Расчет энергосистемы и водосливных отверстий Бурейского водохранилища

Координаты кривых площадей и объемов Бурейского водохранилища. Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного лет при заданной величине обеспеченности стока. Годовые графики максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы. Баланс энергии.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 17.11.2012
Размер файла 2,3 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Исходные данные

1. Данные по энергосистеме:

1.1 Энергосистема Восток, типовой график нагрузки для широты «Север».

1.2 Годовой максимум нагрузки 10000 МВт.

1.3 Число часов использования установленной мощности 6250ч.

1.4 Установленная мощность существующих ГЭС 2600 МВт.

1.5 Гарантированная мощность существующих ГЭС 1100 МВт.

1.6 Резервы: нагрузочный резерв системы 1,5%, аварийный резерв системы 10 %.

2. Схема использования реки: одиночная ГЭС.

3. Координаты кривых площадей и объёмов Бурейского водохранилища.

Z, м

F, кмІ

V, кмі

137

0

0

140

2,3

0,002

145

6,4

0,024

150

13,5

0,071

155

25,52

0,162

160

31,1

0,304

165

39,54

0,477

170

46,8

0,692

175

55,24

0,947

180

63,51

1,242

185

73,27

1,584

190

84,29

1,976

195

97,8

2,43

200

112,37

2,955

205

129,95

3,56

210

146,81

4,252

215

171,11

5,046

220

194,85

5,959

225

232,07

7,027

230

280,23

8,303

235

354,03

9,885

240

426,38

11,836

245

505,71

14,163

250

600,91

16,929

255

714,88

20,215

260

844,2

24,108

265

1010

28,75

270

1180

34,22

Рис. 2. Кривая зависимости объёмов водохранилища от уровня в нём воды

4. Кривая связи расходов и уровней в нижнем бьефе гидроузла.

Qнб, м3/с

Zнб, м

135,5

400

136

620

138

1760

139

2500

140

3330

142

5100

144

7040

145

8150

146

9370

147

10700

148

12050

149

13500

150

14900

152

18000

154

21200

157

26800

1. Зимний коэффициент кривой связи расходов и уровней в нижнем бьефе 0,8.

Рис. 3. Кривые зависимостей расходов воды в створе ГЭС

Q, м3/с

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Требования ВХК

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

300

Потребление из вдхр

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Фильтрация

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

Испарение

-

-

-

-

20

30

40

30

-

-

-

-

Льдообра-зование

-18

-20

-12

-10

+76

-

-

-

-

-

-

-16

Шлюзование

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2. Коэффициент мощности kN= 8,8.

3. Потери напора в водоподводящих сооружениях Дh=1,0 м.

4. НПУ Бурейской ГЭС 256 м.

5. Гидрологиеский ряд наблюдений среднемесячных расходов р.Бурея в створе Бурейской ГЭС за период с 1926 по 1959 гг, м3/с.

