Определение оптимальной зоны и зоны ограничения работы гидроагрегатов Волжской ГЭС, прошедших реконструкцию путем проведения натурных энергетических испытаний, для повышения энергоэффективности предприятия
|
Реферат 2
Введение 5
1 Натурные испытания энергетических установок 9
1.1 Гидротурбинные установки 9
1.2 Общие положения о натурных испытаниях 11
1.3 Энергетические испытания 12
1.4 Вибрационные испытания 16
1.5 Испытания системы регулирования 17
1.6 Специальные испытания 19
1.7 Испытания гидрогенераторов 20
2 Проведение энергетических испытаний 21
2.1 Методика проведения энергетических испытаний 21
2.2 Измеряемые величины и методы измерений 18
2.3 Обработка результатов измерений 23
2.3.1 Напор ГЭС 23
2.3.2 Напор гидротурбины 23
2.3.3 Индексное значение расход воды 23
2.3.4 Мощность генератора 23
2.3.5 Индексное значение КПД блока 25
2.3.6 Индексное значение КПД турбины 25
2.3.7 Приведение мощности и расхода к среднему напору 25
2.3.8 Построение энергетических характеристик 25
2.4 Погрешности измерений 26
3 Результаты испытаний 29
3.1 Напор Нгэс = 17,29 м 29
3.2 Напор Нгэс = 21,21 м 33
3.3 Напор Нгэс = 24,15 м 39
4 Экономическая эффективность проведения натурных испытаний 43
4.1 Рекомендуемые комбинаторные зависимости. Эксплуатационная и
расходно-мощностная характеристики 43
4.2 Экономическая эффективность проведения натурных испытаний 54
Заключение 57
Список сокращений 61
Список использованных источников 62
Приложение А 63
Введение 5
1 Натурные испытания энергетических установок 9
1.1 Гидротурбинные установки 9
1.2 Общие положения о натурных испытаниях 11
1.3 Энергетические испытания 12
1.4 Вибрационные испытания 16
1.5 Испытания системы регулирования 17
1.6 Специальные испытания 19
1.7 Испытания гидрогенераторов 20
2 Проведение энергетических испытаний 21
2.1 Методика проведения энергетических испытаний 21
2.2 Измеряемые величины и методы измерений 18
2.3 Обработка результатов измерений 23
2.3.1 Напор ГЭС 23
2.3.2 Напор гидротурбины 23
2.3.3 Индексное значение расход воды 23
2.3.4 Мощность генератора 23
2.3.5 Индексное значение КПД блока 25
2.3.6 Индексное значение КПД турбины 25
2.3.7 Приведение мощности и расхода к среднему напору 25
2.3.8 Построение энергетических характеристик 25
2.4 Погрешности измерений 26
3 Результаты испытаний 29
3.1 Напор Нгэс = 17,29 м 29
3.2 Напор Нгэс = 21,21 м 33
3.3 Напор Нгэс = 24,15 м 39
4 Экономическая эффективность проведения натурных испытаний 43
4.1 Рекомендуемые комбинаторные зависимости. Эксплуатационная и
расходно-мощностная характеристики 43
4.2 Экономическая эффективность проведения натурных испытаний 54
Заключение 57
Список сокращений 61
Список использованных источников 62
Приложение А 63
Работа содержит результаты натурных энергетических испытаний реконструированного гидроагрегата Волжской ГЭС, выполненных индексным методом при трех значениях напора.
Целью энергетических испытаний являлось:
- определение формы рабочих характеристик гидроагрегата и гидротурбины;
- определение мощностной и расходной характеристик гидроагрегата;
- проверка гарантий по мощности гидротурбины и соответствия формы фактической рабочей характеристики гидротурбины с данными завода- изготовителя;
- определение оптимальных комбинаторных зависимостей гидротурбины и эксплуатационной характеристики.
Энергетические испытания были проведены при напорах ГЭС 24,15; 21,21 и 17,29 м. В результате испытаний получены индексные энергетические характеристики гидроагрегата и турбины, оптимальные комбинаторные зависимости, эксплуатационная и расходно-мощностная характеристики.
