Гидроэлектростанции. энергоэффективность и энергосбережение. основные требования (стр. 13 )

5 Расходно-мощностные характеристики гидроагрегата

В.3 Расчет и построение эксплуатационных характеристик ГЭС

В.3.1 Эксплуатационная характеристика ГЭС (рисунок В.6) представляет собой совокупность изолиний, определяющих зависимость коэффициента полезного действия и расхода ГЭС от напора и электрической нагрузки ГЭС при условии равного распределения нагрузки между гидроагрегатами.

6 Эксплуатационная характеристика гидроэлектростанции

В.3.2 Для построения эксплуатационной характеристики ГЭС вначале определяются линии пуска каждого из последующих гидроагрегатов:

строятся рабочие характеристики гидроагрегата для трех-четырех значений напора ГЭС;

учитывая равное распределение нагрузки между гидроагрегатами, по указанным характеристикам производится построение рабочих характеристик ГЭС для всего возможного количества работающих гидроагрегатов. Координаты характеристик определяются для различных значений КПД умножением мощности на соответствующую величину n (n — количество работающих гидроагрегатов). Точки пересечения характеристик соответствуют моменту пуска последующего гидроагрегата (, , на рисунке В.7);

найденные в результате этих построений точки наносят в поле координат НГЭС — РГЭС. Соединяя между собой точки равного количества работающих гидроагрегатов, определяют линии пуска.

В.3.3 При построении эксплуатационной характеристики ГЭС нахождение координат изолиний КПД и расходов для n гидроагрегатов производится умножением значений мощности на эксплуатационной характеристике гидроагрегата на величину n.

7 Рабочая характеристика ГЭС при HГЭС = const:

1-4 - количество работающих агрегатов.

В.4 Построение нормативных характеристик удельных расходов воды гидроагрегатов и ГЭС

В.4.1 Удельный расход воды q определяет количество (объем) воды, необходимой для выработки одного киловатт-часа электроэнергии. Его значение вычисляется по одному из следующих выражений:

(6),

или после преобразований:

(7),

где:

В.4.2 Характеристика удельного расхода воды гидроагрегата представляет зависимость удельного расхода от нагрузки гидроагрегата для постоянного напора ГЭС. Для рабочего диапазона изменения напора производится построение серии характеристик (рисунок В.8), расчет которых выполняется в соответствии с вышеприведенными формулами (6) и (7) на основе нормативной эксплуатационной характеристики гидроагрегата.

В.4.3 Нормативная характеристика удельных расходов воды гидроэлектростанции (рисунок В.9) представляет зависимость удельного расхода воды ГЭС от ее нагрузки для постоянного значения уровня воды в верхнем бьефе (УВБ), в качестве которого удобно принимать тот бьеф, уровень в котором не зависит от нагрузки. Для приплотинных и русловых ГЭС — это уровень в водохранилище, для деривационных ГЭС с несаморегулирующимся деривационным каналом — уровень в напорном бассейне, а для деривационных ГЭС с саморегулирующимся каналом — уровень воды в водохранилище головного узла.

В.4.4 Расчет координат характеристики удельных расходов воды рекомендуется производить в следующей последовательности:

разбить весь диапазон изменения уровня воды на несколько интервалов;

для выбранного уровня воды задать ряд последовательных значений расходов воды через ГЭС в соответствии с нанесенными на эксплуатационной характеристике ГЭС (гидроагрегата) изолиниями расходов;

для каждого заданного значения расхода воды по кривой связи нижнего бьефа (для летних условий в установившемся режиме) определить отметку уровня нижнего бьефа (УНБ), а для ГЭС с саморегулирующейся деривацией — также и уровень воды в конце канала и затем напор ГЭС;

по эксплуатационной характеристике ГЭС по найденному значению напора и заданному значению расхода воды определить нагрузку Р ГЭС и затем вычислить значение удельного расхода воды по формуле (6);

по результатам расчетов построить зависимость qГЭС = f(PГЭС).

