Đề tài Nghiên cứu hệ thống kích từ Unitrol 6800 nhà máy thủy điện Ialy
CHƯƠNG I: SƠ LƯỢT VỀ ĐẶC ĐIỂM ĐỊA LÝ TỰ NHIÊN KẾ HOẠCH PHÁT TRIỂN THỦY ĐIỆN TRONG LƯU VỰC SÔNG SÊ SAN 1.1.Đặc điểm địa lý tự nhiên 1 1.2.Kế hoạch phát triển thủy điện trong lưu vực 2 1.3.Công trình nhà máy thuỷ điện ialy 6 1.3.1. Vị trí địa lý và đặc điểm khí hậu 6 1.3.2. Tầm quan trọng của NMTĐ Ialy đối với nền kinh tế quốc dân 7 1.3.3. Chọn thông số đặt cho công trình 8 11.4.Công trình đầu mối nhà máy thuỷ điện Ialy 9 1.4.1. Hồ chứa 9 1.4.2. Đập dâng 12 1.4.3. Đập tràn xả lũ 13 1.4.4. Cửa nhận nước 13 1.4.5. Đường hầm dẫn nước vào 15 1.4.6. Hầm ra hạ lưu 16 1.4.7. Gian máy 17 1.4.8. Gian biến áp 17 1.4.9. Trạm chuyển tiếp 17 1.4.10. Trạm phân phối 500kV 17 1.5.Các sơ đồ của nhà máy. 18 1.5.1. Sơ đồ nối điện chính NMTĐ Ialy. 18 1.5.2. Sơ đồ tự dùng xoay chiều 6,3kV; 0,4 kV 19 1.5.3. Sơ đồ tự dùng một chiều của nhà máy 21 CHƯƠNG II: CÁC VẤN ĐỀ CƠ BẢN VỀ HỆ THỐNG KÍCH TỪ 2.1. Máy phát điện đồng bộ 23 2.1.1. Nguyên lý làm việc của máy phát điện đồng bộ 23 2.1.2. Phương trình điện áp của máy phát điện 24 2.1.3. Phản ứng phần ứng của máy điện đồng bộ 26 2.2. Định nghĩa hệ thống kích từ 29 2.3. Mục đích 30 2.4. Sơ đồ khối chức năng tiêu biểu của hệ thống điều khiển kích từ cho máy phát điện đồng bộ 31 2.4.1. Chức năng bộ kích thích 31 2.4.2. Chức năng bộ điều chỉnh điện áp (AVR) 31 2.4.3. Chức năng bộ cảm biến điện áp ra và bù tải 31 2.4.4. Chức năng bộ ổn định hệ thống công suất 32 2.4.5. Bộ hạn chế và bảo vệ 32 2.5.4. Các loại hệ thống kích thích 32 2.5.1. Hệ thống kích thích từ nguồn 1 chiều 32 2.5.2. Hệ thống kích thích dùng máy phát phụ 33 2.5.3. Hệ thống kích thích tự kích 33 2.6. Chức năng điều khiển 34 2.6.1. Bộ điều chỉnh AC & DC 34 2.6.1.1. Điều chỉnh theo modul dòng điện máy rotor (kích từ) |IF| 34 2.6.1.2. Điều chỉnh theo độ lệch điện áp Uf 35 2.6.2. Mạch ổn định hệ thống kích thích 36 2.6.3. Bộ bù phụ tải (bộ tạo đặc tuyến) 37 2.7. Các bộ hạn chế và bảo vệ 38 2.7.1. Giới hạn khả năng phát công suất kháng 39 2.7.1.1. Đường cong khả năng phát công suất kháng 39 2.7.1.2. Đường cong điện áp V 44 2.7.2. Bộ giới hạn thiếu kích thích 44 2.7.3. Bộ giới hạn quá kích thích 45 2.7.4. Bộ giới hạn V/Hz và bảo vệ 46 2.7.5. Mạch diệt từ 47 2.7.5.1. Bộ dập từ trường 47 2.7.5.2. Điện trở biến đổi 48 2.8. Ảnh hưởng tính chất tải đến hệ thống kích từ 48 2.8.1. Tải có tính cảm 48 2.8.2. Tải có tính dung 48 2.9. Các chế độ làm việc của hệ thống kích từ 49 2.9.1. Chế độ dòng điện bé (chế độ làm việc 2 van - gọi tắt là chế độ 2) 49 2.9.2. Chế độ dòng điện làm việc bình thường (chế độ 2-3) 57 2.9.3. Chế độ quá tải (chế độ 3) : 70 2.9.4. Chế độ ngắn mạch (chế độ 3-4) : 76 2.9.5. Chế độ nghịch lưu của bộ biến đổi 78 2.10. Nguyên tắc chung điều chỉnh điện áp của HTKT 86 CHƯƠNG III: HỆ THỐNG KÍCH TỪ UNITROL 6800 NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN IALY 3.1. Giới thiệu 89 3.2. Chức năng và công dụng hệ thống kích từ nhà máy thủy điện Ialy 91 3.3. Các thiết bị phụ trợ của hệ thống kích từ 91 3.3.1. Máy biến dòng (TI) 91 3.3.2. Máy biến điện áp (TU) 94 3.4. Các thông số chính của hệ thống kích từ nhà máy thủy điện Ialy 97 3.5. Các thông số kỹ thuật của các thành phần trong hệ thống kích từ 98 3.5.1. Máy biến áp kích từ TE* 98 3.5.2. Nguồn cung cấp của hệ thống kích từ 98 3.5.3. Bộ chỉnh lưu Thyristor 99 3.5.4. Máy cắt dập từ và mạch dập từ 101 3.6. Sơ đồ và nguyên lý làm việc của hệ thống kích từ 102 3.6.1. Sơ đồ nguyên lý chung 102 3.6.2. Sơ đồ chi tiết các chức năng điều khiển 106 3.6.2.1. Kích từ ban đầu 106 3.6.2.2. Chức năng điều khiển điện áp 107 3.6.2.3. Giới thiệu ứng dụng điều khiển 108 3.6.2.4. Chức năng tự động điều chỉnh điện áp (AVR) 109 3.6.2.5. Chức năng bằng tay 125 3.6.2.6. Chức năng giám sát 128 3.6.2.7. Chức năng bảo vệ 128 3.6.2.8. Dập từ 135 CHƯƠNG IV: ỨNG DỤNG - ƯU NHƯỢC ĐIỂM HỆ THỐNG KÍCH TỪ UNITROL 6800 NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN IALY 4.1 Ứng dụng 138 4.2 Ưu nhược điểm hệ thống kích từ 138 4.2.1 Ưu điểm 138 4.2.2 Nhược điểm 138
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Đề tài Nghiên cứu hệ thống kích từ Unitrol 6800 nhà máy thủy điện Ialy, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
là chế độ mưa, độ ẩm không khí.
