Учебная работа. Проектирование и расчет гидроэлектростанции

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Проектирование и расчет гидроэлектростанции

СОДЕРЖАНИЕ

задачи

Исходные данные

1. Гидрологические расчеты

.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

.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.

.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, мF, км2V, км397,123858,7598,0270311,0098,5292612,4699,0315013,9299,5337515,61100,0360017,30101,0405021,12102,0455025,42104,0565035,42

. Кривая связи расходов и уровней в нижнем бьефе гидроузла.

Таблица 2

Qнб,м3/cZнб, м085,050085,4100085,87200087,05300088,35400089,55500090,55600091,4700092,1900093,24

. Зимний коэффициент кривой связи расходов и уровней в нижнем бьефе 0,7.

. Требования участников ВХК и потери воды

Q,м3/c IIIIIIIVVVIVIIVIIIIXXXIXIIТребования ВХК300300300300300300300300300300300300Потребление из водохранилища—80808040——Фильтрация101010101010101010101010Испарение—1520303530105—Льдообразование-3-2-+10——-2-3Шлюзование—-20203040302020-

. 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.

ГодпаводокмеженьIVVVIVIIVIIIIXXXIXIIIIIIII1970 -1971556617194662601521843343492802864133821971 -1972235319414793082322395916404342623083841972 — 1973206211954101751471041331513541942723171973 -197424228742811881191512603712772143734401974 — 1975192930198204373252172395775025815589351975 — 197631055793732111401421561751712092642521976 -197730583036191510117153362492333632313274411977 -197842382000116743439133255612977194524325991978 -197941322299961621741785119516437753314024341979 -1980324437304223623402564224574282603432891980 -19812097258653614981115110463610017235465836411981 -198234203081713341221663121115537997545927951982 -19834314201161558239742945710501028110777713041983 -198435757907701285251413782761127611946936221984 — 198533151302653524437874149710368894014122881985 -19863380288510986654543323258753174415069401986 -1987464920486738475255728438066303954794491987 — 1988131628251602994119699310245464635952975661988 -19893823209675371661850551944939648583618781989 -1990340416407837866966007811149637620136636361990 -19912886113972060259614632452227014578167616651991 -199237182581175713109966597837817746466597461992 -1993402518154822702041792934124043554665171993 -1994310121805744474818529976093663303974621994 -199547102817128359637840356563645744759412981995 -1996431626037293372612112544133612703312711996 -199784917083803862351612084037133494518261997 -19982245250391633521917669710365184235026311998 -19992316292472015061346876106811764984855666401999 -2000534113044722022281432362703243554464192000 -200144721099401706459403357622689468499746

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 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:

,

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

mP, %ГодыQСР.Г, м3/сГодыQСР. П, м3/сГодыQСР. М, м3/с13,11989 -199013421990 -199111801994 -1995376426,31990 -199113191989 -199011051970 -1971364239,41991 -199212841991 -19929111979 -19803487412,51978 -197911931998 -19998881995 -19963460515,61994 -199511821980 -19818381986 -19873349618,81981 -198211791987 — 19888281999 -20003322721,91998 -199911771983 -19848051981 -19823251825,01982 -198311731978 -19797891978 -19793215928,11988 -198910901982 -19837751982 -198331631031,31980 -198110891981 -19827641991 -199231491134,41986 -198710761988 -19897161985 -198631321237,51977 -197810511984 — 19857011977 -197831191340,61987 — 198810351994 -19956661976 -197730471443,81983 -198410341977 -19786381988 -198929601546,91985 -198610181986 -19876221992 -199329201650,01976 -19779931985 -19865952000 -200127861753,11984 — 19859691976 -19775821993 -199426401856,32000 -20019101993 -19945521998 -199926201959,41993 -19949001997 -19985451989 -199025222062,51979 -19808792000 -20015351974 — 197524742165,61970 -19718661974 — 19755191997 -199823742268,81995 -19968631996 -19974111980 -198123412371,91997 -19988501971 -19723881984 — 198523092475,01974 — 19758451992 -19933581983 -198421822578,11999 -20008121979 -19803581971 -197221472681,31992 -19937851995 -19963441987 — 198820712784,41971 -19726811970 -19713111990 -199120132887,51996 -19975561999 -20003101975 — 197618422990,61973 -19744971973 -19742671973 -197416483093,81975 — 19764811972 — 19732261972 — 197316293196,91972 — 19734601975 — 19762091996 -19971279

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 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:

