ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ "САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ПЕТРА ВЕЛИКОГО" Инженерно-строительный институт Кафедра водохозяйственного и гидротехнического строительства Работа допущена к защите И.о. зав. кафедрой _________ И. Того "__"_________ 2016 г. ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ МОГОХСКОЙ ГЭС ВЫПУСКНАЯ РАБОТА БАКАЛАВРА Направление: 08.03.01 "Строительство" Выполнил студент гр. 43101/3 А.Н. Кононова Руководитель доцент, к.т.н. И.Г. Кудряшева Санкт-Петербург 2016 РЕФЕРАТ Стр. 64, рис. 17, табл. 16, прил. 5 ГЭС, РЕКА АВАРСКОЕ КОЙСУ, РАДИАЛЬНО-ОСЕВАЯ ТУРБИНА, ГИДРОГЕНЕРАТОР, ТРАНСФОРМАТОР, ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ПРОЕКТ, ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ, АНАЛИЗ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ Целью дипломного проекта является обоснование технико-экономических параметров Могохской ГЭС. Проанализированы предпосылки строительства Могохской ГЭС. Проведены расчеты по подбору параметров основного оборудования. Дано обоснование инвестиций в проект Могохской ГЭС. Выполнен финансовый анализ инвестиционного проекта, включающий рассмотрение нескольких схем финансирования. Выполнен анализ рисков реализации проекта, состоящий из анализа чувствительности показателей эффективности проекта к изменению исходных параметров проекта. Сделаны выводы по экономической эффективности инвестиций в проект. ПАСПОРТ ОБЪЕКТА 1 2 Наименование Местоположение 3 Назначение Могохская ГЭС Россия, Республика Дагестан Проектное назначение гидроузла – выработка электроэнергии Деривационная 2 шт. Тип электростанции Количество агрегатов Характерные расходы: 6 через здание ГЭС одного агрегата Напоры: максимальный 7 расчетный минимальный Уровни воды в верхнем бьефе: 8 НПУ УМО Уровни воды в нижнем бьефе: 9 hГЭС h1агр Энергетические характеристики: установленная мощность ГЭС 10 число часов работы ГЭС выработка электроэнергии 11 Тип гидротурбин 12 Тип генератора 4 5 частота 157,2 м3/с 78,6 м3/с 41,50 м 41,33 м 40,40 м 590,9 м 590,4 м 550,0 м 549,4 м 55,75 МВт 4400 ч 245,3 ГВт∙ч РО 45/820-В-46 СВ-570/145-32 13 Синхронная турбины вращения 187,5 об/мин 19 20 21 22 Чистый дисконтированный доход Внутренняя норма доходности Дисконтированный срок окупаемости Индекс доходности 3 1443,86 млн. руб. 12,5% 20,66 лет 1,32 СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ РД – Республика Дагестан ГЭС – гидроэлектростанция; ОЭС – объединенная энергосистема; НПУ – нормальный подпорный уровень; УМО – уровень мертвого объема; НБ – нижний бьеф; ВБ – верхний бьеф; РО – радиально-осевая гидротурбина; ПЛ – поворотно-лопастная гидротурбина; КПД – коэффициент полезного действия; ГОСТ – государственный стандарт; ТЭО – технико-экономическое обоснование; ФЕР – федеральные единичные расходы; СМР – строительно-монтажные работы; ИП – инвестиционный проект; НДС – налог на добавленную стоимость; IRR (ВНД) – внутренняя норма доходности; PI (ИД) – индекс доходности; NPV (ЧДД) - чистый дисконтированный доход. 4 СОДЕРЖАНИЕ Обоснование строительства Могохсткой ГЭС .......................................................... 8 1.1 Современное состояние и перспективы развития рынка электроэнергетики в Республике Дагестан ........................................................................................................ 9 1.2 Проблемы энергообеспечения Дагестана .......................................................... 10 1.2.1 Дефицит выработки электроэнергии ............................................................ 10 1.2.2 Потери в электросетях ................................................................................... 12 1.2.3 Роль строительства гидроэлектростанций ................................................... 13 2 Характеристика района строительства ..................................................................... 14 2.1 Климат и гидрологическая характеристика района строительства ................. 14 2.2 Анализ эрозионных процессов ............................................................................ 15 2.3 Инженерно-геологические условия .................................................................... 15 3 Водноэнергетические расчёты ................................................................................... 17 4 Выбор системы турбины и типа рабочего колеса ................................................... 19 5 Подбор параметров гидрогенератора........................................................................ 21 6 Выбор трансформатора .............................................................................................. 22 7 Обоснование инвестиций ........................................................................................... 23 7.1 Инвестиционная стадия реализации проекта .................................................... 25 7.2 Эксплуатационная стадия реализации проекта ................................................. 26 7.3 Оценка эффективности инвестиций ................................................................... 28 8 Анализ чувствительности........................................................................................... 31 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ................................................................................................................. 36 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ........................................................ 37 ПРИЛОЖЕНИЕ А Выбор системы гидротурбины ........................................................ 39 А.1 Определение параметров гидротурбины РО 45 ................................................... 39 А.1.1 Определение и выбор диаметра рабочего колеса .......................................... 39 А.1.2 Определение и выбор нормальной частоты вращения ................................. 40 А.1.3 Проверка правильности выбора диаметра и частоты вращения турбины .. 42 А.2 Определение параметров гидротурбины ПЛ 50 .................................................. 45 А.2.1 Определение и выбор диаметра рабочего колеса .......................................... 45 А.2.2 Определение и выбор нормальной частоты вращения ................................. 45 А.2.3 Проверка правильности выбора диаметра и частоты вращения турбины .. 46 ПРИЛОЖЕНИЕ Б Выбор основных геометрических параметров проточной части . 49 Б.1 Спиральная камера гидротурбины ......................................................................... 49 Б.2 Направляющий аппарат .......................................................................................... 52 Б.3 Рабочее колесо гидротурбины ................................................................................ 52 Б.4 Рабочее колесо гидротурбины ................................................................................ 53 1 5 ПРИЛОЖЕНИЕ В Продольный и поперечный разрезы проточной части ................. 54 ПРИЛОЖЕНИЕ Г Подбор гидрогенератора .................................................................. 55 ПРИЛОЖЕНИЕ Д Расчёт эффективности инвестиционного проекта в программе «Альт-Инвест» ................................................................................................................... 