∙ ℎ????′ = 0,15 ∙ 20,76 ∙ 0,69 = 2,6 м, (6.43)
где νс — скорость в сжатом сечении на первой водобойной плите,
= 20,76 м с.
???????? 1566
????????1 = ′ = (6.44)
????+ ???? в ∙ℎ ????1 (100+(5−1)∙3)∙0,69
Длина водобойной плиты при наличии в нем гасителей:
????в = 0,8 ∙ ????пр = 0,8 ∙ 35,67 = 28,5 м, (6.45)
где ????пр — длина гидравлического прыжка на плите водобоя:
????пр = 2,5 ∙ 1,9 ∙ ℎ????′′ + ℎ????′ = 2,5 ∙ 1,9 ∙ 7,87 + 0,69 = 35,67 м. (6.46)
6.4 Конструирование плотины
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины
Гравитационную плотину на скальном основании конструируют, как правило, с вертикальной напорной гранью и с фундаментной плитой. Теоретический профиль такой плотины это прямоугольный треугольник с вершиной на отметке НПУ.
Высота плотины равна:
ℎ = ∇НПУ − ∇ПОД = 200 − 169,4 = 30,6 м. (6.47)
Отметка подошвы зависит от конструкции устройств нижнего бьефа:
∇ПОД = ∇ДНА − ????в = 172 − 2,6 = 169,4 м. (6.48)
Расчетная ширина подошвы равняется 21,42 м при заложении низовой грани 0,7.
После построения оголовка плотины, прямолинейного участка и участка сопряжения получается и в процессе оценки прочности и устойчивости плотины выяснилось, что недостаточна ширина подошвы плотины. Поэтому принимается увеличение подошвы плотины до 29,5 м при заложении низовой грани равной 0,84.
6.4.2 Разрезка глухой бетонной плотины, водосливной плотины и здания ГЭС швами
Здание ГЭС разрезается швами по секции, ширина одной секции 20,5 м.
Водосливная плотина режется межсекционными швами на каждой секции по оси быка. Расстояние между швами равняется 23 м. Толщина швов равна 1 см. Температурно-осадочные швы режутся по оси быков, толщина таких швов 4 см в верхней части и 1 см в пределах фундаментной плиты.
Для глухой бетонной плотины на скальном основании принимается разрезать также как и водосливную плотину.
Уплотнение швов выполняется в виде шпонок из асфальтной мастики.
6.4.3 Быки
Быки предназначены для создания водосливных секций, для опоры сегментного рабочего затвора, ремонтного плоского, гидроподъемников сегментного затвора, автодороги и подкрановых путей. Для рабочего сегментного затвора отсутствует паз, но имеется затворные шарниры. Устаивается паз для плоского ремонтного затвора, выдвинутого в верхний бьеф с шириной 1 м. Ранее быки принимались в гидравлических расчетах. Бык разрезной. Форма верховой грани быка выполняется полукруглой. Ширина гребня по быку равна 26,66 м.
Толщина разрезного быка равна 3 м. Пазовый перешеек назначаем равным 0,8 м. Ширина автодороги с пешеходными дорожками, ограждениями равна 4 м.
6.4.4 Устои
Сопрягающий устой длиной 89,39 установлен на месте примыкания правобережной грунтовой плотины и водосливной плотины.
Разделительный устой длиной 126,26 м устанавливается на месте примыкания водосливной плотины и здания ГЭС.
6.4.5 Галереи в теле глухой бетонной плотины
В теле глухой бетонной плотины устраивают продольные и поперечные галереи. Галереи для цементационной завесы и вертикального дренажа принимаются с минимальными размерами, но при этом обеспечивающими транспортирование оборудования и работу бурового, цементационного и другого оборудования. Ширина галереи – 3 м, высота – 4 м.
Также в теле плотины устроена смотровая галерея с шириной 2 м, высотой 2,5 м.
6.5 Конструирование элементов подземного контура плотины
6.5.1 Цементационная завеса
Цементационная завеса необходима для ограничения фильтрационного давления на плотину. Их применяют на скальном основании.
Толщина противофильтрационной завесы должна быть:
∆????3 ∙???????? 18,78∙1,15
????з = = = 1,44 м, (6.49)
???? кр.???? 15
где γn = 1,15-коэффициент надежности по ответственности, принимается в зависимости от класса сооружения;
∆????3 – потери напора на завесе;
????кр.???? – критический градиент напора на завесе, для скальных грунтов-15.
В СП [25, таблица 5, рисунок 7] определяем фильтрационный напор на завесе (для III класса при основном сочетании нагрузок отношение напора на завесе и максимального напора равной 0,3):
???????????? = 0,3 ∙ ???????????????? = 0,3 ∙ 26,84 = 8,05 м, (6.50)
где Hmax – расчетный напор равный:
???????????????? = ∇НПУ − ∇УНБ ????ВХК = 200 − 173,16 = 26,84 м. (6.51)
Потери напора на завесе:
∆????з = ???????????????? − ???????????? = 26,84 − 8,05 = 18,78 м. (6.52)
Расстояние от напорной грани до оси цементационной завесы назначают в пределах:
????з = 0,05 ÷ 0,1 ∙ ???????? = 0,05 ÷ 0,1 ∙ 26,7 = 1,34 ÷ 2,67 м. (6.53)
Принимаем lз=2,56 м.
Глубина цементационной завесы принимаем равной:
ℎ з = 0,5 ÷ 0,8 ∙ ???????? = 0,5 ÷ 0,8 ∙ 26,84 = 13,42 ÷ 21,47 м. (6.54)
Принимаем hз=13,42 м.
6.5.2 Дренажные устройства
Дренажное устанавливается после цементационной завесы для ограничения фильтрационного давления на плотину.
Рассчитаем фильтрационный напор на дренажном устройстве:
В СП [25, таблица 5, рисунок 7] определяем напор на дренаже (для III класса при основном сочетании нагрузок отношение напора на дренаже и максимального напора равной 0,05):
???????????? = 0,05 ∙ ???????????????? = 0,05 ∙ 26,84 = 1,34 м (6.55)
Дренаж в основании выполняется в виде вертикальных скважин диаметром 300 мм с шагом 2 м. Отвод фильтрационной воды осуществляется насосами. Глубина скважин принимается в пределах:
ℎдр = 0,5 ÷ 0,7 ∙ ℎз = 0,5 ÷ 0,7 ∙ 13,42 = 6,71 ÷ 9,39 м (6.56)
Принимаем hдр=8,05 м.
6.6 Конструирование элементов нижнего бьефа
Для конструирования нижнего бьефа будем использовать только рисберму.
Рисберма – участок за водобоем, предназначенный для успокоения рассеивания потока. Устанавливается после плиты водобоя в два ряда. Выполняется креплением прямоугольных бетонных плит с длиной 5 м, шириной 15 м.
6.7 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины
6.7.1 Определение основных нагрузок на плотину
Определение основных нагрузок на плотину ведется по основному расчетному случаю – нормальный расчетный случай при НПУ в верхнем бьефе и минимальном уровне нижнего бьефа (при пропуске минимального расхода по ВХК).
При сборе нагрузок водосливной плотины, нагрузки собирают на 1 погонный метр длины плотины.
1) Вес сооружения и затворов:
Вес 1 п.м. водосливной части плотины определяют по формуле:
????пл ∙???? б ∙???? 290,67∙24∙8
????пл = = = 4439,32 кН м, (6.57)
????+???? б 8+3
где ????пл – площадь поперечного сечения плотины;
γб – удельный вес бетона.
Площадь поперечного сечения плотины, ее точка приложения равнодействующей силы веса плотины определяется с помощью программы КОМПАС.
Вес быка:
????б ∙???? б ∙???? б 783∙24∙3
????Б = = = 2349,72 кН м. (6.58)
????+???? б 8+3
где ????б – площадь поперечного сечения быка Площадь обшивки сегментного затвора:
???? = ∇ФПУ − ∇ГВ + 0,5 ∙ ???? = 201 − 196 + 0,5 ∙ 20 = 110 м2 . (6.59)
Собственный вес сегментного затвора в первом приближении может быть определен по формуле А.Р. Березинского [34]:
4 4
????з = 1,5 ∙ ???? ???? = 1,5 ∙ 110 ∙ 110 = 534,36 кН. (6.60)
Вес сегментного затвора на 1 п.м длины секции:
????з 534,36
????сз = = = 23,2 кН м. (6.61)
????+???? б 20+3
2) Сила гидростатического давления воды:
Горизонтальная составляющая силы гидростатического давления воды:
со стороны верхнего бьефа:
???????? ∙ℎ 12 10∙30,62
????в = = = 4681,80 кН, (6.62)
2 2
где ℎ1 = ∇НПУ − ∇ПОД = 200 − 169,4 = 30,6 м.
со стороны нижнего бьефа:
???????? ∙ℎ 22 10∙3,76 2
????н = = = 70,85 кН, (6.63)
2 2
где ℎ2 = ∇УНБ ????ВХК − ∇ПОД = 173,16 − 169,4 = 3,76 м. Вертикальная составляющая силы гидростатического давления воды:
со стороны верхнего бьефа:
в
????н = ???????? ∙ ????эп = 10 ∙ 149,79 = 1497,9 кН, (6.64)
в где ????эп – площадь поперечного сечения пригруза воды в верхнем бьефе.
со стороны нижнего бьефа:
н
????н = ???????? ∙ ????эп = 10 ∙ 4,04 = 40,4 кН, (6.65)
н где ????эп – площадь поперечного сечения пригруза воды в нижнем бьефе.
3) Равнодействующая взвешивающего давления:
Эпюра взвешивающего давления при плоской подошве представляет собой прямоугольник с высотой равной давлению столба воды от уровня нижнего бьефа до подошвы:
????взв = ???????? ∙ ℎ1 = ???????? ∙ ∇УНБ ????ВХК − ∇ПОД = 10 ∙ 173,16 − 169,4 = = 37,64 кПа. (6.66)
Силу взвешенного давления определяют по формуле:
????взв = ????взв ∙ ???????? = 122,98 ∙ 10 = 818,6 кН, (6.67)
где ????взв – площадь эпюры взвешенного давления для рассматриваемого расчетного случая.
4) Сила фильтрационного давления:
Эпюра фильтрационного давления для скальных оснований построена с указаниями СП [25].
Сила фильтрационного давления на плотину:
????ф = ????ф ∙ ???????? = 134,75 ∙ 10 = 1347,5 кН, (6.68)
где ????ф – площадь эпюры фильтрационного давления, действующего на плотину.
5) Давление грунта:
Давление наносов на вертикальную грань можно определить по формуле:
????н 22
????н = ????н ∙ ℎн ∙ ????????2 45 − = 11 ∙ 1 ∙ ????????2 45 − = 5 кПа, (6.69)
2 2
где γн – удельный вес наносов во взвешенном состоянии; hн – толщина слоя наносов; φн – угол внутреннего трения наносов. Равнодействующая сила давления наносов:
= 2,5 кН м.
???? н ∙ℎ н 5∙1
????н = = (6.70)
2 2
Боковое давление грунта, пригруженный слоем наносов:
′ ???? гр 37
????гр = ????н ∙ ℎн ∙ ????????2 45 − = 11 ∙ 1 ∙ ????????2 45 − = 2,73 кПа, (6.71)
2 2
где φгр – угол внутреннего трения грунта, пригруженного наносами.
В точке на нижней границе слоя грунта толщиной hгр, где действуют и вес наносов, и вес грунта, давление равняется:
′′ взв ???? гр
????гр = ????н ∙ ℎн + ????гр ℎгр ∙ ????????2 45 − =
37
= 11 ∙ 1 + 13,3 ∙ 3 ∙ ????????2 45 − = 12,65 кПа. (6.72)
Удельный вес взвешенного грунта γвзвгр равняется:
????грвзв = ????гр − 1 − ????0 ∙ ???????? = 19,5 − 1 − 0,38 ∙ 10 = 13,3 кН , (6.73)
м3
где ????гр – удельный вес сухого грунта;
????0 – пористость сухого грунта.
Численное значение равнодействующей силы активного давления грунта на п.м. длины плотины соответствует площади эпюры активного действия грунта:
????ав = ????ав = 18,68 кН м. (6.74)
6) Волновое давление:
Равнодействующая сила волнового давления при основном расчетном случае может быть определена по формуле А.Л. Можевитинова:
???? ℎ0 3,18 0,06
????волн = 0,5 ∙ ???????? ∙ ℎ1% ∙ + = 0,5 ∙ 10 ∙ 0,25 ∙ + =
???? 2 ???? 2 = 1,29 кН, (6.75)
где
????∙ℎ 1% ????∙0,25 2
ℎ0 = = = 0,06 м. (6.76)
???? 3,18
Линия действия равнодействующей силы волнового давления находится ниже отметки НПУ на величину:
???? 3 3,18 3
???????? = − ∙ ℎ1% = − ∙ 0,25 = 0,41 м. (6.77)
2???? 8 2???? 8
6.7.2 Оценка прочности плотины
Оценка общей прочности плотины проводится в сечении на уровне подошвы плотины.
Для удобства расчета составим таблицу, в которую можно занести все нагрузки, умноженные на коэффициент надежности по нагрузкам γ f для каждой нагрузки соответственно. Результаты расчета представлены в таблице 6.3:
Таблица 6.3 – Сбор нагрузок
Основной случай Номер Обозначение Направление
γf Момент, позиции силы силы Сила, кН Плечо, м
кН∙м 1 2 3 4 5 6 7 1 Tв 1 → 4681,80 10,2 47754,4 2 Tн 1 ← 70,85 1,39 -98,5 3 Gб 0,95 ↓ 662,96 7,9 -5237,3 4 Gпл 0,95 ↓ 5945,65 3,85 -22890,7 5 Wвзв 1 ↑ 1229,80 0 0,0 6 Wф 1 ↑ 1347,50 10,01 13488,5 7 Eн 1,2 → 3,00 3,34 10,0 8 Eав 1,2 → 22,416 1,22 27,3 9 Wволн 1 → 1,29 30,2 38,8 10 qсз 0,9 ↓ 20,91 7,97 -166,6 11 Wн 1 ↓ 40,40 12,81 517,52 12 Wв 1 ↓ 1497,90 13,95 -20895,71 13 Wнан 1 ↓ 55,00 14,36 -789,80
N 5645,52 ΣM 11757,9
Расчет краевых напряжений в горизонтальных сечениях плотины (при расчете на 1 п.м.) выполняют по формулам:
для верховой грани:
???? 6∙ ???? 5645,52 6∙11757 ,9
???????????? = − + =− + = −110,31 кПа; (6.78)
???????? ????????2 29,5 29,52
???????????? = ???????????? ∙ ????????2 − ???????? ∙ ???????????? ∙ 1 − ????????2 = −110,31 ∙ 02 − 10 ∙ 30,6 ∙ ∙ 1 − 02 = −306 кПа; (6.79)
????
???????????? = ???????? ∙ ???????????? + ???????????? ∙ ???????? = 10 ∙ 30,6 − 110,31 ∙ 0 = 0 кПа; (6.80)
????1???? = ???????????? ∙ 1 + ????????2 + ???????? ∙ ???????????? ∙ ????????2 = −110,31 ∙ 1 + 02 + 10 ∙ 30,6 ∙∙ 02 = −110,31 кПа; (6.81)
????3???? = −???????? ∙ ???????????? = −10 ∙ 30,6 = −306 кПа; (6.82)
1+???? ????2 1−???? ????2
???????????? = ???????????? ????????????2 ???? − ???? + 1 + ???????? ∙ ???????????? ∙ ????????????2 ???? − ???? − =
2 1+???? ????2 1+02 1−02 = ∙ −110,31 ∙ ????????????2 0 − 0 + 1 + 10 ∙ 30,6 ∙ ????????????2 0 − 0 − = 2 1+02 = −110,31 кПа; (6.83)
для низовой грани:
???? 6∙ ???? 5645 ,52 6∙11757 ,9
???????????? = − − =− − = −272,44 кПа; (6.84)
???????? ????????2 29,5 29,52
???????????? = ???????????? ∙ ????????2 − ???????? ∙ ???????????? ∙ 1 − ????????2 = −272,44 ∙ 0,842 − 10 ∙ 3,76 ∙ ∙ 1 − 0,842 = −266,45 кПа; (6.85)
????
???????????? = − ???????? ∙ ???????????? + ???????????? ∙ ???????? = − 10 ∙ 3,76 − 272,44 ∙ 0,84 = = 197,26 кПа; (6.86)
????1???? = −???????? ∙ ???????????? = −10 ∙ 3,76 = −37,6 кПа; (6.87)
????3???? = ???????????? ∙ 1 + ????????2 + ???????? ∙ ???????????? ∙ ????????2 = −306,02 ∙ 1 + 0,812 + 10 ∙ 3,76 ∙ ∙ 0,812 = −438,14 кПа, (6.88)
где ???????????? , ???????????? , ???????????? , ???????????? – нормальные напряжения по горизонтальным и вертикальным площадкам, соответственно, у верховой и низовой граней;
???? ????
