Учебная работа. Расчет энергосистемы и водосливных отверстий Бурейского водохранилища

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

Расчет энергосистемы и водосливных отверстий Бурейского водохранилища

исходные данные

1.Данные по энергосистеме:

1.1Энергосистема Восток, типовой график нагрузки для широты «Север».

1.2Годовой максимум нагрузки 10000 МВт.

.3Число часов использования установленной мощности 6250ч.

.4Установленная мощность существующих ГЭС 2600 МВт.

.5Гарантированная мощность существующих ГЭС 1100 МВт.

.6Резервы: нагрузочный резерв системы 1,5%, аварийный резерв системы 10 %.

2.Схема использования реки: одиночная ГЭС.

3.Координаты кривых площадей и объемов Бурейского водохранилища.

Z, мF, кмІV, кмі137001402,30,0021456,40,02415013,50,07115525,520,16216031,10,30416539,540,47717046,80,69217555,240,94718063,511,24218573,271,58419084,291,97619597,82,43200112,372,955205129,953,56210146,814,252215171,115,046220194,855,959225232,077,027230280,238,303235354,039,885240426,3811,836245505,7114,163250600,9116,929255714,8820,215260844,224,108265101028,75270118034,22

Рис. 2. Кривая зависимости объемов водохранилища от уровня в нём воды

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

Qнб, м3/сZнб, м135,5400136620138176013925001403330142510014470401458150146937014710700148120501491350015014900152180001542120015726800

1.Зимний коэффициент кривой связи расходов и уровней в нижнем бьефе 0,8.

Рис. 3. Кривые зависимостей расходов воды в створе ГЭС

Q, м3/сIIIIIIIVVVIVIIVIIIIXXXIXIIТребования ВХК300300300300300300300300300300300300Потребление из вдхр————Фильтрация101010101010101010101010Испарение—-20304030—-Льдообра-зование-18-20-12-10+76——-16Шлюзование————

2.Коэффициент мощности kN= 8,8.

3.потери напора в водоподводящих сооружениях Δh=1,0 м.

.НПУ Бурейской ГЭС 256 м.

5.Гидрологиеский ряд наблюдений среднемесячных расходов р.Бурея в створе Бурейской ГЭС за период с 1926 по 1959 гг, м3/с.

Таблица 1

ГодыVVIVIIVIIIIXXXIXIIIIIIIIIVQср.год, м3/с19265616858131910132072625838,531,213,611,088,8538,01192794573010109851040875224108,024,810,87,9392,0529,38192818701820136016707711000330119,029,011,88,0226,0767,9019291920’1100 2440321032801180466215,049,017,212,8158,01079,0019301040107028202520113088028264,814,03,92,472,0824,93193119109087091900116083521978,312,56,54,476,0651,56193218501930696175017901510390124,027,012,68,7375,0871,9419331940233019201150132047027384,520,47,65,543,5797,0419341830130013802600158088224283,524,810,38,280,4835,101935117036586563578548518275,622,59,26,5195,0399,65193620401810913926124076126864,016,110,39,046,8675,35193792314503020190019401130326177,074,031,019,8200,0932,571938234019702920238014951090358114,046,015,920,4663,01117,691939208098719002720249047716793,013,07,37,8745,0973,931940934147016401670182088024686,632,010,65,9211,0750,51194118501360206026801130498169105,045,518,518,9174,0842,41194232001160152068053348011751,716,54,37,4134,0658,661943163025102280167014201100264112,029,08,84,8576,0967,0519441880259033202620130078116281,025,07,53,3163,01077,731945127053870598750741711242,014,810,76,3121,0394,23ГодыVVIVIIVIIIIXXXIXIIIIIIIIIVQср.год, м3/с1946522215014103400166085322886,714,04,24,8195,0877,311947186093412002860294086932389,533,010,08,4118,0937,081948801232013102940268080028487,519,210,49,4622,0990,29194916902810157023602090903218107,031,413,39,2194,0999,6619501520105079034101990767170109,035,021,613,7585,0871,7819511620149010201630201069912282,029,017,011,0202,0744,3319529148354953220237094518788,043,020,012,0165,0774,5019531290206017401070111052415162,020,08,78,9253,0691,4719541540161028304360190063613138,014,06,16,1179,01104,18195564610554454551450103521478,733,414,09,6246,0473,481956292014702680316017451070209119,056,017,79,6133,01132,441957209030001310188023901090256119,023,57,23,7322,01040,95195819508041755230023001025152105,027,08,97,6166,0883,38195918002110173015301570800205121,024,012,018,0407,0860,58

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.