58 6 ВВЕДЕНИЕ Целью дипломного проекта является обоснование технико-экономических параметров Могохской ГЭС. Деривационная Могохская ГЭС располагается в республике Дагестан, на реке Аварское Койсу и входит в состав каскада ГЭС бассейна реки Сулак. Проектируемая ГЭС предназначается для работы в ОЭС Юга. Основными целями проекта Могохской ГЭС являются: - снижение дефицита мощности и электроэнергии ОЭС Юга; - создание маневренной мощности, выполнение функций аварийного и нагрузочного резервов; - экономия дорогого органического топлива. Основное условие проектирования Могохской ГЭС - работа ГЭС на стоке вышерасположенной Гоцатлинской ГЭС. В дипломном проекте выбрано основное оборудование ГЭС. Установленная мощность ГЭС составляет 55,75 МВт, среднегодовая выработка электроэнергии 245,3 ГВт∙ч, количество агрегатов – 2 шт. Выполнен финансовый анализ инвестиционного проекта, включающий рассмотрение нескольких схем финансирования. Проанализирована чувствительность показателей эффективности проекта к изменению исходных параметров. Определены основные показатели риска проекта. Сделаны выводы по экономической эффективности инвестиций в проект Могохской ГЭС. 7 1 Обоснование строительства Могохсткой ГЭС Деривационная Могохская ГЭС проектируется в республике Дагестан, на р. Аварское Койсу и будет входить в состав каскада ГЭС бассейна р. Сулак в ОЭС Юга. Освоение гидроресурсов р. Аварское Койсу началось сооружением Ирганайской ГЭС проектной мощностью 800 МВт. Выше неё было запланировано строительство Зирани ГЭС. После анализа различных вариантов, было решено разделить станцию на две ступени – верхнюю Гоцатлинскую ГЭС мощностью 100 МВт и нижнюю Могохскую ГЭС мощностью 80 МВт, что позволило минимизировать площади затопления ценных сельскохозяйственных земель [1]. Рисунок 1.1 - Схема расположения Могохской ГЭС на реке Аварское Койсу 8 1.1 Современное состояние и перспективы развития рынка электроэнергетики в Республике Дагестан Республика Дагестан – самый южный субъект Российской Федерации, входящий в состав Северо-Кавказского федерального округа, с населением почти 3 млн. чел. и площадью территории 50,3 тыс. км2. Регион богат водными ресурсами, обладает значительными запасами альтернативных видов энергоресурсов: геотермальных вод, гелиоэнергетики, ветроэнергетики. Суммарные гелиоэнергетические ресурсы превосходят по своей величине объемы потребления всех видов топливно-энергетических ресурсов в Дагестане. По запасам геотермальных вод Дагестан в Российской Федерации занимает второе место после Камчатки. В Кизляре до 30% жилых домов отапливаются за счет геотермального тепла, а в северо-западной части Махачкалы – более 20 многоквартирных домов. Использование всех этих источников энергии помимо дешевизны привлекательно еще и их экологической безопасностью. Общий объем валового гидроэнергетического потенциала Республики Дагестан превышает 30 млрд. кВт∙ч, реальный технический потенциал составляет 12,7 млрд. кВт∙ч годовой энергоотдачи. Общая установленная мощность генерирующих мощностей республики Дагестан составляет 1 827 МВт, большая часть которой – 98%, обеспечивается за счет гидрогенерации. В регионе эксплуатируется 16 гидроэлектростанций (включая малые) установленной мощностью 1 783 МВт и две теплоэлектростанции суммарной мощностью 44 МВт (527 Гкал/час). В целом, за 2000 по 2010 гг. отмечается прирост выработки электроэнергии на ГЭС, составивший 52%. По аналитическим оценкам, представленным в стратегии социальноэкономического развития Республики Дагестан до 2025 года, существует возможность увеличения выработки электроэнергии за счет реконструкции существующих мощностей, строительства новых ГЭС и каскадов МГЭС до 11,5 млрд. кВт∙ч в 2025 г., что позволит не только полностью обеспечить внутреннее 9 потребление, но и экспортировать электроэнергию в закавказские республики, которые, по прогнозам, будут энергодефицитными. Стратегия развития электроэнергетического сектора республики предполагает постепенный переход высокоэффективное к «энергетике использование будущего», традиционных опирающейся энергоресурсов и на новых альтернативных источников энергии и технологий ее получения. Рисунок 1.2 – Схема ввода объектов топливно-энергетического комплекса 1.2 Проблемы энергообеспечения Дагестана 1.2.1 Дефицит выработки электроэнергии «Стратегия социально-экономического развития РД-2025г.» определяет рост ВРП в ~ 3,3 раза. Увеличение потребления электроэнергии на 0,3 % это увеличение ВРП на 1%. До 2025г. необходимо нарастить производство электроэнергии более чем в 3 раза (против 4,5-5 млрд. кВт∙ч в среднем.) с отпуском и потреблением до 12-12,5 млрд. кВт∙ч в год. Экономический гидроэнергопотенциал РД 12,5 млрд. кВт∙ч из 10 которых освоено 46%, при том, что весь остаточный потенциал формируется на территории горных районов, где пока вырабатывается 1,350 млрд. кВт∙ч, с потреблением 738 млн. кВт∙ч, что составляет до 900 кВт∙ч в год, а по определенным районам 400-550 кВт∙ч на человека в год. При этом вырабатываемая на ресурсах горных территорий РД электроэнергия превышает потребление в 1,79 раза. Таким образом существует локальный резерв, при том что с 2010г. в республику привлекается извне более 600 млн. кВт∙ч и не используются ВИЭ малых рек и речушек [2]. Такая ситуация не может не беспокоить власти региона, так как энергетика, ее наличие и потребление на душу населения, во всем мире определяет развитие того или иного государства, экономическое, социальное благополучие их народов. Выработка электроэнергии, кВт∙ч 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 2008 2012 2015 2020 2025 Получено электроэнергии из других регионов Произведено электроэнергии Потреблено электроэнергии Рисунок 1.3 – Прогноз производства и потребления электроэнергии в РД 11 1.2.2 Потери в электросетях В Республике Дагестан существуют проблемы, выражающиеся большими потерями в электросетях. Показатель потерь (по состоянию на 2008 г. – 32%, по данным «Дагэнергосетей») значительно превышает как общероссийский (10,7%) – в 3 раза, так и по СКФО (21,5%) – на 49% (Рис. 1.4). Причинами столь высокого уровня энергопотерь в сетях республики помимо большой степени износа сетевого оборудования (свыше 73%) являются: большая протяженность сетей, недостаточный уровень проверок и контроля работы систем учета электроэнергии, значительные коммерческие потери, в том числе за счет незаконного подключения к электросетям [3]. % 35 30 25 20 15 10 5 0 2008 2012 2015 Потери в сетях в Республике Дагестан 2020 Общероссийские потери в сетях Рисунок 1.4 – Потери в электросетях в РД 12 2025 1.2.3 Роль строительства гидроэлектростанций Реализация строительства ГЭС может послужить инновационным подходом в решении социальных, экономических проблем в первую очередь горных территорий. Использование гидроэнергетических ресурсов малых рек для электроснабжения аулов, сел, большинство которых находятся в непосредственной близости к рекам – возможность сокращения потерь в сети и фактор резкого удешевления себестоимости электроэнергии, как за счет его производства, так и за счет уменьшения промежуточных звеньев, участвующих в ценообразовании, что весьма серьезно скажется на количестве потребляемой энергии, инвестиционной привлекательности горных территорий, развитии малого бизнеса по сырьевой базе районов. Постепенное наращивание установленной мощности гидрогерации в Дагестане с учетом собственного потребления и передачи внутрисуточных «излишков» электроэнергии в общую энергосеть на рыночных условиях будет способствовать решению социальных и экономических проблем социума на местах. Строительство ЛЭП и формирование перетоков энергии в соседние государства (Грузия, Азербайджан) с другой ценовой политикой и обустройством дорог через горные районы – весьма существенный не только внешнеэкономический, но и культурно-исторический фактор, формирующий межэтническую политическую стабильность на Кавказе [2]. 13 2 Характеристика района строительства Река Аварское Койсу, расположенная в республике Дагестан, является правой составляющей р. Сулак и берет начало на северо-восточном склоне Главного Кавказского хребта, на высоте 3500 м над уровнем моря, протекает в северовосточном направлении. Площадь бассейна 7660 км2, длина реки – 178 км, общее падение 2440 м, средний уклон 14%. Среднегодовой расход реки изменяется от 32 м3/с в верховьях реки (130 км от устья) до 103 м3/с в устье. Потенциальные гидроэнергетические запасы р. Аварское Койсу оцениваются в 5,6 млрд. кВт∙ч или около 28% от общего потенциала бассейна р. Сулак (21 млрд. кВт∙ч). Возможность технического использования гидроэнергетического потенциала р. Аварское Койсу рассматривалась в ОАО «Ленгидропроект» в 1970 г. Схемой использования р. Аварское Койсу был рекомендован каскад из 7 гидроузлов, использующий участок реки протяжением 120 км с общим падением 975 м [4]. 2.1 Климат и гидрологическая характеристика района строительства Климат района гидроузла – континентальный, с продолжительной мягкой зимой, неустойчивым снежным покровом и жарким летом, с длительными засушливыми периодами, перемежающимися ливневыми дождями. Средняя годовая температура воздуха +10˚С. Самый холодный месяц – январь со средней температурой -3,0˚С; самый теплый – июль со средней температурой +21,8˚С. Абсолютный максимум +42˚С, абсолютный минимум -30˚С. Годовое количество осадков колеблется от 423 до 448 мм. В рассматриваемом районе в приземном слое воздуха направление ветра определяется направлением речных долин. Средняя годовая скорость ветра составляет 2,4 м/с, наблюденная максимальная скорость ветра – 25 м/с. Снежный покров появляется в конце ноября, сходит в третьей декаде марта. Появление снежного покрова обычно чередуется с его таянием. В среднем за сезон бывает около 50 дней со снежным покровом. 