???????????? , ???????????? – касательные напряжения по горизонтальным и вертикальным площадкам, соответственно, у верховой и низовой граней;
????1???? , ????3???? , ????1???? , ????3???? – главные напряжения, соответственно, у верховой и низовой граней плотины;
???????????? – нормальные напряжения на площадках контактного сечения у верхней грани;
???? – нормальная сила, равная сумме проекции на нормаль к расчетному сечению всех сил, действующих на плотину выше расчетного сечения;
???? – сумма моментов всех сил, приложенных к плотине, относительно середины расчетного сечения;
???????? – ширина подошвы;
???????? , ???????? – заложение верховой и низовой грани на уровне расчетного сечения;
???????????? , ???????????? – напор над расчетным сечением со стороны верхнего и нижнего бьефа;
???? – угол между плоскостью подошвы и горизонталью;
???? – угол между плоскостью верховой грани и вертикалью;
Полученные напряжения сведем в таблицу 6.4:
Таблица 6.4 – Краевые напряжения в горизонтальном сечении плотины
Напорная грань Низовая грань
основное сочетание нагрузок напряжение кПа напряжение кПа
???????????? -110,31 ???????????? -272,44
???????????? -306 ???????????? -266,45
???? ????
???????????? 0 ???????????? 197,26
????1???? -110,31 ????1???? -37,6
????3???? -306 ????3???? -438,14
???????????? -110,31
6.7.3 Критерии прочности плотины и ее основания
После вычисления напряжений для основного сочетания нагрузок необходимо проверить выполнение следующих условий:
1) Во всех точках плотины:
???????? ∙ ???????????? ∙ ????3 ≤ ???????? ∙ ???????? , (6.89)
где ???????? – расчетное сопротивление бетона сжатию (марка бетона В5); ???????????? – коэффициент сочетания нагрузок; ???????? – коэффициент условия работы.
1,15 ∙ 1 ∙ −438,14 ≤ 0,95 ∙ 2800;
530,38 кПа ≤ 2600 кПа.
2) На верховой грани плотины не должно быть растягивающих напряжений:
???????????? < 0; (6.90)
−110,31 кПа<0 кПа.
3) В зоне верховой грани плотины:
???????????? ≥ 0,25 ∙ ???????? ∙ ???????????? ; (6.91)
−110,31 ≥ 0,25 ∙ 10 ∙ 30,6;
−110,31 кПа ≥ 76,5 кПа.
4) В контактном сечении:
???????????? ≤ 0; (6.92)
−110,31 кПа ≤ 0 кПа.
5) Под всей плотиной:
???????????????????? ≤ ???????? , (6.93)
где Rc – предел прочности на одноосное сжатие для скального основания [29, табл.5]
−272,44 кПа ≤ 50000 кПа.
6.7.4 Обоснование устойчивости плотины
Расчет устойчивости водосливной плотины на скальном основании следует проводить по схеме плоского сдвига для поверхностей сдвига проходящих по контакту бетон-скала и в массиве основания частично по трещинам, частично по монолиту:
????∙????????
≥ ???????? ; (6.94)
????∙???? ????????
где R – расчетное значение обобщенной несущей способности (силы сопротивляющейся сдвигу):
???? = ????пл + ????б + ????сз − ????ф − ????взв + ????н + ????в + ????нан ∙ ???????????? + ???? ∙ ???? = = 5945,65 + 662,96 + 20,91 − 1347,5 − 1229,8 + 40,4 + 1497,9 + 55 ∙ ∙ 0,7 + 75 ∙ 29,5 = 6164,4 кН м, (6.95)
где с – сцепление скального грунта, кПа;
ω – горизонтальная проекция площади подошвы плотины, при расчете на 1 п.м (Bn∙1 п.м);
F – сдвигающая сила:
???? = ????в − ????н + ????волн + ????н + ????ав = 4681,8 − 70,85 + 1,29 + 3 + 22,42 = = 4637,7 кН м. (6.96)
6164 ,4∙0,95
≥ 1,15;
4637 ,7∙1
1,26 ≥ 1,15.
В результате расчетов было выявлено, что водосливная плотина отвечает требованиям прочности и надежности, а также является экономичной.
6.8 Проектирование грунтовой плотины
Определяем вид грунтов для возведения грунтовой плотины, расстояние от створа до карьеров, где будет добываться грунт для укладки.
Грунтовая плотина является земляной насыпной, т.к. на западе в 3 км от створа будет сооружен карьер по добыче глинистых и песочных материалов. А также будет использован выемной грунт, который вынимают из под подошвы. Отсыпка происходит в воду.
По грунтовой плотине будет проходить автодорога, поэтому ширина гребня грунтовой плотины равна 5 м. Длина грунтовой плотины по гребню 381 м.
Коэффициент откоса верховой и низовой граней принят ранее и равен 2. Верховой откос будет крепиться железобетонными плитами.
7 Мероприятия по охране труда, пожарной безопасности, по охране окружающей среды
7.1 Мероприятия по охране труда
Проектирование, строительство, реконструкция, ремонт и организация эксплуатации гидротехнических сооружений и гидромеханического оборудования энергоснабжающих организаций, территория и акватория, где они размещаются, а также основное и вспомогательное оборудование, средства механизации и автоматизации должны соответствовать действующим государственным и отраслевым нормативным и правовым актам.
Отступления от требований вышеперечисленных правил как при обслуживании действующего, так и вновь вводимого или реконструируемого оборудования не допускаются, за исключением введения новых нормативных актов по охране труда.
Основными задачами в области охраны труда являются создание безопасных условий труда, обучение персонала безопасным приемам работ, приемам оказания первой помощи при несчастных случаях, выявление и устранение причин производственного травматизма, повышение культуры производства, разработка и осуществление организационно-технических и санитарно-гигиенических мероприятий по предупреждению и снижению производственного травматизма и заболеваемости.
На ГЭС организацию работы по технике безопасности, охране труда должен осуществлять руководитель организации, руководители подразделений и производственных участков, которые обязаны обеспечить проведение организационных и технических мероприятий по созданию безопасных условий труда, инструктаж и обучение персонала безопасным методам работы и контроль выполнения правил техники безопасности.
Приказом руководителя ГЭС должно быть назначено лицо, ответственное за организацию практической работы и осуществляющие внутренний надзор за состоянием охраны труда и техники безопасности.
Надзор за соблюдением правил по охране труда, технике безопасности персоналом гидроэлектростанций осуществляют: служба охраны труда и производственного контроля, а также органы государственной власти, уполномоченные в соответствующих областях деятельности.
Расследование несчастных случаев на гидроэлектростанциях производится в соответствии с действующим положением о расследовании и учете несчастных случаев на производстве.
На ГЭС должен быть организован кабинет по охране труда, являющийся организационным и учебно-методическим центром по работе с персоналом.
При эксплуатации электроустановок ГЭС персонал и другие лица, занятые техническим обслуживанием электроустановок, проводящих в них оперативные переключения, организующих и выполняющих строительные, монтажные, наладочные, ремонтные работы, испытания и измерения, обязаны выполнять требования норм законодательства, действующих введенных уполномоченными органами государственной власти «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок», стандартов организации (инструкций) ГЭС.
Каждый работник станции должен быть обучен безопасным методам выполнения работ, в том числе при проведении огневых работ, пройти проверку знаний и иметь соответствующую данной работе группу по электробезопасности.
Электроустановки гидроэлектростанций должны находиться в технически исправном состоянии, обеспечивающем безопасные условия труда. Рабочие места должны быть укомплектованы испытанными, готовыми к использованию защитными средствами, а также средствами оказания первой медицинской помощи.
Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ в электроустановках гидроэлектростанций, являются:
оформление наряда, распоряжения или перечня работ, выполняемых в порядке текущей эксплуатации;
выдача разрешения на подготовку рабочего места и на допуск к работе;
допуск к работе;
надзор во время работы;
оформление перерыва в работе, перевода на другое место, окончания работы.
При выполнении работ по эксплуатационному обслуживанию, ремонту, наладке и испытаниям гидротурбинного оборудования, электрического оборудования, механического оборудования ГТС должны выполняться требования действующих общих правил безопасности для этой области деятельности, стандартов организации (инструкций) гидроэлектростанций.
В техническую документацию по эксплуатации и техническому обслуживанию основного гидротурбинного оборудования и механической части гидрогенераторов, включая вспомогательное оборудование, гидротехнических сооружений, механизмов затворов гидротехнических сооружений, по расчистке водных объектов и сооружений от сора, по пропуску половодных и паводковых расходов воды через сооружения, по опорожнению и наполнению водохранилища и бьефа, по расчистке водохранилищ от наносов, на всех объектах ГЭС, выполняемых в зимний период, на объектах ГЭС, выполняемых под водой (водолазные работы); по обслуживанию иных объектов ГЭС, должны быть включены требования по безопасной организации работ и охране труда.
На ГЭС должны быть разработаны и доведены до сведения всего персонала безопасные маршруты следования по территории к месту работы, оперативные планы пожаротушения и эвакуации людей на случай пожара или аварийной ситуации.
7.2 Пожарная безопасность
7.2.1 Общие требования к пожарной безопасности
ГЭС должны быть оборудованы системой пожарной безопасности, направленной на предотвращение воздействия на людей опасных факторов пожара.
Требования к пожарной безопасности в Российской Федерации изложены в правилах пожарной безопасности, утверждены РАО «ЕЭС России». В соответствии с действующим законодательством ответственность за противопожарное состояние ГЭС возлагается на руководителя ГЭС.
Руководитель ГЭС обязан:
организовать изучение и выполнение правил пожарной безопасности всеми работниками гидроэлектростанций;
обеспечить разработку и выполнение мероприятий, направленных на повышение пожарной безопасности;
установить противопожарный режим на территории, в производственных, административных и вспомогательных помещениях, соответствующий их пожарной опасности;
установить порядок регулярной проверки состояния пожарной безопасности ГЭС.
назначить ответственных лиц за пожарную безопасность по каждому производственному участку и помещению;
о каждом пожаре сообщать в местные органы пожарной безопасности, назначать комиссию для установления причин пожара и разработки противопожарных мероприятий и т.д.
Ответственность за пожарную безопасность отдельных производственных и вспомогательных помещений (сооружений) и размещенных в них оборудования и устройств возлагается на руководителей структурных подразделений или на специально назначенных должностных лиц.
Руководители структурных подразделений ответственные за пожарную безопасность, обязаны:
обеспечить на своих участках соблюдение установленного противопожарного режима и выполнение мероприятий, повышающих пожарную безопасность;
обеспечить исправность технологического оборудования, немедленно принимать меры к устранению неисправностей, которые могут привести к пожару;
организовать пожарно-техническую подготовку подчиненного персонала и требовать от него соблюдения противопожарного режима и выполнения установленных требований пожарной безопасности;
обеспечить контроль за выполнением требований пожарной безопасности при проведении ремонтных работ персоналом подразделений и подрядными организациями;
установить порядок и ответственность за содержание в исправном состоянии и постоянной готовности к действию имеющихся на участке средств обнаружения и тушения пожара.
В обязанности оперативного персонала входит: при возникновении пожара принять меры к немедленному вызову пожарных подразделений, известить руководство гидроэлектростанции, обесточить электрооборудование в зоне пожара, выдать письменный допуск для тушения пожара, организовать его тушение и эвакуацию персонала (при необходимости), а также восстановление нормального режима работы оборудования и т.д.
Каждый работающий на ГЭС обязан знать и соблюдать установленные требования пожарной безопасности на рабочем месте, в других помещениях и на территории. При возникновении пожара немедленно сообщить вышестоящему руководителю или оперативному персоналу о месте пожара, принять возможные меры к спасению людей, имущества и приступить к ликвидации пожара имеющимися средствами пожаротушения с соблюдением мер безопасности.
Все работники ГЭС должны проходить подготовку по пожарной безопасности. Подготовка работников включает в себя:
вводный инструктаж по пожарной безопасности;
регулярные инструктажи (первичный, периодические, внеплановые и целевые), по вопросам пожарной безопасности;
специальная подготовка;
проведение противопожарных тренировок;
повышение знаний по противопожарной защите в учебных центрах;
изучение и проверка знаний правил пожарной безопасности и т.д.
Персонал ГЭС несет ответственность за обеспечение пожарной безопасности. Лица, виновные в нарушении правил пожарной безопасности несут дисциплинарную, административную или уголовную ответственность в соответствии с действующим законодательством.
7.2.2 Пожарная безопасность в кабельных помещениях
1) К кабельному хозяйству энергетических предприятий относятся все кабельные сооружения (этажи, тоннели, шахты, каналы, галереи, эстакады), а также кабельные линии, закрытые в специальные металлические короба или открыто проложенные по специальным кабельным конструкциям.
Приказом руководителя предприятия кабельное хозяйство целиком или по участкам должно быть закреплено за соответствующими цехами для обеспечения надежной эксплуатации кабельных линий и проведения необходимых строительно-монтажных, ремонтных работ и противопожарных мероприятий.
2) Все кабельные сооружения должны регулярно осматриваться по графику, утвержденному начальником соответствующего цеха.
При обнаружении нарушений мест уплотнения кабельных линий, проходящих через перегородки, перекрытия, другие строительные конструкции, немедленно должны приниматься меры к их восстановлению.
3) Кабельные сооружения должны содержаться в чистоте. Запрещается устройство каких-либо кладовых, мастерских, а также хранение материалов и оборудования, в том числе неиспользованных кабельных изделий.
4) При обнаружении попадания в кабельные сооружения воды и пара, масла, мазута или других горючих жидкостей (а также их водных эмульсий) немедленно должны приниматься меры по предотвращению их поступления.
5) Все кабельные помещения относятся к помещениям, не обслуживаемым постоянно персоналом, поэтому они должны быть закрыты.
Запрещается допуск лиц для обслуживания кабельных сооружений или работы в них без согласования с начальником смены электростанции.
6) В кабельных сооружениях не реже, чем через 50 м должны быть установлены указатели ближайшего выхода.
На дверях секционных перегородок должны быть нанесены указатели (схема) движения до ближайшего выхода. У выходных люков из кабельных сооружений должны быть установлены лестницы так, чтобы они не мешали проходу по тоннелю.
7) Автоматические установки пожаротушения кабельных сооружений должны эксплуатироваться на основании требований Правил пожарной безопасности для энергетических предприятий.
Ремонт автоматических стационарных установок пожаротушения кабельных сооружений должен проводиться в кратчайшие сроки.
8) Гидроизоляция и дренажные устройства кабельных сооружений, обеспечивающие отвод или автоматическую откачку воды, должны быть в исправном и работоспособном состоянии.
9) При эксплуатации кабельных линий не допускается перегрев их выше допустимых норм от оборудования и источников нагрева.
10) В помещениях АСУ ТП, щитов управления и других с паркетными полами деревянные щиты должны снизу защищаться асбестом и обиваться жестью или другим огнезащитным материалом. Съемные несгораемые плиты и цельные щиты должны иметь приспособления для быстрого их подъема вручную.
7.3 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в зоне влияния Хантынтайского гидроузла
7.3.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период строительства
При строительстве Хантынтайского ГУ выполняются следующие виды работ:
выемка грунта и складирование его в полезную насыпь;
отсыпка перемычек;
подготовка площадки к строительству и её обустройство;
расчистка и планировка территории;
создание карьеров для выемки грунта для сооружения грунтовой плотины;
возведение и последующий демонтаж временных зданий и сооружений;
строительство основных сооружений;
строительство посёлка для строителей и эксплуатирующего персонала.
В период строительства предусмотрены мероприятия по подготовке ложа водохранилища, а также мероприятия по минимизации воздействия на окружающую среду непосредственно от строительства. В этот период нарушается естественный ландшафт местности, возможно загрязнение воды сточными водами строительного посёлка, а также созданное водохранилище приводит к климатическим изменениям. После заполнения водохранилища в нём появляется много разложившейся растительности. Гниение растительности и других органических веществ может привести к выделению большого количества парниковых газов – метана и двуокиси углерода, а также загрязняющих веществ, таких как фенол. Также при строительстве Хантынтайского ГУ существуют выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, неизбежны строительные отходы, которые должны быть утилизированы соответствующим образом.
7.3.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища
Основные требования к проектированию, строительству и эксплуатации водохранилищ регламентируются СП от 01.07.1985 № 3907-85 «Санитарные правила проектирования, строительства и эксплуатации водохранилищ», в соответствии с которыми:
1. Разрабатываемые предпроектные материалы, проекты строительства и реконструкции водохранилищ подлежат обязательному согласованию с органами государственного санитарного надзора;
2. Мероприятия по подготовке ложа водохранилища и санитарные попуски составляются с учётом необходимых инженерных изысканий, расчётов, вариантных проработок в ТЭО, в проектах строительства водохранилищ;
3. Работы по санитарной подготовке ложа водохранилища должны быть закончены не позднее, чем за один весенне-летний сезон до начала заполнения водохранилища;
7.3.3 Отходы, образующиеся при строительстве
В период строительства будет выполняться большой объём строительномонтажных работ, следовательно, будет образовываться большое количество отходов, в том числе:
1. Лом бетонных изделий, отходы бетона в кусковой форме (код отходов по ФККО – 2014 г. 82220101215 (ред. от 16.08.2016)):
????∙???? 99822∙1,8
????= ∙???? = ∙ 2,5 = 44920 т, (7.1)
100 100
где ???? — объём бетонных работ;
???? — удельный норматив образования;
???? — плотность бетона.
2. Лом и отходы, содержащие незагрязненные черные металлы в виде изделий, кусков, несортированные (код отходов по ФККО – 2014 г. 46101001205 (ред. от 16.08.2016)):
????∙???? 110∙1,0
????= ∙???? = ∙ 2,0 = 2,2 т, (7.2)
100 100
где ???? – количество арматуры; ???? — удельный норматив образования; ???? – удельный вес арматуры.
Таким образом, в результате строительства будет образовано 44920 тонны лома бетонных изделий (отходы бетона в кусковой форме), 2,2 тонн отходов чёрных металлов в виде изделий, кусков. Отходы бетона должны быть вывезены на захоронение на специализированный полигон. Отходы чёрного металла должны быть переданы специализированной организации, имеющей лицензию на заготовку лома чёрных металлов в целях дальнейшей переплавки, так как чёрный металл является вторичным ресурсом.