Расчетный напор гидроагрегатов Волжской ГЭС до реконструкции составлял 20.0 м, в результате многолетних наблюдений и опыта эксплуатации расчетный напор для гидроагрегатов Волжской ГЭС приняли - 21.5 м. На Волжской ГЭС установлены 23 гидроагрегата суммарной мощностью 2650 МВт. Данные по турбинам представлены в сводной таблице.Согласно международному стандарту проведения модельных испытаний МЭК определение гарантий по КПД гидротурбины осуществляется по испытаниям на модели турбины, при этом на натурной гидротурбине рекомендуется проведение индексных испытаний (абсолютные испытания рассматриваются как опция, по требованию Заказчика).
Как известно, при проведении энергетических испытаний по определению КПД необходимо измерить расход, проходящий через гидротурбину.
Определение абсолютного расхода на натурной гидротурбине сопровождается большими подготовительными работами и финансовыми затратами. Например, для определения КПД методом вертушек необходимо обеспечить установку вертушек на прямолинейном участке водовода достаточной длины, что не всегда выполнимо и существенно влияет на
результаты. Необходимо также проводить калибровку указанных вертушек в специализированных организациях.
Использование ультразвукового расходомера подразумевает его калибровку по данным результатов модельных испытаний. Ультразвуковые расходомеры имеют большую стоимость. Его относят к относительному способу определения расхода.
Термодинамический метод имеет ряд недостатков, как использование дорогостоящих точных термометров.
Определение индексного расхода посредством использования датчика дифференциального давления (перепада давления) не подразумевает долгих подготовительных работ, финансовых затрат. Довольно простой и недорогой способ оценить индексное КПД: как кривая КПД натурной гидротурбины отличается от кривой КПД модельной гидротурбины.
Согласно этому методу расход через гидроагрегат пропорционален квадратному корню из перепада давлений, измеренных между двумя точками отбора давления, расположенными в одном радиальном сечении спиральной камеры вблизи колонн статора и на периферии.
Испытания индексным методом проводятся для уточнения оптимальной комбинаторной зависимости. Оптимальные по КПД соотношения между открытиями направляющего аппарата и углами разворота лопастей рабочего колеса получают из пропеллерных характеристик, измеренных при ручном регулировании с разобщенной комбинаторной связью.
Полученные в результате испытаний графики оптимальных комбинаторных зависимостей сравнивают с установленными комбинаторными зависимостями. При несоответствии установленных и полученных
комбинаторных зависимостей следует произвести корректировку комбинаторной связи.
Целью энергетических испытаний являлось:
- определение формы рабочих характеристик гидроагрегата и гидротурбины;
- определение мощностной и расходной характеристик гидроагрегата;
- проверка гарантий по мощности гидротурбины и соответствия формы фактической рабочей характеристики гидротурбины с данными завода- изготовителя;
- определение оптимальных комбинаторных зависимостей гидротурбины и эксплуатационной характеристики.
Энергетические испытания были проведены при напорах ГЭС 24,15; 21,21 и 17,29 м. В результате испытаний получены индексные энергетические характеристики гидроагрегата и турбины, оптимальные комбинаторные зависимости, эксплуатационная и расходно-мощностная характеристики.
Расчетный напор гидроагрегатов Волжской ГЭС до реконструкции составлял 20.0 м, в результате многолетних наблюдений и опыта эксплуатации расчетный напор для гидроагрегатов Волжской ГЭС приняли - 21.5 м. На Волжской ГЭС установлены 23 гидроагрегата суммарной мощностью 2650 МВт. Данные по турбинам представлены в сводной таблице.Согласно международному стандарту проведения модельных испытаний МЭК определение гарантий по КПД гидротурбины осуществляется по испытаниям на модели турбины, при этом на натурной гидротурбине рекомендуется проведение индексных испытаний (абсолютные испытания рассматриваются как опция, по требованию Заказчика).
Как известно, при проведении энергетических испытаний по определению КПД необходимо измерить расход, проходящий через гидротурбину.
Определение абсолютного расхода на натурной гидротурбине сопровождается большими подготовительными работами и финансовыми затратами. Например, для определения КПД методом вертушек необходимо обеспечить установку вертушек на прямолинейном участке водовода достаточной длины, что не всегда выполнимо и существенно влияет на
результаты. Необходимо также проводить калибровку указанных вертушек в специализированных организациях.
