Расчет энергосистемы и водосливных отверстий Бурейского водохранилища

Исходные данные

1.   Данные по энергосистеме:

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

1.2     Годовой максимум нагрузки 10000 МВт.

.3       Число часов использования установленной мощности 6250ч.

.4       Установленная мощность существующих ГЭС 2600 МВт.

.5       Гарантированная мощность существующих ГЭС 1100 МВт.

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

2.   Схема использования реки: одиночная ГЭС.

3.       Координаты кривых площадей и объёмов Бурейского водохранилища.

Z, м	F, кмІ	V, кмі
137	0	0
140	2,3	0,002
145	6,4	0,024
150	13,5	0,071
155	25,52	0,162
160	31,1	0,304
165	39,54	0,477
170	46,8	0,692
175	55,24	0,947
180	63,51	1,242
185	73,27	1,584
190	84,29	1,976
195	97,8	2,43
200	112,37	2,955
205	129,95	3,56
210	146,81	4,252
215	171,11	5,046
220	194,85	5,959
225	232,07	7,027
230	280,23	8,303
235	354,03	9,885
240	426,38	11,836
245	505,71	14,163
250	600,91	16,929
255	714,88	20,215
260	844,2	24,108
265	1010	28,75
270	1180	34,22

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

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

Qнб, м3/с	Zнб, м
135,5	400
136	620
138	1760
139	2500
140	3330
142	5100
144	7040
145	8150
146	9370
147	10700
148	12050
149	13500
150	14900
152	18000
154	21200
157	26800

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

Рис. 3. Кривые зависимостей расходов воды в створе ГЭС

Q, м3/с	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
Требования ВХК	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300	300
Потребление из вдхр	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Фильтрация	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10
Испарение	-	-	-	-	20	30	40	30	-	-	-	-
Льдообра-зование	-18	-20	-12	-10	+76	-	-	-	-	-	-	-16
Шлюзование	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

2.   Коэффициент мощности k_N= 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

