Добавил:

89135606891 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Саяно-Шушенский Филиал Сибирского Федерального Университета

Предмет:

Использование водной энергии

Файл:

Лейман А.В, ГЭ18-02Б (ИВЭ)

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

28.02.2024

Размер:

2.88 Mб

Скачать

☆

1 / 61 2 3 4 5 6 > Следующая >>>

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования «СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Саяно-Шушенский филиал

институт

ГТС и ГМ

кафедра

КУРСОВАЯ РАБОТА

по Использованию водной энергии

наименование дисциплины

Проектирование Бамутской ГЭС на реке Сунжа

тема работы

Преподаватель	__________	В.В. Масленникова
	подпись, дата	инициалы, фамилия
Студент ГЭ18-02Б _541833007_____	__________	А.В. Лейман
номер группы номер зачетной книжки	подпись, дата	инициалы, фамилия

Черёмушки 2020

		СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ ..............................................................................................................			3
1	Общие сведения.....................................................................................................		4
2	Исходные данные ..................................................................................................		4
2.1		Данные по створу Бамутской ГЭС ....................................................................	4
2.2		Данные по энергосистеме ..................................................................................	7
3	Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока ..............................................................................			8
3.1		Выбор расчётного средневодного года (P = 50%).........................................	10
3.2		Выбор расчётного маловодного года (P = 90%)............................................	11
4	Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы ...............................		13
5	Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы ........................................................................................................			15
6	Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими
электростанциями ..................................................................................................			17
7	Водно – энергетические расчёты........................................................................		18
7.1		Определение типа регулирования ГЭС...........................................................	18
7.2		Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственного комплекса .............................................................................			19
7.3		Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в средневодном году. 20
8	Определение рабочих мощностей ГЭС..............................................................		25
9	Определение среднемноголетней выработки ....................................................		28
10 Определение установленной мощности ГЭС. Расчёт резервов и
планирование капитальных ремонтов оборудования. .........................................			28
11 Баланс мощностей .............................................................................................			31
12 Баланс энергии...................................................................................................			33
13 Построение режимного поля ...........................................................................			34
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ......................................................................................................			37
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ..............................................			38
ПРИЛОЖЕНИЕ А ..................................................................................................			39

ВВЕДЕНИЕ

Целью курсовой работы является определение установленной мощности и среднемноголетней выработки ГЭС.

Задачей является обоснование в заданном створе реки параметров проектируемой ГЭС, в частности установленной мощности и среднемноголетней выработки, предназначенной для работы в объединённой энергетической системе с учётом требований водохозяйственного комплекса. Состав задач, их последовательность решения определяются конкретным целевым назначением проектируемого гидроузла и зависят главным образом от требований водопотребителей, существующих ГЭС на реке, характера перспективных графиков нагрузки, структуры генерирующих мощностей, а также местных условий.

1 Общие сведения

Сунжа — река в восточной части Северного Кавказа, правый приток Терека. Длина реки составляет — 278 км, площадь бассейна — 12 200 км2. Исток — на северном склоне Большого Кавказского хребта на высоте 1200 м. Уклон реки 1,2 м/км. Cкорость течения в среднем составляет 0,8 м/с.

Створ проектируемой ГЭС имеет координаты широта: 43°09’40.25"С, долгота: 45°15'38.85" В. Гидроузел находится на левом берегу села Бамут. Данная местность характеризуется большим уклоном и резким перепадам отметок. Река Сунжа относится к горным речкам с малым расходном. Следовательно, исходя из данной местности наиболее эффективным будет спроектировать гидроэлектростанцию со схемой создания напора посредством деривации.

Рисунок 1.1– Профиль створа

Длина створа составляет 674 м. Общая длина деривационного канала составила 6270 м. Длина водохранилища 3200 м.

2 Исходные данные

2.1 Данные по створу Бамутской ГЭС

Гидрологический ряд среднемесячных, среднегодовых и среднемноголетних расходов воды р. Сунжа в створе Бамутской ГЭС за период 1955-1996 гг. представлен в таблице 2.1.

