Чисельник: дані при змінному куту нахилу. 3 страница

де Р_max – потреби потужності за графіком навантаження;

Р_п – втрати потужності при передачі електроенергії;

Р_в – втрати електроенергії на власні потреби;

cosj – коефіцієнт потужності генераторної установки при номінальній її роботі.

Значення коефіцієнта потужності на діючих станціях визначають за відповідними приладами або розрахунковим способом за експериментальними даними. Для станцій, що проектуються, його величину приймають як і на аналогічних діючих станціях, що мають подібне навантаження та схему електропостачання, або на базі наближених розрахунків.

При роботі гідроелектростанцій в автономному режимі, слід враховувати зниження напруги в мережі при пуску електродвигунів:

де Р_к.з. – потужність короткого замикання генератора;

Р_к.дв. – потужність короткого замикання двигуна.

При цьому допустиме відношення потужності генератора та двигуна (без врахування повітряної лінії та автоматичного регулювання напруги) при холостому ході генератора Р_г /Р_дв = 5...25, а при 50% навантаженні генератора Р_г /Р_дв = 3...15. При конструюванні енергетичного вузла станцій, треба враховувати, що максимально допустима втрата напруги повинна бути не більше 20% при роботі асинхронних двигунів в мережі. Якщо вони відсутні, то пуск обмежується умовами розгону – початковий момент робочої машини складає одну третину номінального моменту асинхронного двигуна, але допустима втрата напруги складає не більше 40%. При запуску двигуна вхолосту – втрати не повинні перевищувати 60% номінального значення напруги.

На стійкість роботи двигунів, що ввімкнуті, впливає не тільки втрата напруги при приєднанні нових двигунів, але й тривалість часу роботи на пониженій напрузі. Тоді мінімальна допустима втрата напруги складе:

де U_Н – номінальна напруга;

k_p – ступінь завантаження двигуна за моментом;

a – перевантажувальна здатність двигуна за моментом.

Так для двигунів Р_Н = 1...15 кВт при М_с = М_Н – const. та DU = 20% втрата напруги з умов стійкості не повинна тривати більше 0,5...1,5 с, а при DU = 50% – не більше 0,05...0,2 с.

4.4.2 Синхронні генератори.

Застосовуються при автономному режимі роботи:

– на ізольованого споживача промислової частоти;

– на місцеву малопотужну систему (якщо потужність синхронного генератора перевищує потужність системи більше ніж на 15%);

– в системах більше 3МВт як найбільш економічно доцільні

При застосуванні серійних синхронних генераторів (типу ЕСС) при під’єднанні до гідротурбін слід враховувати, що вони мають малий момент інерції (призводить до зменшення динамічної стійкості), високу частоту обертання (викликає необхідність застосування додаткового обладнання).

Промисловість спеціально для малих гідроелектростанцій випускає:

– вертикальні синхронні генератори серії СВ потужністю від 3 до 9 МВт, номінальною частотою від 125 до 750 об/хв., ККД 95...98%;

– горизонтальні синхронні генератори серії СГ потужністю від 0,5 до 10 МВт, 6,3 та 10 кВ, частота обертання від 187,5 до 1500 об/хв..

4.4.3 Асинхронні генератори.

Асинхронні генератори, що працюють на загальну енергомережу спрощують електрообладнання станції, тому що не вимагають застосування регулятора точного регулювання обертів гідротурбіни, регулятора напруги генератора, пристроїв збудження, гасіння поля, синхронізації як для роботи синхронного генератора. Але слід врахувати, що для збудження, асинхронні генератори споживають реактивну потужність із мережі в тій же кількості, як і електродвигуни відповідної потужності та коефіцієнту потужності.

При роботі асинхронного генератора в автономних системах головною проблемою постає необхідність забезпечення збудження. Збудження здійснюється:

– за способом утворення реактивної потужності;

– за способом керування збудженням.

Перший спосіб реалізується за допомогою використання конденсаторів як пасивного реактивного джерела, що має ємкісну провідність та за допомогою статичного перетворювача (вентильне збудження), в якому реактивна потужність ємкісного характеру утворюється напівпровідниковим джерелом реактивної потужності.

