Российское акционерное общество энергетики
и электрификации «ЕЭС России»

 

ПОЛОЖЕНИЕ
О НОРМАТИВНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИКАХ
ГИДРОАГРЕГАТОВ И ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

РД 153-34.0-09.161-97

Вводится в действие
с 01.06.99 г.

 

Разработано Открытым акционерным обществом «Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС»

Исполнители Г.С. Киселев, Г.Н. Никольский, Н.Ю. Андреева

Согласовано с Департаментом эксплуатации энергосистем и электрических станций РАО «ЕЭС России» 29.04.97 г.

Начальник                                       В.И. ГОРОДНИЦКИЙ

Утверждено Департаментом науки и техники РАО «ЕЭС России» 08.05.97 г.

Начальник                                       А.П. БЕРСЕНЕВ

ВВЕДЕНО ВПЕРВЫЕ

 

 

Настоящее Положение регламентирует объем и форму представления энергетических характеристик, а также определяет методическую основу для их разработки.

Данное Положение распространяется на все гидроэлектростанции мощностью 30 МВт и выше и предназначено для эксплуатационного персонала ГЭС и гидрослужб энергосистем, а также для персонала специализированных организаций.

ВВЕДЕНИЕ

Настоящее Положение составлено на основании требований действующих ПТЭ, устанавливающих необходимость разработки и периодического пересмотра энергетических характеристик для всех гидроэлектростанций мощностью 30 МВт и более.

Энергетические характеристики гидроагрегата зависят от ряда факторов, связанных с состоянием проточной части гидротурбины, а также водоподводящего и водоотводящего трактов, а для поворотно-лопастных гидротурбин - также и с состоянием комбинаторной связи. В силу изменчивости во времени этих факторов энергетические характеристики могут изменяться в период эксплуатации. Поэтому вводится понятие о нормативных энергетических характеристиках, которые соответствуют нормальному состоянию проточной части гидротурбины при отсутствии разрушений лопастной системы и камеры рабочего колеса, отсутствии разрушений и посторонних предметов (мусора) в водоподводящем и водоотводящем трактах и оптимальной комбинаторной зависимости поворотно-лопастных гидротурбин, а также установившемуся режиму работы гидроэлектростанции.

Наличие тех или иных отклонений от нормальных условий может быть учтено в виде поправочных коэффициентов, снижающих коэффициент полезного действия (КПД) гидроагрегата по сравнению с нормативным значением. Для учета различных эксплуатационных факторов вводится понятие расчетного значения удельного расхода воды, который может быть использован для оценки экономичности работы ГЭС.

Приведенная в Положении методика расчета и построения энергетических характеристик базируется на графоаналитических методах расчета. Однако применяемый при этом алгоритм расчета может быть использован для автоматизации расчетов с помощью персональных ЭВМ.

Пояснения используемых в тексте терминов даны в приложении.

1. СОСТАВ И НАЗНАЧЕНИЕ НОРМАТИВНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

1.1. В состав нормативных энергетических характеристик включаются следующие:

эксплуатационные характеристики гидроагрегата и ГЭС;

расходно-мощностная характеристика гидроагрегата;

характеристики удельных расходов воды.

1.2. Эксплуатационная характеристика предназначена для представления величины КПД гидроагрегата (или ГЭС) в рабочем диапазоне изменения нагрузок и напоров при соблюдении заданных ограничений по высотам отсасывания.

1.3. Расходно-мощностная характеристика гидроагрегата предназначена для определения расхода воды через гидротурбину в зависимости от нагрузки агрегата и действующего напора.

1.4. Характеристика удельных расходов воды предназначена для определения эффективности использования энергоносителя (воды) в зависимости от нагрузки ГЭС при заданных горизонтах воды в верхнем бьефе ГЭС.

2. РАСЧЕТ И ПОСТРОЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ И РАСХОДНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ГИДРОАГРЕГАТА

2.1. Эксплуатационная характеристика гидроагрегата представляет собой совокупность изолиний, определяющих зависимость КПД и расхода гидротурбины от напора ГЭС и мощности гидроагрегата при допустимой высоте отсасывания.

