- •Содержание:
- •3.Выбор гидротурбин по главным универсальным
- •5.3 Работа всех агрегатов с установленной
- •1.Постановка задачи и исходные данные.
- •2.Анализ существующих методов выбора основного энергетического оборудования.
- •2.1.Выбор гидротурбин по номенклатуре.
- •2.2. Подбор оборудования гэс с использованием логарифмической системы координат.
- •2.3. Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам.
- •3.Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам.
- •4. Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному расходу.
- •5. Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения её бескавитационной работы.
- •5.1 Работа одного агрегата с установленной мощностью при отметке .
- •5.2 Работа всех агрегатов с установленной мощностью при отметке .
- •5.3 Работа всех агрегатов с установленной мощностью гэс при расчётном напоре.
- •6. Выбор типа серийного гидрогенератора.
- •7. Расчет годовой выработки электроэнергии для вариантов основного энергетического оборудования.
- •8.Экономическое обоснование варианта основного энергетического оборудования.
- •8.1Капиталовложение в гидротурбины и гидрогенераторы.
- •8.2 Стоимость монтажа основного оборудования.
- •8.3 Капиталовложения в строительную часть,связанные с основным энергетическим оборудованием.
- •8.4 Капиталовложения в здание гэс, связанные с основным энергетическим оборудованием.
- •8.5 Издержки проектируемой гэс.
- •9. Расчет и построение энергетических характеристик гидроагрегата и гэс в целом для выбранного типа основного оборудования.
- •Выводы:
- •Литература.
8.4 Капиталовложения в здание гэс, связанные с основным энергетическим оборудованием.
(8.4.1)
Результаты расчета капиталовложений, связанные с основным энергетическим оборудованием, сведены в табл.8.3
8.5 Издержки проектируемой гэс.
(8.5.1)
Амортизационная составляющая издержек:
(8.5.2)
В рассматриваемых вариантах основного энергетического оборудования эксплуатационная часть издержек зависит от установленной мощности ГЭС, которая во всех вариантах одинаковая, и поэтому указанная часть издержек является постоянной величиной и в дальнейших расчётах может не учитываться. Результаты расчета издержек приведены в табл.8.3
Таблица 8.3
Капиталовложения и амортизационная составляющая издержек.
Показатель |
|
|
|
|
, |
ПЛ60 |
57,79 |
9,824 |
8,09 |
87,06 |
2,61 |
РО75 |
61,55 |
7,386 |
4,29 |
84,21 |
2,53 |
Дополнительная выработка электроэнергии на ТЭС:
, (8.5.3)
где – снижение выработки электроэнергии по сравнению с вариантом с наибольшей ее выработкой; – коэффициент учета дополнительной выработке на ТЭС на собственные нужды, принятый равным 1,1.
Дополнительные затраты на топливо при снижении выработки электроэнергии:
, (8.5.4)
где – замыкающие затраты на топливо, принятые равными 49 руб/т усл.т;
– средний удельный расход топлива на ТЭС, принятый равным 0,4 т усл.т/МВт·ч.
Суммарные затраты по энергосистеме:
(8.5.5)
где – нормативный коэффициент эффективности.
Окончательные результаты расчёта представлены в табл.8.4
Таблица 8.4
Технико-экономическое сопоставление вариантов турбинного оборудования ГЭС.
Показатель |
ПЛ60 |
РО75 |
|
87,06 |
84,21 |
,
|
2,61 |
2,53 |
|
2,071 |
2,056 |
|
0,000 |
0,015 |
|
0,000 |
0,017 |
|
0,000 |
0,332 |
|
13,059 |
12,963 |
По результатам расчётов выбираем вариант с турбиной РО75-В-560.
9. Расчет и построение энергетических характеристик гидроагрегата и гэс в целом для выбранного типа основного оборудования.
Расчет рабочей и расходной характеристик проводится на основании главной универсальной характеристики модели выбранной гидротурбины и рабочей характеристики гидрогенератора . Результаты расчета представлены в таблицах 9.1 и 9.2.
В графах 1,2,3 табл 9.1 указаны значения открытия направляющего аппарата модели, КПД модели, приведенного расхода и угла разворота лопастей, определяемые по главной универсальной характеристике модели в точках пересечения линии , соответствующих напорам Нmin, Hmax и с изолиниями и φ. В графах 4,5 и 6 представлены расчетные значения открытия направляющего аппарата агрегата натурной гидротурбины, КПД турбины и расхода агрегата.
таблица 9.1
Расчет рабочей и расходной характеристик гидроагрегата.
