Курсовой проект - ГЭС 960 МВт

Исходные данные
1. Данные по энергосистеме:
1.1. Энергосистема Сибирь по типовым графикам энергосистемы для широты «Центр».
1.2. Годовой максимум нагрузки 32000 МВт.
1.3. Число часов использования установленной мощности 5500 ч.
1.4. Установленная мощность существующих ГЭС 5000 МВт.
1.5. Гарантированная мощность существующих ГЭС 2000 МВт.
1.6. Резервы: нагрузочный резерв системы 1%, аварийный резерв системы 6%.
2. Схема использования реки: .
3. Кривая полезных объемов Усть-Хантайского водохранилища представлена в разделе 1.
4. Кривая связи расходов и уровней в нижнем бьефе гидроузла представлена в разделе 1.
5. Зимний коэффициент кривой связи расходов и уровней НБ 1.
6. Требования участников ВХК и потери воды
7. Коэффициент мощности kw = 8,8.
8. Потери напора в водоподводящих сооружениях Δh = 0,65 м.
9. НПУ проектируемой ГЭС 60,0 м.
10. Расчётный гидрологический ряд наблюдений р. Хантайка в створе Усть-Хантайской ГЭС с 1937-38гг. по 1988-89гг.

Содержание:
Введение
1 Общая часть
1.1 Природные условия
2.2 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года
2.3 Определение максимального расчетного расхода
2.4 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы
2.5 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы
2.6 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими ГЭС
2.7 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований водохозяйственной системы
2.8 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году
2.9 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных ремонтов
2.10 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в среднем по водности году
3 Основное и вспомогательное оборудование ГЭС
3.1 Выбор числа и типа агрегатов
3.1.1 Выбор гидротурбин по универсальным характеристикам
3.1.2 Определение параметров турбин ПЛ50-В и ПЛ60-В
3.1.3 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному расходу
3.1.4 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее бескавитационной работы
3.1.4.1Работа одного агрегата с установленной мощностью при отметке НПУ
3.1.4.2Работа всех агрегатов с установленной мощностью при отметке НПУ
3.1.4.3Работа всех агрегатов с установленной мощностью ГЭС при расчетном напоре
3.1.5 Экономическое обоснование варианта основного энергетического оборудования
3.1.5.1Капиталовложения при установке турбины ПЛ50-В -600
3.1.5.2Капиталовложения при установке турбины ПЛ50-В -500
3.1.5.3Капиталовложения при установке турбины ПЛ60-В-600
3.2 Определение геометрических размеров проточной части гидротурбины ПЛ50-В-600
3.3 Выбор гидрогенератора под турбину ПЛ50-В-600
3.4 Определение установленной мощности ГЭС
4.1 Гидравлический расчет водосливной плотины
4.1.1 Основной расчетный случай
4.1.2 Поверочный случай
4.1.3 Расчёт формы водосливной поверхности
4.1.4 Определение типа сопряжения бьефов
4.1.5 Гидравлический расчет водобойной стенки
4.2 Определение ширины подошвы плотины
4.3 Конструкция водосливной плотины и её основных элементов
4.3.1 Разрезка плотины швами на секции
4.3.2 Водобой
4.3.3 Дренажные устройства
4.3.4 Противофильтрационная завеса
4.4 Определение отметки гребня земляной плотины
4.5 Определение нагрузок, действующих на плотину
4.5.1 Волновое давление
4.5.2 Определение веса плотины и бычка
4.5.3 Вес технологического оборудования
4.5.4 Давление наносов
4.5.5. Горизонтальная составляющая силы гидростатического давления на плотину со стороны верхнего бьефа
4.5.6 Горизонтальная составляющая силы гидростатического давления на плотину со стороны нижнего бьефа
4.5.7 Вертикальная составляющая силы гидростатического давления на плотину со стороны нижнего бьефа
4.5.8 Противодавление
4.6 Расчёт прочности плотины
4.6.1 Основное сочетание нагрузок
4.6.2 Особое сочетание нагрузок
4.6.3 Оценка прочности плотины
4.7 Расчет устойчивости плотины
4.7.1 Основное сочетание нагрузок
4.7.2 Особое сочетание нагрузок
4.8 Компоновка гидроузла
4.9 Пропуск строительных расходов
4.10 Заключение
5 Электрическая часть
5.1 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС
5.1.1 Выбор синхронных генераторов электростанции
5.1.2 Выбор блочных трансформаторов (стр.253 <3>)
5.1.3 Выбор трансформаторов собственных нужд
5.1.4 Выбор сечения проводов воздушных ЛЭП
5.2 Выбор схем РУ и проектирование главной схемы ГЭС
5.3 Расчет токов короткого замыкания для выбора электрических аппаратов
5.3.1 Составление схемы замещения
5.3.2 Расчет токов КЗ в точке К-1
5.3.2.1Преобразование схемы замещения и определение результирующих относительных сопротивлений
5.3.2.2Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ
5.3.2.3Расчет апериодической составляющей и ударного тока КЗ
5.3.2.4Расчет периодической составляющей в произвольный момент КЗ
5.3.2.5Расчет термического действия тока КЗ. Определение импульса квадратичного тока КЗ
5.3.3 Расчет токов КЗ в точке К-2(3) (шины ОРУ-220 кВ)
5.3.3.1Преобразование схемы замещения и определение результирующих относительных сопротивлений
5.3.3.2Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ
5.3.3.3Расчет апериодической составляющей и ударного тока КЗ
5.3.3. 4 Расчет периодической составляющей в произвольный момент КЗ
5.3.3.5Расчет тока однофазного КЗ в точке К-2
Апериодические составляющие тока КЗ в момент времени :
5.3.3.6Расчет термического действия тока КЗ. Определение импульса квадратичного тока КЗ
5.4 Выбор электрических аппаратов
5.4.1Выбор аппаратов и проводников по условиям рабочего режима
5.4.2 Выбор выключателей и разъединителей
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений
7.2 Техника безопасности и противопожарная безопасность
8.2 Определение финансовой эффективности инвестиционного проекта
9 Расчет схемы собственных нужд
9.1 Общие положения
9.2 Схема С.Н. Усть-Хантайской ГЭС
9.2.1 Выбор трансформаторов щита агрегатных нужд 13,8/0,4 и 6/0,4
9.2.2 Выбор вводных и отходящих выключателей