2.2. Основными исходными материалами для составления нормативной эксплуатационной характеристики гидроагрегата являются:

заводская эксплуатационная характеристика гидротурбины, рассчитанная на основании результатов модельных испытаний данного типа гидротурбины;

заводская рабочая характеристика генератора;

зависимость потерь напора в водоподводящих и водоотводящих сооружениях от расхода воды (для чистых сороудерживающих решеток);

результаты натурных энергетических испытаний гидроагрегатов.

2.3. До проведения натурных энергетических испытаний используются лишь заводские и проектные материалы, а нормативная эксплуатационная характеристика принимается единой для всех однотипных гидроагрегатов.

2.4. При наличии на ГЭС результатов натурных энергетических испытаний, представленных в виде рабочих и расходно-мощностных характеристик гидроагрегатов, построение эксплуатационной характеристики производится в соответствии с п. 2.6.3.

2.5. Необходимость построения эксплуатационной характеристики в координатах «напор ГЭС - мощность гидроагрегата» определяется тем, что напор гидротурбины и мощность гидротурбины, в зависимости от которых представлена эксплуатационная характеристика гидротурбины, в эксплуатационных условиях не измеряются и поэтому не могут непосредственно использоваться при определении основных энергетических показателей работы гидроагрегата.

Измерения напора ГЭС как разности верхнего и нижнего бьефов ГЭС производятся на всех ГЭС. Они могут быть использованы непосредственно на всех типах ГЭС, кроме деривационных с общим для нескольких гидроагрегатов водоводом, где вместо напора ГЭС следует использовать напор гидроагрегатного блока (Н_бл), представляющий собой разность удельных энергий на входе в турбинный водовод и выходе из отсасывающей трубы, т.е. напор ГЭС за вычетом потерь в деривационном водоводе.

2.6. Построение эксплуатационной характеристики гидроагрегата осуществляется следующим образом.

На эксплуатационную характеристику гидротурбины следует нанести (в случае их отсутствия) линии равных расходов воды (изолинии расходов). Для получения достаточной точности последующих расчетов количество изолиний должно быть не менее 10. Расчет производится в следующей последовательности:

для нескольких (не менее трех) выбранных значений напора гидротурбины (Н_т = const) задаются рядом значений КПД гидротурбины (h_т) по числу нанесенных на заводской эксплуатационной характеристике гидротурбины изолиний КПД (рис. 1) и определяют соответствующие им значения мощности гидротурбины; затем для этих точек определяется расход Q_т.

Рис. 1. Эксплуатационная характеристика гидротурбины

                                                             (1)

 

для тех же значений напора гидротурбины строятся расходно-мощностные характеристики гидротурбины Q_т = f(N_т), т.е. зависимости расхода гидротурбины от ее мощности;

проводя линии Q_т = const на расходно-мощностных характеристиках, определяют координаты N_т и Н_т изолиний расходов и наносят их на эксплуатационную характеристику.

Пересчет координат эксплуатационной характеристики гидротурбины в координаты эксплуатационной характеристики гидроагрегата производят для нескольких (не менее трех) постоянных значений напора ГЭС в пределах от Н_мин до Н_макс в следующей последовательности:

для каждого значения расхода воды Q_тi, соответствующего изолинии расхода, по кривым потерь определяют суммарные потери напора в водоподводящем и водоотводящем трактах SН_w

величина потерь напора откладывается вниз от линии Н_гэс = const до ее пересечения с изолинией расхода Q_тi и определяются координаты i-й точки: N_тi и H_тi; по ряду точек наносится линия потерь напора (рис. 2);

Рис. 2. Построение линии потерь напора

заводская рабочая характеристика генератора для номинального значения cos j перестраивается в координатах «КПД генератора - мощность гидротурбины», где мощность гидротурбины определяется выражением

N_т = Р/h_г                                                                    (2)

