Курсовой
.pdf
где = 8,6 − коэффициент мощности.
Cуточную выработку в млн. кВт·ч можно определить по формуле:
Э |
СУТ |
= |
∙ 24 ∙ 10−3, |
(6.3) |
|
ср |
|
|
Заносим данные в таблицу 6.2.
Таблица 6.2 – Расчёт среднемесячных мощностей и выработки, проектируемой ГЭС на бытовом стоке
№ |
полбыт, |
|
∆ , м |
, м |
, м |
Н, м |
СР, |
ЭСУТ, млн. |
|
месяца |
м ⁄с |
|
|
ВБ |
НБ |
|
МВт |
кВт ∙ ч |
|
|
|
|
|
|
|||||
I |
41 |
|
|
|
328,26 |
49,24 |
17 |
0,41 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
II |
60 |
|
|
|
328,37 |
49,13 |
25 |
0,60 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
III |
77 |
|
|
|
328,47 |
49,03 |
32 |
0,77 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
IV |
102 |
|
|
|
328,52 |
48,98 |
42 |
1,01 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
V |
459 |
|
|
|
330,04 |
47,46 |
181 |
4,34 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
VI |
843 |
8,6 |
0,5 |
378 |
331,36 |
46,14 |
322 |
7,73 |
|
|
|
|
|
|
|
||||
VII |
439 |
329,96 |
47,54 |
173 |
4,15 |
||||
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
VIII |
400 |
|
|
|
329,81 |
47,69 |
159 |
3,82 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
IX |
299 |
|
|
|
329,40 |
48,10 |
120 |
2,88 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
X |
184 |
|
|
|
329,04 |
48,46 |
75 |
1,80 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
XI |
103 |
|
|
|
328,61 |
48,89 |
43 |
1,03 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
XII |
41 |
|
|
|
328,26 |
49,24 |
18 |
0,43 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Установленная мощность Мамаканской ГЭС, расположенной на
расстоянии 270 |
км. от створа |
проектируемой |
станции, составляет |
|
УСТ = 86 МВт, |
а среднегодовая |
выработка |
ЭСР |
.ГОД = 253 млн. кВт · ч. |
Поскольку Мамаканская ГЭС относится к Иркутскому РДУ, то установленную мощность примем в два раза меньше УСТ = 43 МВт.
Гидроэлектростанции не могут выдавать каждый месяц одинаковую выработку, вполне логичным будет предположить, что зимой выработка на 20 % больше, чем в летние месяцы.
Тогда среднесуточная выработка Мамаканской ГЭС для января–декабря равна:
Э |
январь |
= ( |
ЭСР.ГОД |
) · 1,2 |
(6.4) |
||
ср.сут |
2·365 |
||||||
|
|
|
|
||||
Э |
январь |
= ( |
253 |
) · 1,2 = 0,42 млн. кВт · ч. |
|
||
ср.сут |
|
|
|||||
|
|
2·365 |
|
|
|||
Для дальнейшего построения баланса энергии необходимо рассчитать среднесуточные мощности для всех месяцев года.
21
Среднесуточная мощность для января рассчитывается следующим образом: среднесуточную выработку января необходимо поделить на 24 часа:
январь = ( |
Э срянварь.сут |
) · 1000 |
(6.5) |
|
24 |
||||
ср.сут |
|
|
январьср.сут = (0,4224 ) · 1000 = 17 МВт
Для остальных месяцев года среднесуточные мощности рассчитываются аналогично.
Среднесуточные выработки и мощности для существующих ГЭС сведены в таблицу 6.3.
Таблица 6.3 – Среднесуточные выработки и мощности для существующих ГЭС
Месяцы |
I |
II |
III |
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент |
1,2 |
1,1 |
1,05 |
0,95 |
0,9 |
0,8 |
0,8 |
0,9 |
0,95 |
1,05 |
1,1 |
1,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Эср.сут |
0,42 |
0,38 |
0,36 |
0,33 |
0,31 |
0,28 |
0,28 |
0,31 |
0,33 |
0,36 |
0,38 |
0,42 |
ср.сут |
17 |
16 |
15 |
14 |
13 |
12 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
|
По данным таблиц 6.2 и 6.3 строим график баланса энергии (см. рис. 6.1). |
|||||||||||
500 |
NСР, МВт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Мощности |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
существующих |
400 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГЭС, МВт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Линия гарантированной мощности, МВт |
|
|
|
Мощности |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
300 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ВХК, МВт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Бытовые |
200 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
мощности, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
МВт |
100 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Энергосистема |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
, МВт |
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Месяцы |
|
I |
II |
III |
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
|
|
|
|
|
Рисунок 6.1 – Баланс энергии |
|
|
|||||
Таким образом, выбранная для проектируемой ГЭС гарантированная мощность за январь и декабрь равна ГАР = 146 МВт, февраль и ноябрь ГАР = 130 МВт, октябрь и март ГАР = 93 МВт.