За способом керування збудженням асинхронні генератори поділяються на:

– з безперервним керуванням за збуренням (або відхиленням);

– з релейним керуванням;

– з імпульсним керуванням за фазою та частотою.

Як правило, асинхронні генератори використовують на станціях, що працюють на чисто освітлювальне (активне) навантаження. При цьому допускається під’єднання до 25% силового навантаження з умовою, що потужність найбільшого двигуна в даній мережі складає не більше 10% потужності генератора. Асинхронні генератори не рекомендується застосовувати на станціях потужністю більше 20 кВА.

4.4.4 Автоматизація гідроелектростанцій.

Автоматичні пристрої гідроелектростанцій повинні забезпечити:

– дистанційний або автоматичний пуск агрегату;

– синхронізацію генератора та під’єднання його до мережі (при потребі);

– завантаження агрегатів (набирання та зміна потужності);

– підтримання встановленого рівня швидкості обертання та напруги;

– контроль роботи основних вузлів агрегату та подача попереджувальних сигналів про порушення роботи вузлів станції;

– дистанційна зупинка агрегатів;

– аварійна зупинка обладнання;

– гальмування агрегатів після від’єднання від мережі в зв’язку з їх зупинкою;

– попередження самовільного запуску агрегатів.

Вибір технічних засобів автоматики проводиться в наступному порядку:

1. Вибір контрольно-вимірювальних приладів.

Вибирають прилади, що випускаються серійно. При виборі враховують:

- параметри середовища, що керуються і в якому працює прилад (температура, тиск, вологість, запиленість, вібрація та ін.);

- рівень і характер величини, що контролюється;

- відстань між точками виміру та вторинними приладами;

- наявність механічної дії (удари, вібрація);

- наявність джерел живлення.

Контрольно-вимірювальні прилади забезпечують технологічні норми, в межах яких повинен знаходитись параметр, що керується, об’єкту. Користуються наступними метрологічними показниками:

- для контролю та регулювання виробничих процесів з високим ступенем точності – застосовують прилади класу точності 0,2 (похибка ±0,2%). для контролю та регулювання виробничих процесів з середнім ступенем точності – застосовують прилади класу точності 0,5 (похибка ±0,5%);

- для мнемосхем, пультів, пунктів контролю та сигналізації (не високої точності) – клас точності 1 (±1%);

- шкали приладів вибирають такі, щоб значення величини, що вимірюється, вкладалось в другу половину або в останню третину шкали.

При виборі враховується інерційність приладу (повинна бути меншою ніж інерційність об’єкту) - Т_{вим.прил}£ (0,2...0,3)Т_об.

2. Вибір датчиків

До датчиків висувають наступні вимоги:

- лінійність і однозначність статичної характеристики (не лінійність не перевищує 0,1...0,3%);

- висока чутливість (крутизна);

- стабільність характеристик в часі;

- швидкодія;

- стійкість до хімічної дії навколишнього середовища та того, що контролюється;

- висока здатність до перевантажень;

- взаємозаміна однотипних пристроїв;

- мінімальна зворотна дія на параметр, що контролюється;

- простота монтажу та обслуговування.

Датчики вибираються в два етапи:

перший – за родом параметра, що контролюється, вибирають різновид датчика;

другий – за каталогом знаходять його типорозмір.

Датчики підбирають таким чином, щоб величина, що вимірюється, знаходилась в межах 1/3...2/3 діапазону його виміру.

3. Вибір виконавчих механізмів

Вибір соленоїдних приводів зводиться до розрахунку котушки електромагнітів за напругою та тяговим зусиллям.

Електродвигунні виконавчі механізми вибираються в залежності від значення моменту необхідного для повороту заслінок (М_д ³ М_з).

