Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ современного положения по оборудованию малых ГЭС и практике водно-энергетических расчетов 8
1.1.. Опыт использования насосных агрегатов в качестве основного энергетического оборудования малых ГЭС 8
1.2. . Номенклатура динамических насосов, используемых в качестве турбин малых ГЭС 12
1.3. .Обзор литературы по вопросам водно-энергетических расчетов малых ГЭС 24
1.4. .Постановка задачи исследований .. 27
ГЛАВА 2. Особенности использования нерегулируемых насосных агрегатов в качестве основного оборудования малых ГЭС 29
2.1. .Виды полных характеристик насосов и их приведение к форме, удобной при подборе в турбинных режимов 29
2.2. .Соотношения между оптимумами турбинного и насосного режимов 34
2.3. .Относительные характеристики насосов в турбинных режимах 53
2.4. .Влияние обточки рабочего колеса центробежного насоса на его характеристики в турбинных режимах работы 57
2.5. . Ограничения по напору при подборе насосов для работы в турбинных режимах 59
2.6. .Концепция расчетного напора при проектировании малых ГЭС .62
2.7. .Области использования центробежных насосов в турбинных режимах. Автоматизированная система расчета эксплуатационных характеристик насосов в турбинных режимах 63
2.8. .Эксплуатационные характеристики насосов при работе в турбинных режимах с учетом потерь в напорных водоводах 72
Выводы по главе 2 76
ГЛАВА 3. Особенности водно-энергетических расчетов русловых и приплотинных МГЭС с учетом характеристик нерегулируемого турбинного оборудования 78
3.1. Особенности водно-энергетических расчетов малых ГЭС при выборе состава и типоразмеров основного оборудования 78
3.2. Методика водно-энергетических расчетов МГЭС с нерегулируемыми агрегатами при годичном регулировании стока 81
3.3. Методика водно-энергетических расчетов МГЭС с нерегулируемыми агрегатами при работе «по водотоку» 86
3.4. Программирование на ЭВМ водно-энергетических расчетов МГЭС с насосными агрегатами 90
3.5. Методика определения характеристик диспетчерского режима регулирования стока 100
3.6. Определение объема водохранилища, необходимого для обеспечения месячного баланса между расходами потребления и прошедшими через ГЭС с нерегулируемыми агрегатами 104
Выводы по главе 3 109
ГЛАВА 4. Водно-энергетические расчеты деривационных МГЭС с учетом характеристик нерегулируемого турбинного оборудования 110
4.1. Особенности водно-энергетических расчетов МГЭС с нерегулируемыми агрегатами и деривационной схемой концентрации напора 110
4.2. Описание математической модели расчета процесса при суточном регулировании стока в схемах ГЭС с саморегулирующейся деривацией 114
4.3. Установившиеся режимы работы саморегулирующейся деривации при различных значениях расхода 115
4.4. Суточное регулирование в схемах с саморегулирующейся деривацией при балансе расходов притока и потребления 121
4.5. Суточное регулирование в схемах с саморегулирующейся деривацией при ступенчатом изменении расхода МГЭС 127
Выводы по главе 4 129
ГЛАВА 5. Применение разработанных алгоритмов и методик для анализа водно-энергетических показателей малых ГЭС 131
5.1. Анализ результатов водно-энергетических расчетов для вариантов основного оборудования белгородской МГЭС с водохранилищем годичного регулирования 131
5.2. Анализ результатов водно-энергетических расчетов для вариантов нерегулируемого оборудования Хоробровской МГЭС с водохранилищем суточного регулирования 140
5.3. Влияние глубины сработки водохранилища суточного регулирования на параметры МГЭС с нерегулируемыми агрегатами 151
Выводы по главе 5 155
Общие выводы 156
Список литературы 160
- Номенклатура динамических насосов, используемых в качестве турбин малых ГЭС
- Ограничения по напору при подборе насосов для работы в турбинных режимах
- Методика водно-энергетических расчетов МГЭС с нерегулируемыми агрегатами при годичном регулировании стока
- Установившиеся режимы работы саморегулирующейся деривации при различных значениях расхода
Введение к работе
Строительство гидроэлектростанций малой мощности наряду с крупными энергоустановками ведется в настоящее время как в странах с развитой экономикой, так и в развивающихся. Это магистральный путь развития мировой энергетики. Малые ГЭС (МГЭС) решают не только проблемы энергоснабжения конкретных потребителей, но вносят определенный вклад в улучшение экологической ситуации, являясь экологически чистым возобновляемым источником электроэнергии. Важным аспектом является и то, что эксплуатация малых ГЭС не связана с конъюнктурой рынка топливно-энергетических ресурсов.