по пересчитанной рабочей характеристике генератора для мощности гидротурбины N_тi определяется КПД генератора в i-й точке и соответствующая электрическая мощность гидроагрегата Р_i:

P = N_т × h_г                                                                    (3)

КПД гидроагрегата для каждой i-й точки подсчитывается по формуле

                                                               (4)

где

Н_ГЭС = Н_т + SН_w                                                               (5)

Вычисления производятся для различных точек эксплуатационной характеристики гидротурбины; все результаты сводятся в таблицу следующего вида:

НГЭС = const	Qт	SHw	Nт	Нт	hг	Р	hа
м	м3/с	м	МВт	м	отн. ед.	МВт	отн. ед.

По результатам расчетов, проведенных для ряда значений напора, строятся рабочие характеристики гидроагрегата h_а = f(Р) (рис. 3). Проводя горизонтальные линии, соответствующие целым значениям КПД, по точкам пересечения их с рабочими характеристиками определяют координаты изолиний КПД и наносят их в поле координат Н_ГЭС - Р. Точки, соответствующие равным значениям КПД, соединяют плавными линиями. Координаты изолиний расходов определяют из вышеприведенной таблицы.

Рис. 3. Рабочие характеристики гидроагрегата

Для нанесения на эксплуатационную характеристику гидроагрегата (рис. 4) линий допустимых высот отсасывания Н_s координаты (Н_т, N_т) точек их пересечения с изолиниями расходов или изолиниями КПД пересчитываются в координаты Н_ГЭС, Р по формулам (1), (3) и (5) и наносятся на эксплуатационную характеристику гидроагрегата. Аналогично производится пересчет координат линий ограничения мощности.

Рис. 4. Эксплуатационная характеристика гидроагрегата

2.7. Нормативные расходно-мощностные характеристики гидроагрегата Q_т = f(P) представляются в графической (рис. 5) или табличной форме. Построение характеристик производится для ряда постоянных (удобных для эксплуатации) значений напора ГЭС. Эти значения напоров либо сразу используются при расчете эксплуатационной характеристики гидроагрегата, либо величина расхода для этих напоров находится по изолиниям расходов, нанесенным на эксплуатационной характеристике. Изолинии расходов используются также при расчете расходных характеристик в табличной форме, для которой значения напоров и мощности задаются с постоянным шагом.

Рис. 5. Расходно-мощностные характеристики гидроагрегата

3. РАСЧЕТ И ПОСТРОЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ГЭС

3.1. Эксплуатационная характеристика ГЭС (рис. 6) представляет собой совокупность изолиний, определяющих зависимость коэффициента полезного действия и расхода ГЭС от напора и электрической нагрузки ГЭС при условии равного распределения нагрузки между гидроагрегатами.

Рис. 6. Эксплуатационная характеристика гидроэлектростанции

3.2. Для построения эксплуатационной характеристики ГЭС вначале определяются линии пуска каждого из последующих гидроагрегатов:

строятся рабочие характеристики гидроагрегата для трех-четырех значений напора ГЭС;

учитывая равное распределение нагрузки между гидроагрегатами, по указанным характеристикам производится построение рабочих характеристик ГЭС для всего возможного количества работающих гидроагрегатов. Координаты характеристик определяются для различных значений КПД умножением мощности на соответствующую величину n (n - количество работающих гидроагрегатов). Точки пересечения характеристик соответствуют моменту пуска последующего гидроагрегата (, ,  на рис. 7);

найденные в результате этих построений точки наносят в поле координат Н_ГЭС - Р_ГЭС. Соединяя между собой точки равного количества работающих гидроагрегатов, определяют линии пуска.

3.3. При построении эксплуатационной характеристики ГЭС нахождение координат изолиний КПД и расходов для n гидроагрегатов производится умножением значений мощности на эксплуатационной характеристике гидроагрегата на величину n.