14 Основным источником питания р. Аварское Койсу являются талые воды высокогорных снегов и ледников и дождевые осадки (60-80%). Доля грунтового питания не превышает 40%. В период с апреля по октябрь наблюдается половодье и паводки, обусловленные снеготаянием и обильными дождями. Устойчивая зимняя межень наблюдается с ноября по март. В период с апреля по октябрь проходит до 88% годового стока. Максимальный подъем уровня наблюдается в июне-июле [5]. 2.2 Анализ эрозионных процессов Природные условия рассматриваемого района благоприятствуют развитию интенсивных эрозионных процессов: легко выветриваемые осадочные породы, слагающие бассейн, большая амплитуда высот и крутизна склонов горных хребтов, сухость климата, неравномерность и часто ливневый характер осадков, резкие суточные колебания температуры воздуха. Наносы р. Аварское Койсу формируются за счет поверхностного смыва во время снеготаяния и дождевых паводков продуктов выветривания, а также от непосредственной эрозии русла. В связи с этим мутность реки возрастает от весны к лету и достигает наибольших значений во время паводков. В конце осени и зимой, когда река переходит на грунтовое питание, мутность существенно уменьшается. Средний многолетний расход взвешенных наносов в створе Могохской ГЭС приближенно определен в 73 кг/с, что соответствует годовому стоку наносов 2,3 млн. т. Сток влекомых наносов с учетом ресурсов поверхностных вод оценивается 520% от взвешенных. Суммарный сток взвешенных и влекомых наносов для проектного створа составляет 2,8 млн. т [5]. 2.3 Инженерно-геологические условия Инженерно-геологические условия района Могохского гидроузла определяются многообразием природных факторов, существенно влияющих на условия строительства и конструкцию проектируемых сооружений. Все эти факторы 15 являются следствием неотектонической активности района и предопределяют 9 балльную сейсмичность, активную селевую деятельность, проявления оползневых процессов. На рассматриваемом участке распространены скальные грунты карбонатного отложения – известняки, доломиты, карбонатные брекчии, гипсы и терригенного отложения – песчаники, алевролиты, аргиллиты. Нескальные грунты представлены преимущественно щебенистыми и дресвяными, реже глыбоватыми и супесчаносуглинистыми грунтами. В пределах рассматриваемого района активное развитие получили современные геологические явления – эрозии, выветривание пород, обвалы, оползневые деформации и селевые потоки. Район сейсмически активный. Обвалы имели место на склонах долины реки и ее крупных притоках. Все крупные притоки р. Аварское Койсу в пределах проектируемого гидроузла являются потенциально селеносными. Исходным материалом селей служат в основном легкоразмываемые склоновые отложения. По результатам проведенных сейсмологических работ была дана оценка сейсмической опасности участка Могохской ГЭС. Установлено, что на площадке основных сооружений на грунтах II категории по сейсмическим свойствам, без учета инженерно-геологических условий и рельефа, исходная интенсивность сейсмических воздействий составляет 8 баллов, для периода повторяемости 1 раз в 100 лет и 9 баллов, для периода повторяемости 1 раз в 10 000 лет [5]. 16 3 Водноэнергетические расчёты Для построения схемы напоров используем кривую связи расходов и уровней воды в НБ (Рис. 3.1) [6]. Кривая расходов дает зависимость расходов воды от уровней в реке. Она строится на основе многократных одновременных измерений расхода воды и уровня по возможности во всем диапазоне колебаний уровней от максимального до минимального за многолетний период [7]. Z, м 555 554 Z3=553,78 553 552 551 Z2= 550 Z1=549,4 549 Qгэс=157,2 548 0 Q1агр=78,6 500 1000 Q, м3/с Qmax=1250 1500 Рисунок 3.1 - Кривая связи расходов и уровней Определим отметку НБ из графической зависимости (Рис. 3.1). Полученные данные представлены в таблице 3.1: Таблица 3.1 - Определение по кривой связи уровней воды в нижнем бьефе Q Значение расхода, м3/с Уровень воды в НБ, ZНБ, м Qmax 1250 553,78 QГЭС 157,2 550,00 Q1 агр 78,6 549,40 17 Диапазон характерных напоров (Hmax, Hp, Hmin), в пределах которого будет эксплуатироваться ГЭС, можно определить следующим образом [8, стр.25]: - максимальный напор: Hmax = ∇НПУ − ∇НБQ1 агр ; (3.1) - минимальный напор: Hmin = ∇УМО − ∇НБQГЭС ; (3.2) - расчетный напор: Hр = ∇НПУ − ∇НПУ − ∇УМО − ∇НБQ1 агр ; 3 (3.3) Максимальный напор ГЭС определяется разницей между отметкой НПУ и отметкой, соответствующей расходу через один агрегат: Hmax = 590,9 − 549,4 = 41,5 м. Минимальный напор ГЭС определяется разницей между отметкой УМО и отметкой, соответствующей расходу через все агрегаты ГЭС: Hmin = 590,4 − 550,0 = 40,4 м. Расчетный напор определяется по энергетической формуле: 590,9 − 590,4 − 549,4 = 41,33 м. 3 Схема напоров представлена на рисунке 3.2. По построенной схеме находим Hр = 590,9 − отметку верхнего бьефа при расчетном напоре: ∇zрасч = 590,73 м. Рисунок 3.2 - Схема напоров 18 4 Выбор системы турбины и типа рабочего колеса Для расчета параметров основного оборудования ГЭС проведён выбор системы гидротурбины и рабочего колеса. По результатам водно-энергетических расчётов приняты следующие величины напоров: - максимальный напор 𝐻𝑚𝑎𝑥 = 41,5 м; - расчётный напор 𝐻р = 41,33 м; - минимальный напор 𝐻𝑚𝑖𝑛 = 40,4 м. Выбор гидротурбины производится по максимальному напору, для которого могут быть использованы турбины двух систем: РО45 и ПЛ50. Расчёт основных параметров для каждой из гидротурбин представлен в приложении А. По результатам расчётов обе турбины имеют одинаковые диаметры рабочего колеса 𝐷 = 3 м и расчётные турбинные расходы 𝑄р = 78,6 м3 /с. Сравнение турбин проводилось по мощности и высоте отсасывания: - для РО45: 𝑁т = 28735 кВт, 𝐻𝑠 = 0,661 м; - для ПЛ50: 𝑁т = 29595 кВт, 𝐻𝑠 = −10,705 м. В случае установки турбины ПЛ50 мощность одного агрегата получается на ≈3% больше, но отрицательная величина высоты отсасывания приведет к увеличению стоимости строительно-монтажных работ, так как часть гидротурбины будет находиться под землей, и для вывода отсасывающей трубы на поверхность потребуется затратить большее количество материала. Кроме того, выбор турбины обусловлен также следующими факторами: - РО турбины более просты и надежны в эксплуатации, имеют (при одинаковых с ПЛ турбинами размерах): меньшую металлоемкость и стоимость гидротурбинного оборудования; - радиально-осевые турбины практически не загрязняют воду, в отличие от поворотно-лопастных, в которых используется масляная смазка для поворота лопаток; 19 - одним из основных преимуществ РО турбин перед ПЛ турбинами являются их лучшие кавитационные качества, и, как следствие этого, они требуют меньших заглублений турбины, что снижает общие затраты на сооружение здания ГЭС [9]. Принимая во внимание все перечисленные факторы выбираем турбины РО45 в количестве двух штук, так как они имеют меньшую высоту отсасывания и незначительно уступают в мощности. Выбор основных геометрических параметров проточной части гидротурбины РО45 представлен в приложении Б, продольный и поперечный разрезы представлены в приложении В. Режим работы гидроэлектростанции в энергосистеме зависит от расхода воды, наличия и объёма водохранилища, потребностей энергосистемы, требований экологии, а также других водопользователей и водопотребителей [21]. Согласно проекту Могохской ГЭС, число часов работы станции составляет Tу ≈ 4400 ч [6]. Рассчитав значение мощности одного агрегата, вычислим установленную мощность Могохской ГЭС: 𝑁ГЭС = 𝛼 ∙ 𝑁т где (4.1) 𝛼 – количество установленных на ГЭС гидроагрегатов; 𝑁т – мощность одной турбины. 