Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь КАТЕГОРИИ:  Археология Биология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия ЭкологияТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву 
Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Анализ существующих методов выбора основного энергетического оборудования.Стр 1 из 8Следующая ⇒
Анализ существующих методов выбора основного энергетического оборудования. Гидротурбина ПЛ60-В-630.
При выбранных параметрах турбина ПЛ60 – В-630 не может работать при расходе nc=150 об/мин. Гидротурбина ПЛ60-В-560.
При выбранных параметрах турбина ПЛ60 – В-560 может работать при расходе Гидротурбина РО75-В-560.
При выбранных параметрах турбина РО75-В-560 может работать при расходе
Гидротурбина ПЛ60 – В-560 Получим координаты точки 1:
Пересчитаем эту точку 1 в координаты
На главной универсальной характеристике турбины ПЛ60 проводим линию
Определяем высоту отсасывания по формуле 5.2:
Гидротурбина РО75-В-560 Получим координаты точки 1:
Пересчитаем эту точку 1 в координаты
На главной универсальной характеристике турбины РО75 проводим линию
где
рис.5.1.1. Проточная часть модели гидротурбины РО75-В-46.
рис.5.1.2. Проточная часть модели гидротурбины ПЛ60-В-46. 5.2 Работа всех агрегатов с установленной мощностью при отметке На режимном поле проектируемой ГЭС (см. рис. 3.1) этому режиму соответствует точка 2. Для неё:
Гидротурбина ПЛ60 – В-560 Пересчитаем эту точку 2 в координаты
На главной универсальной характеристике определяем
Определяем высоту отсасывания:
Гидротурбина РО75-В-560 Пересчитаем эту точку 2 в координаты
На главной универсальной характеристике определяем
где
Определяем высоту отсасывания:
Гидротурбина ПЛ60 – В-560 Пересчитаем точку 3 в координаты
На главной универсальной характеристике определяем
Определяем высоту отсасывания:
Гидротурбина РО75-В-560 Пересчитаем точку 3 в координаты
На главной универсальной характеристике определяем
где
Определяем высоту отсасывания:
Результаты расчёта сведём в табл. 5.1
Таблица 5.1 Результаты расчёта высоты отсасывания гидротурбин.
Окончательно принимаем заглубление: для ПЛ60-В-560 Hs=-17,572 м; для РО75-В-560 Hs=1,624 м.
Гидротурбина ПЛ60 – В-560.
По справочным данным [4] выбираем гидрогенератор СВ-1260/185-40. Гидротурбина РО75-В-560.
По справочным данным [4] выбираем гидрогенератор СВ-1130/140-56. Каждый гидрогенератор имеет свою рабочую характеристику, представляющую собой зависимость активной мощности генератора Nг от его КПД ηг. Для того, чтобы учесть переменный КПД генератора при выборе оборудования, необходимо рабочую характеристику ηг(Nг) пересчитать в координаты ηг от мощности турбины Nт путем деления мощности генератора Nг на его КПД. В расчетном примере принята типовая рабочая характеристика гидрогенератора средней мощности. Расчеты представлены в табл.6.1.
Таблица 6.1
Результаты расчета рабочих характеристик ηг(Nг) для двух вариантов гидротурбин.
Рабочие характеристики ηг(Nг) представлены на рис.6.1.
рис.6.1. Рабочие характеристики КПД генераторов от Nт для двух вариантов гидротурбин.
7. Расчет годовой выработки электроэнергии для вариантов основного энергетического оборудования. Для экономического сопоставления всех конкурирующих вариантов основного энергетического оборудования, помимо рассмотренных выше расчетных параметров, необходимо определить среднемноголетнюю выработку электроэнергии проектируемой ГЭС с учетом фактического переменного КПД основного оборудования. В первом приближении вместо среднемноголетней выработки можно определить выработку электроэнергии для условий расчетного года средней водности. В этом случае годовая выработка электроэнергии может быть приближенно вычислена по формуле
где Для определения суточной выработки электроэнергии необходимо воспользоваться информацией о характерных режимах работы проектируемой ГЭС, полученной по результатам расчетов водно-энергетического регулирования для средневодного года. В качестве характерных суток осенне-зимнего сезона можно принять сутки декабря или января, а весенне-летнего – июня или июля месяца. Известные по балансу мощности режимов работы ГЭС вписываются в указанные суточные графики нагрузки, что дает возможность получить информацию об изменении рабочей мощности внутри суток. По этим данным в каждом расчетном интервале, равном одному часу, по известной рабочей мощности и ранее принятому коэффициенту мощности kN, т.е. при среднем КПД ГЭС, на соответствующей напорной характеристике режимного поля можно определить точку с координатами НГЭС и QГЭС, обеспечивающую выдачу известной рабочей мощности в данном расчетном интервале. Далее требуется определить фактический КПД турбины и генератора. Для этого необходимо полученные значения НГЭС и QГЭС пересчитать в приведенные показатели Таким образом, в каждом расчетном интервале уточняется с учетом переменного КПД режим работы ГЭС, вычисляется суточная и годовая выработка электроэнергии.