Рис. 7. Рабочая характеристика ГЭС при H_ГЭС = const:

1 - 4 - количество работающих агрегатов

4. ПОСТРОЕНИЕ НОРМАТИВНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК УДЕЛЬНЫХ РАСХОДОВ ВОДЫ ГИДРОАГРЕГАТОВ И ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

4.1. Удельный расход воды q определяет количество (объем) воды, необходимой для выработки одного киловатт-часа электроэнергии. Его значение вычисляется по одному из следующих выражений

                                                            (6)

или после преобразований

                                                             (7)

где

W - сток воды (м³) через гидротурбины ГЭС за заданный интервал времени;

Э - выработка электроэнергии (кВт×ч) за тот же интервал времени;

Q, h_а - расход воды и КПД гидроагрегата при выдаваемой мощности Р и напоре ГЭС Н_ГЭС.

4.2. Характеристика удельного расхода воды гидроагрегата представляет зависимость удельного расхода от нагрузки гидроагрегата для постоянного напора ГЭС. Для рабочего диапазона изменения напора производится построение серии характеристик (рис. 8), расчет которых выполняется в соответствии с вышеприведенными формулами (6) и (7) на основе нормативной эксплуатационной характеристики гидроагрегата.

4.3. Нормативная характеристика удельных расходов воды гидроэлектростанции (рис. 9) представляет зависимость удельного расхода воды ГЭС от ее нагрузки для постоянного значения уровня воды в верхнем бьефе (УВБ), в качестве которого удобно принимать тот бьеф, уровень в котором не зависит от нагрузки. Для приплотинных и русловых ГЭС - это уровень в водохранилище, для деривационных ГЭС с несаморегулирующимся деривационным каналом - уровень в напорном бассейне, а для деривационных ГЭС с саморегулирующимся каналом - уровень воды в водохранилище головного узла.

4.4. Расчет координат характеристики удельных расходов воды рекомендуется производить в следующей последовательности:

разбить весь диапазон изменения уровня воды на несколько интервалов;

для выбранного уровня воды задать ряд последовательных значений расходов воды через ГЭС в соответствии с нанесенными на эксплуатационной характеристике ГЭС (гидроагрегата) изолиниями расходов;

для каждого заданного значения расхода воды по кривой связи нижнего бьефа (для летних условий в установившемся режиме) определить отметку уровня нижнего бьефа (УНБ), а для ГЭС с саморегулирующейся деривацией - также и уровень воды в конце канала и затем напор ГЭС;

по эксплуатационной характеристике ГЭС по найденному значению напора и заданному значению расхода воды определить нагрузку Р_ГЭС и затем вычислить значение удельного расхода воды по формуле (6);

по результатам расчетов построить зависимость

q_ГЭС = f(P_ГЭС).

Рис. 8. Характеристики удельных расходов воды гидроагрегата

Рис. 9. Характеристики удельных расходов воды:

нормативная; расчетная; УВБ_к < УВБ_m < УВБ_n

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ УДЕЛЬНЫХ РАСХОДОВ ВОДЫ

5.1. Расчетные значения удельного расхода определяют реально достижимое значение его с учетом всех эксплуатационных условий, препятствующих работе ГЭС в наиболее экономичном режиме с нормативными значениями КПД, и потерь напора в водопроводящем тракте.

К подобным условиям относятся следующие:

эксплуатационное снижение КПД гидротурбин в результате кавитационного или абразивного износа за время межремонтного периода;

допустимое эксплуатационное засорение сороудерживающих решеток, увеличение гидравлического коэффициента сопротивления водоподводящих сооружений в результате зарастания и заиления каналов, коррозии трубопроводов, обмерзания каналов и трубопроводов, образования ледового покрова в нижнем бьефе;

размещение на ГЭС вращающегося резерва и вынужденные отклонения от оптимального количества работающих гидроагрегатов на регулирующих гидроэлектростанциях.