7.3.4 Мероприятия по охране атмосферного воздуха
Для снижения загрязнения атмосферного воздуха в период строительства предусматриваются следующие организационно-технические и технологические мероприятия:
укрытие сыпучих грузов во избежание сдувания и потерь при транспортировке;
использование только исправного автотранспорта и строительной техники с допустимыми показателями содержания загрязняющих веществ в отработанных газах;
использование современного оборудования с улучшенными показателями эмиссии загрязняющих веществ в атмосферу;
обеспечение надлежащего технического обслуживания и использования строительной техники и автотранспорта;
запрет на сверхнормативную работу двигателей автомобилей и строительной техники в режиме холостого хода в пределах стоянки на строительных площадках и объектах;
использование технологических фильтров, пылеулавливающих устройств и гидрообеспылевания на оборудовании обогатительного и бетонного хозяйства.
7.3.5 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на состояние водных ресурсов
Площадь затопления территории для создания водохранилища равна 34,7 км , в том числе 100 га лесопокрытой площади. На территории затопления отсутствуют населенные пункты и важные экономические производственные социально-культурные объекты.
В комплекс мероприятий санитарной подготовки территории входит:
мониторинг водоохранных зон;
очистка от древесной и кустарниковой растительности.
Санитарная очистка проводится на всей территории, подлежащей постоянному или временному затоплению, подтоплению и берегообрушению.
Для компенсации ущерба, приносимого затоплением и подтоплением, необходимо провести следующие мероприятия по возмещению ущерба уничтожения нерестилищ рыб и численности диких животных и птиц.
7.3.6 Водоохранная зона
В соответствии с постановлением Правительства РФ от 21.11.2007 года № 800 и во исполнение требований Водного кодекса № 74-ФЗ от 03.06.2006 (изм. 31.10.2016 г.) вокруг водохранилища должна быть установлена Водоохранная зона со специальным режимом хозяйственной деятельности.
В проекте обосновывается граница водоохраной зоны и прибрежной защитной полосы, также определяются комплекс лесохозяйственных, противоэрозионных и других водоохранно-защитных мероприятий.
В соответствии с постановлением Правительства РФ от 21.11.2007 года № 800 в водоохраной зоне запрещается:
строительство новых и расширение действующих предприятий и объектов, прямо или косвенно влиящих на санитарно-техническое состояние водохранилища и прилегающих к нему земель;
размещение животноводческих ферм, птицефабрик, использование в качестве удобрений, не обезвреженных навозосодержащих сточных вод;
размещение мест захоронения бытовых и промышленных отходов, скотомогильников, а также других объектов, отрицательно влияющих на качество вод;
применение авиаопыления лесных угодий ядохимикатами, на которые не установлены предельно-допустимые концентрации (ПДК);
разрушение грунтового растительного покрова в пределах береговых уступов и пляжей водохранилища, склонов рек, оврагов, уступов и крутых участков склонов террас и других форм рельефа.
В пределах прибрежной защитной полосы дополнительно к ограничениям, установленным в водоохраной зоне запрещается:
распашка земель;
складирование отвалов размываемых грунтов;
движение автомобилей и тракторов, кроме автомобилей специального назначения.
7.3.7 Водоохранные мероприятия по гидроэлектростанции
В процессе эксплуатации оборудования ГЭС для обеспечения его нормальной работы требуется применение турбинного, трансформаторного, гидравлического, индустриального и компрессорного масел, что может привести к поступлению химических веществ в воду рек ниже плотины. Кроме этого, для обеспечения собственных нужд ГЭС требуется потребление определённого объёма воды. При проектировании электрических станций и сетей должна быть предусмотрена утилизация замасленных сточных вод, отработанных масел, реагентов и материалов.
К категории производственных стоков, не требующих очистки, отнесены воды, идущие на охлаждение оборудования (трансформаторы, подшипники), и сточные воды от пожаротушения кабельных помещений. Эти воды не загрязняются в процессе использования и отводятся в нижний бьеф без очистки.
Для уменьшения эксплуатационных и аварийных выбросов необходимо:
1. Трансформаторы станции оборудовать сливными металлическими резевуарами, которые в аварийной ситуации обеспечат полный сбор масла;
2. Турбины оснастить современными уплотнениями рабочего колеса, предотвращающими попадание масла в воду;
3. Сточные производственные воды перед сбрасыванием очищать и провести контроль сбрасываемого стока на наличие вредных примесей. После этих процедур сбрасывать в водоём;
4. Хозяйственно-бытовые сточные воды перед выпуском в водоём очищать и хлорировать;
5. Твёрдые осадки из отстойников вывозить на свалки или утилизацию.
При эксплуатации ГЭС должно быть обеспечено минимальное отрицательное воздействие на окружающую среду:
регулирование стока должно производиться в соответствии с утверждёнными правилами использования водных ресурсов и правилами эксплуатации водохранилища;
эксплуатация и обслуживание оборудования и производственной территории должны сопровождаться проведением мероприятий по предотвращению попадания загрязнённых вод в подземные воды и в водный объект (водохранилище, нижний бьеф);
при выполнении ремонтов (реконструкции) оборудования и гидротехнических сооружений должны соблюдаться природоохранные требования к производству работ и применяемым материалам.
При эксплуатации ГЭС должны соблюдаться установленные проектов и уточненные в полследующий эксплуатационный период значения нормативов допустимых сбросов (НДС) загрязнённых вод и других загрязняющих веществ исходя из установленных для водного объекта предельно допустимых концентраций (ПДК).
8 Технико-экономические показатели
8.1 Расчет себестоимости электроэнергии
В данной части будет произведен расчёт основных экономических показателей, всех затрат, определение чистой прибыли и определение себестоимости электрической энергии.
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии
Объёмы продаж электроэнергии в годы начала эксплуатации представлены в таблице 8.1.
Таблица 8.1 – Оценка объёмов продаж электроэнергии в годы начала эксплуатации Год 2022 2023 2024 2025 Установленная мощность, МВт 35,25 129,25 141 141 Число часов использования
4 635,00 4635 4635 4635 установленной мощности Выработка электроэнергии, МВт·ч 163383,75 599073,75 653535 653535 Расход электроэнергии на собственные
1 1 1 1 нужды, % Расходы электроэнергии на собственные
1633,84 5990,74 6535,35 6535,35 нужды, МВт·ч Объём реализации электроэнергии,
161749,91 593083,01 646999,65 646999,65 МВт·ч Тариф на электроэнергию, руб./МВт·ч 970 1007 1042 1077 Выручка от реализации электроэнергии,
13,07 49,77 56,18 58,07 млн. руб. НДС к выручки, млн. руб. 1,99 7,59 8,57 8,86
Вывод: тариф на электроэнергию растёт, что влечёт за собой увеличение выручки от реализации электроэнергии. Динамика выручки положительная, что обусловлено ростом тарифов на электроэнергию, согласно Единым сценарным условиям ПАО «РусГидро» 2017-2042 гг.
8.1.2 Текущие расходы на производство электроэнергии
Эксплуатационные расходы представлены в таблице 8.2.
Таблица 8.2 – Эксплуатационные расходы гидроузла
Наименование Ставка Сумма, млн. руб Расходы на оплату труда 255,20 тыс. руб./МВт 35,98 Прочие 27,40 тыс. руб./МВт 3,86 Итого по ГЭС 283,60 тыс. руб./МВт 39,84
Отчисления на ремонт основных производственных фондов определяются исходя из стоимости активов. Удельные значения расходов на ремонт представлены в таблице 8.3.
Таблица 8.3 – Удельные значения расходов на ремонт
Этап проекта Величина, %
1-5 год 0,06
5-9 0,09
10-15 0,14
Свыше 15 0,20
Расходы на услуги регулирующих организаций представлены в таблице 8.4.
Таблица 8.4 – Расходы на услуги регулирующих организаций
Наименование Ставка Сумма, млн. руб. ОАО «СО – ЕЭС» 135,38 тыс. руб./МВт 1,91 НП АТС (администратор
0,001097 тыс. руб./МВт·ч 0,72 торговой системы) ЦФР (центр финансовых
0,000318 тыс. руб./МВт·ч 0,21
расчётов)
Итого 36,169
Налог на воду, в соответствии с налоговым кодексом Российской Федерации для реки Большой Патом, составляет 4,8 рублей за 1 тыс. кВт·ч электроэнергии.
Текущие затраты по гидроузлу с 2019 г. по 2023 г. приведены в таблице 8.5.
Таблица 8.5 – Текущие затраты по гидроузлу
Год реализации проекта
Наименование
2019 2020 2021 2022 2023 Амортизационные отчисления, 19,24 46,81 47,84 47,84 47,84 млн. руб. Расходы на страхование,
-0,49 1,38 4,61 8,04 11,63 млн. руб. Эксплуатационные
9,96 36,53 39,85 39,85 39,85 затраты, млн. руб. Расходы на ремонт производственных фондов, -0,03 0,09 0,29 0,50 1,09 млн. руб. Расходы на услуги регулирующих компаний, 0,71 2,60 2,84 2,84 2,84 млн. руб. Налог на воду, млн. руб. 0,63 2,77 3,14 3,14 3,14 Итого, млн. руб. 30,02 90,17 98,56 102,20 106,38
Величина текущих затрат представлена на рисунке 8.1.
6% 2% 2%
29%
25%
36%
Амортизационные отчисления, млн. руб
Расходы на страхование, млн.руб
Эксплуатационные затраты, млн. руб
Расходы на ремонт производственных фондов, млн.руб
Расходы на услуги регулирующих компании, млн. руб
Налог на воду, млн. руб
Рисунок 8.1 – Структура текущих затрат, %
8.1.3 Налоговые расходы
Учитываем следующие налоги:
НДС – 18 % от добавленной стоимости;
взносы в социальные фонды – 34 % от фонда оплаты труда;
налог на имущество – 2,2 % от среднегодовой стоимости имущества;
налог на прибыль – 20% от налогооблагаемой прибыли;
налог на воду на 1 тыс. кВт·ч – 4,8 руб.
Предполагаемые налоговые расходы с начала реализации проекта представлены в таблице 8.6 и приложении В.
Таблица 8.6 – Налоговые расходы
Год реализации проекта
Наименование
2021 2022 2023 2024 2025 Налог на прибыль,
339,18 356,0 368,38 381,45 393,49 млн. руб. НДС, млн. руб. 341,52 357,69 368,66 380,27 390,93 Взносы в социальные фонды, млн.
16,3 16,3 16,3 16,3 16,3 руб. Налог на имущество,
83,98 90,78 89,85 88,93 88,00 млн. руб. Водный налог, млн. руб. 10,03 10,16 10,16 10,16 10,16 Итого, млн. руб 791,00 830,94 853,36 877,11 898,89
Вывод: основную часть налоговых затрат составляют налог на прибыль и НДС. Данные налоги одни из самых больших для данного проекта, к тому же учитывая дороговизну оборудования ГЭС, данные налоговые затраты оправданы.
8.1.4 Оценка суммы прибыли
Годовая прибыль представлена в таблице 8.7.
Таблица 8.7 – Годовая прибыль в первые года эксплуатации
Год реализации проекта
Наименование
2019 2020 2021 2022 2023 Выручка (нетто), млн. руб. 142,09 540,44 610,74 631,38 650,46 Текущие расходы, млн. руб. 30,05 90,30 98,78 102,52 106,81 EBITDA (Валовая прибыль), млн.
112,03 450,14 511,96 528,86 543,66 руб. Скорректированный налог на
1,87 7,50 8,53 8,81 9,06 прибыль, млн. руб. NOPAT (чистая прибыль), млн.
110,17 442,63 503,42 520,05 534,59 руб. Справочно: Ставка налога на
20,00 20,00 20,00 20,00 20,00 прибыль, %
Динамика чистой прибыли представлена на рисунке 8.2.
NOPAT,
млн.руб
800,00
700,00
600,00
500,00
400,00
300,00
200,00
100,00
0,00
2021 2026 2031 2036 2041 Год
Рисунок 8.2 – График чистой прибыли
Вывод: чистая прибыль возрастает постепенно, по мере ввода в эксплуатацию оборудования ГЭС и роста выработки электроэнергии.
8.2 Удельные показатели строительства
Основные показатели эффективности реализации проекта представлены в таблице 8.8.
Таблица 8.8 – Показатели эффективности реализации проекта Наименование Значение Ставка дисконтирования, % 11,60 Дисконтированный период окупаемости – DPB, мес. 82 Чистый приведённый доход – NPV, млн. руб. 2047,32 Индекс прибыльности – PI, руб. 1,59 Себестоимость эл. энергии, руб./кВт·ч 0,23 Удельные капиталовложения, руб./кВт 20300 Удельные капиталовложения, руб./кВт·ч 2,22
8.3 Экономическая эффективность строительства
Показатели бюджетной эффективности отражают влияние результатов проекта на доходную часть федерального и регионального бюджета. Доходная часть бюджетов различных уровней формируется за счёт налоговых поступлений, величина которых представлена в таблице 8.9.
Таблица 8.9 – Предполагаемые налоговые поступления в федеральный и региональный бюджеты в первые года эксплуатации Наименование 2019 2020 2021 2022 2023 В федеральный бюджет,
40,16 185,70 222,84 230,91 238,42 млн. руб. В региональный бюджет,
8,95 29,23 30,32 29,26 28,21 млн. руб. Итого налоговых
49,11 214,93 253,16 260,17 266,63 поступлений, млн. руб.
Вывод: налоговые поступления увеличиваются из-за повышения выручки от реализации электроэнергии.
8.4 Анализ рисков инвестиционных проектов
Наиболее значимы для проекта рыночные, капитальные и операционные риски. Соответствующие основные параметры финансовой модели к рискам приведены в таблице 8.10.
Таблица 8.10 – Риски и соответствующие параметры финансовой модели
Риск Параметры финансовой модели
Рыночный Объём продаж
Капитальный Капитальные затраты
Операционный Операционные расходы
Основным методом исследования рисков является анализ чувствительности – метод оценки влияния основных параметров финансовой модели на результирующий показатель.
В данном разделе проведён анализ чувствительности величины прогнозного тарифа к изменениям:
а) Ставки налогов;
б) Объёма инвестиций;
в) Цена сбыта.
Пределы изменения рассматриваемых факторов определялись экспертно. На рисунке 8.3 представлен график зависимости суммы PI от изменения ставки налогов.
2,85 PI, %
2,8
2,75
2,7
2,65
2,6
2,55
2,5
2,45
2,4
Ставка
2,35 налогов,
-20% -15% -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% %
Рисунок 8.3 – Изменение PI в зависимости от изменения ставки налогов
Вывод: увеличение ставки налогов приводит к понижению индекса доходности. Налоги растут – доходы проекта уменьшается, деньги идут на оплату налогов.
На рисунке 8.4 представлен график изменения индекса прибыльности (PI) от изменения предела объёма инвестиций.
PI, %
3,2
2,8
2,6
2,4
2,2
2 Объемы
-20% -15% -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% инвестиции,
%
Рисунок 8.4 – Изменение индекса прибыльности (PI) от изменения
предела объёма инвестиций
Вывод: с ростом инвестиций уменьшается собственная прибыль проекта.
На рисунке 8.5 представлен график изменения индекса прибыльности (PI) от изменения цены сбыта.
PI, %
3,2
2,8
2,6
2,4
2,2
2 Цена
-20% -15% -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% сбыта,
%
Рисунок 8.5 – Изменение индекса прибыльности (PI) от изменения цены
сбыта
Вывод: при увеличении цены сбыта электроэнергии, доход проекта растёт, так как растут денежные поступления в проект.
На рисунке 8.6 представлен график изменения индекса прибыльности (PI) от изменения ставки дисконтирования.
PI, %
7,51
6,51
5,51
4,51
3,51
2,51
1,51
0 5 10 15 20 25
Ставка дисконтирования, %
Рисунок 8.6 – Изменение индекса прибыльности (PI) от изменения ставки
дисконтирования
Вывод: с увеличением ставки дисконтирования идёт пересчёт будущих доходов в единую стоимость, соответственно при росте ставки дисконтирования идёт уменьшение прибыли.
9 Система АИИС КУЭ, требования, схемы, датчики, системы сбора, обработки и предоставления данных, отчетов, взаимодействие с СО ЕЭС, НП АТС
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) предназначена для измерения количества электрической энергии и мощности, вырабатываемой станцией и передаваемой в энергосистему по линиям электропередач с привязкой к общему астрономическому времени с заданной точностью показателей, используемых в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ должна выполнять следующие функции:
Измерения количества активной и реактивной мощности с предоставлением данных через каждые 30 минут (30-ти минутные приращения электроэнергии) и нарастающим итогом на начало расчетного периода, которое используется для формирования данных коммерческого отчета;
Формирование данных о состоянии средств измерений («Журнала событий»);
Ведение единого времени при выполнении измерении количества электроэнергии и мощности;
Сбор результатов измерений электрической энергии и данных о состоянии средств и объектов измерении;
Хранение результатов и состояний объектов измерений;
Обработку, формирование отчета и передача результатов измерений, а также показателей данных схем электроснабжения, положении коммутационной аппаратуры, данных о состоянии измерении для коммерческой организации (гидроэлектростанции) и внешним организациям (СО ЕЭС и НП АТС);
Обеспечение по запросу дистанционного доступа к результатам измерений, показателей данных схем электроснабжения, положении коммутационной аппаратуры, данных о состоянии измерении.
