ИВЭ. Ч. 1. ВЭР

Таблица 3.1

Исходные данные

		Макс.		Установленная	Гарантированная		Число
				мощность	мощность			Нагр.
	Вари-	мощность	Тип				часов макс.
				существующей	существующей
	анты	ЭЭС	ЭЭС	ГЭС	ГЭС		нагр.	резерв,
		PСИСТmax					nН Р	%
				NУСТСУЩ	NГАРПР
1		3000	Север	600	390		6500	2
2		1500	Юг	150	80	6200		1,5
3		1350	Центр	180	80	5150		1
4		2800	Север	450	400	6500		2
5		2600	Центр	280	110	6300		1
6		2500	Центр	900	630	7000		2,5
7		1580	Юг	100	70	5500		2,5
8		3050	Север	400	350	5700		1,5
9		2200	Центр	300	100	6200		1
10		1300	Юг	100	60	5800		2,5
11		2070	Север	200	150	6350		2
12		1650	Центр	400	350	7200		1,5
13		1750	Юг	120	50	6500		2
14		2800	Центр	200	150	5500		1
15		1050	Центр	100	60	5800		2
16		1850	Юг	137	80	6500		2
17		1750	Север	120	90	7250		1,5
18		2200	Юг	240	200	6600		1
19		1300	Центр	90	40	5250		1,5
20		1450	Юг	200	150	6500		2
21		1580	Юг	280	200	5100		2,5
22		2950	Север	400	250	6900		1,5
23		1750	Юг	170	150	7000		2
24		2600	Север	500	370	6800		2

Нагрузки в любой час суток зимы и лета вычисляются по формулам:

PtЗ = PСИСТmax (atЗ βСУТЗ +btЗ );

PtЛ = PСИСТmax aЛ (atЛ βСУТЛ +btЛ ),

где atЗ, btЗ; atЛ, btЛ − коэффициенты нагрузки типовых суточных графиков, зависящие от района расположения энергосистемы (прил. 3).

21

После того, как построены суточные графики нагрузки для зимнего и летнего периода, на их основе строятся интегральные кривые нагрузки ИКН для зимних и летних суток. ИКН – это зависимость приращений выработки электроэнергии от приращений мощности в энергосистеме. Как известно, полная выработка за сутки равна площади под кривой суточного графика нагрузки. Если разбить всю площадь суточного графика нагрузки в соответствии с почасовыми приращениями мощности, начиная с пика графика нагрузки, можно построить зависимость увеличения выработки при каждом следующем увеличении мощности.

Порядок построения ИКН

1. Почасовые значения мощностей энергосистемы за сутки ранжируются по убыванию. В ранжированном ряду определяются приращения нагрузки P с шагом в один час.

2. Каждому приращению нагрузки P соответствует элементарное приращение суточной выработки Э, количественно равное площади элемента графика нагрузки между двумя горизонталями, ограничивающими элементарное приращение нагрузки P .

Эi = Pi ti

3. Подсчитываются накопления мощности и выработки, как сумма приращения на текущем интервале с предыдущим значением накопления. Для первого интервала предыдущее значение накопления равно 0.

Для удобства, расчет может быть сведен в таблицу 3.2.

						Таблица 3.2
PРАНЖИР,	P, МВт	t,		Э,	PΣ, МВт	ЭΣ, МВт ч
Вт		ч	МВт ч
P1	P1 = P1 − P2	1	Э1 = P1 t1		P1	Э
						1
P2 < P1	P2 =P2 −P3	2	Э2 = P2 t2		P1 + P2	Э1 + Э2
P3 < P2	P = P −P	3	Э = P t		P1 +ΔP2 +ΔP3	Э1 +ΔЭ2 +ΔЭ3
	3 3 4		3	3 3
….	….	….		….	….	….
				22

По данным столбцов 5 и 6 табл. 3.2 строится ИКН в обратных осях: ось выработки горизонтальна и направлена справа налево, ось мощности вертикальна и направлена сверху вниз.

