Проектирование и расчет гидроэлектростанции

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	Qр	Nр	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	Qр	Nр	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