АИИС КУЭ включает в себя три уровня:
Уровень информационно-измерительных комплексов (ИИК), который предназначен для измерения активной и реактивной мощности по одному из присоединений («точек учета»);
Уровень информационно-вычислительных комплексов электроустановок (ИВКЭ), который предназначен для сбора и обработки информации в пределах одной электроустановки;
Уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК) предназначен для формирования отчетных документов, хранения и передачи информации;
В состав ИИК входят:
Измерительные трансформаторы тока и напряжения;
Счетчики электрической энергии;
Вторичные измерительные цепи;
Технические средства приема-передачи и каналы связи.
В состав ИВКЭ входят:
Устройства сбора и передачи данных (УСПД);
Технические средства приема-передачи и каналы связи.
В состав ИВК входят:
Сервера баз данных, сбора данных, WEB-сервера с установленным программным обеспечением (ПО);
Автоматизированные рабочие места (АРМ);
Технические средства приема-передачи и каналы связи.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. Функцией СОЕВ является синхронизация по времени всех уровней АИИС КУЭ от источника точного времени при проведении измерений количества электроэнергии и мощности.
9.1 Основные требования к АИИС КУЭ
9.1.1 Основные требования к ИИК
1) Требования к измерительным трансформаторам тока и напряжения:
Классы точности измерительных трансформаторов тока должны быть не хуже 0,5, при реконструкции или модернизации АИИС КУЭ должны устанавливаться трансформаторы тока с классом точности не хуже 0,5S. Класс точности измерительных трансформаторов напряжения должен быть не хуже 0,5;
В измерительных трансформаторах напряжения, в случае их использования в целях коммерческого учета, необходимо обеспечить контроль целостности вторичных цепей трансформатора напряжения;
Не допускается применение промежуточных трансформаторов тока;
Измерительные трансформаторы должны соответствовать согласно ПУЭ классу напряжения, электродинамической, термической стойкости, климатическому исполнению.
2) Требования к счетчикам электроэнергии:
Класс точности не хуже 0,5S по активной электрической энергии;
Подключение по цифровым интерфейсам для автономного считывания результатов измерений и «Журнала событий», удаленного доступа и параметрирования;
Наличие независимой памяти для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом;
Обеспечение защиты от несанкционированного изменения параметров счетчиков;
Предоставление доступа к результатам измерений и «Журнала событий» со стороны ИВКЭ или ИВК.
Среднее время наработки должно составлять не менее 35000 часов, время восстановления не более 3 суток, межпроверочный интервал не менее 8 лет.
9.1.2 Основные требования к ИВКЭ
1) Должен обеспечивать хранение суточных данных от 30-ти минутных приращениях электропотребления по каждому каналу, а также электропотребления за месяц по каждому каналу не менее 45 суток;
2) Подключение резервного источника питания и автоматического переключения на резервный источник питания при пропадании основного источника питания;
3) Компоненты ИВКЭ должны быть защищены от несанкционированного доступа к аппаратной части и программноинформационному обеспечению;
4) Наработка на отказ не менее 35000 часов, время восстановления не более 24 часа.
9.1.3 Основные требования к ИВК
1) Программное обеспечение должно иметь русифицированный интерфейс пользователя;
2) Требования к каналу связи при организации дистанционного доступа к АИИС КУЭ:
На весь период канал связи должен быть готов на 99%;
Время восстановления – не более одного часа за один рабочий день;
Скорость передачи данных – не менее 1 Мбит/с;
3) Обеспечение механической защиты ИВК от несанкционированного доступа;
4) Значение показателей надежности технических средств ИВК:
Коэффициент готовности – не менее 0,99;
Время восстановления – не более 1 часа.
9.2 Разработка схемы АИИС КУЭ для Хантынтайской ГЭС
В ходе бакалаврской работы была разработана схема АИИС КУЭ для Хантынтайской ГЭС. Для этого необходимо:
На главной схеме расставить точки коммерческого учета;
Произвести выбор аппаратуры для ИВК;
Разработать структурную и принципиальную схему АИИС КУЭ для Хантынтайской ГЭС, а также разработать систему питания АИИС КУЭ.
9.2.1 Расстановка точек учета
Для того чтобы расставить точки учета, необходимо разделить элементы главной схемы на элементы коммерческого и технического учета.
К техническому учету относятся учет электрической энергии на собственные нужды станции, на потери в трансформаторах, в воздушных переходах, в ячейках ОРУ и тому подобное.
К коммерческому учету относятся учет электрической энергии в генерации и на отходящих линиях.
Производим расстановку точек учета, а именно:
На Г1-Г4, подключаем к измерительным трансформаторам на главных выводах;
На Л1 и Л2, подключаем и измерительным трансформаторам на отходящих линиях.
Суммарно получилось 6 точек учета.
9.2.2 Выбор аппаратуры для ИВК
АИИС КУЭ Хантынтайской ГЭС будет состоять из двух уровней: ИИК и ИВК.
Первый уровень будет состоять из комбинированного трансформатора тока и напряжения ЦТТН, многофункционального измерительного устройства ESM-SV-220-A2E2-02A и оптоволоконного кабеля, который будет связывать первый уровень со вторым. Класс точности ЦТТН по напряжению 0,2, по току 0,2S.
Передача данных с ЦТТН ведется в соответствии с протоколом IEC 61850-9-2LE. На выходе трансформаторы формируют несколько потоков измерений мгновенных значений силы тока и напряжения с частотой дискретизации 12800 Гц, то есть они отправляют 256 отчетов за период промышленной частоты 50 Гц. Синхронизация электронных блоков с системой точного времени осуществляется по сигналу PTP.
ESM-SV-220-A2E2-02A – многофункциональное измерительное устройство, объединяющее в себе трехфазный многотарифный счетчик ЭЭ, прибор измерения показателя качества ЭЭ и многофункциональный измерительный преобразователь. Это устройство обеспечивает учет активной и реактивной ЭЭ. Встроенная память хранит показания ЭЭ за сутки, месяц, год, а также усредненные значения мощности.
Второй уровень будут связываться по каналу Ethernet. Через коммутаторы будет связь ESM с серверами сбора, времени, баз данных, WEBсерверов и сетью АСУ ТП ХанГЭС. Также обеспечивается возможность выхода с АРМ в локальную сеть по программируемому IP-адресу.
Выбираем 2 типа коммутаторов:
1) MOXA EDS-508A, которые будут установлены в серверной ЦПУ в количестве двух штук;
2) MOXA EDS-505A-MM-SC, который будет установлен в релейном зале ОПУ ОРУ 220 кВ.
Принимаем сервера баз, сбора данных и WEB-сервера типа HP ProLiant DL360, который будет собирать данные и отправлять в организации ОРЭМ:
НП АТС;
Иркутское РДУ.
Принимаем сервер точного времени СТВ-01 для синхронизации всех устройств по времени.
9.2.3 Разработка схемы АИИС КУЭ
Структурная схема АИИС КУЭ Хантынтайской ГЭС представлена на рисунке 9.1.
Рисунок 9.1 – Структурная схема АИИС КУЭ Хантынтайской ГЭС
Информационно-измерительный комплекс (ИВК) располагается в помещении релейного щита центрального пульта управления (ЦПУ) и на релейном щите общестанционного пульта управления (ОПУ) в ОРУ-220. Сервера базы данных, сбора данных, WEB-сервера, точного времени располагаются в серверном помещении, находящемся на ЦПУ.
Принципиальная схема АИИС КУЭ представлена на чертеже «Схема принципиальная АИИС КУЭ Хантынтайской ГЭС».
Питание осуществляется напряжением 220 В переменного тока. Резервным источником питания принимаем инвертор, который преобразует постоянный ток с двух систем шин СОПТ в переменный ток. Принципиальная схема электропитания АИИС КУЭ представлена на чертеже «Схема принципиальная электропитания АИИС КУЭ Хантынтайской ГЭС».
9.3 Системы сбора, обработки и предоставления данных и отчетов
К системам сбора, обработки и предоставления данных и отчетов, как отмечалось ранее, относятся ИВКЭ и ИВК.
Устройство сбора и передачи данных является промышленным контролером и состоит из процессора, оперативной памяти, диска на флешпамяти, модулей ввода аналоговых и дискретных сигналов, энергонезависимых часы, интерфейсов ввода-вывода, встроенных средств управления ГЛОНАСС/GPS приемника точного времени. На рисунке 9.2 представлено устройство сбора и передачи данных типа ЭКОМ-3100 от производителя ProSoft Sistems.
Рисунок 9.2 — Устройство сбора и передачи данных типа ЭКОМ-3100
Сервера баз данных и сбора данных выполняют функцию сбора хранения и отображения информации о генерируемой и отпущенной электроэнергии. Они устанавливаются в один шкаф АИИС КУЭ в серверном помещении.
9.4 Взаимодействие с СО ЕЭС и НП АТС
Участники ОРЭМ между собой, а также участники ОРЭМ и ФСК по смежным сечениям для обеспечения функционирования системы коммерческого учета электроэнергии на ОРЭМ регулируют порядок информационного обмена, процедуру учета, порядок расчета и согласования количества электроэнергии.
К субъектам отношений в сфере КУ относятся:
Коммерческий оператор (НП АТС);
Системный оператор (СО ЕЭС);
Участники ОРЭМ (поставщики электрической энергии).
Поставщики электрической энергии из систем АИИС КУЭ предоставляют коммерческому оператору результаты измерений, полученные с использованием АИИС КУЭ, имеющих Акт о соответствии АИИС КУЭ. Информация предоставляется автоматически или по электронной почте в виде макета 80020 и 80040. Макет – это файл XML-формата, в котором содержится зашифрованная информация о результатах измерений. После проверки правильности результатов измерении, коммерческий оператор отправляет участнику ОРЭМ по электронной почте результаты проверки в виде XMLдокумента.
Поставщики электрической энергии и СО самостоятельно определяют порядок формирования и согласования актов учета оборота генерации. Для этого создается макет 51070 (почасовки) для актов оборота по генерации и внутренней генерации и макет 50080 (почасовки) для интегрального акта учета перетоков.
Порядок взаимодействия между АТС и участниками ОРЭМ. Участник ОРЭМ предоставляет в АТС:
1) До 12 часов рабочего дня, следующего за операционными сутками – Предоставление данных коммерческого учета ЭЭ в электронном виде XMLфайлов в макете 80020;
2) До 5 числа месяца, включительно, следующего за отчетным – Предоставление согласованных актов оборота по генерации, в том числе и внутренней генерации в электронном виде XML-файлов в макете 51070;
3) До 6 числа месяца, включительно, следующего за отчетным – Предоставление согласованных интегральных актов перетоков в электронном виде XML-файлов в макете 51070;
За 3 дня до окончания месяца – АТС направляет участникам ОРЭМ коды и идентификаторы ГТП на следующий месяц (для целей сверки).
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Затеева, Е. Ю. Выбор параметров ГЭС: учебно-методическое пособие к курсовому и дипломному проектированию гидротехнических объектов / А. Ю.Александровский, Е. Ю. Затеева, Б. И. Силаев. – Саяногорск: СШФ КГТУ, 2008. – 114 с.
2. Филиал ОАО «СО ЕЭС» ОДУ СИБИРИ. [Электронный ресурс]// ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» – Режим доступа: http://so-ups.ru/.
3. Использование водной энергии: учебное пособие в задачах и упражнениях. Ч. 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
4. Брызгалов, В.И. Гидроэлектростанции: учебное пособие/ В.И. Брызгалов, Л.А. Гордон. Красноярск: ИПЦ КГТУ. 2002. – 541с.
5. ГОСТ 21.501-2011 СПДС Правила выполнения рабочей документации архитектурных и конструкторских решений. – Введен 01.05.2013. Стандартинформ. 2013. – 45с.
6. ОСТ 108.023.105-84 Турбины гидравлические вертикальные поворотно-лопастные осевые. – Введен 08.05.1984. Ленинград. 1986.–12с.
7. СТО 17330282.27.140.022-2008 Гидроэлектростанции. Условия создания. Нормы и требования. – Введен 30.07.2008. «ЕЭС России». Москва. 2008. – 82 с.
8. СТО РусГидро 01.01.78-2012 Гидроэлектростанции. Нормы технологического проектирования. – Введен 30.07.2012. ОАО «РусГидро». Москва. 2012. – 290с.
9. Щавелев, Д.С. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанции: Справочное пособие: В 2 т./ Под редакцией Ю.С. Васильева, Д.С. Щавелева. – Т.1 Основное оборудование гидроэлектростанции. – Москва: Энергоатомиздат. 1988. – 400 с.
10. Щавелев, Д.С. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанции: Справочное пособие: В 2 т./ Под редакцией Ю.С. Васильева, Д.С. Щавелева. – Т.2 Вспомогательное оборудование гидроэлектростанции. – Москва: Энергоатомиздат. 1990. – 336 с.
11. ГОСТ Р 56302-2014 Оперативно-диспетчерское управление. Диспетчерские наименования объектов электроэнергетики и оборудования объектов электроэнергетики. Введен 01.09.2015 – Москва: Стандартинформ, 2015. – 28с.
12. ГОСТ Р 56303-2014 Оперативно-диспетчерское управление. Нормальные схемы электрических соединений объектов электроэнергетики. Введен 01.09.2015 – Москва: Стандартинформ, 2015. – 21с.
13. ГОСТ Р 57114-2016 Электроэнергетические системы. Оперативнодиспетчерское управление в электроэнергетике и оперативно-технологическое управление. Термины и определения. Введен 04.10.2016 – Москва: Стандартинформ, 2016. – 20с.
14. СТО 17330282.27.140.008-2008 Система питания собственных нужд ГЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования. Введен 15.05.2008 – Москва: Стандартинформ, 2008. – 166с.
15. СТО 17330282.27.140.020-2008 Система питания собственных нужд ГЭС. Условия создания. Нормы и требования. Введен 30.07.2008 – Москва: Стандартинформ, 2008. – 38с.
16. СТО 56947007-29.240.10.249-2017 Правила оформления принципиальных электрических схем подстанций. Введен 28.09.2017 – Москва: ПАО «ФСК ЕЭС», 2017. – 19с.
17. СТО 56947007-29.240.30.047-2010 Рекомендации по применению типовых принципиальных электрических схем распределительных устройств подстанций 35 – 750 кВ. Введен 16.06.2010 – Москва: ОАО «ФСК ЕЭС», 2010. – 128с.
18. СТО 59012820-29.240.30.003-2009 Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. Введен 31.12.2009 – Москва: ОАО «СО ЕЭС», 2009. – 132с.
19. Толстихина, Л.В. Параметры электрооборудования и режимы электроэнергетических систем в примерах и иллюстрациях: учебное пособие для практических занятий /Л.В. Толстихина. – Саяногорск: Сибирский Федеральный Университет; Саяно-Шушенский Филиал, 2010. — 180с.
20. Файбесович, Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей /под ред. Д.Л. Файбесовича. – 4-е издание, переработанное и дополненное. – Москва: ЭНАС, 2012. – 376с: ил.
21. Неклепаев. Б.И. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для ВУЗов. – 4-е издание, переработанное и дополненное. – Москва: Энергоатомиздат, 1989. – 608с.; ил.
22. Толстихина, Л.В. Расчет токов короткого замыкания в программном комплексе RastrKZ: методические указания по эксплуатации программы для практических занятий, лабораторных работ, курсового и дипломного проектирования / сост. Л.В. Толстихина, Н.Н. Феденёв; под ред. Л.В. Толстихиной. – Саяногорск; Черемушки: Сибирский Федеральный Университет; Саяно-Шушенский Филиал СФУ, 2012. – 40с.
23. Правила устройства электроустановок : изд. 7. – Москва : ДЕАН, 2013. – 706с.
24. СНиП 2.06.06-85. Плотины бетонные и железобетонные. — М.: ФГУП ЦПП, 2004.
25. СНиП 2.06.04-82. Нагрузки и воздействия на гидротехнические сооружения (волновые, ледовые и от судов).
— М.: ФГУП ЦПП, 2004.
26. СП 58.13330.2012. Гидротехнические сооружения. Основные положения. — М.: ФГУП ЦПП, 2012.
27. Справочник по гидравлическим расчетам / под ред. П. Г. Киселева. — М.: Энергия, 1974. — 312 с.
28. Гидротехнические сооружения (речные): Учебное пособие/ JI.Н. Рассказов, В. Г. Орехов, Н.А. Анискин, В.В. Малаханов и др. — М. : АСВ, 2011. — Ч.1. — 584 с.
29. Гидротехнические сооружения (речные): Учебное пособие/ JI.Н. Рассказов, В.Г. Орехов, Н.А. Анискин, В.В. Малаханов и др. — М. : АСВ, 2011. — Ч.2. — 536 с.
30. СНиП 2.02.02-85. Основания гидротехнических сооружений. — М.: Госстрой, 1989.
31. СНиП 2.06.05-84. Плотины из грунтовых материалов. — М.: ФГУП ЦПП, 2004.
32. Гидрология и гидротехнические сооружения: Учеб. для вузов по спец. «Водоснабжение и канализация»/ Г.Н. Смирнов, Е.В. Курлович, И.А. Витрешко, И.А. Малыгина; Под редакцией Г.Н. Смирнова. М.: Высш. шк., 1988 – 472 с.: ил.
33. Приложение к приказу ОАО «РусГидро» от 30.01.2016 №92 «Единые сценарные условия ОАО «РусГидро» на 2016-2042 гг.»
34. Часть вторая Налогового кодекса Российской Федерации от 5 августа 2000 г. N 117-ФЗ //Текст части второй Налогового кодекса опубликован в «Российской газете» от 10 августа 2000 г. N 153-154.
