Проектирование гидроэлектростанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Природные условия

2.2 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года

2.3 Определение максимального расчетного расхода

2.4 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы

2.5 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы

2.6 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими ГЭС

2.7 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований водохозяйственной системы

2.8 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году

2.9 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных ремонтов

2.10 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в среднем по водности году

3. Основное и вспомогательное оборудование ГЭС

3.1 Выбор числа и типа агрегатов

3.1.1 Выбор гидротурбин по универсальным характеристикам

3.1.2 Определение параметров турбин ПЛ50-В и ПЛ60-В

3.1.3 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному расходу

3.1.4 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее бескавитационной работы

3.1.4.1 Работа одного агрегата с установленной мощностью при отметке НПУ

3.1.4.2 Работа всех агрегатов с установленной мощностью при отметке НПУ

3.1.4.3 Работа всех агрегатов с установленной мощностью ГЭС при расчетном напоре

3.1.5 Экономическое обоснование варианта основного энергетического оборудования

3.1.5.1 Капиталовложения при установке турбины ПЛ50-В -600

3.1.5.2 Капиталовложения при установке турбины ПЛ50-В -500

3.1.5.3 Капиталовложения при установке турбины ПЛ60-В-600

3.2 Определение геометрических размеров проточной части гидротурбины ПЛ50-В-600

3.3 Выбор гидрогенератора под турбину ПЛ50-В-600

3.4 Определение установленной мощности ГЭС

4. Расчет гидротехнических сооружений

4.1 Гидравлический расчет водосливной плотины

4.1.1 Основной расчетный случай

4.1.2 Поверочный случай

4.1.3 Расчёт формы водосливной поверхности

4.1.4 Определение типа сопряжения бьефов

4.1.5 Гидравлический расчет водобойной стенки

4.2 Определение ширины подошвы плотины

4.3 Конструкция водосливной плотины и её основных элементов

4.3.1 Разрезка плотины швами на секции

4.3.2 Водобой

4.3.3 Дренажные устройства

4.3.4 Противофильтрационная завеса

4.4 Определение отметки гребня земляной плотины

4.5 Определение нагрузок, действующих на плотину

4.5.1 Волновое давление

4.5.2 Определение веса плотины и бычка

4.5.3 Вес технологического оборудования

4.5.4 Давление наносов

4.5.5. Горизонтальная составляющая силы гидростатического давления на плотину со стороны верхнего бьефа

4.5.6 Горизонтальная составляющая силы гидростатического давления на плотину со стороны нижнего бьефа

4.5.7 Вертикальная составляющая силы гидростатического давления на плотину со стороны нижнего бьефа

4.5.8 Противодавление

4.6 Расчёт прочности плотины

4.6.1 Основное сочетание нагрузок

4.6.2 Особое сочетание нагрузок

4.6.3 Оценка прочности плотины

4.7 Расчет устойчивости плотины

4.7.1 Основное сочетание нагрузок

4.7.2 Особое сочетание нагрузок

4.8 Компоновка гидроузла

4.9 Пропуск строительных расходов

4.10 Заключение

5. Электрическая часть

5.1 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС

5.1.1 Выбор синхронных генераторов электростанции

5.1.2 Выбор блочных трансформаторов (стр.253 [3])

5.1.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

5.1.4 Выбор сечения проводов воздушных ЛЭП

5.2 Выбор схем РУ и проектирование главной схемы ГЭС

5.3 Расчет токов короткого замыкания для выбора электрических аппаратов

5.3.1 Составление схемы замещения

5.3.2 Расчет токов КЗ в точке К-1

5.3.2.1 Преобразование схемы замещения и определение результирующих относительных сопротивлений

5.3.2.2 Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ

5.3.2.3 Расчет апериодической составляющей и ударного тока КЗ

5.3.2.4 Расчет периодической составляющей в произвольный момент КЗ

5.3.2.5 Расчет термического действия тока КЗ. Определение импульса квадратичного тока КЗ

5.3.3 Расчет токов КЗ в точке К-2(3) (шины ОРУ-220 кВ)

5.3.3.1 Преобразование схемы замещения и определение результирующих относительных сопротивлений

5.3.3.2 Определение начального значения периодической составляющей тока КЗ

5.3.3.3 Расчет апериодической составляющей и ударного тока КЗ

5.3.3. 4 Расчет периодической составляющей в произвольный момент КЗ

5.3.3.5 Расчет тока однофазного КЗ в точке К-2

Апериодические составляющие тока КЗ в момент времени :

5.3.3.6 Расчет термического действия тока КЗ. Определение импульса квадратичного тока КЗ

5.4 Выбор электрических аппаратов

5.4.1Выбор аппаратов и проводников по условиям рабочего режима

5.4.2 Выбор выключателей и разъединителей

7.1 Безопасность гидротехнических сооружений

7.2 Техника безопасности и противопожарная безопасность

8.2 Определение финансовой эффективности инвестиционного проекта

9. Расчет схемы собственных нужд

9.1 Общие положения

9.2 Схема С.Н. Усть-Хантайской ГЭС

9.2.1 Выбор трансформаторов щита агрегатных нужд 13,8/0,4 и 6/0,4

9.2.2 Выбор вводных и отходящих выключателей

Введение

Площадь земной поверхности на 2/3 покрыта водой. Неразумно было бы не использовать столь широкую распространенность воды в природе для народного хозяйства. Грамотное и целесообразное использование гидроресурсов, неотъемлемая часть увеличения благосостояния любой страны.

Самым удобным видом электростанций с низкой себестоимостью электроэнергии на сегодняшний день являются гидравлические, с неоспоримым плюсом, таким как экологическая чистота. Особое свойство гидротехнических сооружений заключается в том, что их разрушение высвобождает на волю разрушительную стихию в виде воды, приводящее за короткое время к колоссальным материальным убыткам, но что особо важно к большим человеческим жертвам. Поэтому необходим крайне серьезный подход к проектированию гидротехнических сооружений для качественного и безопасного использования гидроресурсов, что регламентируется в различных СНиПах и других нормативных документах.

Плотины являются одними из основных сооружений гидроузла таких энергетических объектов как гидроэлектростанции, служащие для создания подпора воды, с последующим преобразованием потенциальной энергии воды в электрическую. Для пропуска расходов больших, чем может пропустить ГЭС, используются водосливные плотины, туннельные водосбросы или другие объекты, что гарантирует безопасную эксплуатацию гидроэлектростанции.

Целью проекта является рассчитать установленную мощность ГЭС Шамчахрай, выбрать основное энергетическое оборудование, выбрать экономичный профиль гравитационной бетонной плотины (расположенной на скальном основании) с водосбросом отвечающий условиям надежности, определить компоновку гидроузла.

1. Общая часть

1.1 Природные условия

Река Хантайка - правый приток Енисея вытекает из Малого Хантайского озера. Длина реки 165 км, площадь водосбора 30700 кв.км. Бассейн реки Хантайки расположен за полярным кругом, в лесотундровой зоне с невысокой лесистостью и большими пространствами болот и тундры в районе распространения вечной мерзлоты.

В створе гидроузла берега реки крутые высотой до 70 метров, ширина реки по урезу воды в межень составляет 740-60 метров.

Климат

В районе створа проектируемого Усть-Хантайского гидроузла климат суровый, с продолжительной зимой, сравнительно теплым летом и неустойчивой погодой в переходные месяцы года, сильными ветрами и обилием осадков. Среднегодовая температура воздуха в районе проектируемого гидроузла составляет минус -9,30 C, абсолютный минимум -640 C, абсолютный максимум +330 C. Зима наиболее продолжительный сезон снежный покров держится 240-265 дней в году а безморозный период составляет 78 дней в году.

Гидрологические данные

Среднемесячные расходы воды имеются за 51 год (1938-39 гг.) и колеблются от 618 м3/с (1952-53 гг.) до 282 м3/с (1960-61 гг.) Среднемноголетний расход воды в створе ГЭС равен 1042 м3/с.

