| Захист від замикань усередині бака трансформатора | Газовий захист з реле типу РЗТ-80 |
2. Трансформатор власних потреб | ||
| Захист від багатофазних КЗ в обмотках та на виводах | Поздовжний диференціальний струмів захист типу РНТ-565 або струмова відсічка на реле типу РСТ-11 |
| Захист від зовнішніх між фазних КЗ | МСЗ з реле типу РСТ-11 |
| Захист від замикань на землю в мережі 0,4 кВ | Спеціальний струмів захист нульової послідовності з реле типу РТЗ-50 |
| Захист від замикань усередині бака трансформатора | Газовий захист типу РЗТ-80 |
3. ЛЕП-330 кВ | ||
| Захист від усіх видів КЗ | REL670 виробництва ABB L90 виробництва General Electric |
4. Електродвигуни 0,4 кВ | ||
| Захист від між фазних КЗ та замикань на землю | Автомати типу АВМ та А3700 |
5. Електродвигуни 10 кВ | ||
| Захист від між фазних КЗ | Струмова відсічка або поздовжній диференціальний захист на реле типу РНТ-565 |
| Захист від замикань на землю | Струмів захист нульової послідовності з реле типу РТЗ-50 |
| Захист від зниження напруги | Захист мінімальної напруги з реле типу РНФ-1М |
Продовження таблиці 3.1
6. Збірні шини електроустановок | ||
| Захист від КЗ | Диференціальний струмів захист типу ДЗШ або ДЗШТ |
Примітка: а) на ЛЕП-330 кВ встановлюємо пристрій АПВ типу АПВ-2П.
4 Спеціальна частина
Гідрогенератори - синхронні генератори, що приводяться в обертання гідравлічними турбінами, випускаються в широкій номенклатурі потужностей до 800 МВт на частоти обертання від 46,9 до 1500 об/хв, напругою до 18 кВ. За типом гідравлічної турбіни гідрогенератори діляться на вертикальних і горизонтальних, а також оборотні для роботи генератором або двигуном.
В даний час номінальна потужність виготовлених гідрогенераторів-двигунів знаходиться в межах 200-400 MBА при номінальних частотах обертання 150-400 об/хв. У різних країнах ведуться розробки потужних гідрогенераторів-двигунів на великі частоти обертання. Угонна частота обертання гідрогенераторів-двигунів, як правило, знаходиться в межах 1,45 - 1,7 номінальної частоти обертання. Коефіцієнт потужності в генераторному режимі для більшості потужних генераторів-двигунів складає 0,85 - 0,99. У руховому режимі 
вибирається з умови споживання реактивної потужності при найвищому значенні напруги в точці приєднання до мережі. Для більшості виконаних машин він знаходиться в межах = 0,95. Напруга статора генераторів-двигунів істотно впливає на вартість машини.У багатьох машинах напруга статора дорівнює 15,75-16,5 кВ, а у ряді випадків 18-20 кВ і вище. Вибір підвищеної напруги характерний для генераторів-двигунів, встановлених на підземних ГАЕС, у зв'язку з прагненням понизити розміри шинопроводів від генератора до трансформатора, що підвищує, протяжність яких відносно велика. Межі зміни напруги в оборотних гідрогенераторах, як правило, допускаються більшими, ніж в генераторах звичайного типу.
Момент інерції гідрогенераторів-двигунів, як правило, значно менше, ніж гідрогенераторів звичайного виконання. Це пов'язано з меншою угонною частотою обертання насос-турбіни, а також з прагненням зменшити діаметр ротора для зниження пускової потужності і часу пуску в насосному режимі. Зниження моменту інерції ротора особливо важливе для агрегатів з асинхронним пуском в насосному режимі. Для гідрогенераторів-двигунів є характерним зниження індуктивного опору по подовжній осі Хd.
Величина ОКЗ для гідрогенераторів-двигунів з частотою обертання до 300 об/хв знаходиться в межах 1,1 - 1,0. У потужних високошвидкісних машинах ОКЗ вибирається менше одиниці - 0,8 - 1,0.