5.2. Снижение КПД (Dh_рем) за межремонтный период определяется в результате энергетических испытаний индексным методом, выполняемых на гидроагрегате до и после капитального ремонта. Его значение зависит от степени разрушения проточной части гидротурбины. В качестве Dh_рем принимается среднее из значений, определенных для нескольких гидроагрегатов. При равномерном распределении во времени ремонтов гидроагрегатов и износа проточной части средневзвешенное снижение КПД за межремонтный период будет равно 0,5 Dh_рем.

Поправочный коэффициент К_рем с достаточной степенью точности определяется выражением

                                                     (8)

5.3. Увеличение потерь в водоподводящих сооружениях должно учитываться на ГЭС с саморегулирующимся деривационным каналом, особенно необлицованным, поскольку это связано со снижением напора ГЭС. Поправочный коэффициент на увеличение потерь в деривации вычисляется для различных нагрузок ГЭС по формуле

                                                        (9)

где Dh_д - дополнительное снижение уровня в напорном бассейне.

5.4. Дополнительный подъем уровня нижнего бьефа зимой из-за ледовых явлений, а также из-за подпора от нижерасположенной ГЭС должен учитываться поправочным коэффициентом, вычисляемым аналогично выражению (9).

5.5. При увеличении потерь на сороудерживающих решетках на величину Dh_р та же режимная точка (т.е. Q_т и N) на характеристике гидротурбины, а также значение удельного расхода (согласно выражению (6)) будут соответствовать повышенному на ту же величину напору ГЭС или уровню верхнего бьефа.

Следовательно, повышение удельного расхода (Dq) при исходном уровне верхнего бьефа можно найти линейной интерполяцией между двумя нормативными характеристиками удельных расходов ГЭС (см. рис. 9).

                                         (10)

где

q_m - удельный расход при исходном уровне УВБ_n;

q_n - удельный расход при уровне УВБ_m < УВБ_n.

Поправочный коэффициент определяется выражением

.                                                      (11)

За Dh_р следует принимать среднеэксплуатационное значение потерь напора на решетках.

Аналогичным образом можно учесть увеличение других составляющих потерь в водоподводящем тракте.

5.6. Размещение на ГЭС вращающегося резерва связано большей частью с увеличением количества работающих гидроагрегатов по сравнению с оптимальным. Это приводит к снижению КПД ГЭС по сравнению с наивысшим возможным значением для данной нагрузки ГЭС. Значение снижения КПД определяется по рабочей характеристике ГЭС.

Например, при мощности ГЭС Р₂ оптимальное число гидроагрегатов равно двум (см. рис. 7). Если в качестве вращающегося резерва будет включен третий гидроагрегат, то КПД ГЭС снизится на величину Dh. Поскольку вращающийся резерв в течение года может задаваться различным и при различной нагрузке ГЭС, то за Dh следует принимать некоторое среднестатистическое значение. Оно может быть определено только путем статистической обработки данных по нагрузкам и числу гидроагрегатов.

Поправочный коэффициент вычисляется из выражения

                                                    (12)

Для снижения данного вида потерь следует стремиться к созданию вращающегося резерва путем недогрузки работающих агрегатов, число которых соответствует оптимальному.

5.7. Привлечение ГЭС к системному регулированию может вызывать ухудшение экономичности ее работы вследствие периодических изменений нагрузки, из-за чего часть времени гидроагрегаты работают при пониженных значениях КПД. Колебания носят нерегулярный характер, не подчиняются какому-либо определенному закону. Поэтому приближенно можно считать, что при средней нагрузке Р_ср, средневзвешенное значение КПД при изменении нагрузки от P₁ до Р₂ (рис. 10) равно среднеарифметическому значению КПД для этих значений нагрузок, т.е.

h_ср = 0,5 (h₁ + h₂).

Коэффициент, учитывающий потери на регулирование, определяется отношением

К_рег = h / h_ср,                                                        (13)

где h - КПД гидроагрегата (ГЭС) при нагрузке Р_ср.

Рис. 10. Определение средневзвешенного значения КПД

5.8. Расчетное значение удельного расхода воды q_р определяется как произведение нормативного значения q_н на поправочный коэффициент:

q_р = q_н × К_i.                                                       (14)

Для построения графиков расчетных значений удельных расходов воды для ряда значений мощности определяются значения поправочных коэффициентов и затем значение q_р, которое представляется в зависимости от мощности ГЭС (см. рис. 9).

