ГЭУ (Практика). Гидроэнергетические установки

• Название: Гидроэнергетические установки
• Дата: 10.03.2021
• Размер: 82.91 Kb.
• Имя файла: ГЭУ (Практика).docx
• Тип: Документы; #183492

Типовой расчет № 1

по курсу “Гидроэнергетические установки”
Построение суточных и годовых графиков нагрузки энергосистемы. Построение интегральной кривой нагрузки энергосистемы (ИКН).

Исходные данные:

– абсолютный максимум зимней нагрузки энергосистемы: Р , МВт;

– число часов использования максимума нагрузки системы: Т_сист., ч;

– зависимости от Т_сист. и района, в котором расположена система, следующих параметров:

– _сут ^зим., о.е. – плотность зимнего суточного графика нагрузки;

– _сут ^лет., о.е. – плотность летнего суточного графика нагрузки;

– _лет , о.е. – коэффициент учитывающий уменьшение летней нагрузки по отношению к зимнему статическому максимуму (Р );

– а _t^{зим(лет)} и b _t^{зим(лет)} , о.е. – коэффициенты зависящие от сезона, района, в котором расположена система и времени суток (t = 1...24 ч);

– _мес.= 0,96 о.е. – коэффициент внутримесячной неравномерности нагрузки, который обычно изменяется в пределах 0,94  0,97.

Рассчитать и построить:

– суточные графики нагрузки энергосистемы (ЭЭС) для Лета и Зимы:

– Р , t = 1...24 ч;

– Р , t = 1...24 ч;

– интегральные кривые нагрузки ЭЭС для Лета и Зимы:

– Р (Э);

– Р (Э);

– годовой график максимальных нагрузок ЭЭС: Р , Т = 1...12 мес.;

– годовой график среднемесячных нагрузок ЭЭС: Р_Т, Т = 1...12 мес..

Примечание.

Рассматривается неразвивающаяся энергосистема со статическим максимумом нагрузки.


Последовательность расчета.
Расчет и построение суточных графиков нагрузки энергосистемы .

1. 
   Определяем плотность зимнего и летнего суточного графика нагрузки ЭЭС по зависимости _сут ^зим.( Т_сист.) , _сут ^лет.( Т_сист.) (см. рис.1 исх. данные);
   
2. 
   Определяем коэффициент _лет (Т_сист.) также по рис.1;
   
3. 
   Определяем абсолютный максимум летней нагрузки ЭЭС, Р :
   

Р = Р · _лет , МВт;

4. 
   Определяем значения Р и Р (используя коэффициенты а _t^{зим(лет)} и
   

b _t^{зим(лет)} из табл.1 исх. данных), по формуле:

Р = Р · Р , МВт

где Р = а _t^{зим(лет)} ·_сут ^{зим(лет)}+ b _t^{зим(лет)} , о.е. t = 1...24 ч;
5. Расчет ИКН проводится с помощью графического (на миллиметровке) или аналитического метода по рассчитанным суточным графикам нагрузки ЭЭС:

– графический метод заключается в последовательном интегрировании графика нагрузки ЭЭС P(t) по dP, т.е.: Э_{Р кон.}= ;

– аналитический метод (табличный) заключается в следующем:

– упорядочиваем t в порядке убывания от 24 до 1 ч;

– далее упорядочиваем Р в порядке возрастания (от минимальной мощности до максимальной);

– выработку считаем по следующей формуле:

для t = 24 ч: Э =P  24 , МВтч;

для t < 24 ч: Э = (Р – Р )t + Э _t+1 , МВтч;
6. Годовой график максимальных нагрузок ЭЭС строится с помощью следующей формулы:

Р = а + bcos(30°  Т – 15°), где

Т – порядковый номер месяца в году (1 - январь, 2 - февраль и т.д.);

а, b – коэффициенты, для определения которых используются формулы:

а = , МВт b = , МВт
7. Годовой график среднемесячных нагрузок ЭЭС строится с помощью следующей формулы:

Р_т = Р_т” _т  _мес., МВт

где _т – коэффициент плотности суточного графика нагрузки Т-го месяца;

_мес.= 0,96 о.е. - коэффициент внутримесячной неравномерности нагрузки.
Для определения _т необходимо построить вспомогательный график, используя _сут ^зим. (для Т= 1 и 12) и _сут ^лет. (для Т= 6 и 7), найденные в п.1. Остальные _т находятся с помощью линейной аппроксимации:

для _Т=2-5 (по линии соед. _Т=1 и _Т=6 )

для _Т=8-11 (по линии соед. _Т=7 и _Т=12 )

Типовой расчет № 2

по курсу “Гидроэнергетические установки”
Определение параметров кривой обеспеченности

годового стока.