Таблица 2.1 Гидрологический ряд р.Сунжа

Годы	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	Qср.год.
1955	25	24	13	170	98	89	82	81	84	37	35	26	64
1956	22	21	20	119	88	82	94	85	93	31	17	13	57
1957	23	19	19	175	83	89	90	88	84	33	27	22	63
1958	26	26	26	190	202	87	85	81	81	23	40	24	74
1959	33	29	15	242	288	103	92	100	91	37	32	28	91
1960	28	26	25	287	349	106	104	106	105	44	32	25	103
1961	27	26	26	250	208	89	110	90	83	29	27	31	83
1962	25	14	24	276	88	83	88	87	87	19	27	19	70
1963	27	25	14	182	133	109	91	86	84	25	28	24	69
1964	24	20	24	74	151	87	89	87	87	27	19	21	59

Годы	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	Qср.год.
1965	18	16	14	227	227	94	86	102	83	38	30	16	79
1966	27	24	34	207	180	92	97	90	85	34	30	22	77
1967	23	21	22	247	82	96	85	86	88	23	14	18	67
1968	24	21	20	151	81	114	107	119	72	36	28	31	67
1969	22	20	20	153	242	83	98	100	85	36	29	20	76
1970	25	14	13	220	354	252	110	113	116	32	23	24	108
1971	27	24	23	203	271	96	105	134	107	69	48	30	95
1972	19	23	21	79	214	98	82	97	90	44	35	28	69
1973	28	25	22	104	311	89	92	87	96	56	41	24	81
1974	35	29	26	387	361	220	190	167	148	45	35	13	138
1975	31	27	24	205	354	108	106	125	112	56	43	29	102
1976	12	25	20	303	112	85	133	81	80	12	17	12	74
1977	21	18	19	277	91	85	98	91	110	67	40	35	79
1978	32	28	28	100	150	97	123	90	108	49	45	28	73
1979	33	28	24	105	343	322	107	106	81	29	22	26	102
1980	25	26	27	290	266	107	154	102	103	25	38	26	99
1981	28	28	21	284	128	83	97	122	90	32	29	29	81
1982	25	26	24	69	96	109	88	140	88	34	21	22	62
1983	30	28	28	104	481	101	107	118	104	23	49	25	100
1984	29	32	28	231	225	174	135	104	107	30	19	26	95
1985	31	26	26	75	185	95	83	69	73	41	33	28	64
1986	29	22	22	177	157	81	103	88	113	56	37	25	76
1987	20	21	28	280	127	84	84	81	83	38	29	28	75
1988	22	21	22	55	74	79	72	86	51	37	29	24	48
1989	23	21	22	340	156	84	89	85	92	37	29	25	83
1990	23	26	26	347	115	98	110	93	95	54	34	36	88
1991	19	25	26	243	144	89	88	82	87	51	49	30	78
1992	37	38	27	169	225	93	83	90	94	26	59	38	81
1993	44	39	37	207	204	83	91	86	92	35	25	43	82
1994	38	43	24	99	340	106	97	91	97	43	35	36	87
1995	25	29	28	80	278	191	82	83	80	28	22	20	79
1996	19	29	26	80	217	109	83	84	87	42	30	27	69
	26	25	23	192	202	110	100	97	92	37	32	26	80

Требования для нижнего бьефа ГЭС задаются в виде попусков: санитарный попуск (круглогодично), а также потери воды из водохранилища на дополнительное испарение, льдообразование, фильтрацию, шлюзование сведены в таблица 2.2.

Таблица 2.2 – Требования участников ВХК и потери воды из водохранилища

Месяц				I	II	III	IV	V	VI		VII	VII	IX	X	XI	XII
		, м3/с		0	0	0	2	1	1		1	1	1	0	0	0
Исп.
Льд., м3/с				0	0	0	0	0	0		0	0	0	0	0	0
			, м3/с	1	1	1	1	1	1		1	1	1	1	1	1
Фильт.
	, м3/с			0	0	0	0	0	0		0	0	0	0	0	0
Шл.
Qсан, м3/с										10

Координаты кривых связей нижнего бьефа от расхода и отметки верхнего бьефа от объемов водохранилища представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 – Координаты кривых связей верхнего и нижнего бьефов

Кривая связи объемов и уровней верхнего			Кривая связи расходов и уровней нижнего
	бьефа			бьефов
zВБ, м		V, км3	zНБ, м		Q, м3/с
346,00	0,0000		290,05	0
357,44	0,0025		290,47	8
363,56	0,0050		290,97	19
367,02	0,0075		291,49	32
369,36	0,0100		291,99	45
371,34	0,0125		293,02	80
373,21	0,0150		294,02	128
375,01	0,0175		294,99	197
376,66	0,0200		295,24	222
378,11	0,0225		295,68	280
379,39	0,0250		295,88	320
380,62	0,0275		296,09	400
381,88	0,0300		296,14	450
382,00	0,0302		296,16	500
383,17	0,0325		296,18	550

