Приложение в (обязательное) Методика, исходные данные и результаты водохозяйственных и водноэнергетических расчетов гидроэнергетических установок

В.1 Методика расчетов

В.1.1 Основные понятия и определения, состав и порядок расчетов

Общим понятием «водноэнергетические расчеты» охватывается совокупность операций, выполняемых для вычисления выработки электроэнергии на ГЭС в условиях разной водности реки применительно к различным параметрам гидроэнергетических установок (при проектировании) и правилам использования водных ресурсов водохранилищ (как при проектировании, так и при эксплуатации). Водноэнергетические расчеты обычно выполняются совместно с водохозяйственными расчетами, под которыми понимается совокупность операций по регулированию стока водохранилищами и определению расходов воды в нижнем бьефе гидроэнергетической установки.

Основные параметры проектируемой ГЭС (средняя многолетняя выработка электроэнергии , гарантированная и располагаемая пиковая мощностьN_гар.иN_расп.) вычисляются с учетом ее влияния на аналогичные показатели других ГЭС, работающих с проектируемой в одном каскаде или в одной электроэнергетической системе.

Многолетняя характеристика элементов режима работы гидроэнергетической установки при выбранных параметрах составляется для определения будущего режима ее работы в условиях эксплуатации в виде хронологической последовательности и вероятностной характеристики изменения расходов и уровней воды в верхнем и нижнем бьефах гидроузлов, напоров, мощностей и выработки электроэнергии на ГЭС.

Для проектных водохозяйственных и водноэнергетических расчетов наиболее распространенным методом является календарный. В нем в качестве притока к гидроэнергетической установке используется последовательность расходов воды, измеренных в реке за период наблюдений за ее стоком, т.е. календарный гидрологический ряд. Расчеты проводятся преимущественно табличным способом. При этом обычно используется не календарный год с января по декабрь, а водохозяйственный – как правило, с начала половодья до конца межени, например, в России – с марта по февраль, с апреля по март или с мая по апрель. Реже применяется разрезка с начала межени.

Проектные водохозяйственные и водноэнергетические расчеты выполняются по декадным (в половодье) и месячным (в межень) интервалам времени. Проведение расчетов только по месячным интервалам дает удовлетворительные результаты лишь для ГЭС с водохранилищами годового и многолетнего регулирования стока. Применение суточных интервалов оправдано только для ГЭС с водохранилищами суточного регулирования и с низким коэффициентом использования стока.

Расчеты проводятся применительно к определенным правилам управления водными ресурсами водохранилищ (см.приложение Г) при следующих условиях:

- сток считается известным лишь на один расчетный интервал времени вперед: например, первого числа каждого месяца известен средний месячный расход воды в этом месяце;

- уровень воды в водохранилище в начале и конце расчетного ряда лет должен быть одинаковым.

Порядок проведения водохозяйственных и водноэнергетических расчетов зависит от размеров регулирующего объема водохранилища и от целей, для которых этот объем используется. Так, если сток реки вообще не регулируется или регулируется только для обеспечения водоотдачи, в том числе расходов воды в нижнем бьефе, то водноэнергетические расчеты представляют собой, в основном, простую арифметическую операцию по вычислению средней мощности и выработки электроэнергии на ГЭС в каждом расчетном интервале времени.

При использовании полезного объема водохранилища для повышения энергоотдачи ГЭС регулирование стока ведется во все расчетные интервалы времени подбором на заданные расходы воды или мощности.

Последовательность подбора значений всех элементов режима работы водохранилища в каждом интервале iпри известныхQ_{пр. i},V_{нач i.}иZ_{в/б нач. i} может быть следующей:

• задаются значения Q_{ГЭС i};

• определяются Z_{н/б i}, ΔQ_i, ΔV_i,V_i+1, Z_{в/б нач.(i+1)}, H_{брутто i}, Δh_i, Н_{нетто i} и A_i;

• определяется новое значение Q_{ГЭС i}и сравнивается с первоначально заданным, где:

• ΔQ_i –расход сработки или наполнения водохранилища;

• ΔV_i –объем сработки или наполнения водохранилища;

• Δh_i –потери напора;

• A_i –коэффициент, равный произведению 9,81×η_т×η_г

η_т и η_г– коэффициенты полезного действия турбины и генератора на линиях ограничения эксплуатационной характеристики по максимальным значениям расхода воды через турбину и мощности агрегата.