Зазвичай, генератор-двигун ГАЕС виконаний в зонтичного виконання з одним направляючим підшипником в зоні верхньої хрестовини, з опорою підп'ятника на кришку насоса-турбіни і призначений для безпосередньо асинхронного пуску.
У машині застосовані масивні полюси, які по торцях сполучені потужними мідними перемичками, привареними до масиву полюсів. Зменшення термомеханічної напруги в масивному полюсі досягається за допомогою прорізів по довжині полюса. Для полюсів застосована сталь з підвищеною термічною міцністю.
Для обмотки статора застосована термореактивна ізоляція типу «моноліт». На виході стрижнів з паза і в головках лобових частин встановлені елементи, що розклинюються. Кріплення лобових частин обмотки до бандажних кілець здійснюється із застосуванням формоутворювальних прокладок. У пазовій частині обмотка кріпиться пазовими клинами з пружними підклиновими прокладками.
Між стрижнями і на дні паза передбачені прокладки з формоутворювального матеріалу.
Для зменшення пускового струму обмотка статора має збільшене число витків і спеціально заглиблений паз. Для збільшення пазового розсіяння під клинами в пазу встановлені магнітні вставки, що є склеєними пакетами пластин електротехнічної сталі. Конструкція сердечника статора — безстикова з шихтовкою статора в кільце на місці установки.
Підп'ятник - однорядний сегментний на гідравлічних опорах з автоматичним вирівнюванням навантаження між сегментами, з нульовим ексцентриситетом. Поверхня тертя сегментів покрита фторопластом.
Система охолоджування - повітря, замкнута з самовентиляцією. Для забезпечення однакової витрати повітря в генераторному і руховому режимах всі напірні елементи мають симетричні радіальні канали.
4.1 Системи збудження гідрогенераторів
В даний час найбільш широкого поширення набули системи збудження з перетворювачами тиристорів. При цьому використовуються системи як незалежного збудження, так і самозбудження. І в тих і в інших системах застосовуються трифазні мостові схеми випрямляння. Схеми перетворення можуть бути однокомплектними і двокомплектними. У двокомплектних схемах один випрямляч включається на повну напругу джерела живлення, а другий - на відпаювання його обмотки. При цьому випрямлячі працюють з різними кутами управління. У нормальних режимах струм збудження йде головним чином через робочий комплект вентилів, в режимах форсування - через форсирований комплект вентилів. На стороні постійного струму обидва випрямлячі з'єднуються паралельно.
Рисунок 4.1 - Схема незалежного збудження
Схема з одним комплектом вентилів застосовується при кратності форсування до <2,5, а схема з двома комплектами вентилів - при до = 3 - 4.
При незалежному збудженні як джерело живлення використовується допоміжний генератор ВГ, який встановлюється в зоні між ротором генератора і верхньою хрестовиною. Завдяки достатньо великому діаметру ВГ збільшення висоти генератора не потрібний. Допоміжний генератор є звичайною явнополюсною синхронною машиною, розраховану для роботи на випрямне навантаження.. Обмотка статора ВГ при двохмостовій схемі випрямляча виконана з відпаюваннями: робочий міст підключений до відпаювань, форсировочний міст - на повну фазну напругу. Окремі частини обмотки можуть виконуватися з різним числом паралельних гілок - великим в більш навантаженій робочій частині і меншим в решті частини обмотки.
Обмотка збудження гідрогенератора отримує живлення від випрямляча тиристора. Збудження допоміжного синхронного генератора ВГ здійснюється випрямлячем тиристора, одержуючим живлення від виводів ВГ через трансформатор Т. В деяких генераторах застосовуються також системи самозбудження з послідовно включеними вольтододаючими трансформаторами. Гасіння поля в нормальних експлуатаційних режимах здійснюється інвертуванням, а в аварійних режимах - автоматом гасіння.
Системи збудження повинні забезпечувати в тривалому режимі роботи струм і напругу гідрогенераторів, що перевищують номінальні значення не менше чим на 10%. Кратності форсування напруги і струму збудження мають бути не менше 2, а швидкість наростання напруги збудження при заданому зниженні напруги на вході автоматичного регулятора збудження (АРЗ) і при раптових коротких замиканнях в мережі - не менше двох відносних одиниць в секунду.