22
7 Расчет сработки-наполнения водохранилища по условию маловодного года (90%)
В результате сработки водохранилища определяется, отметка УМО, а также определяются конечные значения гарантированных мощностей проектируемой ГЭС. Сработка водохранилища начинается в первый месяц после половодья. В результате сработки водохранилище отметки начала сработки должны совпасть с конечными отметками. Все необходимые формулы для расчёта сработки приведены ниже 7.1-7.8
QГЭС=Qполезный+Qводохранилища-Qхолостые сбросы, |
(7.1) |
|||||||
QНБ=Qшлюзования+Qфильтрации+Qхолостые сбросы +QГЭС, |
(7.2) |
|||||||
пол.быт. = быт. − шл. − исп. − фильт. − лёд., |
(7.3) |
|||||||
|
водохр.∙ с |
|
||||||
∆ = |
|
|
|
мес. |
|
, |
|
(7.4) |
109 |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|||
кон. = нач. |
− ∆ , |
(7.5) |
||||||
|
|
нач.+ кон. |
|
|||||
|
= |
ВБ |
|
ВБ |
, |
(7.6) |
||
|
|
|
||||||
ВБср. |
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
= ВБср. − НБ − ∆ , |
(7.7) |
|||||||
ГЭС = ∙ ГЭС ∙ . |
(7.8) |
|||||||
Начальный объем равен объему при отметке НПУ=378 м.
В каждом последующем месяце значением начального объема должно быть равно значению конечного объема прошлого месяца. Результаты представлен в таблице 7.1
23
Таблица 7.1 – Режим работы проектируемой ГЭС в маловодном году
Месяц |
Qбыт м^3/с |
Qф, м^3/с |
Qисп, м^3/с |
Qл, м^3/с |
Qбытовое пол, |
м^3/с |
Qводх, м^3/с |
QВХК, м^3/с |
QГЭС, м^3/с |
Qх.сбр, м^3/с |
Qнб, м^3/с |
|
Vнач, км^3 |
|
ΔV, км^3 |
|
Vкон, км^3 |
|
|
Zнач.ВБ, М |
|
|
Zкон.ВБ, М |
|
Zср.ВБ, М |
Zнб, М |
HГЭС, М |
Nгэс, МВт |
Nгар, МВт |
X |
193 |
3 |
1,93 |
3 |
185 |
40,702 |
200 |
226 |
229 |
0 |
|
22,21 |
|
0,11 |
22,10 |
|
378,00 |
|
377,84 |
377,92 |
329,27 |
48,16 |
93,00 |
93,00 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
XI |
111 |
3 |
1,11 |
3 |
104 |
217,774 |
200 |
322 |
325 |
0 |
22,10 |
0,58 |
21,52 |
377,84 |
376,99 |
377,42 |
329,74 |
47,17 |
130,00 |
130,00 |
|||||||||
XII |
52 |
3 |
0,52 |
8 |
40 |
330,631 |
200 |
371 |
374 |
0 |
21,52 |
0,89 |
20,63 |
376,99 |
375,76 |
376,38 |
329,97 |
45,90 |
146,00 |
146,00 |
|||||||||
I |
52 |
3 |
0,52 |
8 |
40 |
340,635 |
200 |
381 |
384 |
0 |
20,63 |
0,91 |
19,72 |
375,76 |
374,67 |
375,22 |
330,02 |
44,70 |
146,00 |
146,00 |
|||||||||
II |
66 |
3 |
0,66 |
3 |
59 |
286,063 |
200 |
345 |
348 |
0 |
19,72 |
0,77 |
18,95 |
374,67 |
373,90 |
374,29 |
329,85 |
43,93 |
130,00 |
130,00 |
|||||||||
III |
84 |
3 |
0,84 |
3 |
77 |
170,957 |
200 |
248 |
251 |
0 |
18,95 |
0,46 |
18,50 |
373,90 |
373,50 |
373,70 |
329,38 |
43,82 |
93,00 |
93,00 |
|||||||||
IV |
102 |
3 |
1,02 |
-5 |
103 |
94,51 |
200 |
197 |
200 |
0 |
18,50 |
0,25 |
18,24 |
373,50 |
373,29 |
373,40 |
328,97 |
43,93 |
75,00 |
ВХК |
|||||||||
V |
466 |
3 |
4,66 |
-8 |
466 |
-269 |
200 |
197 |
200 |
0 |
18,24 |
-0,72 |
18,96 |
373,29 |
373,91 |
373,60 |
328,97 |
44,14 |
75,00 |
ВХК |
|||||||||
VI |
855 |
3 |
8,55 |
-10 |
853 |
-656 |
200 |
197 |
200 |
0 |
18,96 |
-1,76 |
20,72 |
373,91 |
375,88 |
374,90 |
328,96 |
45,43 |
77,00 |
ВХК |
|||||||||
VII |
448 |
3 |
4,48 |
-3 |
444 |
-246 |
200 |
197 |
200 |
0 |
20,72 |
-0,66 |
21,38 |
375,88 |
376,79 |
376,34 |
328,97 |
46,87 |
80,00 |