5.Рассчитать вводно-энергетический режим работы гидростанции годового (сезонного) регулирования стока для гидрологических условий маловодного и средневодного лет.

.Выбрать тип и параметры турбин.

1.Гидрологические расчёты

1.1Выбор расчётных гидрографов для маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока

Целесообразно разделить год на два основных периода: многоводный (половодье) и маловодный (межень). Будем 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 V-VIII месяцы; к периоду межени относятся XI, X, XI, XII, I, II, III, IV месяцы). Начало года считаем с первого месяца после половодья.

Определив границы сезонов, вычисляем средние расходы за год, лимитирующий сезон и период половодья. Ранжируем каждую последовательность в порядке убывания. По полученным результатам строятся эмпирические кривые обеспеченности по формуле:

, (1)

где m — порядковый номер члена ряда расходов (среднегодовых, среднеполоводных и средних за зимний сезон), ранжированного в убывающем порядке;

n — общее число членов ряда.

Расчетные значения обеспеченности для выбора маловодного и средневодного года принимаются равными 90% и 50% соответственно. Результаты сведены в табл. 2.

Таблица 2 — Данные для построения кривых обеспеченности среднегодовых, среднеполоводных и среднемеженных расходов

mр,%Qrt, м3/сГодыQni, м3/сГодыQмi, м3/сГоды12,91132,44195624481954349,61193225,71117,69193823951956329,61193838,61104,18195423421944299,711929411,41079192922211938299,231943514,31077,73194421701929279,691937617,11040,95195721341957261,791948720,0999,66194921041949260,21957822,9990,2919482035,41939246,261928925,7973,9319392010,21948243,0419501028,6967,0519431958,81947234,641927mр,%Qrt, м3/сГодыQni, м3/сГодыQмi, м3/сГоды1131,4937,08194719021943232,9619551234,3932,57193171846,61937230,6119561337,1883,3819581828,41946226,7119591440,0877,319461821,81958215,7319391542,9871,94193218161941213,0719581645,7871,78195017521950210,8419491748,6860,58195917481959210,319401851,4842,41194117381934208,5719521954,3835,1193417321933207,2719472057,1824,93193017161930197,9619462160,0797,0419331603,21932190,1719342262,9774,519521566,81952188,4419302365,7767,9192815541951175,9619312468,6750,5119401506,81940174,6919442571,4744,3319511498,21928167,8919362674,3691,47195314541953166,7319262777,1675,3519361418,6194216619512880,0658,6619421385,81936146,9919412982,9651,5619311317,41931146,819533085,7538,0119261057,81926144,3119543188,6529,3819279421927139,419353291,4473,481955810,21955129,2119333394,3399,651935801,41945115,8419423497,1394,2319457641935103,41945

Эмпирические кривые обеспеченности среднегодовых, среднеполоводных и среднемеженных расходов представлены на рис.4.

Рис.4. Эмпирические кривые обеспеченности

1.1.1 Выбор расчётного года (P=50%)

Для заданной расчетной обеспеченности 50% на кривых обеспеченности отсутствует конкретный год. По кривой обеспеченности годовых расходов определяем ближайшие годы справа и слева от расчётной обеспеченности: 1959 и 1941 годы. Вычисляем коэффициенты приведения по межени и половодью. В итоге принимаем тот год, который будет иметь коэффициент приведения ближе к единице, т.е. тот год, который требует меньшую корректировку расходов.

год:

1941 год:

В качестве расчётного средневодного года принимаем 1959 год.

1.1.2 Выбор расчётного года (P=90%)

Выбор проводится аналогично выбору расчетного средневодного года (P=50%). По кривой обеспеченности годовых расходов определяем ближайшие годы справа и слева от расчётной обеспеченности: 1927 и 1955 годы. Вычисляем коэффициенты приведения по межени и половодью.

1927 год:

год:

В качестве расчётного маловодного года принимаем 1927 год.