Показатели экономической эффективности крупных гидроэлектростанций как правило выше, чем у МГЭС. Улучшения экономических показателей МГЭС можно добиться за счет применения основного оборудования, более дешевого по сравнению с гдротурбинами и генераторами. Одним из вариантов такого оборудования являются серийные насосы и асинхронные электродвигатели, используемые в обратимых режимах. Как показал опыт конкретных проектов, такое решение позволяет существенно снизить стоимость МГЭС.
Расчеты экономической эффективности базируются на водно-энергетических расчетах. Их проведение представляет трудоемкую задачу, если учитывать характеристики конкретного турбинного оборудования. Выполнение данных расчетов для насосных агрегатов, не имеющих органов для плавного регулирования расхода, имеет ряд особенностей, которые оказывают существенное влияние на результаты. Поэтому выбранная тема диссертационной работы представляется актуальной.
Цель и задачи диссертационной работы. Цель состоит в разработке автоматизированной системы водно-энергетических расчетов годичного и суточного регулирования для русловых, приплотинных и деривационных МГЭС с насосами в качестве турбин.
Для достижения поставленной цели в рамках настоящей, работы были решены следующие задачи: - обобщить данные по характеристикам турбинных режимов консольных, двустороннего входа и вертикальных центробежных насосов с коэффициен тами быстроходности 100...300 об/мин; - разработать методику прогнозирования характеристик турбинных режимов центробежных насосов; разработать алгоритм и компьютерную реализацию программы представления энергетических характеристик насосов с учетом потерь напора в турбинных водоводах; разработать алгоритм и компьютерную реализацию программы автоматизированного проведения водно-энергетических расчетов русловых, приплотинных и деривационных МГЭС с насосными агрегатами для условий сезонного и суточного регулирования стока; исследовать режимы деривационных МГЭС с саморегулирующейся деривацией при суточном регулировании МГЭС с насосными агрегатами; исследовать влияние параметров применяемого насосного оборудования на основные энергетические экономические показатели МГЭС
На защиту выносятся: 1. Результаты обобщения данных по полным четырехквадрантным характеристикам консольных, двухстороннего входа и вертикальных центробежных насосов с коэффициентами быстроходности 100...300 об/мин;
Методика получения характеристик турбинных режимов центробежных насосов, базирующаяся на обобщенных безразмерных характеристиках турбинных режимов;
Методика представления характеристик насосов в турбинных режимах с учетом потерь напора в турбинных водоводах;
Алгоритм автоматизации водно-энергетических русловых, приплотинных и деривационных МГЭС с насосными агрегатами для условий сезонного и суточного регулирования стока;
Результаты анализа режимов в саморегулирующейся деривации при суточном регулировании МГЭС с насосными агрегатами;
Результаты анализа влияния типоразмеров насосного оборудования, количества агрегатов, глубины сработки водохранилища на основные показатели МГЭС с насосными агрегатами.