Далее приведены среднемесячные и среднегодовые расходы притока р. Хантайка к створу Усть-Хантайского гидроузла (таблица 1.1), а также кривая зависимости объемов водохранилища от уровня воды нем (рисунок 1.1), и кривые зависимостей расходов воды в створе ГЭС (рисунок 1.2).

Энергоэкономическая характеристика района

В Таймырской энергосистеме работают две ГЭС

Усть-Хантайская и Курейская .

Общая численность населения экономического района составляет 20000 тыс. чел.. Средняя плотность населения в районе - 7 чел./км2.

Район располагает относительно развитой промышленностью. Основу промышленности экономического района составляет горнодобывающая ( шахта Котум - добыча каменного угля ), рыбная ( Хатангский и Дудинский рыбозаводы). На территории округа - Норильский промышленный район (Норильский никель). Усть-Хантайская ГЭС предназначена для энергоснабжения крупнейшего в мире Норильского горно-металургического комбината а так же Дудинского и Игарского промышленных районов.



Рисунок 1.1 - Кривая зависимости объема водохранилища от уровня воды в нем



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.2 - Кривые зависимостей расходов воды в створе ГЭС

Исходные данные

Данные по энергосистеме:

Энергосистема Сибирь по типовым графикам энергосистемы для широты «Центр».

Годовой максимум нагрузки 32000 МВт.

Число часов использования установленной мощности 5500 ч.

Установленная мощность существующих ГЭС 5000 МВт.

Гарантированная мощность существующих ГЭС 2000 МВт.

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

Схема использования реки: .

Кривая полезных объемов Усть-Хантайского водохранилища представлена в разделе 1.

Кривая связи расходов и уровней в нижнем бьефе гидроузла представлена в разделе 1.

5. Зимний коэффициент кривой связи расходов и уровней НБ 1.

6. Требования участников ВХК и потери воды:

Таблица 1.1

Q, mj/c	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
Требования ВХК	150	150	150	150	150	150	150	150	150	150	150	150
Потребление из водохранилища	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Фильтрация	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3	3
Испарение	-	-	-	-	80	193	151	96	-	-	-	-
Льдообразование	30	18	12	-5	-80	-	-	-	-	-	-	-25

7. Коэффициент мощности kw = 8,8.

8. Потери напора в водоподводящих сооружениях Дh = 0,65 м.

9. НПУ проектируемой ГЭС 60,0 м.

10. Расчётный гидрологический ряд наблюдений р. Хантайка в створе

Усть-Хантайской ГЭС с 1937-38гг. по 1988-89гг. представлен в таблице 2.1.

2.2 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года

Таблица 2.1 Среднемесячные, среднегодовые, среднемеженные и среднеполоводные расходы притока р. Хантайка створу Усть-Хантайской ГЭС

№ п/п	Год	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	I	II	III	Средне- год. расход	Средне-половод. расход	Средне-меж. расход
1	1937-1938	38	38	2590	1877	823	651	286	86	57	84	54	76	555	1485	90
2	1938-1939	29	67	3020	2087	934	658	421	176	115	45	29	29	634	1675	114
3	1939-1940	43	61	3340	1295	991	888	419	118	96	61	49	43	617	1629	111
4	1940-1941	19	365	3440	1537	420	274	104	55	37	19	19	13	525	1418	79
5	1941-1942	27	422	2610	1149	372	802	568	259	107	94	61	41	543	1233	197
6	1942-1943	51	382	2560	1143	631	1240	366	121	74	66	51	44	561	1394	144
7	1943-1944	31	78	2950	1437	691	699	633	206	125	63	47	39	583	1444	153
8	1944-1945	41	62	2440	2150	1040	1040	667	189	71	62	55	41	655	1668	149
9	1945-1946	46	39	1790	2510	987	718	359	200	110	65	46	39	576	1501	113
10	1946-1947	36	37	3683	1253	490	386	288	131	98	80	51	44	548	1453	96
11	1947-1948	40	47	4110	1990	892	628	402	168	110	68	54	47	713	1905	117
12	1948-1949	40	60	2629	1926	844	554	284	162	115	60	53	40	564	1488	102
13	1949-1950	42	49	1727	2426	954	694	347	193	107	70	56	49	560	1450	114
14	1950-1951	44	140	2709	1977	868	570	292	167	118	73	58	44	588	1531	117
15	1951-1952	70	292	1842	1757	1150	1180	592	278	161	78	70	70	628	1482	201
16	1952-1953	42	63	3030	1523	644	598	807	318	233	63	56	42	618	1449	203
17	1953-1954	42	49	1808	2526	997	752	363	202	111	70	56	49	585	1521	118
18	1954-1955	12	125	2790	2000	876	575	294	168	119	40	20	13	586	1560	99
19	1955-1956	22	34	2733	1493	949	670	312	153	119	62	45	28	552	1461	97
20	1956-1957	19	32	1347	1396	813	768	387	235	140	45	38	26	437	1081	115
21	1957-1958	19	31	2640	953	838	1250	409	109	25	44	37	25	532	1420	87
22	1958-1959	42	41	2560	928	814	1218	398	106	56	64	45	41	526	1380	99
23	1959-1960	17	463	3597	1220	483	380	282	128	97	62	35	21	565	1420	138
24	1960-1961	44	66	1471	519	403	325	158	142	89	66	52	44	282	680	83
25	1961-1962	45	48	1809	2540	999	730	362	206	109	69	56	50	585	1520	118
26	1962-1963	39	37	2757	2003	871	581	296	167	119	79	49	44	587	1553	104
27	1963-1964	44	142	2924	2013	907	640	404	171	112	75	58	45	628	1621	131
28	1964-1965	48	79	1861	1777	1160	1190	599	284	159	99	68	53	615	1497	174
29	1965-1966	22	37	1281	1994	834	539	421	149	99	64	45	28	459	1162	108
30	1966-1967	69	292	1786	1480	865	816	414	250	148	109	84	70	532	1237	180
31	1967-1968	62	70	3063	1547	649	601	814	324	238	151	101	77	641	1465	230
32	1968-1969	11	123	2154	3377	1840	990	368	166	67	36	20	12	764	2090	100
33	1969-1970	23	31	2653	1453	929	656	302	146	118	79	54	36	540	1423	99
34	1970-1971	16	86	1801	1900	891	746	416	214	125	79	57	31	530	1335	128
35	1971-1972	103	80	1573	1496	946	779	441	233	159	132	118	81	512	1199	168
36	1972-1973	38	82	2996	1400	879	567	351	155	129	109	59	74	570	1461	125
37	1973-1974	90	71	2084	1386	961	1010	548	257	275	108	135	110	586	1360	199

По методу реального года делим год на два основных периода: многоводный (половодье) и маловодный (межень). Считаем, что к первому периоду относятся месяцы, в которые расходы больше либо равны среднегодовому (Qпi > Qrt, VI-IX), остальные месяцы составляют межень (Qмi<Qrt, X-V).

Далее строим кривые обеспеченности для средних расходов за год, половодье и межень, рисунок 2.1.

Обеспеченность рассчитываем по следующей формуле:

(2.1)

где m - порядковый номер члена ряда,

n - число лет в расчётном гидрологическом периоде, n = 51.