Таблица 1

Годы

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

I

II

III

IV

Qср.год, м3/с

1926

561

685

813

1910

1320

726

258

38,5

31,2

13,6

11,0

88,8

538,01

1927

945

730

1010

985

1040

875

224

108,0

24,8

10,8

7,9

392,0

529,38

1928

1870

1820

1360

1670

771

1000

330

119,0

29,0

11,8

8,0

226,0

767,90

1929

1920

'1100

2440

3210

3280

1180

466

215,0

49,0

17,2

12,8

158,0

1079,00

1930

1040

1070

2820

2520

1130

880

282

64,8

14,0

3,9

2,4

72,0

824,93

1931

1910

908

709

1900

1160

835

219

78,3

12,5

6,5

4,4

76,0

651,56

1932

1850

1930

696

1750

1790

1510

390

124,0

27,0

12,6

8,7

375,0

871,94

1933

1940

2330

1920

1150

1320

470

273

84,5

20,4

7,6

5,5

43,5

797,04

1934

1830

1300

1380

2600

1580

882

242

83,5

24,8

10,3

8,2

80,4

835,10

1935

1170

365

865

635

785

485

182

75,6

22,5

9,2

6,5

195,0

399,65

1936

2040

1810

913

926

1240

761

268

64,0

16,1

10,3

9,0

46,8

675,35

1937

923

1450

3020

1900

1940

1130

326

177,0

74,0

31,0

19,8

200,0

932,57

1938

2340

1970

2920

2380

1495

1090

358

114,0

46,0

15,9

20,4

663,0

1117,69

1939

2080

987

1900

2720

2490

477

167

93,0

13,0

7,3

7,8

745,0

973,93

1940

934

1470

1640

1670

1820

880

246

86,6

32,0

10,6

5,9

211,0

750,51

1941

1850

1360

2060

2680

1130

498

169

105,0

45,5

18,5

18,9

174,0

842,41

1942

3200

1160

1520

680

533

480

117

51,7

16,5

4,3

7,4

134,0

658,66

1943

1630

2510

2280

1670

1420

1100

264

112,0

29,0

8,8

4,8

576,0

967,05

1944

1880

2590

3320

2620

1300

781

162

81,0

25,0

7,5

3,3

163,0

1077,73

1945

1270

538

705

987

507

417

112

42,0

14,8

10,7

6,3

121,0

394,23

Годы

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

I

II

III

IV

Qср.год, м3/с

1946

522

2150

1410

3400

1660

853

228

86,7

14,0

4,2

4,8

195,0

877,31

1947

1860

934

1200

2860

2940

869

323

89,5

33,0

10,0

8,4

118,0

937,08

1948

801

2320

1310

2940

2680

800

284

87,5

19,2

10,4

9,4

622,0

990,29

1949

1690

2810

1570

2360

2090

903

218

107,0

31,4

13,3

9,2

194,0

999,66

1950

1520

1050

790

3410

1990

767

170

109,0

35,0

21,6

13,7

585,0

871,78

1951

1620

1490

1020

1630

2010

699

122

82,0

29,0

17,0

11,0

202,0

744,33

1952

914

835

495

3220

2370

945

187

88,0

43,0

20,0

12,0

165,0

774,50

1953

1290

2060

1740

1070

1110

524

151

62,0

20,0

8,7

8,9

253,0

691,47

1954

1540

1610

2830

4360

1900

636

131

38,0

14,0

6,1

6,1

179,0

1104,18

1955

646

1055

445

455

1450

1035

214

78,7

33,4

14,0

9,6

246,0

473,48

1956

2920

1470

2680

3160

1745

1070

209

119,0

56,0

17,7

9,6

133,0

1132,44

1957

2090

3000

1310

1880

2390

1090

256

119,0

23,5

7,2

3,7

322,0

1040,95

1958

1950

804

1755

2300

2300

1025

152

105,0

27,0

8,9

7,6

166,0

883,38

1959

1800

2110

1730

1530

1570

800

205

121,0

24,0

12,0

18,0

407,0

860,58

Задачи

1. Для заданного ряда наблюдений фактических расходов в створе проектируемой ГЭС выбрать расчетные гидрографы маловодного и средневодного лет при заданной величине обеспеченности стока. Выбрать максимальный расчетный расход для проектирования водосливных отверстий ГЭС.

2. Рассчитать и представить в графической форме годовые графики максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы.

3. Составить баланс энергии и мощности системы.

4. Назначить вариант установленной мощности ГЭС с учетом резервных мощностей.

5. Рассчитать вводно-энергетический режим работы гидростанции годового (сезонного) регулирования стока для гидрологических условий маловодного и средневодного лет.

6. Выбрать тип и параметры турбин.

1. Гидрологические расчёты

1.1 Выбор расчётных гидрографов для маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока

Целесообразно разделить год на два основных периода: многоводный (половодье) и маловодный (межень). Будем считать, что к периоду половодья относятся месяцы, в которые расходы больше или равны среднегодовому расходу. Тогда остальные месяцы составят маловодный период. Для всех лет заданного ряда принимаем одинаковые месяцы, относящиеся к периоду межени и половодья (к периоду половодья относятся V-VIII месяцы; к периоду межени относятся XI, X, XI, XII, I, II, III, IV месяцы). Начало года считаем с первого месяца после половодья.

Определив границы сезонов, вычисляем средние расходы за год, лимитирующий сезон и период половодья. Ранжируем каждую последовательность в порядке убывания. По полученным результатам строятся эмпирические кривые обеспеченности по формуле:

, (1)

где m - порядковый номер члена ряда расходов (среднегодовых, среднеполоводных и средних за зимний сезон), ранжированного в убывающем порядке;

n - общее число членов ряда.

Расчетные значения обеспеченности для выбора маловодного и средневодного года принимаются равными 90% и 50% соответственно. Результаты сведены в табл. 2.

Таблица 2 - Данные для построения кривых обеспеченности среднегодовых, среднеполоводных и среднемеженных расходов

m

р,%

Qrt, м3/с

Годы

Qni, м3/с

Годы

Qмi, м3/с

Годы

1

2,9

1132,44

1956

2448

1954

349,61

1932

2

5,7

1117,69

1938

2395

1956

329,61

1938

3

8,6

1104,18

1954

2342

1944

299,71

1929

4

11,4

1079

1929

2221

1938

299,23

1943

5

14,3

1077,73

1944

2170

1929

279,69

1937

6

17,1

1040,95

1957

2134

1957

261,79

1948

7

20,0

999,66

1949

2104

1949

260,2

1957

8

22,9

990,29

1948

2035,4

1939

246,26

1928

9

25,7

973,93

1939

2010,2

1948

243,04

1950

10

28,6

967,05

1943

1958,8

1947

234,64

1927

m

р,%

Qrt, м3/с

Годы

Qni, м3/с

Годы

Qмi, м3/с

Годы

11

31,4

937,08

1947

1902

1943

232,96

1955

12

34,3

932,57

19317

1846,6

1937

230,61

1956

13

37,1

883,38

1958

1828,4

1946

226,71

1959

14

40,0

877,3

1946

1821,8

1958

215,73

1939

15

42,9

871,94

1932

1816

1941

213,07

1958

16

45,7

871,78

1950

1752

1950

210,84

1949

17

48,6

860,58

1959

1748

1959

210,3

1940

18

51,4

842,41

1941

1738

1934

208,57

1952

19

54,3

835,1

1934

1732

1933

207,27

1947

20

57,1

824,93

1930

1716

1930

197,96

1946

21

60,0

797,04

1933

1603,2

1932

190,17

1934

22

62,9

774,5

1952

1566,8

1952

188,44

1930

23

65,7

767,9

1928

1554

1951

175,96

1931

24

68,6

750,51

1940

1506,8

1940

174,69

1944

25

71,4

744,33

1951

1498,2

1928

167,89

1936

26

74,3

691,47

1953

1454

1953

166,73

1926

27

77,1

675,35

1936

1418,6

1942

166

1951

28

80,0

658,66

1942

1385,8

1936

146,99

1941

29

82,9

651,56

1931

1317,4

1931

146,8

1953

30

85,7

538,01

1926

1057,8

1926

144,31

1954

31

88,6

529,38

1927

942

1927

139,4

1935

32

91,4

473,48

1955

810,2

1955

129,21

1933

33

94,3

399,65

1935

801,4

1945

115,84

1942

34

97,1

394,23

1945

764

1935

103,4

1945

Эмпирические кривые обеспеченности среднегодовых, среднеполоводных и среднемеженных расходов представлены на рис.4.

