Проектирование и расчет гидроэлектростанции

Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока. Построение суточных и годовых графиков нагрузки проектируемой системы. Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС. Проверка и оценка работы гидротурбины.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 17.11.2012
Размер файла 1,9 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

  • Задачи
    • Исходные данные
  • 1. Гидрологические расчеты
    • 1.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока
      • 1.1.1 Выбор расчетного средневодного года (р = 50%)
      • 1.1.2 Выбор расчетного маловодного года (Р = 90%)
    • 1.2 Определение максимального расчетного расхода
  • 2. Энергетические системы водноэнергетических расчетов
    • 2.1 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы
    • 2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы
    • 2.3 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими гидроэлектростанциями
  • 3. Водноэнергетические расчеты
    • 3.1 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований водохозяйственной системы
    • 3.2 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году
    • 3.3 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в среднем по водности году
  • 4 Основное и вспомогательное оборудование
    • 4.1 Выбор числа и типа агрегатов
    • 4.2 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному расходу
    • 4.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее бескавитационной работы
      • 4.3.1 Работа одного агрегата с установленной мощностью при отметке НПУ
      • 4.3.2 Работа всех агрегатов с установленной мощностью при отметке НПУ
      • 4.3.3 Работа всех агрегатов с установленной мощностью ГЭС при расчетном напоре
    • 4.4 Определение геометрических размеров проточной части гидротурбины ПЛ 20/3166-ГК-46
    • 4.5 Выбор типа серийного гидрогенератора
    • 4.6Определение установленной мощности ГЭС
  • СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Задачи

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 18000 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%.

2. Схема использования реки: сомкнутый каскад. В НБ подпор от Нижегородского ГУ. Выше проектируемой Рыбинской ГЭС подпор по р. Волга до створа Угличского ГУ.

3. Координаты кривых площадей и объемов Рыбинского водохранилища.

Таблица 1

Z, м

F, км2

V, км3

97,1

2385

8,75

98,0

2703

11,00

98,5

2926

12,46

99,0

3150

13,92

99,5

3375

15,61

100,0

3600

17,30

101,0

4050

21,12

102,0

4550

25,42

104,0

5650

35,42

4. Кривая связи расходов и уровней в нижнем бьефе гидроузла.