𝑁ГЭС = 2 ∙ 𝑁т = 2 ∙ 28735 = 57470 кВт ≈ 57,47 МВт Таким образом, зная установленную мощность ГЭС и число часов её использования рассчитаем годовую выработку электроэнергии [22, с.11]: Э=𝑁 ∙𝑡 Э = 𝑁ГЭС ∙ 𝑇у = 57,47 ∙ 4400 = 252868 МВт ∙ ч ≈ 252,9 ГВт ∙ ч 20 (4.2) 5 Подбор параметров гидрогенератора Гидрогенератор является основной машиной ГЭС, в которой механическая энергия первичного двигателя преобразуется в электрическую. На ГЭС применяются синхронные трехфазные гидрогенераторы переменного тока, имеющие единый вал с турбиной [10]. На основании расчётов (приложение Г) был принят генератор СВ570/145-32. МВА МВт 37,5 30,0 Система возбуждения 10,5 КПД, % 187,5 сosφном Напряжение, кВ Мощность, Частота вращения, об/мин Таблица 5.1 - Основные параметры гидрогенератора Масса, т ротора общая 0,8 97,0 Электромашинная 157,8 328 Таблица 5.2 - Основные габаритные размеры генератора Элемент генератора Параметр Значение, м Высота корпуса hст 2,70 Статор Диаметр корпуса Dст 7,30 Диаметр активной стали Da 6,40 Высота hвк 1,40 Верхняя крестовина Диаметр лучей Dвк 7,30 Высота hп 1,14 Подпятник Диаметр кожуха Dп 2,60 Высота hнк 0,52 Нижняя крестовина Диаметр лучей Dнк 4,80 Высота hо 0,40 Надстройка Диаметр dо 1,20 Диаметр Dкр 9,60 Кратер Минимальная ширина прохода b 0,50 Диаметр шахты 4,40 21 6 Выбор трансформатора На генераторных напряжениях ГЭС питаются только местные потребители, в радиусе до 5 км. Передача энергии удаленным потребителям производится на повышенных напряжениях. Для преобразования (трансформации) переменного тока одного напряжения в переменный ток другого напряжения применяются повышающие (понижающие) трансформаторы. При выборе повышающих трансформаторов необходимо ориентироваться на значение напряжения ЛЭП, которое, в свою очередь, зависит от длины ЛЭП и величины передаваемой мощности. В данном проекте наибольшая длина линии электропередачи 300 км. Следовательно, напряжение необходимо повышать на 330 кВ. Выдача мощности Могохской ГЭС будет производиться в энергосистему напряжением 110 кВ. Критериями выбора трансформатора являются: низшее напряжение Uнн = 10,5кВ; высшее напряжение Uвн = 110кВ; передаваемая мощность S = 34,94 МВА. Выбираем трансформатор [12, с. 148, табл. 3.8] ТРДН-40000/110 со следующими характеристиками: - низшее напряжение Uнн = 10,5кВ; - высшее напряжение Uвн =110 кВ; - номинальная мощность S = 40 МВА; - масса: масла – m = 17,6 т; полная – m = 58 т. 22 7 Обоснование инвестиций Оценка эффективности инвестиционного проекта выполняется по системе следующих показателей: чистый дисконтированный доход (NPV); дисконтированный срок окупаемости (PBP); внутренняя норма доходности (IRR); индекс доходности (PI). Для принятия решения об инвестировании средств в проект необходимо рассматривать значения всех перечисленных параметров. Чистый дисконтированный доход (NPV) Инвестиционный период характеризуются длительным инвестиционным циклом. Для сопоставления разновременных экономических параметров их приводят к определенному моменту времени, обычно к началу первого года проекта. Дисконтирование параметра, относящегося к определенному шагу проекта, осуществляется умножением его на текущее значение коэффициента дисконтирования. Чистый дисконтированный доход определяется как разность между текущей стоимостью будущих доходов и текущей стоимостью будущих затрат на проект в течение всего срока службы: 𝑇 𝑁𝑃𝑉 = ∑ 𝑡=0 где 𝑅𝑡 − З𝑡 + 𝑉𝑐𝑟 , (1 + 𝑟)𝑡 Rt – результаты, достигаемые на t-м шаге проекта, 𝑅𝑡 = 𝑇э ∙ Э; где 𝑇э – тарифы на электроэнергию, Э – среднегодовая выработка электроэнергии, 𝑉𝑐𝑟 – доход от привлечения заёмного капитала, Зt – затраты, осуществляемые на том же шаге; З𝑡 = 𝐾 + 𝑃𝑐𝑟 𝑡 + 𝐻𝑡 + 𝐴𝑡 23 (7.1) где K – капитальные вложения; 𝑃𝑐𝑟 𝑡 – выплаты процентов по кредиту; Н𝑡 – выплаты налогов; 𝐴𝑡 – амортизационные отчисления. r – норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал; T – горизонт расчета. Проект является эффективным, если NPV положителен, т.е. денежные поступления от проекта превышают затраты на его осуществление. С ростом NPV эффективность проекта увеличивается. Дисконтированный срок окупаемости (PBP) Сроком окупаемости называют минимальный временной интервал от начала осуществления проекта, начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты, связанные с осуществлением инвестиционного проекта, покрываются суммарными результатами его реализации. Срок окупаемости определяем с использованием дисконтирования, решением уравнения (7.1) относительно t. Более эффективным является проект с меньшим сроком окупаемости. Внутренняя норма доходности (IRR) Внутренняя норма доходности представляет собой норму дисконта, при которой суммарное значение доходов равно суммарному значению расходов. Внутренняя норма доходности должна быть, как минимум, равна норме доходности, которую инвесторы могут получить от альтернативных вложений. 𝑇 0=∑ 𝑡=0 𝑅𝑡 − З𝑡 + 𝑉𝑐𝑟 , (1 + 𝐼𝑅𝑅)𝑡 (7.2) Проект принимается, при значении IRR равном ставке дисконтирования или превышающем ее. Индекс доходности (PI) Индекс доходности определяется как отношение суммы приведенных эффектов к величине капиталовложений: 𝑇 1 𝑅𝑡 − З𝑡 𝑃𝐼 = ∙ ∑ 𝐾 (1 + 𝑟)𝑡 𝑡=0 24 (7.3) Индекс доходности строится из тех же элементов, что и NPV. Эти показатели тесно связаны: если NPV положителен, то PI > 1 – проект эффективен; при PI < 1 – проект неэффективен [19] 7.1 Инвестиционная стадия реализации проекта Из проекта Могохской ГЭС известна стоимость строительных работ в ценах IV квартала 2011 г. Произведём пересчет в текущие цены I квартала 2016 г. для региона строительства Респиблика Дагестан. Стоимость строительства Могохской ГЭС в ценах IV квартала 2011 г. составляет 3951811,79 тыс. руб., в том числе СМР – 2481822,83 тыс. руб., оборудование – 1304103,19 тыс. руб., прочие затраты – 165885,76 тыс. руб. Рекомендуемые индексы изменения сметной стоимости для республики Дагестан на IV квартала 2011 г.: СМР (без НДС) – 4,79; оборудование – 3,27; прочие затраты – 4,82 [15]. Рекомендуемые индексы изменения сметной стоимости для республики Дагестан на I квартал 2016 г. Составляют [16]: на СМР (без НДС) – 6,7; к оборудованию – 3,93; к прочим затратам – 5,78. С учетом индексов пересчета сметной стоимости строительно-монтажных работ и оборудования, стоимость строительства Могохской ГЭС в ценах на I квартал 2016 г. составляет 5237685,13 тыс. руб., в том числе: - строительно-монтажные работы – 3471443,21 тыс. руб.; - оборудование – 1567316,68 тыс. руб.; - прочие затраты – 198925,25 тыс. руб. Рассмотрим следующие варианты схем финансирования проекта: 100 % собственных средств (5237685,13 тыс. руб.); 50 % собственных средств и 50 % кредита (по 2618842,56 тыс. руб.); 30 % собственных средств и 70 % кредита (1571305,54 и 3666379,59 тыс. руб.); 70 % собственных средств и 30 % кредита (3666379,59 и 1571305,54 тыс. руб.). Кредит в банке берется под 12 % на 10 лет и выплачивается равными частями долга и процентов. Проценты по кредиту, согласно договору с банком, начинают выплачиваться с отсрочкой, равной 4 годам. Платежи по кредиту начинают выплачиваться с отсрочкой, равной 6 годам. 25 7.2 Эксплуатационная стадия реализации проекта Объем выработки электроэнергии в год составляет 245,3 ГВт.ч. расход электроэнергии на собственные нужды составляет 1% от объема годовой выработки электроэнергии. Реализуемая годовая выработка электроэнергии – 242,85 ГВт.ч. Срок строительства – 4 года. Ежегодные издержки включают: амортизационные отчисления на оборудование и сооружения по линейной схеме, заработную плату обслуживающего персонала. Список обслуживающего персонала и уровень заработной платы приведены в таблице 7.1. Таблица 7.1 – Заработная плата персонала Персонал Количество основной производственный основной вспомогательный административный Всего 2 1 1 4 Заработная плата, руб./мес. 20000 18000 30000 68000 В проекте предусмотрены выплаты следующих налогов: налог на прибыль – 20,0 %; НДС – 18,0 %; налог на имущество – 2,2 %; ЕСН – 30,2 %. Для расчёта ставки дисконтирования воспользуемся методом взвешенного капитала [14]: 𝑟 = 𝑅𝑐𝑟 ∙ 𝑚 ∙ (1 − 𝑅𝑝𝑟 ) + 𝑅𝑐𝑐 ∙ (1 − 𝑚), (7.4) где 𝑅𝑐𝑟 – процентная ставка по кредиту; m – доля заемных средств; 𝑅𝑝𝑟 – налог на прибыль; 𝑅𝑐𝑐 – коэффициент капитализации собственного капитала. 