Лейман А.В, ГЭ18-02Б (ИВЭ)
.pdfАналогично вычисляем коэффициенты приведения для 1995 года:
К |
= |
|
баз(половодье) |
|
= |
|
127 |
= 0,88, |
(3.4) |
||
|
|
|
|
|
|||||||
п |
|
1995 по половодью |
143 |
|
|
||||||
|
|
|
|
||||||||
К |
= |
|
баз(межень) |
= |
28 |
|
= 0,85. |
(3.5) |
|||
|
|
|
|
||||||||
м |
|
|
1995 по межени |
33 |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
||||||
Сравним полученные коэффициенты. Год приведенные коэффициенты которого будут ближе к 1, будет средневодным годом. Исходя из полученных значений коэффициентов средневодным будет 1991 год. Произведем корректировку расходов 1991 года с учетом коэффициентов приведения.
Таблица 3.2- Расходы в расчётном средневодном году 1991 г. (P = 50%), м3/с
Месяцы |
I |
II |
III |
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
Qср.год. |
1991 |
19 |
25 |
26 |
243 |
144 |
89 |
88 |
82 |
87 |
51 |
49 |
30 |
78 |
с привед. |
16 |
21 |
22 |
251 |
149 |
92 |
91 |
85 |
90 |
43 |
42 |
25 |
77 |
c коррект. |
17 |
22 |
23 |
251 |
149 |
92 |
91 |
85 |
90 |
44 |
43 |
26 |
78 |
3.2 Выбор расчётного маловодного года ( = %).
По графику для 90% обеспеченности приходится 1957 и 1982 год. Вычислим приведенные коэффициенты маловодного года по половодью и по межени для данного года.
(1982 и 1985 г). Эти года пришли на обеспеченность 88% и 91% по половодью. Интерполируя, получаем баз(половодье) =97 м3/с. Этот расход приходится на обеспеченность 90% по половодью.
(1965 и 1970 г). Эти года пришли на обеспеченность 88% и 91% по межени. Интерполируя, получаем баз(межень) =22 м3/с. Этот расход приходится на обеспеченность 90% по межени.
К |
= |
|
баз(половодье) |
|
|
= |
|
97 |
= 0,96, |
(3.6) |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
п |
|
1957 по половодью |
102 |
|
|||||||||
|
|
|
|||||||||||
К |
= |
базовое(межень) |
|
= |
22 |
= 0,91, |
(3.7) |
||||||
|
|
||||||||||||
м |
|
|
1957 по межени |
|
|
24 |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
К |
= |
|
баз(половодье) |
|
|
= |
97 |
= 0,99, |
(3.8) |
||||
|
|
|
|
|
|
||||||||
п |
|
1982 по половодью |
99 |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|||||||||
К |
= |
базовое(межень) |
|
= |
22 |
= 0,85. |
(3.9) |
||||||
|
|
||||||||||||
м |
|
|
1982 по межени |
|
|
25 |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Поскольку оба коэффициента являются понижающими, использовать их нельзя. Но ближе к 1 будет год 1957.
11
Таблица 3.3 – Расходы в расчётном маловодном году 1957 г. (P = 90%), м3/с
|
Месяцы |
I |
II |
III |
|
IV |
|
|
V |
|
|
VI |
|
|
VII |
|
|
VIII |
|
|
IX |
|
X |
XI |
XII |
Qср.год. |
|
1957 |
23 |
19 |
19 |
|
175 |
|
|
83 |
|
|
89 |
|
|
90 |
|
|
88 |
|
|
84 |
|
33 |
27 |
22 |
63 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 3.4 – Сравнение расходов средневодного и маловодного годов с корректировкой, м3/с
Месяцы |
I |
II |
III |
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
Q50%-Q90% |
-6 |
2 |
4 |
76 |
66 |
3 |
1 |
-3 |
6 |
11 |
15 |
4 |
корр 50 % |
7 |
0 |
0 |
-5 |
0 |
0 |
0 |
5 |
0 |
0 |
-7 |
0 |
испр 50% |
24 |
22 |
23 |
246 |
149 |
92 |
91 |
90 |
90 |
44 |
36 |
26 |
Занесем корректированные итоговые значения средневодного и маловодного года в одну таблицу.
Таблица 3.5 – Итоговая таблица маловодного и средневодного года
|
I |
II |
III |
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
Qср.год. |
90%(1957) |
22 |
19 |
19 |
184 |
91 |
83 |
85 |
84 |
82 |
33 |
28 |
22 |
63 |
50%(1991) |
24 |
22 |
23 |
246 |
149 |
92 |
91 |
90 |
90 |
44 |
36 |
26 |
78 |
По данным таблицы 3.5 строим расчетный гидрограф маловодного и средневодного года, рисунок 3.2.