Khí hậu của lưu vực mang đặc điểm của khí hậu Tây Trường Sơn, thể hiện cả trong chế độ nhiệt, mưa, ẩm và nhiều yếu tố khác. Mùa mưa trên lưu vực từ tháng 5 đến tháng 10. Lượng mưa trung bình năm dao động từ 2600 ÷ 3000 mm ở vùng núi phía Bắc và vùng cao nguyên Pleiku; ở phía Tây Nam lưu vực khoảng 1700 ÷ 1800 mm; ở vùng trũng KomTum do bị chắn gió và bị bao bởi các dãy núi, ở phía Nam lưu vực mưa vào khoảng 1700 mm.
Dòng chảy trên sông Sê San được chia làm 2 mùa: mùa kiệt và mùa lũ. Mùa lũ bắt đầu từ tháng 8 và kết thúc vào tháng 11, mùa kiệt bắt đầu từ tháng 12 đến tháng 5 năm sau.
KẾ HOẠCH PHÁT TRIỂN THỦY ĐIỆN TRONG LƯU VỰC
Nghiên cứu quy hoạch phát triển thủy điện trên sông Sê San trải qua thời gian dài do nhiều cơ quan khác nhau. Nghiên cứu mới nhất đã được Thủ tướng chính phủ thông qua tại văn bản số 496/CP-CN ngày 07/06/2001. Trên lưu vực sông Sê San có 6 công trình thủy điện lớn trên dòng chính với các thông số kỹ thuật trình bày trong bảng 1.2.
Bảng 1.2
TT
Tên công trình
Flv
(km2)
MNDBT
(m)
Whi
(106m3)
Nlm
(MW)
Năm XD
Năm
VH
1
Thượng KonTum
350
1170
122,7
220
2006
2009
2
Pleikrông
3216
570
948
100
2004
2007
3
Ialy
7455
515
779
720
1993
2000
4
Sê San 3
7788
304,5
3,8
260
2002
2006
5
Sê San 3 A
8084
239
4,0
108
2002
2006
6
Sê San 4
9326
215
264
360
2005
2009
Trong 6 công trình trên hợp thành hệ thống bậc thang thủy điện trên sông Sê San với công suất lắp máy đến 1800 MW và sản lượng điện bình quân năm trên 8 tỷ kWh, cung cấp điện trực tiếp đến trạm 500kV Pleiku là “điểm giữa” của hệ thống điện. Trong đó 3 công trình gồm Ialy, Pleikrông, và Sê San 4 là những công trình có hồ điều tiết mùa và điều tiết năm sẽ có tác động đáng kể đến chế độ dòng chảy hạ lưu sông Sê San. Công trình Sê San 3 và Sê San 3A là công trình có hồ điều tiết ngày. Công trình Thượng Kon Tum là hồ điều tiết nhiều năm và chuyển dòng chảy về lưu vực sông Trà Khúc nhưng diện tích lưu vực của hồ rất nhỏ so với diện tích lưu vực của sông Sê San (<4%) cho nên không ảnh hưởng nhiều đến lưu lượng và dòng chảy trên toàn tuyến sông.