При их совпадении расчет в данном интервале iзаканчивается и начинается в интервалеi+1; при отличии начальное значениеQ_{ГЭС i}изменяется и расчет повторяется до полного совпадения начального и конечного значенийQ_{ГЭС i}.

В.1.2 Средняя многолетняя выработка электроэнергии

Средней многолетней выработкой электроэнергии на ГЭС называется среднеарифметическая годовая выработка электроэнергии за длительный расчетный ряд лет, в котором средний годовой объем водных ресурсов реки соответствует норме годового стока. Норма годового стока – среднее значение годового стока за многолетний период такой продолжительности, при увеличении которого оно существенно не изменяется. Практически за норму годового стока принимается среднее значение за 40-50 лет наблюдений.

Среднюю многолетнюю выработку электроэнергии ГЭС в проектах вычисляют по формуле:

, (В.1)

где: Э_i – годовая выработка электроэнергии;

n– число лет расчетного ряда.

Значение зависит от основных параметров гидроэнергетической установки – НПУ, УМО,N_уст.и статистических параметров расчетного гидрологического ряда.

Расчетное значение должно периодически корректироваться из-за изменения по сравнению с проектными исходных данных – длины гидрологического ряда, нормы естественного годового стока, размеров безвозвратного водопотребления, эксплуатационных характеристик гидроагрегатов, потерь напора, характера использования мощности ГЭС в ОЭС, правил использования водных ресурсов водохранилищ, планов ввода гидроагрегатов на строящихся ГЭС, а также из-за ряда чрезвычайных обстоятельств, например, не предусмотренной проектами интенсивной сработки водохранилищ многолетнего регулирования стока и т.п.

Для определения можно применять также формулу:

(В.2)

где (В.3)

где: и– средневзвешенные (среднеарифметические) коэффициенты полезного действия генератора и турбины;

– средний многолетний сток через турбины ГЭС;

– средневзвешенный напор на ГЭС.

Средний многолетний сток через ГЭС может быть принят равным либо среднему многолетнему стоку в нижнем бьефе гидроузла, при отсутствии холостых, помимо турбин, сбросов воды, либо установлен по формуле:

(В.4)

где - коэффициент энергетического использования стока.

В.1.3 Гарантированная мощность

Гарантированной или обеспеченной мощностью ГЭС N_гар.называется минимальная среднесуточная, среднемесячная, среднесезонная или среднегодовая мощность, которую ГЭС обеспечивает с заданной надежностью. Гарантированная мощность зависит, прежде всего, от НПУ, УМО или полезного объема водохранилищаV_пол., а также от обеспеченностиN_гар..

Определение N_гар., ее обеспеченности и диспетчерских правил регулирования стока должно производиться одновременно в процессе водохозяйственных и водноэнергетических расчетов.

В.1.4 Располагаемая мощность

Располагаемой или пиковой мощностью ГЭС N_расп.называется максимальная мощностьN_макс., которая может быть получена на ГЭС в течение суток или нескольких часов по напору, расходу, состоянию оборудования, допустимой амплитуде колебаний уровней воды как в верхнем, так и в нижнем бьефах гидроузла.

При выборе параметров ГЭС определяется как N_уст., так и оптимальное значениеN_расп.. Для ряда ГЭС экономически обоснованным оказалось превышениеN_уст.надN_расп.даже в период прохождения максимума нагрузки энергосистемы.

