Характеристика природно-климатических условий бассейна реки Жижма

 

За расчётный принимается средневзвешенный напор:

Н_р = Н_ср.вар. = ΣН_i t_i / Σt_i , м

Н_р =91,50/ 12 = 7,62м

где t_i – расчётный период

                                                  Н_i = H_вб - H_н.б. , м

 

3.3.Расчет среднесуточной  обеспеченности мощности ГЭС.

 

        Располагаемые  мощности определяются по формуле:

                                                                 N=9,81·Qзар·Hi·ηa  ,кВт.                                                (3.8)

где:  ηa- КПД агрегата, который принимается как: ηa=ηт·ηг =0,85·0,92 = 0,78;

       Коэффициент полезного  действия турбины (можно принять ηт=0,8…0,85),а коэффициент полезного действия генератора можно принять ηг=0,9…0,92.

       Принимается  ηт=0,8 и ηг=0,9 ;

ηa=0,8·0,9=0,72 ;

      Расчеты по определению  располагаемых мощностей ГЭС  сводятся в таблице 3.3

Таблица 3.3                                  Подсчет располагаемых мощностей ГЭС

Расчетный период	Напор за период, Hi , м.	Зарегулированный расход, Qзар, м3/с	Мощность за период , Ni, кВт.	Мощность в убывающем порядке	Обеспеченность, %
1	8,4	6,79	436,42	436,42	5,65
2	8,1		420,84	420,84	13,71
3	7,8		405,25	410,45	21,77
4	7,6		394,86	405,25	29,84
5	6,9		358,49	405,25	37,90
6	7,0		363,69	400,05	45,97
7	7,1		368,88	400,05	54,03
8	7,5		389,66	394,86	62,10
9	7,7		400,05	389,66	70,16
10	7,8		405,25	368,88	78,23
11	7,9		410,45	363,69	86,29
12	7,7		400,05	358,49	94,35

 Расчет обеспеченностей (Pi) мощностей можно провести по упрощенной формуле:

                                                                         Pi =((mi-0,3)/(n+0,4))·100%                                         (3.9)

где: mi- порядковый номер ряда;

        n- число членов ряда;

    По данным таблицы  3.3 строим график обеспеченности  среднесуточных мощностей ГЭС     (рис. 3.4 ). По нему выбираем среднесуточную обеспеченную мощность (Nсред.сут.). Для малых ГЭС Nсред.сут. рекомендуется принимать при Р = 80%.   Nсред.сут. = 370кВт.

 

 

 

 

 

 

               3.4.Определение обеспеченной пиковой мощности и расчетного расхода ГЭС.

    Поскольку предусматривается годичное регулирование стока, то существует возможность осуществлять также и неограниченное суточное его регулирование. При этом полагают, что в энергосистеме других регулирующих электростанций нет, поэтому для проектируемой ГЭС предоставляют верхнюю часть графика нагрузки энергосистемы. В этом случае необходимо отыскать на графике нагрузки энергосистемы такую часть площади, которой в принятом масштабе соответствовала бы суточная выработка электроэнергии:

                               Эсут = 24 · N^р_ср.сут. = 24 · 370 =8880кВт.;                                                   (3.10)

Наиболее просто эта задача решается с помощью анализирующей кривой графика нагрузки энергосистемы. Расчеты  по определению ее координат проводятся а табличной форме (табл.3.4), предварительно построив график суточной нагрузки энергосистемы (рис. 3.5), предварительно построив график суточной нагрузки энергосистемы, который изменяется по часам в зависимости от потребляемой электроэнергии.

Таблица  3.4                            Определение суточной нагрузки энергосистемы.

Расчетные периоды	1-2	3-4	5-6	7-8	9-10	11-12	13-14	15-16	17-18	19-20	21-22	23-24
Коэффициент Кi	1,5	1,0	2,0	3,0	2,5	2,5	2,0	2,5	3,0	3,5	4,0	2,5
Нагрузка Рi,	555	370	740	1110	925	925	740	925	1110	1295	1480	925

 График суточной нагрузки энергосистемы изменяется по часам в зависимости от потребляемой электроэнергии. Для его построения можно использовать следующее выражение:

                                                              Рi = k_i · N^р_ср.сут , кВт.                                                   (3.11)

Рi = 1,5 · 370= 555кВт,                где:  k_i – коэффициенты, принимаемые по заданию;

        N^р_ср.сут – среднесуточная мощность ГЭС расчетной обеспеченности.

