1. Для заданного ряда наблюдений фактических расходов в створе проектируемой ГЭС выбрать расчетные гидрографы маловодного и средневодного лет при заданной величине обеспеченности стока. Выбрать максимальный расчетный расход для проектирования водосливных отверстий ГЭС.
2. Рассчитать и представить в графической форме годовые графики максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы.
3. Составить баланс энергии и мощности системы.
4. Назначить вариант установленной мощности ГЭС с учетом резервных мощностей.
5. Рассчитать вводно-энергетический режим работы гидростанции годового (сезонного) регулирования стока для гидрологических условий маловодного и средневодного лет.
6. Выбрать тип и параметры турбин.
Исходные данные
1. Данные по энергосистеме:
1.2 Энергосистема типовой график нагрузки для широты «Крайний Юг».
1.3 Годовой максимум нагрузки 18 000 МВт;
1.4 Число часов использования установленной мощности 7500 ч;
1.5 Установленная мощность существующих ГЭС 1500 МВт;
1.6 Гарантированная мощность существующих ГЭС 600 МВт;
1.7 Резервы: нагрузочный резерв системы 2%, аварийный резерв системы 8%.
от Нижегородского ГУ
3. Координаты кривых площадей и объемов Рыбинского водохранилища.
Таблица 1
|
Z, м |
F, км2 |
V, км3 |
|
|
97,1 |
8,75 |
||
|
98,0 |
11,00 |
||
|
98,5 |
12,46 |
||
|
99,0 |
13,92 |
||
|
99,5 |
15,61 |
||
|
100,0 |
17,30 |
||
|
101,0 |
21,12 |
||
|
102,0 |
25,42 |
||
|
104,0 |
35,42 |
||
4. Кривая связи расходов и уровней в нижнем бьефе гидроузла.
Таблица 2
|
Qнб, м3/c |
Zнб, м |
|
|
85,0 |
||
|
85,4 |
||
|
85,87 |
||
|
87,05 |
||
|
88,35 |
||
|
89,55 |
||
|
90,55 |
||
|
91,4 |
||
|
92,1 |
||
|
93,24 |
||
5. Зимний коэффициент кривой связи расходов и уровней в нижнем бьефе 0,7.
6. Требования участников ВХК и потери воды
|
Q, м3/c |
I |
II |
III |
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
|
|
Требования ВХК |
|||||||||||||
|
Потребление из водохранилища |
; |
; |
; |
; |
; |
; |
; |
; |
|||||
|
Фильтрация |
|||||||||||||
|
Испарение |
; |
; |
; |
; |
; |
||||||||
|
Льдообразование |
— 3 |
— 2 |
; |
+10 |
; |
; |
; |
; |
; |
; |
— 2 |
— 3 |
|
|
Шлюзование |
; |
; |
; |
; |
; |
||||||||
7. Коэффициент мощности kN =8,6.
8. Потери напора в водоподводящих сооружениях? h=0,4 м.
9. НПУ Рыбинской ГЭС 101.5 м.
10. Расчетный гидрологический ряд наблюдений р. Волга в створе Рыбинской ГЭС с 1970;71 гг. по 2000;2001 гг.
Таблица 3 -Расчетный гидрологический ряд наблюдений р. Волга в створе Рыбинской ГЭС с 1970;71 гг. по 2000;2001 гг.
|
Год |
паводок |
межень |
|||||||||||
|
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
I |
II |
III |
||
|
1970 -1971 |
|||||||||||||
|
1971 -1972 |
|||||||||||||
|
1972 — 1973 |
|||||||||||||
|
1973 -1974 |
|||||||||||||
|
1974 — 1975 |
|||||||||||||
|
1975 — 1976 |
|||||||||||||
|
1976 -1977 |
|||||||||||||
|
1977 -1978 |
|||||||||||||
|
1978 -1979 |
|||||||||||||
|
1979 -1980 |
|||||||||||||
|
1980 -1981 |
|||||||||||||
|
1981 -1982 |
|||||||||||||
|
1982 -1983 |
|||||||||||||
|
1983 -1984 |
|||||||||||||
|
1984 — 1985 |
|||||||||||||
|
1985 -1986 |
|||||||||||||
|
1986 -1987 |
|||||||||||||
|
1987 — 1988 |
|||||||||||||
|
1988 -1989 |
|||||||||||||
|
1989 -1990 |
|||||||||||||
|
1990 -1991 |
|||||||||||||
|
1991 -1992 |
|||||||||||||
|
1992 -1993 |
|||||||||||||
|
1993 -1994 |
|||||||||||||
|
1994 -1995 |
|||||||||||||
|
1995 -1996 |
|||||||||||||
|
1996 -1997 |
|||||||||||||
|
1997 -1998 |
|||||||||||||
|
1998 -1999 |
|||||||||||||
|
1999 -2000 |
|||||||||||||
|
2000 -2001 |
|||||||||||||
Кривая зависимости расходов от уровней воды р. Катуни в створе сооружений Катунской ГЭС показана на рисунке 1.
Рисунок 1- Кривая связи расходов и уровней в нижнем бьефе Рисунок 2 — Кривая зависимости площадей водохранилища от уровня воды Рисунок 3 — Кривая зависимости объемов водохранилища от уровня воды
1. Гидрологические расчеты
1.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока В соответствии с методикой выбора расчетных гидрографов целесообразно разделить год на два основных периода: многоводный (половодье) и маловодный (межень).
В первом приближении можно считать, что к периоду половодья относятся месяцы, в которые расходы больше или равны среднегодовому расходу. Тогда остальные месяцы составят маловодный период. Для всех лет заданного ряда принимаем одинаковые месяцы, относящиеся к периоду межени и половодья (к периоду половодья относятся IV и V месяцы; к периоду межени относятся VI, VII, VIII, XI, X, XI, XII, I, II, III месяцы).
Начало года считаем с первого месяца после половодья.
Определив границы сезонов, необходимо для всех лет ряда вычислить средние расходы за год, лимитирующий сезон и период половодья. Ранжируем каждую последовательность в порядке убывания. По полученным результатам строятся эмпирические кривые обеспеченности по формуле:
- где m — порядковый номер члена ряда расходов (среднегодовых, среднеполоводных и средних за зимний сезон), ранжированного в убывающем порядке;
- n = 31 — общее число членов ряда.
Расчетные значения обеспеченности для выбора маловодного и средневодного года принимаются равными 90 и 50% соответственно.
Результаты приводятся в таблице 4.
Эмпирические кривые обеспеченности для средних расходов за год, половодье и межень представлены на рис. 4.