Для гідрогенераторів потужністю 100 МВт і більш рекомендується застосовувати швидкодіючі системи збудження, що забезпечують наростання напруги від номінального до 95% граничного значення за час не більше 0,08 с. Гранична напруга збудження повинна досягатися при зниженні напруги на вході АРЗ на 5% при кратності форсування до 3 і на 7,5 % при більшій кратності форсування.
Для систем паралельного самозбудження без послідовних вольтододаючих трансформаторів вимоги по кратності форсування і швидкодії повинні виконуватися за наступних умов:
1) напруга прямої послідовності на виводах генератора при будь-якому короткому замиканні має бути більше 0,8 номінального;
2) напруга прямої послідовності має бути менше 0,8 номінального при тривалості короткого замикання не більше 0,18 з для мережі напругою 110 кВ і вище і не більше 0,3 з для мережі 35 кВ і нижче, причому після відключення короткого замикання напруга повинна перевищувати 0,8 номінального.
Якщо друге з цих умов не виконується, то допускається зниження кратності форсування до значення, рівного твору напруги прямої послідовності у відносних одиницях на коефіцієнт 2,5. Вимоги до швидкості наростання напруги збудження в цьому випадку не пред'являються. Для задоволення вказаним вимогам система паралельного самозбудження повинна виконуватися з кратністю форсування 2,5 замість 2 при номінальній напрузі живлення.
Напівпровідникова система збудження повинна володіти внутрішнім резервуванням. Якщо число паралельних гілок або число фаз не більше трьох, то при виході з ладу однієї гілки або фази повинна забезпечуватися робота з номінальним навантаженням при номінальній напрузі і запасі по статичній стійкості 20% (без урахування АРВ). При цьому струм збудження не має бути менш струму холостого ходу.
Якщо число паралельних гілок або фаз рівне чотирьом і більш, то вихід з ладу однієї гілки або фази не повинен приводити ні до яких обмежень, включаючи форсування збудження. При виході з ладу двох паралельних гілок або фаз здійснюється автоматичне обмеження або заборона форсування і забезпечуються розглянуті вище режими при числі паралельних гілок або фаз не більше трьох.
У вітчизняній практиці системи збудження розраховуються на двократний номінальний струм збудження в течію не менше 50 з для гідрогенераторів з непрямою системою охолоджування і не менше 20 з для гідрогенераторів з безпосереднім водяним і форсованим повітряним охолоджуванням.
Гасіння поля гідрогенератора може здійснюватися включенням обмотки збудження на розрядний пристрій, перекладом перетворювача в інверторний режим. Можливо також гасіння поля гідрогенератора за допомогою гасіння поля збудника або поєднанням обох способів.
4.2 Режими роботи гідрогенераторів
4.2.1 Зміна напруги
Зазвичай гідрогенератори розраховують так, щоб при зміні значення напруги на виводах обмотки статора, що діє, в межах + 5 % номінального вони розвивали номінальну потужність при номінальному коефіцієнті потужності. При 105% напруги струм статора має бути знижений до 95% номінального, а при 95% напруги він може бути підвищений до 105%. При зниженні напруги нижче 95% номінального збільшення струму понад 105% зазвичай не допускається навіть у тому випадку, коли температура обмотки статора залишається в допустимих межах. Це пояснюється тим, що перепад температури в ізоляції від втрат в міді зростає пропорційно квадрату струму, а надмірне збільшення перепаду температури приводить до значних відносних переміщень шарів ізоляції, до необоротних деформацій в ній і в результаті - до зниження терміну служби ізоляції.
Гідрогенератори допускають також тривалу роботу при підвищенні напруги до 110%. Проте зважаючи на збільшення втрат в сталі і що викликаються ними місцевих нагрівів, а також зростання струму і нагріву обмотки збудження зберегти при цьому номінальну потужність не вдається. Зазвичай при підвищенні напруги понад 105% номінального повна потужність знижується приблизно на 2% з кожним відсотком підвищення напруги. Робота при напрузі понад 110% номінальний не допускається.