Утвержденных нормативов для назначения расчетной обеспеченности (Р)N_расп.в настоящее время нет. В период максимума нагрузки энергосистемы рекомендуется назначать обеспеченность (Р)N_расп.равной 95-100 %. Обычно N_расп.меньшеN_уст.в половодье и в конце зимней межени; в среднем за многолетиеN_расп.может быть равнаN_уст.в течение 80-100 % времени.

В проектной практике применяются несколько методов определения N_расп..

Широкое распространение получил метод, не учитывающий неустановившегося движения воды в нижнем бьефе ГЭС при суточном регулировании ее мощности. Он основан на определении путем подбора значения N_расп.при работе ГЭС с полной пропускной способностью турбин.

Часто используется метод определения N_расп. при приближенном учете неустановившегося движения воды в нижнем бьефе гидроузла, основанный на предположении, что наивысший за сутки уровень нижнего бьефа располагается между уровнем, соответствующим среднему за сутки расходу воды, и уровнем, который был бы достигнут при длительной работе ГЭС с максимальной нагрузкой Z_макс.. Наивысший уровень воды в нижнем бьефе за сутки может быть определен по формуле

(В.5)

где ξ – коэффициент, зависящий от конфигурации суточного графика нагрузки ГЭС; он изменяется от 0,7 при более плотном графике нагрузки до 0,3 при менее плотном.

На завершающих стадиях проекта используется метод, основанный на учете результатов подробных гидравлических расчетов неустановившегося движения воды в нижнем бьефе гидроузла при суточном регулировании мощности ГЭС, выполняемых по часовым и получасовым интервалам времени для нескольких среднесуточных расходов воды через ГЭС. Строится зависимость разности ΔZилиΔНсоответственно максимальных уровней воды в нижнем бьефе (Z_макс.) или минимальных напоров (Н_мин.) и их среднего за сутки значенияилиот разности максимальногоQ_макс.и среднесуточногорасхода водыΔQ_макс.,т.е.ΔZ=f(ΔQ_макс.)илиΔН=f(ΔQ_макс.),которая и используется для определенияN_расп. ГЭС.

Порядок определения N_расп.следующий:

- по среднесуточному напору-неттои линии ограничения максимальной пропускной способности турбин эксплуатационной характеристики ГЭС определяетсяQ_макс.,ΔQ_макс.иΔZилиΔНпо зависимостиΔZ=f(ΔQ_макс.)илиΔН= f(ΔQ_макс.);

- исчисляется (илиΔН);

- определяется новое значение Q_макс.,ΔQ_макс.иΔZилиΔНиН_расп..

Расчет повторяется до тех пор, пока начальное и конечное значения Н_расп. совпадут. По определенному таким образом Н_расп.и линии ограничения максимальной мощности эксплуатационной характеристики ГЭС устанавливаетсяN_расп.. При использовании частиN_уст.в качестве нагрузочного резерва энергосистемы уровни и напоры ГЭС вычисляются по расходу воды, соответствующему только рабочей мощности ГЭС, аN_расп. ГЭС – как сумма располагаемых мощностей всех агрегатов.

В.1.5 Средневзвешенный напор

Средневзвешенный по выработке электроэнергии напор на ГЭС определяется на основании результатов водохозяйственных и водноэнергетических расчетов по многолетнему ряду по формуле:

(В.6)

где: Э_i– выработка электроэнергии на ГЭС за расчетный интервал времени (месяц, декаду, день, час и т.п.);- средний за расчетный интервал времени напор-нетто.

В.1.6 Расчетная обеспеченность

Под расчетной обеспеченностью энерго- и водоотдачи Рпонимается вероятность удовлетворения потребителей энергией или водой по соответствующей норме (нормальной, сниженной), выраженная числом лет, месяцев, декад, дней или часов бесперебойной энерго- и водоотдачи.

В проектной практике России используются нормативы расчетной обеспеченности (Р), составленные на основании многолетнего опыта проектирования и эксплуатации. Надежность энерго- и водоотдачи характеризуется различными показателями обеспеченности(Р):

- по числу бесперебойных лет Р_л;

- по числу бесперебойных периодов, например, месяцев, декад, суток, т.е. продолжительность Р_П;

- по объему воды или электроэнергии, доставляемой потребителю Р_о;

- по регулярности работ в нормальном режиме Р_р.