ИКН используется совместно с суточным графиком нагрузки, поэтому она размещается справа от него с обязательным совпадением масштабов по мощности. Причем горизонтальная ось ИКН проходит через максимальную мощность графика нагрузки.

Примечание: при построении ИКН необходимо следить за тем, чтобы в расчет строился только на 24 значениях суточных мощностей (а не больше).

Размещение существующей ГЭС на ИКН

1.Если данные были взяты с сайта системного оператора для реальной энергосистемы России, необходимо также скачать данные по ГЭС, существующим в этой энергосистеме, а именно: установленные мощности ГЭС и выработки электроэнергии за зимний и летний кварталы или месяцы декабрь

ииюнь.

2.Из поквартальных или месячных выработок ГЭС системы рассчитывается суточная выработка декабря и июня делением на соответствующее количество часов.

3.Строится треугольник существующей ГЭС, где по горизонтальной оси расположена суточная выработка, по вертикальной – установленная мощность рассматриваемой ГЭС. Масштабы по осям должны соответствовать масштабам построения ИКН. Если в энергосистеме несколько крупных ГЭС, для каждой из них строится свой треугольник.

4.Необходимо вписать полученный треугольник в ИКН таким образом, чтобы его стороны оставались параллельными осям ИКН, а вершины касались ИКН. При этом мощность, охваченная треугольником, проецируется на суточный график нагрузки, образуя зону работы данной ГЭС в суточном графике нагрузки (рис. 3.3).

5.В некоторых случаях (в основном для ГЭС Сибири и Дальнего Востока) не удается вписать треугольники ГЭС в ИКН соответствующих энергосистем без «провисания» катета мощности ниже линии ИКН. Этот эффект получается из-за избытка установленных мощностей ГЭС относительно необходимых для систем с плотным графиком нагрузки пиковых и полупиковых мощностей. При проектировании новой ГЭС в такой системе необходимо учитывать, что ее установленная мощность должна быть ориентирована на работе в базе графика нагрузки.

При проектировании ГЭС малой мощности для работы на местную нагрузку, либо ГЭС средней мощности, которая будет работать на изолированную энергосистему, исходные данные по существующим в энергосистеме ГЭС берутся из табл. 3.1. При этом суточная выработка для декабря рассчитывается как произведение гарантированной мощности существующей ГЭС

23

на 24 часа. Для лета берется ориентировочная величина, равная 80 % суточной зимней выработки.

Далее действительны рекомендации пп. 3-5.

Итогом работы по вписыванию треугольников существующих ГЭС в ИКН заданной энергосистемы будет суточный график нагрузки, совмещенный с ИКН, в которую вписаны треугольники всех существующих ГЭС. На суточном графике должны быть нанесены зоны работы всех ГЭС (рис. 3.3).

Размещение проектируемой ГЭС на ИКН

Поиск зоны работы проектируемой ГЭС в суточном графике нагрузки осуществляется после определения зон работы существующих ГЭС. Проектируемая ГЭС должна вытеснять из графика нагрузки тепловые станции и не может претендовать на зоны работы, занятые другими ГЭС.

В качестве исходных данных по проектируемой ГЭС известна только ее гарантированная мощность, определенная в результате водноэнергетического расчета. На основании максимальной гарантированной мощности, которая, как правило, относится к январю и декабрю, определяется гарантированная выработка зимних суток. Это горизонтальный катет искомого треугольника проектируемой ГЭС. Второй катет – вытесняющая мощность проектируемой ГЭС неизвестен. Его величину определяем, размещая горизонтальный катет треугольника в свободном от других ГЭС поле ИКН и опуская вертикальный катет до пересечения с ИКН.

Треугольник мощностей проектируемой ГЭС может быть разбит на два и более. При этом сумма гарантированной выработки по всем получившимся треугольникам должна быть равна первоначальной. Вытесняющая мощность, напротив, будет изменяться в зависимости от зоны, в которую будет помещен каждый из треугольников проектируемой ГЭС. Если в пике или полупике графика нагрузки есть свободные от существующих ГЭС зоны, хотя бы часть гарантированной выработки проектируемой ГЭС рекомендуется размещать именно там. Также необходимо иметь на проектируемой ГЭС базовую нагрузку для обеспечения санитарных попусков в нижний бьеф.

