-
Определение мощностей гэс по периодам и выбор обеспеченной среднесуточной мощности гэс
Обеспеченная
среднесуточная мощность ГЭС (Nср.сутоб)
– это мощность, обеспеченная водотоком
в течение заданного периода времени и
выраженная в %.
Расчетная
обеспеченность выбирается на основе
экономических расчетов с учетом
характеристик энергосистемы, удельного
веса проектируемой ГЭС в энергосистеме
в зависимости от вида регулируемого
стока и от ряда других факторов.
Для
средних и малых ГЭС среднесуточная
обеспеченная мощность ориентировочно
принимается в пределах от 75% до 85%.
Расчеты
по определению среднесуточной мощности
ГЭС представлены в таблице 5.1 и по графам
5 и 6 этой таблицы строится график
обеспеченности среднесуточных мощностей
(рис.8).
Принимая
Nср.сутоб
= 23,6 МВт – мощность, которая обеспечена
в течение 10 месяцев с обеспеченностью
83%.
Таблица
5.1
Определение
среднесуточной мощности ГЭС
|
Период |
Напор |
Расходы |
Мощность |
Ni |
Продолжительность, |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
77,95 |
55 |
35,7 |
37,8 |
1 |
|
2 |
77,25 |
35,4 |
37,6 |
2 |
|
|
3 |
76,15 |
34,9 |
37,1 |
3 |
|
|
4 |
78,9 |
36,2 |
36,6 |
4 |
|
|
5 |
82,5 |
37,8 |
36,2 |
5 |
|
|
6 |
82 |
37,6 |
36,2 |
6 |
|
|
7 |
80,9 |
37,1 |
36,0 |
7 |
|
|
8 |
79,8 |
36,6 |
35,7 |
8 |
|
|
9 |
78,85 |
36,2 |
35,7 |
9 |
|
|
10 |
78,4 |
36,0 |
35,4 |
10 |
|
|
11 |
77,9 |
35,7 |
35,4 |
11 |
|
|
12 |
77,2 |
35,4 |
34,9 |
12 |
-
Выбор места гэс в графике нагрузки энергосистемы и определение установленной мощности гэс
На
ГЭС, обладающей водохранилищем годичного
регулирования стока, создаются
благоприятные условия и для суточного
регулирования.
В
связи с этим, данной ГЭС целесообразно
предоставить самую неравномерную
(пиковую) часть графика нагрузки
энергосистемы.
Предполагаем,
что в энергосистеме нет других ГЭС с
большим объемом водохранилищ. Для
установления места проектируемой ГЭС
в энергосистеме воспользуемся
анализирующей кривой графика нагрузки,
расчет по построению которой приведен
в таблице 6.1
Таблица
6.1
Расчет
координат анализирующей кривой
|
№ слоя |
Мощность |
Продолжительность |
Энергия |
∑Эi, |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1 |
35 |
2 |
70 |
70 |
|
2 |
17,5 |
4 |
70 |
140 |
|
3 |
17,5 |
8 |
140 |
280 |
|
4 |
17,5 |
12 |
210 |
490 |
|
5 |
17,5 |
16 |
280 |
770 |
|
6 |
17,5 |
22 |
385 |
1155 |
|
7 |
52,5 |
24 |
1260 |
2415 |
Для
расчета координат кривой, график нагрузки
(рис.1) разбивается на горизонтальные
полосы с постоянной мощностью
и определяется энергия полос
и далее проводится суммирование энергии.
Площадь
части графика нагрузки, которая покрывает
проектируемую ГЭС, должна равняться
суточной выработке электроэнергии:
Откладывая
от вершины анализирующей кривой (т.в)
графика нагрузки энергосистемы, которая
построена по данным таблицы 6.1 (Э = f(Р))
и представлена на рисунке 9б,
(вв′)
и опуская вертикаль из т.в′
до встречи с кривой, получим точку в″,
которая определяет нижнюю границу
графика нагрузки проектируемой ГЭС
(прямая ММ′).
Максимальная
ордината (свойство анализирующей кривой)
графика проектируемой ГЭС определяет
рабочую гарантированную мощность
– мощность, с которой ГЭС участвует в
покрытии графика нагрузки энергосистемы.
Эта мощность складывается из среднесуточной
обеспеченной мощности
и пиковой мощности
.