Таблица 2

Qнб,м3/c

Zнб, м

0

85,0

500

85,4

1000

85,87

2000

87,05

3000

88,35

4000

89,55

5000

90,55

6000

91,4

7000

92,1

9000

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

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

Потребление из водохранилища

-

-

-

80

80

80

40

-

-

-

-

-

Фильтрация

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

Испарение

-

-

-

15

20

30

35

30

10

5

-

-

Льдообразование

-3

-2

-

+10

-

-

-

-

-

-

-2

-3

Шлюзование

-

-

-

-

20

20

30

40

30

20

20

-

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

5566

1719

466

260

152

184

334

349

280

286

413

382

1971 -1972

2353

1941

479

308

232

239

591

640

434

262

308

384

1972 - 1973

2062

1195

410

175

147

104

133

151

354

194

272

317

1973 -1974

2422

874

281

188

119

151

260

371

277

214

373

440

1974 - 1975

1929

3019

820

437

325

217

239

577

502

581

558

935

1975 - 1976

3105

579

373

211

140

142

156

175

171

209

264

252

1976 -1977

3058

3036

1915

1011

715

336

249

233

363

231

327

441

1977 -1978

4238

2000

1167

434

391

332

556

1297

719

452

432

599

1978 -1979

4132

2299

961

621

741

785

1195

1643

775

331

402

434

1979 -1980

3244

3730

422

362

340

256

422

457

428

260

343

289

1980 -1981

2097

2586

536

1498

1115

1104

636

1001

723

546

583

641

1981 -1982

3420

3081

713

341

221

663

1211

1553

799

754

592

795

1982 -1983

4314

2011

615

582

397

429

457

1050

1028

1107

777

1304

1983 -1984

3575

790

770

1285

251

413

782

761

1276

1194

693

622

1984 - 1985

3315

1302

653

524

437

874

1497

1036

889

401

412

288

1985 -1986

3380

2885

1098

665

454

332

325

875

317

441

506

940

1986 -1987

4649

2048

673

847

525

572

843

806

630

395

479

449

1987 - 1988

1316

2825

1602

994

1196

993

1024

546

463

595

297

566

1988 -1989

3823

2096

753

716

618

505

519

449

396

485

836

1878

1989 -1990

3404

1640

783

786

696

600

781

1149

637

620

1366

3636

1990 -1991

2886

1139

720

602

596

1463

2452

2270

1457

816

761

665

1991 -1992

3718

2581

1757

1310

996

659

783

781

774

646

659

746

1992 -1993

4025

1815

482

270

204

179

293

412

404

355

466

517

1993 -1994

3101

2180

574

447

481

852

997

609

366

330

397

462

1994 -1995

4710

2817

1283

596

378

403

565

636

457

447

594

1298

1995 -1996

4316

2603

729

337

261

211

254

413

361

270

331

271

1996 -1997

849

1708

380

386

235

161

208

403

713

349

451

826

1997 -1998

2245

2503

916

335

219

176

697

1036

518

423

502

631

1998 -1999

2316

2924

720

1506

1346

876

1068

1176

498

485

566

640

1999 -2000

5341

1304

472

202

228

143

236

270

324

355

446

419

2000 -2001

4472

1099

401

706

459

403

357

622

689

468

499

746

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

1

3,1

1989 -1990

1342

1990 -1991

1180

1994 -1995

3764

2

6,3

1990 -1991

1319

1989 -1990

1105

1970 -1971

3642

3

9,4

1991 -1992

1284

1991 -1992

911

1979 -1980

3487

4

12,5

1978 -1979

1193

1998 -1999

888

1995 -1996

3460

5

15,6

1994 -1995

1182

1980 -1981

838

1986 -1987

3349

6

18,8

1981 -1982

1179

1987 - 1988

828

1999 -2000

3322

7

21,9

1998 -1999

1177

1983 -1984

805

1981 -1982

3251

8

25,0

1982 -1983

1173

1978 -1979

789

1978 -1979

3215

9

28,1

1988 -1989

1090

1982 -1983

775

1982 -1983

3163

10

31,3

1980 -1981

1089

1981 -1982

764

1991 -1992

3149

11

34,4

1986 -1987

1076

1988 -1989

716

1985 -1986

3132

12

37,5

1977 -1978

1051

1984 - 1985

701

1977 -1978

3119

13

40,6

1987 - 1988

1035

1994 -1995

666

1976 -1977

3047

14

43,8

1983 -1984

1034

1977 -1978

638

1988 -1989

2960

15

46,9

1985 -1986

1018

1986 -1987

622

1992 -1993

2920

16

50,0

1976 -1977

993

1985 -1986

595

2000 -2001

2786

17

53,1

1984 - 1985

969

1976 -1977

582

1993 -1994

2640

18

56,3

2000 -2001

910

