Порядок выполнения работы. 1. В качестве исходных данных задан гидрологический ряд среднемесячных расходов воды

1. В качестве исходных данных задан гидрологический ряд среднемесячных расходов воды за период в n лет в створе реки. Располагаем их в порядке убывания и откладываем по оси ординат.

2. Значение обеспеченности (вероятности) для каждого члена проранжированного по убыванию ряда определяется по формуле:

(2.1)

где m – порядковый номер каждого рассматриваемого года в убывающем ряду; n – общее количество лет в статистическом ряду.

По оси абсцисс откладывается обеспеченность этой величины в процентах или в долях от суммарного времени.

Полученная в результате эмпирическая кривая обеспеченности будет иметь вид, представленный на рисунке 2.2.

3. Определяем маловодный и средневодный год по кривой обеспеченности. При проектировании данные года могут быть приняты равными 95% (маловодный) и 50% (средневодный) соответственно.

Рис. 2.2 Эмпирическая кривая обеспеченности

4. Представить полученные гидрографы на одном графике.

5. В выводе указать, что такое кривая обеспеченности и для чего она используется. Объяснить выбор гидрографов маловодного и средневодного года.

Задание №3

«Напорные характеристики русловой и деривационной ГЭС»

(2 часа)

Цель:Научиться строить напорные характеристики для различных типов ГЭС и определять режимное поле гидротурбин с учётом накладываемых оборудованием ограничений.

Задачи:

1. Построить напорные характеристики русловой и деривационной станции.

2. Нанести линии ограничения по мощности генератора и пропускной способности турбины.

3. Сделать вывод о видах и назначении напорных характеристик ГЭС.

Основные сведения

Напорные характеристики дают связь напоров ГЭС и расхода воды, поступающего в нижний бьеф . Напор на входе в турбинную установку

(3.1)

где - это та часть напора, которая теряется в водоподводящих сооружениях до входа воды в турбинную камеру. Она зависит от величины проходящего через них расхода .

Принимаем, что отметка . В таком случае зависимость изменения напора от графической форме данная зависимость представлена на рис. 3.1. Пользуясь кривыми 1 и 2, характеризующими потери на сооружения и потери вследствие увеличения нижнего бьефа, можно определить действительную величину напора.

кривая 2

кривая 1

∆hсоор

zвб

Z, м

Q, м3/сек

HГЭС

∆hнб

Qi

Zнб=f(Qнб)

Рис. 3.1 Зависимость изменения напора от расхода в нижний бьеф

На низконапорных ГЭС (в большинстве случаев это русловые ГЭС) потери напора в сооружениях близки к нулю, следовательно, напорная характеристика будет определяться потерями в нижнем бьефе. На рис.3.2 а) показан примерный вид напорной характеристики для низконапорных ГЭС.

Для высоконапорных ГЭС (приплотинные, деривационные и смешанно-деривационные плотины ГЭС) напорные характеристики выглядят иначе. Напорная характеристика такой ГЭС построена на рис. 3.2 б). При этом величина для таких станций может значительно влиять на напор.

В общем случае потери напора определяются характеристикой:

(3.2)

Где , ;

, ;

n – число ниток деривации; z – число работающих агрегатов на ГЭС, и – коэффициенты, учитывающие конструктивные особенности водоподводящих сооружений.

Рис. 3.2 Напорные характеристики: а) русловая ГЭС; б) деривационная ГЭС.

Напорные характеристики ГЭС строятся для зимнего и летнего периода. Однако, у деривационных ГЭС они совпадают. В работе не учитывается замерзание воды в нижнем бьефе вследствие малых расходом и незначительного изменения уровня нижнего бьефа данных гидроэлектростанций.

При выполнении задания расчет ведется для отметок НПУ (нормальный подпорный уровень) и УМО (уровень мёртвого объёма), так как эти отметки выступают верхней и нижней границей зоны нормальной работы водохранилища ГЭС. В реальности это будет семейство характеристик с шагом в 1 метр.

Для построения напорных характеристик русловых ГЭС используют выражение:

(3.3)

для высоконапорных ГЭС применяют зависимость вида:

(3.4)

Для определения рабочего поля ГЭС, а также точек , , на напорные характеристики наносим линии ограничения.

Линия ограничения по мощности генераторов (ЛОГ). Линия ограничения может наноситься как на напорных характеристиках отдельных агрегатов, так и на напорных характеристиках всей станции. В последнем случае линия выступает в качестве ограничения по установленной мощности ГЭС. В работе при построении ЛОГ будем руководствоваться установленной мощностью станции.