Обеспеченность по числу бесперебойных лет Р_ли числу бесперебойных периодовР_Прекомендуется определять по формуле

Р_лилиР_П = m/(n+1), (В.7)

где m– число бесперебойных лет или периодов;n– общее число членов ряда.

Обеспеченность по объему электроэнергии или воды, доставленной потребителю, Р_орекомендуется определять по формуле

Р_о = (N_гар. – Δd)/ N_гар. = (W_гар. – Δd)/ W_гар., (В.8)

где N_гар.– гарантированная мощность ГЭС;W_гар.– гарантированная водоотдача гидроузла;Δd– средний многолетний дефицит энерго- и водоотдачи.

Обеспеченность по регулярности работы в нормальном режиме Р_ропределяется по формуле

(В.9)

где m´– число случаев нарушения регулярности;n´–число рассматриваемых случаев.

Обеспеченность выражается в процентах. Все показатели Ртесно связаны между собой, однако четко выраженной зависимости между ними нет. Можно лишь указать, чтоР_л<Р_П<Р_о. В современной проектной практике используются обычно одновременно все названные показателиР, так как каждый из них характеризует разные свойства гарантированной энерго- и водоотдачи.

В.1.7 Пропуск высоких половодий

Расчеты пропуска высоких половодий с заданной обеспеченностью максимальных расходов воды выполняются балансовым методом по суточным интервалам, совместно с аналогичными расчетами по выше и нижележащим гидроузлам каскада, с учетом долгосрочного прогноза объема и гидрографа естественного стока. При этом безвозвратное водопотребление выше створа гидроузла и потери стока на дополнительное испарение с поверхности водохранилищ не учитываются.

Основные зависимости, используемые в расчетах пропуска высоких половодий:

Qприт.n-Qсбр.n = ΔQn; ΔVn = ΔQn × Δt; Vn+1 = Vn + ΔVn, (В.10)

В качестве основных исходных данных используются расчетные гидрографы естественного максимального стока, построенные по наиболее неблагоприятной модели половодья, и кривые объемов V=f(Z) водохранилищ. Обычно учитывается работа либо всех водопропускных отверстий, либо не учитывается пропускная способность турбин ГЭС.

В.2 Исходная информация

В.2.1 Приток к гидроузлу

Приток к гидроузлу представляет собой разность между естественным стоком реки в створе и суммой потерь и затрат стока выше него; при этом наполнение вышележащих водохранилищ рассматривается как потеря стока, сработка – дополнительный водный ресурс.

Гипотеза, на которую опираются современные водохозяйственные и водноэнергетические расчеты, рассматривает колебания естественного речного стока как процесс, в котором сочетаются детерминированные изменения, отражающие годовой стоковый цикл, и вероятностные колебания, отличающие режимы разных лет. Для математического описания наблюдающейся в природе тенденции к формированию на реках затяжных маловодных и многоводных периодов в России используют цепи Маркова – простые или многозвенные. Предполагается, что каждая последовательность наблюдавшихся расходов воды или объемов стока есть одна из множества возможных реализаций процесса стока или случайная выборка из генеральной совокупности, имеющей те же статистические параметры (среднее – расход Qили объем водыW, коэффициенты изменчивостиC_V, асимметрииC_S, автокорреляцииr).

В водохозяйственных и водноэнергетических расчетах находят применение две формы описания предстоящего естественного стока реки.

Первая форма – статистическими параметрами кривых обеспеченности фазово однородных объемов стока и типовым его распределением на протяжении отдельных фаз годового стока.

Вторая форма – в виде всей или части хронологической, календарной, последовательности изменения стока реки во времени, которая рассматривается в качестве прототипа будущего режима.

Чем продолжительнее календарный стоковый ряд, тем надежнее рассчитанные на его основе параметры и проектные режимы работы ГЭС. По мере накопления данных наблюдений за стоком, например, через каждые 5 лет, следует уточнять статистические параметры годового и сезонного стока.