Выбрав окончательно расчётные гидрографы, уточним годовой сток, умножив среднемесячные расходы на вычисленные коэффициенты приведения (табл.3, табл.4).

Таблица 3 — Расчетный маловодный год (P=90%) без приведения и с приведением

месяцыVVIVIIVIIIIXXXIXIIIIIIIIIVQi90%, м3/с94573010109851040875224108,024,810,87,9392,0Qiпр90%,м3/с9457301010985104051613263,714,66,44,7231,3

Таблица 4 — Расчетный средневодный год (P=50%) без приведения и с приведением

месяцыVVIVIIVIIIIXXXIXIIIIIIIIIVQi50%,м3/с18002110173015301570800205121241218407Qiпр50%, м/с1800211017301530,01570744190,7112,522,311,216,7378,5

Корректировка средневодного года в те месяцы, где расход по величине меньше расхода за соответствующие месяцы маловодного года, не потребовалась (табл.5). Гидрографы маловодного и средневодного года представлены на рис.5.

Таблица 5

Рис. 5. Гидрографы маловодного и средневодного года

Определение максимального расчётного 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 % (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 %).

Коэффициент вариации или изменчивости находится по формуле:

, (3)

где — модульный коэффициент, который определяется по формуле:

; (4)

ŸКоэффициент асимметрии определяется по формуле:

(5)

Таблица 6 — Данные для вычисления параметров кривой обеспеченности средних годовых расходов воды р. Бурея за период с 1926 по 1959 гг.

№ГодыQmax, мі/секК-1(K-1)І(K-1)іP,%1195443601,730,730,540,3942,92195034101,360,360,130,0455,73194634001,350,350,120,0438,64194433201,320,320,100,03311,45192932801,300,300,090,02814,36195232201,280,280,080,02217,17194232001,270,270,070,02020,08195631601,260,260,070,01722,99193730201,200,200,040,00825,710195730001,190,190,040,00728,611194729401,170,170,030,00531,412194829401,170,170,030,00534,313193829201,160,160,030,00437,114193028201,120,120,010,00240,015194928101,120,120,010,00242,916193927201,080,080,010,00145,717194126801,070,070,000,00048,618193426001,030,030,000,00051,419194325101,000,000,000,00054,320193323300,93-0,070,010,00057,121195823000,91-0,090,01-0,00160,022195921100,84-0,160,03-0,00462,923195320600,82-0,180,03-0,00665,724193620400,81-0,190,04-0,00768,625195120100,80-0,200,04-0,00871,426193219300,77-0,230,05-0,01374,327192619100,76-0,240,06-0,01477,128193119100,76-0,240,06-0,01480,029192818700,74-0,260,07-0,01782,930194018200,72-0,280,08-0,02185,731195514500,58-0,420,18-0,07688,632194512700,50-0,500,25-0,12191,433193511700,47-0,530,29-0,15394,334192710400,41-0,590,34-0,20297,1

Средний паводковый расход реки : Qср= 2516 м3/с.

ŸСреднеквадратическая ошибка коэффициента вариации Cv=0,293:

(7)

ŸСреднеквадратическая ошибка коэффициента асимметрии Cs=-0,03:

(8)

.

Ошибка получилась намного выше среднего значения, поэтому для построения кривой обеспеченности принимаем Сs=2Cv=0,586.

Зная величины Qср, CV, CS вычислим теоретическую кривую обеспеченности средних годовых расходов воды. Результаты расчета представлены в табл. 7.

Таблица 7 — Вычисление теоретической кривой обеспеченности средних годовых расходов воды

p, %0,010,113510203040Ф5,0283,9452,7432,1161,7971,3290,8010,4420,161Ms=Cv·Ф1,4721,1550,8030,6200,5260,3890,2350,1290,047Ks=MS+12,4722,1551,8031,6201,5261,3891,2351,1291,047Q=Qср∙ Ks621954224536407438393495310628412634p, %506070809095979999,9Ф-0,100-0,340-0,590-0,850-1,200-1,450-1,620-1,890-2,280Ms=Cv·Ф-0,029-0,100-0,173-0,249-0,351-0,425-0,474-0,553-0,668Ks=MS+10,9710,9000,8270,7510,6490,5750,5260,4470,332Q=Qср∙ Ks24422265208118891632144713221123836

Кривые обеспеченности представлены на рис. 6.