Использование ультразвукового расходомера подразумевает его калибровку по данным результатов модельных испытаний. Ультразвуковые расходомеры имеют большую стоимость. Его относят к относительному способу определения расхода.
Термодинамический метод имеет ряд недостатков, как использование дорогостоящих точных термометров.
Определение индексного расхода посредством использования датчика дифференциального давления (перепада давления) не подразумевает долгих подготовительных работ, финансовых затрат. Довольно простой и недорогой способ оценить индексное КПД: как кривая КПД натурной гидротурбины отличается от кривой КПД модельной гидротурбины.
Согласно этому методу расход через гидроагрегат пропорционален квадратному корню из перепада давлений, измеренных между двумя точками отбора давления, расположенными в одном радиальном сечении спиральной камеры вблизи колонн статора и на периферии.
Испытания индексным методом проводятся для уточнения оптимальной комбинаторной зависимости. Оптимальные по КПД соотношения между открытиями направляющего аппарата и углами разворота лопастей рабочего колеса получают из пропеллерных характеристик, измеренных при ручном регулировании с разобщенной комбинаторной связью.
Полученные в результате испытаний графики оптимальных комбинаторных зависимостей сравнивают с установленными комбинаторными зависимостями. При несоответствии установленных и полученных
комбинаторных зависимостей следует произвести корректировку комбинаторной связи.
В результате энергетических испытаний получены энергетические характеристики турбины и гидроагрегата в широком диапазоне рабочих напоров, а также оптимальные комбинаторные зависимости, необходимые для организации рациональной эксплуатации гидроагрегата.
Анализ результатов испытаний позволяет сделать следующие выводы:
1. Индексные испытания позволили определить зависимость КПД от мощности, что очень важно для определения оптимальной зоны работы гидротурбины и нежелательной зоны работы при более низких значениях КПД. Определены мощностные и относительные расходные характеристики, а также оптимальная комбинаторная зависимость турбины (сочетание положения лопаток направляющего аппарата и угла установки лопастей рабочего колеса турбины, обеспечивающие максимальные значения КПД). Опытным путем подтверждена нецелесообразность проведения испытаний абсолютным методом.
2. Принимая во внимание разницу КПД при различной нагрузке гидроагретов и количество ГА (23 шт) на Волжской ГЭС - целесообразно и эффективно разработать алгоритм задания и поддержания электрической нагрузки гидроагрегатов с учетом максимально эффективных зон на базе ГРАМ (групповое регулирование мощности), таким образом данный алгоритм позволял бы вести наиболее оптимальный режим загрузки ГА с учетом находящихся в резерве или в сети ГА.
3. При напорах Нт = 24,05 м, Нт = 21,09 м и Нт = 17,18 м гидротурбина выдает гарантированные значения максимальной мощности,соответствующие линии ограничения максимальной мощности заводской эксплуатационной характеристике турбины.
4. Для всех испытанных напоров индексные рабочие характеристики турбинного блока и турбины, полученные при работе по оптимальной комбинаторной зависимости, имеют на 1,0-1,5% более высокие значения КПД, чем при работе по установленной комбинаторной зависимости.
5. Для всех испытанных напоров оптимальные комбинаторные зависимости турбин отличаются от установленных комбинаторных зависимостей. Наибольшее расхождение комбинаторных зависимостей достигает от 1,0 до 2,0 градусов по углу установки лопастей рабочего колеса.
6. Максимальное значение КПД агрегата достигается:
- при напоре Нгэс = 24.15 м при нагрузке 105 МВт;
- при напоре Нгэс = 21,21 м при нагрузке 90 МВт;
- при напоре Нгэс = 17,29 м при нагрузке 70 МВт.
Оптимальная зона работы агрегата, при условии отклонения КПД от максимального значения не более чем на 1%, обеспечивается:
- при напоре Нгэс = 24,15 м в диапазоне нагрузок от 85 до 120 МВт;
- при напоре Нгэс = 21,21 м в диапазоне нагрузок от 65 до 115 МВт;
- при напоре Нгэс = 17,29 м в диапазоне нагрузок от 50 до 80 МВт.