Рис.4. Эмпирические кривые обеспеченности

1.1.1 Выбор расчётного года (P=50%)

Для заданной расчетной обеспеченности 50% на кривых обеспеченности отсутствует конкретный год. По кривой обеспеченности годовых расходов определяем ближайшие годы справа и слева от расчётной обеспеченности: 1959 и 1941 годы. Вычисляем коэффициенты приведения по межени и половодью. В итоге принимаем тот год, который будет иметь коэффициент приведения ближе к единице, т.е. тот год, который требует меньшую корректировку расходов.

1959 год:

1941 год:

В качестве расчётного средневодного года принимаем 1959 год.

1.1.2 Выбор расчётного года (P=90%)

Выбор проводится аналогично выбору расчетного средневодного года (P=50%). По кривой обеспеченности годовых расходов определяем ближайшие годы справа и слева от расчётной обеспеченности: 1927 и 1955 годы. Вычисляем коэффициенты приведения по межени и половодью.

1927 год:

1955 год:

В качестве расчётного маловодного года принимаем 1927 год.

Выбрав окончательно расчётные гидрографы, уточним годовой сток, умножив среднемесячные расходы на вычисленные коэффициенты приведения (табл.3, табл.4).

Таблица 3 - Расчетный маловодный год (P=90%) без приведения и с приведением

месяцы

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

I

II

III

IV

Qi90%, м3/с

945

730

1010

985

1040

875

224

108,0

24,8

10,8

7,9

392,0

Qiпр90%,м3/с

945

730

1010

985

1040

516

132

63,7

14,6

6,4

4,7

231,3

Таблица 4 - Расчетный средневодный год (P=50%) без приведения и с приведением

месяцы

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

I

II

III

IV

Qi50%,м3/с

1800

2110

1730

1530

1570

800

205

121

24

12

18

407

Qiпр50%, м/с

1800

2110

1730

1530,0

1570

744

190,7

112,5

22,3

11,2

16,7

378,5

Корректировка средневодного года в те месяцы, где расход по величине меньше расхода за соответствующие месяцы маловодного года, не потребовалась (табл.5). Гидрографы маловодного и средневодного года представлены на рис.5.

Таблица 5

месяцы

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

I

II

III

IV

Qiпр90%, м3/с

945

730

1010

985

1040

516

132

63,7

14,6

6,4

4,7

231,3

Qiпр50%, м3/с

1800

2110

1730

1530

1570

744

190,7

112,5

22,3

11,2

16,7

378,5

Рис. 5. Гидрографы маловодного и средневодного года

Определение максимального расчётного расхода

Согласно СНиП 33-01-2003, проектируемая бетонная водосливная плотина имеет I класс гидротехнического сооружения (высота более 100 м). Сооружение данного класса должно быть рассчитано на пропуск половодья с расходом, ежегодная вероятность превышения которого составляет 0,1 % (основной расчётный случай). Размеры водосливных отверстий и их число определяется по данным поверочного расчетного случая, (пропуск половодья с расходом, ежегодная вероятность превышения которого составляет 0,01 %).

Коэффициент вариации или изменчивости находится по формуле:

, (3)

где - модульный коэффициент, который определяется по формуле:

; (4)

џ Коэффициент асимметрии определяется по формуле:

(5)

Таблица 6 - Данные для вычисления параметров кривой обеспеченности средних годовых расходов воды р. Бурея за период с 1926 по 1959 гг.

Годы

Qmax, мі/сек

К-1

(K-1)І

(K-1)і

P,%

1

1954

4360

1,73

0,73

0,54

0,394

2,9

2

1950

3410

1,36

0,36

0,13

0,045

5,7

3

1946

3400

1,35

0,35

0,12

0,043

8,6

4

1944

3320

1,32

0,32

0,10

0,033

11,4

5

1929

3280

1,30

0,30

0,09

0,028

14,3

6

1952

3220

1,28

0,28

0,08

0,022

17,1

7

1942

3200

1,27

0,27

0,07

0,020

20,0

8

1956

3160

1,26

0,26

0,07

0,017

22,9

9

1937

3020

1,20

0,20

0,04

0,008

25,7

10

1957

3000

1,19

0,19

0,04

0,007

28,6

11

1947

2940

1,17

0,17

0,03

0,005

31,4

12

1948

2940

1,17

0,17

0,03

0,005

34,3

13

1938

2920

1,16

0,16

0,03

0,004

37,1

14

1930

2820

1,12

0,12

0,01

0,002

40,0

15

1949

2810

1,12

0,12

0,01

0,002

42,9

16

1939

2720

1,08

0,08

0,01

0,001

45,7

17

1941

2680

1,07

0,07

0,00

0,000

48,6

18

1934

2600

1,03

0,03

0,00

0,000

51,4

19

1943

2510

1,00

0,00

0,00

0,000

54,3

20

1933

2330

0,93

-0,07

0,01

0,000

57,1

21

1958

2300

0,91

-0,09

0,01

-0,001

60,0

22

1959

2110

0,84

-0,16

0,03

-0,004

62,9

23

1953

2060

0,82

-0,18

0,03

-0,006

65,7

24

1936

2040

0,81

-0,19

0,04

-0,007

68,6

25

1951

2010

0,80

-0,20

0,04

-0,008

71,4

26

1932

1930

0,77

-0,23

0,05

-0,013

74,3

27

1926

1910

0,76

-0,24

0,06

-0,014

77,1

28

1931

1910

0,76

-0,24

0,06

-0,014

80,0

29

1928

1870

0,74

-0,26

0,07

-0,017

82,9

30

1940

1820

0,72

-0,28

0,08

-0,021

85,7

31

1955

1450

0,58

-0,42

0,18

-0,076

88,6

32

1945

1270

0,50

-0,50

0,25

-0,121

91,4

33

1935

1170

0,47

-0,53

0,29

-0,153

94,3

34

1927

1040

0,41

-0,59

0,34

-0,202

97,1

Средний паводковый расход реки : Qср= 2516 м3/с.