Расходы воды заданной обеспеченности:

Q0,01% = 6219мі/с,

Q0,1% = 5422мі/с.

Рис. 6. Теоретическая и фактическая кривые обеспеченности

2.Водно-энергетические расчеты энергетических систем

2.1 Построение суточных графиков нагрузки

Будем рассматривать характерные суточные графики нагрузки для двух периодов: весенне-летнего и осенне-зимнего.

В дальнейшем для краткости первый график называется летним, второй — зимним.

Для заданного района расположения энергосистемы «Восток» и числа часов использования ее годового максимума нагрузки Tc=6250 ч определяем коэффициенты плотности суточного летнего и зимнего графиков нагрузки, а также коэффициент летнего снижения нагрузки относительно зимнего статического максимума .

ŸНагрузки в любой час суток зимы и лета вычисляются по формулам:

, (9)

, (10)

где ,, , — коэффициенты нагрузки типовых суточных графиков, зависящие от района расположения энергосистемы.

Расчет суточных графиков нагрузки сведем в табл. 8.

Интегральные кривые нагрузки строятся по данным, полученным в результате ранжирования мощности по убыванию, делению её на зоны, соответствующим приращениям нагрузки и выработке электроэнергии в данных зонах.

Расчёт интегральных кривых нагрузки для летнего и зимнего периода сведены в табл. 9 и 10 соответственно.

суточные графики нагрузки и ИКН представлены на рис. 7,8.

Таблица 8 — суточные графики нагрузки

Суточный графикЧасыЗимаЛетоPtз, МВтPtл, МВт00,7450,7486224,03941,310,6520,7175768,03750,920,6430,7005630,03609,230,6310,6905330,03458,040,6310,6905630,03428,350,6430,6905754,03459,160,6790,7036116,03582,970,7690,7847055,04144,080,8770,8638404,04790,890,9510,8519636,05461,6100,9321,0009479,55600,0110,8800,9589165,25363,7120,8480,9268685,55122,3130,8470,9388909,05234,3140,8970,9659319,05363,7150,8620,9409083,05542,3160,8700,9068977,45009,8170,9830,9469793,85206,3181,0000,93310000,05122,3190,9660,9119712,25009,8200,9580,9179364,04820,5210,9320,8139419,05065,8220,8690,9598518,04942,0231,4730,8736930,04598,7

Таблица 9 — Координаты интегральной кривой нагрузки для зимнего периода

ЗимаPtз, МВтΔPtз, МВтΔt, чΔЭ, МВт.чPSз, МВтЭS, МВт.ч1000020612062062069794822164288370971276322836459896361564624520122294806153055811527941955633063618579364457315681217293191548123283534049165829738917414290831061010601023520289776811748109159508909223122676131486268686168132184148210810851811414159615961240684041349152023529453264170551251620003070346416930706171200237764664362241081819443884485876116348196612423255199576814202804246554795754742115544320570335680502211004370581335630300236900467065033533053302412792010000192953

Таблица 10 — Координаты интегральной кривой нагрузки для летнего периода

ЛетоPtз, МВтΔPtз, МВтΔt, чΔЭ, МВт.чPSз, МВтЭS, МВт.ч56005815858585542,38121611382195461,69832942365135363,70402365135363,7129564736611605234,328616839413285206,384758847819165122,308047819165122,357950953424245065,8561056059029845009,8011059029845009,868128146583798494212213158078053774820,5301441680957934790,8192152882100186754598,745516727514561595041442031734461659193963941,31901834271849228233750,91421926921991255153609,226205262017260413582,91242126002141286413459,112224214228665345830236832172293483428,3342824822795600111628

2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы

ŸМаксимальная нагрузка неразвивающейся энергосистемы для рабочего дня каждого месяца определяется по формуле:

, (11)

где — порядковый номер месяца в году;

a, b — коэффициенты, для определения которых используются формулы:

, (12)

, (13)

ŸСреднемесячные нагрузки энергосистемы рассчитаем по формуле:

, (14)

где — коэффициент плотности суточного графика нагрузки t-го месяца;

— коэффициент внутримесячной неравномерности нагрузки,= 0,955.