Tổng hợp thông số cơ bản các công trình thuỷ điện trên sông Sê San (bảng 1.3)
Bảng 1.3
TT
Nội dung
ĐVT
CÔNG TRÌNH
Thượng Kon tum
Plei
krông
Ialy
Sê San 3
Sê San 3a
Sê San 4
1
Vị trí xây dựng
- Trên sông
Đakbla
Krông pôkô
Sê San
Sê San
Sê San
Sê San
- Tỉnh
Kon-Tum
Kon-Tum
Kon-Tum
Kon-Tum
Gia Lai
Gia Lai
2
Thủy văn
Diện tích lưu vực
Km2
350
3.224
7.455
7.788
8.084
9.326
Lưu lượng TB năm
m3/s
15,2
128,0
264,0
274,0
286,0
330,0
3
Hồ chứa
Chế độ điều tiết
Nhiều năm
Năm
Mùa
Ngày đêm
Ngày đêm
Mùa
Mực nước dâng bình thường
m
1.170
570,0
515,0
304,5
239,0
215,0
Mực nước chết
m
1.146,0
537,0
490,0
303,2
238,5
210,0
Mực nước gia cường
m
573,4
518,0
307,2
Dung tích toàn bộ
106 m3
173,7
1.048,7
1.037,0
92,0
80,6
893,3
Dung tích hữu ích
106 m3
122,7
948,1
779,0
3,8
4,0
264,2
Dung tích chết
106 m3
51,0
100,6
258,0
88,2
76,6
629,1
Diện tích mặt hồ
Km2
8,6
53,3
64,5
3,4
8,8
58,4
4
Nhà máy
Lưu lượng TKế
m3/s
31,5
367,6
420,0
486,0
500,0
698,0*
Cột nước tính toán
m
820,0
31,0
190,0
60,5
21,5
55,0
Cột nước lớn nhất
m
57,5
207,75
66,5
25,0
60,2
Cột nước nhỏ nhất
m
22,3
168,14
49,5
19,5
53,7
Công suất lắp máy
MW
220
100
720
260
108
360
Công suất đảm bảo
MW
82,4
31,5
227,0
71,7
39,8
106,6
Điện lượng TB năm
106 kWh
944,5
417,2
3.650,0
1.224,6
499,4
1.388,1
Lưu lượng xả tràn (tần suất lũ P=0,1%)
m3/s
5.165
13.733
17.058
Hình 1.2: Biểu đồ dự án thuỷ điện trên sông Sê san
CÔNG TRÌNH NHÀ MÁY THUỶ ĐIỆN IALY
Vị trí địa lý và đặc điểm khí hậu
Sông Sê san là một trong các nhánh bên trái của sông Mê công, bắt nguồn từ phía Bắc cao nguyên Gialai, Kontum và đổ vào sông Mê công gần thị trấn Xê rông tơ ren của Campuchia.
Thượng nguồn sông Sê san gồm hai nhánh lớn: Đackbla bắt nguồn từ phía Nam núi Ngọc Cơ rinh (2025m) chảy theo hướng Đông Bắc -Tây Nam, và nhánh Krông Pô kô bắt nguồn từ phía Nam núi Ngọc linh (2500m) chảy theo hướng Bắc - Nam. Hai nhánh sông hợp lưu tại địa điểm cách thác nước Ialy về phía thượng lưu 16 km và chảy theo hướng Đông Bắc - Tây Nam đến biên giới Việt nam - Campuchia.
Lưu vực sông Sê san nằm trọn trong vùng cao nguyên giữa hai tỉnh Gialai và Kontum phần phía Bắc Tây nguyên
Từ tháng 5 Gialai và Kontum thực sự bước vào mùa mưa, do đón gió mùa Tây nam từ vịnh Thái lan thổi đến. Tháng mưa lớn nhất ở Gialai và Kontum thường là tháng 8 và tháng 9. Lưu vực sông Sê san nằm trong vùng nhiệt đới mang đặc điểm khí hậu Tây Trường sơn và được chia làm hai mùa rõ rệt: Mùa mưa từ tháng 5 đến hết tháng 10 thời tiết mát dịu; Mùa khô từ tháng 11 đến hết tháng 4 hằng năm thời tiết ít lạnh.
Lượng mưa trung bình năm của Lưu vực là 2200mm. Số ngày mưa trung bình là 136 ngày/năm, lượng mưa của ngày lớn nhất là 282 mm.
Sông Sê san có hai mùa nước : Mùa lũ và mùa khô. Mùa lũ bắt đầu từ tháng 8 và kết thúc vào tháng 11. Mùa kiệt kéo dài từ tháng 12 đến tháng 7 năm sau. Các tháng 6, 7 mức nước sông thường nâng lên do có lũ tiểu mãn. Mức nước cao nhất thường xảy ra vào các tháng 8 đến tháng 11.
Tầm quan trọng của NMTĐ Ialy đối với nền kinh tế quốc dân
Công trình thuỷ điện Ialy là thuỷ điện có nguồn điện lớn và có vị trí nằm ở Cao nguyên Trung bộ. Nhà máy thuỷ điện Ialy cung cấp một lượng điện năng đáng kể 3,6 tỉ kWh/ năm, hơn 10% sản lượng điện Quốc gia cho khu vực Miền trung, Tây nguyên và miền Nam, giảm công suất lớn truyền tải điện 500kV từ NMTĐ Hoà bình vào khu vực này.
Hệ thống điện Quốc gia hiện nay đang thiếu hụt công suất rất nhiều nên vận hành lưới điện trong những giờ cao điểm gặp rất nhiều khó khăn nên khi NMTĐ Ialy phát lượng công suất 720 MW sẽ làm tăng độ ổn định lưới điện trong các chế độ vận hành và cải thiện chất lượng điện năng (tần số và điện áp).
Vị trí địa lý của NMTĐ Ialy nằm ở đoạn giữa của đường dây 500kV sẽ tạo điều kiện thuận lợi cho việc vận hành và khai thác đường dây truyền tải 500kV có hiệu quả hơn.
Khu vực miền Trung và Tây nguyên từ trước đến nay có rất ít nguồn điện lớn tham gia vào lưới điện, nguồn điện dùng chủ yếu là truyền tải từ miền Bắc vào kể từ khi đường dây 500kV đưa vào vận hành nên việc phát triển các phụ tải công nghiệp gặp rất nhiều hạn chế. Nên khi NMTĐ Ialy đi vào hoạt động sẽ tạo điều kiện cho việc phát triển các ngành công nghiệp trong vùng như:
Vùng cao nguyên trung bộ: Phát triển công nghiệp chế biến các loại sản phẩm từ cây công nghiệp như cà phê, chè, cao su... và công nghiệp chế biến sản phẩm từ gỗ.