1993 -1994

552

1998 -1999

2620

19

59,4

1993 -1994

900

1997 -1998

545

1989 -1990

2522

20

62,5

1979 -1980

879

2000 -2001

535

1974 - 1975

2474

21

65,6

1970 -1971

866

1974 - 1975

519

1997 -1998

2374

22

68,8

1995 -1996

863

1996 -1997

411

1980 -1981

2341

23

71,9

1997 -1998

850

1971 -1972

388

1984 - 1985

2309

24

75,0

1974 - 1975

845

1992 -1993

358

1983 -1984

2182

25

78,1

1999 -2000

812

1979 -1980

358

1971 -1972

2147

26

81,3

1992 -1993

785

1995 -1996

344

1987 - 1988

2071

27

84,4

1971 -1972

681

1970 -1971

311

1990 -1991

2013

28

87,5

1996 -1997

556

1999 -2000

310

1975 - 1976

1842

29

90,6

1973 -1974

497

1973 -1974

267

1973 -1974

1648

30

93,8

1975 - 1976

481

1972 - 1973

226

1972 - 1973

1629

31

96,9

1972 - 1973

460

1975 - 1976

209

1996 -1997

1279

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

2422

874

281

188

119

151

260

371

277

214

373

440

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

3058

3036

1915

1011

715

336

249

233

363

231

327

441

Qiпр50%, м3/с

2783

2762

1953

1031

729

343

254

237

370

236

334

450

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

2783

2762

1953

1031

729

343

254

237

370

236

334

450

Суммы

5545

5937

с корректировкой

Qiкор50%, м3/с

2783

2762

1953

1031

694

324

260

371

277

214

373

440

Суммы

5545

5937

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

1

1970 -1971

5566

1,533

0,533

0,284

0,15147

2

1999 -2000

5341

1,471

0,471

0,222

0,10454

3

1994 -1995

4710

1,297

0,297

0,088

0,02632

4

1986 -1987

4649

1,281

0,281

0,079

0,02211

5

2000 -2001

4472

1,232

0,232

0,054

0,01247

6

1995 -1996

4316

1,189

0,189

0,036

0,00674

7

1982 -1983

4314

1,188

0,188

0,035

0,00668

8

1977 -1978

4238

1,167

0,167

0,028

0,00469

9

1978 -1979

4132

1,138

0,138

0,019

0,00264

10

1992 -1993

4025

1,109

0,109

0,012

0,00128

11

1988 -1989

3823

1,053

0,053

0,003

0,00015

12

1979 -1980

3730

1,028

0,028

0,001

0,00002

13

1991 -1992

3718

1,024

0,024

0,001

0,00001

14

1989 -1990

3636

1,002

0,002

0,000

0,00000

15

1983 -1984

3575

0,985

-0,015

0,000

0,00000

16

1981 -1982

3420

0,942

-0,058

0,003

-0,00020

17

1985 -1986

3380

0,931

-0,069

0,005

-0,00033

18

1984 - 1985

3315

0,913

-0,087

0,008

-0,00066

19

1975 - 1976

3105

0,855

-0,145

0,021

-0,00303

20

1993 -1994

3101

0,854

-0,146

0,021

-0,00311

21

1976 -1977

3058

0,842

-0,158

0,025

-0,00392

22

1974 - 1975

3019

0,832

-0,168

0,028

-0,00477

23

1998 -1999

2924

0,805

-0,195

0,038

-0,00738

24

1990 -1991

2886

0,795

-0,205

0,042

-0,00861

25

1987 - 1988

2825

0,778

-0,222

0,049

-0,01091

26

1980 -1981

2586

0,712

-0,288

0,083

-0,02381

27

1997 -1998

2503

0,689

-0,311

0,096

-0,02995

28

1973 -1974

2422

0,667

-0,333

0,111

-0,03688

29

1971 -1972

2353

0,648

-0,352

0,124

-0,04360

30

1972 - 1973

2062

0,568

-0,432

0,187

-0,08058

31

1996 -1997

1708

0,471

-0,529

0,280

-0,14841

3630

1,983

-0,06701

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

7614

6849

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

0

18000

1,78

0,909

-0,78

15084

0,635

1,970

0,925

-0,930

10198

1

1,94

-0,94

14822

2,200

-1,160

10001

2

2,13

-1,13

14511

2,330

-1,300

9776

3

2,13

-1,13

14511

2,330

-1,300

9776

4

2,13

-1,13

14511

2,330

-1,300

9776

5

2

-1

14724

2,270

-1,240

9827

6

1,83

-0,793

15668

2,300

-1,270

9801

7

1,28

-0,275

15993

1,600

-0,600

10058

8

0,678

0,32

16853

0,865

0,120

10517

9

0,476

0,52

17148

0,267

0,720

11053

10

0,526

0,47

17066

0,133

0,850

11122

11

0,71

0,291

16855

0,300

0,680

10944

12

0,953

0,05

16493

0,566

0,450

11128

13

0,827

0,17

16591

0,433

0,540

10750

14

0,7

0,3

16853

0,300

0,650

10601

15

0,775

0,25

17181

0,433

0,550

10865

16

0,625

0,378

17030

0,633

0,350

10693

17

0,529

0,47

17115

0,433

0,560

10979

18