Значение установленной мощности ГЭС постоянно, однако данное значение, исходя из формулы мощности, может быть достигнуто при различных сочетаниях значений и . ¯ приводит к необходимости ­ для поддержания одного и того же значения мощности, что объясняет наклонный вид ЛОГ на характеристике.

Превышение номинальной мощности гидрогенераторами станции приводит к перегреву изоляции токоведущих частей, что в свою очередь, ведёт к аварии. Поэтому выход за пределы ЛОГ в нормальном режиме работы – недопустим.

Точки, лежащие на линии установленной мощности, определяются выражением:

при (3.5)

где

Пересечение ЛОГ с характеристикой напора при отметки при позволяет определить максимальный напор при котором станция может вырабатывать установленную мощность.

Наименьший напор, при котором станция вырабатывает установленную мощность, называется расчетным по мощности напором .

Линия ограничения по мощности турбины (ЛОТ).ЛОТ определяет максимальную мощность турбины, обусловленную максимальной пропускной способностью.

Линия ограничения по турбине характеризуется зависимостью:

, при (3.6)

Рис. 3.3 Напорные характеристики ГЭС с учётом ограничений

Пересечение ЛОТ с отметкой напора при позволяет определить минимальный напор , при котором станция может вырабатывать электроэнергию (рис.3.3). Снижение уровня верхнего бьефа ниже невозможно по конструктивным особенностям ГЭС (на данном уровне расположены водоприемные отверстия).

Исходные данные:

Таблица 3.1

Характеристика нижнего бьефа русловой ГЭС

	Qнб, (м3/с)
Вариант 1	Zнб, (м)		48,41		49,45	49,83	50,16	50,35	50,47	50,7
Вариант 2	Zнб, (м)		48,7	49,3	49,75	50,25	50,5	50,8	51,1

Таблица 3.2

Характеристика нижнего бьефа деривационной ГЭС

	Qнб, (м3/с)
Вариант 1	Zнб, (м)		750,8	751,3	751,6	751,9	752,15	752,35	753,3
Вариант 2	Zнб, (м)		750,5		751,35	751,6	751,75	751,8	752,3

Таблица 3.3

Исходные данные для построения напорных характеристик русловой ГЭС

Вариант	Вид ГЭС	Вариант хар-ки НБ	Максим. Пропуск. Способность, м3/с	Расчетный напор, Hp, м	число агрегатов, z	Зимний коэф., Кз	НПУ и УМО, м
	русл.			18,5		0,6	71 65
	русл.					0,5	71 65
	русл.			18,7		0,6	70,5 66
	русл.					0,5	68,2 64,6
	русл.			17,8		0,6	70,5 64
	русл.			18,1		0,5	70,2 64,5
	русл.			18,3		0,6	70,5 64,5
	русл.			18,2		0,5	69,9 65
	русл.					0,6	72,5 65
	русл.			17,5		0,5	68,5 64
	русл.					0,6	69,5 64
	русл.			19,2		0,5	70,8 65
	русл.			18,4		0,6	70,6 65,1
	русл.			18,6		0,5	70,5 64,8
	русл.					0,6	71 65,5
	русл.			18,8		0,5	70,8 65,6
	русл.			18,7		0,5	71 64,9
	русл.			18,3		0,6	71,3 65,2

Таблица 3.4

Исходные данные для построения напорных характеристик деривационной ГЭС

Вариант	Вид ГЭС	Вариант хар-ки НБ	Максим. пропуск. способность, м3/с	Расчетный напор, Hp, м	Число агрегатов, z	Число ниток деривации	Зимний коэф., Кз	НПУ и УМО, м	Коэф.
a1 a2
	дерив.							900 870	0,02 0,035
	дерив.			115,5				910 810	0,02 0,04
	дерив.			114,7				900 860	0,015 0,03
	дерив.							890 860	0,025 0,04
	дерив.							890 860	0,015 0,04
	дерив.							910 870	0,02 0,05
	дерив.							900 870	0,03 0,07
	дерив.							905 860	0,04 0,08
	дерив.							905 860	0,03 0,06
	дерив.							908 845	0,035 0,05
	дерив.			125,5				910 860	0,03 0,06
	дерив.							900 860	0,035 0,05
	дерив.							910 870	0,02 0,04
	дерив.			114,7				900 850	0,015 0,04
	дерив.			114,5				905 845	0,02 0,035
	дерив.			115,7				905 850	0,05 0,07
	дерив.							908 845	0,08 0,13
	дерив.							910 870	0,03 0,05