Таблица 2.2 Построение кривых обеспеченности

Среднегодовой расход в порядке убывания, м3/с	Год	Среднепаводковый расход в порядке убывания, м3/с	Год	Среднемеженный расход в порядке убывания, м3/с	Год	P, %
764	1968-69	2090	1968-69	266	1981-82	0,02
713	1947-48	1905	1947-48	230	1967-68	0,04
664	1981-82	1675	1938-39	218	1974-75	0,06
655	1944-45	1668	1944-45	214	1975-76	0,08
641	1967-68	1629	1939-40	213	1986-87	0,10
634	1938-39	1621	1963-64	212	1983-84	0,12
628	1951-52	1560	1954-55	208	1976-77	0,13
628	1963-64	1553	1962-63	203	1952-53	0,15
620	1975-76	2090	1968-69	266	1981-82	0,02
618	1952-53	1521	1953-54	200	1977-78	0,19
617	1939-40	1520	1961-62	199	1973-74	0,21
615	1964-65	1501	1945-46	197	1941-42	0,23
614	1974-75	1497	1964-65	187	1979-80	0,25
592	1982-83	1488	1948-49	180	1966-67	0,27
588	1950-51	1485	1937-38	178	1988-89	0,29
587	1962-63	1482	1951-52	174	1964-65	0,31
586	1973-74	1465	1967-68	173	1985-86	0,33
586	1954-55	1461	1955-56	169	1982-83	0,35
585	1953-54	1461	1981-82	169	1978-79	0,37
585	1961-62	1461	1972-73	168	1971-72	0,38
583	1943-44	1453	1946-47	167	1980-81	0,40
576	1945-46	1450	1949-50	153	1943-44	0,42
570	1972-73	1449	1952-53	149	1944-45	0,44
567	1986-87	1444	1943-44	147	1984-85	0,46
565	1959-60	1439	1982-83	144	1942-43	0,48
564	1948-49	1434	1975-76	138	1959-60	0,50
561	1942-43	1423	1969-70	131	1963-64	0,52
560	1949-50	1420	1957-58	128	1970-71	0,54
555	1937-38	1420	1959-60	125	1972-73	0,56
552	1955-56	1418	1940-41	118	1961-62	0,58
548	1946-47	1408	1974-75	118	1953-54	0,60
543	1978-79	1394	1942-43	117	1947-48	0,62
543	1941-42	1380	1958-59	117	1950-51	0,63
541	1977-78	1360	1973-74	115	1956-57	0,65
540	1969-70	1335	1970-71	114	1949-50	0,67
539	1980-81	1291	1978-79	114	1938-39	0,69
532	1966-67	1283	1980-81	113	1945-46	0,71
532	1957-58	1275	1986-87	111	1939-40	0,73
530	1970-71	1237	1966-67	108	1965-66	0,75
526	1958-59	1233	1941-42	104	1962-63	0,77
525	1940-41	1223	1977-78	102	1948-49	0,79

Таблица 2.2 Построение кривых обеспеченности

520	1979-80	1199	1971-72	100	1968-69	0,81
517	1988-89	1195	1988-89	99	1958-59	0,83
515	1983-84	1185	1979-80	99	1954-55	0,85
512	1976-77	1162	1965-66	99	1969-70	0,87
512	1971-72	1122	1983-84	97	1955-56	0,88
459	1965-66	1120	1976-77	96	1946-47	0,90
437	1956-57	1081	1956-57	90	1937-38	0,92
437	1984-85	1016	1984-85	87	1957-58	0,94
419	1985-86	910	1985-86	83	1960-61	0,96
282	1960-61	680	1960-61	79	1940-41	0,98



Определение расчётного года средней водности с обеспеченностью p = 50 %

Определяем ближайшие годы по кривой обеспеченности среднегодовых расходов, при р = 50 %:

Годы 1948-1949 и 1959-1960.

Для меженного периода:

фактический расход для 1948-1949

(из таблицы 2.2)

для 1959-1960

(из таблицы 2.2)

Определяем корректировочные коэффициенты:

;

,

Для половодного периода:

фактический расход для 1948-1959

(из таблицы 2.2)

для 1959-1960

(из таблицы 2.2)

Определяем корректировочные коэффициенты:

;

,

Исходя из значений корректировочных коэффициентов, принимаем за расчётный год средней водности, период 1959-1960 гг.

Скорректируем все расходы для расчетного года, пользуясь формулой:

, (2.2)

Определение расчётного маловодного года с обеспеченностью p =90 %

Определяем ближайшие годы по кривой обеспеченности среднегодовых расходов, при р = 90 %:

Годы 1971-1972 и 1965-1966

Для меженного периода:

фактический расход для 1971-1972

(из таблицы 2.2)

для 1965-1966

(из таблицы 2.2)

Определяем корректировочные коэффициенты:

;

,

Для половодного периода:

фактический расход для 1971-1972

(из таблицы 2.2)

для 1965-1966

(из таблицы 2.2)

Определяем корректировочные коэффициенты:

;

,

Исходя из значений корректировочных коэффициентов, принимаем за расчётный год средней маловодности, период 1965-1966 гг.

Скорректируем все расходы для расчетного года, пользуясь формулой:

, (2.3)

Составим таблицу расчётных гидрографов и определим значения скорректированных расходов для расчётных лет.

Таблица 2.3 Таблица расчётных гидрографов

Год	месяц	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	I	II	III
1965-1966	Qфак 90%	22	37	1281	1994	834	539	421	149	99	64	45	28
	Qтеор 90%	20	33	1230	1914	801	517	375	133	88	57	40	25
	месяц	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	I	II	III	IV
1959-1960	Qфак 50%	17	463	3597	1220	483	380	282	128	97	62	35	21
	Qтеор 50%	18	482	3633	1232	488	384	293	133	101	64	36	22
	Q' теор 50%	38	322	2433	1632	888	784	393	133	101	64	59	42

- скорректированные расходы расчётного года (величина расхода в маловодный год за каждый месяц должна быть меньше величины расхода за соответствующий месяц средневодого года).

2.3 Определение максимального расчетного расхода

Согласно СНиП 33-01-2003 проектируемая бетонная водосливная плотина имеет III класс (высота от 25 до 60 м, грунт типа А). Сооружение данного класса должно быть рассчитано на пропуск половодья с расходом, ежегодная вероятность превышения которого составляет 3,0 % (СНиП 33-01-2003, основной расчётный случай). Определенные размеры отверстий и их число подлежат поверке на поверочный расчетный случай (пропуск половодья с расходом, ежегодная вероятность превышения которого составляет 0,5 %).

Максимальные расходы воды заданных обеспеченностей (3,0 % и 0,5 %) найдем по формуле:

, (2.4)

где - коэффициент отклонения ординат кривой обеспеченности среднегодовых расходов от середины, определяемый в зависимости от коэффициента асимметрии , =3,46 при P = 0,5 % и =2,24 при P = 3,0 %, /2/.

- коэффициент вариации;

- средне-максимальное (среднее из максимальных) значение расхода за 51 год, м3/с.

Таблица 2.4 Параметры кривой обеспеченности максимальных годовых расходов воды на р. Хантайка (участок Усть-Хантайская ГЭС), с 1937-1938гг по 1988-1989гг.

Qmax	Годы	№ п/п	Qmax в убыв. пор.	Годы	К = Qi/Qср	К-1	(К-1)2	(К-1)3	p%
2590	37-38	1	4110	47-48	1,60	0,60	0,36	0,22	1,4
3020	38-39	2	3683	46-47	1,44	0,44	0,19	0,08	3,4
3340	39-40	3	3597	59-60	1,40	0,40	0,16	0,07	5,4
3440	40-41	4	3440	40-41	1,34	0,34	0,12	0,04	7,3
2610	41-42	5	3377	68-69	1,32	0,32	0,10	0,03	9,3
2560	42-43	6	3340	39-40	1,30	0,30	0,09	0,03	11,3
2950	43-44	7	3147	82-83	1,23	0,23	0,05	0,01	13,3
2440	44-45	8	3103	81-82	1,21	0,21	0,04	0,01	15,3
2510	45-46	9	3063	67-68	1,20	0,20	0,04	0,01	17,3
3683	46-47	10	3030	52-53	1,18	0,18	0,03	0,01	19,2
4110	47-48	11	3020	38-39	1,18	0,18	0,03	0,01	21,2
2629	48-49	12	2996	72-73	1,17	0,17	0,03	0,00	23,2

Таблица 2.4 Параметры кривой обеспеченности максимальных годовых расходов воды на р. Хантайка (участок Усть-Хантайская ГЭС), с 1937-1938гг по 1988-1989гг.