Таким образом, рабочая гарантированная
мощность равна:
Так
как на проектируемой ГЭС осуществляется
и суточное регулирование стока, то на
ГЭС целесообразно предусматривать
резерв мощности, который определяется:
где
Nав
– аварийный резерв мощности, который
принимают на случай аварийного выпадения
агрегата на ТЭС или ГЭС энергосистемы,
или на случай аварии ЛЭП, или при аварийном
снижении мощности:
Принимаем
;
Nрем
– ремонтный резерв на случай плановых
профилактических работ и ремонтов:
Принимаем
;
Nнагр
– нагрузочный резерв на случай внеплановых
нагрузок:
Принимаем
;
Nхоз
– хозяйственный резерв на случай
досрочного ввода отдельных объектов
промышленного и сельского хозяйственного
назначения:
Принимаем
.
Суммарный
резерв обычно составляет:
Таким
образом,
,
что составляет 9% от
.
Принимаем
,
что составляет 6% от
.
Установленная
мощность проектируемой ГЭС, которая
равна суммарной мощности генератора,
складывается из:
—
рабочей гарантированной мощности (
),
которая обеспечена в напряженный период
маловодного года;
—
резервной мощности (
);
—
сезонной мощности (
),
которая предусматривается в маловодные
периоды,
.
Таким
образом:
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
Принимаемая в проектной документации мощность гидроэлектростанции — основной параметр, характеризующий ее как объект генерации электроэнергии.
Мощность малой ГЭС на конкретный момент времени определяется по формуле:
N = 9,81·Q·H·ηтурб·ηген,
где:
Q — расход воды, протекающий через гидротурбины ГЭС (м3/с);
H — напор воды (м);
ηтурб — КПД турбины;
ηген — КПД генератора.
Размерность мощности, получаемой по данной формуле — кВт.
Для проекта малой ГЭС наиболее важными исходными данными при расчете выработки являются расходы воды. Их получают на основе имеющегося гидрологического ряда наблюдений на близкорасположенном водомерном посту реки.
Максимальная мощность малой ГЭС, называемая установленной мощностью, рассчитывается по модифицированной формуле:
N = 9,81·Qмакс·Hрасч·ηтурб·ηген,
где:
Qмакс — максимально возможный расход воды, который способны пропустить агрегаты ГЭС;
Hрасч — расчетный напор воды, представляющий собой средневзвешенный напор за определенный отрезок времени.
Выработка представляет собой объем электроэнергии, вырабатываемой малой ГЭС. Выработка представляется в кВ·ч и рассчитывается для определенного периода времени (обычно — один год). Основная формула:
Э = ∑Ni·ti,
где:
Ni — ряд мощностей в течение расчетного периода времени T;
ti — ряд временных промежутков, соответствующих Ni и в сумме равных расчетному периоду времени T.
© 2019—2023
ООО «Гидротехническое бюро»
Расчеты параметров ГЭС
Для справки.
Теоретическая мощность «идеальной» ГЭС можно посчитать по формуле:
N= p * Q,
где N — мощность, в ваттах
p — давление перед турбиной, в паскалях
Q — расход воды, в м3 в секунду.
Давление 10 метрового столба воды составляет 1 атмосферу или 100 000 паскалей.
1 литр составляет 1/1000 м3
Например,
ГЭС, потребляющая 45 литров в секунду (0,045 м3/сек) и работающая на
перепаде 2 метра (20 000 паскалей), по вышеуказанной формуле может
выдать 900 Ватт.
Реальные турбинные колёса небольших мощностей выдают 30-50% от теоретического значения.
От данной отправной точки можно строить свои предположения. хватит ли Вам
вашего ручейка только на светодиодные лампочки или всё же на
электроинструмент и бетономешалку…
«Бесплотинные ГЭС
— их мощность можно примерно оценить как
N = 120* V(куб)*D (квадрат)
где N — мощность, ватт, V- скорость течения, в метрах в секунду, а D — диаметр колеса, в метрах.
Это
— для хорошо сделанного винта. Для колес по типу старых водяных мельниц
мощность считается по площади сечения лопаток, которая омывается водой.
Как
мне кажется, безплотинные ГЭС можно использовать при скоростях где-то
от 0,7-1 м/с, а такие скорости в центральной России встречаются довольно
редко (почти нигде). А если и встречаются, то там может оказаться
мелко. То есть, должно крупно повезти, чтобы была возможность
пользоваться такой установкой. Но я, например, знаю людей, которым
повезло.»
http://ecovillage.narod.ru/energy/energy.htm
За правильность формулы не ручаюсь (она, в отличии от плотинной ГЭС скорее эмпирическая), но сайт вполне адекватный.
Путём
модельного расчёта при скорости течения в 1 м/c (бОльшие скорости —
скорее экзотика для большинства рек) получаем на 1 кВт мощности станции
диаметр колеса ГЭС в 2,9 метра.
