Интересные и нужные сведения о строительных материалах и технологиях

ОБОСНОВАНИЕ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ГЭС И ГАЭС

ОБОСНОВАНИЕ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ГЭС ПО ЕЕ ОБЕСПЕЧЕННОЙ МОЩНОСТИ

Если в энергосистеме не требуется ремонтный резерв, то при наличии годичного и суточного регулирования выбор установленной мощности ГЭС производится по ее обеспеченной мощности с проверкой целесообразности установки дополнительной сезонной дублирующей мощности. Обеспеченная мощность ГЭС может заменять в энергетической системе мощность. КЭС в период прохождения годового максимума нагрузки системы и в любой другой энергетически напряженный период расчетного маловодного года.

Как показано в § 6-1, увеличение установленной мощности ГЭС в пределах до вытесняющей мощности NB.0 позволяет уменьшить установленную мощность конденсационной электростанции с коэффициентом замены


Удельные капиталовложения на один дополнительный киловатт мощности ГЭС аг значительно меньше, чем для КЭС, т. е. аг<ат. Удельные ежегодные издержки ГЭС в несколько раз меньше, чем для КЭС. Поэтому в тех случаях, когда капиталовложения по дополнительной мощности ГЭС и КЭС производятся в одно и то же время, левая часть формулы (7-6) оказывается меньше ее правой части. Отсюда следует, что установленную мощность ГЭС выгодно увеличить до предельного значения вытесняющей мощности NT = NB.0. Но обеспеченная пиковая мощность, а следовательно, и вытесняющая мощность ГЭС зависит от электропотребления, точнее от пиков нагрузки, которые с течением времени непрерывно возрастают. Поэтому появляется задача определения перспективного календарного года, по графику нагрузки которого необходимо определить вытесняющую и установленную мощность ГЭС. Этот перспективный год может на 15—20 лет отстоять от года пуска в. эксплуатацию первых агрегатов ГЭС. На это время будут омертвлены те капиталовложения, которые необходимо сделать, чтобы через 15—20 лет установить на гидростанции ее последние агрегаты. В таких случаях в зависимости (7-6) для ГЭС надо подставлять приведенные капиталовложения аг и приведенные ежегодные издержки йг.

В предварительных расчетах для перспективного графика нагрузки (обычно зимнего дня) определяют обеспеченное по воде участие ГЭС в покрытии максимума нагрузки энергосистемы NM.0, выделяют часть резерва мощности системы Np. гэс, которую целесообразно иметь на гидроэлектростанции, и получают установленную мощность ГЭС


Если нет никаких ограничений суточного регулирования, то в пике графика нагрузки системы можно разместить всю обеспеченную выработку энергии Эш1к = Э0 = 24 N0 и, пользуясь анализирующей кривой, получить обеспеченное участие ГЭС Ам.0 в максимуме нагрузки энергосистемы.

Если для неэнергетических водопотребителей и водопользователей необходимо подавать в нижний бьеф непрерывно базисный расход Фбаз, то, пропуская этот расход через турбины, получим базисную мощность ГЭС. В этом случае в пике можно разместить выработку энергии Эпик —Эо Лбаз 24= (Ао — Абаз)24. При этом получим пиковую, т. е. регулируемую мощность ГЭС 7/Пик = 7/Рег и узнаем обеспеченное участие ГЭС в покрытии максимума нагрузки энергосистемы NM.0 — ЛАток + А/баз Добавив резерв мощности на ГЭС Np получим установленную мощность гидроэлектростанции Nr — NM 0 -j- Np.При этом необходимо учитывать, что часть пика может быть занята другими гидроэлектростанциями (рис. 7-1). При более детальном проектировании перспективный график нагрузки энергосистемы для выбора установленной мощности ГЭС обосновывается экономическим расчетом.

Рассмотрим случай установки агрегатов ГЭС в две очереди. Предположим, что в пе-риод строительства гидроузла выполняются гидротехнические работы по подводной части здания ГЭС и другие строительные работы для последнего агрегата и производятся капиталовложения, руб/кВт. .Попустим, что последний агрегат будет изготовлен и смонти-рован через д: лет после года Г0 выполнения по нему строительных работ. Стоимость оборудования с монтажом в ценах периода строительства гидроузла обозначим через руб/кВт. Полные удельные капиталовложения на один дополнительный киловатт мощности и соответствующие ежегодные издержки