Q, м3/с
300
250 |
Маловодный год |
|
(90%) |
||
|
||
200 |
Средневодный год |
|
(50%) |
||
|
||
150 |
|
100
50
0
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
Месяц
Рисунок 3.2 – Расчетный гидрограф маловодного и средневодного года
12
4 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы
Проектируемая ГЭС принадлежит ОДУ Юга суммарной установленной мощностью 24,86 тыс. МВт. Предполагаемая мощность проектируемой станции меньше 0,1 мощности энергосистемы, не имеет смысла проектировать станцию на нагрузку всей энергосистемы.
Проектируемая ГЭС находится в Северокавказском РДУ суммарной установленной мощностью 6,09 тыс. МВт. Мощность проектируемой ГЭС меньше 0,1 максимальной мощности РДУ, следовательно, проектируем на местную нагрузку.
Суточный график нагрузки строим по методике института «Энергосетьпроект»
Коэффициенты з, з, л, л приведены в справочных таблицах, а коэффициенты сутз , сутл вычисляются по графику представленному на рисунке
4.1.
Рисунок 4.1– Показатели графиков нагрузки энергосистемы для района Крайний Юг южнее 45 северной широты
Таблица 4.1-Коэффициенты плотности суточного графика нагрузки
β зим |
β лета |
α лето |
P(max) |
0,84 |
0,87 |
0,62 |
710 |
Таблица 4.2-Коэффициенты для расчета типового суточного графика
Часы суток |
Крайний Юг (местоположение 43° с. ш.) |
|
|
Зима |
Лето |
0 |
1,78β1–0,78 |
1,97β2–0,93 |
1 |
1,94β1–0,94 |
2,2β2–1,16 |
2 |
2,13β1–1,13 |
2,33β2–1,3 |
3 |
2,13β1–1,13 |
2,33β2–1,3 |
4 |
2,13β1–1,13 |
2,33β2–1,3 |
5 |
2,0β1–1,0 |
2,27β2–1,24 |
6 |
1,92β1–0,893 |
2,3β2–1,27 |
13
Часы суток |
Крайний Юг (местоположение 43° с. ш.) |
|
|
Зима |
Лето |
7 |
1,28β1–0,275 |
1,6β2–0,60 |
8 |
0,678β1+0,32 |
0,865β2+0,12 |
9 |
0,476β1+0,52 |
0,267β2+0,72 |
10 |
0,526β1+0,47 |
0,133β2+0,85 |
11 |
0,71β1+0,291 |
0,3β2+0,68 |
12 |
0,953β1+0,05 |
0,546β2+0,45 |
13 |
0,827β1+0,17 |
0,433β2+0,54 |
14 |
0,72β1+0,30 |
0,364β2+0,65 |
15 |
0,775β1+0,25 |
0,433β2+0,55 |
16 |
0,625β1+0,348 |
0,633β2+0,35 |
17 |
0,529β1+0,47 |
0,362β2+0,66 |
18 |
0,16β1+0,84 |
0,433β2+0,56 |
19 |
1 |
0,5β2+0,48 |
20 |
0,15β1+0,85 |
0,36β2+0,595 |
21 |
0,25β1+0,75 |
1 |
22 |
0,60β1+0,394 |
0,10β2+0,90 |
23 |
1,15β1–0,15 |
0,965β2+0,05 |
Подставив все нужные значения в формулы, выполним расчет для
построения суточных графиков энергосистемы. |
|
|
||||||
Pз = Pmax ∙ (αз ∙ βз |
+ bз), |
(4.1) |
||||||
t |
с |
t |
сут |
t |
|
|
|
|
Pл = Pmax ∙ |
∙ (αл |
∙ βл |
+ bл). |
(4.2) |
||||
t |
с |
лет |
|
t |
сут |
t |
|
|
Таблица 4.3-Данные для построения суточных графиков нагрузки |
||||||||
|
Часы суток |
|
|
|
|
Крайний Юг (местоположение 43° с. ш.) |
|
|
|
|
|
|
|
|
Зима |
Лето |
|
|
0 |
|
|
|
|
508 |
345 |
|
|
1 |
|
|
|
|
490 |
332 |
|
|
2 |
|
|
|
|
468 |
320 |
|
|
3 |
|
|
|
|
468 |
320 |
|
|
4 |
|
|
|
|
468 |
320 |
|
|
5 |
|
|
|
|
483 |
324 |
|
|
6 |
|
|
|
|
511 |
322 |
|
|
7 |
|
|
|
|
568 |
349 |
|
|
8 |
|
|
|
|
632 |
384 |
|
|
9 |
|
|
|
|
659 |
419 |
|
|
10 |
|
|
|
|
668 |
425 |
|
|
11 |
|
|
|
|
630 |
414 |
|
|
12 |
|
|
|
|
604 |
407 |
|
|
13 |
|
|
|
|
614 |
404 |
|
|
14 |
|
|
|
|
642 |
426 |
|
|
15 |
|
|
|
|
640 |
408 |
|
|
16 |
|
|
|
|
620 |
396 |
|
|
17 |
|