ВХК |
|||||||||
VIII |
411 |
3 |
4,11 |
0 |
404 |
-206 |
200 |
197 |
200 |
0 |
21,38 |
-0,55 |
21,93 |
376,79 |
377,60 |
377,20 |
328,97 |
47,73 |
81,00 |
ВХК |
|||||||||
IX |
308 |
3 |
3,08 |
0 |
302 |
-105 |
200 |
197 |
200 |
0 |
21,93 |
-0,28 |
|
22,21 |
|
377,60 |
|
378,00 |
|
377,80 |
328,97 |
48,33 |
82,00 |
ВХК |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24
Результаты водноэнергетического расчета по условию маловодного года:
•гарантированная мощность января, декабря Nгар = 146 МВт.
•уровень мертвого объема – УМО = 373,291 м.
•полезный объем Vпол = 33,8 км3.
25
8. Определение рабочей мощности ГЭС
Для определения рабочих мощностей ГЭС необходимы все значение ИКН для года, которые приведены в приложении А, таблица А.1. Так же необходимы значения гарантированных мощностей (табл. 7.1). Рабочая мощность определяется путем вписывания проектируемой ГЭС в суточный график нагрузки и определения зон работы. При вписывании проектируемой ГЭС, рассчитывается гарантированная суточная выработка по формуле 8.1.
Эгар. = гар. ∙ 24, |
(8.1) |
где 24 - количество часов в сутках. |
|
При выписывании станции необходимо не затрагивать зоны работы существующих станций. Так же при вписывании существующих станций используется суточная выработка. Расчет суточной выработки из годовой, осуществляется по формуле 8.2.
|
Сущ |
|
ЭгодСущ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ЭСут |
= |
|
|
, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(8.2) |
|
|
365 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
Суммарная рабочая мощность определяется по формуле 8.3. |
|
|
|
||||||||||||||||
|
Nраб. = Nпик+Nбаза, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(8.3) |
|
||||||
|
|
Все расчёты приведены в таблице 8.1. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
Таблица 8.1- Результаты вычисления рабочих мощностей |
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Месяц |
|
|
Nб а за , |
|
|
Эб а за , млн. |
|
|
Nп и к , |
|
|
Эп и к , млн. |
|
|
Nга р., |
|
|
Nра б . , |
|
|
|
|
|
МВт |
|
|
КВт·ч |
|
|
МВт |
|
|
КВт·ч |
|
|
МВт |
|
|
МВт |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
Январь |
|
|
41,41 |
|
0,99 |
|
196,00 |
|
2,51 |
|
146,00 |
|
237 |
|
||||||
|
Февраль |
|
40,57 |
|
0,97 |
|
169,00 |
|
2,15 |
|
130,00 |
|
210 |
|
|||||||
|
Март |
|
|
39,48 |
|
0,95 |
|
123,00 |
|
1,28 |
|
93,00 |
|
162 |
|
||||||
|
Апрель |
|
|
38,44 |
|
0,92 |
|
125,00 |
|
0,88 |
|
75,00 |
|
163 |
|
||||||
|
Май |
|
|
37,78 |
|
0,91 |
|
75,00 |
|
0,89 |
|
75,00 |
|
113 |
|
||||||
|
Июнь |
|
|
37,68 |
|
0,90 |
|
75,00 |
|
0,94 |
|
77,00 |
|
113 |
|
||||||
|
Июль |
|
|
37,78 |
|
0,91 |
|
82,00 |
|
1,01 |
|
80,00 |
|
120 |
|
||||||
|
Август |
|
|
37,96 |
|
0,91 |
|
85,00 |
|
1,03 |
|
81,00 |
|
123 |
|
||||||
|
Сентябрь |
|
39,07 |
|
0,94 |
|
85,00 |
|
1,03 |
|
82,00 |
|
124 |
|
|||||||
|
Октябрь |
|
40,31 |
|
0,97 |
|
122,00 |
|
1,26 |
|
93,00 |
|
162 |
|
|||||||
|
Ноябрь |
|
|
41,04 |
|
0,99 |
|
169,00 |
|
2,13 |
|
130,00 |
|
210 |
|
||||||
|
Декабрь |
|
41,57 |
|
1,00 |
|
195,00 |
|
2,51 |
|
146,00 |
|
237 |
|
|||||||
Суточные графики и графики ИКН всех месяцев представлены в приложении А, рисунки А.1 - А.12.
