90204

Расчет установленной мощности ГЭС Шамчахрай

Дипломная

Энергетика

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.

Русский

2015-06-01

9.65 MB

10 чел.

Содержание

[0.1] Определение расчётного года средней водности с обеспеченностью     p = 50 %

[0.2] Из условия отсутствия растягивающих напряжений ширина основания определяется /4, стр. 112/:

[0.2.0.1] Определяем по /8, стр. 36/:

[0.2.0.2] ; ,

[0.2.0.3] Выбираем наименьшее значение из двух одноименных – , .

[0.2.0.4] Определяем по /8, стр. 36/:


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.  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.


Исходные данные

  1.   Данные по энергосистеме:
  2.   Энергосистема Сибирь по типовым графикам энергосистемы для широты  «Центр».
  3.   Годовой максимум нагрузки 32000 МВт.
  4.   Число часов использования установленной мощности 5500 ч.
  5.   Установленная мощность существующих ГЭС 5000 МВт.
  6.   Гарантированная мощность существующих ГЭС 2000 МВт.
  7.   Резервы: нагрузочный резерв системы 1%, аварийный резерв системы 6%.
  8.  Схема использования реки: .
  9.  Кривая полезных объемов Усть-Хантайского водохранилища представлена в разделе 1.
  10.  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 Δh = 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

Продолжение таблицы 2.1

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

38

1974-1975

90

353

1955

1583

1140

953

437

240

193

152

139

137

614

1408

218

39

1976-1977

105

213

2830

1637

740

527

468

316

227

142

127

110

620

1434

214

40

1977-1978

93

383

2200

1133

527

618

305

288

199

133

153

112

512

1120

208

41

1978-1979

101

99

2350

1269

649

624

410

330

230

169

144

113

541

1223

200

42

1979-1980

49

71

2520

1353

804

488

322

227

232

215

147

86

543

1291

169

43

1980-1981

94

89

2630

1007

576

526

432

274

235

157

117

99

520

1185

187

44

1981-1982

84

65

2307

1383

795

645

431

267

165

147

98

78

539

1283

167

45

1982-1983

801

306

3103

1600

701

440

273

223

195

147

99

80

664

1461

266

46

1983-1984

86

68

3147

1226

690

692

395

236

212

141

129

86

592

1439

169

47

1984-1985

73

232

2257

985

757

488

391

303

233

182

159

119

515

1122

212

48

1985-1986

56

274

2403

826

426

410

264

198

155

101

70

57

437

1016

147

49

1986-1987

78

329

1856

795

517

472

313

206

173

122

90

73

419

910

173

50

1987-1988

69

114

2028

1428

745

899

578

350

250

142

110

94

567

1275

213

51

1988-1989

92

276

1247

2023

1011

499

344

194

177

133

108

96

517

1195

178

Среднемноголетний объем годового стока

65,40км3

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

Год

Среднепаводковый расход в порядке убывания, м3

Год

Среднемеженный расход в порядке убывания, м3

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

ΔР, МВт

tз, ч

ΔЭ, 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

ΔР, МВт

tз, ч

ΔЭ, 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%

м³/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

м³/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:

  1.  месяц года;
  2.  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 β немного завышено, потому что при его определении не учитывалось изменение отметки НБ . Однако это не мешает сделать качественные вывод:

– относительная ёмкость водохранилища мала (β<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

Продолжение таблицы 2.11

Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в маловодном году

Месяц

Объём,км

1

150

153

25,50

-0,05

59,97

59,99

10,8

48,99

66

1586

XI

1483

1486

21,69

-3,81

58,2

59,09

13,02

45,87

602

14455

XII

1551

1554

17,73

-3,96

56,06

57,13

13,15

43,78

601

14431

I

164

167

17,34

-0,39

55,85

55,96

10,82

44,94

66

1589

II

164

167

16,93

-0,41

55,59

55,72

10,82

44,70

66

1586

III

165

168

16,58

-0,35

55,35

55,47

10,82

44,45

66

1582

IV

166

169

16,22

-0,36

55,12

55,24

10,82

44,22

66

1589

V

164

167

18,47

2,25

56,44

55,78

10,82

44,76

66

1584

VI

157

160

22,76

4,29

58,62

57,53

10,81

46,52

66

1579

VII

153

156

24,19

1,42

59,3

58,96

10,81

47,95

66

1589

VIII

151

154

25,16

0,97

59,73

59,52

10,8

48,52

66

1584

IX

150

153

25,75

0,59

60

59,87

10,8

48,87

66

1584

X

150

153

25,50

-0,05

59,97

59,99

10,8

48,99

66

1586

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,

Таблица 2.12

Баланс мощности энергосистемы в маловодном году

Нагрузка                                                              системы

Существующие  ГЭС

Проектируемая   ГЭС

ТЭС

Месяц

I

32000

320

1920

4950

49,5

 

0,5

928,0

9,3

 

0,0

26122

261,2

1920

 

0

II

30028

300

1920

4645

46,4

 

308,6

767,8

7,7

 

161,8

24615

246,2

1920

 

1522

III

26612

266

1920

4117

41,2

 

842,3

607,6

6,1

 

323,6

21888

218,9

1920

 

4276

IV

22668

227

1920

3506

35,1

 

1458,5

447,4

4,5

 

485,4

18714

187,1

1920

 

7482

V

19252

193

1920

2978

29,8

 

1992,2

287,2

2,9

 

647,2

15987

159,9

1920

 

10237

VI

17280

173

1920

2673

26,7

 

2300,3

127,0

1,3

 

809,0

14480

144,8

1920

 

11758

VII

17280

173

1920

2673

26,7

 

2300,3

127,0

1,3

 

809,0

14480

144,8

1920

 

11758

VIII

19252

193

1920

2978

29,8

 

1992,2

287,2

2,9

 

647,2

15987

159,9

1920

 

10237

IX

22668

227

1920

3506

35,1

625

833,5

447,4

4,5

 

485,4

18714

187,1

1920

 

7482

X

26612

266

1920

4117

41,2

 

842,3

607,6

6,1

117

323,6

21888

218,9

1920

 

4276

XI

30028

300

1920

4645

46,4

 

308,6

767,8

7,7

 

161,8

24615

246,2

1920

 

1522

XII

32000

320

1920

4950

49,5

 

0,5

928,0

9,3

 

0,0

26122

261,2

1920

 

0

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:

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

                                      ,                     (3.2)

где  = 8,8 - коэффициент мощности.

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

                                         ,                      (3.3)

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

М

м

м

м

м

м3

м

м3

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