0,16

0,84

17738

0,476

0,530

11091

19

0

1

18000

0,500

0,480

10773

20

0,15

0,85

17754

0,400

0,595

11030

21

0,25

0,75

17591

1,000

0,000

10573

22

0,6

0,394

16909

0,110

0,900

11450

23

1,15

-0,15

16116

0,965

0,050

10774

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

18000

246

1

246

246

246

17754

16

2

33

262

278

17738

147

3

442

410

721

17591

410

4

1640

819

2361

17181

32

5

161

852

2522

17148

33

6

197

885

2719

17115

49

7

344

934

3062

17066

36

8

289

970

3351

17030

121

9

1089

1091

4441

16909

54

10

542

1145

4983

16855

2

11

17

1147

5000

16853

0

12

0

1147

5001

16853

262

13

3406

1409

8407

16591

98

14

1377

1507

9784

16493

377

15

5650

1884

15435

16116

123

16

1967

2007

17402

15993

325

17

5523

2332

22925

15668

584

18

10514

2916

33439

15084

262

19

4980

3178

38418

14822

98

20

1966

3276

40384

14724

213

21

4472

3489

44856

14511

0

22

0

3489

44856

14511

0

23

0

3489

44856

14511

14511

24

348265

18000

393121

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

11450

322

1

322

322

322

11128

6

2

12

328

334

11122

31

3

93

359

428

11091

38

4

152

397

580

11053

23

5

113

420

693

11030

51

6

307

471

1000

10979

35

7

242

506

1242

10944

80

8

638

586

1879

10865

90

9

813

676

2692

10774

1

10

14

677

2706

10773

23

11

248

700

2955

10750

57

12

686

757

3640

10693

92

13

1192

849

4833

10601

29

14

400

877

5233

10573

56

15

836

933

6069

10517

319

16

5098

1252

11167

10198

140

17

2380

1392

13547

10058

57

18

1029

1449

14576

10001

174

19

3312

1623

17887

9827

26

20

514

1649

18402

9801

26

21

540

1674

18942

9776

0

22

0

1674

18942

9776

0

23

0

1674

18942

9776

9776

24

234612

11450

253554

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 [1].

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

1

0,909

17883

10589

2

0,912

16998

10065

3

0,915

15465

9157

4

0,919

13695

8109

5

0,922

12162

7201

6

0,925

11277

6677

7

0,925

11277

6677

8

0,922

12162

7201

9

0,919

13695

8109

10

0,915

15465

9157

11

0,912

16998

10065

12

0,909

17883

10589

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

2422

1400

900

874

950

760

371

277

250

200

300

600

Qф.мі/с

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

Qисп, мі/с

20

30

35

30

10

5

0

0

0

0

0

15

Qльд, мі/с

0

0

0

0

0

0

-2

-3

-3

-2

0

10

Qпотр, мі/с

80

80

40

0

0

0

0

0

0

0

0

80

Qшлюз, мі/с

20

20

30

40

30

20

20

0

0

0

0

0

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

2292

1260

785

794

900

725

339

264

237

188

290

505

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

270

161

105

106

118

97

45

36

32

26

40

67

Qвхк, мі/с

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

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

39

39

39

39

39

39

39

39

39

39

39

39

Nгэс - Nвхк, МВт

231

122

65

66

79

57

6

-3

-7

-13

0

28

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:

Qпр -расход 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;

Qx- холостые сбросы воды, м3/с.

Таблица 13- Режим работы проектируемой ГЭС

Месяц

Qпр

Nпр.

t

ZВБ

ZНБ

Qx

ноябрь

339

48

2592000

101,5

85,28

344

48,1

0

декабрь

264

200

2678400

100,62

86,55

1604

200,1

0

январь

237

200

2678400

99,5

86,72

1751

200,9

0

февраль

188

48

2419200

99,35

85,32

396

48

0

март

290

48

2678400

99,26

85,32

400

48,1

0

апрель

505

160

2592000

98,43

86,43

1497

159,8

0

май

2292

39

2678400

100,06

85,26

325

39,1

0

июнь

1260

39

2678400

100,73

85,24

299

38,9

0

июль

785

39

2592000

101,06

85,23

290

39

0

август

794

39

2678400

101,38

85,23

284

39

0

сентябрь

900

39

259200

101,41

85,23

283

39,3

0

октябрь

425

39

2678400

101,5

85,22

279

39

0

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.