4. Проектування пристроїв електроджерел систем автоматики

При проектуванні схем і систем електроживлення розробляють такі питання:

- вибір і обслуговування схем електроживлення, роду струму, значення напруги та потужності джерела (в системах контрольно-вимірювальних приладів та автоматики доцільно застосовувати таку ж напругу як і для електроживлення об’єкту без додаткового перетворення);

- розрахунок і вибір апаратури керування та захисту кіл живлення;

- вибір і розрахунок систем освітлення щитів і пристроїв електроживлення;

- вибір систем живлення електроінструментів для виконання монтажних і ремонтно-експлуатаційних робіт;

- розрахунок перетинів і вибір марок проводів, що живлять розподільчі мережі;

- вибір способу прокладки електропроводок проводами та кабелями.

Схеми електроживлення поділяються на живлячу (лінія від джерела живлення до щита) та розподільчу (лінія від щита до електроспоживача) мережу.

В залежності від розташування щитів живлення контрольно-вимірювальної апаратури та автоматики мережі можуть бути:

- радіальними – застосовують в тих випадках, коли щити живлення розташовують в різних напрямках від джерела та відстань між щитами більша, ніж від джерела до щита;

- магістральними – використовуються для електроживлення групи щитів, якщо відстань між ними значно менша відстані до джерел живлення. Бувають з одно- та двостороннім живленням;

- радіально-магістральні.

Розподільчі мережі захищають тільки від струмів короткого замикання. При виборі автоматичних вимикачів додержуються таких вимог:

U_ав ³ U_мер ; I_Н.роз > I_спож; I_{Н авт} > I_спож; I_{макс. авт} ³ I_{3-ф. к.з.}.

При виборі запобіжників:

U_зап ³ U_мереж; I_{макс зап} ³ I_3-ф.к.з.; I_зап ³ I_спож;

І_{плав встав} = І_пуск/a, a=2,5 – нечасті пуски (5...10с); a=1,6...2,0 – важкі пуски (10...40с).

Перетин проводів мереж систем живлення вибирається з умов нагрівання електрострумом та за механічною міцністю з подальшою перевіркою за втратою напруги. Кабельні проводки прокладають відкрито, а також в стальних лотках, коробах і каналах. Застосовують проводи з алюмінієвими та мідними жилами.

5. Проектування щитів і пультів.

Щити систем автоматики поділяють:

- за виконанням – на відкриті (панельні) і захищені (шафні);

- за призначенням – на оперативні (ведеться контроль та керування технологічним процесом) та неоперативні (безпосередньо не використовуються оператором);

- за місцем установки:

а) місцеві (біля автоматизованої установки);

б) агрегатні (апаратура для одного агрегату);

в) блочні (апаратура декілька агрегатів);

г) центральні (апаратура всього технологічного процесу);

д) допоміжні (щити з лічильниками, з живленням).

Прилади та апаратуру на лицьовій стороні щита і пульта розміщують з умов ефективної роботи оператора та його безпеки. Апаратура, яка виділяє багато теплоти (резистори, лампи), розміщується в верхній частині щитів. Апаратура з рухомими струмоведучими частинами розташовується так, щоб вони не могли самостійно замкнути коло під дією власної маси.

Для електропроводки щитів і пультів застосовують проводи з мідними жилами.

Підлога в щитовій повинна бути не електропровідною. Норма освітленості при штучному освітленні 550...1100 лк (при зчитуванні приладів), 220...550 лк – при ведені записів, 100 лк – при ремонті, 20...50 лк – в проходах.

6. Проектування пристроїв заземлення

Заземленню підлягають металеві частини установок, що безпосередньо не знаходяться під напругою, але в будь-який час на них може з’явитися небезпечний для життя рівень напруги.

Не треба заземляти:

- корпуси приладів, що стоять на металевих заземлених щитах;

- корпуси електроспоживачів, що виконані повністю із діелектрика.

В мережах з глухо заземленою нейтраллю використовують, як заземлення, провідники: нульові проводи, стальні труби електропроводок, алюмінієві оболонки кабелів. При цьому забороняється застосовувати нульові проводи для заземлення однофазних електроспоживачів. Забороняється використовувати, як заземлення, свинцеві оболонки кабелів, металорукави, металеві конструкції коробів і лотків, тому що вони самі повинні бути заземлені. Мінімально допустимий перетин мідних заземлювачів складає 1мм², алюмінієвих – 2,5 мм².