Для каждого из перспективных лет по обеспеченной среднесуточной мощности Na выработка энергии Э0 = Л0-24 и, пользуясь анализирующей кривой / суточного графика (рис. 7-1), можно определить обеспеченную пиковую мощность NM o. Добавляя к значениям N резерв N целесообразно установить на гидростанции, получим в соответствующий перспективный год. Чем более будет отдаленным перспективный год, тем на большее число лет х — Г — Г0 будут отмертвлены капиталовложения а и тем больше будут приведенные затраты Зг по дополнительному киловатту установленной мощности ГЭС. Чем больше установленная мощность ГЭС, тем меньше выработка энергии или число часов использования tr ее последнего киловатта. Соответственно будет снижаться удельная экономия на топливе в энергосистеме. Значения зг и з3 нанесем на рис. 7-2. Точка пересечения кривых зг и з3 определит расчетный календарный год Гр и установленную мощность проектируемой ГЭС Лг, которую, обозначим через ЛД — Nr (см. 0-4, с. 144) Если со сдвигом в Ф лет в энергосистеме будет строиться другая гидростанция, то мощность проектируемой ГЭС необходимо уточнить технико-экономическим сопоставлением с этой другой ГЭС. Для этого надо которую можно эффективно использовать


Рис. 7-3. Обоснование установленной мощности проектируемой ГЭС на основе сравнения сопоставимых удельных затрат гидроэлектростанций сравнить затраты по рассматриваемым ГЭС. Сравниваться должны удельные сопоставимые затраты с> которые равны удельным приведенным затратам зг на один дополнительный киловатт установленной мощности за вычетом экономии затрат з3 С по топливу ТЭС системы

Для проектируемой ГЭС

Для другой ГЭС, которая будет строиться через 10 лет, срок омертвления капитало-вложений в гидротехническую часть дополнительного агрегата будет х — Фи удельные сопоставимые затраты

Методика расчета заключается в следующем. Для расчета года Гр, размещая на суточном графике нагрузки системы обеспеченную суточную выработку энергии двух ГЭС, определим их участие в максимуме нагрузки 2Мм и с учетом размещаемого на них резерва мощности определим суммарную установленную мощность двух гидростанций 2ЛД = Nrl + Мг2.

Уменьшая установленную мощность проектируемой ГЭС от Nrl = Nx и соответственно увеличивая мощность второй ГЭС Мг2 = 2 Nr Nrl, определим для них t и построим (рис. 7-3) график зависимости с — f (Mri). При этом с увеличением установленной мощности удельная выработка энергии последнего киловатта обычно уменьшается и наоборот, в чем можно убедиться из рассмотрения рис. 7-4.

Из условия равенства сх = с2 определяем установленную мощность проектируемой ГЭС Nrl = N3. Если кривая с( размещается ниже кривой сх, что показано на рис. 7-3 штриховой линией, то установленную мощность проектируемой ГЭС надо выбирать по предпусковому году новой гидростанции. В этом случае установленная мощность Nrl может получиться меньше Мэ. Если же кривая с2 разместится выше кривой сх, что мало вероятно, то установленную мощность проектируемой ГЭС можно принять равной Nх.

При наличии в энергосистеме нескольких ГЭС необходимо определять их совместный режим и суммарную мощность всех ГЭС и в том числе мощность проектируемой гидростанции. Схема такого расчета дана в 0-4, с. 144 и 145. Необходимо учитывать, что значение установленной мощности ГЭС уточняется в процессе выбора турбины и генераторов. На рис. 7-2 показано возможное увеличение мощности ГЭС на ANr в предположении, что полученный расчетом диаметр турбины увеличен до его номенклатурного значения.

Разбивка мощности ГЭС на две очереди не оправдывается в тех случаях, когда намечается такое увеличение во времени отъема воды из верхнего бьефа ГЭС на орошение, водоснабжение и т. п., при котором на перспективных уровнях электропотребления не происходит существенного увеличения вытесняющей мощности ГЭС. Так как серийное изготовление агрегатов оказывается дешевле, то иногда агрегаты второй очереди устанавливаются с опережением сроков, непосредственно вслед за агрегатами первой очереди.

ОБОСНОВАНИЕ УСТАНОВКИ НА ГЭС СЕЗОННОЙ ДУБЛИРУЮЩЕЙ МОЩНОСТИ

Установленную мощность ГЭС, выбранную по ее обеспеченной мощности, в отдельных случаях бывает целесообразно повысить за счет установки на ГЭС сезонной дублирующей мощности, которая дает только экономию топлива в системе. Для ГЭС, не имеющих годичного и суточного регулирования стока, вопрос о выборе установленной мощности ГЭС по ее сезонной мощности может иметь самостоятельное значение. Если установленную мощность ГЭС Nr увеличить на ANr (рис. 7-4), то допол-нительная годовая выработка энергии составит ДЗГ киловатт-часов. Выработка энергии ТЭС может быть уменьшена на ДЗТ = фДЗг. Так как разница в выработке невелика, то без большой погрешности можно считать ДЗТДЗГ. Согласно (7-5), экономия затрат на ТЭС составит A3r = b3b. Эта экономия должна быть больше или в пределе равна дополнительным затратам на ГЭС АЗГ = (Епаг-\-иг) ANr.


Если ДАТ—>0, то A3/ANr — tr (см. рис. 7-4). Из условия ДЗТ АЗГ после деления на A Nr получаем

Если в (7-6) принять ср = ANr/ANr = 0, то получим то же условие (7-15).