35. Методические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике», утвержденных приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 07.02.2000г. № 54 на основании Заключения Главгосэкспертизы России от 26.05.1999г. №24-16-1/20113;
36. Методические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике на стадии пред ТЭО и ТЭО», Москва, 2008 г., утвержденными РАО «ЕЭС России» от 31.03.2008г № 155 и Главгосэкспертизой России от 26.05.99г. №24-16-1/20113.
37. ПНСТ 159-2016 Автоматизированные информационноизмерительные системы коммерческого учета электроэнергии. Общие технические условия. –М.: ВНИИНМАШ, 2017.
38. Приложение 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка – «Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электроэнергии (мощности).
Технические требования» с изменениями от 24 января 2018 года. –М.: НП Совет рынка, 2018.
39. Приложение 11.4 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка – «Методические указания по предоставлению информации в АО «АТС» о состоянии системы учета электроэнергии заявителя (опросные листы)» с изменениями от 19 декабря 2016 года. –М.: НП Совет рынка, 2016.
ПРИЛОЖЕНИЕ А
АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ Таблица А.1 – Гидрологический ряд для реки Большой Патом Год Янв Фев Мар Апр Май Июн Июл Авг Сен Окт Ноя Дек Qср.год 1936 102 70 67 65 766 864 325 323 304 366 290 170 309 1937 103 73 70 71 967 885 559 572 1060 319 164 136 415 1938 84 57 51 51 775 1250 580 532 369 265 172 126 359 1939 68 53 49 59 552 649 322 307 308 205 119 114 234 1940 74 48 45 43 755 1580 558 365 339 264 189 180 370 1941 102 63 54 51 604 1240 328 288 283 235 147 120 293 1942 66 50 48 47 502 1570 459 304 301 246 148 115 321 1943 48 47 44 270 935 537 403 389 372 313 166 141 305 1944 78 52 47 47 708 1400 936 612 365 258 165 123 399 1945 64 50 45 47 1230 865 562 655 518 327 285 212 405 1946 84 55 43 39 560 2200 578 350 267 210 132 123 387 1947 56 46 38 62 1120 562 255 234 283 224 107 95 257 1948 49 39 36 40 583 1510 442 350 407 231 140 128 330 1949 79 54 47 45 953 1360 673 463 427 280 144 164 391 1950 75 53 49 50 834 1220 433 347 315 183 162 125 320 1951 95 74 53 54 1280 936 466 388 387 298 456 298 399 1952 95 63 57 58 624 1360 385 627 361 290 194 145 355 1953 74 60 58 63 947 1090 306 387 402 290 130 115 327 1954 80 51 46 43 471 1560 372 254 253 208 128 106 298 1955 56 44 42 43 911 1660 350 257 236 158 100 103 330 1956 62 45 39 41 355 1950 721 670 429 242 190 168 409 1957 110 58 39 46 881 926 496 320 466 435 107 83 331 1958 67 61 54 58 1020 1730 576 713 455 320 246 180 457 1959 140 110 96 75 501 2250 391 296 303 267 255 180 405 1960 60 45 45 54 602 1090 632 757 522 328 127 104 364 1961 86 89 88 91 793 1660 593 377 337 264 107 105 383 1962 103 84 80 81 616 2330 509 295 274 279 94 102 404 1963 109 108 105 103 578 1580 542 320 339 280 104 53 352 1964 24 15 16 20 1060 1050 1030 376 289 231 181 146 370 1965 51 34 37 59 440 1120 437 281 300 268 102 54 265 1966 26 32 38 38 708 1050 304 216 367 256 244 110 282 1967 51 42 43 107 1090 1260 305 682 397 339 157 139 384 1968 114 77 82 120 1320 772 346 281 249 109 76 40 299 1969 22 16 14 19 524 1110 292 251 325 177 102 64 243 1970 42 34 35 65 860 1290 392 276 322 193 143 102 313 1971 77 51 42 48 941 911 336 369 507 289 166 146 324 1972 95 80 58 54 429 1410 529 347 345 238 215 93 324 1973 66 37 36 53 643 1170 482 456 258 127 90 109 294 1974 64 51 44 41 423 1660 606 628 415 259 148 105 370 1975 70 60 53 115 935 748 719 1030 572 333 83 66 399 1976 56 77 74 68 596 1440 349 345 335 250 157 55 317 Продолжение таблицы А.1 Год Янв Фев Мар Апр Май Июн Июл Авг Сен Окт Ноя Дек Qср.год 1977 60 41 37 47 838 1120 408 310 412 300 169 127 322 1978 76 60 48 51 557 2340 754 395 429 303 134 111 438 1979 78 59 66 70 931 1310 317 343 444 284 127 135 347 1980 83 64 67 78 595 1780 439 329 307 193 69 107 343 1981 58 50 45 82 1180 1350 907 726 541 282 135 118 456 1982 99 76 73 82 708 2110 608 429 418 229 101 129 422 1983 97 78 61 57 616 1670 866 601 539 362 289 196 453 1984 129 64 67 89 1020 1050 456 337 286 176 138 130 329 1985 59 47 48 65 622 1010 223 193 282 161 42 109 239 1986 70 66 62 78 784 1194 271 283 336 189 120 69 293 1987 51 44 45 44 539 1477 438 334 271 192 113 79 302 1988 63 46 38 66 835 1263 894 539 555 350 241 167 421 1989 98 90 81 98 854 1530 714 606 359 223 146 135 411 1990 87 56 59 77 1180 790 476 339 270 221 142 114 318 Среднее 75 57 53 65 775 1324 503 419 378 257 156 123 349
Рисунок А.1 – Местоположение створа Хантынтайской ГЭС
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
ВОДНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ
Таблица Б.1 – Перераспределение стока
месяц I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Среднее
????
????90% 81 64 57 59 440 1120 437 281 300 188 62 94 265
????и???? 0,53 0,53 0,53 0,53 0,53 0,53
????л???? 2 2 2 -6 -6 2 2 2
????ф???? 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Требования ВХК
???? Σ????90% 3183
????
????ВХК 118 118 118 236 236 236 236 236 236 118 118 118 ???? ????сан.попуск 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60
Режим работы 1 работа по водотоку
???? Σ????потерь 3 3 3 -4 -4 2 2 2 2 3 3 3
???? ????п.быт 78 61 54 63 444 1118 435 279 298 185 59 91
????ВБ 200
????НБ 172,63 172,50 172,45 172,67 175,05 176,18 175,02 174,29 174,40 172,63 172,50 172,45
????
???? 27,37 27,50 27,55 27,33 24,95 23,82 24,98 25,71 25,60 27,37 27,50 27,55
????
????пол 18 14 13 15 95 229 94 62 66 44 14 22
Режим работы 2 режим по ВХК
????
????ВХК 118 118 118 236 236 236 236 236 236 118 118 118
????ВБ 200
????НБ 172,93 172,93 172,93 174,03 174,03 174,03 174,03 174,03 174,03 172,93 172,93 172,93
????
???? 26,57 26,57 26,57 25,47 25,47 25,47 25,47 25,47 25,47 26,57 26,57 26,57
????
????ВХК 27 27 27 52 52 52 52 52 52 27 27 27 Сумма ???? ???? ????пол − ????ВХК -9 -13 -14 -37 44 177 42 10 14 17 -13 -5 214 Таблица Б.2 – Расчет сработки-наполнения в маловодном году в первом приближении
???? ????ф???? . ???? ???? ???? ср ???? ???? Месяц ????90% ????вдхр ????
????х.с ????
????ГЭС ????НБ ????ВХК ????
????нач ∆???? ???? ????
????кон нач
????ВБ кон
????ВБ ????ВБ ????НБ ???????? ????ГЭС ????гар 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Работа XI 62 1 54 0 116 117 118 5,16 0,14 5,02 200,00 199,79 199,90 172,92 27 31
ВХК XII 94 1 353 0 447 448 118 5,02 0,95 4,08 199,79 198,61 199,20 174,77 24 107 107 I 81 1 400 0 481 482 118 4,08 1,07 3,00 198,61 196,45 197,53 174,91 23 107 107
Работа II 64 1 52 0 116 117 118 3,00 0,13 2,88 196,45 196,13 196,29 172,92 23 27
ВХК
Работа III 57 1 59 0 116 117 118 2,88 0,16 2,72 196,13 195,72 195,92 173,16 23 26
ВХК
Работа IV 59 1 175 0 234 235 236 2,72 0,45 2,27 195,72 194,56 195,14 174,03 21 48
ВХК
Работа V 440 1 -206 0 234 235 236 2,27 -0,53 2,80 194,56 195,93 195,24 174,03 21 49
ВХК
Работа VI 1120 1 -886 0 234 235 236 2,80 -2,37 5,17 195,93 200,02 197,97 174,03 24 55
ВХК
Работа VII 437 1 -203 0 234 235 236 5,17 -0,53 5,70 200,02 200,98 200,50 174,03 26 61
ВХК
Работа VIII 281 1 -47 0 234 235 236 5,70 -0,13 5,83 200,98 201,22 201,10 174,03 27 62
ВХК
Работа IX 300 1 -66 0 234 235 236 5,83 -0,17 6,00 201,22 201,50 201,36 173,69 28 64
ВХК
Работа X 188 1 -72 0 116 117 118 6,00 -0,19 6,19 201,50 201,70 201,60 172,92 29 33
ВХК XI 201,70 Таблица Б.3 – Расчет сработки-наполнения в маловодном году в последнем приближении
???? ????ф???? . ???? ???? ???? ср ???? ???? Месяц ????90% ????вдхр ????
????х.с ????
????ГЭС ????НБ ????ВХК ????
????нач ∆???? ???? ????
????кон нач
????ВБ кон
????ВБ ????ВБ ????НБ ???????? ????ГЭС ????гар 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Работа XI 62 1 55 0 117 118 118 5,16 0,14 5,02 200,00 199,79 199,89 172,93 27 31 ВХК XII 94 1 508 0 602 603 118 5,02 1,36 3,66 199,79 197,93 198,86 175,37 23 139 139 I 81 1 620 0 701 702 118 3,66 1,66 2,00 197,93 193,93 195,93 175,68 20 139 139
Работа II 64 1 53 0 117 118 118 2,00 0,13 1,87 193,93 193,63 193,78 172,93 21 24 ВХК
Работа III 57 1 60 0 117 118 118 1,87 0,16 1,71 193,63 193,26 193,45 173,16 20 23 ВХК
Работа IV 59 1 176 0 235 236 236 1,71 0,46 1,25 193,26 191,91 192,59 174,03 19 43 ВХК
Работа V 440 1 -205 0 235 236 236 1,25 -0,53 1,78 191,91 193,44 192,67 174,03 19 43 ВХК
Работа VI 1120 1 -885 0 235 236 236 1,78 -2,37 4,15 193,44 198,72 196,08 174,03 22 51 ВХК
Работа VII 437 1 -202 0 235 236 236 4,15 -0,52 4,68 198,72 199,35 199,03 174,03 25 58 ВХК
Работа VIII 281 1 -46 0 235 236 236 4,68 -0,12 4,80 199,35 199,50 199,42 174,03 25 59 ВХК
Работа IX 300 1 -65 0 235 236 236 4,80 -0,17 4,97 199,50 199,72 199,61 173,70 26 60 ВХК
Работа X 188 1 -71 0 117 118 118 4,97 -0,19 5,16 199,72 200,00 199,86 172,93 27 31 ВХК XI 200,00 Таблица Б.4 – Расчет сработки-наполнения в средневодном году по отметкам верхнего бьефа
???? Месяц ????
????90% ????ф???? . ????
????вдхр ????
????х.с ????
????ГЭС ????
????НБ ????
????ВХК ????
????нач ∆???? ???? ????
????кон нач
????ВБ кон
????ВБ
ср
????ВБ ????НБ ???????? ????ГЭС Э????ГЭС 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 XI 69 1 55 0 124 125 118 5,16 0,14 5,02 200,00 199,79 199,89 172,98 27 33 23,57 XII 107 1 508 150 615 766 118 5,02 1,36 3,66 199,79 197,93 198,86 175,87 23 139 103,20 I 93 1 620 100 713 814 118 3,66 1,66 2,00 197,93 193,93 195,93 176,00 20 139 103,72 II 64 1 53 0 117 118 118 2,00 0,13 1,87 193,93 193,63 193,78 172,93 21 24 16,08 III 67 1 60 0 127 128 118 1,87 0,16 1,71 193,63 193,26 193,45 173,25 20 25 18,72 IV 78 1 176 0 254 255 236 1,71 0,46 1,25 193,26 191,91 192,59 174,15 18 46 33,08 V 595 1 -205 0 390 391 236 1,25 -0,53 1,78 191,91 193,44 192,67 174,84 18 68 49,13 VI 1780 1 -885 4200 895 5096 236 1,78 -2,37 4,15 193,44 198,72 196,08 179,95 16 142 105,34 VII 439 1 -202 0 237 238 236 4,15 -0,52 4,68 198,72 199,35 199,03 174,04 25 58 41,83 VIII 329 1 -46 0 283 284 236 4,68 -0,12 4,80 199,35 199,50 199,42 174,32 25 70 51,86 IX 307 1 -65 0 242 243 236 4,80 -0,17 4,97 199,50 199,72 199,61 173,74 26 61 44,22 X 193 1 -71 0 122 123 118 4,97 -0,19 5,16 199,72 200,00 199,86 172,97 27 32 23,95 XI 200,00 Сумма Э 614,69 Таблица Б.5 – Расчет сработки-наполнения в средневодном году по гарантированной мощности
???? Месяц ????
????90% ????ф???? . ????
????вдхр ????
????х.с ????
????ГЭС ????
????НБ ????
????ВХК ????
????нач ∆???? ???? ????