𝑟 = 0,12 ∙ 0,7 ∙ (1 − 0,2) + 0,116 ∙ (1 − 0,7) = 0,0672 + 0,348 = 0,102 = 10% 26 Результирующий поток денежных средств рассчитывается как разность между притоками и оттоками. К притокам денежных средств относятся: выручка от реализации электроэнергии; привлечение заемного капитала. Оттоки денежных средств составляют: капитальные затраты; выплаты процентов по кредиту; заработная плата персонала; налоги; амортизационные отчисления. Прогнозные цены на электроэнергию зависят от общей инфляции. Прогнозные цены на электроэнергию представлены в таблице 7.2 [17]. Индекс инфляции приведен в таблице 7.3 [18]. Таблица 7.2 – Прогнозные цены на электроэнергию Тарифы на электроэнергию, тыс. руб./МВт∙ч Вариант расчета 2016 Тарифы Минэнерго РФ 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 1,695 1,839 1,995 2,151 2,335 2,533 2,747 2,843 2,945 3,052 3,642 Таблица 7.3 – Прогноз инфляции Год 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Индекс инфляции, % 7,0 6,5 5,5 5,3 4,7 4,4 4,1 Год 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2065 27 Индекс инфляции, % 3,8 3,8 3,5 3,3 3,0 2,7 2,7 7.3 Оценка эффективности инвестиций Расчеты эффективности проекта выполнены с использованием программного продукта «Альт-Инвест» и приведены в приложении Д. Программа «Альт-Инвест» предназначена для проведения всесторонней оценки коммерческой привлекательности инвестиционных проектов, независимо от их масштабов или масштабов компании, осуществляющей проект. Анализ проектов осуществляется по трем основным направлениям: эффективность инвестиционных затрат (капитальных вложений); финансовая состоятельность проекта; риски осуществления проекта. Программа Альт-Инвест позволяет разрабатывать финансовые разделы ТЭО и бизнес-планов, оценивать привлекательность инвестиционных идей, сравнивать альтернативные варианты реализации проектов, формировать схемы финансирования и другие условия инвестирования средств. [20] Горизонт расчета принимаем равным 50 годам при длительности интервала планирования 1 год, рекомендованный для крупномасштабных проектов [14]. Рассчитанные показатели эффективности приведены в таблице 7.4. Таблица 7.4 – Показатели эффективности при расчете в программе Альт-Инвест Схемы финансирования Результаты NPV=1114512 тыс. руб. PBP=23,72 лет IRR=11,9 % PI=1,25 NPV=1373219 тыс. руб. PBP=21,26 лет IRR=12,4% PI=1,30 NPV=1443863 тыс. руб. PBP=20,66 лет IRR=12,5 % PI=1,32 NPV=1285903 тыс. руб. PBP=22,03 лет IRR=12,3 % PI=1,29 100% собственных средств 50% собственных средств и 50% кредита 30% собственных средств и 70% кредита 70% собственных средств и 30% кредита 28 Наглядное сравнение схем финансирования представлено на рисунках 7.1 – 7.4. Красной стрелкой обозначены наиболее эффективный вариант. NPV, тыс. руб. 1600000 1400000 1200000 1000000 800000 600000 400000 200000 0 100% с.с. 50% с.с. и 50% к. 30% с.с. и 70% к. Варианты финансирования 70% с.с. и 30% к. Рисунок 7.1 – Динамика изменения NPV при различных схемах финансирования PBP, лет 24 23,5 23 22,5 22 21,5 21 20,5 20 19,5 Варианты финансирования 19 100% с.с. 50% с.с. и 50% к. 30% с.с. и 70% к. 70% с.с. и 30% к. Рисунок 7.2 – Динамика изменения РВР при различных схемах финансирования 29 IRR,% 12,5 12,4 12,3 12,2 12,1 12 11,9 11,8 11,7 Варианты финансирования 11,6 100% с.с. 50% с.с. и 50% к. 30% с.с. и 70% к. 70% с.с. и 30% к. Рисунок 7.3 – Динамика изменения IRR при различных схемах финансирования PI 1,32 1,3 1,28 1,26 1,24 1,22 Варианты финансирования 1,2 100% с.с. 50% с.с. и 50% к. 30% с.с. и 70% к. 70% с.с. и 30% к. Рисунок 7.4 – Динамика изменения PI при различных схемах финансирования 30 8 Анализ чувствительности Для принятия эффективного инвестиционного решения необходимо провести анализ чувствительности и определить критические параметры проекта, состоящего в оценке влияния изменения какого-либо одного параметра проекта на показатели эффективности проекта при условии, что прочие параметры остаются неизменными. В пректе выполнен анализ чувствительности по методу вариации параметров для наиболее эффективного варианта финансирования проекта строительства Могохской ГЭС для схемы: 30 % собственных средств и 70 % заемного капитала. Анализ чувствительности рассчитан при вариации следующих параметров: выработки электроэнергии; налоговых ставок; ставки дисконтирования; объема инвестиций. Результаты расчетов приведены в таблицах 8.1-8.4. Графики зависимостей показателей проекта от изменяемых исходных данных представлены на рисунках 8.1-8.4. Таблица 8.1 – Анализ чувствительности по показателю NPV Базисный вариант Наименование -15% -10% -5% Выработка 724938 966546 1205725 1681347 1917784 2152689 1657018 1585966 1514915 1372812 1301760 1230709 НДС 5% 10% 15% 1443863 Ставка дисконтирования 2763379 2271409 1833995 1094854 781727 500016 Инвестиции 2082211 1870580 1657475 1230251 1015635 799796 31 NPV, тыс. руб. 3000000 2500000 2000000 1500000 1000000 500000 0 -15% -10% -5% Базисный вариант 5% 10% Изменение выработки Изменение НДС Изменение ставки дисконтирования Изменение инвестиций 15% Рисунок 8.1 – График зависимости NPV от вариации исходных данных Максимальное отклонение показателя NPV происходит при изменении ставки дисконтирования. Показатель NPV отклоняется на 91,4% (2763379) при изменении ставки дисконтирования на -15%. Таблица 8.2 – Анализ чувствительности по показателю PBP Наименование -15% -10% -5% Выработка 26,98 24,27 НДС 19,71 20 Базисный вариант 5% 10% 15% 22,25 19,35 18,25 17,31 20,33 21,01 21,41 21,82 20,66 Ставка дисконтирования 17,38 18,29 19,37 22,27 24,41 27,5 Инвестиции 16,11 17,48 18,97 22,56 24,82 27,56 32 PBP, годы 27 25 23 21 19 17 15 -15% -10% -5% Базисный вариант 5% 10% Изменение выработки Изменение НДС Изменение ставки дисконтирования Изменение инвестиций 15% Рисунок 8.2 – График зависимости PBP от вариации исходных данных Максимальное отклонение показателя PBP происходит при изменении величины инвестиций. Показатель PBP отклоняется на 33,4% (27,56) при изменении величины инвестиций на 15%. Таблица 8.3 – Анализ чувствительности по показателю PBP Наименование -15% -10% -5% Выработка 11,3% 11,7% НДС 12,9% 12,8% Базисный вариант 5% 10% 15% 12,1% 12,9% 13,3% 13,7% 12,6% 12,4% 12,3% 12,2% 12,5% Ставка дисконтирования 12,5% 12,5% 12,5% 12,5% 12,5% 12,5% Инвестиции 14,2% 13,6% 13,0% 12,1% 11,6% 11,2% 33 IRR, % 14,5% 14,0% 13,5% 13,0% 12,5% 12,0% 11,5% 11,0% -15% -10% -5% Базисный вариант 5% 10% Изменение выработки Изменение НДС Изменение ставки дисконтирования Изменение инвестиций 15% Рисунок 8.3 – График зависимости IRR от вариации исходных данных Максимальное отклонение показателя IRR происходит при изменении величины инвестиций. Показатель IRR отклоняется на 13,6% (14,2 %) при изменении величины инвестиций на -15%. Таблица 8.4 – Анализ чувствительности по показателю PI Наименование -15% -10% -5% Выработка 1,16 1,21 НДС 1,37 1,35 Базисный вариант 5% 10% 15% 1,27 1,37 1,43 1,48 1,34 1,30 1,29 1,27 1,32 Ставка дисконтирования 1,60 1,50 1,40 1,24 1,18 1,11 Инвестиции 1,54 1,46 1,39 1,26 1,20 1,15 34 PI, разы 1,70 1,60 1,50 1,40 1,30 1,20 1,10 1,00 -15% -10% -5% Базисный вариант 5% 10% Изменение выработки Изменение НДС Изменение ставки дисконтирования Изменение инвестиций 15% Рисунок 18 – График зависимости PI от вариации исходных данных Максимальное отклонение показателя PI происходит при изменении ставки дисконтирования. Показатель PI отклоняется на 21,2 % (1,6) при изменении ставки дисконтирования на -15%. Проанализировав полученные показатели эффективности можно сделать вывод, что проект является эффективным при всех рассмотренных схемах финансирования, так как NPV > 0. Наиболее эффективной является 3-я схема финансирования (30 % собственные средства и 70 % - инвестиционный кредит), имеющая наиболее высокие значения показателей NPV и IRR и наименьший дисконтированный срок окупаемости. Принимаем ее в качестве окончательной. Анализ чувствительности показал, что по методу вариации параметров в диапазоне ±15%, показатели эффективности в большей степени зависят от изменения ставки дисконтирования. Изменение исходных параметров показывает финансовую устойчивость проекта. 35 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 1. Дан анализ современного состояния и перспектив развития рынка электроэнергетики в Республике Дагестан. Обоснована необходимость строительства Могохской ГЭС, расположенной на р. Аварское Койсу, и предназначенной для работы в ОЭС Юга. 2. Выполнены водноэнергетические расчеты с построением схемы напоров. 3. Выбрано основное гидроэнергетическое оборудование гидроузла: - гидротурбина – РО 45/820-В-46, с диаметром рабочего колеса 3 м, синхронной частотой вращения 187,5 об/мин в количестве – 2 шт. - гидрогенератор подвесного типа СВ-570/145-32– количество 2 шт.; - трансформатор ТРДН-40000/110– количество 2 шт. Рассчитана установленная мощность ГЭС 57,47 МВт и среднегодовая выработка электроэнергии 252,9 ГВт∙ч. 4. Выполнен финансовый анализ проекта с рассмотрением различных схем финансирования и выбором наиболее эффективной: 30% собственных средств, 70% заемных средств (кредит). 