Личный вклад автора состоит в обработке и обобщении данных по полным характеристикам центробежных насосов, разработке методик прогнозирования характеристик турбинных режимов центробежных насосов, разработке алгоритмов автоматизированного выполнения водно-энергетических расчетов для МГЭС с нерегулируемыми насосными агрегатами, анализе режимов МГЭС в том числе с безнапорными подводящими деривационными водоводами.
Основные результаты научных исследований были использованы при выполнении проектов Хоробровской, Весел овской, Белгородской МГЭС, а также МГЭС на р. Ресса, и на р.Зама.
Апробация работы выполнена в виде доклада на заседании кафедры использования водной энергии МГСУ, где она была одобрена и рекомендована к защите.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения и пяти глав, основных выводов, списка литературы из 97 наименований, приложений.
Автор пользуется возможностью выразить признательность профессору В.В.Берлину, профессору В.В.Волшанику, за ценные консультации и предоставление обширного фактического материала по оборудованию малых ГЭС, а также коллективу кафедры использования водной энергии МГСУ за постоянное внимание и помощь в работе над диссертацией.
Номенклатура динамических насосов, используемых в качестве турбин малых ГЭС
Анализ рабочего процесса в реактивных турбинах и динамических насосах свидетельствует об их обратимости, заключающейся в том, что при изменении направления вращения турбины могут работать в качестве насосов, а насосы - в качестве турбин. Это важное свойство используется в обратимых гидромашинах ГАЭС, эксплуатируемых как в турбинных, так и в насосных режимах.
Разработка данной проблемы имеет достаточно длинную историю. Известны исследования по работе насосов в турбинных режимах П.К.Янковского начала 20 века, более поздние работы И.И.Куколевского, Н.М.Щапова [75]. Зарубежные публикации по обратимым режимам центробежных насосов Тома, Криттреге, Кнаппа [81, 82, 92]. Данные исследования позволили создать высокоэффективные насосо-турбины. В [3 , 62] отмечается, что современные насосо-турбины проектируются на основе насосных рабочих колес. Первые в России обратимые гидромашины Кубанской и Киевской ГАЭС - это модифицированные вертикальные центробежные насосы.
В монографиях А.И.Степанова [64], Г.И.Кривченко [36, 37, 83], Н.Н.Аршеневского [3, 4] посвященных насосам и обратимым гидромашинам рассматриваются теоретические вопросы работы насосов как турбин.
В публикациях В.Я.Карелина и Р.А.Новодережкина [33, 34] даются результаты натурных испытаний крупных насосов магистральных каналов в турбинных режимах. Первые подобные опыты были проведены на насосных станциях канала им. Москвы в 1940 году, что было связано с острым недостатком в энергосистеме генерирующих мощностей для аварийного резерва [61].
В настоящее время интерес к работе насосов в турбинных режимах сохраняется в связи с их использованием в качестве оборудования малых ГЭС. Высокая стоимость малых гидротурбин и ограниченность их номенклатуры делают насосные агрегаты конкурентоспособными. Более низкий по сравнению с турбинами уровень кпд компенсируется дешевизной серийного насосного оборудования. Особенно эффективным является использование насосов при работе малых ГЭС в крупную энергосистему, где на них не накладывается функция регулировании нагрузки. В табл. 1.1 представлены опубликованные в [89] данные по насосному оборудованию, выпускаемому известными фирмами США, Великобритании, Франции для установки на малых ГЭС. Это свидетельствует о том, что тенденция использования насосов как турбин малых ГЭС характерна для мировой энергетики.
В последние 10 лет появились публикации посвященные использованию насосного оборудования на малых ГЭС. В 1989... 1990 г. в лаборатории динамики напорных систем и гидроагрегатов по заказу Главтехуправления Минэнерго СССР под руководством В.В.Берлина была выполнена комплексная работа «Исследования по определению возможности применения насосных агрегатов в качестве оборудования малых ГЭС» [15]. В работе приняли участие специалисты МИСИ, Гидропроекта, НПО Уралгидромаш, НПО Уралэлектротяжмаш, МЭИ, ЛПИ, МНПО ИНСЭТ. В ней обобщены данные энергетических, прочностных, кавитационных испытаний насосов в турбинных режимах, результаты натурных исследований в стационарных и переходных процессах. Основные результаты опубликованы [9, 10, 15] и составили основу «Временных рекомендации по использованию насосных агрегатов в качестве энергетического оборудования малых ГЭС», которые до настоящего времени являются единственным нормативным документом по применению насосов в качестве турбин.