2426	49-50	13	2950	43-44	1,15	0,15	0,02	0,00	25,2
2709	50-51	14	2924	63-64	1,14	0,14	0,02	0,00	27,2
1842	51-52	15	2830	75-76	1,10	0,10	0,01	0,00	29,2
3030	52-53	16	2790	54-55	1,09	0,09	0,01	0,00	31,2
2526	53-54	17	2757	62-63	1,08	0,08	0,01	0,00	33,1
2790	54-55	18	2733	55-56	1,07	0,07	0,00	0,00	35,1
2733	55-56	19	2709	50-51	1,06	0,06	0,00	0,00	37,1
1396	56-57	20	2653	69-70	1,04	0,04	0,00	0,00	39,1
2640	57-58	21	2640	57-58	1,03	0,03	0,00	0,00	41,1
2560	58-59	22	2630	79-80	1,03	0,03	0,00	0,00	43,1
3597	59-60	23	2629	48-49	1,03	0,03	0,00	0,00	45,0
1471	60-61	24	2610	41-42	1,02	0,02	0,00	0,00	47,0
2540	61-62	25	2590	37-38	1,01	0,01	0,00	0,00	49,0
2757	62-63	26	2560	42-43	1,00	0,00	0,00	0,00	51,0
2924	63-64	27	2560	58-59	1,00	0,00	0,00	0,00	53,0
1861	64-65	28	2540	61-62	0,99	-0,01	0,00	0,00	55,0
1994	65-66	29	2526	53-54	0,99	-0,01	0,00	0,00	56,9
1786	66-67	30	2520	78-79	0,98	-0,02	0,00	0,00	58,9
3063	67-68	31	2510	45-46	0,98	-0,02	0,00	0,00	60,9
3377	68-69	32	2440	44-45	0,95	-0,05	0,00	0,00	62,9
2653	69-70	33	2426	49-50	0,95	-0,05	0,00	0,00	64,9
1900	70-71	34	2403	84-85	0,94	-0,06	0,00	0,00	66,9
1573	71-72	35	2350	77-78	0,92	-0,08	0,01	0,00	68,8
2996	72-73	36	2307	80-81	0,90	-0,10	0,01	0,00	70,8
2084	73-74	37	2257	83-84	0,88	-0,12	0,01	0,00	72,8
1955	74-75	38	2200	76-77	0,86	-0,14	0,02	0,00	74,8
2830	75-76	39	2084	73-74	0,81	-0,19	0,03	-0,01	76,8
2200	76-77	40	2028	86-87	0,79	-0,21	0,04	-0,01	78,8
2350	77-78	41	2023	88-89	0,79	-0,21	0,04	-0,01	80,8
2520	78-79	42	1994	65-66	0,78	-0,22	0,05	-0,01	82,7
2630	79-80	43	1955	74-75	0,76	-0,24	0,06	-0,01	84,7
2307	80-81	44	1900	70-71	0,74	-0,26	0,07	-0,02	86,7
3103	81-82	45	1861	64-65	0,73	-0,27	0,08	-0,02	88,7
3147	82-83	46	1856	85-86	0,72	-0,28	0,08	-0,02	90,7
2257	83-84	47	1842	51-52	0,72	-0,28	0,08	-0,02	92,7
2403	84-85	48	1786	66-67	0,70	-0,30	0,09	-0,03	94,6
1856	85-86	49	1573	71-72	0,61	-0,39	0,15	-0,06	96,6
2028	86-87	50	1471	60-61	0,57	-0,43	0,18	-0,08	98,6
2023	88-89	51	1396	56-57	0,54	-0,46	0,21	-0,09	98,6
СУММА	130719	-	51,0	0,0	2,551	0,129	-

По данным таблицы 2.4 рассчитываем:

;

, (2.5)

Коэффициент асимметрии:

, (2.6)

2.4 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы

Для заданного района расположения энергосистемы «Центр» и числа часов использования ее годового максимума нагрузки определяем коэффициенты плотности суточного летнего и зимнего графиков нагрузки по /1/:

; ,

Нагрузка в любой час суток зимы и лета вычисляется по формулам:

, (2.7)

, (2.8)

где , , , - коэффициенты нагрузки типовых суточных графиков /1/,

- коэффициент летнего снижения нагрузки относительно зимнего статистического максимума /1/ ().

Расчет суточных графиков нагрузки сведем в таблицу 2.5. Для построения интегральной кривой нагрузки располагаем мощность в убывающем порядке, делим на зоны, соответствующие приращениям нагрузки, определяем выработку электроэнергии в данной зоне. Расчет интегральной кривой нагрузки сведем в таблицы 2.6, 2.7. Суточные графики нагрузки и интегральные кривые нагрузки представлены в графической части проекта.

Таблица 2.5 Координаты зимнего и летнего суточных графиков

Часы суток	Pзима, МВт	Рлето, МВт
0	14982	8934
1	11664	8032
2	11168	7306
3	10474	6947
4	10474	6947
5	11168	6947
6	13078	7396
7	18544	10092
8	24928	12865
9	29088	14334
10	28032	17280
11	25162	15958
12	23204	14809
13	23710	15307
14	26136	16205
15	24794	15341
16	24394	14187
17	31008	15483
18	32000	15034
19	30154	14408
20	29520	14610
21	28170	13288
22	24417	15981
23	18544	13037

Таблица 2.6 Координаты ИКН для зимнего периода

№ зоны	Pзима, МВт	ДР, МВт	tз, ч	ДЭ, МВт•ч	Э, МВт•ч	Р, МВт
1	32000	992	1	992	992	992
2	31008	854	2	1709	2701	1846
3	30154	634	3	1901	4602	2480
4	29520	432	4	1728	6330	2912
5	29088	918	5	4592	10922	3830
6	28170	138	6	826	11747	3968
7	28032	1896	7	13272	25019	5864
8	26136	974	8	7795	32814	6838
9	25162	234	9	2102	34917	7072
10	24928	134	10	1344	36261	7206

Таблица 2.6 Координаты ИКН для зимнего периода

11	24794	377	11	4147	40407	7583
12	24417	23	12	276	40684	7606
13	24394	683	13	8882	49565	8290
14	23710	506	14	7087	56653	8796
15	23204	4660	15	69902	126555	13456
16	18544	3562	17	60547	187102	17018
17	14982	1904	18	34272	221374	18922
18	13078	1414	19	26874	248248	20336
19	11664	496	20	9920	258168	20832
20	11168	694	22	15277	273445	21526
21	10474	10474	24	251366	524811	32000

Таблица 2.7 Координаты ИКН для летнего периода

№ зоны	Pлето, МВт	ДР, МВт	tз, ч	ДЭ, МВт•ч	Э, МВт•ч	Р, МВт
1	17280	1075	1	1075	1075	1075
2	16205	225	2	449	1524	1299
3	15981	22	3	67	1591	1322
4	15958	475	4	1901	3492	1797
5	15483	142	5	708	4201	1939
6	15341	35	6	207	4408	1973
7	15307	273	7	1911	6319	2246
8	15034	225	8	1797	8116	2471
9	14809	199	9	1788	9905	2670
10	14610	202	10	2022	11927	2872
11	14408	74	11	817	12744	2946
12	14334	147	12	1767	14511	3093
13	14187	898	13	11677	26187	3992
14	13288	251	14	3513	29700	4243
15	13037	173	15	2592	32292	4415
16	12865	2773	16	44370	76662	7188
17	10092	1158	17	19682	96344	8346
18	8934	902	18	16236	112580	9248
19	8032	636	19	12082	124662	9884
20	7396	90	20	1797	126459	9974
21	7306	359	21	7548	134007	10333
22	6947	6947	24	166717	300725	17280

2.5 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы

Максимальная нагрузка энергосистемы носит синусоидальный характер и для рабочего дня каждого месяца определяется по формуле /1/:

, (2.9)

где - порядковый номер месяца в году;

, , - коэффициенты, которых определяются по формулам /1/:

, (2.10)

, (2.11)

,

,

Среднемесячные нагрузки энергосистемы рассчитаем по формуле /1/:

, (2.12)

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

- коэффициент внутримесячной неравномерности нагрузки, = 0,95 /1/.