Зміни температури води і повітря. Робота гідрогенератора з температурою повітря, що охолоджує, понад 35 °С при замкнутому циклі вентиляції і понад 40°С при розімкненому не передбачається, за винятком режимів сушки. Повітроохолоджувачі забезпечують номінальне навантаження гідрогенераторів і збудників при температурі такою, що поступає в повітроохолоджувачі і теплообмінники води не вище 28 °С.
В окремих випадках, при установці в районах з печенею тропічним кліматом, гідрогенератори розраховують для умов роботи при вищій температурі вхідного повітря, що охолоджує, яка перевищує температуру води, що поступає в повітроохолоджувачі, зазвичай на 7 - 10 °С.
У зимовий час зниження температури води, що охолоджує, дозволяє зменшити температуру повітря, що у свою чергу дає можливість у відомих межах підвищити потужність гідрогенератора, зберігши температуру його обмотки статора незмінної. Проте збільшення потужності обмежується і в цьому випадку перепадом температури в ізоляції.
При пониженні температури повітря, що охолоджує, з 35 до 30 °С допустиме збільшення потужності гідрогенератора на 0,75% на кожен градус підвищення температури. При пониженні температури повітря, що охолоджує, з 30 до 25 °С потужність може бути збільшена на 0,25% на кожен градус пониження температури повітря. При пониженні температури повітря, що охолоджує, нижче 25 °С подальше підвищення навантаження не допускається.
Робота гідрогенератора при температурі повітря, що охолоджує, нижча +15°С не рекомендується, а нижче + 10 °С не допускається, оскільки при цьому можливе порушення ізоляції обмотки статора. У зимовий час не слід також переохолоджувати повітроохолоджувачі щоб уникнути конденсації на них вологи (запотівання). Зазвичай здійснюється сезонне регулювання витрати води, що охолоджує, через повітроохолоджувачі.
4.2.2 Зміна частоти
При зміні частоти в межах 2,5 % номінальною (48,75 - 51,25 Гц) гідрогенератор зберігає номінальну потужність. Проте при зменшенні частоти щодо номінальної підвищення напруги гідрогенератора понад номінальний не допускається. Це обумовлено тим, що при зниженні частоти для підтримки постійної напруги доводиться збільшувати магнітний потік, а також струм ротора. При одночасному підвищенні напруги місцеві нагріви сердечника і обмотки статора, а також температура обмотки ротора можуть перевищити допустимі межі.
В окремих випадках можуть мати місце також обмеження при роботі гідрогенератора з підвищеною проти номінальною частотою і з великою напругою. При підвищенні частоти збільшуються додаткові втрати в міді обмотки статора і на поверхні полюсних наконечників, а втрати в сердечнику статора змінюються трохи. В результаті нагріваючи обмотки статора не виходить з допустимих меж. При підвищенні напруги із-за зростання втрат в сталі статора в напружених в тепловому відношенні гідрогенераторах може мати місце зростання температури обмотки статора вище допустимою. З цієї причини для окремих типів гідрогенераторів не допускається робота при підвищеній частоті і збільшеній напрузі в порівнянні з номінальним.
Допустимі перевантаження по струму статора і ротора. Умови нагріву обмоток при короткочасних перевантаженнях близькі до умов адіабатичного процесу, оскільки кількість тепла, успішного за короткий проміжок часу розсіятися в зовнішнє середовище, трохи. Щоб уникнути порушень ізоляції, викликаних тепловими деформаціями при подовженні обмотки із-за її нагріву, зазвичай обмежують короткочасне підвищення температури обмотки 15 °С.
Обмотки з безпосереднім водяним охолоджуванням володіють більшою перевантажувальною здатністю в порівнянні з обмотками з непрямим повітряним охолоджуванням при малих кратностях перевантажень, але із-за високої номінальної щільності струму допускають меншу тривалість перевантажень великої кратності
4.2.3 Несиметричне навантаження
При несиметричних навантаженнях генератора з'являються магнітні поля, що назад обертаються, першою і вищих гармонік, які викликають додаткові втрати в демпферній обмотці, на поверхні полюсних черевиків і в обмотці збудження. Надмірні нагріви місць з'єднань короткозамыкающих сегментів демпферної обмотки струмами зворотної послідовності можуть привести до її руйнування. Несиметричні навантаження викликають також пульсації моменту з основною частотою 100 Гц, внаслідок чого виникають вібрації статора і ротора, які при тривалій дії можуть привести до руйнування кріплення сердечника статора і міжполюсних з'єднань ротора. По цих причинах несиметричне навантаження обмежується струмами зворотної послідовності і повинні прийматися заходи для зниження тривалості несиметричного навантаження.