Исходные данные:

– ряд среднегодовых расходов за 20 лет для конкретной реки (см. табл.1);

– таблица (для вычисления координат теоретической кривой обеспеченности) в зависимости от коэффициента вариации (C_V), а также соотношения коэффициентов вариации (C_V) и асимметрии (C_S) (см. табл.2).

Рассчитать и построить:

– эмпирическую кривую обеспеченности Q_г(р);

– теоретическую кривую обеспеченности Q_г(р).

Последовательность расчета.
1. Определение точек эмпирической кривой обеспеченности (ЭКО) проводится по следующей формуле: р = ·100 % ,

где m – порядковый номер члена ряда расходов (среднегодовых), ранжированного в убывающем порядке;

n – общее число членов ряда;
2. Определение точек теоретической кривой обеспеченности (ТКО):

– определение параметров ТКО:

– cреднемноголетний расход воды: м³/с

где n = 20  количество лет;

Q_{г t}  среднегодовой расход для t-го года;
– коэффициент вариации: C_V = о.е.,

где k_t = о.е.;

 коэффициент асимметрии: C_S = 2 C_V, о.е. ;
– используя табл.2 исходных данных определяем k (координаты ТКО) в зависимости от коэффициента вариации (C_V), а также соотношения коэффициентов вариации (C_V) и асимметрии (C_S) для всего диапазона вероятности р от 0,001 % до 99 %;

– поскольку k = , то определяем Q_г .
Примечание.

При определении k для коэффициентов вариации (C_V), не попадающих в основные градации C_V табл.2 , а также при такой же ситуации для соотношений коэффициентов вариации (C_V) и асимметрии (C_S), необходимо коэффициенты k приводить, путем интерполяции или экстраполяции (по линейной зависимости) как по C_V, так и по соотношениям коэффициентов C_V и C_S.

На построенную непрерывную ТКО накладываем точки ЭКО. Если точки ЭКО неравномерно распределяются по ТКО, то необходимо взять другое соотношение коэффициентов вариации (C_V) и асимметрии (C_S).

3. 
   По ТКО определяем значение расхода для вероятности р = 50% и р = 90%.
   

Типовой расчет № 3

по курсу “Гидроэнергетические установки”
Баланс воды в водохранилище годового регулирования стока. Баланс мощностей энергосистемы

с гидроэлектростанциями.
Исходные данные:

– интегральная кривая нагрузки (ИКН) ЭЭС для Зимы ( Р (Э_сут.))

(см. ТР № 1);
– годовые графики максимальных нагрузок ЭЭС Р ,Р_Т, Т = 1...12 мес.

(см. ТР № 1);
– для каждого варианта (по номеру в журнале), ряд среднемесячных расходов за 1 год для конкретной реки (см. табл.1) ;
– кривая связи верхнего бьефа Zвб(Vв), т.е. зависимости отметки верхнего бьефа (ВБ) от объема водохранилища (см. табл.2);
– кривая связи нижнего бьефа Zнб(Qнб), т.е. зависимости отметки нижнего бьефа (НБ) от расхода в нижнем бьефе (см. табл.3);
– отметка нормального подпорного уровня (_НПУ) для конкретной ГЭС (см. исх. данные);
– КПД ГЭС (_ГЭС) в данном типовом расчете принят равным 85%.


Рассчитать и построить:
– провести водно-энергетический расчет при Zвб_i = const = НПУ;
– получить режим ГЭС Nгэс(t) по критерию наибольшего вытеснения рабочих мощностей ТЭС в годовом графике средних нагрузок ЭЭС, и по этому режиму рассчитать , провести водно-энергетический расчет сработки-наполнения водохранилища Zвб_i = var;

Примечание:

– водно-энергетические расчеты проводятся по шаблону табл.4, и по результатам данных расчетов необходимо построить следующие зависимости:

N_ГЭС(t); Zвб(t);N_{РАБ., ГЭС,ТЭС} (t).