Таблица 4 — Данные для построения кривых обеспеченности
|
m |
P, % |
Годы |
QСР.Г, м3/с |
Годы |
QСР. П, м3/с |
Годы |
QСР. М, м3/с |
|
|
3,1 |
1989 -1990 |
1990 -1991 |
1994 -1995 |
|||||
|
6,3 |
1990 -1991 |
1989 -1990 |
1970 -1971 |
|||||
|
9,4 |
1991 -1992 |
1991 -1992 |
1979 -1980 |
|||||
|
12,5 |
1978 -1979 |
1998 -1999 |
1995 -1996 |
|||||
|
15,6 |
1994 -1995 |
1980 -1981 |
1986 -1987 |
|||||
|
18,8 |
1981 -1982 |
1987 — 1988 |
1999 -2000 |
|||||
|
21,9 |
1998 -1999 |
1983 -1984 |
1981 -1982 |
|||||
|
25,0 |
1982 -1983 |
1978 -1979 |
1978 -1979 |
|||||
|
28,1 |
1988 -1989 |
1982 -1983 |
1982 -1983 |
|||||
|
31,3 |
1980 -1981 |
1981 -1982 |
1991 -1992 |
|||||
|
34,4 |
1986 -1987 |
1988 -1989 |
1985 -1986 |
|||||
|
37,5 |
1977 -1978 |
1984 — 1985 |
1977 -1978 |
|||||
|
40,6 |
1987 — 1988 |
1994 -1995 |
1976 -1977 |
|||||
|
43,8 |
1983 -1984 |
1977 -1978 |
1988 -1989 |
|||||
|
46,9 |
1985 -1986 |
1986 -1987 |
1992 -1993 |
|||||
|
50,0 |
1976 -1977 |
1985 -1986 |
2000 -2001 |
|||||
|
53,1 |
1984 — 1985 |
1976 -1977 |
1993 -1994 |
|||||
|
56,3 |
2000 -2001 |
1993 -1994 |
1998 -1999 |
|||||
|
59,4 |
1993 -1994 |
1997 -1998 |
1989 -1990 |
|||||
|
62,5 |
1979 -1980 |
2000 -2001 |
1974 — 1975 |
|||||
|
65,6 |
1970 -1971 |
1974 — 1975 |
1997 -1998 |
|||||
|
68,8 |
1995 -1996 |
1996 -1997 |
1980 -1981 |
|||||
|
71,9 |
1997 -1998 |
1971 -1972 |
1984 — 1985 |
|||||
|
75,0 |
1974 — 1975 |
1992 -1993 |
1983 -1984 |
|||||
|
78,1 |
1999 -2000 |
1979 -1980 |
1971 -1972 |
|||||
|
81,3 |
1992 -1993 |
1995 -1996 |
1987 — 1988 |
|||||
|
84,4 |
1971 -1972 |
1970 -1971 |
1990 -1991 |
|||||
|
87,5 |
1996 -1997 |
1999 -2000 |
1975 — 1976 |
|||||
|
90,6 |
1973 -1974 |
1973 -1974 |
1973 -1974 |
|||||
|
93,8 |
1975 — 1976 |
1972 — 1973 |
1972 — 1973 |
|||||
|
96,9 |
1972 — 1973 |
1975 — 1976 |
1996 -1997 |
|||||
Рисунок 4 — Эмпирические кривые обеспеченности Расчетные значения обеспеченности для выбора маловодного и средневодного года принимаем равными 50% и 90% соответственно.
При заданной расчетной обеспеченности по кривой среднегодовых расходов определим соответствующий расчетный год и гидрограф. Проверим выполнение критерия одинаковой обеспеченности выбранного расчетного года по трем кривым, т. е. на трех кривых должен фигурировать один и тот же год. В противном случае необходимо выполнить приведение расчетного года к заданной обеспеченности.
1.1.1 Выбор расчетного средневодного года (р = 50%)
При заданной расчетной обеспеченности 50% на кривых обеспеченности присутствует конкретный год — 1976;1977 гг. На кривых расходов для обеспеченности Р = 50% оказываются разные годы (на кривой средне меженных расходов 50% обеспеченности соответствует 1956;1957 г. г.).
В таком случае необходимо выполнить приведение расчётного года к заданной обеспеченности. Коэффициенты приведения по межени и половодью:
1.1.2 Выбор расчетного маловодного года (Р = 90%)
Для заданной расчетной обеспеченности на кривых обеспеченности присутствует конкретный год 1973;74.
Выбрав расчетные гидрографы, уточним годовой сток, умножив среднемесячные расходы на вычисленные коэффициенты приведения.
Таблица 5 — Расчетный маловодный год
|
месяцы |
паводок |
межень |
|||||||||||
|
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
I |
II |
III |
||
|
Qi90%, м3/с |
|||||||||||||
Рисунок 5 — Гидрограф маловодного года
Таблица 6 — Расчетный средневодный год без приведения и с приведением по межени и половодью
|
месяцы |
паводок |
межень |
|||||||||||
|
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
I |
II |
III |
||
|
Qi50%, м3/с |
|||||||||||||
|
Qiпр50%, м3/с |
|||||||||||||
Скорректируем гидрограф средневодного года в те месяцы, где расход меньше по величине расхода за соответствующие месяцы маловодного года, т. е. в II, X и XI месяцы.
Таблица 7 — Расчетные гидрографы средневодного года с приведением и с корректировкой
|
месяцы |
паводок |
межень |
|||||||||||
|
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
I |
II |
III |
||
|
без корректировки |
|||||||||||||
|
Qiпр50%, м3/с |
|||||||||||||
|
Суммы |
|||||||||||||
|
с корректировкой |
|||||||||||||
|
Qiкор50%, м3/с |
|||||||||||||
|
Суммы |
|||||||||||||
Рисунок 8 — Гидрограф средневодного года
1.2 Определение максимального расчетного расхода Согласно СНиП 33−01−2003, проектируемая бетонная водосливная плотина имеет I класс гидротехнического сооружения (высота более 100 м).
Сооружение данного класса должно быть рассчитано на пропуск половодья с расходом, ежегодная вероятность превышения которого составляет 0,1% (СНиП 33−01−2003, основной расчётный случай).
Размеры водосливных отверстий и их число определяется по данным поверочного расчетного случая, (пропуск половодья с расходом, ежегодная вероятность превышения которого составляет 0,01%).
Чтобы вычислить максимальный расчетный расход, необходимо знать средний паводковый расход, коэффициент вариации и коэффициент асимметрии. Чтобы найти эти величины, выбираем максимальный расход в каждом году (табл.17) из табл. 1 и берем их среднее значение.