6. ПОРЯДОК СОСТАВЛЕНИЯ И ПЕРЕСМОТРА НОРМАТИВНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

6.1. На всех ГЭС, вновь вводимых в эксплуатацию, должны быть разработаны нормативные энергетические характеристики. Основой для разработки являются проектные материалы по потерям напора в водоподводящих и отводящих сооружениях, кривой связи уровней и расходов в нижнем бьефе, заводские характеристики генератора и гидротурбины, а также результаты натурных испытаний, регламентируемых «Методическими указаниями по проведению натурных испытаний гидротурбинных агрегатов перед приемкой ГЭС в эксплуатацию: РД 34.31.302-88» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1990).

6.2. При получении натурных энергетических характеристик испытанных гидроагрегатов, не различающихся между собой более чем на зону погрешности и подтверждающих выполнение заводских гарантий по КПД, характеристика принимается единой для всех гидроагрегатов в виде среднеарифметической по натурным энергетическим характеристикам.

6.3. При различии между энергетическими характеристиками, превышающем зону погрешности, и особенно при невыполнении заводских гарантий по КПД испытаниям должны быть подвергнуты все остальные гидроагрегаты. В этом случае для каждого гидроагрегата составляются индивидуальные характеристики. Составление нормативных характеристик для ГЭС в целом производится по осредненной характеристике, в которой КПД в каждой точке определяется как среднеарифметическое значение КПД отдельных гидроагрегатов.

6.4. При отсутствии на ГЭС расходомерного створа, обеспечивающего возможность измерения расхода воды с достаточной точностью (при погрешности не более 2,0 %), натурные испытания производятся индексным методом, позволяющим определить лишь форму рабочей характеристики. При этом максимальное значение КПД гидроагрегата рассчитывается в соответствии с данными завода-изготовителя.

6.5. На ГЭС, находящихся в эксплуатации, но не имеющих нормативных энергетических характеристик, они составляются на основе проектных материалов и результатов последних натурных испытаний с учетом фактического состояния оборудования.

При наличии на ГЭС расходомерного створа фактические характеристики гидроагрегатов определяются по результатам натурных испытаний. Испытаниям должно быть подвергнуто несколько гидроагрегатов (в зависимости от их общего количества на ГЭС, но не менее двух), в число которых должны быть включены гидроагрегаты, наиболее отличающиеся друг от друга по данным эксплуатации и расположенные в разных местах по фронту (у берегов и в центре).

На ГЭС, не имеющих расходомерного створа, испытания могут быть выполнены индексным методом. Вопрос о максимальном значении КПД гидротурбины, подвергшейся в результате длительной эксплуатации существенным изменениям проточной части и никогда ранее не подвергавшейся натурным испытаниям абсолютным методом, не может быть решен достаточно строго и однозначно. Решение этого вопроса следует поручать специализированной организации, которая в результате исследований может сделать экспертное заключение о наиболее вероятном значении КПД гидротурбины. Это значение КПД должно быть положено в основу определения всех необходимых нормативных характеристик.

6.6. Пересмотр нормативных энергетических характеристик производится один раз в 10 лет, а также в тех случаях, когда в результате модернизации или наоборот старения оборудования происходит изменение КПД более чем на 2 %.

Значение изменения КПД устанавливается по результатам натурных испытаний, которые в этом случае могут выполняться индексным методом.

6.7. Разработку и пересмотр нормативных энергетических характеристик должен осуществлять эксплуатационный персонал ГЭС с привлечением при необходимости специализированных организаций.

Нормативные характеристики должны быть согласованы с вышестоящей инстанцией и утверждены руководством гидроэлектростанции.

Приложение

ТЕРМИНЫ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И ЕДИНИЦЫ ИЗМЕРЕНИЯ

 

СОДЕРЖАНИЕ