4.5 Приклади розрахунків.

1. Гідрологічний розрахунок.

Дано: річка басейну середнього Дніпра; площа водозбору F=600км². Гідрологічні дані – відсутні.

1. За картою ізоліній водотоку приймаємо норму стоку М₀ = 3л/с.

2. Середні багаторічні витрати ріки складають:

Q₀ = M₀F =3×600 = 1800л/с =1,8м³/с.

3. Стік середнього року:

W₀ = Q₀T = 1,8×31,54×10⁶=56,77×10⁶=57млн. м³

4. Коефіцієнт варіації багаторічного стоку:

C_v=0,723-0,213lgM₀ – 0.063lg(F+1)=0,723-0,213lg3 – 0,063lg601=0,446

5. Коефіцієнт асиметрії c_s=2 C_v=0,9.

6. Середньорічні витрати:

Найменування	Позна-чення	Забезпеченість, %
Відхилення ординати при Cv=1 та Cs=0.9	Ф	2,96	1,86	1,34	0,77	0, 0,4	0,11	-0,15	-0,38	-0,61	-0,73	-1,15	-1,35	- -1,66
Відхилення ординати при Cv=0,45	ФСv	1,33	0,84	0,6	0,35	0,18	0,049	-0,068	-0,171	-0,275	-0,329	-0,518	-0,608	-0,747
Модульний коефіцієнт при Cv=0,45	к=Ф Cv +1	2,33	1,84	1,6	1,35	1,18	1,049	0,932	0,829	0,725	0,671	0,482	0,392	0,253
Середні річні витрати, м/с	KQ0	4,19	3,31	2,88	2,43	2,12	1,89	1,68	1,49	1,31	1,21	0,87	0,71	0,46

7. Теоретична крива забезпечення витрат річкою.

%

Q,м3/с

8.Внутрішній розподіл стоку річки.

Місяці та декади	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
Показники	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3
Коефіцієнт для рік середнього Дніпра (К)	0,3	0,3	0,5	2,2	8,0	2,8	1,9	1,3	0,9	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,7	0,7	0,6	0,8	1,0	0,5
Витрати,м3/с (KQ0)	0,54	0,54	0,9	4,0	14,4	5,0	3,4	2,3	1,6	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,3	1,3	1,1	1,4	1,8	0,9

9. Гідрограф витрат:

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII

Q,м3/с

10. Визначення максимальних витрат весняного паводку:

де А – величина елементарного шару стоку, що забезпечений на відповідний відсоток (визначається за довідковою літературою)

2. Вибір встановленої потужності та числа агрегатів гідроелектростанції.

Дано: гідростанція розташована на рівнині в Лісостеповій зоні на річці басейну середнього Дніпра, середні річні витрати 1,8 м³/с.

Визначити: потужність та кількість агрегатів станції.

1. Потужність гідростанції на шинах генератора, що працює окремо від системи та при наявності добового регулювання:

де N – потужність, кВт;

Q₀ – середні багаторічні витрати (або норма стоку), м³/с;

A – коефіцієнт, що залежить від способу з’єднання турбіни з генератором:

Тип гідростанції	Значення А
при безпосередньому під’єднанні турбіни з генератором	7,0
при пасовій передачі	6,5
при зубчастій передачі	6,3
при двійній передачі	6,0

k_p – розрахунковий модульний коефіцієнт:

k_p=Q_p/Q₀,

де Q_p – розрахункові витрати в м³/с.

Кліматичні зони	Максимальний коефіцієнт використання водотоку, jc max	Модульний коефіцієнт, kp	Розрахункова забезпеченість (в місяцях)
Лісостепова зона	0,23...0,24	0,35...0,65	3...7
Степ	0,12...0,14	0,2...0,4	3...7
Гірські райони	0,41...0,43	0,5...1,5	3...7

Н – розрахунковий напір, м;

При відсутності даних про водотік, розрахунок проводиться за формулою Томана (в низьконапірних установках коливання рівня не рекомендується перевищувати 20% межу від повної величини напору):

Т – кількість годин роботи гідроелектростанції на добу.