Qcpп = 3630 м3/с Вычисляются модульные коэффициенты Ki каждого расхода:
Рассчитываем коэффициенты вариации Cv и асимметрии Cs ряда наблюдений:
;
- где n — количество лет Рекомендуется принимать Cs= 2Cv = 2 * 0,257 = 0,514 .
Таблица 17 — Данные для вычисления параметров кривой обеспеченности средних годовых расходов воды р. Волга с 1970;71 гг. по 2000;2001 гг.
|
№ п/п |
Годы |
Qmax, м3/с (убыв.) |
К=Qi/Qср |
K-1 |
(K-1)2 |
(K-1)3 |
|
|
1970 -1971 |
1,533 |
0,533 |
0,284 |
0,15 147 |
|||
|
1999 -2000 |
1,471 |
0,471 |
0,222 |
0,10 454 |
|||
|
1994 -1995 |
1,297 |
0,297 |
0,088 |
0,2 632 |
|||
|
1986 -1987 |
1,281 |
0,281 |
0,079 |
0,2 211 |
|||
|
2000 -2001 |
1,232 |
0,232 |
0,054 |
0,1 247 |
|||
|
1995 -1996 |
1,189 |
0,189 |
0,036 |
0,674 |
|||
|
1982 -1983 |
1,188 |
0,188 |
0,035 |
0,668 |
|||
|
1977 -1978 |
1,167 |
0,167 |
0,028 |
0,469 |
|||
|
1978 -1979 |
1,138 |
0,138 |
0,019 |
0,264 |
|||
|
1992 -1993 |
1,109 |
0,109 |
0,012 |
0,128 |
|||
|
1988 -1989 |
1,053 |
0,053 |
0,003 |
0,15 |
|||
|
1979 -1980 |
1,028 |
0,028 |
0,001 |
0,2 |
|||
|
1991 -1992 |
1,024 |
0,024 |
0,001 |
0,1 |
|||
|
1989 -1990 |
1,002 |
0,002 |
0,000 |
0,0 |
|||
|
1983 -1984 |
0,985 |
— 0,015 |
0,000 |
0,0 |
|||
|
1981 -1982 |
0,942 |
— 0,058 |
0,003 |
— 0,20 |
|||
|
1985 -1986 |
0,931 |
— 0,069 |
0,005 |
— 0,33 |
|||
|
1984 — 1985 |
0,913 |
— 0,087 |
0,008 |
— 0,66 |
|||
|
1975 — 1976 |
0,855 |
— 0,145 |
0,021 |
— 0,303 |
|||
|
1993 -1994 |
0,854 |
— 0,146 |
0,021 |
— 0,311 |
|||
|
1976 -1977 |
0,842 |
— 0,158 |
0,025 |
— 0,392 |
|||
|
1974 — 1975 |
0,832 |
— 0,168 |
0,028 |
— 0,477 |
|||
|
1998 -1999 |
0,805 |
— 0,195 |
0,038 |
— 0,738 |
|||
|
1990 -1991 |
0,795 |
— 0,205 |
0,042 |
— 0,861 |
|||
|
1987 — 1988 |
0,778 |
— 0,222 |
0,049 |
— 0,1 091 |
|||
|
1980 -1981 |
0,712 |
— 0,288 |
0,083 |
— 0,2 381 |
|||
|
1997 -1998 |
0,689 |
— 0,311 |
0,096 |
— 0,2 995 |
|||
|
1973 -1974 |
0,667 |
— 0,333 |
0,111 |
— 0,3 688 |
|||
|
1971 -1972 |
0,648 |
— 0,352 |
0,124 |
— 0,4 360 |
|||
|
1972 — 1973 |
0,568 |
— 0,432 |
0,187 |
— 0,8 058 |
|||
|
1996 -1997 |
0,471 |
— 0,529 |
0,280 |
— 0,14 841 |
|||
|
1,983 |
— 0,6 701 |
||||||
Максимальные расходы для водосливных отверстий приведены в табл. 18.
|
P, % |
0,01 |
0,1 |
|
|
Ф |
4,27 |
3,45 |
|
|
Ms=Cv*Ф |
1,10 |
0,89 |
|
|
Ks=Ms+1 |
2,10 |
1,89 |
|
|
Q=Qср*Ks |
|||
Расход воды заданной обеспеченности будет равен:
2. Энергетические системы водноэнергетических расчетов
2.1 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы Для заданного района расположения энергосистемы (крайний юг) и числа часов использования ее годового максимума нагрузки (T = 7500 ч) по справочным данным определяются коэффициенты плотности суточного летнего влет = 0,925 и зимнего взим = 0,909 графиков нагрузки, а также коэффициент летнего снижения нагрузки относительно зимнего статического максимума б л=0,635.
Максимум нагрузки системы соответствует зимнему максимуму, который имеет значение (по заданию).
Нагрузки в любой час суток зимы и лета вычисляются по формулам:
где — коэффициенты нагрузки типовых суточных графиков.
Расчет суточных графиков нагрузки сведены в табл. 19.
Таблица 19 — Суточные графики нагрузки
|
Часы |
Pсmax, МВт |
Зима |
Лето |
||||||||
|
atз |
bсутз |
btз |
Ptз, МВт |
aлет |
atл |
bсутл |
btл |
Ptл, МВт |
|||
|
1,78 |
0,909 |
— 0,78 |
0,635 |
1,970 |
0,925 |
— 0,930 |
|||||
|
1,94 |
— 0,94 |
2,200 |
— 1,160 |
||||||||
|
2,13 |
— 1,13 |
2,330 |
— 1,300 |
||||||||
|
2,13 |
— 1,13 |
2,330 |
— 1,300 |
||||||||
|
2,13 |
— 1,13 |
2,330 |
— 1,300 |
||||||||
|
— 1 |
2,270 |
— 1,240 |
|||||||||
|
1,83 |
— 0,793 |
2,300 |
— 1,270 |
||||||||
|
1,28 |
— 0,275 |
1,600 |
— 0,600 |
||||||||
|
0,678 |
0,32 |
0,865 |
0,120 |
||||||||
|
0,476 |
0,52 |
0,267 |
0,720 |
||||||||
|
0,526 |
0,47 |
0,133 |
0,850 |
||||||||
|
0,71 |
0,291 |
0,300 |
0,680 |
||||||||
|
0,953 |
0,05 |
0,566 |
0,450 |
||||||||
|
0,827 |
0,17 |
0,433 |
0,540 |
||||||||
|
0,7 |
0,3 |
0,300 |
0,650 |
||||||||
|
0,775 |
0,25 |
0,433 |
0,550 |
||||||||
|
0,625 |
0,378 |
0,633 |
0,350 |
||||||||
|
0,529 |
0,47 |
0,433 |
0,560 |
||||||||
|
0,16 |
0,84 |
0,476 |
0,530 |
||||||||
|
0,500 |
0,480 |
||||||||||
|
0,15 |
0,85 |
0,400 |
0,595 |
||||||||
|
0,25 |
0,75 |
1,000 |
0,000 |
||||||||
|
0,6 |
0,394 |
0,110 |
0,900 |
||||||||
|
1,15 |
— 0,15 |
0,965 |
0,050 |
||||||||
Для построения интегральной кривой нагрузки ранжируем мощность в убывающем порядке, делим на зоны, определяем временные интервалы этих зон и определяем выработку электроэнергии в данной зоне (табл.20,табл.21).