Поскольку известен только для лета (июня-июля) и зимы (января-декабря), то промежуточные значения найдем по линейному закону (рисунок 2.2).

Рисунок 2.2 - График для определения коэффициента плотности суточной нагрузки в годовом разрезе

Расчет графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы при заданных максимуме нагрузки, числе часов использования годового максимума нагрузки и района расположения энергосистемы «Центр» представлен в таблице 2.8.

Таблица 2.8 Годовой график максимальных и среднемесячных нагрузок

Месяц	, МВт	, МВт
I	32000	20976
II	30028	19969
III	26612	17950
IV	22668	15505
V	19252	13351
VI	17280	12148
VII	17280	12148
VIII	19252	13351
IX	22668	15505
X	26612	17950
XI	30028	19969
XII	32000	20976

Графики максимальных и среднемесячных мощностей представлены в графической части проекта.

2.6 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими ГЭС

Участие в покрытии суточных графиков нагрузки задано по существующим ГЭС виде установленной и гарантированной мощностей за январь и декабрь месяцы. В силу того, что в задании не указано значение рабочей и гарантированной мощности для остальных месяцев в году, принимаем эти мощности пропорционально максимуму нагрузки энергосистемы для каждого месяца, таблица 2.9.

;

; (2.13)

,

,

Таблица 2.9 Рабочие и гарантированные мощности

Месяц	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
	2000	1877	1663	1417	1203	1080	1080	1203	1417	1663	1877	2000
	4950	4645	4117	3506	2978	2673	2673	2978	3506	4117	4645	4950
	48000	45042	39918	34002	28878	25920	25920	28878	34002	39918	45042	48000

Определяем суточную гарантированную выработку энергии для каждого месяца, таблице 2.9:

,

Затем, используя ИКН по среднесуточной выработке и расчетной рабочей мощности существующих ГЭС, определяем зону их работы в суточных графиках нагрузки (графическая часть проекта). Из графиков видно, что существующие ГЭС в зимний и летний период работают в полупиковой части графика нагрузки.

Полученное суточное покрытие нагрузки переносим на соответствующие месяцы годового графика максимальных нагрузок.

2.7 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 системе.

Для выбранного расчетного маловодного года (1981-82) вычисляем значение мощности на полезном бытовом стоке для каждого месяца года по формуле /1/:

, (2.14)

где - коэффициент мощности;

- полезный бытовой расход расчетного маловодного года , м3/с;

- подведенный напор ГЭС, м.

, (2.15)

где - отметка верхнего бьефа, равная НПУ, м;

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

- потери напора в водоподводящих сооружениях.

Затем рассчитываем мощность ГЭС в режиме работы по требованиям ВХК по формуле (2.16):

,

где - расход воды по требованиям участников водохозяйственного комплекса.

Расчет сведем в таблицу 2.10.

Таблица 2.10 Расчет режимов работы ГЭС с учетом требований ВХК

Показатель	ед. изм	ЗИМА	ЛЕТО	ЗИМА
		IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	I	II	III
Qпол.быт 90%	м?/с	1230	1914	801	517	375	133	88	57	40	25	20	33
Zвб	м	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60	60
Zнб(Qнб)	м	10,05	10,27	11,10	12,61	10,77	10,51	10,40	10,12	10,07	10,03	10,02	10,01
Hгэс	м	49,30	49,08	48,25	46,74	48,58	48,84	48,95	49,23	49,28	49,32	49,33	49,34
Nгэс	МВт	9,4	12,9	438,9	724,0	300,0	221,1	160,1	56,2	26,1	10,4	8,3	4,3
Qвхк	м?/с	150	150	150	150	150	150	150	150	150	150	150	150
Zнб(Qвхк)	м	10,17	10,17	10,17	10,17	10,17	10,17	10,17	10,17	10,17	10,17	10,17	10,17
HгэсВХК	м	49,63	49,63	49,63	49,63	49,63	49,63	49,63	49,63	49,63	49,63	49,63	49,63
NгэсВХК	МВт	65,51	65,51	65,51	65,51	65,51	65,51	65,51	65,51	65,51	65,51	65,51	65,51
После распределения и вытеснения тепловых мощностей
Nгэс	МВт	22	30	1034	1760	702	514	372	130	60	24	19	10

Требования ВХК должны быть удовлетворены. Поэтому, необходимо в те месяцы, где мощность ГЭС по ВХК превышает мощности ГЭС на полезном бытовом стоке увеличить последнюю до мощности ГЭС по ВХК. Оставшуюся свободную мощность необходимо распределить на зимние месяцы, с целью вытеснения тепловых мощностей. В процессе распределения нужно следить, чтобы суммарная выработка на бытовом стоке осталась неизменной.

В итоге избыточная энергия перенесена на декабрь и январь месяцы, таблица 2.10, в остальные месяцы ГЭС работает по требованиям ВХК.

2.8 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году

Расчет работы водохранилища ГЭС производим календарным методом. Метод основан на решении по интервалам времени уравнения водного баланса /1/:

, (2.16)

где - расход аккумуляции, то есть разность притекающего и зарегулированного расходов, м3/с;

- изменение объема водохранилища («+»при его увеличении, «-» при сработки), м3/с;

, - соответственно используемый и потери расхода из водохранилища, м3/с.

Расчет регулирования стока проводим методом последовательного приближения, 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 = 60 м.

Результаты расчета сведем в таблицу (Прил. VII), где:

месяц года;

бытовой расход маловодного года, м3/с;

3-6 потери воды из водохранилища соответственно на шлюзование , фильтрацию , испарение , льдообразование , м3/с;

7- полезный бытовой расход, м3/с: ;

8- отбор воды из водохранлища, м3/с: ;

9- полезный используемый расход, м3/с:

, м3/с;

10- сработка или наполнение водохранилища, м3/с: ;

11- холостые сбросы, м3/с: ;

12- расход через турбину, м3/с:;

13- расход в НБ, м3/с:

+ +;

14- объем воды в водохранилище на конец расчетного интервала, км3:

, (2.17)

15- приращение объема в водохранилище на конец расчетного интервала, м3/с:

, (2.18)

16- уровень воды в водохранилище, соответствующий объему верхнего бьефа, определяется по зависимости, м:

;

17- средний уровень ВБ, м:

, (2.19)

18- уровень нижнего бьефа, соответствующий расходу в НБ, определяется по зависимости, м:

;

19- напор нетто, м:

, (2.20)

где - потери напора;

20- расчетная среднеинтервальная мощность ГЭС, МВт:

, (2.21)

21- суточная выработка ГЭС за период, МВт·ч:

. (2.22)

Результаты расчёта сведём в таблицу 2.11.

Перед началом расчёта оценим степень зарегулированности стока, т.е. определим относительную ёмкость водохранилища:

, (2-23)

где - полезный объем водохранилища;

- среднемноголетний объём годового стока (, таблица2.1).

, (2-24)

предварительно назначим такой, чтобы колебание напора при сработке водохранилища не превышало 40% (допустимо для оборудования):

,

,

км3,

,

Полученное значение в немного завышено, потому что при его определении не учитывалось изменение отметки НБ

Однако это не мешает сделать качественные вывод:

- относительная ёмкость водохранилища мала (в<0,1), и использовать накопленный объём для увеличения мощности ГЭС в зимние месяцы не удастся. Воды в водохранилище едва хватает на покрытие требований ВХК (см. результаты водно-энергетического расчёта). Летом же, наоборот, что бы избежать холостых сбросов, приходится работать со значительно большими средними мощностями.

По интегральным кривым нагрузки определяем место работы проектируемой ГЭС в суточном графике нагрузки, т.е. определяем максимальные мощности, соответствующие расчетным гарантированным мощностям для каждого месяца.