Поскольку известен только для лета (июня — июля) и зимы (января — декабря), то промежуточные значения найдем по линейному закону (рис. 9).

Графики максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы при заданном максимуме нагрузки, числе часов использования годового максимума нагрузки и района расположения энергосистемы «север» приведены в табл. 11.

Графики максимальных и среднемесячных мощностей представлены на рис. 10,11 соответственно.

Рис. 9. График для определения коэффициента плотности суточной нагрузки в годовом разрезе

Таблица 11 — годовой график максимальных и среднемесячных нагрузок

МесяцbтPmax, МВтPср, МВт10,8109925530820,8149356500330,8188369447640,8227231386750,8266244333960,8305675303570,8305675303580,8266244333990,82272313867100,81883694476110,81493565003120,81099255308

Рис. 10. График максимальных нагрузок энергосистемы

Рис. 11. График среднемесячных нагрузок энергосистемы

2.3 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими электростанциями

Расчетные суточные и годовые графики нагрузки энергосистемы должны частично 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.

Зная установленную мощность существующих ГЭС и нагрузочный резерв мощности, находим рабочую мощность.

Расчёт рабочих мощностей существующих ГЭС летнего и зимнего периодов представлены в табл. 12.

Таблица 12 — Рабочие мощности существующих ГЭС

ЗИМАЛЕТОМесяцXIXIIIIIIIIIVVVIVIIVIIIIXX , МВт935699259925935683697231624456755675624472318369Nрез.нагр, МВт14014914914012610894858594108126Nуст , МВт26001400Nраб.сущ , МВт246024512451246024742492140014001400140014001400

суточная гарантированная выработка энергии:

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. 7, 8).

Водно-энергетический расчет

Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований водохозяйственной системы

Главным критерием при определении параметров проектируемой ГЭС в рамках курсового проектирования является максимум вытеснения тепловых мощностей в энергосистеме.

Для выбранного расчетного маловодного года (1932) вычисляем значение мощности на полезном бытовом стоке для каждого месяца года по формуле:

водохранилище гидрограф нагрузка энергосистема

(16)

где kN — коэффициент мощности, kN = 8,8,

полезный бытовой расход расчетного маловодного года, м3/с,

подведенный напор ГЭС, м.

, (17)

где отметка верхнего бьефа, соответствующая отметке ÑНПУ, м,

уровень нижнего бьефа, соответствующий среднемесячным бытовым расходам воды, определенным по летней или зимней кривой связи, м,

— потери напора в водоподводящих сооружениях, м.

затем рассчитываем мощность ГЭС в режиме работы по требованиям ВХК по формуле:

(18)

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

ПоказательЗимаЛетоЗимаIIIIIIIVVVIVIIVIIIIXXXIXIIQi90%, м3/с14,66,44,7231,39457301010985104051613263,7Qиз вдхр, м3/с000000000000Qф, м3/с101010101010101010101010Qисп, м3/с0000203040300000Qльд, м3/с-18-20-12-1076000000-16Qшлюз, м3/с000000000000Qпотерь, м3/с28302220-4640504010101026ПоказательЗимаЛетоЗимаIIIIIIIVVVIVIIVIIIIXXXIXIIQшлюз, м3/с000000000000Qпотерь, м3/с28302220-4640504010101026Qi90% , м3/с с учетом потерь0,00,00,0211,3991690,0960,0945,01030506,3122,237,7zНБ, м133,5133,5133,5134,8136135,5136136136,4135,2134,5133,8zВБ, м256256256256256256256256256256256256Hбыт, м121,5121,5121,5120,2119119,5119119118,6119,8120,5121,2Nбыт, МВт0,00,00,0223,51038725,61005989,61075533,7129,540,2ВХКQвхк, м3/с300300300300500500500500300300300300Zнб, м135,3135,3135,3135,3135,8135,8135,8135,8135,3135,3135,3135,3Нвхк, м119,7119,7119,7119,7119,2119,2119,2119,2119,8119,8119,7119,7Nвхк, МВт316316316316524524524524316316316316

На рис.12 изображен режим работы проектируемой ГЭС без регулирования в графике среднемесячных нагрузок энергосистемы.