Годы	V	VI	VII		VIII		IX		X	XI		XII	I	II	III	IV	Qср.год, м3/с
1926	561	685	813		1910		1320		726	258		38,5	31,2	13,6	11,0	88,8	538,01
1927	945	730	1010		985		1040		875	224		108,0	24,8	10,8	7,9	392,0	529,38
1928	1870	1820	1360		1670		771		1000	330		119,0	29,0	11,8	8,0	226,0	767,90
1929	1920	'1100	2440		3210		3280		1180	466		215,0	49,0	17,2	12,8	158,0	1079,00
1930	1040	1070	2820		2520		1130		880	282		64,8	14,0	3,9	2,4	72,0	824,93
1931	1910	908	709		1900		1160		835	219		78,3	12,5	6,5	4,4	76,0	651,56
1932	1850	1930	696		1750		1790		1510	390		124,0	27,0	12,6	8,7	375,0	871,94
1933	1940	2330	1920		1150		1320		273		84,5	20,4	7,6	5,5	43,5	797,04
1934	1830	1300	1380		2600		1580		882	242		83,5	24,8	10,3	8,2	80,4	835,10
1935	1170	365	865		635		785		485	182		75,6	22,5	9,2	6,5	195,0	399,65
1936	2040	1810	913		926		1240		761	268		64,0	16,1	10,3	9,0	46,8	675,35
1937	923	1450	3020		1900		1940		1130	326		177,0	74,0	31,0	19,8	200,0	932,57
1938	2340	1970	2920		2380		1495		1090	358		114,0	46,0	15,9	20,4	663,0	1117,69
1939	2080	987	1900		2720		2490		477	167		93,0	13,0	7,3	7,8	745,0	973,93
1940	934	1470	1640		1670		1820		880	246		86,6	32,0	10,6	5,9	211,0	750,51
1941	1850	1360	2060		2680		1130		498	169		105,0	45,5	18,5	18,9	174,0	842,41
1942	3200	1160	1520		680		533		480	117		51,7	16,5	4,3	7,4	134,0	658,66
1943	1630	2510	2280		1670		1420		1100	264		112,0	29,0	8,8	4,8	576,0	967,05
1944	1880	2590	3320		2620		1300		781	162		81,0	25,0	7,5	3,3	163,0	1077,73
1945	1270	538	705		987		507		417	112		42,0	14,8	10,7	6,3	121,0	394,23
Годы	V	VI	VII	VIII		IX		X			XI	XII	I	II	III	IV	Qср.год, м3/с
1946	522	2150	1410	3400		1660		853			228	86,7	14,0	4,2	4,8	195,0	877,31
1947	1860	934	1200	2860		2940		869			323	89,5	33,0	10,0	8,4	118,0	937,08
1948	801	2320	1310	2940		2680		800			284	87,5	19,2	10,4	9,4	622,0	990,29
1949	1690	2810	1570	2360		2090		903			218	107,0	31,4	13,3	9,2	194,0	999,66
1950	1520	1050	790	3410		1990		767			170	109,0	35,0	21,6	13,7	585,0	871,78
1951	1620	1490	1020	1630		2010		699			122	82,0	29,0	17,0	11,0	202,0	744,33
1952	914	835	495	3220		2370		945			187	88,0	43,0	20,0	12,0	165,0	774,50
1953	1290	2060	1740	1070		1110		524			151	62,0	20,0	8,7	8,9	253,0	691,47
1954	1540	1610	2830	4360		1900		636			131	38,0	14,0	6,1	6,1	179,0	1104,18
1955	646	1055	445	455		1450		1035			214	78,7	33,4	14,0	9,6	246,0	473,48
1956	2920	1470	2680	3160		1745		1070			209	119,0	56,0	17,7	9,6	133,0	1132,44
1957	2090	3000	1310	1880		2390		1090			119,0	23,5	7,2	3,7	322,0	1040,95
1958	1950	804	1755	2300		2300		1025			152	105,0	27,0	8,9	7,6	166,0	883,38
1959	1800	2110	1730	1530		1570		800			205	121,0	24,0	12,0	18,0	407,0	860,58

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

1.1     Выбор 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

m	р,%	Qrt, м3/с	Годы	Qni, м3/с	Годы	Qмi, м3/с	Годы
1	2,9	1132,44	1956	2448	1954	349,61	1932
2	5,7	1117,69	1938	2395	1956	329,61	1938
3	8,6	1104,18	1954	2342	1944	299,71	1929
4	11,4	1079	1929	2221	1938	299,23	1943
5	14,3	1077,73	1944	2170	1929	279,69	1937
6	17,1	1040,95	1957	2134	1957	261,79	1948
7	20,0	999,66	1949	2104	1949	260,2	1957
8	22,9	990,29	1948	2035,4	1939	246,26	1928
9	25,7	973,93	1939	2010,2	1948	243,04	1950
10	28,6	967,05	1943	1958,8	1947	234,64	1927
m	р,%	Qrt, м3/с	Годы	Qni, м3/с	Годы	Qмi, м3/с	Годы
11	31,4	937,08	1947	1902	1943	232,96	1955
12	34,3	932,57	19317	1846,6	1937	230,61	1956
13	37,1	883,38	1958	1828,4	1946	226,71	1959
14	40,0	877,3	1946	1821,8	1958	215,73	1939
15	42,9	871,94	1932	1816	1941	213,07	1958
16	45,7	871,78	1950	1752	1950	210,84	1949
17	48,6	860,58	1959	1748	1959	210,3	1940
18	51,4	842,41	1941	1738	1934	208,57	1952
19	54,3	835,1	1934	1732	1933	207,27	1947
20	57,1	824,93	1930	1716	1930	197,96	1946
21	60,0	797,04	1933	1603,2	1932	190,17	1934
22	62,9	774,5	1952	1566,8	1952	188,44	1930
23	65,7	767,9	1928	1554	1951	175,96	1931
24	68,6	750,51	1940	1506,8	1940	174,69	1944
25	71,4	744,33	1951	1498,2	1928	167,89	1936
26	74,3	691,47	1953	1454	1953	166,73	1926
27	77,1	675,35	1936	1418,6	1942	166	1951
28	80,0	658,66	1942	1385,8	1936	146,99	1941
29	82,9	651,56	1931	1317,4	1931	146,8	1953
30	85,7	538,01	1926	1057,8	1926	144,31	1954
31	88,6	529,38	1927	942	1927	139,4	1935
32	91,4	473,48	1955	810,2	1955	129,21	1933
33	94,3	399,65	1935	801,4	1945	115,84	1942
34	97,1	394,23	1945	764	1935	103,4	1945

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.

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

месяцы	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	I	II	III	IV
Qi90%, м3/с	945	730	1010	985	1040	875	224	108,0	24,8	10,8	7,9	392,0
Qiпр90%,м3/с	945	730	1010	985	1040	516	132	63,7	14,6	6,4	4,7	231,3

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

месяцы	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	I	II	III	IV
Qi50%,м3/с	1800	2110	1730	1530	1570	800	205	121	24	12	18	407
Qiпр50%, м/с	1800	2110	1730	1530,0	1570	744	190,7	112,5	22,3	11,2	16,7	378,5

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

месяцы	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	I	II	III	IV
Qiпр90%, м3/с	945	730	1010	985	1040	516	132	63,7	14,6	6,4	4,7	231,3
Qiпр50%, м3/с	1800	2110	1730	1530	1570	744	190,7	112,5	22,3	11,2	16,7	378,5

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)

Ÿ Коэффициент 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.

№	Годы	Qmax, мі/сек		К-1	(K-1)І	(K-1)і	P,%
1	1954	4360	1,73	0,73	0,54	0,394	2,9
2	1950	3410	1,36	0,36	0,13	0,045	5,7
3	1946	3400	1,35	0,35	0,12	0,043	8,6
4	1944	3320	1,32	0,32	0,10	0,033	11,4
5	1929	3280	1,30	0,30	0,09	0,028	14,3
6	1952	3220	1,28	0,28	0,08	0,022	17,1
7	1942	3200	1,27	0,27	0,07	0,020	20,0
8	1956	3160	1,26	0,26	0,07	0,017	22,9
9	1937	3020	1,20	0,20	0,04	0,008	25,7
10	1957	3000	1,19	0,19	0,04	0,007	28,6
11	1947	2940	1,17	0,17	0,03	0,005	31,4
12	1948	2940	1,17	0,17	0,03	0,005	34,3
13	1938	2920	1,16	0,16	0,03	0,004	37,1
14	1930	2820	1,12	0,12	0,01	0,002	40,0
15	1949	2810	1,12	0,12	0,01	0,002	42,9
16	1939	2720	1,08	0,08	0,01	0,001	45,7
17	1941	2680	1,07	0,07	0,00	0,000	48,6
18	1934	2600	1,03	0,03	0,00	0,000	51,4
19	1943	2510	1,00	0,00	0,00	0,000	54,3
20	1933	2330	0,93	-0,07	0,01	0,000	57,1
21	1958	2300	0,91	-0,09	0,01	-0,001	60,0
22	1959	2110	0,84	-0,16	0,03	-0,004	62,9
23	1953	2060	0,82	-0,18	0,03	-0,006	65,7
24	1936	2040	0,81	-0,19	0,04	-0,007	68,6
25	1951	2010	0,80	-0,20	0,04	-0,008	71,4
26	1932	0,77	-0,23	0,05	-0,013	74,3
27	1926	1910	0,76	-0,24	0,06	-0,014	77,1
28	1931	1910	0,76	-0,24	0,06	-0,014	80,0
29	1928	1870	0,74	-0,26	0,07	-0,017	82,9
30	1940	1820	0,72	-0,28	0,08	-0,021	85,7
31	1955	1450	0,58	-0,42	0,18	-0,076	88,6
32	1945	1270	0,50	-0,50	0,25	-0,121	91,4
33	1935	1170	0,47	-0,53	0,29	-0,153	94,3
34	1927	1040	0,41	-0,59	0,34	-0,202	97,1

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

Ÿ Среднеквадратическая ошибка коэффициента вариации C_v=0,293:

 (7)

Ÿ Среднеквадратическая ошибка коэффициента асимметрии C_s=-0,03:

 (8)

.

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

Зная величины Q_ср, C_V, C_S 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, %	0,01	0,1	1	3	5	10	20	30	40
Ф	5,028	3,945	2,743	2,116	1,797	1,329	0,801	0,442	0,161
Ms=Cv·Ф	1,472	1,155	0,803	0,620	0,526	0,389	0,235	0,129	0,047
Ks=MS+1	2,472	2,155	1,803	1,620	1,526	1,389	1,235	1,129	1,047
Q=Qср∙ Ks	6219	5422	4536	4074	3839	3495	3106	2841	2634
p, %	50	60	70	80	90	95	97	99	99,9
Ф	-0,100	-0,340	-0,590	-0,850	-1,200	-1,450	-1,620	-1,890	-2,280
Ms=Cv·Ф	-0,029	-0,100	-0,173	-0,249	-0,351	-0,425	-0,474	-0,553	-0,668
Ks=MS+1	0,971	0,900	0,827	0,751	0,649	0,575	0,526	0,447	0,332
Q=Qср∙ Ks	2442	2265	2081	1889	1632	1447	1322	1123	836

Кривые обеспеченности представлены на рис. 6.

Расходы воды заданной обеспеченности:

 

Q_0,01% = 6219мі/с,

Q_0,1% = 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 T_c=6250 ч определяем коэффициенты плотности суточного летнего  и зимнего  графиков нагрузки, а также коэффициент летнего снижения нагрузки относительно зимнего статического максимума .

Ÿ Нагрузки 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 график
Часы	Зима	Лето	Ptз, МВт	Ptл, МВт
0	0,745	0,748	6224,0	3941,3
1	0,652	0,717	5768,0	3750,9
2	0,643	0,700	5630,0	3609,2
3	0,631	0,690	5330,0	3458,0
4	0,631	0,690	5630,0	3428,3
5	0,643	0,690	5754,0	3459,1
6	0,679	0,703	6116,0	3582,9
7	0,769	0,784	7055,0	4144,0
8	0,877	0,863	8404,0	4790,8
9	0,951	0,851	9636,0	5461,6
10	0,932	1,000	9479,5	5600,0
11	0,880	0,958	9165,2	5363,7
12	0,848	0,926	8685,5	5122,3
13	0,847	0,938	8909,0	5234,3
14	0,897	0,965	9319,0	5363,7
15	0,862	0,940	9083,0	5542,3
16	0,870	0,906	8977,4	5009,8
17	0,983	0,946	9793,8	5206,3
18	1,000	0,933	10000,0	5122,3
19	0,966	0,911	9712,2	5009,8
20	0,958	0,917	9364,0	4820,5
21	0,932	0,813	9419,0	5065,8
22	0,869	0,959	8518,0	4942,0
23	1,473	0,873	6930,0	4598,7

Таблица 9 - Координаты интегральной кривой нагрузки для зимнего периода

Зима
Ptз, МВт	ΔPtз, МВт	Δt, ч	ΔЭ, МВт.ч	PSз, МВт	ЭS, МВт.ч
10000	206	1	206	206	206
9794	82	2	164	288	370
9712	76	3	228	598
9636	156	4	624	520	1222
9480	61	5	305	581	1527
9419	55	6	330	636	1857
9364	45	7	315	681	2172
9319	154	8	1232	835	3404
9165	82	9	738	917	4142
9083	106	10	1060	1023	5202
8977	68	11	748	1091	5950
8909	223	12	2676	1314	8626
8686	168	13	2184	1482	10810
8518	114	14	1596	1596	12406
8404	1349	15	20235	2945	32641
7055	125	16	2000	3070	34641
6930	706	17	12002	3776	46643
6224	108	18	1944	3884	48587
6116	348	19	6612	4232	55199
5768	14	20	280	4246	55479
5754	74	21	1554	4320	57033
5680	50	22	1100	4370	58133
5630	300	23	6900	4670	65033
5330	5330	24	127920	10000	192953

Таблица 10 - Координаты интегральной кривой нагрузки для летнего периода

Лето
Ptз, МВт	ΔPtз, МВт	Δt, ч	ΔЭ, МВт.ч	PSз, МВт	ЭS, МВт.ч
5600	58	1	58	58	58
5542,3	81	2	161	138	219
5461,6	98	3	294	236	513
5363,7	0	4	0	236	513
5363,7	129	5	647	366	1160
5234,3	28	6	168	394	1328
5206,3	84	7	588	478	1916
5122,3	0	8	0	478	1916
5122,3	57	9	509	534	2424
5065,8	56	10	560	590	2984
5009,8	0	11	0	590	2984
5009,8	68	12	814	658	3798
4942	122	13	1580	780	5377
4820,5	30	14	416	809	5793
4790,8	192	15	2882	1001	8675
4598,7	455	16	7275	1456	15950
4144	203	17	3446	1659	19396
3941,3	190	18	3427	1849	22823
3750,9	142	19	2692	1991	25515
3609,2	26	20	526	2017	26041
3582,9	124	21	2600	2141	28641
3459,1	1	22	24	2142	28665
3458	30	23	683	2172	29348
3428,3	3428	24	82279	5600	111628

2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы

Ÿ Максимальная 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)

 

 

Ÿ Среднемесячные 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

Месяц	bт	Pmax, МВт	Pср, МВт
1	0,810	9925	5308
2	0,814	9356	5003
3	0,818	8369	4476
4	0,822	7231	3867
5	0,826	6244	3339
6	0,830	5675	3035
7	0,830	5675	3035
8	0,826	6244	3339
9	0,822	7231	3867
10	0,818	8369	4476
11	0,814	9356	5003
12	0,810	9925

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

	ЗИМА						ЛЕТО
Месяц	XI	XII	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X
, МВт935699259925935683697231624456755675624472318369
Nрез.нагр, МВт	140	149	149	140	126	108	94	85	85	94	108	126
Nуст , МВт	2600						1400
Nраб.сущ , МВт	2460	2451	2451	2460	2474	2492	1400	1400	1400	1400	1400	1400

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 k_N - коэффициент мощности, k_N = 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

Показатель		Зима							Лето													Зима
		I	II		III		IV		V			VI		VII		VIII		IX		X		XI		XII
Qi90%, м3/с		14,6	6,4		4,7		231,3		945			730		1010		985		1040		516		132		63,7
Qиз вдхр, м3/с		0	0		0		0		0			0		0		0		0		0		0		0
Qф, м3/с		10	10		10		10		10			10		10		10		10		10		10		10
Qисп, м3/с		0	0		0		0		20			30		40		30		0		0		0		0
Qльд, м3/с		-18	-20		-12		-10		76			0		0		0		0		0		0		-16
Qшлюз, м3/с		0	0		0		0		0			0		0		0		0		0		0		0
Qпотерь, м3/с		28	30		22		20		-46			40		50		40		10		10		10		26
Показатель		Зима							Лето													Зима
		I		II		III		IV	V		VI		VII		VIII		IX		X			XI	XII
Qшлюз, м3/с		0		0		0		0	0		0		0		0		0		0			0	0
Qпотерь, м3/с		28		30		22		20	-46		40		50		40		10		10			10	26
Qi90% , м3/с с учетом потерь		0,0		0,0		0,0		211,3	991		690,0		960,0		945,0		1030		506,3			122,2	37,7
zНБ, м		133,5		133,5		133,5		134,8	136		135,5		136		136		136,4		135,2			134,5	133,8
zВБ, м		256		256		256		256	256		256		256		256		256		256			256	256
Hбыт, м		121,5		121,5		121,5		120,2	119		119,5		119		119		118,6		119,8			120,5	121,2
Nбыт, МВт		0,0		0,0		0,0		223,5	1038		725,6		1005		989,6		1075		533,7			129,5	40,2
ВХК
Qвхк, м3/с	300			300		300		300		500	500		500		500		300		300		300		300
Zнб, м	135,3			135,3		135,3		135,3		135,8	135,8		135,8		135,8		135,3		135,3		135,3		135,3
Нвхк, м	119,7			119,7		119,7		119,7		119,2	119,2		119,2		119,2		119,8		119,8		119,7		119,7
Nвхк, МВт	316			316		316		316		524	524		524		524		316		316		316		316

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.

t, мес	Qпр.90%, м3/с	Qвдхр., м3/с	ΔQисп, м3/с	ΔQфильтр., м3/с	ΔQлд, м3/с	Qхх, м3/с	QГЭС, м3/с	Qнб, м3/с	Vвб.н. км3
11	132	276	40	10	0	0	358	368,2	21,00
12	64	657	30	10	-16	0	665	674,7	20,28
1	15	695	0	10	-18	0	682	691,6	18,52
2	6	404	0	10	-20	0	380	390,4	16,66
3	5	343	0	10	-12	0	326	335,7	15,69
4	231	117	0	10	-10	0	328	338,3	14,77
5	945	-469	0	10	76	0	542	552,0	14,46
6	730	-186	0	10	0	0	534	544,0	15,72
7	1010	-473	0	10	0	0	527	537,0	16,20
8	985	-457	0	10	0	0	518	528,0	17,47
9	1040	-706	20	10	0	0	304	314,0	18,69
10	516	-177	30	10	0	0	299	309,3	20,52
11	0,72	20,28	256,00	255,09	255,5	135,64	1,0	118,9	375
12	1,76	18,52	255,09	252,43	253,8	136,39	1,0	116,4	681
1	1,86	16,66	252,43	249,52	251,0	136,43	1,0	113,5	681
2	0,98	15,69	249,52	247,75	248,6	135,70	1,0	111,9	375
3	0,92	14,77	247,75	246,09	246,9	135,54	1,0	110,4	316
4	0,30	14,46	246,09	245,54	245,8	135,55	1,0	109,3	316
5	-1,26	15,72	245,54	247,82	246,7	135,85	1,0	109,8	524
6	-0,48	16,20	247,82	248,69	248,3	135,83	1,0	111,4	524
7	-1,27	17,47	248,69	250,82	249,8	135,81	1,0	112,9	524
8	-1,22	18,69	250,82	252,68	251,8	135,79	1,0	115,0	524
9	-1,83	20,52	252,68	255,40	254,0	135,07	1,0	118,0	316
10	-0,47	21,00	256,00	256,00	256,0	135,05	1,0	120,0	316

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

Определим емкость Бурейского вохранилища:

,                                          (19)

где V_ПОЛ = V_НПУ - V_УМО = 21,00 - 14,46 = 5,54 км³,

УМО = 245,54 м,

НПУ = 256 м,

W₀ - среднемноголетний объем стока, который определяется как

W₀ = W_n/n,                                          (20)

где W_n - 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 N_раб.

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

месяц	Nгэс.пр.,МВт	t, час	Э, МВт·ч
1	705	720	289742
2	402	744	524351
3	402	744	524368
4	402	672	270359
5	1050	744	298805
6	1050	720	289374
7	1050	744	781157
8	1050	720	756030
9	1050	744	781031
10	704	744	780996
11	402	720	755716
12	705	744	523637
		∑Э	6,58 млн МВт·ч

Среднемноголетняя выработка электроэнергии:

 

Э _ГОД =Σ N_пр.∙ 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)

Так как на проектируемой станции мы резерв не устанавливаем, поэтому установленная мощность проектируемой ГЭС равна:

 

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)

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

Параметр		Турбина РО 140-В
Максимальный напор гидротурбин	Нпред	140
Диапазон регулирования		0,6
Оптимальная приведенная частота вращения		71
Оптимальный приведенный расход		0,76
Оптимальный КПД модели		0,927
Приведенный максимальный расход		850-940
Коэффициент кавитации		0,104-0,125
Приведенный диаметр рабочего колеса		0,515
Напор модельной турбины		4
Температура		4

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 t_н и t_м (,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, м	6,3	6,0	5,60	5,3	5,0	4,75	4,5	4,25	4,00
ηт	0,959	0,958	0,958	0,958	0,958	0,957	0,957	0,957	0,956
Δηт	0,032	0,031	0,031	0,031	0,031	0,030	0,030	0,030	0,029
Na',МВт	431,4	391,2	340,6	305,0	271,4	244,9	219,7	195,9	173,5
Za'	2,4	2,7	3,1	3,4	3,9	4,3	4,8	5,4	6,1
Za	3,0	3,0	4,0	4,0	4,0	6,0	6,0	6,0	8,0
Na,МВт	350,0	350,0	262,5	262,5	262,5	175,0	175,0	175,0	131,3
Δр	1,034	1,034	1,034	1,033	1,033	1,033	1,032	1,032	1,032
nc', об/мин	122,74	128,86	138,05	145,84	154,57	162,68	171,69	181,77	193,10
nc, об/мин	140,80	141,80	142,80	150,00	166,70	166,70	187,50	187,50	188,50
n'Imax, мин-1	79,83	76,57	71,99	71,57	75,05	71,31	75,99	71,78	67,93
n'Imin,мин-1	77,90	78,90	75,69	75,26	78,91	74,98	79,90	75,48	71,43
n'Ip, мин-1	81,45	78,13	73,45	73,03	76,57	72,75	77,54	73,24	69,31
Q'I·ηт (при Hрасч.)	0,762	0,840	0,724	0,808	0,908	0,670	0,747	0,837	0,709
Q'I·ηт (при Hmax)	0,718	0,791	0,681	0,761	0,855	0,631	0,703	0,789	0,668

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·η_т.опт = 0,780 c n'_Iопт = 73 мин^-1).

На главной универсальной характеристике проводим линии n`<sub>max</sub>, n`_p, n`<sub>min</sub>. 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 Н_max, аналогичным образом, подставив в уравнение (31) вместо Н_р максимальный напор. Расчеты представлены в таблице 20.

Таблица 20

Параметры	РО 140-В-530	РО 140-В-425
	0,808	0,837
	Лежит левее точки оптимума	0,916
		91,4
	0,761	0,789
	-	0,855
		92,3

Линии ограничения по турбинам каждого вида, примерно соответствует открытию направляющего аппарата a_op1=50 мм (рисунок 18).

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 Н_р.

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 турбины	D1, м	Za, шт	nc, об/мин	Na, МВт	Hs1, м	Hs2, м	Hs3, м
РО 140/8106 - В - 51,56	4,25	6	187,5	175	- 4,07	-5,66	-5,52

Из всех полученных расчетных значений H_s выбираем такое значение, которое обеспечивает бескавитационную работу во всех рассмотренных режимах работы, то есть наименьшее H_s1 = - 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 величины	Обозначение	Единицы измерения	Значение
Номинальная полная мощность	Sном	МВА	285
Номинальная активная мощность	Рном	МВт	256,5
Коэффициент мощности	cosφ	о.е.	0,9
Номинальное напряжение	Uном	кВ	15,75
Номинальная частота вращения	nном	об/мин	187,5
Сопротивление обмотки статора	Xd	о.е.	0,17
Переходное сопротивление	X’d	о.е.	0,32
Сверхпереходное сопротивление	X”d	о.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.

. 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.