????кон нач
????ВБ кон
????ВБ
ср
????ВБ ????НБ ???????? ????ГЭС Э????ГЭС 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 XI 69 1 48 0 117 118 118 5,16 0,12 5,04 200,00 199,81 199,91 172,93 27 31 22,29 XII 107 1 495 0 602 603 118 5,04 1,33 3,71 199,81 198,03 198,92 175,37 24 139 103,50 I 83 1 610 0 693 694 118 3,71 1,63 2,08 198,03 194,11 196,07 175,66 20 139 103,24 II 64 1 53 0 117 118 118 2,08 0,13 1,95 194,11 193,82 193,96 172,93 21 24 16,22 III 67 1 60 0 127 128 118 1,95 0,16 1,79 193,82 193,45 193,63 173,25 20 25 18,89 IV 78 1 207 0 285 286 236 1,79 0,54 1,25 193,45 191,91 192,68 174,33 18 51 36,94 V 595 1 -250 0 345 346 236 1,25 -0,65 1,90 191,91 193,70 192,81 174,64 18 61 44,27 VI 1780 1 -1100 1000 680 1681 236 1,90 -2,95 4,85 193,70 199,56 196,63 176,66 20 133 99,13 VII 439 1 -30 0 409 410 236 4,85 -0,08 4,92 199,56 199,66 199,61 174,92 25 99 71,32 VIII 329 1 -26 0 303 304 236 4,92 -0,07 4,99 199,66 199,75 199,70 174,43 25 75 55,90 IX 307 1 -25 0 282 283 236 4,99 -0,06 5,06 199,75 199,85 199,80 173,97 26 71 51,45 X 193 1 -37 0 156 157 118 5,06 -0,10 5,16 199,85 200,00 199,92 173,20 27 41 30,42 XI 200,00 Сумма Э 653,58 Таблица Б.6 – Баланс мощности энергосистемы
Энергосистема Проектируемая ГЭС Существующие ГЭС ТЭС
Месяц
Рtмах Pавар.рез Pнагр.рез Nраб Nнагр Nрем Nраб Nавар Nнагр Nрем Nраб Nавар Nнагр Nрем
I 7639 611,2 114,6 139 2,1 3789 303 57 3712 56 297 II 7352 588,1 110,3 24 0,4 3600 288 54 3728 56 298 III 6853 548,2 102,8 23 0,3 3500 280 53 157,87 3330 50 266 IV 6277 502,2 94,2 43 0,6 3400 272 51 157,87 2834 43 227 90,8 V 5779 462,3 86,7 43 0,6 3300 264 50 2436 37 195 150,0 VI 5491 439,3 82,4 51 0,8 3200 256 48 2240 34 179 460,0 VII 5491 439,3 82,4 58 0,9 3200 256 48 2233 33 179 460,0 VIII 5779 462,3 86,7 59 0,9 3300 264 50 2420 36 194 150,0 IX 6277 502,2 94,2 60 0,9 3400 272 51 157,87 2817 42 225 90,8 X 6853 548,2 102,8 31 0,5 23,5 3500 280 53 157,87 3322 50 266 XI 7352 588,1 110,3 31 0,5 3600 288 54 3721 56 298 XII 7639 611,2 114,6 139 2,1 3789 303 57 3712 56 297
ПРИЛОЖЕНИЕ В
ГИДРОТУРБИННОЕ, ГИДРОМЕХАНИЧЕСКОЕ И ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Таблица В.1 – Выбор гидротурбины
????1 , м 7,1 6,7 6,3 6 5,6 5,3 5
????н , о.е 0,921 0,920 0,920 0,919 0,918 0,918 0,917
′
????ГА, кВт 71176,81 63342,60 55966,89 50735,86 44161,97 39532,03 35159,52
′
????ГА 1,98 2,23 2,52 2,78 3,19 3,57 4,01
????ГА 2 3 3 3 4 4 5
????ГА, кВт 70500 47000 47000 47000 35250 35250 28200
Δр 1,039 1,039 1,038 1,037 1,037 1,036 1,035 ????????′ , об/мин 83,27 88,22 93,79 98,45 105,44 111,37 118,01 ???????? , об/мин 88,2 93,8 100 100 107,1 125 125 ′ ????1???????????? , об/мин 155 155 156 148 148 164 155
′ ????1р , об/мин 138 138 139 132 132 146 138 ′ ????1???????????? , об/мин 119 120 120 114 114 126 119
????1′ ∙ ????н 1,656 1,239 1,402 1,546 1,331 1,486 1,335
????1′ , м3/с 1,798 1,347 1,524 1,681 1,449 1,618 1,456 ′ 3 ???????????????? .сан , м /с 0,445 0,500 0,566 0,624 0,717 0,800 0,899 ′ 3 ???????????????? .сан , м /с 0,578 0,649 0,734 0,810 0,930 1,038 1,167
′ ????1???????????? ∙ ????н 1,071 0,802 0,907 1,000 0,861 0,961 0,864
′ ????1???????????? , м3/с 1,163 0,871 0,986 1,088 0,937 1,047 0,942 Рисунок В.1 – Главная универсальная характеристика ПЛ30б-В-560 с отмеченной зоной работы
ПРИЛОЖЕНИЕ Г
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Рисунок Г.1 – Основные технические параметры ТДЦ-125000/220 УХЛ1
Рисунок Г.2 – Геометрические размеры ТДЦ-125000/220 УХЛ1 Рисунок Г.3 – Основные технические параметры ВГГ-10/63-4000
Рисунок Г.4 – Общий вид выключателя ВГГ-10/63-4000 Рисунок Г.5 – Основные технические параметры выключателя ВЭБ — УЭТМ® 220 УХЛ1
Рисунок Г.6 – Общий вид выключателя ВЭБ — УЭТМ®-220 УХЛ1 Рисунок Г.7 – Основные технические характеристики РВР(3) 2-10/4000 МУЗ
Рисунок Г.8 – Общий вид РВР(3) 2-10/4000 МУЗ Рисунок Г.9 – Основные технические характеристики РГП-220/1000-40
УХЛ1
Рисунок Г.10 – Размерный эскиз РГП-220/1000-40 УХЛ1
Рисунок Г.11 – Общий вид ЦТТН-10
Комбинированный трансформатор тока и напряжения ЦТТН-220
Рисунок Г.12 – Общий вид ЦТТН-220 Рисунок Г.13 – Общий вид ДНЕЭ-220 УХЛ1
Рисунок Г.14 – Технические характеристики АД-1500С-Т400
Рисунок А.15 – Общий вид АД-1500С-Т400
ПРИЛОЖЕНИЕ Д
УСТРОЙСТВА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИЗАЦИИ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
Таблица Д.1 – Матрица отключения защит
Отключение ГГ и ВГ
Отключение ГГ и ВГ
Отключение В-220 и
Останов турбины и
Гашение полей
Пуск ПЖТ ГГ
Разгрузка по
сброс АРЗ
мощности
В-ТСН
Наименование Обозначение
Продольная диф.защита ГГ ????∆???? + + + +
Продольная диф.защита ВГ
????∆ВГ + + + + в нормальном режиме Продольная диф.защита ВГ
????∆ВГ + + + + в режиме форсировки
????1 +
????0 ????2 + Защита от замыкания на землю
????3 + + +
????03 ???? + + +
1 ст-нь ????1 + +
Защита от повышения
????>
напряжения ГГ 2 ст-нь ????2 + +
Защита от повышения 1 ст-нь ????1 + +
???? > ВГ
напряжения ВГ 2 ст-нь ????2 + +
СО +
Защита обратной ИО + +
последовательности от ????2
????1 + несимметричных КЗ и перегрузок ОТС I
????2 + +
СО + Защита от симметричных КЗ и ИО + +
????1
перегрузок ????1 +
ОТС
????2 + +
????1 +
1 ст-нь
????2 + + + Дистанционная защита ????<
????1 +
2 ст-нь
????2 + +
СО + Защита ротора от перегрузки ГГ ????р ИО + +
Отсечка + + Таблица Д.2 — Уставки защит
Защиты Уставки
Относитель-ные Именованные Наименование Обозначение Наименование
единицы единицы
Ток срабатывания,????СР.О 0,15 ∙ ????Н 0,6 А
Продольная Коэффициент
0,3 диф.защита ГГ ????∆???? торможения,????Т
Ток начального
0,5 ∙ ????Н 2,01 А
торможения, ????НТ
Тормозной ток, В 1,5 ∙ ????Н 6,02 А
Ток срабатывания,????СР.О 0,15 ∙ ????ВГном 0,625 А Продольная Коэффициент диф.защита ВГ в 0,3 ????∆ВГ торможения,????Т нормальном режиме Ток начального
0,5 ∙ ????ВГном 2,05А
торможения, ????НТ
Тормозной ток, В 1,5 ∙ ????ВГном 6,15А
Ток срабатывания,????СР.О 0,15 ∙ ????ВГфорс 0,49 А Продольная Коэффициент
0,3 диф.защита ВГ в торможения,????Т
????∆ВГ режиме форсировки Ток начального
0,5 ∙ ????ВГфорс 1,64 А
торможения, ????НТ
Тормозной ток, В 1,5 ∙ ????ВГфорс 4,92А
????1 ????01???? — 6В
????0 ????2 ????02???? — 10 В Защита от замыкания
????3 ????0???? — 15 В
на землю
Коэффициент
????03 1,5 торможения,????Т Защита от повышения 2 ст-нь ????????Р2 1,4 ∙ ????ном.г 140 В
????> напряжении ГГ 1 ст-нь ????????Р1 1,2 ∙ ????ном.г 120 В Защита от повышения
???? > ВГ ????????Р 1,2 ∙ ????????ном 120 В напряжении ВГ Защита обратной СО ????2СИГН 0,07 ∙ ????Н 0,34 А последовательности ПО ????2ПУСК 0,15 ∙ ????Н 0,74 А
????2 от несимметричных
Отсечка ????2ОТС 1,2 ∙ ????Н 4,81 А к.з. и перегрузок
Защита от СО ????1СИГН 1,07 ∙ ????Н 4,3 А симметричных к.з. и ????1 ПО ????1ПУСК 1,1 ∙ ????Н 4,42 А
перегрузок Отсечка ????1ОТС 1,22 ∙ ????Н 4,91 А Дистанционная 1 ст-нь ????1 0,04 0,54 Ом
????<
защита 2 ст-нь ????2 0,35 4,97 Ом
СО ???????? СИГН. 1,07 ∙ ????????ном 2,23 А Защита ротора от
????Р ПО ???????? ПУСК. 1,1 ∙ ????????ном 2,51 А перегрузки ГГ
Отсечка ???????? ТО 2,19 ∙ ????????ном 4,5 А
5
=
5
@
0
;
L
=
K
9
?
;
0
=
%
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
>
3
>
3
8
4
@
>
C
7
;
0
(1:2000)
!
13 :
A
?
;
8
:
0
F
8
O
7
4
0
=
8
8
8
A
>
>
@
C
6
5
=
8
8
!>
1
J
5
:
B
0
=
0
0
8
<
5
=
>
2
0
=
8
5 >
1
J5:B
0
?
;
0=
5
H #
1
4
0
=
8
5
!8<
>
=
B
06
=0
O ?;
>
I
0
4
:
0
176,82 (Q?
>=1828
2 < /A ) 2
5
B
>
=
=
0
O2
>
4
>
A
1
@
>
A
=0
O ?;
>
B
8
=
0
176,59 (Q>
A=1593 <
= /A ) 3
@
C
=
B>
2
0
O
?;
>B8=
0
173,16 (Q
%=118 <
/A ) 4
;
C
E
0
O
1
5
B>
=
=
0
O ?
;
>B8
=
0
0
«% «A
B
:
@
K
B
>5
@
0
A
?
@
54
5;
8
B5;
L
=
>
5
/?
-22 -«-! B>
200
=
C
A
B@
>
9
A
B
2
> (
#)
0
:2
‘5
7
@
>
8
7
2
>
4
A
B2
5
=
=
>
-B5E
=8
G5
A
:
8
9
@
8
:
>
<
?
;
5
:
A(»
)
2>
220
»
-2 -«-!5
>
@K :2
/?
11 7 »
@
0
=
A
D>
@
<
0
B
>
@
=
0O?
;>
I 0
4
:
0
%0
B»->1
=
«A’
8 !
>
?
@
O
3
0
N
I8
9CA
B >
9
@B
>2
>>
6 12 9 0
7
4
5
;
8
B
5
;
L
=
K
9CA
B
>
9
@KB
«->2
10
2
B
>
A
B>
O
=
:0
11
>
=
B
@
>
;
L
=
>
-?
@
>
?
CA
:
=
>
9
?
C
=
:
B(
)
12
2
B
>
4>
@
>
3
0
1
2
3
13
5
@
B
>
;
5B=
0O?
; >
I0
4
:
0
4
1
5
4
>
<
>
A
B
L
A
>
A
B
0
2
0
?
@
>
5
:
B
0
! 1
>
7
=
0
G
5
=
8
5
0
8
<5=
>2
0
=8
5
2 1
-13.03.02-1405671
5
=
5
@
0
;
L
=
K
9
?
;
0=, 2
8
4A
2
5
@
E
=
5
3
>
1
L
5
D0
, 25
4
>
<>
A
B
L
@
>
;
L
H
>
9
0
B
>
<
A
>
A
B
0
2
0?
@
>
5
:
B0
#200,00 2
-13.03.02-1405671
1
>
?
5
@
5
G
=
K
9@
0
7
@5
7 ?
>>
A
8
$
#
201,00
0
3
@
5
3
0
B
0
3
-13.03.02-1405671
2
>
4
>
A
;
8
2
=
0
O
?
;
>B 8
=
0
,
2
>
4
>
A
;
8
2
=
>
9
D@
>=B
4
-13.03.02-1405671
3
0
3
@
C
7
:
8
=
0?
;
>B8=
C
5
-13.03.02-1405671 A
1
;
0
2
=
0
O
A
E
5
<
0
M
;
5
:
B
@
8
G
5
A
:
8
E?@8
A
>
54
8
=
5
=
8
8
8
4
A
2
5
@
E
=
5
3
>
1
L
5
D
0
(1:2000) 6
-13.03.02-1405671 A
2
@
8
=
F
8
?
8
0
;
L
=
0
O A
E5
<
0@
5
;
59
=
>
9
7
0
I
8
B
K3
8
4
@
>
0
3@
5 3
0
B0
!1
69906 #
A
;
>
2
=
K
5
>
1
>
7
=
0
G
5
=
8
O 7
-13.03.02-1405671 !
1 !
E
%
5
0
<
=
0
B
?
K
@
=
8
B
=
F
0
9
8
A
?
:
8
>
0
9
;
L
=
0
!
O
!
#
7726 13100 11500 37580
0
2
8
;
L
>
=
# 2000
0
M
2
;
8
5
;
:
L
B
>
@
=
>
>
1
>
@
C
4
>
2
0
=
8
O
8
-13.03.02-1405671 !
2 !
E
5
<
0
?
@
8
=
F8
?
8
0;
L=
0
O
204,00 204,15 200,00 201,00 191,91 204,00 — 3
@
0
=
>
4
8
>
@
8
B M
;
5
:
B
@
>
?
8
B
0
=
8
O
!
# 191,26 # $ #
>
#
=
210 210
0
2
>
200 200
A
0
;
190 190
3
>
180 180
- ?
5
A
G
0
=
>
-3
@
0
2
8
9
=
0
O
A
<
5
A
L
!
170 170
. !
160 172,00 160
2
=
. 8
150 150
<
140 140
- 2
>
7
4
C
H
=
0
O
;
8
=
8
O
M
;
5
:
B
@
>
?
5
@
5
4
0
G
220 :
0
7
0
B
!
>
@
>
C
4
5
@
6
8
2
0
N
I
8
5
@
5
H
5
B
:
8 !
5
3
<
5
=
B
=
K
9
7
0
B
2
>
@ »
5
<
?
5
@
0
B
C
@
=
>
->
A
0
4
>
G
=
K
9
H
>
2 0
@
0
=
8
F
0
F
5
<
.7
0
2
5
A
K
-13.03.02-1405671
0
@
0
=
8
F
0
4
@
5
=
0
6
4
. 8
?
!0
O
=>
-(C H 5
=
A
:
8
9$;8
8
0
;
4
>
7
< . >
; .
.G
C 8B!
A >4.
: >
4
?
00 !
B 8
18
@
A:
>3
> $4
5 @0;
L
=
>
3
>#
=8
2
5
@
A
8B
5
B
0
0
7
@ 01
. <
5
;L
G
0
:
>
2
@
>
5
:
B
8
@
>
2
0
=
8
5%
0
=
BK
=
B
09A:
>
9
!!
- B
0
4
8
O
8
A
B
8
A
B
>2
;
4
@
>
2 .
0
B5
5
2
>
< # 1 8
=
0@
5:
5
>;
L
H>9 0
B > . !?
»
.:
>
= B
@
5
=
5
@
0
;
L
=
K
9
?
;
0
=
, 0
D
5
4
@0
!
, 2 =
.:
>
= B
@ 2
8
4
A2
5
@
E
=
5
3
>1
L
5
D0
,
#
B2
>
3
>
=
O
9
G
5
=
:
> 2
5
4
>
<
>
A
B
LA
>
A
B
0
2
0?
@
>5
:B
0 2018
$
@
><
0
B A1
>
?
5
@
5
G
=
K
9
@
0
7
@
5
7
?
>
>
A
8
0
3
@
5
3
0
B
0
. 0
7
@
5
7
(1:200)
A=
>2
=K5E0
@0
:B5
@8
A
B8
:
8
3
8
4
@
>0
3
@
5
3
0
B
0
>
7
;
>
2
>
9
:
@
0
=
100+100+100 B
«C
@1
8=0
301-
-560
5=5
@0
B >
@
!
850/135-56
>
;8
G
5
AB2
> 0
3
@5
3
0B>
2 4
0
?>
@:
<
0:
A8<0
;L=
K
9 26,5 <
A
L
0
2
B
>
4
>
@
>
3
8
@0
AG5
B=K9 19,0 <
@
>
2
>
4
M
@
0
F
8
>
=
=
K
9
:
>
;
;
5
:
B
>
@
?
>
@
0
<8=
8<0
;L=
K9 15,5 <
204,00 204,15
0 0
A
G
5
B
=
0
O2
K
A
>
B
0>
B
A
0
A
K
2
0
=
8
O -0,72 <
201,00
Ç120 201,60
‘0
AB>
B 0 2
@0I
5=8
O 107,1 > 1
/<8
=
$
# 199,70
A
L
C
A
B
0
=
>
2
:
8
B
@
0
=
A
D
>
@
<
0
B
>
@
0
>
7
;
>
2
>
9
:
@
0
=
3
.?
125 B
200,00
>
A
B
>
2
>
9
:
@
0
=
3
.?
250/32 B
#
191,91
#
189,77
A
L
0
3
@
5
3
0
B
0
Ç10346
A
L
?
0
7
0
@
5
<
>
=
B=
>
3
>
7
0
B
2
>
@
0 184,55 184,55
8
A
>
@
>
C
4
5
@
6
8
2
0
N
I
5
9@
5
H
5
B
:
8
181,58
K
:
;
N
G
0
B
5
;
L
A
L
?
0
7
0
0
2
0
@
8
9
=
>
-@
5
<
>
=
B
=
>
3
>
7
0
B
2
>
@
0
180,55
177,83 177,28
177,55 Q0,5% =2652 <
/A
) 3
Q3% =2211 <
/A
) 175,90
Q =824 <
/A
)
!
173,82
Q=204 <
/A
)
172,00 173,10 173,10
172,00
169,21
Ç5600
167,10 167,26
164,64 1:3
3
>
! A
0
; 0
2
> >
=
. !
159,72
2
=
. 8
157,21
<
0
7
155,95
0
Ç2000
B
155,33
-13.03.02-1405671
1
0
4
151,78
. 8
?
!
0
O
=
>
-(C
H5
=
A
:
8
9$;8
8
0
;
4
>
7
< . >
; .
.G
C 8B!
A >4.
: >
4
?
00 !
B 8
18
@
A:
>
3
>$4
5
@
0;
L
=
>
3
>#
=8
2
5
@
A
8B
5
B
0
0
7
@ 01
. <
5
;L
G
0
:
>
2
@
>
5
:
B
8
@
>
2
0
=
8
5
%
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
>
9
!!
- B
0
4
8
O
8
A
B
8
A
B
>2
;
4
@
>
2 .
0
A
;
5
=
=
8
:
>
2
0
>
< # 2 8
=
0@
5:
5>
;
L
H>
9
0
B> . !?
»
.:
>
= B
@ >
?
5
@5
G
=
K
9@
07
@
5
7 0
D
5
4
@0
!
, 2 =
.:
>
= B
@
#
B2
>
3
>
=
O
9
G
5
=
:
> ?
>>A
80
3
@
5
30
B
0 2018
$
@
><
0
B A2
>
4
>
A
;
8
2
=
0
O
?
;
>
B
8
=
0
. 0
7
@
5
7
(1:400)
2077
@
0
=
:
>
7
;
>
2
>
9
A
L
0
2
B
>
4
>
@
>
3
8
0
B
2
>
@
A
5
3
<
5
=
B
=
K
9
0
2
8
;
L
>
=
M
;
5
:
B
@
>
>
1
>
@
C
4
>
2
0
=
8
O
201,00 204,00 204,15 202,15
200,00
$
#
#
196,00
191,91 195,21
#
!