4.2.4 Несиметричні короткі замикання
Гідрогенератори можуть ви-тримати лише короткочасні несиметричні короткі замикання, оскільки струми зворотної послідовності, що досягають великих значень, можуть привести до виходу з ладу генератора із-за можливих пошкоджень ротора від місцевих нагрівів і вібрацій.
У практиці прийнято визначати допустиму тривалість несиметричних коротких замикань виходячи з термічної стійкості демпферної системи.
Гідрогенератори допускають короткочасні несиметричні короткі замикання за умови, що твір квадрата середнього струму зворотної послідовності 12 (у долях номінального струму статора) на час тривалості короткого замикання гк в секундах не перевершує певного значення.
4.2.5 Робота із заземленою фазою
Якщо в одній з фаз гідрогенератора або мережі, підключеної безпосередньо до його виводів, мають місце замикання на землю, то такий режим є аварійним. Напруга незаземлених фаз в цьому випадку зростає і може досягати повної лінійної напруги, що веде до відповідного збільшення градієнта напруги в ізоляції обмотки статора і тим самим підвищує вірогідність її пошкодження. Наявність же двох місць замикань на землю в обмотці статора безпосередньо є небезпекою пожежі в генераторі з вигоранням сталі сердечника статора і необхідністю проведення в подальшому великого об'єму відновних ремонтних робіт.
З цієї причини робота гідрогенератора із заземленням однієї з фаз не допускається, при появі «землі» генератор має бути аварійно відключений від мережі і роззбудженний.
4.2.6 Асинхронний режим
Асинхронний режим гідрогенератора може наступити в результаті втрати збудження, невдалої самосинхронізації, невчасного відключення ділянки мережі з коротким замиканням, скидання великого навантаження при збереженні електричного зв'язку з системою і тому подібне.
У асинхронному режимі мають місце великі пульсації струму і напруги, що викликають вібрації гідрогенератора і значні механічні зусилля в окремих вузлах. Крім того, в обмотці збудження генератора, що обертається асихронно, наводиться значна ЕРС, яка при розмиканні ланцюга збудження може привести до пробою ізоляції ротора. Тому асинхронний режим не допускається скільки-небудь тривалий час і при випаданні з синхронізму машина має бути аварійно відключена від мережі.
4.2.7 Допустимі вібрації і шуми
При роботі гідрогенераторів мають місце вібрації різних вузлів і їх елементів, обумовлені дією змінних аеродинамічних, електромагнітних і механічних навантажень.
Допустима вібрація (подвоєна амплітуда коливань) в горизонтальній плоскості хрестовини гідрогенератора з вбудованим в неї направляючим підшипником при вертикального виконання або вібрація підшипників при горизонтального виконання гідрогенератора у всіх режимах роботи при номінальній частоті обертання встановлюється наступною.
У вертикальному напрямі гідрогенератор повинен витримувати вібрації турбіни не більш вказаних вище.
Допустима вібрація сердечника статора з частотою коливань, рівній подвоєній частоті перемагнічування, не повинна перевершувати 30 мкм. Вищі вібрації частоти (100 Гц) і зростання їх із струмом навантаження свідчать, як правило, про невдало вибране чергування котушкових груп обмотки статора. У цих випадках опиняється доцільною зміна електричної схеми обмотки статора. Максимальна інтенсивність шуму, зміряного на відстані 1 м від гідрогенератора, що працює в режимі холостого ходу, не повинна перевищувати 85 дБ.
4.3 Характеристика Дністровської ГАЕС
Наявність потужної промбази та селища будівельників, створених для споруди Дністровського гідровузла, а також великої кваліфікованого колективу будівельників, створюють сприятливі умови для будівництва гідроакумулюючої електростанції.
