12.4. Выбор типа серийного гидрогенератора
Полученные параметры гидротурбины позволяют наметить соответствующие варианты параметров гидрогенераторов. Поскольку проектирование гидрогенератора не входит в состав задач данного курсового проекта, то выбирается серийный тип гидрогенератора по справочным данным. Гидрогенератор подбирается по справочным данным серийных типов по расчетному значению его номинальной мощности и синхронной частоте вращения 4.
Номинальная мощность гидрогенератора:
,
(12.16)
где
.
Число полюсов гидрогенератора
,
(12.17)
Рассмотрим выбор гидрогенератора для расчетного примера.
Гидротурбина ПЛ60 – В –630
,
.
По справочным данным [4] выбираем гидрогенератор: СВ 820/232 –48.
Гидротурбина ПЛД60 – В –710
,
.
По справочным данным [4] выбираем гидрогенератор: СВ 1500/175 – 56.
Гидротурбина РО75 – В – 630
,
.
По справочным данным [4] выбираем гидрогенератор: СВ 1500/200 – 72.
Каждый гидрогенератор имеет свою рабочую характеристику, представляющую собой зависимость активной мощности генератора Nг от его КПД г. Для того, чтобы учесть переменный КПД генератора при выборе оборудования, необходимо рабочую характеристику г(Nг) пересчитать в координаты г от мощности турбины NT путем деления мощности генератора NГ на его КПД.
В расчетном примере принята типовая рабочая характеристика гидрогенератора средней мощности. Расчеты представлены в табл.23.
Таблица 23
Результаты расчета рабочих характеристик Г(NГ)
для трех вариантов гидротурбин
Типовая рабочая характеристика |
ПЛ60-В-630 |
ПЛД60-В-710 |
РО75-В-630 |
||||
NГ, % |
ηГ |
NГ,МВт |
NТ,МВт |
NГ,МВт |
NТ,МВт |
NГ,МВт |
NТ,МВт |
100 |
98,1 |
128,4 |
130,89 |
160,50 |
163,61 |
107,00 |
109,07 |
75 |
97,8 |
96,3 |
98,47 |
120,38 |
123,08 |
80,25 |
82,06 |
50 |
97,1 |
64,2 |
66,12 |
80,25 |
82,65 |
53,50 |
55,10 |
25 |
95 |
32,1 |
33,79 |
40,13 |
42,24 |
26,75 |
28,16 |
Рабочие характеристики Г(NГ) представлены на рис.20.
12.5. 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
,
(12.18)
где
- выработка электроэнергии для характерных
суток осенне-зимнего и весенне-летнего
периодов;
tо-з – длительность осенне-зимнего периода;
tв-л – длительность весенне-летнего периода.
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 декабрь или январь, а весенне-летнего – июнь или июль месяц. Известные по балансу мощности режимы 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 Q`I и n`I. Для пересчета QГЭС необходимо предварительно определить число включенных агрегатов как частное от деления рабочей мощности ГЭС на установленную мощность одного агрегата. Полученные значения Q`I и n`I наносятся на главную универсальную характеристику, и в точке пересечения определяется фактический КПД модельной гидротурбины, который пересчитывается в натурные показатели. Вычисляется фактическая мощность турбины и по характеристике г(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.
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 её 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 расчет выполнен в табличной форме для варианта оборудования с гидротурбиной ПЛ60-В-630 (табл. 24, 25). Для остальных вариантов оборудования расчеты выполняются аналогично.
Окончательные результаты расчета годовой выработки электроэнергии получены следующие:
Гидротурбина ПЛ60 – В – 630
.
Гидротурбина ПЛД60 – В – 710
.
Гидротурбина РО75 – В – 630
.