384,16			0,0350		296,18			600
Кривая зависимости объёма стока от уровня воды представлена на рисунке
2.1, описывающая данную кривую вб = (вдхр.).
ZВБ,м
386
382			▼НПУ
382
378
374
370
366
362
358
354
350
346								V,км3
346
0	0,005	0,01	0,015	0,02	0,025	0,03	0,035	0,04
	Рисунок 2.1-Кривая зависимости объёма стока от уровня воды
			водохранилища
								6

Полином зависимости ZВБ=f(V):

	= −337963447264,00 ∙ 6		+ 42440 493 376,00 ∙ 5		−
ВБ		вдхр.		вдхр.
− 2123179961,88 ∙ 4		+ 54038636,86 ∙ 3		− 747100,30 ∙ 2	+
	вдхр.		вдхр.	вдхр.
+6135,90 ∙ вдхр. + 346,00.					(2.1)

Кривые зависимости расхода от уровня воды в створе гидроузла для периода открытого русла представлены на рисунке 2.2. Зимнюю кривую не учитываем, так как створ находится на крайнем юге около села Бамут, в котором наименьшие температуры окружающего воздуха отмечаются в январе, феврале, декабре до 2.0°C, следовательно, замерзание реки не происходит.

Полином зависимости ZНБ=f(Q):

	= −1,13808718175825 ∙ 6 ∙ 10−15 + 2,3934352729718 ∙ 5	∙
НБ
10−12 − 2,0186241324327 ∙ 4 ∙ 10−9 + 9,08881775618653 ∙ 3 ∙ 10−7 −
−2,59577546785295 ∙ 2 ∙ 10−4 + 5,30942970854085 ∙ ∙ 10−2 +
+290,047767220269.		(2.2)

Рисунок 2.2 – Кривая связи уровней нижнего бьефа от расхода

Отметка нормального подпорного уровня НПУ = 382 м.

Весенне – летний период: IV – IX, осенне – зимний период: X – III. Коэффициент мощности Kм = 8,6;

Потери напора в водоподводящих сооружениях ∆ = 1,4 м.

2.2 Данные по энергосистеме

Выбранный створ, для строительства гидроузла проектируется на изолированную нагрузку в зоне ОДУ Юга, Северокавказское РДУ.

Годовой максимум нагрузки энергосистемы = 710 МВт.

Расчет и построение графиков нагрузки для зимних и летних суток для данного региона представлены в 4 разделе на рисунке 4.2.

Установленная мощность и среднегодовая выработка существующих ГЭС представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.4– Существующие ГЭС

Название	уст, МВт	Эср.год., млн. кВт ∙ ч
Чиркейская ГЭС	1000	2470

Но также стоит учесть в дальнейших расчетах, что в данную энергосистему передается 112 МВт с Чиркейской ГЭС.

Аварийный резерв составляет 10% от рабочей мощности, нагрузочный –

3%.

Коэффициент мощности м = 8,6.

3 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока

При определении расчётных гидрографов разделим год на два периода: многоводный (половодье) и маловодный (межень). К периоду половодья относятся те месяцы, в которых расходы больше или равны среднегодовому, остальные месяцы – это период межени. Ранжируем каждую последовательность в порядке убывания и рассчитываем обеспеченность каждого среднегодового расхода, расхода в половодье и в межени, в процентах по формуле 3.1.

( ) =		∙ 100%,	(3.1)
	+1

где – порядковый номер члена ряда расходов (среднегодовых, среднеполоводных и средних за зимний сезон), ранжированного в убывающем порядке;

– общее число членов ряда.

Полученные значения занесены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 – Данные для построения кривых обеспеченности среднегодовых, среднеполоводных и среднемеженных расходов

m	P,%	Qсргод,	Год	Qполов,	Год	Qмежен,	Год
m	P,%	м3/с	Год	м3/с	Год	м3/с	Год
		м3/с		м3/с		м3/с
1	2	138	1974	246	1974	37	1992
2	5	108	1970	197	1979	37	1993
3	7	103	1960	194	1970	37	1971
4	9	102	1979	176	1960	37	1994
5	12	102	1975	170	1980	35	1975
6	14	100	1983	169	1983	35	1978
7	16	99	1980	168	1975	35	1979
8	19	95	1984	163	1984	33	1977