Таблица 20 — Координаты кривой нагрузки энергосистемы для зимнего периода
|
Ptз, МВт |
Ptз, МВт |
t, ч |
Э, МВт. ч |
Pз, МВт |
Э, МВт. ч |
|
Рисунок 6 — Cуточный график нагрузки и ИКН для зимнего периода Таблица 21 — Координаты кривой нагрузки энергосистемы для летнего периода
|
Ptл, МВт |
Ptл, МВт |
t, ч |
Э, МВт. ч |
Pл, МВт |
Э, МВт. ч |
|
Рисунок 7- Cуточный график нагрузки и ИКН для летнего периода
2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы Максимальная нагрузка энергосистемы носит синусоидальный характер и для рабочего дня каждого месяца определяется по формуле:
(4)
где — порядковый номер месяца в году;
, — коэффициенты, которых определяются по формулам [1]:
; (5)
; (6)
Среднемесячные нагрузки энергосистемы рассчитаем по формуле:
(7)
где — коэффициент плотности суточного графика нагрузки t-го месяца;
- коэффициент внутримесячной неравномерности нагрузки, = 0,955.
Поскольку известен только для лета (июня-июля) и зимы (января-декабря), то промежуточные значения найдем по линейному закону (рис. 8).
Рисунок 8 — График для определения коэффициента плотности суточной нагрузки в годовом разрезе Расчет графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы при заданном максимуме нагрузки, числе часов использования годового максимума нагрузки и района расположения энергосистемы «Юг» представлен в таблице 10.
Таблица 10 — Годовой график максимальных и среднемесячных нагрузок
|
Месяц |
т |
Pmax, МВт |
Pср, МВт |
|
|
0,909 |
||||
|
0,912 |
||||
|
0,915 |
||||
|
0,919 |
||||
|
0,922 |
||||
|
0,925 |
||||
|
0,925 |
||||
|
0,922 |
||||
|
0,919 |
||||
|
0,915 |
||||
|
0,912 |
||||
|
0,909 |
||||
Графики максимальных и среднемесячных мощностей представлены на рисунках 9 и 10 соответственно.
Рисунок 9- График максимальных нагрузок энергосистемы Рисунок 10- График среднемесячных нагрузок энергосистемы
2.3 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими гидроэлектростанциями Расчетные суточные и годовые графики нагрузки энергосистемы должны в первую очередь покрываться существующими станциями, для чего необходимо вписать эти станции в графики, используя заданную по ним исходную информацию. Участие в покрытии суточных графиков нагрузки задается по существующим ГЭС в виде установленной и среднемесячной мощностей:
;
;
Нагрузочный резерв системы 2% располагаем на существующих ГЭС:
Суточная гарантированная выработка энергии:
(8)
(9)
Затем, используя ИКН по среднесуточной выработке и расчетной рабочей мощности существующих ГЭС, определяем зону их работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Полученное суточное покрытие нагрузки переносим в соответствующие месяцы годового графика максимальных нагрузок (рис. 6, 7).
3. Водноэнергетические расчеты
3.1 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований водохозяйственной системы Главным критерием при определении параметров проектируемой ГЭС в рамках дипломного проектирования является максимум вытеснения тепловых мощностей в энергосистеме.
Для выбранного расчетного маловодного года (1943;44) вычисляем значение мощности на полезном бытовом стоке для каждого месяца года по формуле [1]:
(10)
где kN — коэффициент мощности, kN=8,7 ;
- полезный бытовой расход расчетного маловодного года, м3/с;
- подведенный напор ГЭС, м.
(11)
где — отметка верхнего бьефа, соответствующая отметке НПУ, м;
- уровень нижнего бьефа, соответствующий среднемесячным бытовым расходам воды, определенным по летней или зимней кривым связи (рис. 1), м;
- потери напора в водоподводящих сооружениях, м.
Затем рассчитываем мощность ГЭС в режиме работы по требованиям ВХК по формуле:
(12)
где — расход воды по требованиям участников водохозяйственного комплекса, м3/с. Расчет сведем в таблицу 12.
Таблица 12 — Расчет режимов работы ГЭС с учетом требований ВХК
|
Показатель |
ЛЕТО |
ЗИМА |
|||||||||||
|
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
I |
II |
III |
IV |
||
|
Qбыт90%, мі/с |
|||||||||||||
|
Qф.мі/с |
|||||||||||||
|
Qисп, мі/с |
|||||||||||||
|
Qльд, мі/с |
— 2 |
— 3 |
— 3 |
— 2 |
|||||||||
|
Qпотр, мі/с |
|||||||||||||
|
Qшлюз, мі/с |
|||||||||||||
|
Qпотер, мі/с |
— 130 |
— 140 |
— 115 |
— 80 |
— 50 |
— 35 |
— 32 |
— 13 |
— 13 |
— 12 |
— 10 |
— 95 |
|
|
Zвб, м |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
|
|
Qбыт90% ; — Qпотер, мі/с |
|||||||||||||
|
Zнб (Qнб), м |
87,4 |
86,2 |
85,6 |
85,6 |
85,8 |
85,6 |
85,5 |
85,3 |
85,3 |
85,2 |
85,2 |
85,6 |
|
|
Hгэс, м |
13,7 |
14,9 |
15,5 |
15,5 |
15,3 |
15,5 |
15,6 |
15,8 |
15,8 |
15,9 |
15,9 |
15,5 |
|
|
Nгэс, МВт |
|||||||||||||
|
Qвхк, мі/с |
|||||||||||||
|
Zнб (Qвхк), м |
85,1 |
85,1 |
85,1 |
85,1 |
85,1 |
85,1 |
85,2 |
85,2 |
85,2 |
85,2 |
85,2 |
85,2 |
|
|
Hвхк, м |
15,8 |
15,8 |
15,8 |
15,8 |
15,8 |
15,8 |
15,7 |
15,7 |
15,7 |
15,7 |
15,7 |
15,7 |
|
|
Nвхк, МВт |
|||||||||||||
|
Nгэс — Nвхк, МВт |
— 3 |
— 7 |
— 13 |
||||||||||
Для вытеснения тепловых мощностей необходимо увеличить зимнюю выработку электроэнергии ГЭС сверх бытовой, что может быть достигнуто за счет зарегулирования водохранилища. Поэтому в период половодья проектируемого гидроузла ГЭС работает с мощностями, соответствующими требованиям ВХК. При этом избытки притока воды во время половодья аккумулируются в водохранилище для последующего использования в зимний период. Наибольшее вытеснение тепловых мощностей достигнуто в декабре — январе месяце, за счет излишков воды, аккумулированных в водохранилище в период с июня по сентябрь месяц. На рис. 11 изображен режим работы проектируемой ГЭС без регулирования в графике среднемесячных нагрузок энергосистемы.