|
|
|
649 |
429 |
|
|
|
|
|
|
|
|
14 |
|
Часы суток |
Крайний Юг (местоположение 43° с. ш.) |
|
|
Зима |
Лето |
18 |
692 |
412 |
19 |
710 |
403 |
20 |
693 |
400 |
21 |
682 |
440 |
22 |
638 |
434 |
23 |
579 |
392 |
Pср |
596 |
384 |
Pmax |
710 |
440 |
По данным таблице 4.3 строим суточный график нагрузки для лета и зимы.
P, МВт Суточный график нагрузки для зимних и летних суток
800
700 |
|
600 |
|
|
Зима |
500 |
|
400 |
Лето |
|
|
300 |
|
200 |
|
100 |
|
0 |
t, ч |
|
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Рисунок 4.2-Суточный график нагрузки
5 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы
Годовые графики нагрузки строятся для максимальных и средних значений на основе суточных графиков нагрузки изолированной энергосистемы. Годовой график максимальной нагрузки представляет собой косинусоидальную функцию:
= + ∙ . |
(5.1) |
|
|
где t – порядковый номер месяца в году (1 – январь, 2 – февраль, и т.д.);
, – коэффициенты, для определения которых используются следующие формулы:
15
|
+ |
|
|
|
|
|
|
|||||
= |
зима |
|
лето |
|
, |
|
|
|
|
|
(5.2) |
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
′ |
− ′ |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
= |
зима |
|
лето |
, |
|
|
|
|
|
(5.3) |
||
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
|30° − 15°| ∙ |
|
°. |
|
|
|
(5.4) |
|||||
180 |
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 5.1-Исходные данные для вычисления коэффициентов , |
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
з |
|
|
л |
з |
|
л |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ср |
|
ср |
|
МВт |
|
|
|
|
710 |
|
473 |
593 |
|
386 |
||
Вычислим коэффициенты для максимальных нагрузок:
= 710+473 = 591 2
= 710−473 = 119 2
Расчеты для средних мощностей выполняются аналогично по этим же формулам. Результаты расчетов занесем в таблицу 5.2.
Таблица 5.2 – Данные для построения годовых графиков нагрузки энергосистемы
t |
α |
cos α |
, МВт |
ср, МВт |
|
|
|
|
|
1 |
0,2617 |
0,9660 |
706 |
590 |
2 |
0,7850 |
0,7074 |
675 |
563 |
3 |
1,3083 |
0,2595 |
622 |
517 |
4 |
1,8317 |
-0,2579 |
561 |
463 |
5 |
2,3550 |
-0,7063 |
508 |
417 |
6 |
2,8783 |
-0,9655 |
477 |
390 |
7 |
3,4017 |
-0,9664 |
477 |
390 |
8 |
3,9250 |
-0,7085 |
507 |
416 |
9 |
4,4483 |
-0,2610 |
560 |
463 |
10 |
4,9717 |
0,2564 |
622 |
516 |
11 |
5,4950 |
0,7051 |
675 |
563 |
12 |
6,0183 |
0,9651 |
706 |
590 |
16
Р, МВт |
Графики max и средних нагрузок энергосистемы |
800
700
600
500
400
300
200
Р max
100
P cp
0
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
месяц
Рисунок 5.1 – Годовые графики максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы
6 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими электростанциями
В данном случае, часть графика нагрузки энергосистемы покрывается Чиркейская ГЭС (11,2%), данные по которой представлены в таблице 2.4.
Чтобы разместить существующие станции на ИКН, необходимо найти среднесуточную выработку каждого месяца. Так как гидроэлектростанции не могут выдавать каждый месяц одинаковую выработку, вполне логичным будет предположить, что зимой выработка на 20 % больше, чем в летние месяцы.