<
>
B
@
>
2
0
O3
0
;
;
5
@
5
O 188,00
3E
3,5 <
@
5
=
0
6
=
0
O3
0
;
;
5
@
5
O 181,70
>
4
>
1
>
9
=
0
O
A
B
5
=
:
0
3E
3,5 < 181,51
176,59 176,82
&
5
<
5
=
B
0
F
8
>
=
=
0
O
3
0
;
;
5
@
5
O 177,22 Q>
A
=1593 <
= ) Q?
/A >
=1828 <
2 /A
)
3E
3,5 < 173,16
172,00 3 172,00
169,40
170,00 Q
%=118 <
/A
)
>
4
>
H2
0
159,55
155,98
570 500 876
2950
3106
>
4
>
A
;
8
2
=
>
9
D
@
>
=
B
8
4
A
2
5
@
E
C
(1:400)
9600
2000
0
2
> >
=
11200
11530
3
>
! A
0
;
<
0
7
0
B =
. 8 . !
2
-13.03.02-1405671
2
. 8
? 0
4
!
0
O
=
>
-(C
H5
=
A :
8
9$;8
8
0
;
4
>
7
< . >
; .
.G
C 8B!
A >4.
: >
4
?
00 !
B 8
18
@
A:
>
3
>$4
5
@
0;
L =
>
3
>#
=8
2
5
@
A
8B
5
B
0
2077 1675 2533 0
7
@ 01
. <
5
;L
G
0
:
>
2
@
>
5
:
B
8
@
>
2
0
=
8
5
%
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
>
9 !!
- B
0
4
8
O
8
A
B
8
A
B
>2
;
4
@
>
2 .
0
B5
5
2
>
< # 3 8
=
0@
5:
5>
;
L
H>
9
0
B> . !?
7452 »
.:
>
= B
@ >
4
>A
;
8
2=
0
O?
;
>
B8
=
0, 0
D
5
4
@0
!
, 2 =
.:
>
= B
@
#
B2
>
3
>
=
O
9
G
5
=
:
> 2>
4
>
A;
8
2
=
>
9D@
>
=
B 2018
$
@
><
0
B A2
0
3
@
C
7
:
8
=
0
?
;
>
B
8
=
C
A
=
>
2
=
>
9
@
0
A
G
5
B
=
K
9
A
;
C
G
0
9
2077
204,15
200,00 202,15
# W2
>
;
=
3,25 :
/< 196,00
195,21
qA
7
7,09 :
/< 188,00
W G1
662,96 :/<181,51
T2 1497,9 :
/<
4681,8 :
/<
173,00 G?
;
173,16
E= 5945,65 :
/< 3
3 :
/< Q =118 <
/A
169,40 170,00 %
>
4
>
H2
0
E0
2 W= T=
22,42 :
/< 40,40 :
/< 70,85 :
/<
W
55,00 :
/< 159,55
155,98
W2
7
2
818,6 :
/<
1,34 <
WD
748,3 :
/<
8,05 <
26,84 < 2950
0
?
@
O
6
5
=
8
O
2
:
>
=
B
0
:
B
=
>
<
A
5
G
5
=
8
8
«>
A
=
>
2
0
=
8
5
-1
5
B
>
=
»
>
@
<
0
;
L
=
K
5
=
0
?
@
O
6
5
=
8
O
, 4
5
9
A
B
2
C
N
I
8
5
?
>
3
>
@
8
7
>
=
B
0
;
L
=
K
<
?
;
>
I
0
4
:
0
<
u
Ã
y Ã
y
t
-110,31 :
0
-272,44 :
0
>
@
<
0
;
L
=
K
5
=
0
?
@
O
6
5
=
8
O
, 4
5
9
A
B
2
C
N
I
8
5
?
>
2
5
@
B
8
:
0
;
L
=
K
<
?
;
>
I
0
4
:
0
<
t
Ã
x
u Ã
x
-266,45 :
0
-306 :
0
0
A
0
B
5
;
L
=
K
5
=
0
?
@
O
6
5
=
8
O
197,26 :
0
u t
Ä
xy Ä
xy
0
A
B
O
3
8
2
0
N
I
8
5
=
0
?
@
O
6
5
=
8
O
u t
Ã
1 Ã
-37,6 :
0
-110,31 :
0
u
!
6
8
<
0
N
I
8
5
=
0
?
@
O
6
5
=
8
O t
à Ã
>
3 3
3
>
! 0
; 2
>
A =
0
. !
-306 :
0
. 8
< 2
=
-438,14 :
0
0
7
0
B
-13.03.02-1405671
3
. 8
? 0
4
!
0
O
=
>
-(C
H5
=
A
:
8
9$;8
8
0
;
4
>
7
< . >
; .
.G
C 8B!
A >4.
: >
4
?
00 !
B 8
18
@
A:
>
3
>$4
5
@
0;
L
=
>
3
>#
=8
2
5
@
A
8B
5
B
0
0
7
@ 01
. <
5
;L
G
0
:
>
2
@
>
5
:
B
8
@
>
2
0
=
8
5
%
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
>
9
!!
- B
0
4
8
O
8
A
B
8
A
B
>2
;
4
@
>
2 .
0
B5
5
2
>
< # 4 8
=
0@
5:
5>
;
L
H>
9
0
B> . !?
»
.:
>
= B
@ 0
D
5
4
@0
!
, 2
03@
C7:
8 =
0 ?;
>
B 8=
C =
.:
>
= B
@
#
B2
>
3
>
=
O
9
G
5
=
:
> 2018
$
@
><
0
B A2
>
<
5
@
O
G
5
9
:
8 1 2
8
A
?
5
B
G
5
@
A
:
>
5
=
0
8
<
5
=
>
2
0
=
8
5
220 :
%
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
:
>
@
K
B
>
N1
220 :
%
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
:
>
@
K
B
>
N2
>
=
A
B
@
C
:
F
8
O
D
0
7
K
;
8
=
8
8
!
-240/32
!
-240/32
= O
8
, 0,2/3P
5
C BA C BA
220 :
6
O
:
>
=
4
5
=
A
0
B
>
@A
2
O
7
8
! 220/ 3 , 3200 ?
$
@
?
$
;
L
B@
?
@
8
A
>
5
4
8
=
5
=
8O200-1000 :
F
0
3 , 0,1, 0,1 :
=
$
220 ‘5
@
B
>
2
>
>
@
K
B>N 1 D. , ! $
220 ‘5
@
B
>
2
>
>
@
K
B>N 2 D. , !
9
0
7
J
5
4
8
=
8
B
5
;
L>
4
=
>
?
>;
NA
=
K
9
10 :
, 400
, 16 :
L
>
!220 ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B>N 1 D .
, !
!220 ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B>N 2 D .
, !
;
=
5
$
$
$
$
B
‘
-7
0
3
@
0
4
8
B
5
;
L220 :
, 16
!
220 ‘5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>N 1 D. , !
!
220 ‘5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>N 2 D. , !
B
A
8
>
‘
220 ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
> N 1 D. , !
‘
220 ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
> N 2 D. , !
;
:
!
1
>
@
=
K
5
H8
=
K
220 :
, 2000
5
(3)
<
I =2,19 :
5
220 :
I (1)=2,83 :
#
220 :
2 !
(
0
7
J
5
4
8
=
8
B
5
;
L
3
>
@
8
7
>
=
B
0
;
L
=
>
?
>
2
>
@
>
B
=
>
3
>
B
8
?
0
, >
4
=
>
?
>
;
N
A
=
K
9
A
>
4
=
8
<
220 :
, 1000
, 31,5 :
, (
2!(
220 »
2!
(
220
220 2 !
(
220 (
2!(
AM
;
5
:
B
@
>
4
28
3
B
5
;
L
=
K
< ?
@
8
2
>
4
>
<4;
O
3
;
0 2
=
K
E 87
0
7
5
<
;
O
N
I5
3
>
=
>
60 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1
2!
(
220 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N2
0
7
5
<
;
8
B
5
;
L
220 :
, 31,5 :
(
2!
(220
(
2!
(220
%
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N2
»
@0
=
A
D
>
@
<0B
>
@
B
>
:
0
2
A
B
@
>
5
=
=
K
9
,
220 0
7
J
5
4
8
=
8
B
5
;
L
3
>
@
8
7
>
=
B
0
;
L
=
>
?
>
2
>
@
>
B
=
>
3
>
B
8
?
0
, >
4
=
>
?
>
;
N
A
=
K
9
A
4
2
C
<
O
220 :
, 1000
, 31,5 :
,
0,2S (400/5), »
»
- 1 2!
(
220
220 »
»
- 1 2!
(
220 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N2 AM
;
5
:
B
@
>
4
28
3
B
5
;
L
=
K
< ?
@
8
2
>
4
>
<4;
O
3
;
0 2
=
K
E 87
0
7
5
<
;
O
N
I8
E
=
>
65
9
0,2 (400/1), %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N2
5P (400/1)
220
220 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N2
0
7
5
<
;
8
B
5
;
L
220 :
, 31,5 :
2 220 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1
2 220
K
:
;
N
G
0
B
5
;
L
M
;
5
3
0
7
>
2
K
9
1
0
:
>
2
K
9
, 220 :
, 3150
, 50 :
%
0
=
B
K
=B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
B
K
=B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N2
»
@0
=
A
D
>@
<
0B
>
@B>
:
02
AB
@
>
5=
=
K
9
, »
220 »
0,2S (400/5), %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1
»
»
- 2 2!
(220 »
»
- 2 2!
(220 >
<1
8
=8
@
>
2
0
==
K
9
>
?
B8
G
5
A
:
8
9
B
@
0
=
A
D
>
@
<
0
B
>
@
0,2 (400/1), %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N2
5P (400/1) B>
:0
8 =
0
?
@
O
65
=
8
O
220
220 &»
»
-0-3-220-3000-# %
07
5
<
;
8
B5
;L
220 :
, 31,5 :
%
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N2 10 0,1 0,1
, , :
, 0,2/3P
3 3 3
0
7
J
5
4
8
=
8
B
5
;
L3
>
@
8
7
>
=
B
0
;
L
=
>?
>
2
>
@
>
B
=
>
3
>
B
8
?
0
, >
4
=
>
?
>
;
N
A
=
K
9
A
4
2
C
<
O
220 :
, 1000
, 31,5 :
,
220 »
»
220
220 »
»
220 0,2S/0,2/5P
AM
;5
:
B
@
>
4
28
3
B5
;
L
=
K@
8
2
>
4
>
<4;
O
3
;
0 2
=
K
E 87
0
7
5
<
;
O
N
I8
E
=
>
65
9 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N2 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1
220 :
220
07
5
<
;
8
B5
;L
220 :
, 31,5 :
%
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
:
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
:
>
@
K
B
>
N2
07
5
<
;
8
B5
;L
220 :
, 31,5 :
220
220
%
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N2
0
7
J
5
4
8
=
8
B
5
;
L3
>
@
8
7
>
=
B
0
;
L
=
>?
>
2
>
@
>
B
=
>
3
>
B
8
?
0
, >
4
=
>
?
>
;
N
A
=
K
9
A
4
2
C
<
O
220 :
, 1000
, 31,5 :
,
220
220
AM
;5
:
B
@
>
4
28
3
B5
;
L
=
K@
8
2
>
4
>
<4;
O
3
;
0 2
=
K
E 87
0
7
5
<
;
O
N
I8
E
=
>
65
9 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N2
07
5
<
;
8
B5
;L
220 :
, 31,5 :
220
220
%
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
:
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
:
>
@
K
B
>
N2
»
@0
=
A
D
>
@
<0B
>
@
B
>
:
0
2
A
B
@
>
5
=
=
K
9
,
0,2S (400/5), »
»
- 2 1!
(
220 »
»
- 2 1!
(
0,2 (400/1), %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N2
5P (400/1)
1 220
3 220
K
:
;
N
G
0
B
5
;
L
M
;
5
3
0
7
>
2
K
9
1
0
:
>
2
K
9
, 220 :
, 3150
, 50 :
%
0
=B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
BK
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N2
= O
8
, 0,2/3P
5
220 :
6
»
@0
=
A
D
>
@
<0B
>
@
B
>
:
0
2
A
B
@
>
5
=
=
K
9
,
O
:
@
?
0,2S (400/5),
»
»
- 1 1!
(220 »
»
- 1 1!
(220
0
3 , 0,1, 0,1 :
=
0,2 (400/1), %
0
=
B
K
=B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
B
K
=B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N2
9
L
>
5P (400/1)
;
=
5
B
B
A
8
>
;
:
(
1!
(220
(
1!
(220
5
<
0
7
5
<
;
8
B5
;
L220 :
, 31,5 :
5
I (3)=2,19 : %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1
0
7
J
5
4
8
=
8
B
5
;
L
3
>
@
8
7
>
=
B
0
;L
=
>
?
>
2
>
@
>
B
=
>
3
>
B
8
?
0
, >
4
=
>
?
>
;
N
A
=
K
9
A
>
4
=
8
<
220 :
, 1000
, 31,5 :
, I (1)=2,83 :
(
1!
(220 (
1!
(220
AM
;
5
:
B
@
>
4
28
3
B
5
;
L
=
K< ?
@
8
2
>
4
>
<4;
O
3
;
0 2
=
K
E 87
0
7
5
<
;
O
N
I5
3
>
=
>
60 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1 %
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
0
O
!
- ‘
5
@
B
>
2
>
>
@
K
B
>
N1
!
1
>
@
=
K
5H
8=
K220 :
, 2000 1 !
(
220 : »
1!
(
220
220 1 !
(
0
7
J
5
4
8
=
8
B
5
;
L
3
>
@
8
7
>
=
B
0
;L
=
>
?
>
2
>
@
>
B
=
>
3
>
B
8
?
0
, >
4
=
>
?
>
;
N
A
=
K
9
A
>
4
=
8
<
220 :
, 1000
, 31,5 :
, »
220 1″
-1!
(
220 »
220 2″
-2!
(220
AM
;
5
:
B
@
>
4
28
3
B
5
;
L
=
K< ?
@
8
2
>
4
>
<4;
O
3
;
0 2
=
K
E 87
0
7
5
<
;
O
N
I5
3
>
=
>
60
»
220 1″ -1!
(
220
1!
(
220
»
220 2″ -2!
(
0
7
5
<
;
8
B5
;
L220 :
, 31,5 :
»
-1 — 1 !
(
220
»
-2 — 2 !
(
»
220 «-1
»
220 «-2
07
5
<
;
8
B5
;
L220 :
, 31,5 :
»
220 »
-1 »
220 »
-2
0
7
J
5
4
8
=
8
B
5
;
L
3
>
@
8
7
>
=
B
0
;
L
=
>?
>
2
>
@
>
B
=
>
3
>
B
8
?
0
, >
4
=
>
?
>
;
N
A
=
K
9
A
>
4
=
8
<
220 :
, 1000
, 31,5 :
,
220 »
-1
220 »
-2
AM
;
5
:B
@
>
4
28
3
B
5
;
L
=
K@
8
2
>
4
>
<4;
O
3
;
0 2=
K
E87
0
7
5
<
;
O
N
I5
3
>
=
>
60
220 :
»
@0
=
A
D
>@
<
0
B>
@
B>
:
02
AB
@
>
5=
=
K
9220 :, »
»
220 »
-1 »
»
220-»
0,2S (400/5)
5P (400/1)
»
@
0=A
D
>@
<
0
B
>@
B
@5
E
D
07
=
K
9
»
&
- 125000/220 # %
125
U=
>
<=242±2E2,5/10,5 :
»
-1 »
-2
Y/-11
U=11%
10 :
10,5 :
10,5 :
»
@0
=
A
D>@
<
0
B
>
@A
>
1
A B
2
5
=
=
K
E=C
6
4″
!
-1, »
!
-2
»
!
-1000/10 #3
10
1
10
2
10
3
10
1
U=
>=10,5/0,4 :
<
/Y-11 »
!
-2
U=6% »
-1 »
!
-1 »
-2 »
3 »
1
07
5
<
;
8B5
;
L
10 :
, 50 :
»
-1
»
2
»
-3
»
07
L
5
4
8=
8
B
5
;
L@
C
1
O I5
3
>
B8
?
0
, >
4
=
>
?
>
;N
A=
K
9 A
4
2
C
<
O
, 10 :
, 4000
, 50 :
, —
1 —
2 —
3 —
AM;
5
:
B@
>
<
0
3
=
8
B=
K
< ?
@
8
2
>
4
>
<3
;
0
2
=
K
E 8 7
0
7
5<
;
O
N
I
8
E
=
>
65
9
2- 1
2-
2
2- 3
2-
07
5
<
;
8B5
;
L
10 :
, 50 :
K:
;
NG
0
B5
;
L
2
0:
C
C
<=K
9
10 :
, 4000 , 63 :
1
2
3
#
0,4 :
-1
-2
07
5
<
;
8B5
;
L
0,4 :
, 25 :
0,4 :
0,4 :
2″
1 2″
2 2″
3 2″
4
1 1A
1 2A
2 1A
2 2A
!
1 A
. 0,4
>
<
1
8=
8
@
>2
0
=
=
K9
>
?
B8
G
5
A
:
8
9
B
@
0
=
A
D
>
@
<
0
B
>
@
B
>
:
0
8
=
0
?
@
O
6
5
=
8
O 1″
2 1″
2 1″
3 1″
&»
»
-0-3-10-3000-# 2 2 A
. 0,4
10 0,1 0,1
3 , 3 , 3 :
, 0,2/3P
1
!1
2
!
1
1
!
1
2
!
1
1
!
1
2
!
1
1
!
3
2
!
3
1
!
2
2
!
2
1
!
4
2
!
0,2S/0,2/5P
!
!
1
!
!
1
!
!
1
!
!
3
!
!
2
!
!
