3.2 Определение роли гэс в покрытии графика нагрузки энергосистемы
Размещение Ргэс на годовом графике нагрузки энергосистемы осуществляется из условия максимального вытеснения тепловых электростанций (ТЭС) из пика графика и создание им наиболее равномерного режима работы.
На рисунках 3.2.1 и 3.2.8 представлен график суточной нагрузки за январь- декабрь месяцы. Подсчет интегральной кривой будем производить в таблице 3.2.1. В колонку 2 таблицы записывается мощность из таблицы 3.1.2 в возрастающем порядке. Например для мощности Р=126 кВт продолжительность нагрузки составит 22 часа. Тогда энергия слоя вычисляется, как произведение мощности слоя на продолжительность нагрузки в слое: ΔЭ= ΔР·Δt. Например, для 2 строки ΔЭ=10,5·22=154кВт·ч. Затем вычисляем координаты интегральной кривой путем постепенного суммирования энергии слоя. Например, для мощности 126 кВт координата интегральной кривой будет равна сумме энергии слоя мощностью 115,5 и 126 кВт, т.е. 2772+231=3003 кВт·ч. Дальнейшие расчеты производятся аналогично. Все расчеты записываем в таблицу 3.2.1.
Таблица 3.2.1 Подсчет координат интегральной кривой суточного графика нагрузки энергосистемы за январь – декабрь месяцы
№ п/п |
Мощность в возрастающем порядке, Р, кВт |
Мощность слоя, ΔР, кВт |
Продолжительность нагрузки в слое, Δt, час |
Энергия слоя ΔЭ, кВт·ч |
Координаты интегральной кривой, Э, кВт·ч |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
115,5 |
115,5 |
24 |
2772 |
2772 |
2 |
126 |
10,5 |
22 |
231 |
3003 |
3 |
134,4 |
8,4 |
20 |
168 |
3171 |
4 |
147 |
12,6 |
18 |
226,8 |
3397,8 |
5 |
157,7 |
10,5 |
16 |
168 |
3565,8 |
6 |
168 |
10,5 |
14 |
147 |
3712,8 |
7 |
178,5 |
10,5 |
12 |
126 |
3838,8 |
8 |
189 |
10,5 |
10 |
105 |
3943,8 |
9 |
199,5 |
10,5 |
6 |
63 |
4006,8 |
10 |
210 |
10,5 |
2 |
21 |
4027,8 |
Таблица 3.2.2 Подсчет координат интегральной кривой суточного графика нагрузки энергосистемы за февраль – ноябрь месяцы
№ п/п |
Мощность в возрастающем порядке, Р, кВт |
Мощность слоя, ΔР, кВт |
Продолжительность нагрузки в слое, Δt, час |
Энергия слоя ΔЭ, кВт·ч |
Координаты интегральной кривой, Э, кВт·ч |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
109,7 |
109,7 |
24 |
2632,8 |
2632,8 |
2 |
199,7 |
10 |
22 |
220 |
2852,8 |
3 |
127,7 |
8 |
20 |
160 |
3012,8 |
4 |
139,6 |
11,9 |
18 |
214,2 |
3227 |
5 |
149,6 |
10 |
16 |
160 |
3387 |
6 |
159,6 |
10 |
14 |
140 |
3527 |
7 |
169,6 |
10 |
12 |
120 |
3647 |
8 |
179,6 |
10 |
10 |
100 |
3747 |
9 |
189,5 |
10 |
6 |
60 |
3807 |
10 |
199,5 |
10 |
2 |
20 |
3827 |
Таблица 3.2.3 Подсчет координат интегральной кривой суточного графика нагрузки энергосистемы за март – октябрь месяцы
№ п/п |
Мощность в возрастающем порядке, Р, кВт |
Мощность слоя, ΔР, кВт |
Продолжительность нагрузки в слое, Δt, час |
Энергия слоя ΔЭ, кВт·ч |
Координаты интегральной кривой, Э, кВт·ч |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
104 |
104 |
24 |
2496 |
2496 |
2 |
113,4 |
9,4 |
22 |
206,8 |
2702,8 |
3 |
121 |
7,6 |
20 |
152 |
2854,8 |
4 |
132,3 |
11,3 |
18 |
203,4 |
3058,2 |
5 |
141,7 |
9,4 |
16 |
150,4 |
3208,6 |
6 |
151,2 |
9,4 |
14 |
131,6 |
3340,2 |
7 |
160,6 |
9,4 |
12 |
112,8 |
3453 |
8 |
170,1 |
9,4 |
10 |
94 |
3547 |
9 |
179,5 |
9,4 |
6 |
56,4 |
3603,4 |
10 |
189 |
9,4 |
2 |
18,8 |
3622,2 |
Таблица 3.2.4 Подсчет координат интегральной кривой суточного графика нагрузки энергосистемы за апрель – сентябрь месяцы
№ п/п |
Мощность в возрастающем порядке, Р, кВт |
Мощность слоя, ΔР, кВт |
Продолжительность нагрузки в слое, Δt, час |
Энергия слоя ΔЭ, кВт·ч |
Координаты интегральной кривой, Э, кВт·ч |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
100,5 |
100,5 |
24 |
2412 |
2412 |
2 |
109,6 |
9,1 |
22 |
200,2 |
2612,2 |
3 |
116,9 |
7,3 |
20 |
146 |
2758,2 |
4 |
127,9 |
11 |
18 |
198 |
2956,2 |
5 |
137,0 |
9,1 |
16 |
145,6 |
3101,8 |
6 |
146,2 |
9,2 |
14 |
128,8 |
3230,6 |
7 |