Тогда выбранная часть среднесуточной выработки Чиркейская ГЭС для января–декабря равна:
январь |
|
Эср.год. |
|
|
||
Эср.сут. |
= |
|
|
∙ 1,2. |
(6.1) |
|
365 |
||||||
|
|
|
|
|||
Эсрянварь.сут. = |
494 |
∙ 1,2 = 1,624 млн. кВт ∙ ч |
|
|||
|
|
|||||
|
|
365 |
|
|
||
Для оставшихся месяцев среднесуточная выработка рассчитывается аналогичным образом.
Эта выработка будет задаваться по оси энергий. По оси мощностей катет равен установленной мощности станций уст = 112 МВт.
17
Среднесуточная мощность для января рассчитывается следующим образом:
январь
январь = Эср.сут. ∙ 1000. (6.2)
ср.сут. 24
срянварь.сут. = 1,62424 ∙ 1000 = 68 МВт
Для остальных месяцев года среднесуточные мощности рассчитываются аналогично.
Среднесуточные выработки и мощности для существующих ГЭС сведены в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 – Среднесуточные выработки и мощности существующей ГЭС
Месяц |
I |
II |
III |
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
Эср.сут., |
1,624 |
1,556 |
1,489 |
1,218 |
1,150 |
1,083 |
1,083 |
1,150 |
1,218 |
1,489 |
1,556 |
1,624 |
млн. кВт ∙ ч |
||||||||||||
ср.сут., МВт |
68 |
65 |
62 |
51 |
48 |
45 |
45 |
48 |
51 |
62 |
65 |
68 |
k |
1,2 |
1,15 |
1,1 |
0,9 |
0,85 |
0,8 |
0,8 |
0,85 |
0,9 |
1,1 |
1,15 |
1,2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
7Водно – энергетические расчёты
7.1Определение типа регулирования ГЭС
Для определения предварительного типа регулирования станции определим коэффициент зарегулированности стока β.
= |
полезный |
, |
(7.1) |
̅ |
|||
|
|
|
|
где полезный – полезный объём водохранилища;̅ – среднемноголетний сток в заданном створе.
Для вычисления полезного объёма водохранилища, необходимо задаться приблизительным значением уровня мёртвого объёма (УМО) водохранилища. На начальном этапе считаем, что УМО соответствует снижению 1/3H.
Полезный объем водохранилища находится следующим образом:
Vполезн = V НПУ − V УМО = 0,03018 − 0,001073 = 0,01945 км3, |
(7.2) |
|||||||
где V НПУ – объем водохранилища при отметке НПУ (382 м); |
|
|||||||
|
V УМО – объем водохранилища при отметке УМО (370 м). |
|
||||||
|
полезный |
|
полезный |
|
0,019453∙109 |
|
||
= |
|
= |
|
|
= |
|
= 0,008 |
|
̅ |
ср.мнгл.∙ сек.год |
|
|
|||||
|
|
|
|
80∙31536000 |
|
|||
< 0,02 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
18 |
Полученное значение коэффициента зарегулированности стока соответствует суточному типу регулирования.
7.2 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований водохозяйственного комплекса
Главным критерием при определении параметров проектируемой ГЭС в рамках курсового проектирования является максимум вытеснения тепловых мощностей в энергосистеме.
Для выбранного расчетного средневодного года (1991 г.) вычисляется значение мощности на бытовом стоке для каждого месяца по следующей формуле:
N
Г
гдеЭ
С
=
k
∙
гдеп
– коэффициент мощности;полбыт.. – полезный бытовой расход в данный месяц;
ГЭС – напор ГЭС.