1
#
2
#
»
»
1 »
»
2 »
»
3 »
»
3
@
5
=
0
B
=
K
5
!
1
1
I
5
A
B
0
=
F
8
>
=
=
K
5
!
1
3
@
5
=
0
B
=
K
5
!
2
3
@
5
=
0
B
=
K
5
!
3
1
I
5
A
B
0
=
F
8
>
=
=
K
5
!
2
3
@
5
=
0
B
=
K
5
!
I (3)=48,37 :
»
@0
=
A
D
>
@
<0
B
>
@
B >
:
0
0,66 :
, 25 :
»
»
#
0,4
8
4
@>
3
5
=
5
@
0
B
>
@ 0,5S/0,5-(1500/5)
!850/135-56
1
2
3
43,75
35
B 35
B 35
B 35
B
U= =10,5 :
#
1500 :
, cosÆ
B =0,8
#
>
< 1,5
B
3
>
! A
0
; 0
2
> >
=
>
<
1
8=
8
@
>2
0
=
=
K9
>
?
B8G
5
A
:
8
9
B
@
0
=
A
D
>
@
<
0
B
>
@
B
>
:
0
8
=
0
?
@
O
6
5
=
8
O
&»
»
-0-3-10-3000-# 2
. !
10 0,1 0,1
3 , 3 , 3 :
, 0,2/0,2
2
0,2S/0,2/5P
0
7
0
B =
. 8
<
-13.03.02-1405671- A
. 8
? 0
4
!
0O
=
>
-(
C
H5
=
A
:
8
9$;
80
;
4
>
7
< . >
; .
.G
C 8B!
A >4.
: >
4
?
00 !
B 8
1
8
@
A
:>
3
>$4
5
@
0
;
L
=
>
3
>#=
8
2
5
@
A
8B
5
B
0
0
7
@ 01
. <
5
;L
G
0
:
>
2
@
>
5
:
B
@
8
@
>
2
0
=
8
5
%
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:9!
> B
0
4
8
O
8
A
B
8
A
B
>2
;
4
@
>
2 . !
8
2
F>
2
>
< # 5 8
!=
0@
5
:5
>
;
L
H>
9
0
B
> . !?
»
.:
>
= B
@ ;
0
2
=
0O
A
E5
<
0 0
D
5
4
@0
!
, 2 =
.:
>
= B
@
#
B2
>
3
>
=
O
9
G
5
=
:
> M;
5
:
B
@
8
G
5A
:
8
E?
@
8
A
>
5
4
8
=
5
=
8
9 2018
$
@
><
0
B A1
(
1113 -053G05AG (!
8A B 5
<
0
) (
1113 -053G05AG (! 8 A
B 5
<0
)
I G I Y Y I I G
Z1<, Z2<, U1>, U Y Y U Z1<, Z2<, U1>,
.Y .Y
U2>, U2>,
, UN (U0 ) U . U .
, UN (U0 )
I G, I2, I1, I Y Y I
I G, I2, I1,
Z1<, Z2< Z1<, Z2<
UN (U0 ) U .N — — U .N UN (U0 )
I I
1 Y :
» Y I
1 I
I I
2 Y Y I
2 I
U> U Y Y U U>
I>» , I>>» I»
Y »
»
1 Y I»
I>» , I>>»
I> I»
Y 3000/5
»
»
2 10500
Y I»
I>
I I
100 100
, I I
Y 3 , 3 , 3 Y I
, I
»
2 »
8
1
B
0
I
8
B
K #A B
0
2:8
9
8
A
K
!-850/135-56 # %
4
5
9
A
B
2
8
O
>
K
=
9
=
8
=
-220
L
5
43,75 /35
B
8
I
5 B
=>A
8 B 5 ;L
=
K
5
<
5
=
>
2
0
=
=
K
5
;
;
1
>
0
8
<
5
=
>
2
0
=
8
5 1>
7
=0
G5
=
8
5
0
8<5 =
>2
0
=
8
5
>
10,5 :
;
@
!
»
<
54
8 = 8 FK 5 48
=
8
F
K
?
B
5
0
C
-»
5
8
8
>
=
5
, cosÆ
A
8
B
4
I=2406 =0,8
=
»
>
:A
@
0
1
0 B K2
0
=
8
O
, I! 0,15″
?
3
8
>
0,6
=
I
5
5
.0
8
=
2
@
5
:
@
0
G
A
5
8
>
1
G
A
?
:
N
=
A
>
M
D
D
8
F
8
5 = B B
>
@
<
>6
5=
8O, »
»
N
C
H
7
C
;
0
;
0
0,3
C
4
:
:
K» 3000/5
B
@
5
B
@>
4
>
;
L
=
0
O
A
3
@
»
»
4
0
I
8
B
K
B
I
7
G
0
4
8
D
.7
0
I8
B
0
»
>
:
=
0
G
0
;
L
= >3>B
>
@
<
>
65
=8O
, 0,5″ I 2,01
I
»
«>
@
<
>
7 = >9B>
:
,B 1,5″ I 6,02 »
3 »
4
0
8
<
5
=
>
20
=
8
5 1
>
7
=
0
G
5
=
85
»
>
:A
@
0
1
0 B K2
0
=
8
O
, I!
.0 0,15″ I
=
>< 0,625
@
>
4
>
;
L
=
0
O4
8
D.7
0
I
8
B0
I
G + + + +
>
M
D
D
8
F
8
5 = B B
>
@
<
>6
5=
8O, 0,3 —
@
>
4
>
;
L
=
0
O
4
8
D. 7
0
I
8
B0
I
+ + + +
@
>
4
>
;
L
=
0
O
4
8
D
. 7
0
I
8
B
0
K» 2=
>
@
<
0
;
L
=
>
< @
5
68
<
5
2=
>
@<
0
;L
=
>
< @
5
6
8
<
5 I
@
>
4
>
;
L
=
0
O
4
8
D. 7
0
I
8
B0
»
>
:
=
0
G
0
;
L
= >3
I
>
»
B
>
@
<
>
65
=8O
, 0,5″ I
=>
< 2,05 2@
5
6
8
<
5D>
@A
8
@
>
2
:
8 I
+ + + +
«>
@
<
>
7 = >9B>
:
,B 1,5″ I=>
< 6,15 t1 +
»
>
:A
@
0
1
0 B K2
0
=
8
O
, I!
.0 0,15″ ID>
@
A 0,49 1″
»
5
0
I8
B
0>
B7
0
:
0
=
8O0 U0
= t2 +
>
M
D
D
8
F
8
5 = B B
>
@
<
>6
5=
8O, 7
5
<
;
N t3 + + +
0,3 — »
»
1000/5
@
2
>
4
@
>
5
;
6
L
=
8
0
<
O
4
5
8
D
D
. 7
>
0
@
I
A
8
8
B
@
0
>
2
:
8 I
K» 1″
»
6 U03 t + + +
»
>
:
=
0
G
0
;
L
= >3>B
>
@
<
>
65
=8O
, 0,5″ I 1,64
0
I
8
B0
>B?
>2
K
H
5
=
8
O U> t1 + +
I
D >
@
A 1″
»
«>
@
<
>
7 =
»
>9B>
:
,B 1,5″I 4,92 »
»
1000/5 =
0
?
@
O
65
=
😯
t2 + +
t1 U01G
D >
@A
6 1″
1 1″
»
8 1″
2
0
I
8
B0
>B?
>2
K
H
5
=
8
O U>
t1 + +
U0 t2 U02G — 10
=
0
?
@
O
65
=
😯
t2 + +
0
I
8
B
0
>
B7
0
<
K
:
0
=
8
O
=
0 t3 U03G — 15
0
I
8
B0
>
1
@0
B=
>
9 ! +
7
5
<
;
N
>
M
D
D
8
F
8
5 = B B
>
@
<
>
65
=8O
-235/46-56 #
0,6 :
/0,24
%
B
?
>
A
;
5
4
>
2
0
B
5
;
L =
>
A
B
8>
B I2 + +
U03 K» 1,5 820 , cosÆ
/240 =0,4
=
5
A
8
<
<
5
?
B
5
@
@
8
5
G
3
=
@
C
K
7
E
>
:
8
! 1
»
t +
0
I
8
B0>
B?
>
2
K
H5
=
8
O 2 AB -=
L U! 2 1,4″ U= ><
.3 140 1″
»
9 t2 + +
=
0
?@
O
6
5
=
8
O
U> 1″
«13 ! +
1 A
B-=
L U! 1 1,2″ U= ><
.3 120 1″
»
10 1000/5
0
I
8
B0>
B?
>
2
K
H5
=
8
O U> U! 1,2″ Uf= 120 1″»
14
0
I
8
B0
>
B A
8
<
<5
B
@8
G
=
K
E I1 + +
=
0
?@
O
6
5
=
8
O
>
< 1″
»
11
8
?
5
@
5
3 @
C
7
>: t +
>
! 1
=
»
0
0
I8
B0>
1
@
0
B
=
>
9 !
I2! 0,07″ I 0,34 t2 + +
2
»
>
?
>
A
;
5
4
>
2
0
B
5
;
L
=
>
A
B
8
>
B
A
I2 I2 0,15″ t1 +
0
I 0,74 1″
»
;
=
5
A
8
<
<
5
B@
8
G
=
K
E
8 #
!
Z1<
3
1,2″ + + +
>
?
5
@
5
3
@
C
7
>
: B
A5G
:
0 I2 I 4,81 t2
!
«!
8
A
B0
=
F
8
>
=
=
0O7
0
I
8
B0
!
I1!
1,07″ I 4,3 t1 +
. !
0
I
8
B
0
>
BA
8
<
<
5
B
@
8
G
=
K
E Z2<
1,1″ t2 + +
2
I1 I1 I 4,42
=
8?
5
@
53
@
C
7
>
: #
!
. 8
B
A5G
:
0 I1 1,22″ I 4,91 ! +
<
«!
0
0
I8
B
0@
>
B >
@
0
>
B + +
7
1 A
B-=
L Z1 0,04 0,54 < I
0
Z< ?
5
@
5
3
@
C
7
: 8
8
A
B
0
=
F
8
>
=
=
0
O
7
0
I
8
B
0 2 AB -=
L Z2 0,35 4,97 <
» ! + +
!
I.!
1,07″ I 2,23
B
0
I
8
B
0@
>
B
>
@
0
>
B
-13.03.02-1405671 A
0
I I. 1,1″ I 2,51
4
?
5
@
5
3
@
C
7
:
8
#
!
. 8
B
A5G
:
0 I.» 2,19″ I 4,5
?
!0
O=
>
- (CH5=
A
:
8
9$;8
8
0
;
4
>
7
< . >
; .
.G
C 8B!
A >4.
: >
4
?
00 !
B 81
8@
A:
>3
> $45
5@
0;
L=
>
3
>#
=8
2
5
@
A
8B
5
B
0
0
7
@ 01
. <
5
;L
G
0
:
>
2
@
>
5
:
B
8
@
>
2
0
=8
5%
0
=
BK=
B
0
9
A:
>
9!!
- B
0
4
8
O
8
A
B
8
A
B
>2
;
4
@
>
2 .
0
7
0=
F
52
0
>
< # 6 8
=
0@5
:5>;
LH>
9 0
B > . !?
»
.:
>
= B
@
@
8
=
F
8
?
8
0
;
L
=
0
OA
E
5
<
0@
5
;
5
9
=
>
97
0
I8K
B 0
D
5
4
@0
!
, 2 =
.:
>
= B
@
#
B2
>
3
>
=
O
9
G
5
=
:
> 3
84
@>
03
@5
30
B0 ! 1 2018
$
@
><
0
B A2
GPS-0
=
B
5
=
=
0 !
5
@
2
5
@
=
0
O
!
#
»
!
5
@
2
5
@
B
>
G
=
>
3
>2
@
5
<
5
=
8 !
5
@
2
5
@
A
1
>@
04
0
=
=
K
E !
5
@
2
5
@
07
K4
0
=
=
K
E !
5
@
2
5
@
0
7
K 4
0
=
=
K
E(@
5
7
) WEB-A5
@2
5
@
>
<
<
C
B0
B
>
@
!
»
-01 HP ProLiant D360 HP ProLiant D360 HP ProLiant D360 HP ProLiant D360 MOXA EDS-508A
Ethernet
Ethernet Ethernet Ethernet Ethernet Ethernet
>
<
<
C
B0
B
>
@
#
(
#
-220 :
)
MOXA EDS-508A
>
<
<
C
B0
B
>
@
Ethernet MOXA EDS-505A-MM-SC
Ethernet
!
5
B
L
!
#
»
4
0
=
8
5
! ESM-SV-220 ESM-SV-220
>
=
0
ESM-SV-220 ESM-SV-220 ESM-SV-220 ESM-SV-220
1
A
0
; 2
>
1
2
3
3
>
5 6
!
. !
1 2 3 4
0
7
0
B . 8
< 2
=
-13.03.02-1405671-!
. 8
? 0
4
!
0
O
=
>
-(C
H5
=
A:
8
9
$;8
8
0
;
4
>
7
< . >
; .
.G
C 8B!
A >4.
: >
4
?
00 !
B 8
18
@
A:
>
3
>$4
5
@
0;
L
=
>
3
>#
=8
2
5
@
A
8B
5
B
0
0
7
@ 01
. <
5
;L
G
0
:
>
2
@
>
5
:
B
8
@
>
2
0
=
8
5
%
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
>
9
!!
B
0
4
8
O
8
A
B
8
A
B
>2
;
4
@
>
2 . !
8
2
F>
2
>
< # 7 8
=
0@
5:
5>
;
L
H>
9
0
B> . !?
»
.:
>
= B
@ !
E
5
<
0?
@
8
=
F
8?
8
0
;
L
=
0
O
!-
# 0
D
5
4
@0
!
, 2 =
.:
>
= B
@
#
B2
>
3
>
=
O
9
G
5
=
:
> %0
=
BK
=B
0
9
A:
>
9
! 2018
$
@
><
0
B A3
!
5
@
2
5
@
=
0
O
!
#»
5
;
5
9
=
K
9
7
0
;
#
(
:
0
D
!
#
- (
:
0
D
!
#
~220
;
>
:
@
>
7
5
B
>
: QF3
!
5
@
2
5
@
A
1
>
@
0 !
5
@
2
5
@
1
0
7 WEB-A
5
@
2
5
@
>
<
<
C
B
0
B
>
@
1
>
<
<
C
B
0
B
>
@
2
~220
B
4
0
=
=
K
E
~220
~220 ~220 ~220 ~220 ~220 QF4
~220
>
<
<
C
B
0
B
>
@
;
>
:
@
>
7
5
B
>
:
!
5
@
2
5
@
1
0
7 !
5
@
2
5
@
B
>
G
=
>
3
> 1 2
2
>
4
4
0
=
=
K
E
(@
5
7
) 2
@
5
<
5
=
8 QF1
~220
#
220 :
~220 ~220 ESM-SV ESM-SV
QF2
~220 2 2
2
>
4
5 6
«H
220
=
2
5
@
B
>
@
8
B
0
=
8
5
A
G
5
B
G
8
:
>
2
1,
2,
3,
4 =220
&
»
»
-220 &
»
»
-220
0
H
8
=
=
K
9
7
0
;
>
5 6
=
)
#
1-2
)
#
3-4
;
3 A
0 0
2
>
ESM-SV ESM-SV ESM-SV ESM-SV
>
!
. !
1 2 3 4
<
0
7 2
=
. 8
>
B
A
>
1
A
B
2
5
=
=
K
E
=
C
6
4
0
>
B
A
8
A
B
5
<
K
?
>
A
B
>
O
=
=
>
3
>
B
>
:
0
&
»
»
-10 &
»
»
-10 &
»
»
-10 &
»
»
-10
B
-13.03.02-1405671-!
0
4
. 8
1 2 3 4
?
!
0
O
=
>
-(C
H5
=
A
:
8
9$;
8
0
;
4
>
7
< . >
; .
.G
C 8B!
A >4.
: >
4
?
00 !
B 8
18
@
A:
>
3
>$4
5
@
0;
L
=
>
3
>#
=
8
2
5
@
A
8B
5
B
0
0
7
@ 01
. <
5
;L
G
0
:
>
2
@
>
5
:
B
8
@
>
2
0
=
8
5
%
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
>
9
-!
!B
0
4
8
O
8
A
B
8
A
B
>2
;
4
@
>
2 . !
8
2
F>
2
>
< # 8 8
=
0@
5:
5>
;
L
H>
9
0
B> . !?
»
.:
>
= B
@ !
E
5
<0?
@8
=
F
8
?
80
;
L
=
0O 0
D
5
4
@0
!
, 2 =
.:
>
= B
@
#
B2
>
3
>
=
O
9
G
5
=
:
> M
;5
:
B@
>
?8
B0
=
8
O
!#
- 2018
$
@
><
0
B A3
@
>
5
:
B
8
@
>
2
0
=
8
5
%
0
=
B
K
=
B
0
9
A
:
>
9
!
=
0
@
5
:
5
>
;
L
H
>
9
0
B
>
< NC
A
B=141
B
A
@
.3
>=653,58 <
4 ;
=
. :
B
»
G
! C B > G
=
K
9
3
@
0
D
8
:
=
0
3
@
C
7
:
8
4
;
O
7
8
<
=
5
3
>
?
5
@
8
>
4
0
@
0
D
8
:
=
0
?
>
;
=
5
=
8
O
-A
@
0
1
0
B
K
2
0
=
8
O
2
>
4
>
E
@
0
=
8
;
8
I
0
0
;
0
=
A
M
=
5
@
3
8
8
0
;
0
=
A
<
>
I
=
>
A
B
8