Vùng đồng bằng duyên hải miền Trung: Phát triển đông lạnh, chế biến thuỷ hải sản, công nghiệp ép dầu từ cây họ đậu và dừa, phát triển công nghiệp đóng tàu, phát triển mở rộng khu cảng biển và thành lập các khu công nghiệp.
Ở miền Nam có nền công nghiệp nhẹ phát triển với nhịp độ rất cao do đó NMTĐ Ialy sẽ cung cấp một phần điện năng đáng kể cho khu vực miền Nam và tạo điều kiện cho việc duy trì nhịp độ phát triển công nghiệp và kinh tế khu vực này.
Từ những điều kiện trên NMTĐ Ialy đã có một vị trí quan trọng và đóng góp đáng kể cho lưới điện Quốc gia trong sự nghiệp công nghiệp hoá, hiện đại hoá đất nước.
Chọn thông số đặt cho công trình
Căn cứ vào việc theo dõi khí tượng thuỷ văn và lưu lượng chảy của sông Sê san hơn 30 năm (Từ 1960 đến 1990); căn cứ vào địa lý vùng dân cư khu vực lòng hồ; căn cứ vào các cơ quan khảo sát thiết kế của Việt nam và Nga; căn cứ vào các tính toán kinh tế kỹ thuật ... để chọn ra thông số chính cho công trình NMTĐ Ialy như sau:
Quy mô hồ chứa: Chọn mực nước dâng bình thường và mực nước chết; Mực nước dâng bình thường chọn càng cao thì hiệu ích năng lượng càng cao và tăng công suất đặt của nhà máy nhưng vốn đầu tư cao và phải đền bù nhiều. Và căn cứ vào các phương án dự trù đền bù khi tăng cho 1 m nước dâng và căn cứ vào việc phát triển các nhà máy thuỷ điện bậc thang trên NMTĐ Ialy nên đã chọn mức nước dâng bình thường là 515m. Nếu chọn mực nước > 515m thì gây vùng ngập lụt lớn cho vùng Kontum và số tiền đền bù sẽ rất cao. Mực nước chết nếu ta chọn ở mức thấp (So với MNDBT 515m) thì dung tích hữu ích của lòng hồ tăng nhưng sự sạt lở lòng hồ sẽ tăng và công tác bảo quản lòng hồ sẽ gặp rất nhiều khó khăn, nhưng nếu chọn MNC cao thì công suất đảm bảo và lượng điện trung bình hằng năm sẽ giảm. Do đó chọn MNC là 490m là tối ưu và thoả mãn các yêu cầu về hồ chứa và phát điện.
Công suất đặt nhà máy: Căn cứ vào quy mô hồ chứa và chiều cao cột nước và lưu lượng đổ vào dòng sông vào mùa lũ nên đã chọn công suất đặt của nhà máy là 720MW. Với công suất đặt là 720 MW thì ta có thể tận dụng được lượng nước thừa vào mùa lũ và giảm được lượng nước xả qua tràn. Với quy mô hồ chứa và lượng nước đổ vào hồ hằng năm nên ta không thể chọn công suất đặt NM cao hơn nữa. Nếu chọn cao hơn thì vào mùa lũ có thể phát nhiều điện nhưng vào mùa khô lại thiếu nước và chi phí vốn đầu tư lớn không thoả mãn được các chỉ tiêu kinh tế.
Tóm lại thông số chính của công trình là: MNDBT là 515m; MNC là 490m, công suất lắp đặt là 720MW là những thông số tối ưu nhất thoả mãn các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật trong nhiều phương án đưa ra.
CÔNG TRÌNH ĐẦU MỐI NHÀ MÁY THUỶ ĐIỆN IALY
Hồ chứa
Công dụng: Hồ chứa là một công trình quan trọng của NMTĐ Ialy dùng để tích và cấp nước cho các tổ máy để sản xuất điện và còn điều tiết lượng nước trong một năm để vận hành nhà máy.
Các thông số chính:
Diện tích lưu vực tính đến tuyến công trình là: 7455 km2.
Lưu lượng trung bình nhiều năm: 259,9 m3/s.
Mực nước dâng bình thường (MNDBT): 515m.
Mực nược chết (MNC): 490m.
Mực nước gia cường (MNGC) P=0,1% là: 18m.
Diện tích mặt hồ tại MNDBT là: 64,5km2.
Diện tích mặt hồ tại MNC là: 17,2km2.
Dung tích toàn bộ là: 1037,09 x106m3.
Dung tích hữu ích là: 779,02 x106m3.
Dung tích chết là: 258,07 x106m3.
Cột nước trung bình phát điện là: 192m.
