Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Национальный исследовательский университет «МЭИ»

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Шарапов ТР2(проект ГЭУ) итог.docx

Скачиваний:

Добавлен:

31.03.2015

Размер:

324.28 Кб

Скачать

☆

1 / 21 2 > Следующая >>>

НИУ МЭИ

Кафедра ГВИЭ

Расчетное задание №2

Разработка баланса мощности энергосистемы с гидроэлектростанциями по курсу «Проектирование ГЭУ»

Вариант 7

Студент: Шарапов С.Э.

Группа: Э-14-10

Преподаватель: Солдаткин А. Ю.

Москва 2015

Цель задания:

Изучение методики определения установленной мощности ГЭС с учетом особенности ее использования в энергосистеме

Состав задания:

1. Для заданного гидрографа притока расчетной обеспеченности и отметки НПУ провести ВЭР сработки и наполнения водохранилища ГЭС по критерию максимума вытеснения тепловых мощностей в системе.

2. Для полученной мощности ГЭС и заданной структуры генерирующих мощностей энергосистемы составить баланс мощности.

3. Определить возможный тип турбинного оборудования ГЭС.

Исходные данные:

1. Расчетный гидрограф притока воды в водохранилище заданной обеспеченности.

2. Кривые связи:

а) верхнего бьефа

	200	210	220	230	240	243
V,	16,85	25,48	36,19	50,39	67,48	73,3

б) нижнего бьефа (лето)

,	0	1000	1500	2000	2500	3000	4000	4750
	162,06	163,14	163,7	164,22	164,9	165,64	166,32	166,38

3. Потери напора – Δh=1 м

4. Графики нагрузки энергосистемы:

а) годовые графики максимальных и среднемесячных нагрузок

месяц	Pмакс, МВт	Pср, Мвт
1	12000	9456
2	11710	9349
3	11268	9112
4	10757	8810
5	10314	8554
6	10059	8446
7	10059	8446
8	10314	8554
9	10757	8810
10	11268	9112
11	11710	9349
12	12000	9456

б) суточный график нагрузки для летних и зимних суток

Часы	Мес. 1,12, МВт	Мес. 6,7, МВт
1	7839	8001
2	7346	7759
3	7234	7549
4	7171	7377
5	7174	7368
6	7330	7349
7	7768	7507
8	8748	8187
9	10287	9027
10	11612	9890
11	11507	10058
12	11075	9772
13	10565	9443
14	10762	9612
15	11235	9872
16	11038	9562
17	10854	9306
18	11808	9562
19	12000	9442
20	11672	8706
21	11280	9207
22	11374	9406
23	10203	9248
24	9146	8824

5. Эксплуатируемые в энергосистеме гидростанции (существующие ГЭС)

N_устан= 1500 МВт; N_{гар
зимняя} = 450 МВт; N_{гар
летняя} = 600 МВт;

6. Q_сан = 100 м³/c;

7. Требования водного транспорта Q_НБ = 1000 м³/c с 01.05. по 31.10.

8. К_зим = 0,85

9. НПУ = 243 м

10. Структура мощностей ТЭС в энергосистеме: 70% - блочные ТЭС, 30% - ТЭС с поперечными связями.

Расчет:

1. Для заданного гидрографа притока расчетной обеспеченности и отметки нпу провести вэр сработки и наполнения водохранилища гэс по критерию максимума вытеснения тепловых мощностей в системе

Кривая связи нижнего бьефа для зимы:

Q_з = К_з· Q_л,

где К_з= 0,85 (из исходных данных)

Таблица 1 – Кривая связи нижнего бьефа для зимы

Q_нб, м³/c	0	850	1275	1700	2125	2550	3400	4038
Zнб, м	162,06	163,14	163,7	164,22	164,9	165,64	166,32	166,38

Кривые связи верхнего и нижнего бьефа для зимы и лета представлены на рисунке 1 и 2.

Рисунок 1 - Кривая связи верхнего бьефа

Рисунок 2 - Кривая связи нижнего бьефа для лета и зимы

Расчет режима работы ГЭС с учетом требований ВХК:

1. z_нб определяется по кривым связи для лета и зимы для данного притока воды - Q_пр;

2. H_ГЭС = НПУ - z_нб(Q_пр) – Δh;

3. ;

4. z_нб_min определяется по кривым связи для данных расхода, ограниченных режимом ВХК - Q_ВХК;

5. H_ГЭС = НПУ - z_нб_min(Q_ВХК) – Δh;

6. , ;

Таблица 2 – Расчет режимов работы ГЭС с учетом требований ВХК

Построение ИКН для лета и зимы:

1. ΔP_i = P_i - P_i_-1, где i – номер часа

2. ΔЭ_i = P_i· I ;

3. P_сумм = P_i + ΔP_i ;

4. Э_сумм = Э_i + ΔЭ_i ;

