Загрузка...
использование водной энергии
КУРСОВОЙ
ПРОЕКТ
Использование
водной энергии
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
.
Энергетические системы водноэнергетических расчетов
.1 Построение
суточных графиков нагрузки энергосистемы
.2 Построение
годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы
.3 Покрытие
графиков нагрузки энергосистемы существующими гидроэлектростанциями
.
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
Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в среднем по водности году
. Основное и
вспомогательное оборудование
.1 Выбор
числа и типа агрегатов
.2 Проверка
работы гидротурбины при ограничении по минимальному расходу
.3
Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее
бескавитационной работы
.3.1 Работа
одного агрегата с установленной мощностью при отметке НПУ
.3.2 Работа
всех агрегатов с установленной мощностью при отметке НПУ
.3.3 Работа
всех агрегатов с установленной мощностью ГЭС при расчетном напоре
.4
Определение геометрических размеров проточной части гидротурбины ПЛ
20/3166-ГК-46
.5 Выбор типа
серийного гидрогенератора
.6
Определение установленной мощности ГЭС
список
ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
гидрограф нагрузка энергосистема бескавитационный
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.
. рассчитать и представить в графической форме годовые графики
максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы.
. Составить баланс энергии и мощности системы.
. Назначить вариант установленной мощности ГЭС с учетом резервных
мощностей.
. Рассчитать вводно-энергетический режим работы гидростанции
годового (сезонного) регулирования стока для гидрологических условий
маловодного и средневодного лет.
. Выбрать тип и параметры турбин.
Исходные
данные
1. Данные по энергосистеме:
.2 Энергосистема типовой график нагрузки для широты "Крайний
Юг".
.3 годовой максимум нагрузки 18000 МВт;
.4 Число часов использования установленной мощности 7500 ч;
.5 Установленная мощность существующих ГЭС 1500 МВт;
.6 Гарантированная мощность существующих ГЭС 600 МВт;
.7 Резервы: нагрузочный резерв системы 2%, аварийный резерв системы 8%.
. Схема использования реки: сомкнутый каскад. В НБ подпор от
Нижегородского ГУ. Выше проектируемой Рыбинской ГЭС подпор по р. Волга до
створа Угличского ГУ.
. 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
. Зимний коэффициент кривой связи расходов и уровней в нижнем бьефе 0,7.
. 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.
. потери напора в водоподводящих сооружениях ∆h=0,4 м.
. НПУ Рыбинской ГЭС 101.5 м.
. 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
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.
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
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
1956-1957г.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 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
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
Таблица 18 максимальные расходы для водосливных отверстий
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
.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 βлет = 0,925 и зимнего βзим = 0,909 графиков нагрузки, а также коэффициент летнего
снижения нагрузки относительно зимнего статического максимума α л=0,635.
Максимум нагрузки системы соответствует зимнему максимуму, который имеет
(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
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
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
bт
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
.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 ÑНПУ, 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
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 =Σ
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
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:
) ограничение по расчетной установленной мощности, определяемое
уравнением [1]:
, (22)
где 
— коэффициент мощности (kN=8,6 п.п. 2.1);
) 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
Dhвс, 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;
) отношение Нmin/Hmax=12,5/15.9=0,78 должно быть не меньше
справочных данных.
) 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-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
ΔР
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
ΔР
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
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 σ.
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 φ=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)
гдеB = 10,33 м вод. ст. — барометрическое
давление;
— отметка НБ при данном расходе;
kσ = 1,1 — 1,2 — коэффициент запаса по
кавитации при переходе от модельной гидротурбины к натурной (принимаем kσ = 1,1);
σ — коэффициент кавитации,
определяемый по универсальной характеристике для расчетных условий;
— разность отметок характерных плоскостей модельной и
натурной турбин, которая для (ПЛ-ГК) — турбин 
.
м.
рисунок 17- Проточная
часть модели гидротурбины ПЛ 20/3166-ГК-46
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.
На универсальной характеристике проводим линию 
об/мин до пересечения с линией по
генератору. В этой точке определяем σ=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; σ=1,0;
м ; 
м
4.3.3
Работа всех агрегатов с установленной мощностью ГЭС при расчетном напоре
На режимном поле (16) этомурежиму соответствует точка 3. Для нее: 
;
.
далее рассчитываем аналогично п.п. 4.3.1:
об/мин; σ=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.
4.6Определение
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.
) Мосин,
К.Ю. Гидрология: Методические указания к практическим занятиям/ сост.-
Саяногорск: СШФ КГТУ, 2006. — 53 c.
) 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.