А вот если Вам повезло и скорость
течения у Вас в ручье уже хотя бы 2 м/с, то диаметр колеса киловаттной
станции ужмётся до 1 метра. Можно и плотину не ставить — а просто отобрать достаточный для Вашей ГЭС поток воды в обычную трубу.
Называется всё это чудо «Деривационная ГЭС».
Вот схемка: http://bse.sci-lib.com/particle007175.html
Используются
такие ГЭС в основном в горных районах, где, кроме функции получения
электроэнергии, служат ещё и для регуляции паводкового и ливневого
стока.
Например, на Западной Украине сейчас, по моим сведениям,
стоит брошенными около 70 малых ГЭС, построенных во время Сталина. При
желании могу найти человека с явками и паролями для интересующихся
возродить там любую из таких ГЭС.
На формулу расчёта мощности
способ подвода воды к гидроагрегату влияния не оказывает. Скорее, подвод
в трубе немного уменьшит напорный уровень ГЭС за счёт трения воды в
трубе.
Охрана подающих труб, безусловно, находится в ведении владельца ГЭС.
Так, например, при уклоне в 5% длина подводящего канала деривационной ГЭС с перепадом в 2 метра составит 40 метров. Проблема в том, реки обычно не текут «по уклонам», а уже заранее выбрали весьма извилистые пути с минимальными уклонами.
Например,
в районе Днепропетровска река Днепр имеет отметку +51 метр при
расстоянии от устья в 480 км. А теперь посчитайте уклон в процентах…
И такую ситуацию Вы получите в 95% малых рек и ручьёв в европейской части России и Украины — за исключением Карпат и Кавказа.
- Подробности
- Категория: Генерация
Страница 50 из 58
Глава XI
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ ГЭС И ВЫБОР ГИДРОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
§ 53. Определение мощности гидростанции
При водноэнергетических расчетах ГЭС различают установленную мощность гидростанции, располагаемую мощность, обеспеченную и необеспеченную части мощности.
Установленной мощностью гидростанции Nyст называется мощность на шинах ГЭС при работе всех турбин с максимальным открытием направляющих аппаратов, при уровне верхнего бьефа на отметке НПГ и уровне нижнего бьефа на отметке, соответствующей расходу всех турбин при данном напоре. Если мощность агрегатов ограничена выбранными генераторами, установленная мощность определяется с ограничением по генератору.
Располагаемая мощность ГЭС — наибольшая мощность, которая может быть развита гидростанцией в данный момент времени в соответствии с возможным для использования расходом воды и с имеющимся напором.
Обеспеченная часть установленной мощности ГЭС Νοб — мощность, обеспечиваемая водотоком при минимальном расчетном расходе. Необеспеченная часть установленной мощности — мощность, которая в отдельные периоды года должна быть получена для покрытия графика от другого источника энергии.
. Мощность гидростанции определяется по следующей формуле:
(179)
где Q — расчетный расход гидростанции в м3/сек., Н — расчетный напор гидростанции в метрах, η — к.п.д. агрегатов.
Для гидростанций, работающих без регулирования, в качестве расчетного расхода принимается обычно среднемесячный расход обеспеченностью 75% в среднем по водности году.
При наличии суточного регулирования расчетный расход гидростанции определяется по формуле QГЭС=K-Qp м3/сек., где К — коэффициент суточной неравномерности потребления, определяемый по расчетному графику энергопотребления, Qp — расход воды в реке принятой расчетной обеспеченности. Поскольку проектируемая гидростанция должна обеспечить покрытие пика графика потребления энергии в период наибольшего спроса, в качестве расчетного принимается суточный график потребления зимних суток.
Что же касается расхода расчетной обеспеченности, то он при существующей практике проектирования принимается таким же, как и при расчете ГЭС без регулирования, т. е. равным среднемесячному расходу обеспеченностью 75% в средневодном году. Следует отметить, что использование среднемесячных расходов той или иной принятой обеспеченности для расчета гидростанций без регулирования или с суточным регулированием стока является принципиально неверным и ведет к ошибочному назначению мощности ГЭС.
Как указывалось выше, гидростанция, рассчитанная по среднемесячному расчетному расходу, не сможет обеспечить среднесуточную проектную мощность и выработку энергии вследствие неравномерности стока в течение месяца.
При выборе расчетного расхода гидростанции следует исходить из необходимости получения гарантированной мощности ГЭС и выработки энергии, обеспеченным в течение определенного периода.