Bảng 1.4: Số liệu dòng chảy trung bình nhiều năm
01
02
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
TB
1960
93.1
74.4
67.0
54.5
84.5
350.3
274.7
619.3
531.3
87.8
486.0
296.7
251.6
1961
182.6
125.9
105.1
96.0
179.6
427.3
515.2
631.0
531.8
716.2
383.7
197.6
341.0
1962
156.8
113.6
81.9
77.7
92.4
168.4
274.1
423.9
435.4
44.9
246.0
162.0
189.8
1963
106.8
78.6
61.6
47.0
53.2
121.4
137.6
390.8
696.7
421.5
188.8
137.1
203.4
1964
91.5
78.3
50.6
45.2
106.5
217.0
252.0
394.6
806.0
520.8
777.0
300.5
303.3
1965
95.7
75.4
67.6
79.6
72.7
256.5
333.5
527.2
554.5
454.8
312.6
194.0
252.0
1966
69.5
61.3
49.1
44.3
150.4
75.3
337.1
432.2
579.6
320.9
185.8
219.4
210.4
1967
178.8
110.9
70.1
61.1
107.4
401.2
215.4
713.8
825.1
574.7
299.8
223.9
315.2
1968
148.3
82.9
45.8
34.0
30.6
37.9
77.4
522.7
520.9
402.0
274.6
166.3
195.3
1969
91.9
71.7
58.1
58.3
81.6
111.4
235.7
407.6
346.3
260.5
169.0
116.9
167.4
1970
74.4
65.1
62.6
60.6
134.1
356.9
279.1
475.9
414.4
502.4
626.9
231.3
273.6
1971
85.7
61.6
56.3
56.9
59.3
174.1
336.6
441.5
581.3
203.8
137.4
99.6
191.2
1972
107.4
74.5
61.7
63.8
119.5
291.9
447.7
479.5
695.2
572.4
425.5
318.9
304.8
1973
199.9
146.7
110.7
98.1
152.9
79.1
419.1
789.0
714.4
703.0
848.1
304.1
380.4
1974
129.5
101.5
84.2
99.9
87.8
241.4
150.9
567.4
426.2
355.1
456.4
238.9
244.9
1975
111.8
76.6
64.2
59.8
96.1
165.7
272.3
490.4
558.9
341.2
224.1
177.3
219.9
1976
106.2
72.5
60.9
56.7
90.8
155.0
257.1
466.4
527.0
326.0
214.1
168.7
208.5
1977
98.6
80.6
68.0
67.0
66.2
75.2
139.1
234.4
436.9
232.6
249.4
111.7
155.0
1978
82.1
53.0
57.4
60.3
77.1
132.0
220.2
582.3
645.1
412.3
276.7
189.1
232.3
1979
129.9
94.0
69.9
70.4
145.2
402.5
523.5
919.7
534.5
525.7
328.0
204.5
329.0
1980
148.2
108.6
83.4
78.4
178.6
250.6
356.6
321.5
582.6
577.3
633.3
271.4
299.2
1981
169.3
120.8
106.6
109.0
134.7
511.6
348.7
611.6
328.5
614.2
598.8
327.2
331.8
1982
171.5
131.9
107.0
108.7
102.4
269.5
452.0
389.7
663.8
316.5
218.6
149.3
256.7
1983
120.5
102.1
79.9
62.1
90.8
146.4
204.1
405.1
306.2
608.5
412.2
222.0
230.0
1984
159.1
120.0
105.5
132.8
140.9
352.5
230.2
722.0
679.7
483.2
430.3
241.3
316.5
1985
167.3
127.8
109.7
117.6
124.4
275.9
324.9
629.0
505.6
359.1
261.2
185.0
265.6
1986
159.8
136.5
123.9
118.6
287.8
208.4
356.6
530.9
616.4
485.9
318.7
288.4
302.7
1987
158.4
127.7
99.8
92.9
103.2
155.4
369.5
430.6
430.7
220.2
226.1
144.0
213.2
1988
118.0
99.6
90.0
82.9
147.3
250.3
222.6
339.3
211.2
581.3
283.5
188.5
217.9
1989
149.5
122.9
117.4
116.3
233.7
242.5
368.8
643.4
605.7
384.3
230.3
172.8
282.3
1990
108.6
100.1
79.6
77.0
136.2
243.6
229.2
339.9
443.0
650.0
421.9
213.7
253.6
1991
159.4
120.3
104.0
83.1
88.3
196.3
298.3
638.0
615.9
610.0
286.5
208.0
284.0
1992
151.4
120.0
108.4
104.4
130.7
180.4
220.0
512.1
503.1
500.5
358.9
200.0
257.5
1993
131.3
107.5
94.0
93.5
111.8
106.3
178.8
451.0
415.0
392.1
257.2
272.1
217.6
1994
217.5
103.0
87.0
95.0
116.0
173.0
525.0
594.0
965.0
417.0
242.0
190.0
310.4
1995
130.0
104.0
81.0
69.0
82.0
104.0
193.0
335.0
415.0
453.0
515.0
239.0
226.7
1996
141.0
111.0
84.0
94.0
137.0
160.0
335.0
598.0
978.0
615.0
1020.0
512.0
398.8
1997
301.0
231.0
184.0
192.0
245.0
231.0
425.0
703.0
704.0
593.0
363.0
229.0
366.8
1998
159.0
125.0
98.0
81.0
108.0
102.0
102.0
123.0
235.0
268.0
492.0
276.0
180.8
1999
137.0
100.0
74.0
92.0
172.0
280.0
334.0
644.0
425.0
461.0
526.0
329.0
297.8
2000
170.0
130.0
99.0
109.0
128.0
204.0
570.0
566.0
701.0
485.0
376.0
247.0
315.4
2001
155.0
99.0
99.0
86.0
173.0
226.0
456.0
649.0
550.0
394.0
272.0
184.0
278.6
2002
132.0
88.0
72.0
73.0
102.0
182.0
389.0
590.0
856.0
474.0
296.0
196.0
287.5
2003
131.0