В 1992 г. в МГСУ П.Тобаром защищена диссертация [56] в которой на примере осевых насосов рассмотрены особенности применения на малых ГЭС насосных агрегатов в части подбора оборудования, определения его водно-энергетических показателей, расчетов переходных процессов.
Работы по исследованиям турбинных характеристик центробежных насосов выполнены в Гидропроекте [14, 54], ЦКТИ [30]. Насосные агрегаты вошли в выпущенный Энергопрогрессом каталог оборудования малых ГЭС [31].
Имеется практический опыт оборудования насосами реконструируемых и строящихся малых ГЭС. В 1993 г. пущена в эксплуатацию Добромыслянская малая ГЭС (Витебскэнерго) мощностью 200 кВт с насосами ОВ 16-87 в качестве гидротурбин [9, 66]. Основные проектные решения по данной станции были разработаны лабораторией динамики напорных систем и гидроагрегатов МИСИ под руководством В.В.Берлина и О.А.Муравьева. К настоящему времени станция проработала более 8 лет, Профилактические осмотры рабочих колос не выявили следов кавитационных разрушений. Эксплуатационные режимы характеризуются низким уровнем пульсационных и вибрационных нагрузок. Конструкция насоса обеспечивает высокую надежность. При переоборудовании насосного агрегата для работы в генераторных режимах потребовались минимальные конструктивные изменения, касающиеся ориентации сегментов подпятника и смазки верхнего направляющего подшипника двигателя, вызванные изменением направления вращения. Варианты насосного оборудования рассматривались в проектах ряда малых ГЭС: на р. Реса, на р. Зама, на р. Нерль и др.
Ограничения по напору при подборе насосов для работы в турбинных режимах
При подборе насоса для работы в турбинных режимах не всегда удается найти такую частоту вращения, которая обеспечивает работу в оптимуме турбинной области характеристики. Фактические напоры могут отличаться от оптимального (дающего максимальный КПД) как в большую, так и в меньшую сторону. При этом, как было показано выше, сам оптимальный напор в турбинном режиме может превосходить значения, достигаемые в насосных режимах. Если частоты вращения турбинного и насосного режимов одинаковы, то для обеспечения работы вблизи турбинного оптимума необходимо, чтобы напор в турбинном режиме в 1.3... 1.4 раза превосходил напор в оптимуме насосного. А если насос агрегируется асинхронной электрической машиной, то согласно (2.31) турбинный напор должен превосходить насосный в 1,4...1,7 раза.
Естественно здесь возникает вопрос прочности элементов проточного тракта насоса, а также самого рабочего колеса в связи с повышенными нагрузками от внутреннего давления воды.
Когда речь идет о центробежных насосах, то следует иметь в виду, что наибольший напор развивается при нулевом расходе. В табл. 2.3 дано соотношение между напором нулевого расхода и оптимальным, фигурирующим в типоразмере насоса. Из нее следует, что напор нулевого расхода в 1,15... 1,2 раза превышает оптимальный. Если учитывать запас, который завод дает по условиям прочности, то без усиления конструкции насоса напор может быть увеличен в 1,3..Л,5 раза (см. табл. 2.3). Достаточно большой разброс значений очевидно связан с конструктивными особенностями насосов данного типоразмера. В каждом конкретном случае использование насоса в турбинных режимах на повышенные напоры требует согласования с заводом-поставщиком. Приведенные нами данные позволяют в общих чертах оценить порядок такого повышения напора применительно к центробежным насосам. По осторожным оценкам такое повышение может составить где Нопт - напор в оптимуме насосного режима.