26
9. |
Расчет резервов и планирование |
капитальных ремонтов |
оборудования |
|
|
Расчёт резервов необходим для построения баланса мощностей и |
||
определения установленной мощности. |
|
|
Нагрузочный резерв для энергосистемы принимают как 3% от |
||
максимальной нагрузки, а аварийный – 10%. |
|
|
РнагрЭС |
. = РЭС ∙ 0,03 |
(9.1) |
РнагрЭС |
. = 496 ∙ 0,03 = 15 МВт |
|
РаварЭС |
. = РЭС ∙ 0,1 |
(9.2) |
РаварЭС |
. = 496 ∙ 0,1 = 50 МВт |
|
Нагрузочный резерв распределяется между проектируемой и существующими ГЭС пропорционально их максимальным рабочим мощностям, тогда:
Рпроектнагр .ГЭС = 12 МВт
сущ.ГЭС |
= 1 МВт |
Рнагр |
|
сущ.ТЭС |
= 3 МВт |
Рнагр |
Аварийный резерв размещается на ТЭС, так как вода, как энергоноситель, для покрытия этого резерва не нужна, поэтому при расчёте установленной мощности проектируемой ГЭС он считается равным 0.
Для определения величины ремонтного резерва, необходимо определить ремонтную площадь существующих ГЭС и ТЭС, а также проектируемой ГЭС, соответственно:
сущ.ГЭС |
= |
|
рабсущ.ГЭС |
∙ 1 месяц, |
(9.3) |
|||||
|
|
|
||||||||
рем |
6 |
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|||||
сущ.ГЭС |
= |
39 |
= 7 МВт ∙ |
мес |
|
|
||||
|
|
|
|
|||||||
рем |
6 |
|
|
|
год |
|
||||
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
сущ.ТЭС |
|
|
|
|
||
сущ.ТЭС |
= |
раб. |
∙ 1 месяц, |
(9.4) |
||||||
|
||||||||||
рем |
6 |
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
27 |
сущ.ТЭС |
= |
259 |
= 43 МВт ∙ |
мес |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
||||||||
рем |
|
6 |
|
|
|
год |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
проект.ГЭС |
|
|
|
|
|
|
||
проек.ГЭС |
= |
раб. |
∙ 1 месяц, |
(9.5) |
||||||||
|
|
|||||||||||
рем |
|
6 |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
проек.ГЭС |
= |
237 |
= 40 МВт ∙ |
мес |
|
|
||||||
|
|
|
||||||||||
рем |
|
6 |
|
|
|
год |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|||||||
Ремонтный резерв ГЭС располагают после периода половодья в 9–ом месяце. Ремонтный резерв ТЭС – в месяцы провала нагрузки, в данном случае июнь – июль.
10.Баланс мощности
Баланс мощностей представляет собой распределение мощностей на покрытие максимальной нагрузки между всеми участниками энергосистемы и размещение резервов во времени и по конкретным электростанциям.
Расчёт и распределение резервов посчитаны в пункте 9 и сведены в таблицу 10.1, баланс мощностей изображен на рисунке 10.1.