Hmin=43,1 м |
||||||||
α0м,мм |
ŋм,отн.ед. |
Q1,м3/с |
a0,мм |
ŋт,отн.ед |
Qа,м3/с |
Nт,МВт |
ŋг,отн.ед |
Nа,МВт |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
20 |
0,835 |
0,77 |
292,174 |
0,890 |
161,667 |
60,836 |
0,975 |
59,315 |
24 |
0,87 |
0,92 |
350,609 |
0,913 |
193,161 |
74,565 |
0,978 |
72,902 |
28 |
0,91 |
1,06 |
409,043 |
0,940 |
222,555 |
88,453 |
0,980 |
86,666 |
33 |
0,895 |
1,18 |
482,087 |
0,930 |
247,750 |
97,419 |
0,981 |
95,519 |
Нр = 45 м |
||||||||
α0м,мм |
ŋм,отн.ед. |
Q1,м3/с |
a0,мм |
ŋт,отн.ед |
Qа,м3/с |
Nт,МВт |
ŋг,отн.ед |
Nа,МВт |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
20 |
0,845 |
0,779 |
292,174 |
0,897 |
167,123 |
66,163 |
0,976 |
64,575 |
24 |
0,88 |
0,92 |
350,609 |
0,920 |
197,373 |
80,160 |
0,979 |
78,436 |
28 |
0,915 |
1,06 |
409,043 |
0,943 |
227,408 |
94,667 |
0,980 |
92,792 |
32 |
0,9 |
1,16 |
467,478 |
0,930 |
248,861 |
101,800 |
0,981 |
99,866 |
33 |
0,893 |
1,185 |
482,087 |
0,929 |
254,224 |
101,940 |
0,981 |
100,003 |
Нmax = 51,4 м |
||||||||
α0м,мм |
ŋм, отн.ед. |
Q1,м3/с |
a0,мм |
ŋт, отн. ед |
Qа,м3/с |
Nт, МВт |
ŋг, отн.ед |
Nа, МВт |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
20 |
0,86 |
0,78 |
292,174 |
0,907 |
178,842 |
81,773 |
0,978 |
79,991 |
24 |
0,9 |
0,925 |
350,609 |
0,933 |
212,088 |
99,777 |
0,981 |
97,871 |
25 |
0,91 |
0,96 |
365,217 |
0,940 |
220,113 |
101,940 |
0,981 |
100,003 |
таблица 9.2
результаты расчета характеристики Hs=(Na).
Hmin=43,1 м |
|||||||||
σ |
ŋм,отн.ед. |
Q1,м3/с |
Qa,м3/с |
Zнб,м |
Hs,м |
ŋт,отн.ед |
Nт,МВт |
ŋг,отн.ед |
Nа,МВт |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
0,12 |
0,849 |
0,82 |
172,165 |
173,200 |
5,098 |
0,912 |
66,380 |
0,976 |
64,787 |
0,13 |
0,863 |
0,88 |
184,763 |
173,300 |
4,624 |
0,920 |
71,870 |
0,977 |
70,217 |
0,14 |
0,882 |
0,97 |
203,659 |
173,400 |
4,150 |
0,931 |
80,168 |
0,979 |
78,444 |
0,15 |
0,9 |
1,03 |
216,256 |
173,600 |
3,676 |
0,942 |
86,132 |
0,979 |
84,349 |
0,16 |
0,91 |
1,07 |
224,655 |
173,600 |
3,202 |
0,948 |
90,047 |
0,980 |
88,219 |
0,18 |
0,905 |
1,14 |
239,352 |
173,650 |
2,253 |
0,945 |
95,634 |
0,980 |
93,741 |
0,19 |
0,895 |
1,17 |
245,650 |
173,800 |
1,779 |
0,939 |
97,528 |
0,981 |
95,626 |
Нр = 45 м |
|||||||||
σ |
ŋм,отн.ед. |
Q1,м3/с |
Qa,м3/с |
Zнб,м |
Hs,м |
ŋт,отн.ед |
Nт,МВт |
ŋг,отн.ед |
Nа,МВт |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
0,105 |
0,82 |
0,7 |
150,175 |
173,000 |
5,590 |
0,895 |
59,334 |
0,974 |
57,803 |
0,11 |
0,833 |
0,74 |
158,756 |
173,100 |
5,343 |
0,903 |
63,257 |
0,975 |
61,682 |
0,12 |
0,863 |
0,85 |
182,355 |
173,300 |
4,847 |
0,920 |
74,061 |
0,977 |
72,379 |
0,13 |
0,88 |
0,92 |
197,373 |
173,400 |
4,352 |
0,930 |
81,031 |
0,979 |
79,305 |
0,14 |
0,899 |
0,99 |
212,390 |
173,500 |
3,857 |
0,941 |
88,237 |
0,979 |
86,419 |
0,15 |
0,912 |
1,04 |
223,117 |
173,600 |
3,362 |
0,949 |
93,432 |
0,978 |
91,386 |
0,16 |
0,9148 |
1,09 |
233,844 |
173,650 |
2,867 |
0,950 |
98,100 |
0,981 |
96,197 |
0,18 |
0,903 |
1,15 |
246,716 |
173,750 |
1,877 |
0,943 |
101,940 |
0,981 |
100,003 |
0,19 |
0,895 |
1,18 |
253,152 |
173,800 |
1,382 |
0,939 |
101,940 |
0,981 |
100,003 |
Нmax = 51,4 м |
|||||||||
σ |
ŋм,отн.ед. |
Q1,м3/с |
Qa,м3/с |
Zнб,м |
Hs,м |
ŋт,отн.ед |
Nт,МВт |
ŋг,отн.ед |
Nа,МВт |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
0,11 |
0,88 |
0,85 |
194,892 |
173,000 |
4,568 |
0,930 |
91,392 |
0,978 |
89,400 |
0,12 |
0,9 |
0,93 |
213,234 |
173,050 |
4,003 |
0,942 |
101,241 |
0,981 |
99,307 |
0,127 |
0,91 |
0,96 |
220,113 |
173,100 |
3,607 |
0,948 |
101,940 |
0,981 |
100,003 |
рис.9.1 рабочая характеристика гидроагрегата ŋт(Nа) с гидротурбиной РО75-В-560.
рис.9.2 Расходная характеристика гидроагрегата Qа(Na) с гидротурбиной РО75-В-560
рис.9.3. Характеристика гидроагрегата а0(Na) с гидротурбиной РО75-В-560.
рис.9.4. Характеристика гидроагрегата Hs(Na) с гидротурбиной РО75-В-560.
рис.9.5 Рабочая характеристика ГЭС ŋт(Nгэс).
рис.9.6.Расходная характеристика ГЭС Qгэс(Nгэс).
Рис.9.7.Эксплуатационная характеристика гидроагрегата с гидротурбиной РО75-В-560.