Отклонения напора в меньшую сторону относительно оптимального приводят к приближению режимной точки к разгонному режиму. Анализ относительных характеристик (см. рис. 2.15) показывает, что по мере увеличения приведенной частоты вращения происходит интенсивное падение КПД, сопровождающееся пульсациями давления. Натурные испытания осевых и центробежных насосов в стационарных и переходных режимах [33, 34] свидетельствуют об существенном росте пульсаций давления в проточном тракте насоса по мере приближения к разгонному режиму. Выполненное в [15] обобщение данных по пульсациям давления и вибрациям частей насосного агрегата в диапазоне турбинных режимов от оптимального до разгонного
Показанные в данном параграфе возможные отклонения от оптимума турбинного режима позволяют обозначить области возможных турбинных режимов для рассмотренной номенклатуры центробежных насосов (вертикальных, консольных и двустороннего входа).
Расчетный напор является важным показателем, характеризующим энергетические показатели гидравлических турбин. В режиме номинальной нагрузки при расчетном напоре через гидротурбину проходит максимальный расход и достигается максимальная мощность гидроагрегата.
В методике подбора средних и крупных гидротурбин по расчетному напору определяется диаметр рабочего колеса и синхронная частота вращения. По наибольшей мощности турбины при расчетном напоре определяется номинальная мощность гидрогенератора. При напорах больших, чем расчетный, приходится ограничивать расход турбин, чтобы не превысить номинальную мощность генератора.
Само значение расчетного напора назначается по результатам водно-энергетических расчетов на основании анализа обеспеченности напоров ГЭС. Оно должно соответствовать принятой обеспеченной среднесуточной мощности ГЭС по водотоку и обеспечивать гарантированную суточную энергоотдачу ГЭС в межень маловодного года. При проектировании малых ГЭС применяется другой подход к назначению расчетного напора. В основе этого подхода следующие три обстоятельства: - изменение мощности малых ГЭС при изменении напора для энергосистемы является несущественным; - электрической машины подбираются как правило с запасом по мощности над максимальной мощностью гидромашины.
Методика водно-энергетических расчетов МГЭС с нерегулируемыми агрегатами при годичном регулировании стока
Водно-энергетическим расчетам отводится важная роль при проектировании ГЭС. В процессе этих расчетов оптимизируются энергетические характеристики станции (напоры, гарантированная и установленная мощности, выработка электроэнергии), на базе этих расчетов выполняется подбор и сравнение вариантов энергетического оборудования, устанавливаемого на станции.
При выполнении водно-энергетических расчетов существенное значение на результирующие параметры ГЭС имеют: - вид регулирования стока, зависящий от соотношения между средним многолетним годовым объемом стока и полезным объемом водохранилища; - режим регулирования стока, определяющий в явном или неявном виде изменение отметки верхнего бьефа («по водотоку», «на максимально выровненный расход», «диспетчерский»); - схема концентрации напора ГЭС, определяющая потери напора и возможности суточного регулирования стока; - режимы работы ГЭС в энергосистеме; - энерго-экономические показатели данной ГЭС, цены на топливо замещающих тепловых станций, тариф на электроэнергию; - свойства основного турбинного оборудования, возможность или отсутствие возможности плавного регулирования расхода ГЭС; - ограничения, накладываемые на работу ГЭС. Процесс осуществляется последовательно, с уточнением искомых параметров и использованием их на следующих шагах расчета. В качестве критериев оптимизации в зависимости от решаемой задачи выступают минимум ущерба в энергосистеме от совместной работы данной ГЭС с замещающими ТЭС, минимум издержек, максимум выработки электроэнергии и др. [6, 45, 75].