Вся используемая календарная последовательность стока реки должна быть однородной, т.е. наблюденный сток должен быть приведен к естественному состоянию. Если сток реки регулируется водохранилищами, то выполняются расчеты по его ретрансформации; если сток изымается на нужды народного хозяйства, то выполняются расчеты по его восстановлению, т.е. по приведению к естественному. При этом учитывается как безвозвратное водопотребление, так и режим поступления в реку возвратных вод. Аналогично восстанавливается естественный сток и в случае переброски в речную систему стока из другого бассейна. Кроме того, при прогнозировании будущего режима стока желательно представить себе изменение условий формирования естественного стока вследствие человеческой деятельности на водосборе и изменение климата.

Для некоторых проектных задач целесообразно применять искусственные гидрологические ряды, смоделированные методом статистических испытаний как большой длительности (1000-2000 лет), так и ограниченной (десятки или сотни последовательностей по 30-50 лет), имеющие близкие статистические параметры.

В.2.2 Потери и затраты стока

В.2.2.1 Потери воды на дополнительное испарение

Слой дополнительного испарения с поверхности водохранилища рассчитывается по формуле:

Е_д = Е_в – Е_с = Е_в – (P-S), (В.11)

где Е_в– слой испарения с водной поверхности;

Е_с– слой испарения с поверхности ложа водохранилища до его заполнения;

Р– осадки на поверхность водохранилища;

S– сток с затапливаемой территории.

Иногда стоком Sпренебрегают и определяют слой дополнительного испарения по формуле:

Е_д = Е_в – P.(В.12)

Потери стока на дополнительное испарение Q_исп.расчетном интервалеiопределяются по формуле

(В.13)

где F_i– средняя площадь водохранилища за расчетный интервал времениt_i;Е_дi – слой потерь на дополнительное испарение для того же расчетного интервала времениt_i. В общем случаеF_iпредставляет собой разность площадей водного зеркала после постройки водохранилищаF_вiи до постройки водохранилищаF_сi:

F_i = F_вi - F_сi.

В проектных расчетах обычно принимают F_сi = 0.

В.2.2.2 Потери воды на льдообразование

Потери воды на льдообразование представляют собой количество льда, осевшего на берегах водохранилища при зимней сработке. Потери воды на льдообразование исчисляются по формуле

(В.14)

где F_Нi и F_ki– площади зеркала водохранилища в начале и в конце расчетного интервала времениt_i;h_Лi – толщина льда в расчетном интервале времениt_i;а– отношение плотностей воды и льда, равное 0,9; частоапринимается равным единице. Толщина льда задается для каждого интервала времени всех лет расчетного ряда. При отсутствии зимней сработки водохранилища или при зимнем его наполнении потерь воды на льдообразование нет.

Потери воды на льдообразование являются полностью возвратными, т.е. лед, осевший зимой на берегах водохранилища, весной тает и увеличивает водные ресурсы. Обычно возврат льда приурочивают к началу половодья, продолжительность поступления дополнительной воды принимается равной, например, двум декадам или одному месяцу, интенсивность возврата – равномерной.

В.2.2.3 Затраты стока на водоснабжение, орошение, шлюзование и фильтрацию

Затраты стока на водоснабжение, орошение, шлюзование и фильтрацию определяются специализированными организациями.

В.2.3 Уровни воды в верхнем бьефе

Уровни воды в верхнем бьефе гидроузла Z_в/бопределяются в зависимости от подпорного уровня, поддерживаемого у плотины, и расходов воды, притекающих к водохранилищу. ЗависимостиF=f(Z) иV=f(Z)называются соответственно кривыми площадей зеркала и объемов водохранилища.