94.0
75.0
78.0
95.0
167.0
180.0
335.0
547.8
648.0
347.4
202.5
241.7
2004
133.0
90.0
70.0
81.0
95.0
279.0
251.0
503.0
564.0
271.0
190.0
139.0
222.2
2005
86.0
66.0
51.0
59.0
67.0
79.0
233.0
774.0
700.0
428.0
338.0
240.0
260.1
2006
140.0
92.0
82.0
82.0
132.0
96.0
452.0
744.0
630.0
625.0
251.0
193.0
293.3
Bình quân
137.1
101.7
83.4
82.1
120.2
210.9
304.3
524.1
564.7
444.5
367.6
219.5
263.3
Hình 1.3: Biểu đồ lưu lượng về hồ Ialy từ năm 1960 ¸ 2006
Bảng 1.5: Số liệu điều phối hồ chứa
DD/MM
1/1
1/2
1/3
1/4
1/5
1/6
1/7
1/8
1/9
1/10
1/11
1/12
31/12
Qmax
515
513.75
511.3
508.75
504.5
497.5
490
495
506
513.75
515
515
515
Qmin
512.5
511.25
507.5
502.5
496.25
490
490
490
490
503
511
515
512.5
Hình 1.4: Biểu đồ điều phối hồ chứa thuỷ điện Ialy năm 2000
Đập dâng
Công dụng: Dùng để chặn nước sông Sê san để tạo nên hồ chứa cho công trình NMTĐ Ialy, đập phải có độ vững chắc và độ rò rỉ qua thân đập nhỏ để đảm bảo yêu cầu tích nước hồ chứa.
Cấu tạo và các thông số chính:
Cấu tạo là loại đập đá đổ lõi đập là đất sét dùng để chống thấm qua đập tiếp theo hai bên là lớp cát và bao ngoài cùng là lớp đá có nhiều kích cỡ, nền lõi đập được xử lý bằng khoan phun xi măng. Cấu tạo thân đập gồm có nhiều lớp khác nhau có tác dụng là làm cho đập vững chắc và hạn chế lượng nước thấm qua đập cũng như thay đổi dòng nước thấm đi theo những hướng khác nhau để giảm bào mòn thân đập.
Cao trình đỉnh đập: 522m.
Cao trình đỉnh lõi đập: 520m.
Chiều dài theo đỉnh đập: 1190m.
Chiều cao đập lớn nhất: 69m.
Chiều rộng đỉnh đập: 10m.
Chiều rộng chân đập: 330m .
Đập tràn xả lũ
Công dụng: Dùng để xả lượng nước thừa trong hồ chứa vào mùa lũ. Đập tràn có lưu lượng qua đập tràn phải đảm bảo xả hết tần suất lưu lượng lũ lớn nhất để bảo vệ công trình một cách an toàn, (không cho nước lũ tràn qua đập dâng).
Các thông số chính:
Tổng chiều rộng của tràn nước: 90 m
Số cửa xả tràn: 6 cửa van hình cung
Kích thước cửa van RxC: 15x16,3m.
Cao trình ngưỡng tràn: 499,12m
Cao trình đỉnh tràn: 522m.
Lưu lượng xã lũ với tần suất P=0,1%: 13733m3/s.
Chiều dài dốc nước: 159,16m
Cửa nhận nước
Công dụng: Dùng để tiếp nhận nước từ hồ chứa vào đường dẫn nước cấp cho turbine; dùng để đóng van trượt sự cố chặn không cho nước vào đường dẫn nước trong chế độ sự cố cũng như sửa chữa kiểm tra đường ống dẫn nước. Ngoài ra còn có tác dụng không cho rác, cây gỗ vào turbine .
Cấu tạo: Gồm có 4 khoang dẫn nước vào đường hầm áp lực; mỗi khoang có 3 dãy khe
Dãy khe thứ nhất đặt lưới chắn rác mỗi lưới chắn rác có 5 xec xi truyền động bằng cẩu chân dê có sức nâng 63 tấn.
Dãy khe thứ 2 đặt cửa phai sửa chữa dùng trong trường hợp sửa chữa phai sự cố. Thao tác truyền động bằng cẩu chân dê.
Dãy khe thứ 3 đặt phai sửa chữa sự cố dùng để bịt kín nước vào đường hầm trong trường hợp có sự cố, truyền động bằng kích nâng thuỷ lực có sức nâng 450 tấn.
Các thông số chính:
Lưu lượng qua cửa nhận nước: 420m3/s;
Kích thước phai sửa chữa RxC: 4,5 x 7 m;
Kích thước phai sửa chữa sự cố RxC: 4x 7m;
Kích thước lưới chắn rác RxC: 7,6x14m.
Hình 1.5 : Mô hình tuyến áp lực
Đường hầm dẫn nước vào
Công dụng: Dùng để dẫn nước từ CNN vào turbine của tổ máy. Trên đường hầm dẫn nước có bố trí các tháp điều áp dùng để giảm áp lực lên van đĩa và cánh hướng cũng như bảo vệ quá áp do quán tính của nước trong chế độ dừng bình thường cũng như dừng sự cố tổ máy (giảm áp lực nước va đập). Ngoài ra còn đảm bảo lưu lượng nước trong chế độ liên tục thay đổi công suất của tổ máy.
Cấu tạo và các thông số chính:
Đoạn đường hầm chung của 2 tổ máy làm bằng bê tông cốt thép có chiều dài:
Đường hầm số 1: 3797,5m,
Đường hầm số 2: 3784,5m
Đường kính: 7m.