5. Рассчитаны основные показатели эффективности инвестиционного проекта: NPV=1443,86 млн. руб.; IRR=12,5 %, DPB-37,4 лет, PBP -20,66 лет, PI=1,32. Положительное значение чистого дисконтированного дохода (NPV > 0), величина IRR=12,5% больше нормы дисконта, которая составляет 10%, и величина индекса доходности PI >1 указывают на эффективность инвестиционного проекта. 6. Проведен анализ чувствительности показателей эффективности проекта к изменению исходных параметров и доказана его устойчивость при их изменении в пределах 5-15%. Наибольшее отклонение показателей эффективности отмечено при вариации величины инвестиций. 36 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Официальный сайт ПАО Русгидро [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://blog.rushydro.ru/?p=7933, свободный. 2. Официальный сайт СРО Ассоциация Межрегиональное отраслевое объединение работодателей «Гильдия строителей Северо-Кавказского федерального округа» [Электронный ресурс]. Статья «Горцы должны жить в горах не хуже, чем на равнинах» - Режим доступа: http://www.gilds.ru/novosti/novosti-gildii/2733-gortsy-dolzhny-zhit-v-gorakhne-khuzhe-chem-na-ravninakh.html, свободный. 3. Стратегия социально-экономического развития Республики Дагестан до 2025 года //Министерство экономики Республики Дагестан, AV Investment Consulting Company LLC, 2011 г. – 371с. 4. Cхема размещения первоочередных ГЭС и ГАЭС на Северном Кавказе на 1990-2000 гг. 1335-4т. Л.: ЛО Гидропроект, 1980. 129с. 5. Технико-экономическое обоснование строительства Зирани ГЭС на р. Аварское Койсу. 1517-3т. Л.: ЛО Гидропроект, 1990. 364c. 6. Проектные данные АО «Ленгдропроект» 7. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций / Под ред. Ю.С. Васильева и Д.С Щавелева. – М.: Энергоатомиздат. Т.1, 1988, Т.2, 1990 г. 8. Васильев Ю.С., Саморуков И.С., Хлебников С.Н. Основное энергетическое оборудование гидроэлектростанций. Состав и выбор основных параметров: Учеб. пособие. СПб: Изд-во СПбГТУ, 2002. 134 с. 9. Бусырев А. И., Топаж Г.И. Лопастные гидромашины. Выбор основных параметров и элементов проточной части реактивных гидротурбин: Учебное пособие. СПб.: изд-во Политехнического ун-та, 2007. 123 с. 10.Мустафин Х.Ш., Васильев Ю.С. Выбор основного оборудования зданий гидроэлектростанций. – Куйбышев: Гос. Ун-т, 1979. 11.ГОСТ Р 55260.2.1-2012. Гидроэлектростанции. Часть 2-1. Гидрогенераторы. Технические требования к поставке. 12.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций – М.: Энергоатомиздат, 1989. 13.Карелина В.Я., Кривченко Г.И. Гидроэлектрические станции: Учеб. для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1987. 14.Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов: (Вторая редакция)/М-во фин. РФ, ГК по стр-ву, архит. И жил. 37 Политике; рук. Авт. Кол.: Коссов В.В., Лившиц В.Н., Шахназаров А.Г. – М.: ОАО «НПО», Изд-во «Экономика», 2000.-421с. 15.Письмо Министерства регионального развития Российской Федерации от 07.11.11 г. №30394-ИП/08 о рекомендуемых к применению в IV квартале 2011 г. индексах изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ, индексах изменения сметной стоимости проиектных и изыскательских работ, индексах изменения сметной стоимости прочих работ и затрат, а также индексах изменения сметной стоимости оборудования. 16.Письмо Минстроя России от 19.02.2016 № 4688-ХМ/05 Об индексах изменения сметной стоимости строительно-монтажных и пусконаладочных работ, индексах изменения сметной стоимости проектных и изыскательских работ и иных индексах на I квартал 2016 года. 17.Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 г., Министерство энергетики Российской Федерации, М.: 2011. – 204 с. 18.Единые сценарные условия ПАО «РусГидро» на 2016 – 2041 гг. 19.Сидоренко Г.И., Кудряшева И.Г., Пименов В.И. Экономика установок нетрадиционных и возобновляемых источников энергии. Технико- экономический анализ: Учеб. Пособие / Под общ. ред. В.В. Елистратова и Г.И. Сидоренко. – СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2008. – 248 с. 20.Васильев Ю.С. Компьютерные технологии в научных исследованиях и проектировании объектов возобновляемой энергетики: учеб. пособие / Ю.С. Васильев, Л.И. Кубышкин, И.Г. Кудряшева; под общ. ред. Ю.С. Васильева. – СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2008. – 262с. 21. Заиров Х.И., Кудряшева И.Г. Теоретические основы нетрадиционной и возобновляемой энергетики. Водноэнергетические расчеты: Учеб. Пособие. СПб.: Изд-во СПбГПУ, 2004, 60с. 22. Использование водной энергии: Учебное пособие для вузов/ Под ред. Д.С. Щавелева. Л.: «Энергия», 1976. 656с. 38 ПРИЛОЖЕНИЕ А Выбор системы гидротурбины А.1 Определение параметров гидротурбины РО 45 А.1.1 Определение и выбор диаметра рабочего колеса Диаметр рабочего колеса гидротурбины, в соответствии с рекомендациями [9, с. 17], определяется по следующей формуле: 𝑁 𝐷𝐼 = √ , 9,81 ∙ 𝜂 ∙ 𝑄𝐼′ ∙ 𝐻𝑝 ∙ √𝐻𝑝 А.1 где N - номинальная мощность гидротурбины, кВт; 𝑄𝐼′ - приведённый расход в расчётной точке, м3 ⁄с; ŋ - КПД натурной гидротурбины, соответствующий режиму её работы в расчётной точке; Нр - расчётный напор гидротурбины, м. При расчёте диаметра данного типа рабочего колеса значение приведённого расхода, оптимальной частоты вращения и максимального значения КПД определяется в соответствии с рисунком А.1 в расчётной точке «К». 3 𝑄𝐼′ = 1435 л⁄с = 1,35 м ⁄с , 𝑛𝐼′ = 82,7 об/мин, 𝜂м = 87,5 %. Коэффициент полезного действия турбины, необходимый для определения диаметра колеса, вычисляем с учётом поправки на масштабный эффект по формуле [9, с. 18]: А.2 𝜂т = 𝜂м + Δ𝜂 где 𝜂м = 87,5% = 0,875 - коэффициент полезного действия модели, который определяется по универсальной характеристике в расчётной точке; 𝜂 = 0,03 - поправка КПД за счёт масштабного эффекта. Таким образом, получаем 𝜂т = 𝜂м + Δ𝜂 = 0,875 + 0,03 = 0,905. Вычисляем мощность гидротурбины в первом приближении [8, с. 30]: 𝑁 = 9,81 ∙ 𝑄Р ∙ 𝐻Р ∙ 𝜂т А.3 где Qр – расчетный расход, м3/с; Hр – расчетный напор, м; ηт – КПД гидротурбины. 39 𝑁 = 9,81 ∙ 78,6 ∙ 41,33 ∙ 0,905 = 28840,68 кВт Вычисляем диаметр рабочего колеса: 𝐷𝐼 = √ 28840,68 9,81 ∙ 0,905 ∙ 1,435 ∙ 41,33 ∙ √41,33 = 2,92 м. Из стандартного ряда диаметров рабочих колёс гидротурбин принимаем ближайшее значение: DI =3,00 м. Так как изменился диаметр рабочего колеса уточняем значение приведённого расхода: 𝑄𝐼′ = 𝑁 9,81 ∙ 𝐷𝐼2 ∙ 𝐻𝑝 ∙ √𝐻𝑝 ∙ 𝜂 = 28840,68 9,81 ∙ 3,02 ∙ 41,33 ∙ √41,33 ∙ 0,905 3 = 1,358 м ⁄с Принимаем DI = 3,0 м, 𝑄𝐼′ = 1358 л/с = 1,358 м3/с ,𝑛𝐼′ = 82,7 об/мин. А.1.2 Определение и выбор нормальной частоты вращения Частота вращения турбины (n’, об/мин) предварительно определяется по формуле [9, с. 19]: 𝑛= 𝑛𝐼опт ∙ √𝐻𝑝 𝐷𝐼 А.4 где 𝐷𝐼 - принятый диаметр рабочего колеса, м; 𝑛𝐼опт - оптимальная приведённая частота вращения турбины, определяемая с учётом масштабного эффекта по формуле [9, с. 20]: 𝜂𝑚𝑎𝑥 ′ 𝑛𝐼опт = 𝑛𝐼′ м опт ∙ √ , 𝜂м 𝑚𝑎𝑥 где ηmax, ηм max А.5 - максимальное значение КПД, соответственно, натурной турбины и модели; 𝑛𝐼′ м опт - оптимальная приведённая частота вращения модели, об/мин. По универсальной характеристике определяем: 𝜂м 𝑚𝑎𝑥 = 92,1% = 0,921, 𝑛м′ опт = 82,7 об⁄мин. Величину ηтaх определяем по следующей формуле [9, с.20]: 𝜂𝑚𝑎𝑥 𝑅𝑒м 0,2 = 1 − (1 − 𝜂м 𝑚𝑎𝑥 ) (0,25 + 0,75 ∙ ( ) ), 𝑅𝑒𝑚 40 А.6 где Reм, Rem - числа Рейнольдса модели и турбины, причем 𝑅𝑒м 𝐷𝐼𝑀 ∙ √𝐻𝑀 = , 𝑅𝑒𝑚 𝐷𝐼 ∙ √𝐻𝑝 А.7 где 𝐷𝐼𝑀 и 𝐻𝑀 - диаметр и напор модельной турбины, которые указываются на универсальной характеристике: 𝐷𝐼𝑀 = 0,46 м, 𝐻𝑀 = 4 м. Таким образом, 0,46 ∙ √4 0,2 𝜂𝑚𝑎𝑥 = 1 − (1 − 0,921) (0,25 + 0,75 ( ) 3,0 ∙ √41,33 ) = 0,948 Вычисляем оптимальную приведенную частоту вращения турбины: 0,948 ′ 𝑛𝐼опт = 82,7 ∙ √ = 83,9 об⁄мин. 0,921 Вычисляем частоту вращения турбины: 𝑛= 83,9 ∙ √41,33 = 179,8 об⁄мин. 3,0 Найденное значение частоты вращения следует округлить до ближайшего значения из стандартного ряда значений частоты вращения рабочего колеса. Принимаем n = 187,5 об/мин. Для дальнейших расчётов необходимо найти поправки Δη по КПД и по приведённой частоте вращения Δ𝑛𝐼′ , учитывающие увеличение КПД и приведённых оборотов натурной турбины по сравнению с моделью за счёт масштабного эффекта. Поправку Δη определяют по формуле [9, с. 21]: Δη = 𝜂𝑚𝑎𝑥 − 𝜂м 𝑚𝑎𝑥 , Δη = 0,948 − 0,921 = 0,027. Следовательно, КПД натурной гидротурбины будет равна: 𝜂н = 𝜂м + Δ𝜂 = 0,875 + 0,027 = 0,902. Аналогично, поправка Δ𝑛𝐼′ равна: 41 А.8 Δ𝑛𝐼′ = 𝑛𝐼′ опт − 𝑛𝐼′ м опт , А.9 Δ𝑛𝐼′ = 83,9 − 82,7 = 1,2 об⁄мин. После того, как мы уточнили значение КПД натурной гидротурбины, вычислим установленную мощность турбины и значение расчетного расхода воды [8, с. 34]: / 𝑁т = 9,81 ∙ Нр ∙ √Нр ∙ 𝐷12 ∙ 𝑄𝐼 ∙ 𝜂н А.10 𝑁т = 9,81 ∙ 41,33 ∙ √41,33 ∙ 3,02 ∙ 1,358 ∙ 0,902 = 28735,31 кВт. 