8 Характеристики удельных расходов воды гидроагрегата

9 Характеристики удельных расходов воды:

УВБк<УВБm<УВБn

В.5 Определение расчетных значений удельных расходов воды

В.5.1 Расчетные значения удельного расхода определяют реально достижимое значение его с учетом всех эксплуатационных условий, препятствующих работе ГЭС в наиболее экономичном режиме с нормативными значениями КПД, и потерь напора в водопроводящем тракте.

К подобным условиям относятся следующие;

эксплуатационное снижение КПД гидротурбин в результате кавитационного или абразивного износа за время межремонтного периода;

допустимое эксплуатационное засорение сороудерживающих решеток, увеличение гидравлического коэффициента сопротивления водоподводящих сооружений в результате зарастания и заиления каналов, коррозии трубопроводов, обмерзания каналов и трубопроводов, образования ледового покрова в нижнем бьефе;

размещение на ГЭС вращающегося резерва и вынужденные отклонения от оптимального количества работающих гидроагрегатов на регулирующих гидроэлектростанциях.

В.5.2 Снижение КПД (Dhрем) за межремонтный период определяется в результате энергетических испытаний индексным методом, выполняемых на гидроагрегате до и после капитального ремонта. Его значение зависит от степени разрушения проточной части гидротурбины. В качестве Dhрем принимается среднее из значений, определенных для нескольких гидроагрегатов. При равномерном распределении во времени ремонтов гидроагрегатов и износа проточной части средневзвешенное снижение КПД за межремонтный период будет равно 0,5 Dhрем.

Поправочный коэффициент Крем с достаточной степенью точности определяется выражением:

(8)

В.5.3 Увеличение потерь в водоподводящих сооружениях должно учитываться на ГЭС с саморегулирующимся деривационным каналом, особенно необлицованным, поскольку это связано со снижением напора ГЭС. Поправочный коэффициент на увеличение потерь в деривации вычисляется для различных нагрузок ГЭС по формуле:

(9)

где: Dhд — дополнительное снижение уровня в напорном бассейне.

В.5.4 Дополнительный подъем уровня нижнего бьефа зимой из-за ледовых явлений, а также из-за подпора от нижерасположенной ГЭС должен учитываться поправочным коэффициентом, вычисляемым аналогично выражению (9).

В.5.5 При увеличении потерь на сороудерживающих решетках на величину Dhр та же режимная точка (т. е. Qт и N) на характеристике гидротурбины, а также значение удельного расхода (согласно выражению (6)) будут соответствовать повышенному на ту же величину напору ГЭС или уровню верхнего бьефа.

Следовательно, повышение удельного расхода (Dq) при исходном уровне верхнего бьефа можно найти линейной интерполяцией между двумя нормативными характеристиками удельных расходов ГЭС (см. рисунок В.9).

(10)

где:

поправочный коэффициент определяется выражением:

. (11)

За Dhр следует принимать среднеэксплуатационное значение потерь напора на решетках.

Аналогичным образом можно учесть увеличение других составляющих потерь в водоподводящем тракте.

В.5.6 Размещение на ГЭС вращающегося резерва связано большей частью с увеличением количества работающих гидроагрегатов по сравнению с оптимальным. Это приводит к снижению КПД ГЭС по сравнению с наивысшим возможным значением для данной нагрузки ГЭС. Значение снижения КПД определяется по рабочей характеристике ГЭС.

Например, при мощности ГЭС Р2 оптимальное число гидроагрегатов равно двум (см. рисунок В.7). Если в качестве вращающегося резерва будет включен третий гидроагрегат, то КПД ГЭС снизится на величину Dh. Поскольку вращающийся резерв в течение года может задаваться различным и при различной нагрузке ГЭС, то за Dh следует принимать некоторое среднестатистическое значение. Оно может быть определено только путем статистической обработки данных по нагрузкам и числу гидроагрегатов.

Поправочный коэффициент вычисляется из выражения

(12)

Для снижения данного вида потерь следует стремиться к созданию вращающегося резерва путем недогрузки работающих агрегатов, число которых соответствует оптимальному.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14