Рисунок 11 -Работа проектируемой ГЭС без регулирования
3.2 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году Расчет регулирования стока проводим по программе сработки водохранилища Level Calc, исходя из требований:
- равенство уровней воды в водохранилище в начале и в конце расчетного периода;
- диапазон колебаний напоров ГЭС не должен превышать 30−40% (по требованиям нормальной работы турбинного оборудования ГЭС).
Расчет начинаем с момента, когда водохранилище наполнено и, следовательно, уровень воды в нем равен НПУ = 101,5 м.
Результаты расчетов представлены в таблице 13, где:
- Qпррасход притока, м3/с;
- Nпр. — мощность проектируемой ГЭС, МВт;
- t — время в секундах каждого месяца;
- ZВБ — уровень ВБ, м;
- ZНБ — уровень нижнего бьефа, м;
- Qр — расчетный расход, м3/с;
- Nр — расчётная мощность, МВт;
- Qxхолостые сбросы воды, м3/с.
Таблица 13- Режим работы проектируемой ГЭС
|
Месяц |
Qпр |
Nпр. |
t |
ZВБ |
ZНБ |
Qр |
Nр |
Qx |
|
|
ноябрь |
101,5 |
85,28 |
48,1 |
||||||
|
декабрь |
100,62 |
86,55 |
200,1 |
||||||
|
январь |
99,5 |
86,72 |
200,9 |
||||||
|
февраль |
99,35 |
85,32 |
|||||||
|
март |
99,26 |
85,32 |
48,1 |
||||||
|
апрель |
98,43 |
86,43 |
159,8 |
||||||
|
май |
100,06 |
85,26 |
39,1 |
||||||
|
июнь |
100,73 |
85,24 |
38,9 |
||||||
|
июль |
101,06 |
85,23 |
|||||||
|
август |
101,38 |
85,23 |
|||||||
|
сентябрь |
101,41 |
85,23 |
39,3 |
||||||
|
октябрь |
101,5 |
85,22 |
|||||||
Результатом расчета является получение отметки УМО — минимальной отметки, до которой срабатывается водохранилище УМО=98,4 м.
По кривой связи объемов водохранилища (рис. 3) определяется полезный объем водохранилища:
VПОЛЕЗН.= VНПУ.- VУМО.=23,1−12,2= 10,9 км³
Определим режим проектируемой ГЭС в суточных (зимнем летнем) и годовых графиках максимальной нагрузки энергосистемы.
Определяем вытесняющую мощность:
Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных ремонтов При составлении баланса мощности энергосистемы учитываем, что нагрузочный резерв системы равен 2%, аварийный резерв составляет 8% от. Нагрузочный резерв расположен на существующих ГЭС, поэтому аварийный будет размещен на ТЭС. Установленную мощность ГЭС представим в виде суммы:
(13)
Установленная мощность проектируемой ГЭС равна:
Установленную мощность ТЭС представим в виде суммы:
(14)
Планирование капитальных ремонтов оборудования энергосистемы производится с учетом технико-экономических особенностей. Ремонт оборудования ГЭС осуществляется в те месяцы, когда оно не полностью используется в энергосистеме, т. е. на ГЭС имеется свободная мощность. При этом продолжительность ремонта гидроагрегатов ГЭС принимается равной 15 дней, а частота их проведения — 1 раз в 4 года [https:// , 19].
Ремонтная площадь существующих ГЭС:
Ремонтная площадь проектируемой ГЭС:
- Капитальный ремонт оборудования ТЭС можно планировать, исходя из расчета останова каждого агрегата на период ремонта в среднем 1 раз в 2 года. Предусмотрены следующие нормы простоя оборудования: ТЭС с поперечными связями — 15 дней; блочные ТЭС — 30 дней.
Расчеты представлены в таблице 14.
Таблица 14 — Баланс мощности энергосистемы в маловодном году
|
месяца |
Система |
Сущ. ГЭС Nуст=1500МВт |
Пр. ГЭС Nуст=350МВт |
ТЭС Nуст=17 822МВт |
||||||||||
|
N сист. |
N н.р. |
N а.р. |
N раб. |
N н.р. |
N рем. |
N раб. |
N н.р. |
N рем. |
N раб. |
N н.р. |
N а.р. |
N рем. |
||
|
январь |
||||||||||||||
|
февраль |
||||||||||||||
|
март |
||||||||||||||
|
апрель |
||||||||||||||
|
май |
||||||||||||||
|
июнь |
||||||||||||||
|
июль |
||||||||||||||
|
август |
||||||||||||||
|
сентябрь |
||||||||||||||
|
октябрь |
||||||||||||||
|
ноябрь |
||||||||||||||
|
декабрь |
||||||||||||||
Таблица 15 — Баланс энергии энергосистемы в маловодном году
|
месяца |
N гар сущ гэс. |
N гар пр гэс. |
N гар тэс. |
N сист. |
|
|
январь |
|||||
|
февраль |
|||||
|
март |
|||||
|
апрель |
|||||
|
май |
|||||
|
июнь |
|||||
|
июль |
|||||
|
август |
|||||
|
сентябрь |
|||||
|
октябрь |
|||||
|
ноябрь |
|||||
|
декабрь |
|||||
Рисунок 12 — Баланс мощности энергосистемы в маловодном году Рисунок 13 — Баланс энергии энергосистемы
3.3 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в среднем по водности году Режим работы проектируемой ГЭС в среднем по водности году представлен в таблице 16.