џ Среднеквадратическая ошибка коэффициента вариации Cv=0,293:

(7)

џ Среднеквадратическая ошибка коэффициента асимметрии Cs=-0,03:

(8)

.

Ошибка получилась намного выше среднего значения, поэтому для построения кривой обеспеченности принимаем Сs=2Cv=0,586.

Зная величины Qср, CV, CS вычислим теоретическую кривую обеспеченности средних годовых расходов воды. Результаты расчета представлены в табл. 7.

Таблица 7 - Вычисление теоретической кривой обеспеченности средних годовых расходов воды

p, %

0,01

0,1

1

3

5

10

20

30

40

Ф

5,028

3,945

2,743

2,116

1,797

1,329

0,801

0,442

0,161

Ms=Cv·Ф

1,472

1,155

0,803

0,620

0,526

0,389

0,235

0,129

0,047

Ks=MS+1

2,472

2,155

1,803

1,620

1,526

1,389

1,235

1,129

1,047

Q=Qср• Ks

6219

5422

4536

4074

3839

3495

3106

2841

2634

p, %

50

60

70

80

90

95

97

99

99,9

Ф

-0,100

-0,340

-0,590

-0,850

-1,200

-1,450

-1,620

-1,890

-2,280

Ms=Cv·Ф

-0,029

-0,100

-0,173

-0,249

-0,351

-0,425

-0,474

-0,553

-0,668

Ks=MS+1

0,971

0,900

0,827

0,751

0,649

0,575

0,526

0,447

0,332

Q=Qср• Ks

2442

2265

2081

1889

1632

1447

1322

1123

836

Кривые обеспеченности представлены на рис. 6.

Расходы воды заданной обеспеченности:

Q0,01% = 6219мі/с,

Q0,1% = 5422мі/с.

Рис. 6. Теоретическая и фактическая кривые обеспеченности

2. Водно-энергетические расчеты энергетических систем

2.1 Построение суточных графиков нагрузки

Будем рассматривать характерные суточные графики нагрузки для двух периодов: весенне-летнего и осенне-зимнего.

В дальнейшем для краткости первый график называется летним, второй - зимним.

Для заданного района расположения энергосистемы «Восток» и числа часов использования ее годового максимума нагрузки Tc=6250 ч определяем коэффициенты плотности суточного летнего и зимнего графиков нагрузки, а также коэффициент летнего снижения нагрузки относительно зимнего статического максимума .

џ Нагрузки в любой час суток зимы и лета вычисляются по формулам:

, (9)

, (10)

где ,, , - коэффициенты нагрузки типовых суточных графиков, зависящие от района расположения энергосистемы.

Расчет суточных графиков нагрузки сведем в табл. 8.

Интегральные кривые нагрузки строятся по данным, полученным в результате ранжирования мощности по убыванию, делению её на зоны, соответствующим приращениям нагрузки и выработке электроэнергии в данных зонах.

Расчёт интегральных кривых нагрузки для летнего и зимнего периода сведены в табл. 9 и 10 соответственно.

Суточные графики нагрузки и ИКН представлены на рис. 7,8.