𝑁т 28735,31 м3 𝑄р = = = 78,57 . 9,81 ∙ Нр ∙ 𝜂н 9,81 ∙ 41,33 ∙ 0,902 с А.1.3 Проверка правильности выбора диаметра и частоты вращения турбины Для проверки правильности выбора диаметра DI и частоты вращения турбины необходимо построить на универсальной характеристике зону работы турбины. Она ограничена по приведённой частоте вращения двумя горизонтальными линиями [9, с. 22]: 𝑛𝐼′ м 𝑚𝑎𝑥 = 𝑛𝐼′ м 𝑚𝑖𝑛 = 𝑛𝐷𝐼 √𝐻𝑚𝑖𝑛 𝑛𝐷𝐼 √𝐻𝑚𝑎𝑥 − Δ𝑛𝐼′ = − Δ𝑛𝐼′ = 187,5 ∙ 3 √40,4 187,5 ∙ 3 √41,5 − 1,2 = 87,3 об/мин, − 1,2 = 86,1 об/мин. Указанные линии соответствуют работе гидротурбины при заданных минимальном и максимальном напорах. Координаты (п'Iр, Q'Iр) точки «Р», соответствующие работе турбины при расчётном напоре и заданной мощности, определяются по формулам [9, с. 22]: ′ 𝑛𝐼𝑝 = ′ 𝑄𝐼𝑝 = 𝑛𝐷𝐼 √𝐻𝑝 − Δ𝑛𝐼′ = 𝑁 9,81 ∙ 𝐷𝐼2 ∙ 𝐻𝑝 ∙ √𝐻𝑝 ∙ 𝜂 = 187,5 ∙ 3 √41,33 − 1,2 = 86,3 об⁄мин, 28735,31 9,81 ∙ 32 ∙ 41,33 ∙ √41,33 ∙ 0,902 3 = 1,358 м ⁄с. Аналогично определяются координаты (п'IC,, Q'IC) точки «С», соответствующие работе турбины при максимальном напоре и заданной мощности [9, с. 22]: ′ 𝑛𝐼𝐶 = 𝑛𝐼′ м 𝑚𝑖𝑛 = 86,1 об⁄мин, 42 ′ 𝑄𝐼𝐶 = 𝑁 9,81 ∙ 𝐷𝐼2 ∙ 𝐻𝑚𝑎𝑥 ∙ √𝐻𝑚𝑎𝑥 ∙ 𝜂н = 28735,31 3 9,81 ∙ 32 ∙ 41,5 ∙ √41,5 ∙ 0,902 = 1,35 м ⁄с. Чтобы найти на универсальной характеристике точку «А», соответствующую работе турбины при минимальном напоре, необходимо провести через точку «Р» линию, параллельную линии ближайшего открытия направляющего аппарата (а0 = соnst), до пересечения с горизонтальной линией 𝑛𝐼′ м 𝑚𝑎𝑥 = 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡. 3 ′ ′ Таким образом, получаем 𝑛𝐼𝐴 = 𝑛𝐼′ м 𝑚𝑎𝑥 = 87,3 об⁄мин , 𝑄𝐼𝐴 = 1,359 м ⁄с. На основании полученных расчетов строим зону работы турбины (Рис. А.1) и линию ограничения мощности «АРС». Зона работы турбины охватывает часть универсальной характеристики с достаточно высокими значениями КПД. Такая зона работы турбины является допустимой. Определение критической высоты отсасывания гидротурбины Высотное положение турбины обусловливается бескавитационным режимом ее работы при всех возможных сочетаниях рабочих напоров и уровней в нижнем бьефе [9]. Произведём расчет высот отсасывания Hs на линии наибольших мощностей в точках максимального, расчетного и минимального напоров по формуле [9, с. 29]: 𝛻 А.11 𝐻𝑠 кр = 10 – 𝐾𝜎 ∙ 𝜎 ∙ 𝐻 − 900 где 𝐾𝜎 = 1,1 - коэффициент запаса, учитывающий неточности определения σ при модельных испытаниях, возможное несоответствие элементов проточных частей модели натуры, влияние масштабного эффекта и т.д; σ - коэффициент кавитации, определяется по универсальной характеристике в соответствующих напорам H точках линии ограничения мощности; ∇ = 549,4 м - отметка воды в НБ. Расчеты сведем в таблицу А.1. Таблица А.1 – Расчет высоты отсасывания и отметки рабочего колеса H, м Hmin = 40,4 Hр = 41,33 Hmax = 41,5 Критическая σ 0,193 0,192 0,19 высота Hs, м 0,813 0,661 0,716 отсасывания отсчитывается направляющего аппарата. В данном случае Hs.кр = 0,661 м. 43 𝛻ниж. к. 550,213 550,061 550,116 от нижнего кольца Рисунок А.1 – Универсальная характеристика гидротурбины РО45/820-46 А.2 Определение параметров гидротурбины ПЛ 50 А.2.1 Определение и выбор диаметра рабочего колеса Для определения диаметра рабочего колеса воспользуемся универсальной характеристикой турбины ПЛ50 (Рис. А.2). Находим расчётную точку «К», и по универсальной характеристике определяем следующие значения: 3 𝑄𝐼′ = 1,4 ∙ 𝑄𝐼′ опт = 1,4 ∙ 1000 = 1400 м ⁄с , 𝑛𝐼′ = 116,5 об/мин, 𝜂м = 90 %. По формуле А.2 определяем коэффициент полезного действия турбины: 𝜂т = 𝜂м + Δ𝜂 = 0,90 + 0,03 = 0,93. Вычисляем мощность турбины в первом приближении по формуле А.3: 𝑁 = 9,81 ∙ 𝑄Р ∙ 𝐻Р ∙ 𝜂т = 9,81 ∙ 78,6 ∙ 41,33 ∙ 0,93 = 29637,4 кВт Вычисляем диаметр рабочего колеса по формуле А.1: 𝑁 29637,4 √ 𝐷𝐼 = √ = = 2,955 м 9,81 ∙ 0,93 ∙ 1,4 ∙ 41,33 ∙ √41,33 9,81 ∙ 𝜂 ∙ 𝑄𝐼′ ∙ 𝐻𝑝 ∙ √𝐻𝑝 Из стандартного ряда диаметров рабочих колёс гидротурбин принимаем ближайшее значение: DI =3,00 м. Уточним значение приведённого расхода: 𝑄𝐼′ = 𝑁 9,81 ∙ 𝐷𝐼2 ∙ 𝐻𝑝 ∙ √𝐻𝑝 ∙ 𝜂 = 29637,4 3 9,81 ∙ 3,02 ∙ 41,33 ∙ √41,33 ∙ 0,93 = 1,358 м ⁄с. Принимаем DI = 3,0 м, 𝑄𝐼′ = 1358 л/с = 1,358 м3/с,𝑛𝐼′ = 116,5 об/мин. А.2.2 Определение и выбор нормальной частоты вращения По универсальной характеристике определяем: 𝜂м 𝑚𝑎𝑥 = 91,6% = 0,916, 𝑛м′ опт = 116,5 об⁄мин. Расчёт частоты вращения турбины произведём по формулам А.4 – А.7: 𝜂𝑚𝑎𝑥 𝑅𝑒м 0,2 = 1 − (1 − 𝜂м max ) (0,25 + 0,75 ∙ ( ) )= 𝑅𝑒𝑚 0,46 ∙ √4 0,2 = 1 − (1 − 0,916)(0,25 + 0,75 ( ) 3,0 ∙ √41,33 ) = 0,945. 𝜂̇ 𝑚𝑎𝑥 0,945 ′ 𝑛𝐼опт = 𝑛𝐼′ м опт ∙ √ = 116,5 ∙ √ = 118,3 об⁄мин. 𝜂̇ м 𝑚𝑎𝑥 0,916 𝑛= 𝑛𝐼 опт ∙ √𝐻𝑝 𝐷𝐼 = 118,3 ∙ √41,33 = 253,51 об⁄мин. 3,0 Найденное значение частоты вращения округляем до ближайшего значения из стандартного ряда значений частоты вращения рабочего колеса. Принимаем n = 250,0 об/мин. Произведём расчёт по формулам А.8 – А.9 поправки Δη по КПД и по приведённой частоте вращения Δ𝑛𝐼′ , учитывающие увеличение КПД и приведённых оборотов натурной турбины по сравнению с моделью за счёт масштабного эффекта. Δη = 𝜂𝑚𝑎𝑥 − 𝜂м 𝑚𝑎𝑥 = 0,945 − 0,916 = 0,029. Следовательно, КПД натурной гидротурбины с учетом поправки будет равен: 𝜂н = 𝜂м + Δ𝜂 = 0,9 + 0,029 = 0,929. Аналогично, поправка Δ𝑛𝐼′ равна: Δ𝑛𝐼′ = 𝑛𝐼′ опт − 𝑛𝐼′ м опт = 118,3 − 116,5 = 1,8 об⁄мин. Вычислим установленную мощность турбины и уточним значение расчетного расхода воды (формула А.10): 𝑁т = 9,81 ∙ Нр ∙ √Нр ∙ 𝐷12 ∙ 𝑄𝐼 ∙ 𝜂н = 9,81 ∙ 41,33 ∙ √41,33 ∙ 3,02 ∙ 1,358 ∙ 0,929 = 29595,46 кВт. 𝑁т 29595,46 м3 𝑄р = = = 78,57 . 9,81 ∙ Нр ∙ 𝜂н 9,81 ∙ 41,33 ∙ 0,929 с А.2.3 Проверка правильности выбора диаметра и частоты вращения турбины Построим на универсальной характеристике зону работы турбины: 𝑛𝐷𝐼 250 ∙ 3 𝑛𝐼′ м 𝑚𝑎𝑥 = − Δ𝑛𝐼′ = − 1,8 = 116,2 об/мин, √40,4 √𝐻𝑚𝑖𝑛 𝑛𝐼′ м 𝑚𝑖𝑛 = 𝑛𝐷𝐼 √𝐻𝑚𝑎𝑥 − Δ𝑛𝐼′ = 250 ∙ 3 √41,5 Координаты (п'Iр, Q'Iр) точки «Р», 46 − 1,8 = 114,62 об/мин. ′ 𝑛𝐼𝑝 = ′ 𝑄𝐼𝑝 = 𝑛𝐷𝐼 √𝐻𝑝 − Δ𝑛𝐼′ = 𝑁 9,81 ∙ 𝐷𝐼2 ∙ 𝐻𝑝 ∙ √𝐻𝑝 ∙ 𝜂 = 250 ∙ 3 √41,33 − 1,8 = 114,86 об⁄мин, 29595,46 3 9,81 ∙ 32 ∙ 41,33 ∙ √41,33 ∙ 0,929 = 1,358 м ⁄с. Координаты (п'IC,, Q'IC) точки «С»: ′ 𝑛𝐼𝐶 = 𝑛𝐼′ м 𝑚𝑖𝑛 = 114,62 об⁄мин, ′ 𝑄𝐼𝐶 = 𝑁 9,81 ∙ 𝐷𝐼2 ∙ 𝐻𝑝 ∙ √𝐻𝑝 ∙ 𝜂 = 29595,46 3 9,81 ∙ 32 ∙ 41,5 ∙ √41,5 ∙ 0,929 = 1,350 м ⁄с. Чтобы найти на универсальной характеристике точку «А», соответствующую работе турбины при минимальном напоре, проводим через точку «Р» линию, параллельную линии ближайшего открытия направляющего аппарата (а0 = соnst), до пересечения с горизонтальной линией 𝑛𝐼′ м 𝑚𝑎𝑥 = 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡. ′ ′ Получаем 𝑛𝐼𝐴 = 𝑛𝐼′ м 𝑚𝑎𝑥 = 116,2 об⁄мин , 𝑄𝐼𝐴 = 1,352 об⁄мин. На основании полученных расчетов строим зону работы турбины (Рис. А.2) и линию ограничения мощности «АРС». Зона работы турбины охватывает часть универсальной характеристики с достаточно высокими значениями КПД. Такая зона работы турбины является допустимой. Определение критической высоты отсасывания гидротурбины Произведём расчет высот отсасывания Hs на линии наибольших мощностей в точках максимального, расчетного и минимального напоров по формуле А.11: Расчеты сведем в таблицу А.2. Таблица А.2 –Расчет высоты отсасывания и отметки рабочего колеса H, м Hmin = 40,4 Hр = 41,33 Hmax = 41,5 Критическая σ 0,44 0,442 0,432 высота Hs, м -10,164 -10,705 -10,331 отсасывания отсчитывается направляющего аппарата. В данном случае Hs.кр = -10,705 м. 47 𝛻ср. лин. 539,236 538,695 539,069 от средней линии Рисунок А.2 – Универсальная характеристика гидротурбины ПЛ50/1075-46 ПРИЛОЖЕНИЕ Б Выбор основных геометрических параметров проточной части Б.1 Спиральная камера гидротурбины Проектирование спиральных турбинных камер проводят с учетом следующих требований: 1) обеспечение равномерного распределения расхода по окружности направляющего аппарата; 2) направление потока перед лопатками направляющего аппарата должно быть таким, чтобы на основных режимах работы турбины они обтекались с небольшими углами атаки; 3) размеры и конфигурация радиальных сечений спиральной камеры должны быть такими, чтобы скорости воды в ней не превосходили некоторых предельных значений, определяемых уровнем допустимых потерь, а также удовлетворяли требованиям общей компоновки здания гидростанции; 4) обеспечение условий прочности и исключение протечек в другие части здания станции [9]. Для заданных исходных данных (𝐻р > 40 м) необходимо применять металлическую спиральную камеру круглого поперечного сечения. Порядок расчета металлической спиральной камеры следующий: 1. Для найденного ранее типа и диаметра рабочего колеса выбираются угол φ0 охвата и высота направляющего аппарата b0 , задаются размеры входной Da и выходной кромки статора Db : φ0 = 345°, b0 = 0,35 ∙ D1 = 1,05 м, Da = 1,63 ∙ D1 = 4,89 м, Db = 1,38 ∙ D1 = 4,14 м, B = 4,2 ∙ D1 = 12,6 м [9, с. 45, табл. 3.1]. 