.1.2 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

месяцыпаводокмеженьIVVVIVIIVIIIIXXXIXIIIIIIIIQi90%, м3/с2422874281188119151260371277214373440

рисунок 5 — Гидрограф маловодного года

Таблица 6 — Расчетный средневодный год без приведения и с приведением по межени и половодью

месяцыпаводокмеженьIVVVIVIIVIIIIXXXIXIIIIIIIIQi50%, м3/с3058303619151011715336249233363231327441Qiпр50%, м3/с2783276219531031729343254237370236334450

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

месяцыпаводокмеженьIVVVIVIIVIIIIXXXIXIIIIIIIIбез корректировкиQiпр50%, м3/с2783276219531031729343254237370236334450Суммы55455937с корректировкойQiкор50%, м3/с2783276219531031694324260371277214373440Суммы55455937

рисунок 8 — Гидрограф средневодного года

.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 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/пГодыQmax, м3/с (убыв.)К=Qi/QсрK-1(K-1)2(K-1)311970 -197155661,5330,5330,2840,1514721999 -200053411,4710,4710,2220,1045431994 -199547101,2970,2970,0880,0263241986 -198746491,2810,2810,0790,0221152000 -200144721,2320,2320,0540,0124761995 -199643161,1890,1890,0360,0067471982 -198343141,1880,1880,0350,0066881977 -197842381,1670,1670,0280,0046991978 -197941321,1380,1380,0190,00264101992 -199340251,1090,1090,0120,00128111988 -198938231,0530,0530,0030,00015121979 -198037301,0280,0280,0010,00002131991 -199237181,0240,0240,0010,00001141989 -199036361,0020,0020,0000,00000151983 -198435750,985-0,0150,0000,00000161981 -198234200,942-0,0580,003-0,00020171985 -198633800,931-0,0690,005-0,00033181984 — 198533150,913-0,0870,008-0,00066191975 — 197631050,855-0,1450,021-0,00303201993 -199431010,854-0,1460,021-0,00311211976 -197730580,842-0,1580,025-0,00392221974 — 197530190,832-0,1680,028-0,00477231998 -199929240,805-0,1950,038-0,00738241990 -199128860,795-0,2050,042-0,00861251987 — 198828250,778-0,2220,049-0,01091261980 -198125860,712-0,2880,083-0,02381271997 -199825030,689-0,3110,096-0,02995281973 -197424220,667-0,3330,111-0,03688291971 -197223530,648-0,3520,124-0,04360301972 — 197320620,568-0,4320,187-0,08058311996 -199717080,471-0,5290,280-0,1484136301,983-0,06701

максимальные расходы для водосливных отверстий приведены в табл. 18.

P, %0,010,1Ф4,273,45Ms=Cv*Ф1,100,89Ks=Ms+12,101,89Q=Qср*Ks76146849

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 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

ЧасыPсmax, МВтЗимаЛетоatзbсутзbtзPtз, МВтaлетatлbсутлbtлPtл, МВт0180001,780,909-0,78150840,6351,9700,925-0,9301019811,94-0,94148222,200-1,1601000122,13-1,13145112,330-1,300977632,13-1,13145112,330-1,300977642,13-1,13145112,330-1,300977652-1147242,270-1,240982761,83-0,793156682,300-1,270980171,28-0,275159931,600-0,6001005880,6780,32168530,8650,1201051790,4760,52171480,2670,72011053100,5260,47170660,1330,85011122110,710,291168550,3000,68010944120,9530,05164930,5660,45011128130,8270,17165910,4330,54010750140,70,3168530,3000,65010601150,7750,25171810,4330,55010865160,6250,378170300,6330,35010693170,5290,47171150,4330,56010979180,160,84177380,4760,530110911901180000,5000,48010773200,150,85177540,4000,59511030210,250,75175911,0000,00010573220,60,394169090,1100,90011450231,15-0,15161160,9650,05010774

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, МВтPtз, МВтt, чЭ, МВт.чPз, МВтЭ,МВт.ч180002461246246246177541623326227817738147344241072117591410416408192361171813251618522522171483361978852719171154973449343062170663682899703351170301219108910914441169095410542114549831685521117114750001685301201147500116853262133406140984071659198141377150797841649337715565018841543516116123161967200717402159933251755232332229251566858418105142916334391508426219498031783841814822982019663276403841472421321447234894485614511022034894485614511023034894485614511145112434826518000393121