Таблица 8 - Суточные графики нагрузки

Суточный график

Часы

Зима

Лето

Ptз, МВт

Ptл, МВт

0

0,745

0,748

6224,0

3941,3

1

0,652

0,717

5768,0

3750,9

2

0,643

0,700

5630,0

3609,2

3

0,631

0,690

5330,0

3458,0

4

0,631

0,690

5630,0

3428,3

5

0,643

0,690

5754,0

3459,1

6

0,679

0,703

6116,0

3582,9

7

0,769

0,784

7055,0

4144,0

8

0,877

0,863

8404,0

4790,8

9

0,951

0,851

9636,0

5461,6

10

0,932

1,000

9479,5

5600,0

11

0,880

0,958

9165,2

5363,7

12

0,848

0,926

8685,5

5122,3

13

0,847

0,938

8909,0

5234,3

14

0,897

0,965

9319,0

5363,7

15

0,862

0,940

9083,0

5542,3

16

0,870

0,906

8977,4

5009,8

17

0,983

0,946

9793,8

5206,3

18

1,000

0,933

10000,0

5122,3

19

0,966

0,911

9712,2

5009,8

20

0,958

0,917

9364,0

4820,5

21

0,932

0,813

9419,0

5065,8

22

0,869

0,959

8518,0

4942,0

23

1,473

0,873

6930,0

4598,7

Таблица 9 - Координаты интегральной кривой нагрузки для зимнего периода

Зима

Ptз, МВт

ДPtз, МВт

Дt, ч

ДЭ, МВт.ч

PSз, МВт

ЭS, МВт.ч

10000

206

1

206

206

206

9794

82

2

164

288

370

9712

76

3

228

364

598

9636

156

4

624

520

1222

9480

61

5

305

581

1527

9419

55

6

330

636

1857

9364

45

7

315

681

2172

9319

154

8

1232

835

3404

9165

82

9

738

917

4142

9083

106

10

1060

1023

5202

8977

68

11

748

1091

5950

8909

223

12

2676

1314

8626

8686

168

13

2184

1482

10810

8518

114

14

1596

1596

12406

8404

1349

15

20235

2945

32641

7055

125

16

2000

3070

34641

6930

706

17

12002

3776

46643

6224

108

18

1944

3884

48587

6116

348

19

6612

4232

55199

5768

14

20

280

4246

55479

5754

74

21

1554

4320

57033

5680

50

22

1100

4370

58133

5630

300

23

6900

4670

65033

5330

5330

24

127920

10000

192953

Таблица 10 - Координаты интегральной кривой нагрузки для летнего периода

Лето

Ptз, МВт

ДPtз, МВт

Дt, ч

ДЭ, МВт.ч

PSз, МВт

ЭS, МВт.ч

5600

58

1

58

58

58

5542,3

81

2

161

138

219

5461,6

98

3

294

236

513

5363,7

0

4

0

236

513

5363,7

129

5

647

366

1160

5234,3

28

6

168

394

1328

5206,3

84

7

588

478

1916

5122,3

0

8

0

478

1916

5122,3

57

9

509

534

2424

5065,8

56

10

560

590

2984

5009,8

0

11

0

590

2984

5009,8

68

12

814

658

3798

4942

122

13

1580

780

5377

4820,5

30

14

416

809

5793

4790,8

192

15

2882

1001

8675

4598,7

455

16

7275

1456

15950

4144

203

17

3446

1659

19396

3941,3

190

18

3427

1849

22823

3750,9

142

19

2692

1991

25515

3609,2

26

20

526

2017

26041

3582,9

124

21

2600

2141

28641

3459,1

1

22

24

2142

28665

3458

30

23

683

2172

29348

3428,3

3428

24

82279

5600

111628

2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы

џ Максимальная нагрузка неразвивающейся энергосистемы для рабочего дня каждого месяца определяется по формуле:

, (11)

где - порядковый номер месяца в году;

a, b - коэффициенты, для определения которых используются формулы:

, (12)

, (13)

џ Среднемесячные нагрузки энергосистемы рассчитаем по формуле:

, (14)

где - коэффициент плотности суточного графика нагрузки t-го месяца;

- коэффициент внутримесячной неравномерности нагрузки,= 0,955.

Поскольку известен только для лета (июня - июля) и зимы (января - декабря), то промежуточные значения найдем по линейному закону (рис. 9).

Графики максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы при заданном максимуме нагрузки, числе часов использования годового максимума нагрузки и района расположения энергосистемы «север» приведены в табл. 11.

Графики максимальных и среднемесячных мощностей представлены на рис. 10,11 соответственно.

Рис. 9. График для определения коэффициента плотности суточной нагрузки в годовом разрезе

Таблица 11 - Годовой график максимальных и среднемесячных нагрузок

Месяц

Pmax, МВт

Pср, МВт

1

0,810

9925

5308

2

0,814

9356

5003

3

0,818

8369

4476

4

0,822

7231

3867

5

0,826

6244

3339

6

0,830

5675

3035

7

0,830

5675

3035

8

0,826

6244

3339

9

0,822

7231

3867

10

0,818

8369

4476

11

0,814

9356

5003

12

0,810

9925

5308

Рис. 10. График максимальных нагрузок энергосистемы

Рис. 11. График среднемесячных нагрузок энергосистемы

2.3 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими электростанциями

Расчетные суточные и годовые графики нагрузки энергосистемы должны частично покрываться существующими станциями, для чего необходимо вписать эти станции в графики, используя заданную по ним исходную информацию. Участие в покрытии суточных графиков нагрузки задается по существующим ГЭС в виде установленной и среднемесячной мощностей.

Зная установленную мощность существующих ГЭС и нагрузочный резерв мощности, находим рабочую мощность.

Расчёт рабочих мощностей существующих ГЭС летнего и зимнего периодов представлены в табл. 12.

Таблица 12 - Рабочие мощности существующих ГЭС

 

ЗИМА

ЛЕТО

Месяц

XI

XII

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

, МВт

9356

9925

9925

9356

8369

7231

6244

5675

5675

6244

7231

8369

Nрез.нагр, МВт

140

149

149

140

126

108

94

85

85

94

108

126

Nуст , МВт

2600

1400

Nраб.сущ , МВт

2460

2451

2451

2460

2474

2492

1400

1400

1400

1400

1400

1400

Суточная гарантированная выработка энергии:

Затем, используя ИКН по среднесуточной выработке и расчетной рабочей мощности существующих ГЭС, определяем зону их работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Полученное суточное покрытие нагрузки переносим в соответствующие месяцы годового графика максимальных нагрузок (рис. 7, 8).

Водно-энергетический расчет

Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований водохозяйственной системы

Главным критерием при определении параметров проектируемой ГЭС в рамках курсового проектирования является максимум вытеснения тепловых мощностей в энергосистеме.

Для выбранного расчетного маловодного года (1932) вычисляем значение мощности на полезном бытовом стоке для каждого месяца года по формуле:

водохранилище гидрограф нагрузка энергосистема

(16)

где kN - коэффициент мощности, kN = 8,8,

полезный бытовой расход расчетного маловодного года, м3/с,

подведенный напор ГЭС, м.

, (17)

где отметка верхнего бьефа, соответствующая отметке НПУ, м,

уровень нижнего бьефа, соответствующий среднемесячным бытовым расходам воды, определенным по летней или зимней кривой связи, м,

- потери напора в водоподводящих сооружениях, м.

Затем рассчитываем мощность ГЭС в режиме работы по требованиям ВХК по формуле:

(18)

где расход воды по требованиям участников водохозяйственного комплекса, м3

Расчет сведем в таблицу 12.