В силу сказанного, «вписываем» нашу ГЭС летом в базовую часть графика максимальных нагрузок, а зимой - в пиковую.

В результате расчёта получена отметка УМО = 55,12м.

Таблица 2.11 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в маловодном году

Месяц		ПОТЕРИ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
XI	133	0	3	0	0	129,6	0	129,6	-20	0
XII	88	0	3	0	25	60,1	0	60,1	-1423	0
I	57	0	3	0	30	24,0	0	24,0	-1527	0
II	40	0	3	0	18	19,1	0	19,1	-145	0
III	25	0	3	0	12	9,9	0	9,9	-154	0
IV	20	0	3	0	-5	21,6	0	21,6	-143	0
V	33	0	3	80	-80	29,9	0	29,9	-136	0
VI	1230	0	3	193	0	1033,8	0	1033,8	870	0
VII	1914	0	3	151	0	1760,2	0	1760,2	1603	0
VIII	801	0	3	96	0	701,6	0	701,6	549	0
IX	517	0	3	0	0	514,4	0	514,4	363	0
X	1322	3	60	20	0	1238,5	100	1138,5	0	0

2.9 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных ремонтов

При составление баланса учитываем, что нагрузочный резерв энергосистемы равен 1% , аварийный резерв составляет 6% от (таблица 2.12). Т.к. на ГЭС не предусматривается дополнительного объема водохранилища, то ней размещаем только нагрузочный резерв.

Установленную мощность проектируемой ГЭС найдем как сумму:

, (2.25)

- максимальная рабочая мощность соответствующая январю месяцу.

Таким образом, установленная мощность ГЭС равна:

МВт,

Установленная мощность ТЭС представим в виде суммы:

, (2.26)

На ТЭС размещаем весь аварийный резерв и оставшуюся часть нагрузочного резервов энергосистемы, максимальный аварийный резерв требуется в декабре - январе т.е.:

МВт,

МВт определяем по I, XII месяцу.

Таким образом, установленная мощность ТЭС равна:

МВт,

Планирование капитального ремонта оборудования энергосистемы производится по следующим принципам:

* ремонт оборудования ГЭС осуществляется в те месяцы, когда оно не полностью используется в энергосистеме, т.е. на ГЭС имеется свободная мощность;

* продолжительность ремонта агрегатов ГЭС принимается равной 15 дням, а частота их проведения - 1 раз в 4 года;

* капитальный ремонт оборудования КЭС планируем исходя из расчета останова каждого агрегата в ремонт в среднем 1 раз в 2 года. Предусмотрены следующие нормы простоя оборудования:

КЭС с поперечными связями - 15 дней;

Блочные КЭС - 30 дней.

Определим ремонтную площадь для существующих ГЭС:

МВт·мес/год,

Ремонтную площадь для проектируемой ГЭС:

МВт·мес/год,

Так как мощность одного агрегата - 53 МВт, а количество агрегатов - 7 шт. (см. раздел 3), то, учитывая вышесказанное, необходимо выводить в ремонт по два агрегата в год, таблица 2.12.

Ремонтная площадь для ТЭС (КЭС):

МВт·мес/год,

2.10 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в среднем по водности году

Водно-энергетические расчеты в средних по водности условиях проводим для оценки среднемноголетней выработки энергии ГЭС.

Расчеты режима работы ГЭС в средневодном году проводим аналогично приведенным выше расчетам.

В результате водно-энергетического расчёта необходимо получить режим с наибольшей выработкой, таблица 2.13. Для этого сработку водохранилища задерживаем по сравнению с маловодным годом, что приведет к увеличению напора ГЭС и выработки гидроэнергии в зимнее время. Наполнение водохранилища производим по режиму, соответствующему минимуму холостых сбросов и максимуму выработки. Необходимым условием так же является предполоводная сработка водохранилища до УМО.

В результате получаем среднемноголетнюю выработку электроэнергии:

По результатам расчетов строим диспетчерский график сработки и наполнения водохранилища в маловодных и средневодных условиях (графическая часть проекта).

Таблица 2.12 Сработка и наполнения водохранилища по средневодному году

Key	Comment	Qpr	N	DT	Zvb	Znb	Qr	Nr	Э
0	окт	393	180	2678400	59,98	10,41	412	179,8	4315,2
1	ноябрь	133	150	2592000	59,72	10,34	344	149,7	3592,8
2	декабрь	101	497	2678400	58,36	11,74	1199	498,9	11973,6
3	январь	64	497	2678400	56,75	11,81	1234	496,7	11920,8
4	февраль	59	150	2419200	56,35	10,37	369	150	3600
5	март	42	155	2678400	55,85	10,38	384	154,3	3703,2
6	апрель	38	155	2592000	55,28	10,39	391	155,6	3734,4
7	май	322	155	2678400	55,12	10,39	392	154,7	3712,8
8	июнь	2433	150	2592000	57,07	11,59	1132	443,5	10644
9	июль	1632	150	2678400	58,77	10,36	357	149,3	3583,2
10	август	888	150	2678400	59,44	10,35	349	149,7	3592,8
11	сент	784	150	2592000	60	10,34	345	149,7	3592,8
12	Итого:	18143	1863,7	365			18212	2074,53	49788,72

3. Основное и вспомогательное оборудование ГЭС

3.1 Выбор числа и типа агрегатов

При технико-экономическом обоснование оптимального варианта основного оборудования для выбора числа и типа агрегатов необходимо учитывать следующие основные положения [2]:

- 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 агрегатов 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.

3.1.1 Выбор гидротурбин по универсальным характеристикам

Строим область допустимых режимов работы проектируемой ГЭС Шамчахрай (режимное поле по напору и расходу) (рисунок 3.1). Границами режимного поля являются: верхней - напорная характеристика при работе ГЭС с водохранилищем, наполненным до отметки НПУ; средней - при работе ГЭС с водохранилищем, сработанным до средней отметки за январь в маловодном году= 57,13 м; нижней - при работе ГЭС с водохранилищем, сработанным до отметки УМО. Построение этих характеристик выполняем по следующему уравнению [2]:

, (3.1)

где - отметка уровня воды в водохранилище, которая изменяется в зависимости от объема сработки от НПУ до УМО (рисунок 2.1), м;

- отметка уровня воды в нижнем бьефе в зависимости от расхода (рисунок 2.3), м;

= 0,65 м - потери напора в водопроводящих сооружениях.

Определим ограничения работы турбин:

ограничение по расчетной установленной мощности, определяемое уравнением [2]:

, (3.2)

где = 8,8 - коэффициент мощности.

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

, (3.3)

гидроэлектростанция гидротехническое сооружение

где - максимальная пропускная способность ГЭС, соответствующая работе гидростанции при расчетном по мощности напоре = 42,6 м (рисунок 3.1).

Полученные данные расчета режимного поля представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Результаты расчета режимного поля ГЭС Усть-Хантайка.

Кривые связи нижнего бьефа для летних и зимних условий, коэффициент связи равен 1	Напорные характеристики	Линия ограничения по расчетной установленной мощности	Линия ограничения по пропускной способности ГЭС
Qнб	Zнб зима	Ннпу	Нумо	Нzвб1	Н	Q	Н	Q
м3/с	М	м	м	м	м	м3/с	м	м3/с
0	10,00	49,35	44,47	46,48	45,65	2333	42,58	2500
200	10,20	49,15	44,27	46,28
400	10,40	48,95	44,07	46,08
600	10,60	48,75	43,87	45,88
800	10,90	48,45	43,57	45,58	-	40,6	2441
1000	11,30	48,05	43,17	45,18
1500	12,40	46,95	42,07	44,08
2000	13,30	46,05	41,17	43,18
4000	15,70	43,65	38,77	40,78
6000	17,10	42,25	37,37	39,38
8000	18,50	40,85	35,97	37,98

По полученным значениям построено режимное поле с учетом ограничений по мощности и пропускной способности (рисунок 3.1), из которого определяем диапазон изменения напоров и расходов:

= 42,6 м; = 40,6 м; = 2500 м3/с,

3) ограничением слева на режимном поле является минимальный расход, определяемый заданным ограничением по условиям функционирования ВХК, который составляет:

= 150 м3/с,

Тогда максимальный напор составит (рисунок 3.1):

= 49,2 м,



Рисунок 3.1 - Режимное поле проектируемой ГЭС по напору и расходу

Исходя из следующих условий, для полученного диапазона изменения напора по справочным материалам [2] подбираем все возможные типы гидротурбин:

1) значение предельного напора не должно быть меньше максимального расчетного;

2) отношение

не должно быть меньше справочных данных.