Таблица 16 — Режим работы проектируемой ГЭС в средневодном году
|
Месяц |
Qпр |
Nпр. |
t |
ZВБ |
ZНБ |
Qр |
Nр |
Qx |
|
|
ноябрь |
101,5 |
85,35 |
|||||||
|
декабрь |
100,72 |
86,54 |
199,7 |
||||||
|
январь |
99,73 |
86,67 |
199,2 |
||||||
|
февраль |
99,55 |
85,39 |
60,1 |
||||||
|
март |
99,48 |
85,39 |
59,7 |
||||||
|
апрель |
98,49 |
86,53 |
169,6 |
||||||
|
май |
100,14 |
86,24 |
149,5 |
||||||
|
июнь |
101,09 |
85,43 |
70,1 |
||||||
|
июль |
101,25 |
85,42 |
69,9 |
||||||
|
август |
101,43 |
85,41 |
70,2 |
||||||
|
сентябрь |
101,46 |
85,41 |
69,8 |
||||||
|
октябрь |
101,5 |
85,48 |
80,2 |
||||||
Среднемноголетняя выработка электроэнергии:
Э ГОД =У Nпр.
- t= 0,924 млрд. кВт
— ч Рисунок 14 — График сработки и наполнения водохранилища в маловодный и средневодный год Таблица 14 — Баланс мощности энергосистемы в средневодном году
|
месяца |
Система |
Сущ. ГЭС Nуст=1500МВт |
Пр. ГЭС Nуст=350МВт |
ТЭС Nуст=17 822МВт |
||||||||||
|
N сист. |
N н.р. |
N а.р. |
N раб. |
N н.р. |
N рем. |
N раб. |
N н.р. |
N рем. |
N раб. |
N н.р. |
N а.р. |
N рем. |
||
|
январь |
||||||||||||||
|
февраль |
||||||||||||||
|
март |
||||||||||||||
|
апрель |
||||||||||||||
|
май |
||||||||||||||
|
июнь |
||||||||||||||
|
июль |
||||||||||||||
|
август |
||||||||||||||
|
сент. |
||||||||||||||
|
октябрь |
||||||||||||||
|
ноябрь |
||||||||||||||
|
декабрь |
||||||||||||||
Таблица 15 — Баланс энергии энергосистемы в средневодном году
|
месяца |
N гар сущ гэс. |
N гар пр гэс. |
N гар тэс. |
N сист. |
|
|
январь |
|||||
|
февраль |
|||||
|
март |
|||||
|
апрель |
|||||
|
май |
|||||
|
июнь |
|||||
|
июль |
|||||
|
август |
|||||
|
сентябрь |
|||||
|
октябрь |
|||||
|
ноябрь |
|||||
|
декабрь |
|||||
Рисунок 12 — Баланс мощности энергосистемы в средневодном году Рисунок 13 — Баланс энергии энергосистемы
4 Основное и вспомогательное оборудование
4.1 Выбор числа и типа агрегатов При технико-экономическом обосновании оптимального варианта основного оборудования для выбора числа и типа агрегатов необходимо учитывать следующие основные положения [1]:
- выбранные параметры оборудования должны обеспечивать эксплуатацию агрегатов и станции в целом во всех допустимых режимах работы с наибольшим КПД;
— — необходимо стремится к выбору минимального числа гидроагрегатов при возможно большей мощности каждого из них, что приводит к увеличению КПД реактивных турбин за счет масштабного эффекта, снижению стоимости основного оборудования, сокращению сроков изготовления, монтажа и численности эксплуатационного персонала проектируемой ГЭС.
Выбор оборудования с использованием главных универсальных характеристик состоит в том, чтобы для каждого рассматриваемого типа турбин, наметить такие варианты диаметра рабочего колеса и синхронной частоты вращения, при которых в области допустимых режимов по напору и расходу воды, проектируемая ГЭС работала бы с наибольшим КПД при минимальном заглублении рабочего колеса и количестве установленных агрегатов.
Необходимо определить область допустимой работы проектируемой ГЭС, для этого строится режимное поле с указанием линий ограничений для различных режимов.
Построение этих характеристик выполняется по следующему уравнению [1]:
(21)
где — отметка уровня воды в водохранилище, которая изменяется в зависимости от объема сработки от НПУ до УМО (рис. 3);
- отметка уровня воды в нижнем бьефе в зависимости от расхода (рис. 1);
- потери напора в водопроводящих сооружениях (п.п.
2.1).
Также строим кривую зависимости при 98,47 м (таблица 13) в январе в маловодном году.
Определение ограничения работы турбин:
1) ограничение по расчетной установленной мощности, определяемое уравнением [1]:
(22)
где — коэффициент мощности (kN=8,6 п.п. 2.1);
2) ограничение по пропускной способности ГЭС, которую до выбора турбинного оборудования строим по зависимости:
(23)
где — максимальная пропускная способность ГЭС, соответствующая работе гидростанции при расчетном напоре Hp= 11.2м (рисунок 16).
Результаты расчета представлены в таблице 19.
Таблица 19 — Результаты расчета режимного поля проектируемой ГЭС
|
QНБ, м3/с |
ZНБЗима, м |
hвс, м |
ZНПУ, м |
ZУМО, м |
ZВБ1, м |
Напорные характеристики |
Ограничение по мощности |
Ограничение по пропуск. способности |
|||||
|
HНПУ, м |
HУМО, м |
HZВБ1, м |
Q, м3/с |
H, м |
Q, м3/с |
H, м |
|||||||
|
0,4 |
98,4 |
16,10 |
13,00 |
14,60 |
20,35 |
10,40 |
|||||||
|
85,2 |
0,4 |
98,4 |
15,90 |
12,80 |
14,40 |
16,28 |
11,25 |
||||||
|
85,3 |
0,4 |
98,4 |
15,80 |
12,70 |
14,30 |
15,65 |
13,05 |
||||||
|
85,4 |
0,4 |
98,4 |
15,70 |
12,60 |
14,20 |
14,53 |
14,98 |
||||||
|
85,5 |
0,4 |
98,4 |
15,60 |
12,50 |
14,10 |
13,57 |
|||||||
|
85,7 |
0,4 |
98,4 |
15,40 |
12,30 |
13,90 |
||||||||
|
0,4 |
98,4 |
15,10 |
12,00 |
13,60 |
|||||||||
По полученным значениям построено режимное поле с учетом ограничений по мощности и пропускной способности (рисунок 16).
По режимному полю определяем следующие параметры:
- расчетный напор Hp=14.0м;
- минимальный напор Нmin=12,5 м;
- максимальный напор Hmax=15.9м;
- максимальный расход Qmax=2900м3/с.