Режимы и условия работы МГЭС могут существенно отличаться от режимов гидроэнергетические установок средней и большой мощности. Одним из вариантов, который, по-видимому, будет часто встречаться в практике, является работа нерегулируемых агрегатов МГЭС в крупную энергосистему без участия в регулировании частоты и мощности. Основным критерием, определяющим режим работы таких станций, является максимум выработки электроэнергии.
В зависимости от емкости водохранилища, может осуществляться длительное регулирование стока (многолетнее, сезонное), либо работа станции по водотоку. Возможности длительного регулирования стока появляются на МГЭС, когда эти станции "пристраиваются" к существующим гидроузлам ирригационного или транспортного назначения. Режим наполнения и сработки таких водохранилищ в годовом разрезе регламентируется диспетчерскими правилами, а режим работы МГЭС носит подчиненный характер. Через станцию частично или полностью пропускаются в нижний бьеф зарегулированные расходы воды.
Водно-энергетические расчеты в этом случае могут выполняться в два этапа. На первом этапе осуществляются расчеты длительного регулирования стока, где в соответствии с принятым диспетчерским графиком определяются колебания отметок ВБ и среднемесячные расходы потребления, поступающие в НБ. На втором этапе для принятого варианта гидроэнергетического оборудования МГЭС определяется внутригодовое изменение среднесуточных мощностей и годовая выработка электроэнергии станции с учетом эксплуатационных напорно-расходных характеристик гидромашин. Исходными материалами для расчетов второго этапа служат расходы потребления, а также изменения отметок ВБ и НБ, полученные на первом этапе водно-энергетических расчетов.
При работе МГЭС с нерегулируемыми агрегатами по водотоку баланс объемов притока и потребления может обеспечиваться изменением количества работающие агрегатов. Это приводит к циклическому режиму работы гидроэлектростанции.
В течение одного цикла происходит сработка водохранилища и его наполнение до НПУ. В фазе сработки ГЭС работает с расходом, превышающим расход притока, а в фазе наполнения - с расходом меньшим расхода притока. Такой дискретный режим работы станции необходимо учитывать при выполнении водно-энергетических расчетов. Он приводит к тому, что гидроагрегаты работают в фазах наполнения и сработки водохранилища с различными напорами. Это является следствием различных потерь напора и различных отметок нижнего бьефа, так как на ГЭС в фазах наполнения и сработки водохранилища работает разное количество агрегатов. Следовательно, отметки нижнего бьефа при выполнении водно-энергетических расчетов должны определяться не по бытовому расходу (как в расчетах ГЭС по водотоку), а по расходам ГЭС в фазах наполнении и сработки водохранилища [56].
Кроме этого водно-энергетические расчеты малых ГЭС с нерегулируемыми насосными агрегатами имеют следующие отличительные особенности: - расчеты проводятся для конкретного варианта основного оборудования, определяемого номенклатурным рядом при этом различные варианты могут давать разные значения установленной мощности ГЭС; - напор нетто является единственным фактором, определяющим расход и мощность гидроагрегата, которые находятся по эксплуатационным напорно-расходной и напорно-мощностной характеристикам; - регулирование расхода осуществляется изменением количества работающих агрегатов; - расчеты проводятся для конкретного варианта энергетических водоводов; гидравлические потери напора включаются в эксплуатационную характеристику гидромашины. Фактически при водно-энергетических расчетах осуществляется тестирование данного варианта основного оборудования с данным количеством агрегатов и типоразмером рабочих колес. В результате получается наиболее достоверная и исчерпывающая информация, дающая изменение во времени всех энергетических характеристик станции. Это позволяет наиболее обосновано подойти к выбору варианта основного оборудования.