Таблица 3.5     Подсчёт координат  анализирующей кривой графика нагрузки энергосистемы

№ слоя	∆Р, кВт	t, ч	∆Э = ∆Р·t, кВт	∑∆Э, кВт·ч
1	370	24	8880	0
				8880
2	185	22	4070
				12950
3	185	20	3700
				16650
4	185	16	2960
				19610
5	185	8	1480
				21090
6	185	4	740
				21830
7	185	2	370
				22200

По данным табл. 3.4 и 3.5 на графике суточной нагрузки энергосистемы строится его анализирующая кривая. Если отложить Э_cen от вершины анализирующей кривой и опустить вертикаль до пересечения с ней, то получим точку, определяющую нижнюю границу графика нагрузки проектируемой ГЭС. Его максимальная ордината определяет величину обеспеченной пиковой мощности ГЭС(N^р_ср.сут) Тогда установленная рабочая гарантированная мощность ГЭС

согласно формуле будет равна:

                                                Nуст .= Nпик.+ Nбаз. + Nрез. , кВт.                                                      (3.12)

гдe: N_баз – базисная   мощность, обеспечивается расходом санитарных попусков. Ее величина определяется по формуле:

                                             Nбаз. = 9,81· Qс.п.· Hр · ηа , кВт.                                                  (3.13)

                                            Nбаз. = 9,81 · 1,13· 7,62 · 0,75 = 63,65кВт

где: H_р – расчетный напор, м;

       Q_с.п. – расход санитарных попусков или стока разбавления, м³/с;

        η_а – к.п.д. агрегата (η_а= 0,75...0,85);

Nпик. – пиковая обеспеченная мощность, обеспечивается за счет зарегулированного избыточного стока. Величина этой мощности складывается из двух частей:

                                                        Nпик. = Nср.сут. + Nпик. ,кВт.                                                   (3.14)

Nпик. =370+ 540= 910кВТ

где N^р_ср.сут – среднесуточная   обеспеченная мощность, обеспечивается среднесуточным зарегулированным расходом;

N_пик – пиковая мощность, обеспечивается за счет суточного регулирования стока;

N_рез – резервная мощность, принимается равной 10% от  максимальной суточной нагрузки.

N_рез  = 888 кВт

Nпик. = 540кВт.

Nуст. = 910+63,65+888=1861,65кВт.

       Расчетный расход ГЭС определяется из формулы мощности:

                                                        Qгэс. = Qр. = Nуст./(9,81·Hр·ηа) , м³/с.                                          (3.15)

                 Qгэс. = 1861,65/(9,81· 7,62 · 0,75) = 33,20/с.

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Подбор основного гидросилового оборудования и компоновка гидротурбинного блока малой ГЭС

 

4.1. Подбор основного гидросилового оборудования ГЭС

 

На основе водноэнергетических  расчетов по N_ycт, H_p и Q_p производится подбор оборудования ГЭС. Для этого первоначально выбирается число агрегатов с учетом неравномерности графика нагрузки ГЭС, ее мощности и технико-экономических соображений. Следует иметь в виду, что на ГЭС устанавливаются обычно однотипные агрегаты. Число агрегатов обосновывается технико-экономическими расчетами для нескольких вариантов.

В ходе расчетов для каждого варианта определяются размеры турбин и генераторов, габариты здания ГЭС, объемы работ, капитальные вложения и ежегодные издержки, выработка электроэнергии, вытесняемая мощность. Наиболее выгодное число агрегатов принимается по сроку окупаемости дополнительных капитальных вложения или по минимуму приведенных затрат.

При относительно небольшой неравномерности  графика нагрузки ГЭС и небольшой  мощности станции число агрегатов (z) рекомендуется принимать от 2 до 4.

Мощность одного агрегата:

                                                    N_a=Nуст./z , кВт.                                                 (4.1)

                                                     Nа= 1861,65/ 4 =465,41,                                                                                                                                                                                                                                     а мощность турбины при КПД генератора η_т= 0,90... 0,92.

                                                Nт. = Nа./η_т. , кВт.                                                    (4.2)

Nт.= 465,41/ 0,90 = 517,12кВт.                                                        

                                                    Q_т.= Q_гэс. /z , м³/с.                                                   (4.3)

Q_т.=33,20/ 4 = 83,00м³/с   

Q^/ = Q_m/(D²·

) = 38,98/(2,25² · ) = 275,09л/с

n₁ = n₁^/ ·(D₁/

) = 150 · 2,25/ = 122,26об/мин                                                                   

Определяем основные параметры гидротурбины:

- диаметр рабочего колеса гидротурбины d = 2250 мм.

- число оборотов гидротурбины  n= 150 об./мин.

- высота отсасывания hs=-1м.

H_s = hs – (▼/900) = 1 – (250/900) = 0,72м

При окончательном выборе гидротурбины необходимо сделать сравнение по диаметру рабочего колеса, частоте вращения, КПД и высоте отсасывания. При этом необходимо учитывать, что более быстроходные турбины позволяют уменьшить размеры здания ГЭС, но при этом увеличивается высота отсасывания, что ведет к удорожанию строительства и эксплуатации ГЭС.

Принимаем  гидротурбину РО-       -Г -     с вертикальной компоновкой при напоре H=3м.       φ = 10⁰      η = 87%     а = 48мм

 

 

4.2. Компоновка гидротурбинного  блока малой ГЭС

 

При строительстве ГЭС на малых  водотоках гидротурбинный блок наряду с плотиной из местных материалов и русловым водосбросом входит, как правило, в состав водоподпорного фронта. В этом случае он состоит из открытого водоприемника, турбинной камеры (может быть совмещена с водоприемником), направляющего аппарата, в котором размещается гидротурбина, и отсасывающей прямоосной или изогнутой трубы