Есть также рекомендации для проектировщиков ГЭС относительно величины вытесняющей мощности. Вытесняющая мощность проектируемой ГЭС в конечном итоге не должна превышать максимальную гарантированную мощность более чем в 2 раза.

Итогом работы по определению вытесняющей мощности проектируемой ГЭС будет суточный график нагрузки, совмещенный с ИКН, в которую вписаны треугольники всех существующих и проектируемой ГЭС. На суточном графике должны быть нанесены зоны работы всех ГЭС. Вытесняющая мощность проектируемой ГЭС должна быть приведена и обоснована в тексте отчета.

Треугольники мощностей для существующей и проектируемой ГЭС должны быть вписаны в режим работы энергосистемы (размещены на ИКН)

как в летний период, так и в зимний.

24

25

Рис. 3.3 . Зоны работы существую щих ГЭС на суточном графике нагрузки и ИКН

25

4. ОП РЕДЕЛЕНИЕ О ПТИМАЛЬНОЙ ГЛУБИНЫ СРАБ ОТКИ ВОДОХРАНИЛИЩА ИЕГО ПО ЛЕЗНОГООБЪ ЕМА

Цель: пол учить значение отметки уровня или горизонта мертвого объема (УМО) и величин у полезного объема водохранилища годового регулирования.

Задачи

1. Построить характеристики верхнего ZВБ = f (V )и нижнего ZНБ = f (Q) бьефов (Н Б, ВБ) по имеющимся данн ым, рассмотреть понятия полезного и мертвого объемов.

2.Рассчитать опти мальную глубину сработки водохранилища годового регулирования по критерию максимизации выработки электроэнергии и найти отметку УМО.

3.Найти величину полезного объема водохранилища.

Основные сведения

Определение оптимальной глубины сработки водохранилища позволяет выбрать отметку УМО. П риведенн ые ниже основные положения и метод являют собой часть водно-энергетических расчет ов ГЭС годового регулирования.

Водохранилища годового регулирования характеризую тся маловодным (меженным) и многоводным (паводковым) периода ми (рис. 4 .1).

Рис. 4.1. Годовое распределение естественного стока реки

В паводковый пери од t2 −t3, при естественн ом расходе воды в водохранилище запасают воду (процес с наполнения), а когда наступает м аловод-

26

ный сезон t1 −t 2 , t2 −t4 , и есте ственный расход становится меньше, чем

необхо димый для выработки обеспеченной мощности, из водохранилища берут дополнительный расход (срабатывают водохранилище).

Основной задачей водохран илища годичного регулир ования является увеличение коли чества энергии и мощности ГЭС в течение маловодного периода года за счет избыточной воды, задерживаемой в водохрани лище во время паводка. Таким образом, появляется вопрос о разделении всего объема водохр анилища годичного регулирования на две части – полезный и мертвый объемы. Имея полный объем водохранили ща, необ ходимо разделить его на эти два объема, т. е. решить вопрос об определении глубины сработки водохранилища hСРА Б, установить отметку У МО. При решении этой задачи мы

будем считать, что отметка нормального подпорн ого уровн я или горизонта (НПУ) водохранилища известна и что водохранилище всегда может быть на-

полнено во врем я паводк а. Та часть всег о объема водохранилища, которая заключе на между отмет кой предельной сработки и отме ткой НПУ, представляе т собой полезный объем водохранилища VП ОЛ (рис. 4 .2).

Рис. 4.2. Теку щий объем водохранилища и его сработки

27

Задача заключается в том, чтобы найти такую предельную глубину сработки водохранилища, при которой может быть получен наибольший энергетический эффект на ГЭС. Поэтому в расчетах будем рассматривать только период сработки водохранилища.