Так, если принимается обеспеченность расходов, равная 75% в средневодном году, то имеется в виду получение мощности ГЭС и энергии с такой же обеспеченностью. Очевидно, что получение мощности ГЭС и выработки энергии заданной обеспеченности возможно лишь при использовании средних суточных расходов той же обеспеченности.
Поскольку гидростанции, рассчитанные по среднемесячным [расходам и работающие без регулирования стока или с суточным регулированием, не могут производить выравнивание стока в течение месяца, то часть времени они будут работать на среднемесячном расходе со сбросом излишков стока. Остальную часть месяца ГЭС работают на пониженном расходе против расчетного.
Таким образом, используемый гидростанцией расход оказывается ниже среднего, вследствие чего средняя мощность ГЭС и выработка оказываются ниже расчетных.
Из сопоставления кривых обеспеченности суточных (рис. 98) и средних месячных расходов для одной из проектируемых сельских гидростанций видно, что при одной и той же расчетной обеспеченности 75% среднемесячный расход превышает среднесуточный на 65%. Следовательно, в рассматриваемом случае для того, чтобы получить мощность ГЭС и выработку энергии, обеспеченные на 75% в средневодном году, необходимо использовать среднесуточный расход Qcyт=3,0 м3/сек., также обеспеченный на 75%. Использование среднемесячного расхода той же обеспеченности Qмec = 5,0 м3/сек. в качестве расчетного расхода ГЭС завысит мощность ГЭС и проектную выработку энергии на 65% и снизит их обеспеченность до 52%.
При подсчете выработки энергии необходимо учитывать колебания напоров в течение года. Строго говоря, при использовании среднесуточного расхода заданной обеспеченности в качестве расчетного необходимо также учитывать ежесуточные колебания напоров. Однако это дело довольно трудоемкое и не вызывается практической целесообразностью. Поэтому при подсчетах выработки энергии используются данные о среднемесячных напорах. Колебания уровня нижнего бьефа в течение суток, вызываемые суточным регулированием стока, обычно не учитываются, так как они мало влияют на положение среднесуточного уровня нижнего бьефа.
При вычислении среднемесячных напоров уровень верхнего бьефа принимается на отметке НПГ или на уровне середины высоты сливной призмы — в зависимости от наличия на ГЭС суточного регулирования стока. Среднемесячные уровни нижнего бьефа находятся по величинам среднемесячных расходов, снятых с кривой расходов Q=f(H). При этом с учетом периодов, для которых вычисляются уровни, следует пользоваться летней или зимней кривыми. Среднемесячные потери определяются по разности отметок верхнего бьефа и среднемесячных отметок нижнего бьефа за каждый месяц.
Если гидростанция располагает водохранилищем с сезонным регулированием стока, то для определения ее мощности и при подсчетах выработки энергии также используются данные о среднемесячных напорах. Расчетный напор в этом случае определяется как средне-взвешенная величина из средних месячных напоров с учетом среднемесячных расходов воды по формуле
(180) где Qп — среднемесячные расходы воды в м3/сек., Нп — напоры в метрах, соответствующие среднемесячным расходам, tn — периоды времени, в течение которых наблюдаются расходы Qп.
При предварительном выборе мощности ГЭС для определения среднемесячных напоров и расходов используется расчетный график водопотребления, перестраиваемый из графика потребления энергии. Для уточнения расчетов по предварительно выбранному оборудованию расчетные напор и расход находятся с учетом регулирования стока водохранилищем. В табл. 124 приведено вычисление расчетного напора ГЭС с сезонным регулированием стока по уточненным величинам среднемесячных расходов и напоров. Детальные водноэнергетические расчеты приведены в следующей главе.
Таблица 124
Еще по теме:
Напоры ГЭС. Статический напор Н ст равен разности отметок верхнего и нижнего бьефа, м:
где верхний бьеф (ВБ) и нижний бьеф (НБ) – соответственно участки реки выше водоподпорного сооружения ГЭС и ниже здания ГЭС.
Напор брутто H б р равен разности удельных энергий потока в верхнем бьефе в сечении 1–1 перед входом в водоприемник ГЭС и в нижнем бьефе в сечении 2–2 за отсасывающими трубами гидротурбин (рис. 2.7), м:
На ГЭС часть энергии идет на гидравлические потери при движении воды в ее проточном тракте.
Напор нетто Н, используемый гидротурбиной, равен разности напора брутто и гидравлических потерь напора h пот (по длине и местных) в водоприемнике, подводящих и отводящих водоводах (каналах, туннелях, трубопроводах) ГЭС.