Таблица 12 - Расчет режимов работы ГЭС с учетом требований ВХК

Показатель

Зима

Лето

Зима

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Qi90%, м3/с

14,6

6,4

4,7

231,3

945

730

1010

985

1040

516

132

63,7

Qиз вдхр, м3/с

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Qф, м3/с

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

10

Qисп, м3/с

0

0

0

0

20

30

40

30

0

0

0

0

Qльд, м3/с

-18

-20

-12

-10

76

0

0

0

0

0

0

-16

Qшлюз, м3/с

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Qпотерь, м3/с

28

30

22

20

-46

40

50

40

10

10

10

26

Показатель

Зима

Лето

Зима

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Qшлюз, м3/с

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Qпотерь, м3/с

28

30

22

20

-46

40

50

40

10

10

10

26

Qi90% , м3/с с учетом потерь

0,0

0,0

0,0

211,3

991

690,0

960,0

945,0

1030

506,3

122,2

37,7

zНБ, м

133,5

133,5

133,5

134,8

136

135,5

136

136

136,4

135,2

134,5

133,8

zВБ, м

256

256

256

256

256

256

256

256

256

256

256

256

Hбыт, м

121,5

121,5

121,5

120,2

119

119,5

119

119

118,6

119,8

120,5

121,2

Nбыт, МВт

0,0

0,0

0,0

223,5

1038

725,6

1005

989,6

1075

533,7

129,5

40,2

ВХК

Qвхк, м3/с

300

300

300

300

500

500

500

500

300

300

300

300

Zнб, м

135,3

135,3

135,3

135,3

135,8

135,8

135,8

135,8

135,3

135,3

135,3

135,3

Нвхк, м

119,7

119,7

119,7

119,7

119,2

119,2

119,2

119,2

119,8

119,8

119,7

119,7

Nвхк, МВт

316

316

316

316

524

524

524

524

316

316

316

316

На рис.12 изображен режим работы проектируемой ГЭС без регулирования в графике среднемесячных нагрузок энергосистемы.

Рис.12 - Работа ГЭС без регулирования с учетом требования ВХК

Для вытеснения тепловых мощностей необходимо увеличить зимнюю выработку электроэнергии ГЭС сверх бытовой, что может быть достигнуто за счет зарегулирования водохранилища. Поэтому в период половодья проектируемого гидроузла ГЭС работает с мощностями, соответствующими требованиям ВХК. При этом избытки притока воды во время половодья аккумулируются в водохранилище для последующего использования в зимний период. Наибольшее вытеснение тепловых мощностей достигнуто в декабре - январе месяце, за счет излишков воды, аккумулированных в водохранилище в период с мая по октябрь. На рис.13 изображен режим работы проектируемой ГЭС без регулирования в графике среднемесячных нагрузок энергосистемы с учетом перераспределения мощности.

Рис. 13 - Работа проектируемой ГЭС без регулирования с учетом перераспределения мощности

Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году.

Целью ВЭР режима работы ГЭС в маловодном году является определение гарантированной мощности проектируемой ГЭС отметки УМО, и полезного объема водохранилища.

Расчет начинаем с момента, когда водохранилище наполнено и, следовательно, уровень воды в нем равен НПУ = 256 м.

В ходе ВЭР используются кривые связи, изображенные на рис.2,3.

Таблица 13- Режим работы проектируемой ГЭС

t, мес

Qпр.90%, м3/с

Qвдхр., м3/с

ДQисп, м3/с

ДQфильтр., м3/с

ДQлд, м3/с

Qхх, м3/с

QГЭС, м3/с

Qнб, м3/с

Vвб.н. км3

11

132

276

40

10

0

0

358

368,2

21,00

12

64

657

30

10

-16

0

665

674,7

20,28

1

15

695

0

10

-18

0

682

691,6

18,52

2

6

404

0

10

-20

0

380

390,4

16,66

3

5

343

0

10

-12

0

326

335,7

15,69

4

231

117

0

10

-10

0

328

338,3

14,77

5

945

-469

0

10

76

0

542

552,0

14,46

6

730

-186

0

10

0

0

534

544,0

15,72

7

1010

-473

0

10

0

0

527

537,0

16,20

8

985

-457

0

10

0

0

518

528,0

17,47

9

1040

-706

20

10

0

0

304

314,0

18,69

10

516

-177

30

10

0

0

299

309,3

20,52

11

0,72

20,28

256,00

255,09

255,5

135,64

1,0

118,9

375

12

1,76

18,52

255,09

252,43

253,8

136,39

1,0

116,4

681

1

1,86

16,66

252,43

249,52

251,0

136,43

1,0

113,5

681

2

0,98

15,69

249,52

247,75

248,6

135,70

1,0

111,9

375

3

0,92

14,77

247,75

246,09

246,9

135,54

1,0

110,4

316

4

0,30

14,46

246,09

245,54

245,8

135,55

1,0

109,3

316

5

-1,26

15,72

245,54

247,82

246,7

135,85

1,0

109,8

524

6

-0,48

16,20

247,82

248,69

248,3

135,83

1,0

111,4

524

7

-1,27

17,47

248,69

250,82

249,8

135,81

1,0

112,9

524

8

-1,22

18,69

250,82

252,68

251,8

135,79

1,0

115,0

524

9

-1,83

20,52

252,68

255,40

254,0

135,07

1,0

118,0

316

10

-0,47

21,00

256,00

256,00

256,0

135,05

1,0

120,0

316

Рис.14 - График сработки и заполнения водохранилища проектируемой ГЭС в маловодном году

Определим емкость Бурейского вохранилища:

, (19)

где VПОЛ = VНПУ - VУМО = 21,00 - 14,46 = 5,54 км3,

УМО = 245,54 м,

НПУ = 256 м,

W0 - среднемноголетний объем стока, который определяется как

W0 = Wn/n, (20)

где Wn - годовой сток,

n - количество лет гидрологического ряда.