рисунок 6 — Cуточный график нагрузки и ИКН для зимнего периода

Таблица 21 — Координаты кривой нагрузки энергосистемы для летнего периода

Ptл, МВтPtл, МВтt, чЭ, МВт.чPл, МВтЭ,МВт.ч1145032213223223221112862123283341112231393359428110913841523975801105323511342069311030516307471100010979357242506124210944808638586187910865909813676269210774110146772706107732311248700295510750571268675736401069392131192849483310601291440087752331057356158369336069105173191650981252111671019814017238013921354710058571810291449145761000117419331216231788798272620514164918402980126215401674189429776022016741894297760230167418942977697762423461211450253554

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)

, (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

МесяцтPmax, МВтPср, МВт10,909178831058920,912169981006530,91515465915740,91913695810950,92212162720160,92511277667770,92511277667780,92212162720190,919136958109100,915154659157110,9121699810065120,9091788310589

Графики максимальных и среднемесячных мощностей представлены на рисунках 9 и 10 соответственно.

рисунок 9- График максимальных нагрузок энергосистемы

рисунок 10- График среднемесячных нагрузок энергосистемы

.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

ПоказательЛЕТОЗИМАVVIVIIVIIIIXXXIXIIIIIIIIIVQбыт90%,м³/с24221400900874950760371277250200300600Qф.м³/с101010101010101010101010Qисп, м³/с203035301050000015Qльд, м³/с000000-2-3-3-2010Qпотр, м³/с8080400000000080Qшлюз, м³/с2020304030202000000Qпотер, м³/с-130-140-115-80-50-35-32-13-13-12-10-95Zвб, м101,5101,5101,5101,5101,5101,5101,5101,5101,5101,5101,5101,5Qбыт90% — — Qпотер, м³/с22921260785794900725339264237188290505Zнб(Qнб), м87,486,285,685,685,885,685,585,385,385,285,285,6Hгэс, м13,714,915,515,515,315,515,615,815,815,915,915,5Nгэс, МВт27016110510611897453632264067Qвхк, м³/с300300300300300300300300300300300300Zнб(Qвхк), м85,185,185,185,185,185,185,285,285,285,285,285,2Hвхк, м15,815,815,815,815,815,815,715,715,715,715,715,7Nвхк, МВт393939393939393939393939Nгэс — Nвхк, МВт231122656679576-3-7-13028Для 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

МесяцQпрNпр.tZВБZНБQрNрQxноябрь339482592000101,585,2834448,10декабрь2642002678400100,6286,551604200,10январь237200267840099,586,721751200,90февраль18848241920099,3585,32396480март29048267840099,2685,3240048,10апрель505160259200098,4386,431497159,80май2292392678400100,0685,2632539,10июнь1260392678400100,7385,2429938,90июль785392592000101,0685,23290390август794392678400101,3885,23284390сентябрь90039259200101,4185,2328339,30октябрь425392678400101,585,22279390

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

месяцаСистемаСущ. ГЭС Nуст=1500МВтПр. ГЭС Nуст=350МВтТЭС Nуст=17822МВтN 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.январь1788335814311142358 3500 16391014310февраль1699834013601160340 840 15754013600март1546530912371191309 840 14190012370апрель1369527410961226274 2800 12189010960май121622439731257243 680 1083709733342июнь112772269021274226 680 993409023342июль112772269021274226 680 993409023342август121622439731257243 680 1083709733342сентябрь1369527410961226274188680 12400010960октябрь1546530912371191309 6804414206012370ноябрь1699834013601160340 840 15754013600декабрь1788335814311142358 3500 16391014310Таблица 15 — Баланс энергии энергосистемы в маловодном году

месяцаN гар сущ гэс.N гар пр гэс.N гар тэс.N сист.январь600200978910589февраль60048941710065март6004885099157апрель60016073498109май3273968357201июнь3273963116677июль3273963116677август3273968357201сентябрь3273977438109октябрь3273987919157ноябрь60048941710065декабрь600200978910589

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

МесяцQпрNпр.tZВБZНБQрNрQxноябрь427602592000101,585,35432600декабрь3982002678400100,7286,541594199,70январь335200267840099,7386,671709199,20февраль24360241920099,5585,3949160,10март40960267840099,4885,3949259,70апрель376170259200098,4986,531584169,60май33561502678400100,1486,241330149,50июнь1902702678400101,0985,4353770,10июль788702592000101,2585,4251669,90август798702678400101,4385,4151270,20сентябрь92370259200101,4685,4150669,80октябрь645802678400101,585,4858380,20