Дністровська ГАЕС розташована на південному заході України на відстані 400 км від Києва в Чернівецькій області.
ГАЕС була запроектована для роботи в енергосистемі за цикловим графіком: використовуючи надлишки енергії атомних і теплових станцій в нічні години, піднімати воду в верхній басейн, а в "години пік", вранці і ввечері, спрямовувати воду через агрегати і видавати додаткову електроенергію.
У складі ГАЕС розроблено проект власне самої станції потужністю 2268 Мвт. з використанням буферного водосховища для створення нижнього басейну ГАЕС, а також проект ГЕС-2 потужністю 40 Мвт. в складі буферного гідровузла.
Основні функції Дністровської ГАЕС-регулювання частоти і графіка навантажень в енергосистемі, аварійний резерв.
Головна вигода від реалізації проекту- це підвищення стабільності функціонування енергосистеми. Даний показник важко оцінити кількісно, однак відомо, що, за оцінками фахівців, пониження частоти струму з 50 гц до 49 гц завдає збитків економіці України на суму близько 100 мільйонів доларів США.
Оцінки як спеціалістів Світового Банку, так і фахівців Мінпаливенерго України та Укргідропроекту підтверджують безумовну економічну ефективність проекту Дністровської ГАЕС і його вигідність в порівнянні з альтернативними варіантами.
Введення в дію тільки першого агрегату (потужністю 324 МВт. в турбінному і 421 МВт. в насосному режимах) значно полегшить роботу енергосистеми і забезпечить річний прибуток близько 90 млн. гривень, що відчутно покращить подальше фінансування будівництва.
Експлуатація ГАЕС буде здійснюватись без будь-яких викидів чи скидів забруднюючих речовин у навколишнє середовище, без впливу на тваринний і рослинний світ, іхтіофауну і мікроклімат.
Робота станції сприятиме інтенсивному насиченню води киснем, покращенню її якості, а також підвищенню температури води, що поступає з нижніх холодних шарів водосховища Дністровської ГЕС-1.
Будівництво ГАЕС буде благодатно впливати на соціальне середовище краю, збільшиться зайнятість населення, а переселення людей із забудованих територій проводиться зі значним поліпшенням комунальних послуг, що їм надаються.
Прийняте в проекті підземне розташування головних споруд не впливає на ландшафт, а значно полегшує напружений стан берегових схилів.
ГАЕС потужністю 2160 МВт споруджена в 11 км від Дністровського гідровузла на правому березі річки. Як низового водойми використовується буферне водосховище. Верховий водойма - штучний, споруджується на правобережному плато. При цьому створюється натиск близько 140 м.
Дністровська ГАЕС запроектована як об'єкт комплексного призначення для вирішення завдань:
- енергетики - участь в покритті 25-30% перемінної частини графіка навантаження і заповнення нічних провалів навантаження Об'єднаної енергосистеми Півдня;
- іригації - підйом до 1300 млн.м3/рік води з Дністра для зрошення 250 тис.га земель північних районів Молдови.
Дністровська ГАЕС має в своєму складі такі головні споруди:
- верхнє водоймище;
- водоприймач;
- водопровідний тракт;
- агрегатні шахти і будівля станції;
- пристанційний майданчик і допоміжні споруди;
- водовипуск і відвідний канал;
- нижнє водосховище.
До складу ГАЕС входить верхній басейн і напірно-станційний вузол.
Верхній басейн розташований на вододільному плато між Дністром і його правою притокою Сокирянки в напіввиїмці-напівнасипу.
Найбільша довжина водойми 3 км, найбільша ширина 1 км. Довжина огороджувальної дамби 7,35 км.
Рис. 4.2 - План основних споруд
Для зменшення фільтрації та її негативного впливу на стійкість берегових схилів Дністра і Сокирянки по дну і напірним укосів дамби басейну укладений суглинковий екран товщиною 2 м.
Для забору води на іригацію в кінці водойми влаштовано водозабірних споруд на витрату 100 м3 / с води.