Для полученного диапазона изменения напора по справочным материалам подбираем все возможные типы гидротурбин, исходя из следующих условий:
1) значение предельного напора не должно быть меньше максимального расчетного;
2) отношение Нmin/Hmax=12,5/15.9=0,78 должно быть не меньше справочных данных.
3) максимальный диаметр рабочего колеса гидротурбин должен выбираться с учетом транспортировки к месту монтажа.
Рисунок 16 — Режимное поле Рыбинской ГЭС по напору и расходу Диапазону напоров соответствует ПЛ20-ГК, ПЛ20-В со следующими параметрами, представленными в таблице 20.
Таблица 20 — Параметры турбинного оборудования
|
Параметр |
Турбина ПЛ20-ГК |
Турбина ПЛ20-В |
||
|
Максимальный напор гидротурбин |
||||
|
Диапазон регулирования |
0,35 |
0,50 |
||
|
Оптимальная приведенная частота вращения |
||||
|
Оптимальный приведенный расход |
||||
|
Оптимальный КПД модели |
0,918 |
0,92 |
||
|
Приведенный максимальный расход |
2000;2750 |
1800−2060 |
||
|
Коэффициент кавитации |
1,2−1,8 |
0,78−1,0 |
||
|
Приведенный диаметр рабочего колеса |
0,460 |
0,500 |
||
|
Напор модельной турбины |
3,6 |
6−10 |
||
На главных универсальных характеристиках турбин намечаем расчетные точки Р1, предварительно проведя линию через оптимум КПД (мз/сдля ПЛ20-В, мз/с для ПЛ20-ГК).
Для более обоснованного выбора параметров гидротурбины выполняем расчеты для ряда стандартных диаметров (начиная с максимально возможного для каждого типа турбин), результаты которых представлены в таблицах 21 и 22 для ПЛ20-В и ПЛ20-ГК соответственно.
КПД натурной турбины определим по формуле:
(24)
где, D1м, Нм — КПД, диаметр и напор модельной турбины (20);
- D1, — диаметр и расчетный напор натурной турбины;
- коэффициенты кинематической вязкости воды для натурной и модельной турбины соответственно, зависящие от температуры воды для натурных и модельных условий tн и tм (по м2/с, м2/с и м2/с для ПЛ20-В и ПЛ20-ГК соответственно);
- коэффициент, выражающий отношение потерь трения ко всем гидравлическим потерям (по).
Мощность одного агрегата:
(25)
где — приведенный расход в расчетной точке;
- средний КПД генератора (предварительно принимаем [1]).
Число устанавливаемых на ГЭС агрегатов находим по формуле:
(26)
где МВт — расчетная установленная мощность (п.п. 2.7).
Рассчитанное число агрегатов округляется в большую сторону ().
После чего уточняется мощность агрегата:
; (27)
Синхронная частота вращения:
(28)
где — приведенная частота в расчётной точке на ГУХ;
- поправка на приведённую частоту вращения при переходе от модели к натуре.
По полученной синхронной частоте вращения принимаем ближайшее большее стандартное значение.
Приведенные частоты вращения соответствующие известным напорам — максимальному, расчетному и минимальному находятся по следующим формулам:
; (29)
; (30)
- (31)
Результаты расчета приведены в таблицах 21 и 22.
Таблица 21 — Результаты расчета параметров оборудования для различных значений D1 гидротурбины ПЛ20-В
|
D1,м |
4,5 |
5,3 |
5,6 |
6,3 |
6,7 |
7,1 |
7,5 |
|||||
|
0,940 |
0,941 |
0,942 |
0,943 |
0,943 |
0,944 |
0,944 |
0,944 |
0,945 |
0,945 |
0,946 |
||
|
Na*, МВт |
13,9 |
17,6 |
21,7 |
24,4 |
27,3 |
31,3 |
34,5 |
39,1 |
43,9 |
49,0 |
55,8 |
|
|
Za* |
25,22 |
19,91 |
16,11 |
14,33 |
12,83 |
11,17 |
10,13 |
8,95 |
7,97 |
7,14 |
6,27 |
|
|
Za |
||||||||||||
|
Na, МВт |
14,0 |
17,5 |
21,9 |
25,0 |
26,9 |
31,8 |
35,0 |
38,9 |
43,8 |
50,0 |
58,3 |
|
|
ДР |
1,022 |
1,023 |
1,024 |
1,025 |
1,025 |
1,026 |
1,026 |
1,026 |
1,027 |
1,027 |
1,028 |
|
|
nc*, об/мин |
138,1 |
122,8 |
110,6 |
104,3 |
98,8 |
92,2 |
87,8 |
82,6 |
78,0 |
73,8 |
69,2 |
|
|
nc, об/мин |
142,8 |
125,0 |
115,4 |
107,1 |
100,0 |
93,8 |
88,2 |
83,3 |
78,9 |
75,0 |
71,4 |
|
|
n`min, об/мин |
141,7 |
139,5 |
143,0 |
140,6 |
138,7 |
139,4 |
137,6 |
138,1 |
138,6 |
139,2 |
141,3 |
|
|
n`p, об/мин |
151,0 |
148,6 |
152,4 |
149,9 |
147,8 |
148,5 |
146,6 |
147,2 |
147,7 |
148,3 |
150,6 |
|
|
n`max, об/мин |
159,8 |
157,3 |
161,3 |
158,6 |
156,4 |
157,2 |
155,2 |
155,8 |
156,4 |
157,0 |
159,4 |
|
Таблица 22 — результаты расчета параметров оборудования для различных значений D1 гидротурбины ПЛ20-ГК
|
D1,м |
4,5 |
5,3 |
5,6 |
6,3 |
6,7 |
7,1 |
7,5 |
|||||
|
0,943 |
0,944 |
0,944 |
0,945 |
0,945 |
0,946 |
0,946 |
0,946 |
0,947 |
0,947 |
0,947 |
||
|
Na*, МВт |
20,7 |
26,2 |
32,4 |
36,4 |
40,6 |
46,7 |
51,5 |
58,2 |
65,4 |
73,0 |
83,1 |
|
|
Za* |
16,93 |
13,36 |
10,82 |
9,62 |
8,61 |
7,50 |
6,80 |
6,01 |
5,35 |
4,79 |
4,21 |
|
|
Za |
||||||||||||
|
Na, МВт |
20,6 |
26,9 |
31,8 |
35,0 |
38,9 |
43,8 |
50,0 |
58,3 |
70,0 |
70,0 |
87,5 |
|
|
ДР |
1,025 |
1,026 |
1,026 |
1,027 |
1,027 |
1,028 |
1,028 |
1,029 |
1,029 |
1,029 |
1,030 |
|
|
nc*, об/мин |
146,8 |
130,5 |
117,5 |
110,9 |
105,0 |
98,0 |
93,3 |
87,8 |
82,9 |
78,5 |
73,6 |
|
|
nc, об/мин |
150,0 |
136,4 |
125,0 |
115,4 |
107,1 |
100,0 |
93,8 |
88,2 |
83,3 |
78,9 |
75,0 |
|
|
n`min, об/мин |
148,6 |
152,0 |
154,7 |
151,4 |
148,4 |
148,4 |
146,2 |
146,1 |
146,2 |
146,3 |
148,3 |
|
|
n`p, об/мин |
158,4 |
162,0 |
164,9 |
161,3 |
158,1 |
158,2 |
155,8 |
155,7 |
155,8 |
155,9 |
158,0 |
|
|
n`max, об/мин |
167,6 |
171,4 |
174,5 |
170,7 |
167,4 |
167,4 |
164,8 |
164,8 |
164,9 |
165,0 |
167,2 |
|
Анализируя полученные варианты параметров РО турбин выбираем турбину ПЛ20-ГК со следующими параметрами:
ПЛ20-ГК с D1=7,1 м, Za=5, nc=83,3 об/мин.