Напор брутто Н б р для практических расчетов можно принять равным Н ст, если пренебречь разностью кинетической энергии потока в верхнем бьефе у водоприемника ГЭС и в нижнем бьефе за отсасывающими трубами, которая обычно крайне мала.
Напор нетто, действующий непосредственно на турбину, составляет:
Н=Н с т – h пот.
На ГЭС с активными ковшовыми турбинами с выпуском воды из сопла в атмосферу имеются дополнительные потери напора h д (см. рис. 2.7, в).
Расчетный напор Н р равен минимальному напору, при котором обеспечивается установленная мощность ГЭС.
Энергия и мощность ГЭС. Выработку электроэнергии ГЭС и ее мощность принято определять на выводах генераторов, в связи с чем в расчетах учитывается коэффициент полезного действия гидроагрегата, который определяет гидравлические, механические и электрические потери энергии в турбине и генераторе. Энергия ГЭС и мощность определяются из выражений:
N ГЭ С =9,81 Q H η,
где Э ГЭ С и N ГЭ С выражены соответственно в кВт·ч и кВт (1 кВт·ч=3600 кДж); η – коэффициент полезного действия гидроагрегата, равный η = η т η г ; η т, η г – к.п.д. соответственно турбины и генератора.
Рис. 2.7. Схемы определения напоров ГЭС: а – русловая ГЭС; б – деривационная ГЭС; в – ГЭС с ковшовыми турбинами
Установленная мощность ГЭС N у ст равна сумме паспортных (номинальных) мощностей генераторов, установленных на ГЭС, и составляет:
N у ст =9,81 QH p η ; N у ст = n аг р N г, где Q – расход ГЭС при расчетном напоре; N г – номинальная мощность генератора; n аг р – количество гидроагрегатов.
Установленная мощность обычно соответствует максимальной мощности, которую может выдать ГЭС.
Водохранилища ГЭС или естественные водоемы (озера), осуществляя регулирование сильно изменяющихся в реке расходов (многолетнее, сезонное, недельное, суточное), позволяют наиболее эффективно использовать установленную мощность ГЭС с повышением количества вырабатываемой электроэнергии или обеспечением работы ГЭС в пиковой зоне суточного графика нагрузок энергосистемы.
Гарантированная мощность ГЭС. На основании расчетов обеспеченности среднесуточных мощностей по многолетнему ряду с учетом регулирования находится мощность заданной расчетной обеспеченности, которая для ГЭС обычно составляет 90–95%, и соответствующая ей суточная выработка электроэнергии. В результате размещения этой выработки электроэнергии в определенной зоне расчетного суточного графика нагрузок энергосистемы (в пиковой или полупиковой зоне) определяется гарантированная мощность N га р. Установленная мощность ГЭС всегда значительно выше гарантированной, что позволяет более полно использовать энергию водотока.
Годовая выработка электроэнергии ГЭС не является постоянной, изменяясь в зависимости от объема стока и степени его регулирования. При этом при многолетнем регулировании неравномерность выработки электроэнергии по годам будет уменьшаться.
Среднемноголетняя выработка электроэнергии является одним из основных техническо-экономических показателей и определяется по формуле
где Э i – среднегодовая выработка;
– среднемноголетняя выработка; n – количество лет, по многолетнему ряду наблюдений.
Для оценки общего времени работы ГЭС в энергосистеме определяется условное число часов использования установленной мощности в году Т по формуле
Число часов использования установленной мощности в году характеризует степень неравномерности работы в течение года и суток. При работе ГЭС в основном в режиме покрытия пиковой зоны графика нагрузок Т ≤ 2000 ч, а в полупиковой зоне Т возрастает до 4000 ч.
Потери напора на ГЭС ориентировочно могут составлять порядка 1–5%, причем они меньше при плотинной схеме и безнапорной деривации и увеличиваются при напорной деривации.
Коэффициент полезного действия гидросилового оборудования (гидроагрегата) ориентировочно может составить 90–94% в зависимости от типа и характеристик турбины и генератора. В целом на ГЭС потенциальная энергия водотока преобразуется в электрическую с высоким к.п.д. на уровне 86–93%.
Режим эксплуатации ГЭС в энергосистемах характеризуется работой с полной мощностью непрерывно в течение суток обычно только в период паводков, а в остальные сезоны года ГЭС работает в режиме покрытия пиковой части графика нагрузок в среднем 3–5 ч в сутки, в режиме покрытия полупиковой части – 5–15 ч в сутки, а также используется в качестве аварийного и частотного резервов. При необходимости обеспечения постоянных санитарно-экологических и других попусков часть агрегатов ГЭС работает непрерывно.