155,3 |
9,1 |
12 |
109,2 |
3339,8 |
8 |
164,4 |
9,1 |
10 |
91,0 |
3430,8 |
9 |
173,6 |
9,2 |
6 |
55,2 |
3486 |
10 |
182,7 |
9,1 |
2 |
18,2 |
3504,2 |
Таблица 3.2.5 Подсчет координат интегральной кривой суточного графика нагрузки энергосистемы за май – август месяцы
№ п/п |
Мощность в возрастающем порядке, Р, кВт |
Мощность слоя, ΔР, кВт |
Продолжительность нагрузки в слое, Δt, час |
Энергия слоя ΔЭ, кВт·ч |
Координаты интегральной кривой, Э, кВт·ч |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
95,9 |
95,9 |
24 |
2301,6 |
2301,6 |
2 |
104,6 |
8,7 |
22 |
191,4 |
2493 |
3 |
111,6 |
7 |
20 |
140 |
2633 |
4 |
122,0 |
10,4 |
18 |
187,2 |
2820,2 |
5 |
130,7 |
8,7 |
16 |
139,2 |
2959,4 |
6 |
139,4 |
8,7 |
14 |
121,8 |
3081,2 |
7 |
148,2 |
8,8 |
12 |
105,6 |
3186,8 |
8 |
156,9 |
8,7 |
10 |
87 |
3273,8 |
9 |
165,6 |
8,7 |
6 |
52,2 |
3326 |
10 |
174,3 |
8,7 |
2 |
17,4 |
3343,4 |
Таблица 3.2.6 Подсчет координат интегральной кривой суточного графика нагрузки энергосистемы за июнь – июль месяцы
№ п/п |
Мощность в возрастающем порядке, Р, кВт |
Мощность слоя, ΔР, кВт |
Продолжительность нагрузки в слое, Δt, час |
Энергия слоя ΔЭ, кВт·ч |
Координаты интегральной кривой, Э, кВт·ч |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
90,1 |
90,1 |
24 |
2162,4 |
2162,4 |
2 |
98,3 |
8,2 |
22 |
180,4 |
2342,8 |
3 |
104,8 |
6,5 |
20 |
130 |
2472,8 |
4 |
114,7 |
9,9 |
18 |
178,2 |
2651 |
5 |
122,9 |
8,2 |
16 |
131,2 |
2782,2 |
6 |
131,0 |
8,1 |
14 |
113,4 |
2895,6 |
7 |
139,2 |
8,2 |
12 |
98,4 |
2994 |
8 |
147,4 |
8,2 |
10 |
82 |
3076 |
9 |
155,6 |
8,2 |
6 |
49,2 |
3125,2 |
10 |
163,8 |
8,2 |
2 |
16,4 |
3141,6 |
На основании этих расчетов строятся интегральные кривые (рисунки 3.2.1 − 3.2.6).
Расчет по определению роли ГЭС в покрытии годового графика нагрузки начинается с момента времени, когда уровень воды в водохранилище находится на отметке НПУ, т.е. ▼ВБн= НПУ.
Отметку уровня воды на конец расчетного периода (месяца) ▼ВБк определяем по графику сработки и наполнения водохранилища (рисунок 2.4.3). Тогда средняя отметка уровня воды в ВБ определяется по формуле:
,
м. (3.2.1)
Отметка уровня воды в НБ определяется по графику (рисунок 3.1.2) в зависимости от расхода:
,
м3/с, (3.2.2)
где t – продолжительность сработки, t=2,6·106c.
Расход воды в НБ не должен быть меньше QНБ min, который устанавливается по допустимой отметке воды в НБ (▼НБдоп), принятой из условий обеспечения общего экологического равновесия в нижнем бьефе водохранилища.
Напор определиться как разность уровней верхнего и нижнего бьефов:
,
м . (3.2.3)
Рабочая мощность ГЭС (NГЭС) и энергия (ЭГЭС), определяются из выражений:
,
кВт; (3.2.4)
,
кВт, (3.2.5)
где ή– коэффициент полезного действия гидросилового оборудования, ή =0,8.
Проведем
расчет для года 80%-ной обеспеченности.
WГЭС
из таблицы 2.4.2 будет равен 5,12 млн.м3,
тогда QГЭС=5,12/2,6=1,97м3/с.
По рисунку 2.4.3
снимаем отметки ВБ на начало и конец
расчетного периода:
м;
м
и записываем в графу 4 и 5.В графу 6
записываем среднюю отметку уровня воды
в ВБ=124,1м. По рисунку 3.1.2
в зависимости от расхода QГЭС
снимаем отметку в НБ = 99,74 м и записываем
в графу 7. В графу 8 записываем напор Н,
который определяется по формуле 3.2.3:
Н=124,1-99,74=24,36 м. В графу 9 записываем NГЭС,
вычисляемую по формуле 3.2.4: NГЭС=
9,81·1,97·24,36·0,8=376,6 кВт. В графу 10 запишем
ЭГЭС=376,6·24=9038,4
кВт·ч (по формуле 3.2.5). В графу 11 запишем
ЭСИСТ,
согласно таблицам 2.2.1-2.2.6.
В графу 14 запишем РСИСТ
(рисунок
3.1.1).
Поскольку расчеты аналогичны для
следующих месяцев, расчет целесообразно
производить в табличной форме (таблица
3.2.7).
По таблице 3.2.7 видно, что все нагрузки не покрываются за счет гидроэнергетики, поэтому есть необходимость в применении ТЭС. Для определения мощности РТЭС строим суточные графики нагрузки и интегральные кривые для февраля и марта месяцев (рисунки 3.2.1.1 − 3.2.1.2).