Последовательность расчета.
1. Водно-энергетический расчет проводится по форме табл.4 исх. данных.
Порядок расчета:

1. переменная “ i ” обозначает номер расчетного интервала;

2. переменная “ t ” обозначает месяц (см. табл.1.);
Расчет основных параметров водно-энергетического расчета ГЭС:

3. Длительность месяца в i-м интервале в секундах (t’ _i), принимаем, что рассматривается не високосный год;

4. Приточность воды к створу ГЭС:Q_пр(t)=Q_мес.(t);

5. Z_{вб i}^н начальная для i-го интервала отметка ВБ:

– при i =1: Z_{вб i}^н = _НПУ;

– при i > 1: Z_{вб i} ^нач. = Z_{вб i-1} ^кон.;

6. Конечная для i-го интервала отметка ВБ: Z_{вб i}^к = var;

7. Объем воды вод-ща соответствующий Z_{вб i}^н : V_{в i}^н = f (Z_{вб i}^н);

8. Объем воды вод-ща соответствующий Z_{вб i}^к: V_{в i}^к = f (Z_{вб i}^к);

9. Изменение объема воды вод-ща: V_{в i} = V_{в i}^н – V_{в i}^к;

10. Расход воды водохранилища: Q_{в i} = V_{в i} / t’_i;

11. Расход воды ГЭС: Q_{гэс i} =Q_{в i} +Q_{пр i} ;

12.Z_{вб i} средняя для i-го интервала отметка ВБ: Z_{вб i} = 0,5·( Z_{вб i}^н + Z_{вб i}^к);

13. Расход воды попадающий в НБ: Q_{нб i} Q_{гэс i} ;

14.Z_{нб i} отметка воды НБ соответствующаяQ_{нб i} равна:Z_{нб i} = f (Q_{нб i});

15. H_{гэс i} напор воды ГЭС: H_{гэс i} = Z_{вб i} –Z_{нб i};

16. N_{гэс i} вырабатываемая мощность ГЭС:

N_{ГЭС i} =k_N ·H_{ГЭС i} ·Q_{ГЭС i} , где

k_N = 9,81 · _ГЭС – коэффициент мощности ГЭС;

17. Длительность месяца в i-м интервале в часах (t” _i), принимаем, что рассматривается не високосный год;

18. Э_{гэс i} выработка электроэнергии ГЭС: Э_{гэс i} =N_{ГЭС i} · t” _i ;

2. 
   По алгоритму п.1 провести водно-энергетический расчет при Zвб_i= const = НПУ и рассчитать среднегодовую мощность ГЭС ( ).
   

3. На годовой график средних нагрузок ЭЭС (ТР№1) наложить режим ГЭС

Nгэс(t) (п.2). Графическим методом получить режим ГЭСN’гэс(t) по критерию наибольшего вытеснения рабочих мощностей ТЭС, т.е.

= – ' = const  min t = 1  12мес.,

N’гэс min = 10%(maxNгэс),

и для нового мощностного режима ГЭС провести ВЭР используя алгоритм п.1., с условием Zвб₁^нач.= Zвб₁₂^кон. = НПУ.

Для найденных мощностейN’гэс(t) определяем Э_{сут i}=N’_{ГЭС i}· 24,

далее откладывая ее от максимального значения суточной энергии на зимней ИКН (из ТР № 1), получаем тем самым рабочую мощность ГЭС для каждого месяца (N_{РАБ. i}). Далее наносим на годовой график максимальных нагрузок ЭЭС (ТР № 1) значения мощностей N_РАБ.(t).


Примечание:

для п.3 необходимо определить:

– отметку _УМО= min(Z_{вб t} );

– полезный объем водохранилища: V_пол.= V(_НПУ) –V(_УМО).

4. По результатам расчетов для п.п.2,3 построить: N_ГЭС (t) (ступенчатый график) и Z_вб^н, Z_вб^к (t) (т.е. для начала t-го месяца Z_{вб t}^н, а для конца Z_{вб t}^к) и N_{РАБ., ГЭС,ТЭС} (t).
Таблица 4.
Результаты водно-энергетического расчета сработки-наполнения водохранилища годового регулирования.

Параметр			t’ i		Qпр i		Zвб iн		Zвб iк		Vв iн		Vв iк		Vв i		Qв i		Qгэс i		Zвб i		Qнбi		Zнбi		Hгэс i		Nгэс i		t” i		Эгэс i		Эсут i		Nраб. i
i	t, мес	106,c		м3/с		м		м		109м3		109м3		109м3		м3/с		м3/с		м		м3/с		м		м		МВт		ч		МВт·ч		МВт·ч		МВт
1	2	3		4		5		6		7		8		9		10		11		12		13		14		15		16		17		18		19		20
1						НПУ
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12								НПУ
																														