Độ dày bêtông: 0,5m.
Tháp điều áp có 2 buồng:
Buồng dưới kích thước: 13x20,5x55m.
Tháp điều áp trên kích thước: 13x14x118m.
Đường kính giếng nối 2 đường: 13m nghiêng 450.
Đường ống dẫn nước vào turbine: Có 4 đường cho 4 tổ máy sau đoạn đường hầm nghiêng 760 so với phương nằm ngang, tiếp theo là đoạn nằm ngang và cuối cùng là ống nối để chuyển tiếp đường hầm từ D = 4,5m đến D = 3,6m. chiều dài đường hầm dẫn nước vào tổ máy (cả đoạn nghiêng và nằm ngang).
Đường hầm số 1 dài 223,16m.
Đường hầm số 2 dài 227,36m.
Đường hầm số 3 dài 231,56m.
Đường hầm số 4 dài 235,76m .
Hầm ra hạ lưu
Công dụng: Dùng để dẫn nước thải của turbine ra hạ lưu. Trên mỗi đường hầm của tổ máy có đặt các cánh phai hạ lưu dùng để chặn nước từ hạ lưu khi thực hiện sửa chữa turbine của mỗi tổ máy.
Cấu tạo và các thông số chính:
Có 4 đoạn đường hầm riêng cho 4 tổ máy sau khi ra khỏi van sửa chữa ống xả thì 2 tổ máy nhập lại một đường hầm để ra hạ lưu và sau cùng có đặt một cửa van sửa chữa cửa ra.
Chiều dài từng đoạn của từng tổ máy
Tổ máy 1: 82m
Tổ máy 2: 86m
Tổ máy 3: 42,37m
Tổ máy 4: 52,44m
Chiều dài đoạn ghép chung
Hầm 1: 120m
Hầm 2 : 155,87m
Kích thước đường hầm
Đoạn từng tổ máy: 4,8x6,5m
Đoạn ghép chung: 6,0x10m
Kích thước van sửa chữa ống xả là: 4,5x6,5m nâng bằng cẩu.
Kích thước van sửa chữa cửa ra là: 6,0 x 10m nâng bằng xe nâng.
Gian máy
Công dụng: Dùng để bố trí các tổ máy thuỷ lực các thiết bị công nghệ phụ trợ cho sự làm việc của tổ máy. Tại gian máy có bố trí 2 cẩu có sức nâng là 250/80+10 tấn với khẩu độ 17m để phục vụ lắp ráp các tổ máy và các thiết bị phụ trợ.
Kích thước gian máy:
Rộng : 21m
Dài : 118,5m
Cao khối đào chính : 42m
Sàn gian máy : 309,4m
Gian biến áp
Công dụng: Dùng để bố trí các máy biến áp lực 500kV, các máy biến áp tự dùng, MBA dự phòng và các thiết bị phụ trợ cho sự làm việc của máy biến áp, các thiết bị điện của hệ thống điện tự dùng.
Kích thước gian biến áp:
Rộng : 15m
Dài : 164,15m
Cao khối đào chính : 22m
Sàn gian biến áp : 332m
Trạm chuyển tiếp
Công dụng: Dùng để bố trí các dao cách ly 500kV nối từ tuyến cáp dầu áp lực 500kV đến trạm phân phối 500kV. Ngoài ra còn bố trí các chống sét van và các máy biến dòng 500kV.
Vị trí nằm ở cao độ 352,0m.
Trạm phân phối 500kV
Công dụng: Dùng để bố trí các máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa 500kV nối từ trạm chuyển tiếp của nhà máy đưa ra 2 đường dây đi đến trạm 500 Pleiku. Ngoài ra còn bố trí các chống sét van, các máy biến dòng, biến điện áp 500kV và các thiết bị phụ trợ phục vụ trạm.
Vị trí nằm ở cao độ 550,0m
Kích thước: 99,5 x 165,5m.
Hình 1.6 : Mặt cắt dọc gian máy
CÁC SƠ ĐỒ CỦA NHÀ MÁY
Sơ đồ nối điện chính NMTĐ Ialy.
Vài nét chính về sơ đồ điện của nhà máy:
Nhà máy thủy điện có công suất 720MVA với 4 tổ máy, điện áp đầu cực máy phát 15,75kV.
Nhà máy là nhà máy ngầm và được nâng áp lên 500kV để nối vào lưới điện quốc gia qua trạm 500kV Pleiku với hai tuyến đường dây song song, khi sự cố hoặc sửa chữa một đường dây thì đường dây còn lại cũng có khả năng truyền tải hết công suất của nhà máy.
Tổ máy nối theo sơ đồ nối bộ máy phát-máy biến áp.
Máy biến áp chính gồm 3 máy biến áp 1 pha đấu theo sơ đồ Y0/Δ-11 đặt trong hầm.
Đầu ra máy biến áp chính được nối qua đường cáp dầu 500kV, đây là đoạn cáp dầu để truyền tải công suất từ trong hầm ra ngoài trời và nối khối hai máy với nhau để đưa lên trạm chuyển tiếp nằm nổi trên nhà máy (trạm trung gian giữa nhà máy ngầm và đường dây trên không, có các đầu nối cáp dầu 500kV).
Có 2 máy biến áp tự dùng chính TD1B và TD4B nối vào tổ máy 1 và tổ máy 4 .