Определим режим проектируемой ГЭС в суточных (зимнем, летнем) и годовых графиках максимальной нагрузки энергосистемы, при .

.

Зная гарантированную выработку по построению определим Nраб.

На рис. 15 изображена работа проектируемой ГЭС после сработки и наполнения водохранилища в маловодном году.

Рис. 15 - Работа проектируемой ГЭС после сработки и наполнения водохранилища в маловодном году

График распределения энергии в годовом промежутке представлен на рисунке 16.

Рис. 16. Баланс энергии энергосистемы

Таблица 16 - Выработка электроэнергии

месяц

Nгэс.пр.,МВт

t, час

Э, МВт·ч

1

705

720

289742

2

402

744

524351

3

402

744

524368

4

402

672

270359

5

1050

744

298805

6

1050

720

289374

7

1050

744

781157

8

1050

720

756030

9

1050

744

781031

10

704

744

780996

11

402

720

755716

12

705

744

523637

 

6,58 млн МВт·ч

Среднемноголетняя выработка электроэнергии:

Э ГОД =У Nпр.• t= 6,58 млрд. кВт·ч.

Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных ремонтов

При составлении баланса мощности энергосистемы учитываем, что нагрузочный резерв системы равен 2,5%, аварийный резерв составляет 10% от Нагрузочный резерв расположен на существующих ГЭС, поэтому аварийный будет размещен на ТЭС. Установленную мощность ГЭС представим в виде суммы:

(21)

Так как на проектируемой станции мы резерв не устанавливаем, поэтому установленная мощность проектируемой ГЭС равна:

Установленную мощность ТЭС представим в виде суммы:

(22)

Планирование капитальных ремонтов оборудования энергосистемы производится с учетом технико-экономических особенностей. Ремонт оборудования ГЭС осуществляется в те месяцы, когда оно не полностью используется в энергосистеме, т.е. на ГЭС имеется свободная мощность. При этом продолжительность ремонта гидроагрегатов ГЭС принимается равной 15 дней, а частота их проведения - 1 раз в 4 года.

Ремонтная площадь существующих ГЭС:

Ремонтная площадь проектируемой ГЭС:

Капитальный ремонт оборудования ТЭС можно планировать, исходя из расчета останова каждого агрегата на период ремонта в среднем 1 раз в 2 года. Предусмотрены следующие нормы простоя оборудования: ТЭС с поперечными связями - 15 дней; блочные ТЭС - 30 дней.

Основное и вспомогательное оборудование

Выбор типа и числа агрегатов

При технико-экономическом обосновании оптимального варианта основного оборудования для выбора числа и типа агрегатов необходимо учитывать следующие основные положения:

· выбранные параметры оборудования должны обеспечивать эксплуатацию агрегатов и станции в целом во всех допустимых режимах работы с наибольшим КПД;

· необходимо стремится к выбору минимального числа гидроагрегатов при возможно большей мощности каждого из них, что приводит к увеличению КПД реактивных турбин за счет масштабного эффекта, снижению стоимости основного оборудования, сокращению сроков изготовления, монтажа и численности эксплуатационного персонала проектируемой ГЭС.

Выбор оборудования с использованием главных универсальных характеристик состоит в том, чтобы для каждого рассматриваемого типа турбин, наметить такие варианты диаметра рабочего колеса и синхронной частоты вращения, при которых в области допустимых режимов по напору и расходу воды, проектируемая ГЭС работала бы с наибольшим КПД при минимальном заглублении рабочего колеса и количестве установленных агрегатов.

Необходимо определить область допустимой работы проектируемой ГЭС, для этого строится режимное поле с указанием линий ограничений для различных режимов.

Построение этих характеристик выполняется по следующему уравнению:

(22)

где - отметка уровня воды в водохранилище, которая изменяется в зависимости от объема сработки от НПУ до УМО; - отметка уровня воды в нижнем бьефе в зависимости от расхода; - потери напора в водопроводящих сооружениях.

Определение ограничения работы турбин:

· ограничение по расчетной установленной мощности, определяемое уравнением:

(23)

где - коэффициент мощности ();

· ограничение по пропускной способности ГЭС, которую до выбора турбинного оборудования строим по зависимости:

(24)

где - максимальная пропускная способность ГЭС, соответствующая работе гидростанции при расчетном напоре.

Для полученного диапазона изменения напора по справочным материалам подбираем все возможные типы гидротурбин, исходя из следующих условий:

· значение предельного напора не должно быть меньше максимального расчетного;

· отношение должно быть не меньше справочных данных.

· максимальный диаметр рабочего колеса гидротурбин должен выбираться с учетом транспортировки к месту монтажа.

Диапазону напоров соответствует ПЛД 140-В, РО 140-В, но для ГЭС с напором более 100 м целесообразно выбирать турбины типа РО, поэтому необходимо провести расчет для различных диаметров рабочего колеса турбины РО 140-В.

Таблица 18 - Параметры турбинного оборудования

Параметр

Турбина РО 140-В

Максимальный напор гидротурбин

Нпред

140

Диапазон регулирования

0,6

Оптимальная приведенная частота вращения

71

Оптимальный приведенный расход

0,76

Оптимальный КПД модели

0,927

Приведенный максимальный расход

850-940

Коэффициент кавитации

0,104-0,125

Приведенный диаметр рабочего колеса

0,515

Напор модельной турбины

4

Температура

4

На главных универсальных характеристиках турбин намечаем расчетные точки Р1, предварительно проведя линию через оптимум КПД ( для РО 140-В).