Из формулы (7-15) можно получить минимально необходимое число использования tr последнего киловатта установленной мощности ГЭС или его среднюю годовую выработку энергии за многолетний период. Если ГЭС работает с практически постоянным напором, то отложив полученное значение г на графике продолжительности мощности водотока, построенного по данным за многолетний период, можно определить экономически обоснованную установленную мощность ГЭС (рис. 7-4). Площадь графика 012340 в соответствующем масштабе равна среднегодовой выработке энергии ГЭС за многолетний период Эг при установленной мощности Nr. Максимальный расход турбины и мощность агрегатов могут существенно изменяться в зависимости от напора ГЭС. Поэтому при больших колебаниях напора применяется общий метод вариантов. Задаваясь несколькими вариантами последователы-юго увеличения мощности ГЭС, можно для каждого приращения A Nr определить увеличение выработки энергии А Эг, подсчитать приращение затрат АЗГ и ДЗТ и по условию практического равенства Л Зг~АЗт определить оптимальную установленную мощность ГЭС.

На рис. 7-4 показана также мощность ГЭС Nr.o> экономически це-лесообразная по условиям установки обеспеченной мощности. Следовательно, дублируемая мощность

ОБОСНОВАНИЕ УСТАНОВКИ НА ГЭС РЕМОНТНОГО РЕЗЕРВА МОЩНОСТИ

В энергосистемах с небольшим сезонным снижением нагрузки обычно необходим ремонтный резерв мощности. В качестве ремонтного резерва может быть использована сезонная базисная или сезонная пиковая мощность гидростанции. В таких случаях коэффициент вытеснения мощности

В остальном сохраняется методика, изложенная в п. А настоящего параграфа.

ВЫБОР УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ ГАЭС

При выборе установленной мощности ГАЭС на основе анализа суточных графиков нагрузки энергосистемы необходимо определить соотношение между-мощностью ГАЭС в насосном и турбинном режиме. В предварительных расчетах можно производить сравнение с заменяемой газотурбинной электростанцией (ГТЭС) и учитывать изменение режима базисных КЭС в часы ночного подъема, когда насосами перекачивается вода из нижнего в верхний резервуар. Удельные капиталовложения ат и ежегодные издержки ит принимаются по ГТЭС. Расчеты показывают, что за счет вытеснения ГТЭС и улучшения режима базисных КЭС гидроаккумулирующая электростанция дает экономию топлива в системе в размере 0,12—0,15 кг условного топлива на каждый 1 кВт-ч выработки энергии ГАЭС.

Удельная выработка или число часов использования мощности ГАЭС получается в пределах 1000—2000 кВт ч/(кВт*год).

УЧЕТ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ИСХОДНОЙ ИНФОРМАЦИИ

Исходные данные по росту электропотребления, режиму нагрузки, стоимостным данным по КЭС, ГЭС, ГАЭС, ГТЭС, стоимости топлива и т. п. на перспективу не могут быть заданы однозначно. В расчетах приходится учитывать возможный диапазон исходных данных, в результате чего оптимальная установленная мощность ГЭС будет получаться различной. Зону получаемых значений мощности ГЭС называют зоной неопределенности и зоной «равноэкономичных» значений мощности ГЭС. Внутри этой зоны приходится выбирать мощность на основе всестороннего качественного и количественного анализа с учетом природоохранного и социального факторов, тенденцией развития электроэнергетической и водохозяйственной систем и т. д. Принятое оптимальное значение мощности ГЭС и ГАЭС должно быть проверено на устойчивость при изменении основных данных в заданных пределах.

Д.С.Щавелев, Гидроэнергетические установки (гидроэлектростанции, насосные станции и гидроаккумулирующие электростанции), Л., 1981

Литература

Голышев А.Б., Бачинский В.Я., Полищук В.П., Железобетонные конструкции

Зайцев Ю.В., Строительные конструкции заводского изготовления

Е.Ф. Лысенко, Армоцементные конструкции

С.В. Поляков, Каменная кладка из пильных известняков

В. Ермолов, Пневматические строительные конструкции

Журавлев А.А., Вержбовский Г.Б., Еременко Н.Н., Пространственные деревянные конструкции

А.В. Калугин, Деревянные конструкции

Е.К. Карапузов, Г. Лутц, X. Герольд, Сухие строительные смеси

А.А. Пащенко, Теория цемента

Волков В.А., Сантехника: как все устроено и как все починить

А. Грассник, Бездефектное строительство многоэтажных зданий

Д.С. Щавелев, Гидроэнергетические установки

Д.С. Щавелев, Экономика гидротехнического и водохозяйственного строительства

Гидротехнические сооружения. Ч. I. Глухие плотины

Гидротехнические сооружения. Ч. II. Водосливные плотины

Производство гидротехнических работ

Н.П. Розанов, Гидротехнические сооружения

А. П. Юфин, Гидромеханизация

Термоэлектрические преобразователи энергии

Использование возобновляемой энергии

Бетон и железобетон, избранные статьи

Современное состояние и перспективы развития энергетики