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

Диапазону напоров соответствует поворотно-лопостная турбина ПЛ50-В и турбина ПЛ60-В со следующими параметрами, представленными в таблице 3.2.

Таблица 3.2 Параметры турбинного оборудования

Параметр	Турбина ПЛ50-В	Турбина ПЛ60-В
Максимальный напор гидротурбин		50	60
Диапазон регулирования		0,5	0,5
Оптимальная приведенная частота вращения		116	116
Оптимальный приведенный расход		1000	1080
Оптимальный КПД модели		0,916	0,913
Приведенный максимальный расход		1200-1500	1160-1400
Коэффициент кавитации		0,45	0,44
Приведенный диаметр рабочего колеса		0,460	0,460
Напор модельной турбины		12	11
Температура воды		21	20

Универсальные характеристики выбранных гидротурбин и их проточная часть представлены на рисунках 3.2, 3.3, 3.4 и 3.5.



3.1.2 Определение параметров турбин ПЛ50-В и ПЛ60-В

На универсальных характеристиках (рисунки 3.2, 3.4) намечаем расчетные точки Р1, предварительно проведя линию через оптимум КПД ( - для ПЛ50-В и - ПЛ60-В).

Для более обоснованного выбора параметров гидротурбины выполняем расчеты для ряда стандартных диаметров (начиная с максимально возможного [2] для каждого типа турбин), результаты которых представлены в таблицах 3.2 и 3.3.

КПД натурной турбины определим по формуле:

, (3.4)

где D1м, Нм - диаметр и напор модельной турбины (таблица 3.1), м;

- КПД модельной турбины (таблица 3.1);

D1, - диаметр и расчетный напор натурной турбины, м;

, - коэффициенты кинематической вязкости воды для модельной и натурной турбины, зависящие от температуры воды для натурных и модельных условий tн и tм (по [2] , для ПЛ50-В и для ПЛ60-В);

= 0,75- коэффициент, выражающий отношение потерь трения ко всем гидравлическим потерям [2].

Мощность одного агрегата:

, (3.5)

где - приведенный расход в расчетной точке, м3/с;

= 0,97 - средний КПД генератора [2].

Число устанавливаемых на ГЭС агрегатов находим по формуле:

, (3.6)

где 937 МВт - расчетная установленная мощность.

округляем в большую сторону до целого значения .

Уточняем мощность агрегата:

, (3.7)

Синхронная частота вращения:

, (3.8)

где - приведенная частота в расчётной точке на УХ;

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

По полученной синхронной частоте вращения принимаем ближайшее большее стандартное значение [2].

Приведенные частоты вращения соответствующие известным напорам - максимальному, расчетному и минимальному:

,

, (3.9)

,

Таблица 3.2 Результаты расчета параметров оборудования для различных значений D1 гидротурбины ПЛ50-В

D1, м	8,50	8,00	7,50	7,10	6,30	6,00	5,60	5,30	5,00	4,75
зт	0,935	0,935	0,934	0,934	0,933	0,932	0,932	0,931	0,931	0,930
Na*,МВт	271,7	240,5	211,3	189,3	148,9	135,0	117,5	105,2	93,6	84,4
Z/a, шт	3,45	3,90	4,43	4,95	6,29	6,94	7,97	8,91	10,01	11,10
Za, шт	4	4	6	6	8	8	9	9	12	12
Naгр, МВт	234,3	234,3	156,2	156,2	117,1	117,1	104,1	104,1	78,1	78,1
?р	1,053	1,052	1,052	1,051	1,050	1,050	1,049	1,049	1,048	1,048
nc1/, об/мин	91,40	97,09	103,53	109,34	123,17	129,30	138,49	146,30	155,03	163,16
nc, об/мин	93,8	100	107,1	111,1	125	130,4	142,9	150	157,9	166,7
n`max, об/мин	110,77	111,18	111,66	109,67	109,55	108,86	111,38	110,67	109,93	110,28
n`p, об/мин	119,05	119,48	120,00	117,86	117,73	116,99	119,69	118,94	118,14	118,52
n`min, об/мин	121,94	122,39	122,92	120,73	120,59	119,84	122,60	121,83	121,02	121,40

Таблица 3.3 Результаты расчета параметров оборудования для различных значений D1 гидротурбины ПЛ60-В

D1, м	8,50	8,00	7,50	7,10	6,30	6,00	5,60	5,30	5,00	4,75
зт	0,925	0,924	0,924	0,923	0,922	0,922	0,921	0,920	0,920	0,919
Na*,МВт	275,8	244,2	214,5	192,1	151,1	136,9	119,2	106,7	94,9	85,6
Z/a, шт	3,40	3,84	4,37	4,88	6,20	6,84	7,86	8,78	9,87	10,95
Za, шт	4	4	6	6	8	8	8	9	10	12
Naгр, МВт	234,3	234,3	156,2	156,2	117,1	117,1	117,1	104,1	93,7	78,1
?р	1,046	1,046	1,045	1,044	1,043	1,043	1,042	1,041	1,040	1,040
nc1/, об/мин	91,11	96,78	103,20	108,98	122,74	128,84	138,00	145,76	154,46	162,54
nc, об/мин	93,8	96,8	103,4	111,1	125	130,4	142,9	150	157,9	166,7
n`max, об/мин	111,12	107,96	108,15	110,04	109,93	109,24	111,78	111,08	110,34	110,70
n`p, об/мин	119,42	116,03	116,23	118,26	118,14	117,40	120,12	119,37	118,58	118,97
n`min, об/мин	122,33	118,85	119,06	121,14	121,01	120,26	123,05	122,28	121,47	121,86

Приведенные частоты вращения для турбин с разным диаметром D1: максимальная, расчетная и минимальная - должны находится в области максимального КПД на УХ для соответствующих турбин. В результате для дальнейшего сравнения выбираем следующие гидротурбины:

- ПЛ50-В -600 - Za = 8, nc = 130,4 об/мин;

- ПЛ50-В -500 - Za = 12, nc = 157,9 об/мин;

- ПЛ60-В -600 - Za = 8, nc = 130,4 об/мин.

На универсальных характеристиках проводим линии n`max, n`p, n`min. Определяем окончательно положение расчетных точек. Для этого на линии n`p подбираем такое сочетание и , чтобы выполнялось равенство:

, (3.10)

-для ПЛ50-В -600:

-для ПЛ50-В -500:

-для ПЛ60-В -600:



Для полученных расчетных точек строим линии ограничения по установленной мощности агрегата. Для этого на линии n`min соответствующей напору Нmax, аналогичным образом, подставив в уравнение (3.10) вместо Нр максимальный напор:

-для ПЛ50-В -600:

-для ПЛ50-В -500:

-для ПЛ60-В -600:

3.1.3 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:

, (3.11)

Так как число агрегатов, обеспечивающих минимальный расход, как правило, равно единице, то:

-для ПЛ50-В -600:

,

,

-для ПЛ50-В -500:

,

,

-для ПЛ60-В -600:

,

,

При этих параметрах турбины могут работать при минимальных расходах, так как линия ограничения, соответствующая приведенным расходам не выходит за пределы рабочего диапазона универсальных характеристик (рисунки 3.2, 3.3).