Рис.12 — Работа ГЭС без регулирования с учетом требования 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 мая по октябрь. На рис.13 изображен режим работы проектируемой ГЭС без регулирования в графике среднемесячных нагрузок энергосистемы с учетом перераспределения мощности.

Рис. 13 — Работа проектируемой ГЭС без регулирования с учетом перераспределения мощности

Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году.

Целью ВЭР режима работы ГЭС в маловодном году является определение гарантированной мощности проектируемой ГЭС отметки УМО, и полезного объема водохранилища.

Расчет начинаем с момента, когда водохранилище наполнено и, следовательно, уровень воды в нем равен НПУ = 256 м.

В ходе ВЭР используются кривые связи, изображенные на рис.2,3.

Таблица 13- Режим работы проектируемой ГЭС

t, месQпр.90%, м3/сQвдхр., м3/сΔQисп, м3/сΔQфильтр., м3/сΔQлд, м3/сQхх, м3/сQГЭС, м3/сQнб, м3/сVвб.н. км311132276401000358368,221,0012646573010-160665674,720,28115695010-180682691,618,5226404010-200380390,416,6635343010-120326335,715,694231117010-100328338,314,775945-469010760542552,014,466730-18601000534544,015,7271010-47301000527537,016,208985-45701000518528,017,4791040-706201000304314,018,6910516-177301000299309,320,52110,7220,28256,00255,09255,5135,641,0118,9375121,7618,52255,09252,43253,8136,391,0116,468111,8616,66252,43249,52251,0136,431,0113,568120,9815,69249,52247,75248,6135,701,0111,937530,9214,77247,75246,09246,9135,541,0110,431640,3014,46246,09245,54245,8135,551,0109,33165-1,2615,72245,54247,82246,7135,851,0109,85246-0,4816,20247,82248,69248,3135,831,0111,45247-1,2717,47248,69250,82249,8135,811,0112,95248-1,2218,69250,82252,68251,8135,791,0115,05249-1,8320,52252,68255,40254,0135,071,0118,031610-0,4721,00256,00256,00256,0135,051,0120,0316

Рис.14 — График сработки и заполнения водохранилища проектируемой ГЭС в маловодном году

Определим емкость Бурейского вохранилища:

, (19)

где VПОЛ = VНПУ — VУМО = 21,00 — 14,46 = 5,54 км3,

УМО = 245,54 м,

НПУ = 256 м,

W0 — среднемноголетний объем стока, который определяется как

W0 = Wn/n, (20)

где Wn — годовой сток,

n — количество лет гидрологического ряда.

Определим режим проектируемой ГЭС в суточных (зимнем, летнем) и годовых графиках максимальной нагрузки энергосистемы, при .

.

Зная гарантированную выработку по построению определим Nраб.

На рис. 15 изображена работа проектируемой ГЭС после сработки и наполнения водохранилища в маловодном году.

Рис. 15 — Работа проектируемой ГЭС после сработки и наполнения водохранилища в маловодном году

График распределения энергии в годовом промежутке представлен на рисунке 16.

Рис. 16. Баланс энергии энергосистемы

Таблица 16 — Выработка электроэнергии

месяцNгэс.пр.,МВтt, часЭ, МВт·ч17057202897422402744524351340274452436844026722703595105074429880561050720289374710507447811578105072075603091050744781031107047447809961140272075571612705744523637 ∑Э6,58 млн МВт·ч

Среднемноголетняя выработка электроэнергии:

Э ГОД =Σ Nпр.∙ t= 6,58 млрд. кВт·ч.

Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных ремонтов

При составлении баланса мощности энергосистемы учитываем, что нагрузочный резерв системы равен 2,5%, аварийный резерв составляет 10% от Нагрузочный резерв расположен на существующих ГЭС, поэтому аварийный будет размещен на ТЭС. Установленную мощность ГЭС представим в виде суммы:

(21)

Установленную мощность ТЭС представим в виде суммы:

(22)

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.

Основное и вспомогательное оборудование

Выбор типа и числа агрегатов

При технико-экономическом обосновании оптимального варианта основного оборудования для выбора числа и типа агрегатов необходимо учитывать следующие основные положения:

·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:

(22)

где — отметка уровня воды в водохранилище, которая изменяется в зависимости от объема сработки от НПУ до УМО; — отметка уровня воды в нижнем бьефе в зависимости от расхода; — потери напора в водопроводящих сооружениях.