Приймаємо: генератор ЕСС5-92-4 75кВА

2. Визнання кількості агрегатів гідроелектростанції:

де Q_p – розрахункові витрати, що відповідають 6 –місячній забезпеченості, м³/с;

Q_min – середні зимові витрати маловодного року 90% забезпеченості або середній мінімум, що визначається за таблицею:

Зона або район	Забезпечення витрат, в долях від норм стоку
max	1міс	3міс	6міс	9міс	min
Лісостеп	20...50	1,5...2,5	0,5...0,8	0,2...0,5	0,1...0,3	0,0...0,2
Степ	20...50	1,0...2,0	0,2...0,6	0,1...0,3	0,0...0,2	0,0...0,1

с – коефіцієнт, що залежить від швидкохідності турбіни і визначається за універсальними характеристиками турбін. При попередніх розрахунках приймають наступні значення:

Швидкохідність турбіни, ns
Коефіцієнт с	0,3	0,43	0,5	0,55	0,77

3. Вибір турбін гідроелектростанцій.

Приклад №1.

Дано: витрати через турбіну 1,8 м³/с, напір 5 м.

Визначити: тип турбіни.

1. Можлива потужність турбіни:

За зведеним графіком вибираємо турбіну радіально-осьову марки Ф300-ВО з діаметром колеса 710мм.

Проведемо перерахунок отриманих результатів до заданих умов:

Тип і серія турбіни	D=710мм
H, м	N, кВт	Q,м3/с	n, об./хв.
Ф300-ВО		6,02	0,71
		67,3	1,59

При витратах 1,59 м³/с потужність становить:

2. Вибір генератора та типу передачі.

Приймаємо ЕСС5-92-4, 75кВА, 1500об./хв., h=0,9.

Передача – клинопасова – h=0,98.

Потужність агрегату буде складати:

N_агр=75× 0,98× 0,9=66,2 кВт

Номінальна потужність агрегату:

N_агр=67,4× 0,98× 0,9=59,4 кВт

Запас потужності складає 15,6 кВт.

Приклад №2.

Дано: H=2,4м; Q=2,9 м³/с

Визначити: підібрати турбіну.

1. При відсутності в заводських документах на турбіну потрібних значень витрат, користуються залежністю:

Цим витратам відповідає турбіна ПрК70-ВО-120 при j = – 5⁰ для якої Q =1,9 м³/с, n₁=139об./хв., N₁=16,2 кВт.

Для вибраної турбіни:

– витрати води ;

– число обертів ;

– потужність кВт.

2. Підбір турбінної камери та відсмоктуючої труби.

Приймаємо квадратну відкриту камеру з розмірами сторін 4 м і мінімальною глибиною 1,95 м. Гранична висота відсмоктування знаходиться за графіком вибору турбін. Напору 2,4 м відповідає h_s =6м.

Якщо гідростанція знаходиться на певній висоті над рівнем моря (наприклад 100м), то гранична висота відсмоктування складе:

H_s=h_s – a/900 = 6 – 0,11 =5,89м

– за коефіцієнтом кавітації:

H_s = H_a – a/900 –sH = 10,33 – 0,11– 1,25 2,4 =7,22м

Приймаємо 6м.

Довжина труби відсмоктування визначається за геометричними розмірами камери:

L = H – h + h_загл = 2,4 – 1,95 + 0,55 =1м

Діаметр труби:

D₄=D₃+2LtgQ/2 = 1,21 + 2×1×tg7.5⁰=1,47м

Площа вихідного перерізу

F_вих=0,25pD²₄=1,69м²

Вихідна швидкість

Швидкісний напір:

м (6,2% від напору).

кВт

Напір,м

Зведений графік зон застосування турбін.

Контрольні питання до глави 4.

1. Як поділяються гідроелектростанції за потужністю?