Методика расчета

Энергия, вырабатываемая ГЭС, в самом общем случае определяется по формуле:

ЭГЭС = NГЭС Т = 9, 81 η Н QГЭС Т,

где QГЭС – расход, пропускаемый через турбины; T – период сработки (на

рис. 4.1 T =(t2 −t1 )+(t4 −t3 )).

Выработку ГЭС при наличии водохранилища можно представить состоящей из двух частей: выработки электроэнергии за счет бытового стока реки ЭБЫТ, протекающего во время сработки водохранилища, и выработки

за счет сработки водохранилища ЭВ:

ЭГЭС = ЭВ + ЭБЫТ = 8, 5 QВ H T + 8, 5 QБЫТ H T.

Количество бытовой энергии ГЭС зависит не только от величины бытовых расходов воды и продолжительности периода опорожнения водохранилища, но и от напора, т. е. от глубины сработки водохранилища.

Количество энергии ЭВ возрастает с увеличением глубины сработки, поскольку значительно возрастает величина QВ.

Таким образом, можно построить следующие логические цепочки: - со стороны бытового стока:

hСРАБ ↑ ZВБ ↓ НГЭС ↓ ЭБЫТ (при QБЫТ = const = Q )↓;

- со стороны стока из водохранилища:

hСРАБ ↑ QВ ↑ ЭВ ↑ .

Графическое описание ситуации представлено на рисунке 4.3.

28

Рис. 4.3. График зависи мости энергии от глубины сработки водохранилища

Суммируя для различных глубин сработки энергию водохранилища

и транзитную энергию,	мы получим полную ве личину энергии ГЭС за
весь период сработки	водохр анилища (рис. 4.3). О чевидно, что для

данных гидрологических условий и для принятого режима регулирования та глубин а сработки водохранилища, при которой ГЭС выраб атывает наибольшее количество энергии, оказывается наиболее выг одной.

Дальнейшее углубление сработки водохранилища хотя и увеличило бы его полезный объем и регулируемый расход, используемый ГЭС, но при этом напор уменьшился бы настолько, что полное количество энергии, вырабатываемой ГЭС, не увеличилось бы, а уменьшилось.

Таким образом, полученная глубина сработки является тем пределом, до которого мо жно ежегодно срабатывать водохранилище годового регулировани я.

Надо сказать, что отметка УМО определяется не только максимальной

выработкой, но зависит и от м ногих других фак торов, таких	как	режим
и время сработки водох ранилища, вид гидрографа (маловодный,	м ноговод-
ный год ), точность этих данных, ряд обеспеченных мощностей и пр.		Поэтому
в расчетах будут приняты некоторые допущ ения.

Исходные данные

1.Характеристика нижнего бьефа представлена в таблице 4. 1.

29

Таблица 4.1

ZНБ,м	81	83	85	87	89	91
Q,м с3	100	460	1200	2250	3800	5100

2. Характеристика верхнего бьефа представлена в таблице 4.2.

Таблица 4.2

ZВБ,м 87 89 91 93 95 97 99 101 103

V ,км3 0,1 0,4 0,9 2,3 4,6 8,8 14,6 21 29,3

3.Отметка НПУ – 102 м.

4.Критерий оптимизации ЭГЭС →max.

5.Гидрограф реки за период сработки водохранилища представлен

втаблице 4.3.

						Таблица 4.3
Варианты		Гидрографы реки, м3/с
1	350	550	570	650	1190	1025
2	945	855	1440	1192,5	1012,5	-
3	400	720	640	800	1600	1680
4	480	1000	880	1280	1520	1800
5	875	737,5	1325	1325	1000	-
6	1150	800	1487,5	1550	1075	-
7	731	1075	559	825	1287	1155
8	546	858	1365	780	1248	1677
9	1032	903	1599,6	1135,2	980,4	-
10	481	740	703	1147	1332	1591
11	444	925	629	777	1295	1480
12	950	1050	1750	1125	975	-
13	480	800	1000	560	1240	1600
14	1170	1014	1534	1287	1092	-

30