2. Определяется расход через турбину по формуле : Qт = N 9,81Hр ηр где ηр – значение турбины, определяемое при H = HP (точка «Р»); Qт = 28735,31 = 78,57 м3 ⁄с. 9,81 ∙ 41,33 ∙ 0,902 Б.1 3. Вычисляется расход через входное сечение [9, с.47] : Q т φ0 78,57 ∙ 345 = = 75,3 м3 ⁄с ; 360 360 значение средней скорости во Б.2 Q вх = 4. Определяется входном сечении спирального канала [9, с.48]: Vвх = 0,85√HP = 0,85√41,33 = 5,46 м⁄с. Б.3 и площадь входного сечения [9, с.50]: Q вх 75,3 Б.4 Fвх = = ≈ 13,8 м2 . Vвх 5,46 5. Рассчитывается радиус входного сечения спиральной камеры [9, с.53]: ρвх = √Fвх ⁄π = √13,8 ⁄3,14 = 2,1 м. 6. Б.5 Вычисляется интеграл [9, с.51]: 𝐼вх = 2π ∙ (rb + ρвх − √rb (rb + 2ρвх ) = Б.6 = 2 ∙ 3,14 ∙ (2,07 + 2,1 − √2,07(2,07 + 2 ∙ 2,1) = 3,56 По данным входного сечения определяется постоянная величина [9, с.53]: Б.7 A = 2πφ0 ⁄Iвх = 2 ∙ 3,14 ∙ 345⁄3,56 = 609. 7. Необходимо задаться углами φi в пределах от 0° до φ0 = 345° с интервалом в 15° и найти соответствующие радиусы круглых расчетных сечений ρi и наружные радиусы R i радиальных сечений по формулам [9, с.53]: ρi = φi ⁄A + √2rb (φi ⁄A) Б.8 R i = 2ρi + rb Б.9 Расчеты значений ρi и R i сводятся в табл. Б.1; 8. Вычисляются значения постоянной K и угла спирали δ [9, с.50]: K = Q вх ⁄Iвх Б.10 δ = arctg(Q т ⁄2πKb0 ) Б.11 K = 75,3⁄3,56 = 21,15; δ = arctg(78,57 ⁄2π ∙ 21,15 ∙ 1,05) = 29,4° По полученным данным строится схема спиральной камеры. 50 Таблица Б.1 - Расчет металлической спиральной камеры Номер сечения 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 𝜑𝑖 , град 0 15 30 45 60 75 90 105 120 135 150 165 𝑅𝑖 , м 2,07 2,76 3,07 3,32 3,54 3,74 3,93 4,10 4,27 4,43 4,58 4,73 𝜌𝑖 0,000 0,344 0,501 0,627 0,737 0,837 0,930 1,017 1,100 1,180 1,256 1,330 Номер сечения 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 𝜑𝑖 , град 180 195 210 225 240 255 270 285 300 315 330 345 R i, м 4,87 5,01 5,15 5,28 5,41 5,54 5,67 5,79 5,91 6,03 6,15 6,27 ρi 1,402 1,472 1,540 1,606 1,671 1,735 1,798 1,860 1,921 1,981 2,040 2,098 Пример расчета строки: 𝜌2 = 𝜑2 ⁄𝐴 + √2𝑟𝑏 (𝜑𝑖 ⁄𝐴) = 15⁄609 + √2 ∙ 2,07 ∙ (15⁄609) = 0,344; 𝑅2 = 2𝜌2 + 𝑟𝑏 = 2 × 0,344 + 2,07 = 2,76 м. Б.2 Направляющий аппарат Направляющий аппарат реактивных гидротурбин создает закрученный относительно оси вращения турбины поток на входе в рабочее колеса и регулирует расход воды через турбину с полным перекрытием рабочей части при остановке турбины как при нормальной ее работе, так и в случае разгона. Основным элементом направляющего аппарата являются лопатки в количестве 𝑧0 , оси поворота которых расположены на окружности диаметром 𝐷0 . Диаметр оси поворота и число лопаток зависят от диаметра рабочего колеса 𝐷1 . При 𝐷1 = 3 м 𝐷0 = 3,6 м и 𝑧0 = 20 [9]. Б.3 Рабочее колесо гидротурбины Зависимость очертаний основных элементов рабочего колеса (лопасти, ступицы и нижнего обода) от быстроходности обуславливает необходимость конструктивных решений рабочих колёс [9]. В таблице Б.2 приведены размеры рабочего колеса для Могохской ГЭС. соотношения размеров рабочего колеса в зависимости от его диаметра D1 [9, с. 73, табл. 6.1]. Таблица Б.2 – Значения основных размеров рабочего колеса Размер колеса Коэффициенты Значение D2 1,10-1,20 3,3 D3 0,70-0,75 2,1 D4 0,30-0,35 0,9 R 0,25-0,35 0,75 a 0,005-0,0010 0,015 b 0,130-0,160 0,39 r 0,060-0,070 0,18 c 0,030-0,050 0,09 d 0,19..0,22 0,33 Б.4 Рабочее колесо гидротурбины Габаритные размеры отсасывающей трубы должны выбираться на основании технико-экономических расчетов с учетом надежности гидроагрегата. В настоящее время для крупных вертикальных турбин применяют только изогнутые трубы, обеспечивающие при прочих равных условиях наибольшую экономичность строительства ГЭС [9]. Выбор типа колена и определение его размеров производится по таблице 7.1 [9, с.81]. Размер и очертания колена изогнутой отсасывающей трубы регламентированы ОСТ 108.122.01-76, для радиально-осевой гидротурбины, рассчитанной на максимальный напор 41,5 м выбираем тип колена КУ-1РО. Определение его размеров приведено в таблице Б.3 [9]. Таблица Б.3 - Основные размеры отсасывающей трубы Размер Коэффициенты Значение h 2,3 6,9 Dk 1,15; 1,20; 1,30; 1,4 3,45 ε 0; 0,1; 0,2 0,3 B 2,5-3,3 7,5 L 4 12 hk 1,18 3,54 Lk 1,8 5,4 R 2,44 7,32 Lc 1,26 3,78 R1 0,77 2,31 R2 1,58 4,74 R3 1,18 3,54 hk’ 0,51 1,53 h1 1,14-0,94 3,42 β, град 7-9 21 α, град 6-19 18 Sσ 0,10-0,15 0,3 D2 1,08-1,10 3,24 53 ПРИЛОЖЕНИЕ В Продольный и поперечный разрезы проточной части 54 ПРИЛОЖЕНИЕ Г Подбор гидрогенератора Основными параметрами гидрогенераторов являются энергетические, механические и геометрические параметры. Полная (кажущаяся) мощность генератора может быть выражена формулой мощности трехфазной цепи и пропорциональна произведению силы тока на напряжение [8, с. 42]: 𝑆 = √3𝐽𝑈, Б.1 где S — полная мощность, кВ∙А; J — сила тока статора, А или кА; U —напряжение, В или кВ. Активная (действительная) мощность генератора обычно измеряется в кВт или МВт и равна [8, с. 42]: 𝑃 = 𝑆 ∙ 𝑐𝑜𝑠𝜑 = √3𝐽𝑈 ∙ 𝑐𝑜𝑠𝜑 Б.2 где 𝑐𝑜𝑠𝜑—коэффициент мощности; 𝜑 —угол между векторами тока и напряжения в обмотке статора. Активная мощность Р при расчетном 𝑐𝑜𝑠𝜑 считается номинальной мощностью гидроагрегата 𝑁а = 𝑃 = 𝑁т ∙ 𝜂ген . Номинальная мощность на валу турбины - 𝑁т = 28735 кВт. Предварительно КПД гидрогенератора принимается по ГОСТ равным 0,973 [11, с. 11, табл. 5.1]. В соответствии с рекомендациями [10, с. 21] 𝑐𝑜𝑠𝜑 = 0,8. Произведём расчёт активной и полной мощности: 𝑃 = 28735 ∙ 0,973 = 27959,155 кВт. 𝑆= 27959,155 = 34948,94375 кВт ∙ А 0,8 По номинальной частоте вращения n = 187,5 об/мин, полной мощности S = 35 МВт и активной мощности P = 29 МВт выбираем гидрогенератор СВ-570/145-32 [12, с. 84, табл. 12.4]. 55 Основные параметры: - полная мощность - 𝑆ном = 37,5 МВА; - активная мощность – Рном = 30 МВт; - коэффициент мощности - cosφ =0,8; - номинальное напряжение - 𝑈 =10,5 кВ; - частота вращения - n = 187,5 об/мин; - исполнение – подвесной; - КПД – 97 %; - диаметр ротора – 570 см=5700 мм; - высота активной стали статора – 145 см=1450 мм; - число пар полюсов 2р=32; - диаметр статора по корпусу – 6600 мм; - полная высота генератора – 11240 мм; - масса ротора – 157,8 т; - общая масса – 328 т. Основными геометрическими параметрами генератора, по которым можно вычислить другие размеры, являются: наружный диаметр сердечника статора 𝐷𝑙 = 5700 мм и высота активной стали статора 𝑙𝑎 = 1450 мм. Так же для определения габаритов генератора, необходимо рассчитать следующие параметры [13, с. 134, табл. 12.4]: Высота корпуса статора: ℎст = (1,7 − 1,9) ∙ 𝑙𝑎 = 1,85 ∙ 1,45 ≈ 2,7м. Диаметр корпуса: 𝑛0 < 250 об/мин 𝐷ст = (1,15 + 0,0007 ∙ 𝑛0 ) ∙ 𝐷𝑙 = (1,15 + 0,0007 ∙ 187,5) ∙ 5,7 = 7,3 м. Диаметр активной стали статора: 𝐷𝑎 = 𝐷𝑙 + (0,5 − 0,9) = 5,7 + 0,7 = 6,4 м. Высота верхней крестовины: ℎв.к. = (0,2 − 0,25) ∙ 𝐷𝑙 = 0,25 ∙ 5,7 ≈ 1,4 м. Диаметр лучей верхней крестовины: 𝐷в.к. = 𝐷ст = 7,3 м. Высота подпятника: ℎп = (0,2 − 0,25) ∙ 𝐷𝑙 = 0,2 ∙ 5,7 = 1,14 м. Диаметр кожуха: 𝐷п = (0,4 − 0,5) ∙ 𝐷𝑙 = 0,45 ∙ 5,7 = 2,6 м Диаметр шахты принимаем конструктивно 4,4 м. 56 Высота нижней крестовины: ℎн.к. = (0,1 − 0,12) ∙ 𝐷ш = 0,12 ∙ 5,7 = 0,52 м. Диаметр лучей нижней крестовины: 𝐷н.к. = 𝐷ш + 0,4 = 4,4 + 0,4 = 4,8 м. Высота надстройки: ℎ0 = 0,4 м. Диаметр надстройки: 𝑑0 = (0,2 − 0,25) ∙ 𝐷𝑙 = 0,23 ∙ 5,3 = 1,2 м. Диаметр кратера: 𝐷к.р. = (1,5 − 1,85) ∙ 𝐷𝑙 = 1,7 ∙ 5,7 = 9,6 м. Общая масса 1200 т. Масса ротора с валом составляет 50-55% общей массы генератора: Gi = (0,5 − 0,55) ∙ Gг = 0,52 ∙ 328 = 170,56 т. Основные размеры вертикального гидрогенератора подвесного представлены на рисунке В1 [13, с. 132, рис. 12.6]. Рисунок В1 – Основные размеры гидрогенератора 57 типа ПРИЛОЖЕНИЕ Д Расчет эффективности инвестиционного проекта в программе «Альт-Инвест» 59 60 61 62 63 64