Площади водного зеркала Fустанавливаются путем планиметрирования горизонталей на топографических картах. Масштаб карт и сечение рельефа должны быть выбраны такими, чтобы они надежно отображали изменение площадей в пределах зоны затопления. При высоте подпора 10-20 м достаточную точность обычно дают карты масштаба 1:10000 или 1:25000 с сечением рельефа через 1-5 м. При более высоком подпоре (30-50 м и выше) можно использовать карты масштаба 1:25000 и 1:50000 с сечением рельефа через 2,5; 5 и 10 м.

Объем водохранилища подсчитывается последовательным суммированием объемов отдельных слоев воды, заключенных между двумя смежными горизонталями. Объем каждого слоя воды определяется по одной из следующих формул или по среднему из полученных по ним значений

(В.15)

где F_iиF_i+1 - площади зеркала воды на двух смежных уровнях;

Δh– высота слоя воды между уровнями.

Общий объем водохранилища равен

(В.16)

где n– число слоев.

При изложенном способе построения кривой V=f(Z) предполагается, что уровень воды в водохранилище горизонтален. Объемы, соответствующие горизонтальному положению уровня воды, носят название статических. Если высота подпора немного превышает амплитуду естественных колебаний уровней воды в реке, то для определения объемов водохранилища правильнее составлять характеристики объема с учетом очертания кривой свободной поверхности водохранилища – кривые динамических объемов водохранилища.

Пример статических кривых F=f(Z) иV=f(Z)одного из эксплуатирующихся водохранилищ России приведен на рисунке В.1.

В.2.4 Уровни воды в нижнем бьефе

Уровни воды в нижнем бьефе гидроузла определяются по кривым связи расходов и уровней воды Q_н/б=f(Z_н/б) или по семейству кривых связиQ_н/б=f(Z_н/б, Z₁), гдеZ₁ – уровень воды у плотины нижележащего гидроузла или, для притоков, уровень воды в основном водотоке в устье притока. На рис.В.2 приведены кривыеQ_н/б=f(Z_н/б, Z₁) в нижнем бьефе одного из эксплуатирующихся гидроузлов России.

В водноэнергетических расчетах для всех расчетных интервалов времени используют осредненную зависимость Q_н/б=f(Z_н/б)и лишь в расчетах неустановившегося движения воды при суточном и недельном регулировании мощности ГЭС учитывают разное ее положение при повышении и понижении расходов воды, т.е. на «подъеме» и «спаде».

Для периода открытого русла кривые связи Q_н/б=f(Z_н/б)строят по данным наблюдений за уровнями и расходами воды, для зимнего периода они рассчитываются с учетом полыньи, которая образуется из-за поступления в нижний бьеф воды из водохранилища с температурой выше нуля и изменения скоростного режима потока по выходе его из водохранилища. Протяженность полыньи определяется удаленностью от сооружения сечения, где теплопоток и теплоотдача в атмосферу взаимно уравновешиваются и вода охлаждается до нуля. Длина полыньи изменяется в течение зимы и рассчитывается в зависимости от характера изменения температуры воздуха и суровости зимы. В начале и конце зимы длина полыньи больше, в середине – меньше. В суровые зимы полынья короче, чем в теплые.

Чтобы определить подпор уровней нижнего бьефа за счет ледовых явлений, необходимо знать длину полыньи и степень уменьшения пропускной способности русла у кромки льда, оцениваемую зимним коэффициентом К_з, представляющим собой отношение зимнего расхода воды к летнему при одном и том же уровне воды:К_з=Q_з/Q_л. КоэффициентыК_зв общем случае задаются для каждого интервала всех лет расчетного ряда.

Следует рассматривать не только современное, но и перспективное положение кривой Q_н/б=f(Z_н/б)после размывов русла реки в нижнем бьефе гидроузла.

Рисунок В.1 - Кривые статических площадей зеркала и объемов водохранилища

РисунокВ.2 - Кривые связи расходов и уровней воды в нижнем бьефе гидроузла на притоке с учетом подпора от основной реки в период открытого русла

В.2.5 Потери напора

К потерям напора Δhотносятся потери в водоподводящих устройствах, а именно в деривации, водоприемнике, на сороудерживающих решетках и в собственно водоподводящем тракте. Потери напора на участке от входа в спиральную камеру до выхода из отсасывающей трубы учитываются с помощью коэффициентов полезного действия турбин.