m		P,%		Qсргод,		Год		Qполов,		Год		Qмежен,		Год
				м3/с				м3/с				м3/с

9	21		95		1971		153		1959		33		1995
10	23		91		1959		153		1971		33		1990
11	26		88		1990		143		1990			33		1991
12	28		87		1994		143		1976		33		1973
13	30		83		1989		143		1995		32		1986
14	33		83		1961		141		1989		31		1985
15	35		82		1993		138		1961		31		1983
16	37		81		1992		138		1994		30		1974
17	40		81		1973		137		1965		30		1960
18	42		81		1981		134		1981		30		1976
19	44		79		1977		130		1973		29		1959
20	47		79		1965		127		1993		29		1996
21	49		79		1995		127		1969		28		1966
22		51		78		1991	126		1992		28		1972
23	53		77		1976		125		1977		28		1980
24	56		77		1966		125		1966		28		1961
25	58		76		1986		123		1987		28		1981
26	60		76		1969			122		1991	27		1958
27	63		75		1987		121		1958		27		1984
28	65		74		1958		120		1986		27		1987
29	67		73		1978		118		1962		27		1968
30	70		70		1962		114		1963		27		1955
31	72		69		1996		114		1967		26		1989
32	74		69		1972		111		1978		26		1988
33	77		69		1963		110		1972		25		1982
34	79		67		1967		110		1996		24		1969
35	81		67		1968		107		1968		24		1963
36	84		64		1985			101		1957		24		1957
37	86		64		1955		101		1955		23		1964
38		88		63		1957	98		1982		22		1965
39	91		62		1982		97		1985		22		1970
40	93		59		1964		96		1964		21		1962
41	95		57		1956		93		1956		21		1956
42	98		48		1988		69		1988		20		1967

По данным из таблицы 3.1 строим кривые обеспеченности для средних расходов за год, для половодья и для межени (рисунок 3.1).

Рисунок 3.1 – Эмпирические кривые обеспеченности

Расчетные значения обеспеченности для выбора маловодного и средневодного года, берутся 90 и 50%. Как видим на трех кривых при заданной обеспеченности оказываются разные года, значит нужно найти коэффициенты приведения и привести расчетный год к заданной обеспеченности.

3.1 Выбор расчётного средневодного года ( = %).

На графике отсутствует конкретный год для Р=50%, значит нам нужно взять ближайшие расходы слева и справа от расчетной обеспеченности (1991 год и 1995). Интерполируем значение расхода для 50% обеспеченности.

(1969 и 1992 г). Эти года пришли на обеспеченность 49% и 51% по половодью. Интерполируя, получаем баз(половодье) =127 м3/с. Этот расход приходится на обеспеченность 50% по половодью.

(1966 и 1972 г). Эти года пришли на обеспеченность 49% и 51% по межени. Интерполируя, получаем баз(межень) =28 м3/с. Этот расход приходится на обеспеченность 50% по межени.

Найдем коэффициенты приведения по половодью и межени для сравниваемого 1931 и 1966 г.

Вычисляем коэффициенты приведения для 1991 года:


К	=		баз(половодье)		=		127	= 1,03,	(3.2)
К	=				=			= 1,03,	(3.2)
п		1991 по половодью					122
		1991 по половодью					122
К	=		баз(межень)	=		28	= 0,86.		(3.3)
К	=			=			= 0,86.		(3.3)
м			1991 по межени	33
			1991 по межени	33

1 / 61 2 3 4 5 6 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете Использование водной энергии

#
28.02.20241.9 Mб1Курсовой.docx
#
28.02.20241.44 Mб1Курсовой.pdf
#
28.02.20244.14 Mб0Лейман А.В, ГЭ18-02Б (ИВЭ) ПЕРЕД РП.docx
#
28.02.20244.09 Mб0Лейман А.В, ГЭ18-02Б (ИВЭ).docx
#
28.02.2024535.72 Кб0Лейман А.В, ГЭ18-02Б (ИВЭ).docx.pdf
#
28.02.20242.88 Mб0Лейман А.В, ГЭ18-02Б (ИВЭ).pdf
#
28.02.2024653.47 Кб0Лейман А.В. (родное суточное(деривация)).xlsx
#
28.02.2024294.38 Кб0Моя доля.docx
#
28.02.202436.69 Кб3Определение потенциальных ресурсов рек.docx
#
28.02.20243.66 Mб0ОТЧЁТ НОВЫЙ НОРМАЛЬНЫЙ-1.docx
#
28.02.20243.66 Mб0ОТЧЁТ НОВЫЙ НОРМАЛЬНЫЙ.docx