Порядок выполнения работы

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.

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 величинадля 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)	0	200	400	600	800	1000	1200	1400	2000
Вариант 1	Zнб, (м)	47	48,41	49	49,45	49,83	50,16	50,35	50,47	50,7
Вариант 2	Zнб, (м)	47	48,7	49,3	49,75	50,25	50,5	50,8	51,1	52

Таблица 3.2

Характеристика нижнего бьефа деривационной ГЭС

	Qнб, (м3/с)	0	5	10	15	20	25	30	60
Вариант 1	Zнб, (м)	750	750,8	751,3	751,6	751,9	752,15	752,35	753,3
Вариант 2	Zнб, (м)	750	750,5	751	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
1	русл.	1	1000	18,5		0,6	71 65
2	русл.	1	1200	19		0,5	71 65
3	русл.	1	1100	18,7		0,6	70,5 66
4	русл.	1	650	17,9		0,5	68,2 64,6
5	русл.	1	950	17,8		0,6	70,5 64
6	русл.	1	900	18,1		0,5	70,2 64,5
7	русл.	1	1300	18,3		0,6	70,5 64,5
8	русл.	1	800	18,2		0,5	69,9 65
9	русл.	2	1000	19		0,6	72,5 65
10	русл.	2	830	17,5		0,5	68,5 64
11	русл.	2	750	18		0,6	69,5 64
12	русл.	2	780	19,2		0,5	70,8 65
13	русл.	2	900	18,4		0,6	70,6 65,1
14	русл.	2	920	18,6		0,5	70,5 64,8
15	русл.	2	1000	19		0,6	71 65,5
16	русл.	2	1050	18,8		0,5	70,8 65,6
17	русл.	2	850	18,7		0,5	71 64,9
18	русл.	2	1100	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
1	дерив.	1	22	110	3	1		900 870	0,02 0,035
2	дерив.	1	26	115,5	4	2		910 810	0,02 0,04
3	дерив.	1	28	114,7	5	1		900 860	0,015 0,03
4	дерив.	1	29	115	3	2		890 860	0,025 0,04
5	дерив.	1	30	118	4	1		890 860	0,015 0,04
6	дерив.	1	25	128	5	2		910 870	0,02 0,05
7	дерив.	1	24	121	3	1		900 870	0,03 0,07
8	дерив.	1	27	140	4	2		905 860	0,04 0,08
9	дерив.	1	24	132	5	1		905 860	0,03 0,06
10	дерив.	1	31	136	3	2		908 845	0,035 0,05
11	дерив.	2	27	125,5	4	2		910 860	0,03 0,06
12	дерив.	2	26	116	5	1		900 860	0,035 0,05
13	дерив.	2	28	130	3	2		910 870	0,02 0,04
14	дерив.	2	29	114,7	4	1		900 850	0,015 0,04
15	дерив.	2	30	114,5	5	2		905 845	0,02 0,035
16	дерив.	2	25	115,7	3	1		905 850	0,05 0,07
17	дерив.	2	33	108	4	2		908 845	0,08 0,13
18	дерив.	2	25	116	5	1		910 870	0,03 0,05