К Δhна ГЭС с реактивными турбинами относится и уменьшение действующего напора за счет меньших скоростей потока на входе в спиральную камеру ГЭС и больших – на выходе из отсасывающей трубы. На русловых ГЭС большая частьΔhв водоподводящих устройствах связана с сороудерживающими решетками, на высоконапорных деривационных ГЭС – с деривацией и напорными трубопроводами.

Потери напора в водоподводящих устройствах рекомендуется представлять в виде кривой связи Δh=f(Q); на предварительных стадиях проектаΔhпринимаются постоянными круглогодично. СоставляющиеΔhпри проектировании определяются расчетами или по модельным исследованиям. В процессе эксплуатацииΔhподлежат уточнению.

В.2.6 Эксплуатационные характеристики гидроагрегатов

Для определения максимально возможной мощности ГЭС, максимально возможного расхода воды, пропускаемого ее турбинами, и коэффициента полезного действия гидроагрегатов в каждый расчетный момент времени используются эксплуатационные характеристики гидроагрегатов на линиях ограничения по максимальным значениям мощности ГЭС и расходу воды через турбины, которые представляют собой зависимости вида:

N=f(Q,H), Q=f(N,H), A=f(H,N) и A=f(H,Q) (В.17)

при n=const и d_T=const,

где А – коэффициент мощности, равный 9,81η_Т·η_Г;η_Тиη_Г– коэффициенты полезного действия турбины и генератора; для современных турбин максимальное значениеη_Тсоставляет 94-95%, генераторов –η_Г– 97-98%;Н- напор-нетто;Q– расход воды через турбину;n– частота вращения турбины;N– мощность гидроагрегата;d_T– диаметр турбины.

Пример эксплуатационной характеристики гидроагрегата приведен на рисунке В.3.

Рисунок В.3 -. Эксплуатационная характеристика гидроагрегата на линиях ограничения по максимальным мощности и расходу воды

В.3 Результаты расчетов и многолетняя характеристика режима работы гидроэнергетической установки при выбранных параметрах

Результаты расчетов и многолетняя характеристика режима работы гидроэнергетической установки при выбранных параметрах представляется в виде таблиц и графиков, главным из которых являются следующие:

- годовые и среднемноголетний водохозяйственный балансы;

- хронологические таблицы и графики основных элементов режима: средних за интервал уровней воды в верхнем бьефе, средних за интервал расходов воды в нижнем бьефе, средних за интервал напоров-нетто и мощностей ГЭС;

- кривые продолжительности вышеуказанных уровней и расходов воды;

- кривые продолжительности пиковых напоров-нетто и пиковых мощностей ГЭС;

- кривые обеспеченности годовой выработки электроэнергии.

В качестве примера в таблице В.1 приведены расчетные среднемесячные мощности 90%-й обеспеченности каскада 5-и ГЭС с Σ Nуст.=8100 МВт и среднемесячные напоры-нетто 90%-й обеспеченности верхней ГЭС применительно к одному из возможных вариантов правил регулирования стока верхним водохранилищем многолетнего регулирования.

Т а б л и ц а В.1

Пример табличных водохозяйственных и водноэнергетических расчетов одной из эксплуатирующихся ГЭС России в маловодном и средневодном годах, заимствованных из многолетнего ряда, приведены в таблицах В.2 и В.3.

Т а б л и ц аВ.2 - Водохозяйственные и водноэнергетические расчеты одного из эксплуатирующихся гидроузлов России

в средневодном году (НПУ 60,0 м, УМО 52,0 м, N_уст.441 МВт)

Т а б л и ц аВ.3- Водохозяйственные и водноэнергетические расчеты одного из эксплуатирующихся гидроузлов России в маловодном году

(НПУ 60,0 м, УМО 52,0 м, N_уст.441 МВт)