Верхнє водоймище
Для вводу в дію 1-го агрегату побудована частина водоймища, відокремлена тимчасовою греблею. Позначка нормального підпірного рівня (НПР) приймається при цьому 220,6 м.
Місцеположення тимчасової греблі вибрано таким чином, щоб по цій схемі ввести в дію перші три агрегати ГАЕС.
Для забезпечення роботи 1-го агрегату верх огороджувальної греблі з врахування запасу над НПР приймається 222,6 м.
Будівництво верхнього водоймища було розпочато в 1985-му році, на цей час виконано близько 85% робіт.
Так, по аванкамері роботи виконані на 100%, закінчуються роботи по підготовці основи під відсипку тимчасової перемички. Стан готовності екрану дна складає 85%; в обгороджувальну дамбу верхнього водоймища - довжиною 7,5 км, висотою 20-25 м, відсипано 12,8 млн м3 грунту - 86%.
Споруди напірно-станційного вузла включають:
- водоприймач, будівельної висотою 33,5 м, довжиною 97,5 м, шириною 64,7 м. Його сім отворів обладнані ремонтними та аварійно-ремонтними затворами, обслуговуваними козловим краном вантажопідйомністю 2X63 т;
- напірні підземні водоводи внутрішнім діаметром 7,5 м і довжиною 580 м;
- будівлю ГАЕС шахтного типу (вперше у вітчизняній практиці) з семи шахт внутрішнім діаметром 25,0 м, розташованих на відстані 54 м один від одного (в осях).
Рис. 4.3 - Перспектива споруд Дністровської ГАЕС (1-водопримач, 2-вертикальні підвідні водопроводи, 3-горизонтальні водоводи, 4-будівля ГАЕС, 5-відвідні водоводи, 6-водовипуск, 7-верхня дренажна штольня, 8-нижня дренажна штольня, 9-підхідні штольні №1, №2, №3)
Водоприймач - це залізобетонна конструкція, що об'єднує 7 окремих водозаборів, кожний з яких обладнаний пазами для аварійного затвору, а зі сторони верхнього б'єфу - для плоского ремонтного затвору.
Всього на водоприймачі проектом передбачено 2 комплекти ремонтних і 1 комплект аварійних затворів. Затвори обслуговуються двома козловими кранами 2x180+5 т, які переміщуються по верху водоприймача. Водопровідний тракт складається із напірних водоводів і відвідних тунелів. Напірні підвідні водоводи - це 7 окремо розташованих ниток, кожна із яки включає:
- компенсатор;
- верхнє коліно;
- вертикальну шахту (висота біля 136 м, діаметр 7,5 м) з металевим кожухом;
- горизонтальну частину (діаметр 7,5 м, довжин а 400 м, із яких 200 м - залізобетонна конструкція і 200 м в металевому кожусі);
- відвідні тунелі довжиною 120-150 м і внутрішнім діаметром 8,2 м проходять під кутом 14° до горизонту в дуже тріщинуватих породах горизонтальної шаруватості (аргілітах, алевролітах).
4.3.1 Агрегатні шахти і будівля станції
Сім агрегатів ГАЕС (насос-турбіна і двигун-генератор) розміщуються в окремо розташованих шахтах діаметром 26 м і глибиною 50 м. Виймання грунту для шахт такої конструкції виконувалися в 2 етапи:
1 етап - опускання монолітного залізобетонного кільця в м'яких породах;
2 етап - розробка скельного грунту бурильно-вибуховим способом уступами по 2 м з наступним виконанням монолітногозалізобетонного кріплення.
У шахтах встановлюються оборотні гідроагрегати, обладнані радіапьно-осьовими насос-турбінами ОРО 170-В-730 з вбудованими кільцевими затворами і генераторами-двигунами СВО 1250 / 260-40 УХЛ4 одиничною потужністю в турбінному режимі 324 МВт. У кожній шахті в машинному залі розміщені: кран вантажопідйомністю 20 т, маслонапорние установки, регулятори та інше допоміжне обладнання. Монтаж і обслуговування агрегатів здійснюється двома козловими кранами вантажопідйомності по 400 т.
Дата добавления: 2015-09-29; просмотров: 24 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |