Проектирование Усть–Нерской ГЭС на реке Индигирка

Баланс энергии Якутской энергосистемы. Общие компоновочные решения по гидроузлу. Монтаж гидрогенератора (ротора, статора). Методы предварительного контроля. Гидравлический расчёт водосливной плотины. Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 14.03.2016
Размер файла 3,1 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Сокращённый паспорт Усть-Нерской ГЭС

Наименование ГЭС

Усть-Нерской ГЭС на реке Индигирка,

Местонахождение ГЭС

Республика Саха, Оймяконский район,

Тип проектируемой установки

ГЭС.

Характерные расходы воды:

а) среднемноголетний

,

б) всех турбин

,

в) максимальный с учетом трансформации паводка обеспеченность

,

г) минимальный

.

Параметры водохранилища:

а) характер регулирования стока

годичный,

б) отметки

НПУ УМО ,

в) объём водохранилища

полный , полезный, .

Напор ГЭС:

а) максимальный

,

б) расчётный

в) минимальный

Энергетические характеристики:

а) мощность установленная

,

б) среднемноголетняя выработка энергии

.

Плотина:

а) правобережная грунтовая с диафрагмой из асфальтобетона

крупнозернистый песок,

б) левобережная грунтовая с диафрагмой из асфальтобетона

крупнозернистый песок,

в) русловая

гравитационная,

г) материал

бетон,

д) общая длина

,

е) максимальная высота

.

Водосбросные сооружения:

а) тип

поверхностный водослив

б) число и размер пролётов

пролёта, ,

в) общая длина

,

г) отметка гребня водослива

.

Здание ГЭС:

а) тип здания

приплотинный,

б) число агрегатов

,

в) грунт в основании

гравий,

г) тип спиральной камеры

металлическая сечение-круги,

д) тип отсасывающей трубы

изогнутая,

е) расстояние между осями агрегатов

,

ж) общая длина

,

з) ширина

.

Основное оборудование:

а) тип турбины

,

б) диаметр

,

в) тип генератора

,

г) мощность генератора

,

д) частота вращения

,

е) тип трансформаторов

,

ж) число трансформаторов

.

Технико-экономические показатели:

а) сметная стоимость ГУ

б) срок строительства

в) себестоимость энергии

г) показатели эффективности

ЧДД =

ВНД =

ИД =

Срок окупаемости =

Введение

Энергетический кризис, связанный с сокращением запасов органического топлива, и стремительно возрастающие проблемы экологии определяют всё больший интерес во всём мире к использованию природных возобновляемых энергоресурсов. Среди них весьма существенное место по запасам и масштабам использования занимает энергия потоков воды. Стабильность потока воды и широкие возможности по регулированию его энергии позволяет использовать более простые и дешёвые системы генерирования и стабилизации параметров производимой электроэнергии.

Следует отметить, что гидроэлектростанции могут устанавливаться практически на любых водотоках, соответственно изменяется мощность агрегатов. Особое свойство гидротехнических сооружений заключается в том, что их разрушение высвобождает на волю разрушительную стихию, 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.

Целью проекта является проектирование Усть - Нерской ГЭС на реке Индигирка её сооружений и электрической части, выбор основного гидросилового и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда и окружающей среды и технико - экономическое обоснование эффективности проекта.

1. Общая часть

баланс энергосистема гидрогенератор релейный

Индигирка - река в Якутии. За начало Индигирки принимается место слияния двух речек - Туора - Юрях и Тарын - Юрях, которые берут начало на северных склонах Халканского хребта; Впадает в Восточно - Сибирское море. Суммарная протяжённость Индигирки и Туора - Юрях составляет . Площадь бассейна - .

1.1 Природные условия

1.1.1 Климат

Климат резко континентальный, отличается продолжительным зимним и коротким летним периодами. Минимальная температура зафиксированная в январе . Максимальная температура зафиксированная в июле (рисунок 1.1). Годовая амплитуда средних температур самого холодного месяца - января и самого тёплого - июля составляет . По абсолютной величине минимальной температуры были зафиксированы снижения температуры до , на протяжении от 6 до 9 месяцев.

Рисунок 1.1 - Среднемесячные температуры в районе расположения створа

1.1.2 Гидрологические данные

Протяжённость реки , площадь бассейна . В питании Индигирки участвуют дождевые и талые (снеговые, ледниковые и наледные) воды. Замерзает в октябре, вскрывается в конце мая - начале июня. Водная система Индигирка Лена Северный Ледовитый океан.

Ряд гидрологических наблюдений за рекой Индигирка за период представлен в приложении А, таблица А.1.

Среднемноголетний сток:

(1.1)

где - среднемноголетний расход из приложения А, таблица А.1;

- число секунд в году.

Координаты кривой связи верхнего и нижнего бьефа представлены в таблице 1.1, на рисунке 1.2 и 1.3.

Таблица 1.1 - Координаты кривых связи верхнего и нижнего бьефа

Верхнего бьефа

Нижнего бьефа

Зимняя

Летняя

564,50

0,00

564,50

10

564,50

12

595,88

0,49

569,88

264

569,88

303

614,60

0,97

573,02

517

573,02

594

628,03

1,46

575,25

770

575,25

885

638,55

1,95

576,98

1023

576,98

1176

647,21

2,43

578,39

1276

578,39

1467

654,57

2,92

579,59

1529

579,59

1758

660,98

3,40

580,63

1783

580,63

2049

666,65

3,89

581,54

2036

581,54

2340

671,75

4,38

582,36

2289

582,36

2631

676,38

4,86

583,09

2542

583,09

2922

680,62

5,35

583,77

2795

583,77

3213

684,53

5,84

584,39

3048

584,39

3504

688,16

6,32

584,96

3302

584,96

3795

691,55

6,81

585,50

3554

585,50

4085

Рисунок 1.2 - Кривые связи расходов и уровней нижнего бьефа

Рисунок 1.3 - Кривая связи объёмов и уровней верхнего бьефа

1.1.3 Инженерно - геологические условия

По построению долины и русла Индигирка делится на два участка: верхний горный и нижний равнинный . После слияния рек Туора - Юрях и Тарын - Юрях Индигирка течёт на северо - запад по наиболее заниженной части Оймяконского нагорья. Ширина долины здесь от до , русло графитное, много гранита. При пересечении Чемалгинского хребта Индигирка течёт в глубоком ущелье, образуя пороги.

Непосредственно в створе проектируемого гидроузла долина сужается и образуется сравнительно узкий створ, благоприятный для возведения гидроузла.

1.1.4 Сейсмические условия

Согласно СНиП II-7-81* и в соответствии с картой сейсмического районирования территории Российской Федерации (ОСР-97-С) расчётная сейсмическая интенсивность района расположения Усть - Нерской ГЭС с начала характеризуется как умеренная 6 баллов. Фоновая сейсмичность для данной местности равна 6 баллам шкалы MSK - 64.

1.2 Экономическая характеристика района

Машиностроение и металлообработка: океанские и речные суда (АО «Амурский судостроительный завод»), самолёты, металлорежущие станки, литейные машины и др.

Чёрная металлургия: прокат чёрных металлов, сталь (АО «Амурметалл»).

Лесная, деревообрабатывающая и целюлозно - бумажная промышленность: деловая древесина, фанера ДСП.

Горнодобывающая промышленность: уголь, руда цветных металлов, оловянный и медный концентраты (АО «Солнечный горно - обогатительный комбинат»).

Химическая: заводы - сернокислотный, кислородный, шиноремонтный, синтетических моющих средств, химико - фармацевтический, гидролизный и биохимический.

Полезные ископаемые: Месторождения золота, олова, алюминия, железа, каменного и бурого угля, графита.

Доход населения:

С 1 января 2013 года минимальная заработная плата составляет 8000 рублей.

2. Водно-энергетические расчёты

2.1 Регулирование стока воды

2.1.1 Исходные данные

- кривые связи расходов и уровней нижнего бьефа и объёмов водохранилища и уровней верхнего бьефа (таблица 1.1, рисунок 1.2 и 1.3);

- энергосистема - Якутск;

- коэффициент мощности;

(2.1)

- потери напора в водоподводящих сооружениях

(2.2)

- НПУ Усть-Нерской ГЭС

(2.3)

- ряд гидрологических наблюдений за рекой Индигирка за период 1970 2012 гг. (таблица 1.1);

- требования участников ВХК и потери воды представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Требования участников ВХК и потери воды с водохранилища

Месяц

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Требования ВХК

63

63

63

63

172

172

172

172

172

172

63

63

Потребление

1

1

1

1

2

2

2

2

2

14

1

1

Фильтрация

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

Испарение

0

0

0

0

6

6

6

6

6

6

0

0

Ледообразование

-3

-2

0

7

18

11

0

0

0

-2

-8

-17

- суточные и годовые графики нагрузок

2.1.2 Определение максимальных расчётных расходов

Максимальные расходы (приложение А, таблица А.1) располагаем в порядке убывания. Для заполнения таблицы Б.1 приложения Б определяем следующий коэффициент:

(2.4)

где - n-ый член ряда максимальных годовых расходов;

- средний многолетний максимальный расход (таблица 2.2).

Коэффициент вариации ряда максимальных расходов:

(2.5)

где - число членов ряда максимальных расходов.

Среднеквадратическая ошибка вычисления коэффициента вариации ряда максимальных расходов:

(2.6)

где - число членов ряда максимальных расходов.

Коэффициент асимметрии ряда максимальных расходов:

(2.7)

Среднеквадратическая ошибка вычисления коэффициента асимметрии ряда максимальных расходов:

(2.8)

Среднеквадратическая ошибка вычисления коэффициента вариации ряда максимальных расходов, полученная по формуле (1.6) слишком большая. Принимаем коэффициент асимметрии ряда максимальных расходов равным:

(2.9)

По назначаем класс гидротехнического сооружения. Бетонная плотина Усть-Нерской ГЭС - сооружение I-ого класса (по объёму водохранилища). Исходя из намеченного класса сооружения, определяем обеспеченности поверочного, основного и строительного максимальных расходов по (таблица 1.4).

Определяем Ф по таблице Рыбкина.

Заполняем таблицу 2.3, используя формулы:

(2.10)

(2.11)

(2.12)

Результаты расчётов представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Результаты максимальных расходов

Ф

0,01

4,79

1,14

2,14

5080

поверочный

0,1

3,81

0,91

1,90

4526

основной

0,2

3,32

0,89

1,89

4476

строительный

2.1.3 Кривые обеспеченности расходов

В следствии с методикой выбора расчётных гидрографов целесообразно разделить год на два основных периода: многоводный и маловодный. В первом приближении можно считать, что к периоду половодья относятся месяцы, в которые расходы больше или равны среднегодовому расходу.

Определив границы сезонов, необходимо для всех лет ряда вычислить средние расходы за год, маловодный сезон и период половодья. Ранжируем каждую последовательность в порядке убывания. По полученным результатам строятся эмпирические кривые обеспеченности по формуле:

(2.13)

где - обеспеченность;

- порядковый номер члена ряда расходов, ранжированного в убывающем порядке;

- общее число членов ряда.

Расчётные значения обеспеченности для выбора маловодного года принимаем равным , средневодного - .

Эмпирические кривые обеспеченности для средних расходов за год, половодье и межень представлены на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Эмпирические кривые обеспеченности для средних расходов за год, половодье и межень

2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года

Коэффициенты приведения по межени и половодью для расчётного маловодного года:

(2.14)

(2.15)

(2.16)

(2.17)

В качестве расчётного маловодного года принимаем 2009 г.

Коэффициенты приведения по межени и половодью для расчётного средневодного года:

(2.18)

(2.19)

(2.20)

(2.21)

В качестве расчётного средневодного года принимаем 1999г.

Так как на кривых при заданной обеспеченности оказались разные годы, значит необходимо выполнить приведение расчетного года к заданной обеспеченности. Результаты приведения и корректировки представлены в таблице 2.3. Расчётные гидрографы представлены на рисунке 2.2.

Таблица 2.3 - Расчётные гидрографы маловодного и средневодного года Расходы в кубических метрах в секунду

Маловодный (90%)

Средневодный (50%)

Месяц

Исходный

Приведённый

Исходный

Приведённый

Корректированный

1

27

26

36

33

27

2

22

21

31

28

22

3

22

21

34

31

23

4

48

47

43

39

47

5

49

48

52

47

47

6

1663

1663

2402

2371

2371

7

441

441

384

379

379

8

518

518

865

854

854

9

155

151

119

107

107

10

85

83

121

109

109

11

50

49

53

48

48

12

24

23

47

42

42

Рисунок 2.2 - Расчётные гидрографы маловодного и средневодного года

По виду графика рисунок 2.2 определяем, что гидрограф относится к восточносибирскому типу, так как место нахождения бассейна реки Индигирка - восточная Сибирь.

2.1.5 Определение типа регулирования

Для вычисления полезного объёма водохранилища необходимо задаться приблизительной отметкой УМО водохранилища. Для этого принимается, что УСО соответствует снижению уровня ВБ на 35%. Если отметка НПУ 680 м, а отметка сухого дна 564,5 м, тогда:

(2.22)

Объёмы, соответствующие отметкам НПУ и УМО, находятся по кривой связи объёмов и уровней верхнего бьефа (рисунок 1.2).

(2.23)

(2.24)

Полезный объём водохранилища:

(2.25)

Для расчёта необходимо знать тип регулирования водохранилища, для этого рассчитывается коэффициент зарегулированности стока по формуле:

(2.26)

где - полезный объём водохранилища, формула (2.25);

- среднемноголетний сток в заданном створе, по формуле (1.1).

Принимаем годовой тип регулирования.

2.2 Выбор установленной мощности на основе водноэнергетических расчётов

2.2.1 Перераспределение стока маловодного года

Имея расчётный гидрограф маловодного года, требования, водохозяйственного комплекса и потери воды из водохранилища, требуется определить среднемесячные мощности Усть-Нерской ГЭС.

Полезный бытовой расход определяем, как разность среднемесячного расходы маловодного года и потерь воды из водохранилища:

(2.27)

где - порядковый номер месяца;

- среднемесячный расход маловодного года (таблица 2.3);

- потери напора из водохранилища: потребление, испарение, фильтрация, льдообразование (таблица 2.1).

Напор на турбину определяется с учётом потерь, как разность отметки верхнего бьефа, которую принимаем равной НПУ гидроузла и отметки нижнего бьефа, определяемая по кривой связи.

Мощность, вырабатываемая станцией:

(2.28)

где - коэффициент мощности, формула (1.1);

- расчётный расход (полезный бытовой расход по формуле (2.27) или расход ВХК);

- напор, соответствующий расчётному расходу.

За месяц сработки принимаем первый месяц после половодья в котором полезный бытовой расход становится меньше требований водохозяйственного комплекса (сентябрь). Под регулирование попали 2 месяца. Все остальные месяцы работаем с мощностью равной мощности ВХК. Намеченные среднемесячные мощности работы станции представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Намеченные среднемесячные мощности работы станции в условиях маловодного года Мощность в мегаваттах

Месяц

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

742

62

62

62

165

165

165

165

165

165

62

742

Сразу оговорим, что в результате водноэнергетического расчёта мощности месяцев, попавших под регулирования, получается несколько меньше. Это объясняется тем, что в данном расчёте делается допущение о постоянстве и равенству уровня верхнего бьефа нормальному подпорному уровню.

2.2.2 Водноэнергетические расчёте по условию маловодного года

Основной задачей водноэнергетического расчёта (далее - ВЭР) является по известным расчётным гидрографам маловодного и средневодного года, требованиям водохозяйственного комплекса, годовому графику среднемесячных мощностей определить: гарантированные мощности для каждого месяца, минимальный уровень сработки водохранилища (т.е. уровня мертвого объёма (далее - УМО)), среднемноголетнюю выработку. Так же на основе ВЭР производится определение вытесняющей рабочей мощности и. как следствие, установленной мощности проектируемой станции.

Расчёт начинаем с момента, когда водохранилище наполнено и, следовательно, уровень воды в нем равен и .

Расход через турбины ГЭС определяем по формуле:

(2.29)

где - по формуле (2.27);

- расход воды из водохранилища.

Величиной варьируем для достижения нужной мощности. Причём если вода берутся из водохранилища - имеет знак «минус».

Расход воды в НБ определяется суммой расхода воды через ГЭС и потерь воды из водохранилища на фильтрацию:

(2.30)

Расход в нижний бьеф не может быть меньше расхода, заданного ВХК.

Для определения изменения объёма водохранилища воспользуемся формулой:

(2.31)

где - число секунд в месяце равное 259200 с.

Отметка уровня воды в ВБ на конце месяца определяется исходя из известного объёма воды в водохранилище по кривой связи (рисунок 1.2).

Принимаем следующее допущение - расход в течении месяца постоянен и при переходе от месяца к месяцу изменяется мгновенно, следовательно, отметка НБ в течении месяца постоянна и так же изменяется мгновенно при переходе от месяца к месяцу. Отметка уровня воды в НБ определяется по кривым связи в НБ (таблица 2.1), исходя из известного расхода в НБ.

Напор на турбине рассчитываем по формуле:

(2.32)

где - среднее значение отметки ВБ;

- отметка НБ, соответствующая расходу в НБ;

- потери напора (из исходных данных).

Мощность станции определяем по формуле (2.28),

где - принимаем равным расходу воды через турбины ГЭС, найденному по формуле (2.22);

- напор на турбине, найденный по формуле (2.32).

Результаты сработки - наполнения водохранилища по условию маловодного года приведены в приложении Б, таблица Б.4.

Результатом сработки наполнения являются:

- гарантированная мощность

(2.33)

- уровень мёртвого объёма

(2.34)

- полезный объём водохранилища

(2.35)

- расчётный напор

(2.36)

- график сработки - наполнения водохранилища (рисунок 2.3).

Коэффициент зарегулированности стоки:

(2.37)

Рисунок 2.3 - График сработки - наполнения водохранилища

2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС

Усть-Нерской ГЭС будет использована для покрытия пиков нагрузки Якутской энергосистемы.

Так как требуется обеспечить санитарный попуск в нижний бьеф, станция будет работать в двух режимах: один агрегат - 24 часа в сутки и на покрытие пиков нагрузки энергосистемы.

Принимаем санитарный расход:

(2.38)

Рабочая мощность определяется построением прямоугольного треугольника на ИКН зимы, катетами которого являются: катет параллельной оси энергии - гарантированная мощность в пересчёте на энергию (за вычетом энергии, вырабатываемой при пропуске санитарного расхода), катет параллельной оси мощностей - рабочая мощность, с которой необходимо работать, заданное количество часов, чтобы получить заданную выработку электроэнергии. Такой же треугольник строится и для выработки по санитарному расходу. Рабочие мощности суммируются (приложение Г, рисунок Г1, Г2).

(2.39)

На Усть - Нерской ГЭС предусматриваем нагрузочный резерв , тогда установленная мощность проектируемой станции:

(2.40)

2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года

Производится по тем формулам, что и ВЭР по условию маловодного года. Приток в водохранилище соответствует гидрографу расчётного средневодного года (таблица 2.3)

Сработка водохранилища производится по следующим сценариям:

? способ 1: работа ГЭС с мощностями, равными мощностям, принятым в маловодном году (приложение Б, таблица Б.5);

? способ 2: работа ГЭС по режиму уровня в расчетном маловодном году (приложение Б, таблица Б.6);

? способ 3: работа ГЭС по следующей схеме: а) среднеинтервальная мощность в первом месяце сработки водохранилища считается равной мощности ГЭС маловодного года; за счет большего, чем в маловодных условиях, притока воды, в конце этого месяца уровень воды в водохранилище будет выше, чем в маловодном году, и в водохранилище появится дополнительный запас воды; б) во втором месяце сработки среднемесячная мощность ГЭС принимается равной сумме мощности ГЭС в маловодном году (в этом же месяце) и мощности, которая может быть получена за счет, сработки запасенного в предыдущем месяце дополнительного (по сравнению с маловодным годом) объема воды; в) порядок расчета среднемесячной мощности в третьем месяце сработки аналогичен предыдущему; для последнего месяца сработки водохранилища принимается общее для всех вариантов условие достижения отметки УМО (приложение Б, таблица Б.7).

Наполнение водохранилища производится по следующим сценариям:

? способ 1: по уровням наполнения в маловодном году (приложение Б, таблица Б.8);

? способ 2: по мощностям в период наполнения в маловодном году (приложение Б, таблица Б.9).

Из всех способов выбираем варианты с наибольшей выработкой (таблица 2.5). Принимаем: сработку по способу 1, наполнение по способу 2.

Таблица 2.5 - Выработка электроэнергии по способам сработки - наполнения в средневодном году Выработка в млрд. кВт•ч

Сработка

Наполнение

Способ 1

Способ 2

Способ 3

Способ 1

Способ 2

1,153

1,452

1,271

0,903

0,990

Среднемноголетняя выработка - .

2.3 Баланс мощности энергии

2.3.1 Баланс энергии Якутской энергосистемы

Зная среднемесячные мощности Усть-Нерской ГЭС, мощности генерации и потребления энергосистемы, строим баланс энергий Якутского РДУ.

2.3.2 Баланс мощности Якутской энергосистемы

Ремонт оборудования ГЭС осуществляется в те месяцы, когда оно не полностью используется в энергосистеме. При этом продолжительность ремонта агрегатов ГЭС принимается равной 15 дням, а частота приведения - раз в 4 года.

Ремонтная площадь проектируемой ГЭС:

(2.41)

где - установленная мощность Усть-Нерской ГЭС, формула (2.39).

На тепловых станциях Якутской энергосистемы предусмотрен нагрузочный резерв и аварийный резерв - .

Капитальный ремонт оборудования ТЭС можно планировать, исходя из расчёта останова каждого агрегата в ремонт в среднем 1 раз в 2 года.

(2.42)

Баланс мощностей Якутской энергосистемы в маловодном году приведём в таблице 2.6 и чертеже 2.

Таблица 2.6 - Баланс мощности Якутской энергосистемы в маловодном году Мощность в мегаваттах

М-ц

Нагрузка системы

Существующая ГЭС

Проектируемая ГЭС

КЭС

1

11883

755

178

3502

245

53

0

1100

0

17

0

7281

510

109

0

2

10998

697

165

3447

241

52

0

1038

0

16

0

6513

456

98

0

3

9465

594

142

3392

237

51

0

977

0

15

0

5097

357

76

0

4

7695

475

115

3336

234

50

0

915

0

14

0

3443

241

52

0

5

6162

372

92

3281

230

49

0

854

0

13

0

2027

142

30

681

6

5277

314

79

3226

226

48

0

792

0

12

0

1259

88

19

800

7

5277

314

79

3226

226

48

275

792

0

12

0

1259

88

19

800

8

6162

372

92

3281

230

49

200

854

0

13

0

2027

142

30

681

9

7695

475

115

3336

234

50

0

915

0

14

139

3443

241

52

0

10

9465

594

142

3392

237

51

0

977

0

15

0

5097

357

76

0

11

10998

697

165

3447

241

52

0

1038

0

16

0

6513

456

98

0

12

11883

755

178

3502

245

53

0

1100

0

17

0

7281

510

109

0

3. Основное и вспомогательное оборудование

3.1 Выбор числа и типа агрегатов

3.1.1 Построение режимного поля

Режимное поле - область допустимых режимов работы, проектируемой ГЭС. Верхней границей режимного поля является напорная характеристика при работе ГЭС с водохранилищем, наполненным до отметки НПУ, нижнем - при работе ГЭС с водохранилищем, сработанным до отметки УМО. Построение этих характеристик выполняется по следующему уравнению (таблица 3.1):

(3.1)

где - отметка уровня воды в верхнем бьефе, для верхней границы;

, для линии расчётного напора , для нижней границы ;

- отметка уровня воды в НБ в зависимости от расхода в НБ;

- потери напора в водоподводящих сооружения.

Ограничением слева на режимном поле является минимальный расход воды, определяемый заданным ограничением по условиям санитарного попуска:

(3.2)

Уравнение линии ограничения по расчётной установленной мощности имеет следующий вид:

(3.3)

где - установленная мощность Усть-Нерская ГЭС;

- коэффициент мощности;

- напор на ГЭС выбирается произвольно.

Уравнение линии ограничения по пропускной способности ГЭС:

(3.4)

где - максимальный расход через ГЭС. Определяется в точке пересечения линии ограничения по расчётной установленной мощности с линией расчётного напора;

- расчётный по мощности напор. Определяется в точке пересечения линии ограничения по расчётной установленной мощности с линией расчётного напора.

Результаты расчёты режимного поля представлены в таблице 3.1 и на рисунке 3.1.

Таблица 3.1 - Результаты расчёта режимного поля проектируемой станции

Кривая связи

Напорные характеристики

Линия ограничения по расчётной установленной мощности

Линия ограничения по пропускной способности ГЭС

0

564,50

564,50

113,5

84,41

103,74

103

1350

88,49

1572

200

569,88

569,88

108,12

79,03

98,36

100

1391

85

1541

400

573,02

573,02

104,98

75,89

95,22

95

1464

80

1495

600

575,25

575,25

102,75

73,66

92,99

88,49

1572

75

1447

800

576,98

576,98

101,02

71,93

91,26

70,5

1403

1000

578,39

578,39

99,61

70,52

89,85

67

1368

1200

579,59

579,59

98,41

69,32

88,65

1400

580,63

580,63

97,37

68,28

87,61

1600

581,54

581,54

96,46

67,37

86,7

1800

582,36

582,36

95,64

66,55

85,88

2000

583,09

583,09

94,91

65,82

85,15

2200

583,77

583,77

94,23

65,14

84,47

2400

584,39

584,39

93,61

64,52

83,85

Рисунок 3.1 - Режимное поле Усть - Нерская ГЭС

Из построенного режимного поля определяем:

- максимальный напор. Определяется в точке пересечения напорной характеристики по НПУ и линии ограничения по минимальному расходу:

(3.5)

- максимальный расход. Определяется в точке пересечения линии ограничения по расчётной установленной мощности с линией расчётного напора:

(3.6)

- расчётный напор. Определяется в точке пересечения линии ограничения по расчётной установленной мощности с линией расчётного напора

(3.7)

- минимальный напор. Определяется в точке пересечения напорной характеристики при УМО и линии ограничения по пропускной способности ГЭС:

(3.8)

3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам

Гидротурбины выбираем, исходя из величины максимального напора на станции и отношения минимального напора у предельному напору турбины. При этом если это отношение выбранной турбины больше, значит, данный тип турбины не подходит.

В таблице 3.2 представлены характеристики модельных гидротурбин, подходящих по вышеперечисленным условиям.

Таблица 3.2 - параметры выбранных типов модельных гидротурбин

Параметр

РО115 - В

Предельный напор , м

115

115

0,5

0,6

Приведённая частота вращения оптиума

83

74,5

Приведённый расход оптиума

830

900

КПД оптиума , о.е.

0,916

0,927

Приведённый расход максимальный

950 - 1100

960 - 1080

Коэффициент кавитации при приведённом расходе максимальном

0,23 - 0,30

0,12 - 0,15

Диаметр , м

0,460

0,515

Напор , м

4

4

Температура воды при испытаниях

10

2

Приведённый расход воды в расчётной точке

1,08

1,08

Кинематический коэффициент вязкости,

1,3

1,678

Из условия, что доставка оборудования на ГЭС будет производиться железнодорожным транспортом, диаметр рассчитываемых типов гидротурбин следует брать менее 6, 3 (м) (таблица 5.3, 5.4).

Коэффициент полезного действия натурной гидротурбины определяем по формуле:

(3.9)

где - коэффициент полезного действия модельной гидротурбины в точке оптимума (таблица 3.2);

- коэффициент, выражающий отношение потерь трения ко всем гидравлически потерям;

- диаметр модельной гидротурбины (таблица 3.2);

- диаметр натуральной гидротурбины, по справочным данным;

- напор на модельной гидротурбине (таблица 3.2);

- расчётный напор натуральной гидротурбины, формула (3.7);

- кинетический коэффициент вязкости воды натуральной гидротурбины;

- кинематический коэффициент вязкости воды модельной гидротурбины (таблица 3.2).

Для радиально - осевых типов гидротурбин коэффициент, выражающий отношение потерь трения ко всем гидравлическим потерям, определяется из следующего условия:

(3.10)

где - приведённый расход воды в расчётной точке;

- приведённый расход воды в точке оптимума (таблица 3.2).

Приведённый расход воды в расчётной точке определяется в точке пересечения горизонтальной линии, проходящей через оптимум универсальной характеристики, и линии ограничения (для радиально - осевых типов турбин - линия 5% запаса мощности) (таблица 3.2).

Для выбранных типов гидротурбин , значит, исходя из условия (3.9):

(3.11)

Кинематический коэффициент вязкости зависит от температуры воды при испытаниях и определяется по справочным данным []. Для модельных гидротурбин - таблица 3.2.

Средняя температура реки Индигирка:

(3.12)

по справочным данным:

(3.13)

Принимаем коэффициент полезного действия гидрогенератора:

(3.14)

Мощность агрегата в расчётной точке:

(3.15)

где - средний коэффициент полезного действия генератора из выражения (3.14).

Число агрегатов:

(3.16)

где - мощность агрегата из выражения (3.15).

Очевидно, в общем случае число агрегатов получится дробное, что потребует округления его в большую сторону до цело числа и, следовательно, затем уточнения мощности агрегата, после округления числа агрегатов до целого числа. Число агрегатов рекомендуется принимать кратное 2 или 3 для того, чтобы главная схема электрических соединений была симметричной.

Частота вращения турбины:

(3.17)

где - приведённая частота вращения модельной гидротурбины в расчётной точке (таблица 3.2);

- поправка на приведённую частоту вращения при переходе от модели к натуре, равная отношению КПД натурной турбины к КПД модели расчётной точке.

По полученной синхронной частоте вращения необходимо принять ближайшее большее стандартное значение синхронной частоты вращения по известному стандартному ряду.

Для выбранного максимально диаметра турбины и стандартного значения синхронной частоты вращения необходимо нанести на главную универсальную характеристику линии приведённой частоты вращения, соответствующие известным напорам турбины , и предварительно вычислив три значения приведённой частоты вращения для указанных напоров по формуле:

(3.18)

где - стандартное значение синхронной частоты вращения;

- напор на станции, соответствует , и .

Произведение приведённого расхода в расчётной точке на КПД:

(3.19)

Правая часть уравнения (3.19) является константой при всех известных его параметрах, а левая часть определяется подбором такой точки на линии , чтобы произведение в этой точке обеспечивало выполнение указанного равенства.

Необходимо сделать перерасчёт режимного поля на координаты универсальной характеристики.

Верхняя и нижняя граница режимного поля есть горизонтальные линии, соответствующие максимальному и минимальному напору, посчитанные по формуле (3.18).

Левая граница режимного поля - линия ограничения по минимальному расходу. приведённый расход определяем по формуле:

(3.20)

где - минимальный расход через станцию из выражения (3.2).

Так как напор на станции по универсальной характеристике является величиной не постоянной, значит, линия ограничения по минимальному расходу будет вертикальной.

Правая граница пересчитанного режимного поля состоит из двух линий. Верхняя линия проводится параллельно линиям открытия направляющего аппарата. Нижняя линия строится по двум точкам, одна из которых - расчётная точка, а другая - точка, определённая по формуле (3.19), подстановкой в формулу не расчётного напора, а максимального.

Рассчитанные по формулам (3.15) - (3.20) величины для разных диаметров натуральных турбин сводим в таблицы В.1 и В.2 приложение В.

Произведения , в таблицах В.1 и В.2 приложение В, представлены в для удобства определения их на универсальных характеристиках.

Выбор подходящего типа гидротурбин производим в следующем порядке. В первую очередь отсеиваем типы турбин, левая граница режимного поля которая входит за пределы универсальной характеристики или находится в непосредственной близости к оптимуму или за ним. прикидываем положение расчётной точки, и отсеиваем гидротурбины, в которых она левее или очень близко к оптимуму. далее отсеиваем турбины, у которых в промежутке между максимальными и минимальными приведёнными оборотами оптимум находится слишком близко к линии максимальных оборотов (из условия, что турбина должна работать с наибольшим КПД в диапазоне напоров от максимального до расчётного).

Из анализа таблиц В.1 и В.2 приложения В восемь гидротурбин РО115 - В с следующими параметрами:

(3.21)

(3.22)

(3.23)

Главная универсальная характеристика турбины РО115 - В с построенным режимным полем представлена в приложении В, рисунок В.1.

3.2 Гидротурбины и их проточная часть

3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины

Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины производится с целью обеспечения её бескавитационной работы.

Расчётное значение высоты отсасывания определяется наиболее неблагоприятным с точки зрения кавитации режимом работы гидротурбинного оборудования. Полное представление о таких режимах даёт кавитационная характеристика, которая представляет собой совмещение кривой связи нижнего бьефа и характеристики при различном числе работающих агрегатов ГЭС.

Высоты направляющего аппарата модельной турбины:

(3.24)

где - диаметр рабочего колеса модельной гидротурбины (таблица 3.2). Высота направляющего аппарата натурной турбины:

(3.25)

Для поворотно - лопастных диагональных гидротурбин:

(3.26)

где - высота направляющего аппарата натурной турбины из выражения (3.25).

Принимаем коэффициент запаса по кавитации при переходе от модельной гидротурбины к натурной в пределах 1,05 - 1,15:

(3.27)

Высота отсасывания:

(3.28)

где - барометрической давление;

- отметка НБ в зависимости от расхода в НБ;

- коэффициент запаса по кавитации при переходе от модельной гидротурбины к натурной из выражения (3.27);

- коэффициент кавитации, определяемый по главной универсальной характеристике для расчётных условий;

- напор на турбине, определяемый уровнем верхнего бьефа и ;

- разность высотных отметок двух характерных плоскостей модельной и натурной турбин, выражение (3.26).

Анализ кавитационной характеристики показывает, что наиболее опасными с точки зрения кавитации, т.е. требующими наибольшего заглубления являются, как правило, три режима:

- работа одного агрегата с установленной мощностью при отметке НПУ;

Приданном режиме работы расход через турбину будет минимальным, а напор на турбине будет максимальным. Данный режим соответствует на режимное поле (приложение В, рисунок В.1) точке пересечения напорной характеристики при НПУ и линии ограничения по минимальному расходу.

Пересчитаем эту точку в координаты главной универсальной характеристики. используя формулу (3.18):

(3.29)

На главной универсальной характеристике (приложение В, рисунок В.1) находим точку пересечения горизонтальной прямой, посчитанной частоты, и линии ограничения по генератору. В этой точке определяем:

(3.30)

По кривой связи НБ (рисунок 1.1 и 1.2):

(3.31)

Пользуясь формулой (3.28) определяем высоту отсасывания:

(3.32)

- работа ГЭС с установленной мощность при отметке НПУ;

Данному режиму соответствует режим работы станции с минимальным напором. данный режим соответствует на режимном поле (приложение В, рисунок В.1) точке пересечения напорной характеристики при УМО и линии ограничения по пропускной способности ГЭС.

Пересчитаем эту точку в координаты главной универсальной характеристики, используя формулу (3.18):

(3.33)

На главной универсальной характеристике (приложение В, рисунок В.1) находим точку пересечения горизонтальной прямой, посчитанной частоты, и линии ограничения по генератору. В этой точке определяем:

(3.34)

По кривой связи НБ (рисунок 1.1 и 1.2):

(3.35)

Пользуясь формулой (3.28) определяем высоту отсасывания:

(3.36)

- работа всех агрегатов с установленной мощностью при расчётном по мощности напоре.

Данному режиму соответствует режим работы станции с максимальным расходом и расчётным напором. данный режим соответствует режимном поле (приложение В, рисунок В.1) расчётной точке.

Пересчитаем эту точку в координаты главной универсальной характеристики, используя формулу (3.18):

(3.37)

На главной универсальной характеристике (приложение В, рисунок В.1) находим точку пересечения горизонтальной прямой, посчитанной частоты, и линии ограничения по генератору. В этой точке определяем:

(3.38)

По кривой связи НБ (рисунок 1.1 и 1.2):

(3.39)

Пользуясь формулой (3.28) определяем высоту отсасывания:

(3.40)

Из условия обеспечения бескавитационной работы высоту отсасывания выбирают такой, чтобы обеспечить бескавитационную работу во всех режима:

(3.41)

3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части

По чертежу проточной части модельной гидротурбины определяем основные геометрические размеры гидротурбины.

Диаметр выбранной гидротурбины в выражении (3.21), диаметр направляющего аппарата - (3.22), число лопаток направляющего аппарата - (3.23), высота направляющего аппарата - (3.25).

Высота отсасывающей трубы:

(3.42)

Диаметр спиральной камеры на входе:

(3.43)

Угол охвата спиральной камеры:

(3.44)

Ширина спиральной камеры:

(3.45)

Длин отсасывающей трубы:

(3.46)

3.2.3 Выбор типа и габаритных размеров маслон...


Подобные документы

  • Выбор и расчет устройства релейной защиты и автоматики. Расчёт токов короткого замыкания. Типы защит, схема защиты кабельной линии от замыканий. Защита силовых трансформаторов. Расчетная проверка трансформаторов тока. Оперативный ток в цепях автоматики.

    курсовая работа [1,3 M], добавлен 08.01.2012

  • Выбор системы релейной защиты блока генератор-трансформатор электрической станции. Расчет уставок срабатывания и разработка схемы подключения выбранных устройств релейной защиты. Техническое обслуживание дифференциального устройства защиты типа ДЗТ-21.

    курсовая работа [1,0 M], добавлен 22.02.2015

  • Проектирование турбогенератора с косвенной водородной системой охлаждения, включающее создание обмоток статора и ротора и с непосредственным водородным охлаждением сердечника статора. Расчет намагничивающей силы и тока обмотки возбуждения при нагрузке.

    курсовая работа [581,1 K], добавлен 12.01.2011

  • Определение главных размеров электромагнитных загрузок, числа пазов статора и ротора, витков в фазе обмотки и зубцовой зоны. Расчет магнитной цепи статора и ротора. Параметры асинхронного двигателя. Определение потерь и коэффициента полезного действия.

    курсовая работа [956,2 K], добавлен 01.06.2015

  • Проектирование синхронных генераторов Marathon Electric, состоящих из главного статора и ротора, статора и ротора возбудителя, вращающегося выпрямителя и регулятора напряжения. Характеристики и механический расчет синхронных двигателей серии Magnaplus.

    курсовая работа [2,0 M], добавлен 19.09.2012

  • Определение Z1, W1 и площади поперечного сечения провода обмотки статора. Расчет размеров зубцовой зоны статора и воздушного зазора. Напряжение на контактных кольцах ротора при соединении обмотки ротора в звезду. Сечение проводников обмотки ротора.

    реферат [383,5 K], добавлен 03.04.2009

  • Выбор главных размеров статора, ротора и короткозамыкающего кольца. Сопротивление обмотки короткозамкнутого ротора с закрытыми пазами. Масса двигателя и динамический момент инерции ротора. Вентиляционный расчет двигателя с радиальной вентиляцией.

    курсовая работа [1,6 M], добавлен 15.10.2012

  • Расчёт токов короткого замыкания в объеме, необходимом для выбора защит. Выбор коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, необходимых для выполнения релейной защиты и автоматики. Разработка полных принципиальных схем релейной защиты.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 14.12.2017

  • Определение внутреннего диаметра статора и длины магнитопровода, предварительного числа эффективных проводников в пазу. Плотность тока в обмотке статора. Расчет размеров зубцовой зоны статора и воздушного зазора. Магнитное напряжение воздушного зазора.

    курсовая работа [1,6 M], добавлен 25.01.2015

  • Выбор обмоточных данных и тепловой и механический расчёт статора и ротора. Определение электромагнитных нагрузок, характеристик холостого хода, тока возбуждения в номинальном режиме, потерь и к.п.д., нажимного кольца, пальцев и стяжных рёбер статора.

    курсовая работа [300,9 K], добавлен 24.12.2012

  • Анализ особенностей энергосистемы. Требования ПУЭ к выполнению основных и резервных защит. Измерение, регистрация, сигнализация блоками Micom. Выбор устройств автоматики, устанавливаемых на одиночной линии электропередач. Расчет параметров срабатывания.

    курсовая работа [481,8 K], добавлен 24.04.2014

  • Функциональная схема гидрогенератора большой мощности. Описание элементов в составе гидрогенератора. Оценка устойчивости работы. Достоинства и недостатки гидрогенератора средней мощности. Выбор частных показателей качества и проведение их оценки.

    отчет по практике [2,0 M], добавлен 15.04.2019

  • Определение средней нагрузки подстанции. Проверка провода. Выбор количества и мощности трансформаторов. Расчёт токов короткого замыкания, заземляющего устройства. Проверка линии электропередач на термическую стойкость. Проектирование релейной защиты.

    дипломная работа [646,5 K], добавлен 15.02.2017

  • Проектирование кабельной линии. Расчет токов короткого замыкания, определение сопротивлений элементов сети. Выбор комплектных трансформаторных подстанций и распределительных устройств. Расчет параметров релейной защиты, селективности ее действия.

    курсовая работа [677,2 K], добавлен 01.05.2010

  • Ознакомление с предприятием по выработке тепловой и электрической энергии. Безопасность труда на энергопредприятиях; средства защиты человека от вредных производственных факторов. Изучение тепловой схемы установки, устройства паровых турбин и котлов.

    курсовая работа [7,6 M], добавлен 04.02.2014

  • Виды потерь мощности в асинхронной машине (АСМ), особенности их определения. Электрические (переменные) и магнитные (постоянные) потери. Расчет потерь в меди статора и ротора, в стали статора, механические потери. Регулирование частоты вращения АСМ.

    презентация [1,7 M], добавлен 21.10.2013

  • Координаты кривых площадей и объемов Бурейского водохранилища. Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного лет при заданной величине обеспеченности стока. Годовые графики максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы. Баланс энергии.

    курсовая работа [2,3 M], добавлен 17.11.2012

  • Общие сведения о потребителях электрической энергии учебных мастерских и их краткие характеристики. Расчёт электрических нагрузок учебных мастерских. Выбор числа и мощности питающих трансформаторов. Расчёт аппаратов защиты и линий электроснабжения.

    дипломная работа [1,8 M], добавлен 21.05.2014

  • Основное предназначение релейной защиты. Анализ и особенности двухобмоточного трансформатора ТДН–16000/110. Краткое рассмотрение схемы выключения реле РНТ-565. Характеристика газовой защиты трансформатора. Методы защиты трансформатора от перегрузки.

    курсовая работа [547,0 K], добавлен 23.08.2012

  • Выбор вспомогательного оборудования и коммутационной аппаратуры. Проектирование релейной защиты блока генератор-трансформатор. Микропроцессорный автоматический регулятор возбуждения и синхронизатор. Продольная дифференциальная защита трансформатора.

    дипломная работа [991,6 K], добавлен 25.04.2015

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.