Таблица 10.1 – Расчёт и распределение резервов
|
Энергосистема |
|
Существующие ГЭС |
Проектируемая ГЭС |
Существующие ТЭС |
|||||||||
t, мес |
Pmax, |
Pавар, |
Pнагр |
, |
Nраб, |
Nнагр, |
Nрем, |
Nраб, |
Nнагр, |
Nрем, |
Nраб, |
Nнагр, |
Nавар, |
Nрем, |
|
МВт |
МВт |
МВт |
|
МВт |
МВт |
МВт |
МВт |
МВт |
МВт |
МВт |
МВт |
МВт |
МВт |
I |
496 |
50 |
15 |
|
39 |
1 |
0 |
237 |
12 |
0 |
259 |
3 |
50 |
0 |
II |
469 |
47 |
14 |
|
39 |
1 |
0 |
210 |
11 |
0 |
259 |
3 |
47 |
0 |
III |
421 |
42 |
13 |
|
39 |
1 |
0 |
162 |
8 |
0 |
259 |
5 |
42 |
0 |
IV |
367 |
37 |
11 |
|
39 |
1 |
0 |
163 |
8 |
0 |
204 |
3 |
37 |
0 |
V |
319 |
32 |
10 |
|
39 |
1 |
0 |
113 |
6 |
0 |
206 |
4 |
32 |
0 |
VI |
292 |
29 |
9 |
|
39 |
1 |
0 |
113 |
6 |
0 |
179 |
3 |
29 |
21,5 |
VII |
292 |
29 |
9 |
|
39 |
1 |
0 |
120 |
6 |
0 |
172 |
3 |
29 |
21,5 |
VIII |
319 |
32 |
10 |
|
39 |
1 |
0 |
123 |
6 |
0 |
196 |
4 |
32 |
0 |
IX |
367 |
37 |
11 |
|
39 |
1 |
0 |
124 |
6 |
0 |
243 |
5 |
37 |
0 |
X |
421 |
42 |
13 |
|
39 |
1 |
7 |
162 |
8 |
40 |
259 |
5 |
42 |
0 |
XI |
469 |
47 |
14 |
|
39 |
1 |
0 |
210 |
11 |
0 |
259 |
3 |
47 |
0 |
XII |
496 |
50 |
15 |
|
39 |
1 |
0 |
237 |
12 |
0 |
259 |
3 |
50 |
0 |
28
600 |
P, МВт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ремонтный резерв |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
существующей ГЭС |
500 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нагрузочный резерв |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
существующей ГЭС |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Существующие ГЭС |
400 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ремонтный резерв |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
проетируемой ГЭС |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ремонтный резерв ТЭС |
300 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Аварийный резерв |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нагрузочный резерв |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТЭС |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нагрузочный резерв |
200 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
проектируемой ГЭС |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Проектируемая ГЭС |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Существующие ТЭС |
100 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Линия вытеснения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
мощности |
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
t, месяцы |
|
I |
II |
III |
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
|
Рисунок 10.1 – Баланс мощности
29
11.Режимное поле
Необходимо определить область допустимой работы проектируемой ГЭС, для этого построим режимное поле с указанием линий ограничений для различных режимов.
Построение напорных характеристик выполняется по следующему
уравнению: |
|
ГЭС( ГЭС) = ВБ( сраб) − НБ( НБ) − ∆ , |
(13.1) |
где ВБ( сраб) – отметка уровня воды в водохранилище, которая изменяется в зависимости от объема сработки от НПУ до УМО;
НБ( НБ) – отметка уровня воды в нижнем бьефе в зависимости от расхода в нижнем бьефе;
∆ – потери напора в подводящих сооружениях.
Уравнение линии ограничения по установленной мощности имеет вид:
QГЭС( ) = |
|
NВЫТ |
, |
|
|
(13.2) |
||||||
|
|
∙H |
ГЭС |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Ограничение по пропускной способности турбины, которую определим |
||||||||||||
по зависимости: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
max |
|
√HГЭС |
|
|
||||||||
QГЭС = QГЭС |
∙ |
|
|
|
|
|
|
, |
(13.3) |
|||
|
|
|
|
|
|
|||||||
√HрN |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|||||||
где QmaxГЭС – максимальная пропускная способность ГЭС.
Ограничением слева на режимном поле является минимальный расход, определяемый заданным ограничением по условиям функционирования санитарного попуска (QminГЭС
Результаты расчётов сведены в таблицу 11.1. Режимное поле представлено на рисунке 11.1.
30