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

месяцаСистемаСущ. ГЭС Nуст=1500МВтПр. ГЭС Nуст=350МВтТЭС Nуст=17822МВтN 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.январь1788335814311142358 3500 16391014310февраль1699834013601160340 1050 15733013600март1546530912371191309 1050 14169012370апрель1369527410961226274 2980 12171010960май121622439731257243 2630 1064209733342июнь112772269021274226 1230 988009023342июль112772269021274226 1230 988009023342август121622439731257243 1230 1078209733342сент.13695274109612262741881230 12346010960октябрь1546530912371191309 14004414134012370ноябрь1699834013601160340 1050 15733013600декабрь1788335814311142358 3500 16391014310

Таблица 15 — Баланс энергии энергосистемы в средневодном году

месяцаN гар сущ гэс. N гар пр гэс.N гар тэс.N сист.январь600200978910589февраль60060940510065март6006084979157апрель60017073398109май32715067247201июнь3277062806677июль3277062806677август3277068047201сентябрь3277077128109октябрь3278087509157ноябрь60060940510065декабрь600200978910589

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);

) 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/сZНБЗима, мhвс, мZНПУ, мZУМО, мZВБ1, мНапорные характеристикиОграничение по мощностиОграничение по пропуск. способностиHНПУ, мHУМО, мHZВБ1, мQ, м3/сH, мQ, м3/сH, м0850,410298,410016,1013,0014,60200020,35250010,4050085,20,410298,410015,9012,8014,40250016,28260011,25100085,30,410298,410015,8012,7014,30260015,65280013,05200085,40,410298,410015,7012,6014,20280014,53300014,98300085,50,410298,410015,6012,5014,10300013,57400085,70,410298,410015,4012,3013,905000860,410298,410015,1012,0013,60

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:

) 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.

ПараметрТурбина ПЛ20-ГКТурбина ПЛ20-ВМаксимальный напор гидротурбин2020диапазон регулирования0,350,50Оптимальная приведенная частота вращения155146оптимальный приведенный расход15801160Оптимальный КПД модели0,9180,92Приведенный максимальный расход2000-27501800-2060Коэффициент кавитации1,2-1,80,78-1,0Приведенный диаметр рабочего колеса0,4600,500Напор модельной турбины3,66-101820

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,м44,555,35,666,36,77,17,580,9400,9410,9420,9430,9430,9440,9440,9440,9450,9450,946Na*,МВт13,917,621,724,427,331,334,539,143,949,055,8Za*25,2219,9116,1114,3312,8311,1710,138,957,977,146,27Za252016141311109876Na,МВт14,017,521,925,026,931,835,038,943,850,058,3ΔР1,0221,0231,0241,0251,0251,0261,0261,0261,0271,0271,028nc*,об/мин138,1122,8110,6104,398,892,287,882,678,073,869,2nc,об/мин142,8125,0115,4107,1100,093,888,283,378,975,071,4n`min,об/мин141,7139,5143,0140,6138,7139,4137,6138,1138,6139,2141,3n`p,об/мин151,0148,6152,4149,9147,8148,5146,6147,2147,7148,3150,6n`max,об/мин159,8157,3161,3158,6156,4157,2155,2155,8156,4157,0159,4

Таблица 22 — результаты расчета параметров оборудования для различных значений D1 гидротурбины ПЛ20-ГК

D1,м44,555,35,666,36,77,17,580,9430,9440,9440,9450,9450,9460,9460,9460,9470,9470,947Na*,МВт20,726,232,436,440,646,751,558,265,473,083,1Za*16,9313,3610,829,628,617,506,806,015,354,794,21Za171311109876554Na,МВт20,626,931,835,038,943,850,058,370,070,087,5ΔР1,0251,0261,0261,0271,0271,0281,0281,0291,0291,0291,030nc*,об/мин146,8130,5117,5110,9105,098,093,387,882,978,573,6nc,об/мин150,0136,4125,0115,4107,1100,093,888,283,378,975,0n`min,об/мин148,6152,0154,7151,4148,4148,4146,2146,1146,2146,3148,3n`p,об/мин158,4162,0164,9161,3158,1158,2155,8155,7155,8155,9158,0n`max,об/мин167,6171,4174,5170,7167,4167,4164,8164,8164,9165,0167,2

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)

где B = 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.

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:

;

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 σ=1,1. По кривой связи нижнего бьефа определяем м.

Определяем высоту отсасывания:

,

м.

.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

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;

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 турбиныD1, мZa, штnc, об/минNa, МВтHs1, мHs2, мHs3, мПЛ 20/3166-ГК-467,1583,3300-10,8-10,8-12,9

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.

)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.

Учебная работа. Проектирование и расчет гидроэлектростанции