Особое внимание следует обратить на расчетный интервал, в котором рабочая мощность является максимальной, равной вытесняющей мощности. Если при расчете с переменным КПД в указанном интервале мощность получается больше максимальной, то ее следует ограничить величиной вытесняющей мощности, так как не могут быть превышены выбранные номинальные параметры турбины и генератора, определяющие установленную мощность агрегата. Очевидно, что годовая выработка электроэнергии будет определена тем точнее, чем больше рассматривается характерных суточных графиков нагрузки. Пример расчета выполнен в табличной форме для вариантов оборудования с гидротурбинами ПЛ60-В-560 и РО75-В-560. Расчет представлен в таблицах 7.1-7.4.
Окончательными результатами расчета годовой выработки электроэнергии являются следующие. Гидротурбина ПЛ60 – В-560
Гидротурбина РО75-В-560
Таблица 7.1. Расчет годовой выработки электроэнергии для варианта оборудования с гидротурбиной ПЛ60-В-560 (осенне-зимний период).
Таблица 7.2.
Расчет годовой выработки электроэнергии для варианта оборудования с гидротурбиной ПЛ60-В-560 (весеннее-летний период).
Таблица 7.3. Расчет годовой выработки электроэнергии для варианта оборудования с гидротурбиной РО75-В-560 (осенне-зимний период).
Таблица 7.4.
Расчет годовой выработки электроэнергии для варианта оборудования с гидротурбиной РО75-В-560 (весеннее-летний период).
8.Экономическое обоснование варианта основного энергетического оборудования.
Гидротурбина РО75-В-560
Издержки проектируемой ГЭС.
Амортизационная составляющая издержек:
В рассматриваемых вариантах основного энергетического оборудования эксплуатационная часть издержек
Таблица 8.3 Капиталовложения и амортизационная составляющая издержек.
Дополнительная выработка электроэнергии на ТЭС:
где Дополнительные затраты на топливо при снижении выработки электроэнергии:
где
Суммарные затраты по энергосистеме:
где Окончательные результаты расчёта представлены в табл.8.4
Таблица 8.4 Технико-экономическое сопоставление вариантов турбинного оборудования ГЭС.
По результатам расчётов выбираем вариант с турбиной РО75-В-560.
Литература. 1. Александровский А.Ю., Силаев Б.Ию Методические указания к курсовому проекту «Выбор параметров ГЭС».М.: Издательство МЭИ, 1995.-44с. 2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро.—М.: Энергия, 1985.-288с. 3. Гидроэнергетика/ Под ред. В.И. Обрезкова. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1988.-512с. 4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учебное пособие для вузов. 4-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1989.-608с. 5. Справочник конструктора гидротурбин/ Л.Я. Бронштейн, А.Н. Герман, В.Е.Гольдин и др. Л.: Машиностроение, 1971.-340с.
Анализ существующих методов выбора основного энергетического оборудования.
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
Последнее изменение этой страницы: 2017-02-17; просмотров: 182; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.144.172.115 (0.133 с.) |
, так как линия ограничения, соответствующая приведённым расходам, выходит за пределы рабочего диапазона главной универсальной характеристики. Поэтому возьмем турбину с диаметром D1=5,6 м, Zа=4 и
;
.
:
до пересечения с линией ограничения по генератору. В этой точке определяем 
. По кривой связи нижнего бьефа определяем 
м.
– коэффициент запаса по кавитации при переходе с модели на натуру.
;
.
до пересечения с линией ограничения по генератору. В этой точке определяем 
. По кривой связи нижнего бьефа определяем 
м.
.
, 
(см. рис.5.1.1)
.
.
Определяем высоту отсасывания:
.
;
.
. По кривой связи нижнего бьефа определяем 
м.
.
и 
. По кривой связи нижнего бьефа определяем 
м.
.
. По кривой связи нижнего бьефа определяем 
; 
.
; 
.
, (7.1)
- выработка электроэнергии для характерных суток осенне-зимнего и весенне-летнего периодов (рис.7.1); 
- длительность осенне-зимнего периода; 
- длительность весенне-летнего периода (рис.7.2).
и 
. Для пересчета QГЭС необходимо предварительно определить чисто включенных агрегатов как частное от деления рабочей мощности ГЭС на установленную мощность одного агрегата. Полученные значения 
наносятся на главную универсальную характеристику, и в точке пересечения определяется фактический КПД модельной гидротурбины, который пересчитывается в натуральные показатели. Вычисляется фактическая мощность турбины, и по характеристике ηг(Nт) определяется фактический КПД генератора. Далее, для известных НГЭС и QГЭС при полученных фактических КПД турбины и генератора рассчитывается в данном интервале фактическая рабочая мощность ГЭС с учетом числа включенных агрегатов.
.
.
; 
;
(8.5.1)
(8.5.2)
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
, 
, (8.5.3)
– снижение выработки электроэнергии по сравнению с вариантом с наибольшей ее выработкой; 
– коэффициент учета дополнительной выработке на ТЭС на собственные нужды, принятый равным 1,1.
, (8.5.4)
– 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.
(8.5.5)
– нормативный коэффициент эффективности.