Таблица 3 – Построение ИКН для лета и зимы

	лето						зима
	P, МВт	ΔP, МВт	ΔЭ, МВт·ч	Pсумм, МВт	Эсумм, МВт·ч	P, МВт		ΔP, МВт	ΔЭ, МВт·ч	Pсумм, МВт	Эсумм, МВт·ч
24	7349	7349	176376	10058	212034	7171		7171	172104	12000	237028
23	7368	19	437	2709	35658	7174		3	69	4829	64924
22	7377	9	198	2690	35221	7234		60	1320	4826	64855
21	7507	130	2730	2681	35023	7330		96	2016	4766	63535
20	7549	42	840	2551	32293	7346		16	320	4670	61519
19	7759	210	3990	2509	31453	7768		422	8018	4654	61199
18	8001	242	4356	2299	27463	7839		71	1278	4232	53181
17	8187	186	3162	2057	23107	8748		909	15453	4161	51903
16	8706	519	8304	1871	19945	9146		398	6368	3252	36450
15	8824	118	1770	1352	11641	10203		1057	15855	2854	30082
14	9027	203	2842	1234	9871	10287		84	1176	1797	14227
13	9207	180	2340	1031	7029	10565		278	3614	1713	13051
12	9248	41	492	851	4689	10762		197	2364	1435	9437
11	9306	58	638	810	4197	10854		92	1012	1238	7073
10	9406	100	1000	752	3559	11038		184	1840	1146	6061
9	9442	36	324	652	2559	11075		37	333	962	4221
8	9443	1	8	616	2235	11235		160	1280	925	3888
7	9562	119	833	615	2227	11280		45	315	765	2608
6	9562	0	0	496	1394	11374		94	564	720	2293
5	9612	50	250	496	1394	11507		133	665	626	1729
4	9772	160	640	446	1144	11612		105	420	493	1064
3	9872	100	300	286	504	11672		60	180	388	644
2	9890	18	36	186	204	11808		136	272	328	464
1	10058	168	168	168	168	12000		192	192	192	192

Суточные графики нагрузки для лета и зимы представлены на рисунке 3.1, 4.1 соответственно. Интегральные кривые нагрузки для лета и зимы представлены на рисунке 3.2, 4.2 соответственно.

Далее впишем мощность проектируемой ГЭС в график нагрузки и выравним ТЭС в графике нагрузки:

1. ;

2. =const= ;

3. После осреднения. Nтэс = const, получаем новые :

;

Таблица 4 – Выравнивание графика нагрузки ТЭС за счет введения новой ГЭС

t, мес	Nпргэс, МВт	Nсущ, МВт	Nтэс, МВт	Nтэс.ср, МВт	Nгэс пр ср, МВт	Nбаз пр, МВт
	МВт	МВт	МВт	МВт	МВт	МВт
1	307,2	450	8698,8	7223,1	1782,9	68,6
2	292,2	450	8606,8	7223,1	1675,9	68,6
3	282,1	450	8379,9	7323,1	1338,9	68,6
4	549,0	450	7811,0	7423,1	936,9	68,6
5	3270,2	600	4683,8	7123,1	830,9	678,2
6	4277,3	600	3568,7	7023,1	822,9	678,2
7	1783,4	600	6062,6	7023,1	822,9	678,2
8	1305,2	600	6648,8	7123,1	830,9	678,2
9	996,9	600	7213,1	7423,1	786,9	678,2
10	698,2	600	7813,8	7323,1	1188,9	678,2
11	322,1	450	8576,9	7223,1	1675,9	68,6
12	393,0	450	8613,0	7223,1	1782,9	68,6

На рисунке 5 представлен ввод новой мощности ГЭС в график нагрузки без выравнивания тепловых мощностей.

На рисунке 6 представлен ввод новой мощности ГЭС в график нагрузки с выравниванием тепловых мощностей.

Рисунок 5 – график нагрузки без выравнивания мощностей ТЭС

Рисунок 6 – Выравнивание тепловых мощностей

При помощи ИКН переводим Nср в Nмакс:

1. N_сущ= 0,9 · N_уст= 0,9 ·1500 = 1350 МВт;

2. Э_сущ = 24·N_гар;

3. N_пикпр = N_гэспр – N_баз ;

4. Э_пикпр = 24·N_пикпр;

5. Э_пикпрн = Э_пикпр - Э_пикпрв ;

6. Э_{пикпр+сущ}= Э_пикпр + Э_{пикпрв
+}Э_пикпрн ;

7. N_ТЭС = P_макс – P_{пик+сущ} - N_баз ;

8. Nтэс=const, получаем новые Nпр.гэс.пик.н

N_пикпрн = P_макс – N_пикв – N_сущ– N_баз– N_ТЭСср ;

Результаты расчетов представлены в таблице 5, распределение мощности без выравнивания мощности ТЭС и с выравниванием мощности ТЭС представлены на рисунке 7 и 8.

Таблица – 5 Nср – Nмакс