7. Сравнение формы натурной и заводской рабочих характеристик турбины показывает следующее:
- при напоре Нт = 24,05 м форма натурной характеристики близка к заводской в узком диапазоне мощностей от 95 до 115 МВт. При уменьшении мощности от оптимальной зоны КПД отмечается понижение натурных значений КПД, достигающее 4,5% при мощности 50 МВт. При увеличении мощности понижение натурных значений КПД незначительно и составляет около 1 %;
- при напоре Нт = 21,09 м форма натурной характеристики близка к заводской в диапазоне мощностей от 65 до 120 МВт. Зона оптимальных значений КПД натурной характеристики соответствует заводской характеристике. В зоне минимальных мощностей расхождение по КПД достигает 5%, в зоне максимальных мощностей около 1%;
- при напоре Нт = 17.29 м форма натурной рабочей характеристики близка к заводской во всем диапазоне нагрузок.
8. Срок окупаемости проведения натурных испытаний составил 6 месяцев.
Анализ результатов испытаний позволяет сделать следующие выводы:
1. Индексные испытания позволили определить зависимость КПД от мощности, что очень важно для определения оптимальной зоны работы гидротурбины и нежелательной зоны работы при более низких значениях КПД. Определены мощностные и относительные расходные характеристики, а также оптимальная комбинаторная зависимость турбины (сочетание положения лопаток направляющего аппарата и угла установки лопастей рабочего колеса турбины, обеспечивающие максимальные значения КПД). Опытным путем подтверждена нецелесообразность проведения испытаний абсолютным методом.
2. Принимая во внимание разницу КПД при различной нагрузке гидроагретов и количество ГА (23 шт) на Волжской ГЭС - целесообразно и эффективно разработать алгоритм задания и поддержания электрической нагрузки гидроагрегатов с учетом максимально эффективных зон на базе ГРАМ (групповое регулирование мощности), таким образом данный алгоритм позволял бы вести наиболее оптимальный режим загрузки ГА с учетом находящихся в резерве или в сети ГА.
3. При напорах Нт = 24,05 м, Нт = 21,09 м и Нт = 17,18 м гидротурбина выдает гарантированные значения максимальной мощности,соответствующие линии ограничения максимальной мощности заводской эксплуатационной характеристике турбины.
4. Для всех испытанных напоров индексные рабочие характеристики турбинного блока и турбины, полученные при работе по оптимальной комбинаторной зависимости, имеют на 1,0-1,5% более высокие значения КПД, чем при работе по установленной комбинаторной зависимости.
5. Для всех испытанных напоров оптимальные комбинаторные зависимости турбин отличаются от установленных комбинаторных зависимостей. Наибольшее расхождение комбинаторных зависимостей достигает от 1,0 до 2,0 градусов по углу установки лопастей рабочего колеса.
6. Максимальное значение КПД агрегата достигается:
- при напоре Нгэс = 24.15 м при нагрузке 105 МВт;
- при напоре Нгэс = 21,21 м при нагрузке 90 МВт;
- при напоре Нгэс = 17,29 м при нагрузке 70 МВт.
Оптимальная зона работы агрегата, при условии отклонения КПД от максимального значения не более чем на 1%, обеспечивается:
- при напоре Нгэс = 24,15 м в диапазоне нагрузок от 85 до 120 МВт;
- при напоре Нгэс = 21,21 м в диапазоне нагрузок от 65 до 115 МВт;
- при напоре Нгэс = 17,29 м в диапазоне нагрузок от 50 до 80 МВт.
7. Сравнение формы натурной и заводской рабочих характеристик турбины показывает следующее:
- при напоре Нт = 24,05 м форма натурной характеристики близка к заводской в узком диапазоне мощностей от 95 до 115 МВт. При уменьшении мощности от оптимальной зоны КПД отмечается понижение натурных значений КПД, достигающее 4,5% при мощности 50 МВт. При увеличении мощности понижение натурных значений КПД незначительно и составляет около 1 %;
- при напоре Нт = 21,09 м форма натурной характеристики близка к заводской в диапазоне мощностей от 65 до 120 МВт. Зона оптимальных значений КПД натурной характеристики соответствует заводской характеристике. В зоне минимальных мощностей расхождение по КПД достигает 5%, в зоне максимальных мощностей около 1%;
- при напоре Нт = 17.29 м форма натурной рабочей характеристики близка к заводской во всем диапазоне нагрузок.
8. Срок окупаемости проведения натурных испытаний составил 6 месяцев.