Вариант с турбиной РО170а-В в дальнейшем рассматриваться не будет, так как расчетная точка на главной универсальной характеристике не находится в рекомендуемом по справочным данным диапазоне изменения и у.
На главных универсальных характеристиках проводим линии n`max, n`p, n`min. Определяем окончательно положение расчетной точки. Для этого на универсальной характеристике на линии n`p подбираем такое сочетание и, чтобы выполнялось равенство:
; (32)
м3/с, где м3/с, .
Для полученной расчетной точки строим линию ограничения по установленной мощности генератора. Для этого на линии n`min соответствующей напору Нmax, аналогичным образом, подставив в уравнение (32) вместо Нр максимальный напор:
м3/с, где м3/с, .
Линии ограничения по турбине соответствует развороту лопаток турбины ц=0° (рисунок 17).
4.2 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному расходу Линию ограничения по минимальному расходу с режимного поля пересчитаем в координату универсальной характеристики для двух значений напора Нmax и Нmin по формуле:
(33)
Так как число агрегатов, обеспечивающих минимальный расход, как правило, равен единице, то:
- м3/с;
- м3/с;
- При выбранных параметрах турбина может работать при минимальном расходе, так как линия ограничения, соответствующая приведенным расходам, не выходит за пределы рабочего диапазона универсальной характеристики (рис.
17).
4.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее бескавитационной работы Отметку рабочего колеса находится по формуле:
(34)
где — отметка уровня воды в НБ при, соответствующем расчётному значению высоты отсасывания .
Глубина отсасывания рассчитывается для трех наиболее опасных с точки зрения кавитации случаев, то есть требующими наибольшего заглубления рабочего колеса:
- Работа одного агрегата при установленной мощности при НПУ;
- Работа всех агрегатов с установленной мощностью при НПУ;
- Работа всех агрегатов с установленной мощностью при Нр.
Высоту отсасывания определим по формуле:
(35)
где B = 10,33 м вод. ст. — барометрическое давление;
- отметка НБ при данном расходе;
- kу = 1,1 — 1,2 — коэффициент запаса по кавитации при переходе от модельной гидротурбины к натурной (принимаем kу = 1,1);
- у — коэффициент кавитации, определяемый по универсальной характеристике для расчетных условий;
- разность отметок характерных плоскостей модельной и натурной турбин, которая для (ПЛ-ГК) — турбин .
м.
4.3.1 Работа одного агрегата с установленной мощностью при отметке НПУ На режимном поле проектируемой ГЭС (рисунок 16) находим точку 1, соответствующую известной величине установленной мощности агрегата:
;
- Координаты точки: м3/с; м.
Пересчитаем эту точку в координаты :
об/мин.
Рисунок 18- Проточная часть модели гидротурбины ПЛ 20/3166-ГК-46
На универсальной характеристике проводим линию об/мин до пересечения с линией по генератору. В этой точке определяем у=1,1. По кривой связи нижнего бьефа определяем м.
Определяем высоту отсасывания:
м.
4.3.2 Работа всех агрегатов с установленной мощностью при отметке НПУ На режимном поле (рисунок 16) этому режиму соответствует точка 2. Для нее: ;.
Далее рассчитываем аналогично п.п.3.3.1:
- об/мин;
- у=1,0;
м ;
м гидроэлектростанция гидротурбина гидрограф
4.3.3 Работа всех агрегатов с установленной мощностью ГЭС при расчетном напоре На режимном поле (16) этому режиму соответствует точка 3. Для нее:
;.
Далее рассчитываем аналогично п.п. 4.3.1:
- об/мин;
- у=1,4;
м;
- Полученные результаты в п.п. 3.3.1−3.3.2 представленыв таблице 23.
Таблица 23 — Результаты расчета высоты отсасывания гидротурбины
|
Тип турбины |
D1, м |
Za, шт |
nc, об/мин |
Na, МВт |
Hs1, м |
Hs2, м |
Hs3, м |
|
|
ПЛ 20/3166-ГК-46 |
7,1 |
83,3 |
— 10,8 |
— 10,8 |
— 12,9 |
|||
Из всех полученных расчетных значений Hs выбираем такое значение, которое обеспечивает бескавитационную работу во всех рассмотренных режимах работы, то есть наименьшее Hs1 =- 10,8 м.
4.4 Определение геометрических размеров проточной части гидротурбины ПЛ 20/3166-ГК-46
Геометрические размеры проточной части гидротурбины пересчитаем исходя из рисунка 18. при выбранном диаметре рабочего колеса D1 = 7,1 м. Проточная часть гидротурбины ПЛ 20/3166-ГК-46представлена на листе 6.
4.5 Выбор типа серийного гидрогенератора Гидрогенератор подбирается по справочным данным серийных типов по расчетному значению его номинальной мощности и синхронной частоте вращения.
Номинальная мощность гидрогенератора:
(36)
где = 0,81−0,9.
МВА;
(37)
По справочным данным [4 ] выбираем гидрогенератор: СВ-800/80−72.
4.6 Определение установленной мощности ГЭС Окончательно установленная мощность проектируемой ГЭС складывается из мощности четырех генераторов СВ-800/80−72:
(38)
где = 5 — количество устанавливаемых генераторов;
- = 80 МВт — активная мощность генератора.
Руст=5*80=400МВт
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/referat/ges-2/
1) Александровский, А. 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, 2005. — 174 с.