3.1.4 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее бескавитационной работы

Отметку заглубления рабочего колеса для её бескавитационной работы находим по формуле:

, (3.12)

где - отметка уровня воды в НБ при , соответствующему расчётному значению высоты отсасывания , м.

Глубину отсасывания рассчитаем для трех наиболее опасных с точки зрения кавитации случаев, то есть требующих 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:

, (3.13)

где B = 10,33 м.вод.ст. - нормальное атмосферное барометрическое давление;

- отметка НБ при данном расходе, м;

kу = 1,1 - коэффициент запаса по кавитации при переходе от модельной турбины к натурной;

у - коэффициент кавитации, определяемый по универсальной характеристике для расчетных условий;

- разность отметок характерных плоскостей модельной и натурной турбин, которая для ПЛ турбин 0, м.

3.1.4.1 Работа одного агрегата с установленной мощностью при отметке НПУ

На режимном поле проектируемой ГЭС (рисунок 3.1) находим точку 1, соответствующую известной величине установленной мощности агрегата.

Пересчитаем эту точку в координаты универсальной характеристики для ПЛ50-В -600:

; ,

,

На универсальной характеристике проводим линию до пересечения с линией по генератору. В этой точке определяем у = 0,28. По кривой связи нижнего бьефа определяем

.

Определяем высоту отсасывания:

,

Аналогично находим высоту отсасывания для ПЛ турбин.

- ПЛ50-В -500:

; ,

,

у = 0,27,

,

,

- ПЛ60-В -600:

; ,

,

у = 0,30,

,

,

3.1.4.2 Работа всех агрегатов с установленной мощностью при отметке НПУ

На режимном поле (рисунок 3.1) этому режиму соответствует точка 2.

Далее рассчитываем аналогично предыдущему пункту:

- ПЛ50-В -600:

; ,

,

у = 0,33,

,

,

- ПЛ50-В -500:

; ,

,

у = 0,33,

,

,

- ПЛ60-В -600:

; ,

,

у = 0,36,

,

.

3.1.4.3 Работа всех агрегатов с установленной мощностью ГЭС при расчетном напоре

На режимном поле (рисунок 3.1) этому режиму соответствует точка 3.

- ПЛ50-В -600:

, ,

,

у = 0,37,

,

,

- ПЛ50-В -500:

, ,

,

у = 0,42,

,

,

- ПЛ60-В -600:

, ,

,

у = 0,41,

,

,

Результаты расчета по трем точкам сведем в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 Результаты расчета высоты отсасывания гидротурбин

Тип турбины	Za, шт	nc, об/мин	Na, МВт	Hs1, м	Hs2, м	Hs3, м
ПЛ50-В -600	8	130,4	117,1	-4,78	-6,24	-7,02
ПЛ50-В -500	12	157,9	78,1	-4,26	-6,23	-9,83
ПЛ60-В -600	8	130,4	117,1	-5,92	-7,74	-9,36

Из всех полученных расчетных значений Hs выбираем такое значение, которое обеспечивает бескавитационную работу во всех рассмотренных режимах работы, т.е. наименьшее (таблица 3.4).

3.1.5 Экономическое обоснование варианта основного энергетического оборудования

Экономическое обоснование окончательно выбираемого варианта турбины выполняем по критерию минимума суммарных приведенных затрат.

3.1.5.1 Капиталовложения при установке турбины ПЛ50-В -600

Капиталовложения в гидротурбины и гидрогенераторы определим по формуле [1]:

, (3.16)

где - суммарная стоимость одной турбины, тыс. руб;

- суммарная стоимость одного генератора, тыс.руб;

- число агрегатов.

, (3.17)

где - удельная стоимость турбины, тыс.руб/т;

= 580 т- вес турбины, определяемый по справочным материалам [2]

, (3.18)

,

,

, (3.17)

где = 0,945 тыс.руб/т - удельная стоимость генератора [2];

= 965 т - вес генератора, СВ-1130/140-48 УХЛ 4.

(S ? 141 МВт, P=120 МВт , nсинх = 125 об/мин., Uном = 13,8 кВ, nуг./nсинх.=2,5) [3].

,

Стоимость монтажа оборудования:

, (3.19)

где = 0,17 - коэффициент для ПЛ и ПЛД турбин [2].

,

Капиталовложения в строительную часть, связанную с установкой турбинного оборудования:

, (3.20)

где - объем бетона в здание ГЭС, м3 - определяемый по формуле 3.21;

- стоимость единицы объема работ с учетом местных условий, принятая равной 50 руб./м3.

, (3.21)

где - объем бетона одного блока ( по [2]);

- объем бетона, связанный с дополнительным заглублением отсасывающей трубы, м3 - определяемый по формуле:

, (3.22)

где - удельный объем бетона при дополнительном заглублении отсасывающей трубы на 1 м, определяется по справочным материалам [2], ;

- объем бетона под монтажную площадку, м3 -

= [2];

- удельная стоимость работ на дополнительную выемку грунта и его транспортировку, принятая равной 45 руб./м3;

- объем дополнительной выемки грунта, м3.

, (3.23)

где - длина здания ГЭС:

( - для ПЛ и ПЛД турбин);

где , - длина и высота отсасывающей трубы, определяемые по данным проточной части модельной турбины (рисунки 3.3, 3.5), м.

,

,

,

,

,

,

,

Суммарные капиталовложения найдем по формуле:

, (3.24)

.

3.1.5.2 Капиталовложения при установке турбины ПЛ50-В -500

Расчет капитальных вложений для ПЛ50-В -500 турбины производим аналогичным способом.

Капиталовложения в гидротурбины по (3.16) 410 т; = 655 т; = 0,931 тыс.руб/т):

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

.

3.1.5.3 Капиталовложения при установке турбины ПЛ60-В-600

Расчет капитальных вложений для ПЛ-60 турбины производим аналогичным способом.

Капиталовложения в гидротурбины по (3.16)

(580 т; = 655 т; = 0,931 тыс.руб/т):

;

,

,

,

,

,

,

,

,

,

,

.

Сведем результаты сравнения турбин в таблицу 3.5.

Таблица 3.5 Капиталовложения при установке турбинного оборудования

Показатели	Коб, млн.руб.	Км., млн.руб.	Кстроб, млн.руб.	УК , млн.руб.
ПЛ50-В -600	11,61	1,53	4,82	20,66
ПЛ50-В -500	11,4	1,94	8,74	25,39
ПЛ60-В -600	9,2	1,56	8,77	22,44

Исходя из полученных результатов, окончательно принимаем восемь гидротурбин ПЛ50-В-600, так как капиталовложения на их установку значительно меньше, чем для двенадцати турбин ПЛ50-В-500 и восьми ПЛ60-В-600.

3.2 Определение геометрических размеров проточной части гидротурбины ПЛ50-В-600

Геометрические размеры проточной части гидротурбины пересчитаем исходя из рисунка 3.5 при выбранном диаметре рабочего колеса D1 = 6 м (рисунок 3.6).



Рисунок 3.6 - Геометрические размеры проточной части ПЛ50-В-600

3.3 Выбор гидрогенератора под турбину ПЛ50-В-600

Согласно современной политике ГидроОГК основным перспективным направлением является применение гидрогенераторов с наименьшими потерями на намагничивание и наименьшим потреблением на возбуждение. Конструктивно нужно стремиться к уменьшению промежуточных элементов между центральной частью ротора генератора и валом турбины.

Для обеспечения полного контроля за состоянием гидрогенератора должна быть разработана расширенная система мониторинга состояния со встроенными интеллектуальными датчиками контроля изоляции статора и ротора под напряжением, температурного нагрева обмоток статора и ротора, замер воздушного зазора, контроля вибрации продольной и поперечной и др. параметров.

При этом запрещается применять:

гидрогенераторы с подпятниками на гидравлической опоре;

гидрогенераторы со сроком эксплуатации менее 30 лет;

гидрогенераторы со сроком эксплуатации между капитальными ремонтами менее 7 лет;

компаундированную обмотку статора и ротора;