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=17822МВт

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

17883

358

1431

1142

358

 

350

0

 

16391

0

1431

0

февраль

16998

340

1360

1160

340

 

84

0

 

15754

0

1360

0

март

15465

309

1237

1191

309

 

84

0

 

14190

0

1237

0

апрель

13695

274

1096

1226

274

 

280

0

 

12189

0

1096

0

май

12162

243

973

1257

243

 

68

0

 

10837

0

973

3342

июнь

11277

226

902

1274

226

 

68

0

 

9934

0

902

3342

июль

11277

226

902

1274

226

 

68

0

 

9934

0

902

3342

август

12162

243

973

1257

243

 

68

0

 

10837

0

973

3342

сентябрь

13695

274

1096

1226

274

188

68

0

 

12400

0

1096

0

октябрь

15465

309

1237

1191

309

 

68

0

44

14206

0

1237

0

ноябрь

16998

340

1360

1160

340

 

84

0

 

15754

0

1360

0

декабрь

17883

358

1431

1142

358

 

350

0

 

16391

0

1431

0

Таблица 15 - Баланс энергии энергосистемы в маловодном году

месяца

N гар сущ гэс.

N гар пр гэс.

N гар тэс.

N сист.

январь

600

200

9789

10589

февраль

600

48

9417

10065

март

600

48

8509

9157

апрель

600

160

7349

8109

май

327

39

6835

7201

июнь

327

39

6311

6677

июль

327

39

6311

6677

август

327

39

6835

7201

сентябрь

327

39

7743

8109

октябрь

327

39

8791

9157

ноябрь

600

48

9417

10065

декабрь

600

200

9789

10589

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

Qx

ноябрь

427

60

2592000

101,5

85,35

432

60

0

декабрь

398

200

2678400

100,72

86,54

1594

199,7

0

январь

335

200

2678400

99,73

86,67

1709

199,2

0

февраль

243

60

2419200

99,55

85,39

491

60,1

0

март

409

60

2678400

99,48

85,39

492

59,7

0

апрель

376

170

2592000

98,49

86,53

1584

169,6

0

май

3356

150

2678400

100,14

86,24

1330

149,5

0

июнь

1902

70

2678400

101,09

85,43

537

70,1

0

июль

788

70

2592000

101,25

85,42

516

69,9

0

август

798

70

2678400

101,43

85,41

512

70,2

0

сентябрь

923

70

259200

101,46

85,41

506

69,8

0

октябрь

645

80

2678400

101,5

85,48

583

80,2

0

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=17822МВт

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

17883

358

1431

1142

358

 

350

0

 

16391

0

1431

0

февраль

16998

340

1360

1160

340

 

105

0

 

15733

0

1360

0

март

15465

309

1237

1191

309

 

105

0

 

14169

0

1237

0

апрель

13695

274

1096

1226

274

 

298

0

 

12171

0

1096

0

май

12162

243

973

1257

243

 

263

0

 

10642

0

973

3342

июнь

11277

226

902

1274

226

 

123

0

 

9880

0

902

3342

июль

11277

226

902

1274

226

 

123

0

 

9880

0

902

3342

август

12162

243

973

1257

243

 

123

0

 

10782

0

973

3342

сент.

13695

274

1096

1226

274

188

123

0

 

12346

0

1096

0

октябрь

15465

309

1237

1191

309

 

140

0

44

14134

0

1237

0

ноябрь

16998

340

1360

1160

340

 

105

0

 

15733

0

1360

0

декабрь

17883

358

1431

1142

358

 

350

0

 

16391

0

1431

0

Таблица 15 - Баланс энергии энергосистемы в средневодном году

месяца

N гар сущ гэс.

N гар пр гэс.

N гар тэс.

N сист.

январь

600

200

9789

10589

февраль

600

60

9405

10065

март

600

60

8497

9157

апрель

600

170

7339

8109

май

327

150

6724

7201

июнь

327

70

6280

6677

июль

327

70

6280

6677

август

327

70

6804

7201

сентябрь

327

70

7712

8109

октябрь

327

80

8750

9157

ноябрь

600

60

9405

10065

декабрь

600

200

9789

10589

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

85

0,4

102

98,4

100

16,10

13,00

14,60

2000

20,35

2500

10,40

500

85,2

0,4

102

98,4

100

15,90

12,80

14,40

2500

16,28

2600

11,25

1000

85,3

0,4

102

98,4

100

15,80

12,70

14,30

2600

15,65

2800

13,05

2000

85,4

0,4

102

98,4

100

15,70

12,60

14,20

2800

14,53

3000

14,98

3000

85,5

0,4

102

98,4

100

15,60

12,50

14,10

3000

13,57

4000

85,7

0,4

102

98,4

100

15,40

12,30

13,90

5000

86

0,4

102

98,4

100

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=12,5м;

- максимальный напор Hmax=15.9м;

- максимальный расход Qmax=2900м3/с.