Определение ограничения работы турбин:

·ограничение по расчетной установленной мощности, определяемое уравнением:

(23)

где — коэффициент мощности ();

·ограничение по пропускной способности ГЭС, которую до выбора турбинного оборудования строим по зависимости:

(24)

где — максимальная пропускная способность ГЭС, соответствующая работе гидростанции при расчетном напоре.

Для полученного диапазона изменения напора по справочным материалам подбираем все возможные типы гидротурбин, исходя из следующих условий:

·значение предельного напора не должно быть меньше максимального расчетного;

·отношение должно быть не меньше справочных данных.

·максимальный диаметр рабочего колеса гидротурбин должен выбираться с учетом транспортировки к месту монтажа.

диапазону напоров соответствует ПЛД 140-В, РО 140-В, но для ГЭС с напором более 100 м целесообразно выбирать турбины типа РО, поэтому необходимо провести расчет для различных диаметров рабочего колеса турбины РО 140-В.

Таблица 18 — параметры турбинного оборудования

ПараметрТурбина РО 140-ВМаксимальный напор гидротурбинНпред140диапазон регулирования0,6Оптимальная приведенная частота вращения71оптимальный приведенный расход0,76Оптимальный КПД модели0,927Приведенный максимальный расход850-940Коэффициент кавитации0,104-0,125Приведенный диаметр рабочего колеса0,515Напор модельной турбины4температура4

На главных универсальных характеристиках турбин намечаем расчетные точки Р1, предварительно проведя линию через оптимум КПД ( для РО 140-В).

Для более обоснованного выбора параметров гидротурбины выполняем расчеты для ряда стандартных диаметров для каждого типа турбин, результаты которых представлены в таблицах 19 и 20 для ПЛД 115-В и РО 115-В соответственно.

КПД натурной турбины определим по формуле:

(25)

где — КПД, диаметр и напор модельной турбины,

— 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 (,1,5),

— коэффициент, выражающий отношение потерь трения ко всем гидравлическим потерям ().

Мощность одного агрегата:

(26)

где — приведенный расход в расчетной точке,

средний КПД генератора (предварительно принимаем ).

Число устанавливаемых на ГЭС агрегатов находим по формуле:

(27)

где МВт — расчетная установленная мощность.

Рассчитанное число агрегатов округляется в большую сторону . После чего уточняется мощность агрегата:

(28)

Синхронная частота вращения:

(29)

где приведенная частота в расчётной точке на ГУХ,

поправка на приведённую частоту вращения при переходе от модели к натуре.

По полученной синхронной частоте вращения принимаем ближайшее большее стандартное значение .

Приведенные частоты вращения соответствующие известным напорам — максимальному, расчетному и минимальному находятся по следующим формулам:

,(29)

,(30)

(31)

Результаты расчета приведены в таблицах 19 и 20.

Таблица 19 — Результаты расчета параметров оборудования для нескольких значений D1 гидротурбины РО 140-В

D1, м6,36,05,605,35,04,754,54,254,00ηт0,9590,9580,9580,9580,9580,9570,9570,9570,956Δηт0,0320,0310,0310,0310,0310,0300,0300,0300,029Na’,МВт431,4391,2340,6305,0271,4244,9219,7195,9173,5Za’2,42,73,13,43,94,34,85,46,1Za3,03,04,04,04,06,06,06,08,0Na,МВт350,0350,0262,5262,5262,5175,0175,0175,0131,3Δр1,0341,0341,0341,0331,0331,0331,0321,0321,032nc’, об/мин122,74128,86138,05145,84154,57162,68171,69181,77193,10nc, об/мин140,80141,80142,80150,00166,70166,70187,50187,50188,50n’Imax, мин-179,8376,5771,9971,5775,0571,3175,9971,7867,93n’Imin,мин-177,9078,9075,6975,2678,9174,9879,9075,4871,43n’Ip, мин-181,4578,1373,4573,0376,5772,7577,5473,2469,31Q’I·ηт (при Hрасч.)0,7620,8400,7240,8080,9080,6700,7470,8370,709Q’I·ηт (при Hmax)0,7180,7910,6810,7610,8550,6310,7030,7890,668

Анализируя полученные варианты параметров турбины РО 140 — В, можно сделать вывод о том, расчетная точка на главной универсальной характеристике находится в рекомендуемом по справочным данным диапазоне изменения и σ только при D1=5,3 м, D1=4,25 м, которая должна лежать правее точки оптимума (Q’Iопт·ηт.опт = 0,780 c n’Iопт = 73 мин-1).