полбыт.. – полезный бытовой расход расчетного маловодного года:
Qсумм.пот – суммарные потери воды;
оQисп – потери расхода воды на испарение в водохранилище;
лQлед – потери расхода воды на льдообразование в водохранилище;
. |
Qф – потери расхода воды на фильтрацию; |
|
б |
подв |
– подведенный напор на ГЭС: |
ы |
HГЭС |
|
|
|
|
т |
|
|
H |
|
|
. |
|
|
Г |
|
|
=∙ |
|
|
Эгде ZВБ – отметка верхнего бьефа, соответствующая отметке НПУ = 382 м; |
||
H |
|
|
Q |
ZНБ(QНБ(t)) – уровень нижнего бьефа, соответствующий среднемесячным |
|
С |
||
бГ |
|
|
п |
|
|
бытовым расходам воды, определенным по кривой связи (рисунок 2.2); |
||
ыЭ |
∆h – потери напора в подводящих сооружениях. |
|
о |
||
тС |
Затем рассчитывается мощность ГЭС в режиме работы по требованиям |
|
д |
||
Qп |
|
попуска по следующей формуле: |
санитарногов |
||
о |
|
|
с |
|
|
= |
|
|
уд |
|
|
NZ |
|
|
мв |
|
|
сВ |
|
|
м, |
|
|
аБгде Qсан.п−к – санитарный попуск воды по требованиям водохозяйственного |
||
. |
|
|
комплекса. |
|
|
нZ |
|
|
п |
Результаты проведенных расчетов представлены в таблице 7.1 |
|
.Н |
||
о |
|
|
пБ |
|
|
т |
|
|
−Q |
|
|
= |
|
19 |
кН |
|
|
Q |
|
|
=Б |
|
|
б
tk
ы,∙
Таблица 7.1 – Результаты расчетов режима работы ГЭС без регулирования с учетом требований водохозяйственного комплекса
Месяц |
I |
II |
III |
IV |
V |
VI |
VII |
VIII |
IX |
X |
XI |
XII |
Qбыт, м3/с |
24 |
22 |
23 |
246 |
149 |
92 |
91 |
90 |
90 |
44 |
36 |
26 |
Qф, м3/с |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
Qисп, м3/с |
0 |
0 |
0 |
2 |
1 |
1 |
1 |
1 |
1 |
0 |
0 |
0 |
Qлед, м3/с |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
Qсумм.пот,м3/с |
1 |
1 |
1 |
3 |
2 |
2 |
2 |
2 |
2 |
1 |
1 |
1 |
Qпол.быт, м3/с |
23 |
21 |
22 |
243 |
147 |
90 |
89 |
88 |
88 |
43 |
35 |
25 |
ZВБ, м |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
ZНБ, м |
291,17 |
291,08 |
291,14 |
295,44 |
294,37 |
293,32 |
293,28 |
293,26 |
293,26 |
291,96 |
291,65 |
291,26 |
Н, м |
89,43 |
89,52 |
89,46 |
85,16 |
86,23 |
87,28 |
87,32 |
87,34 |
87,34 |
88,64 |
88,95 |
89,34 |
Nбыт, МВт |
17 |
16 |
17 |
178 |
109 |
68 |
67 |
66 |
66 |
33 |
26 |
19 |
|
|
|
Режим работы ГЭС по санитарному попуску |
|
|
|
|
|||||
Qсан.п-к, м3/с |
10 |
10 |
10 |
10 |
10 |
10 |
10 |
10 |
10 |
10 |
10 |
10 |
ZВБ, м |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
382,00 |
ZНБ, м |
290,55 |
290,55 |
290,55 |
290,55 |
290,55 |
290,55 |
290,55 |
290,55 |
290,55 |
290,55 |
290,55 |
290,55 |
Н, м |
90,05 |
90,05 |
90,05 |
90,05 |
90,05 |
90,05 |
90,05 |
90,05 |
90,05 |
90,05 |
90,05 |
90,05 |
Nсан.п-к, МВт |
8 |
8 |
8 |
8 |
8 |
8 |
8 |
8 |
8 |
8 |
8 |
8 |
7.3 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в средневодном году
Целью водно-энергетические расчеты (далее ВЭР) режима работы ГЭС в средневодном году является:
-определение рабочей (гарантированной) мощности проектируемой ГЭС;
-максимальный уровень сработки водохранилища – уровень мертвого объема (УМО)
-полезный объем водохранилища.
Примем в виду, что расход в течение суток постоянный, но при переходе от месяца к месяцу изменяется мгновенно, как и уровень нижнего бьефа. Расчет начинаем с момента, когда водохранилище наполнено и, следовательно, уровень воды в нем равен НПУ = 382 м.
Регулирование мощности осуществляется регулированием расхода ГЭС. Уровни верхнего и нижнего бьефа определяются с помощью кривых связей. Расчёты ведутся в табличной форме, основные формулы представлены ниже.
пол.быт. = быт. − шл. − исп. − фильт. − лёд,
ГЭС = пол.быт. + водохр. − х.сб.,
НБ = ГЭС + х.сб. + шл. + фильт.,
∆ = водохр.∙ с/мес.,
109
кон. = нач. − ∆ ,
(7.5)
(7.6)
(7.8)
(7.9)
(7.10)
20