Dùng sơ đồ tự kích thyristor qua máy biến áp TE nối ngay đầu cực máy phát.
Trạm 500kV nhà máy được nối theo sơ đồ tứ giác.
Chức năng chính của nhà máy trong hệ thống điện là vận hành phủ đỉnh trong mùa khô và là nhà máy nền trong mùa mưa. Ngoài ra nhà máy thuỷ điện IALY còn đóng vai trò rất quan trọng trong việc điều chỉnh điện áp trên hệ thống truyền tải 500kV của Việt Nam, vì nhà máy thuỷ điện Ialy là nối lên đoạn giữa của đường dây 500kV tại trạm 500kV Pleiku.
Máy phát, máy cắt khí đầu cực, TI, dao cách ly, cáp dầu 500kV và máy biến áp do UKRAINA chế tạo.
TU, chống sét van, máy cắt 500kV của G7 chế tạo.
Hệ thống điều khiển của nhà máy thuỷ IALY là do hãng SIEMENT cung cấp.
Sơ đồ tự dùng xoay chiều 6,3kV; 0,4 kV
Hệ thống điện tự dùng nhà máy thủy điện Ialy bao gồm có 1 trạm hợp bộ 6,3kV đặt ở gian biến áp và các trạm hợp bộ tự dùng cấp 0,4kV: THB1, THB2, THB3, THB4 cung cấp điện tự dùng cho các tổ máy. THB5 và THB7 đặt ở gian biến áp cung cấp điện cho các phụ tải chung của nhà máy và của gian biến áp. Các trạm hợp bộ THB6, THB8, THB9, THB10, THB11, THB12 lần lượt được lắp đặt để cung cấp điện tự dùng cho các phụ tải ở nhà sản xuất, trung tâm thông gió, trạm OPY 500kV, cửa nhận nước, đập tràn, nhà AK.
Tự dùng cấp điện áp 6,3kV:
TPP 6,3kV bao gồm các phương thức vận hành cơ bản sau:
Phương thức 1: Các MC610, MC620 "Đóng", DCL 673-7 "Đóng". MC 640 “Đóng”, 630 "Cắt" đặt ABP dự phòng tự động. Hai phân đoạn TPP 6,3kV làm việc độc lập với nhau. (Phương thức làm việc bình thường).
Phương thức 2: MC610, MC630, MC 640 "Đóng", MC620”Cắt”. Hai phân đoạn làm việc trên 1 MBA TD1B. (Phương thức làm việc 1 phân đoạn).
Phương thức 3: MC620, MC630, MC 640 "Đóng", MC610”Cắt”. Hai phân đoạn làm việc trên 1 MBA TD4B. (Phương thức làm việc 1 phân đoạn).
Tự dùng cấp điện áp 0,4kV:
THB1, THB2, THB3, THB4: Cung cấp tự dùng cho các tổ máy, phân đoạn 1 được lấy từ đầu cực MF qua các MBA TD1, TD2, TD3, TD4. Phân đoạn 2 được lấy từ THB5. Phương thức vận hành bình thường là hai phân đoạn làm việc độc lập.
THB5: Để cung cấp tự dùng chung cho nhà máy được lấy từ hai phân đoạn TPP 6,3KV qua MBA TD51 và TD52. MC405 là MC nối giữa 2 phân đoạn. Ngoài ra THB5 được cấp điện từ trạm Diesel. Diesel được nối vào 2 phân đoạn qua MC453 và MC454 bình thường các MC này ở trạng thái dự phòng tự động. Phương thức vận hành bình thường là hai phân đoạn làm việc độc lập.
THB6: Cung cấp tự dùng cho nhà sản xuất được lấy điện từ TPP 6,3KV qua MBA TD61, TD62. Phương thức vận hành bình thường là hai phân đoạn là việc độc lập.
THB7: Cung cấp tự dùng cho gian biến áp được lấy điện từ TPP 6,3KV qua MBA TD71, TD72. Phương thức vận hành bình thường là hai phân đoạn làm việc độc lập.
THB8: Cung cấp tự dùng cho trung tâm thông gió được lấy điện từ KPY 6,3kV qua MBA TD81, TD82. Phương thức vận hành bình thường là hai phân đoạn làm việc độc lập.
THB9: Cung cấp tự dùng cho trạm OPY 500kV được lấy điện từ KPY 6,3kV qua MBA TD91, TD92. Phương thức vận hành bình thường là hai phân đoạn làm việc độc lập.
THB10: Cung cấp tự dùng cho cửa nhận nước được lấy điện từ KPY 6,3kV qua MBA TD10-1, TD10-2. Phương thức vận hành bình thường là hai phân đoạn làm việc độc lập.
THB11: Cung cấp tự dùng cho đập tràn được lấy điện từ KPY 6,3kV qua MBA TD11-1, TD11-2. Phương thức vận hành bình thường là hai phân đoạn làm việc độc lập.
THB12: Cung cấp tự dùng cho Nhà quản lý hành chính AK được lấy điện từ KPY 6,3kV qua MBA TD12.
Phương thức vận hành bình thường của trạm Diezel là dự phòng tự động: Thanh cái BMD của trạm Diesel được cấp điện liên tục từ -Q120 của THB8 hoặc Q139 THB6. Áptômát - Q101 của tr
Các file đính kèm theo tài liệu này:
CHUONG1.doc- BIA LOT.doc
- CHUONG2.doc
- CHUONG3.doc
- CHUONG4.doc
- Loi Cam On.doc
- Mucluc.doc
- Tom Tat.doc