На главной универсальной характеристике 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:

Для полученной расчетной точки строим линию ограничения по установленной мощности генератора.

Для этого на линии n`max соответствующей напору Нmax, аналогичным образом, подставив в уравнение (31) вместо Нр максимальный напор. Расчеты представлены в таблице 20.

Таблица 20

ПараметрыРО 140-В-530РО 140-В-4250,8080,837Лежит левее точки оптимума0,91691,40,7610,789-0,85592,3

Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному расходу

При выбранных параметрах турбина может работать при минимальном расходе, так как линия ограничения, соответствующая приведенным расходам, не выходит за пределы рабочего диапазона универсальной характеристики (рисунок 18).

Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее бескавитационной работы

Отметку рабочего колеса находится по формуле:

, (33)

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:

Высота направляющего аппарата гидротурбины пересчитывается с модельной турбины (рисунок 18):

Рис.19. Габаритные размеры проточной части турбины РО 140/8106 — В — 51,56

Работа одного агрегата с установленной мощностью при отметке НПУ

На режимном поле проектируемой ГЭС (рисунок 17) находим точку 1, соответствующую известной величине установленной мощности агрегата:

, (35)

Координаты точки:

и .

Пересчитаем эту точку в координаты :

На универсальной характеристике проводим линию об/мин до пересечения с линией по генератору. В этой точке определяем σ = 0,108. По кривой связи нижнего бьефа определяем .

Определяем высоту отсасывания:

Работа всех агрегатов с установленной мощностью при отметке НПУ

На режимном поле (рис. 17) этому режиму соответствует точка 2. Для нее: и σ = 0,12;

далее рассчитываем аналогично п.п.4.4.

Работа всех агрегатов с установленной мощностью ГЭС при расчетном напоре.

На режимном поле (17) этому режиму соответствует точка 3. Для нее:и ; σ=0,123;

далее рассчитываем аналогично п.п.4.4:

Полученные результаты в п.п. 4.4. — 4.6. представлены в таблице 22.

Таблица 21 — Результаты расчета высоты отсасывания гидротурбины

Тип турбиныD1, мZa, штnc, об/минNa, МВтHs1, мHs2, мHs3, мРО 140/8106 — В — 51,564,256187,5175- 4,07-5,66-5,52

Из всех полученных расчетных значений Hs выбираем такое значение, которое обеспечивает бескавитационную работу во всех рассмотренных режимах работы, то есть наименьшее Hs1 = — 4,07м.

Выбор типа серийного гидрогенератора

Гидрогенератор подбирается по справочным данным серийных типов по расчетному значению его номинальной мощности и синхронной частоте вращения.

Номинальная мощность гидрогенератора:

(36)

где = 0,81- 0,9.

По справочным данным выбираем гидрогенератор: СВО-1120/190-32.

Таблица 23 — Номинальные данные гидрогенератора СВО-1220/190-32

Наименование величиныОбозначениеЕдиницы измеренияЗначениеНоминальная полная мощностьSномМВА285Номинальная активная мощностьРномМВт256,5Коэффициент мощностиcosφо.е.0,9Номинальное напряжениеUномкВ15,75Номинальная частота вращенияnномоб/мин187,5Сопротивление обмотки статораXdо.е.0,17Переходное сопротивлениеXdо.е.0,32Сверхпереходное сопротивлениеXdо.е.1,02

Определение установленной мощности ГЭС

окончательно установленная мощность проектируемой Бурейской ГЭС складывается из мощности шести генераторов СВО-1220/190-32:

(37)

где = 6 — количество устанавливаемых генераторов 256,5 МВт — активная мощность генератора.

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.

. Куценов, Д.А. Проектирование электрической части ГЭС: учебное пособие/ Д.А.Куценов: CШФКГТУ, Саяногорск, 2006. — 200 с.

Учебная работа. Расчет энергосистемы и водосливных отверстий Бурейского водохранилища