Для полученного диапазона изменения напора по справочным материалам [1] 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

20

20

Диапазон регулирования

0,35

0,50

Оптимальная приведенная частота вращения

155

146

Оптимальный приведенный расход

1580

1160

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

18

20

На главных универсальных характеристиках турбин намечаем расчетные точки Р1, предварительно проведя линию через оптимум КПД (мз/с- для ПЛ20-В, мз/с для ПЛ20-ГК).

Для более обоснованного выбора параметров гидротурбины выполняем расчеты для ряда стандартных диаметров (начиная с максимально возможного [1] 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 [1] м2/с, м2/с и м2/с для ПЛ20-В и ПЛ20-ГК соответственно);

- коэффициент, выражающий отношение потерь трения ко всем гидравлическим потерям (по [1] ).

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 [1].

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

4,5

5

5,3

5,6

6

6,3

6,7

7,1

7,5

8

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

25

20

16

14

13

11

10

9

8

7

6

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

4,5

5

5,3

5,6

6

6,3

6,7

7,1

7,5

8

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

17

13

11

10

9

8

7

6

5

5

4

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=7,1м, 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 [1] 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

5

83,3

300

-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 [1].

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

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.

2) Мосин, К.Ю. Гидрология: Методические указания к практическим занятиям/ сост.- Саяногорск: СШФ КГТУ, 2006. - 53 c.

3) Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования/ Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Расчет гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока. Построение суточных, месячных, годовых графиков нагрузки энергосистемы. Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее бескавитационной работы.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 26.10.2011

  • Координаты кривых площадей и объемов Бурейского водохранилища. Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного лет при заданной величине обеспеченности стока. Годовые графики максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы. Баланс энергии.

    курсовая работа [2,3 M], добавлен 17.11.2012

  • Определение суточных и диспетчерских графиков нагрузок электростанций. Режим работы блока без останова в провалы нагрузки. Горячий вращающийся резерв. Применение комбинированного пуско-остановочного режима и режима горячего вращающегося резерва.

    курсовая работа [194,5 K], добавлен 07.08.2012

  • Расчет параметров и построение суточных (зимних и летних) графиков нагрузки потребителей электрической сети. Составление годового и квадратичного графика нагрузки работы узла электрической сети по продолжительности в течение различных периодов времени.

    контрольная работа [317,2 K], добавлен 17.12.2011

  • Расчет суточных графиков нагрузок потребителей. Определение годового графика по продолжительности, который является проекцией суммарных графиков нагрузки. Выбор количества и мощности трансформаторов. Построение эквивалентного графика нагрузки подстанции.

    контрольная работа [79,5 K], добавлен 05.05.2014

  • Построение графиков нагрузки для обмоток трансформаторов высокого, среднего, низкого напряжения по исходным данным. Выбор трансформаторов на подстанции, обоснование. Расчет токов короткого замыкания на проектируемой подстанции, выбор электрооборудования.

    дипломная работа [336,9 K], добавлен 10.03.2010

  • Проектирование гидротурбины, разработка эскиза турбинной установки: выбор типа, определение основных параметров. Расчет и построение эксплуатационной характеристики. Гидромеханический расчет спиральной камеры; размеры и конфигурация отсасывающей трубы.

    курсовая работа [128,4 K], добавлен 04.03.2012

  • Определение потребности района в электрической и тепловой энергии и построение суточных графиков нагрузки. Расчет мощности станции, выбор типа и единичной мощности агрегатов. Определение капиталовложений в сооружение электростанции. Затраты на ремонт.

    курсовая работа [136,9 K], добавлен 22.01.2014

  • Расчет и определение режимов работы двигателя. Выбор мощности двигателя для продолжительного режима работы с повторно-кратковременной нагрузкой, проверка на перегрузочную способность, пусковые условия. Вычисление потребляемой мощности, расшифровка марки.

    контрольная работа [248,7 K], добавлен 07.02.2016

  • Составление графиков активной и реактивной мощностей в зимний и летний периоды. Выбор трансформаторов подстанции с учетом аварийных (систематических) перегрузок. Определение суточных и годовых объемов отпуска электрической энергии. Расчет потерь.

    курсовая работа [1021,2 K], добавлен 08.10.2012

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.