Установившиеся режимы работы саморегулирующейся деривации при различных значениях расхода
Белгородский гидроузел имеет водохранилище полезной емкостью 56 млн. м3, составляющей 36% от средне-многолетнего годового стока. Сработка водохранилища - 3,5 м. Диапазон статических напоров - 5...8,7 м. Подвод воды к зданию МГЭС осуществляется индивидуальными водоводами диаметром 1,6 м и длиной 200 м. Рассмотрены варианты основного оборудования с одним и двумя агрегатами на базе насосов ОГ5-87 при различных углах установки лопастей рабочего колеса.
На первом этапе выполнены расчеты длительного регулирования стока. Получена противоперебойная линия диспетчерского графика, обеспечивающая получение гарантированного расхода 3,5 м /с. При выполнении расчетов учитывался гидрограф безвозвратного водопотребления из верхнего бьефа. Определение формы противоперебойной линии выполнялось по методике, изложенной в 3.5. На рис 5.1 представлены результаты расчетов первого этапа в виде гидрофафа зарегулированных расходов и линии фактических остаточных объемов в водохранилище для трех лет из десятилетнего ряда, по которому выполнен расчет.
На втором этапе для каждого месяца определены значения расходов МГЭС, мощности и выработки электроэнергии. Расходы МГЭС и мощности рассчитывались по эксплуатационной характеристике насоса при работе в турбинных режимах. В расчете учитывались потери напора в турбинных водоводах по методике, изложенной в 2.8.
Результаты водно-энергетических расчетов при сезонном регулировании стока для условий Белгородской МГЭС (вариант с одним насосом ОГ5-87, Фи= + 3 град) На рис. 5.1...5.4 представлены результаты расчетов для вариантов с одним и двумя насосами ОГ5-87 при различных углах установки лопастей: - 1-го этапа - в виде гидрографа расходов потребления, противоперебойной линии диспетчерского графика и линии фактических остаточных объемов в водохранилище; - 2-го этапа - в виде графиков мощностей ГЭС и продолжительности работы при различном количестве включенных агрегатов. Вариант с установкой одного агрегата обеспечивает постоянную его работу совместно с донным водосбросом. Расходы донного водосброса в условиях, когда уровни в водохранилище ниже НПУ составляют 1...4 м3/с. Характер изменения среднесуточных мощностей МГЭС определяется изменением отметок верхнего, нижнего бьефа и потерь в турбинных водоводах. На рис.5.2...5.4 представлены результаты водноэнергетических расчетов для варианта с двумя агрегатами на базе насосов ОГ5-87. Результаты расчетов по первому этапу совпадают с приведенными на рис.5.1 для одноагрегатной МГЭС, по второму этапу - отличаются, обеспечивая получение большей мощности МГЭС и выработки электроэнергии. Вариант с установкой двух агрегатов обеспечивает в половодье постоянную работу двумя агрегатами, в межень - попеременную работу одного и двух агрегатов с одним переключением в течение месяца. Продолжительность работы в течение месяца одним и двумя агрегатами зависит от расхода потребления, поступающего в нижний бьеф. С ростом расхода потребления время работы одним агрегатом уменьшается, время работы двумя - увеличивается (см. рис. 5.2...5.4). Расчетный отрезок времени можно разделить на два периода: 1 - работа МГЭС попеременным включением агрегатов, 2 - работа МГЭС непрерывно всеми агрегатами, когда расход потребления превышает максимальный расход МГЭС. С увеличением угла установки лопастей длительность первого периода увеличивается, а второго - уменьшается (см.. рис. 5.2...5.4 ). Установленная мощность МГЭС равна максимальному значению среднесуточной мощности и достигается при наибольшем статическом напоре (ВБ = НПУ) и работе всех агрегатов МГЭС. При этом через МГЭС проходит наибольший расход. Из табл. 5.1 видно, что при переходе от одного к двум агрегатам установленная мощность МГЭС увеличивается вдвое. Годовая выработка электроэнергии при установке на станции одного агрегата монотонно растет с увеличением угла установки лопастей, что является следствием роста расхода, проходящего через гидроагрегат.