Для более обоснованного выбора параметров гидротурбины выполняем расчеты для ряда стандартных диаметров для каждого типа турбин, результаты которых представлены в таблицах 19 и 20 для ПЛД 115-В и РО 115-В соответственно.

КПД натурной турбины определим по формуле:

(25)

где - КПД, диаметр и напор модельной турбины,

- диаметр и расчетный напор натурной турбины,

коэффициенты кинематической вязкости воды для натурной и модельной турбины соответственно, зависящие от температуры воды для натурных и модельных условий tн и tм (,1,5),

- коэффициент, выражающий отношение потерь трения ко всем гидравлическим потерям ().

Мощность одного агрегата:

(26)

где - приведенный расход в расчетной точке,

средний КПД генератора (предварительно принимаем ).

Число устанавливаемых на ГЭС агрегатов находим по формуле:

(27)

где МВт - расчетная установленная мощность.

Рассчитанное число агрегатов округляется в большую сторону . После чего уточняется мощность агрегата:

(28)

Синхронная частота вращения:

(29)

где приведенная частота в расчётной точке на ГУХ,

поправка на приведённую частоту вращения при переходе от модели к натуре.

По полученной синхронной частоте вращения принимаем ближайшее большее стандартное значение .

Приведенные частоты вращения соответствующие известным напорам - максимальному, расчетному и минимальному находятся по следующим формулам:

, (29)

, (30)

(31)

Результаты расчета приведены в таблицах 19 и 20.

Таблица 19 - Результаты расчета параметров оборудования для нескольких значений D1 гидротурбины РО 140-В

D1, м

6,3

6,0

5,60

5,3

5,0

4,75

4,5

4,25

4,00

зт

0,959

0,958

0,958

0,958

0,958

0,957

0,957

0,957

0,956

Дзт

0,032

0,031

0,031

0,031

0,031

0,030

0,030

0,030

0,029

Na',МВт

431,4

391,2

340,6

305,0

271,4

244,9

219,7

195,9

173,5

Za'

2,4

2,7

3,1

3,4

3,9

4,3

4,8

5,4

6,1

Za

3,0

3,0

4,0

4,0

4,0

6,0

6,0

6,0

8,0

Na,МВт

350,0

350,0

262,5

262,5

262,5

175,0

175,0

175,0

131,3

Др

1,034

1,034

1,034

1,033

1,033

1,033

1,032

1,032

1,032

nc', об/мин

122,74

128,86

138,05

145,84

154,57

162,68

171,69

181,77

193,10

nc, об/мин

140,80

141,80

142,80

150,00

166,70

166,70

187,50

187,50

188,50

n'Imax, мин-1

79,83

76,57

71,99

71,57

75,05

71,31

75,99

71,78

67,93

n'Imin,мин-1

77,90

78,90

75,69

75,26

78,91

74,98

79,90

75,48

71,43

n'Ip, мин-1

81,45

78,13

73,45

73,03

76,57

72,75

77,54

73,24

69,31

Q'I·зт (при Hрасч.)

0,762

0,840

0,724

0,808

0,908

0,670

0,747

0,837

0,709

Q'I·зт (при Hmax)

0,718

0,791

0,681

0,761

0,855

0,631

0,703

0,789

0,668

Анализируя полученные варианты параметров турбины РО 140 - В, можно сделать вывод о том, расчетная точка на главной универсальной характеристике находится в рекомендуемом по справочным данным диапазоне изменения и у только при D1=5,3 м, D1=4,25 м, которая должна лежать правее точки оптимума (Q'Iопт·зт.опт = 0,780 c n'Iопт = 73 мин-1).

На главной универсальной характеристике проводим линии n`max, n`p, n`min. Определяем окончательно положение расчетной точки. Для этого на универсальной характеристике на линии n`p подбираем такое сочетание и , чтобы выполнялось равенство:

Для полученной расчетной точки строим линию ограничения по установленной мощности генератора.

Для этого на линии n`max соответствующей напору Нmax, аналогичным образом, подставив в уравнение (31) вместо Нр максимальный напор. Расчеты представлены в таблице 20.

Таблица 20

Параметры

РО 140-В-530

РО 140-В-425

0,808

0,837

Лежит левее точки оптимума

0,916

91,4

0,761

0,789

-

0,855

92,3

Линии ограничения по турбинам каждого вида, примерно соответствует открытию направляющего аппарата aop1=50 мм (рисунок 18).

Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному расходу

При выбранных параметрах турбина может работать при минимальном расходе, так как линия ограничения, соответствующая приведенным расходам, не выходит за пределы рабочего диапазона универсальной характеристики (рисунок 18).

Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее бескавитационной работы

Отметку рабочего колеса находится по формуле:

, (33)

где - отметка уровня воды в НБ при , соответствующем расчётному значению высоты отсасывания .

Глубина отсасывания рассчитывается для трех наиболее опасных с точки зрения кавитации случаев, то есть требующими наибольшего заглубления рабочего колеса:

· Работа одного агрегата при установленной мощности при НПУ;

· Работа всех агрегатов с установленной мощностью при НПУ;

· Работа всех агрегатов с установленной мощностью при Нр.

Высоту отсасывания определим по формуле:

Высота направляющего аппарата гидротурбины пересчитывается с модельной турбины (рисунок 18):

Рис.19. Габаритные размеры проточной части турбины РО 140/8106 - В - 51,56

Работа одного агрегата с установленной мощностью при отметке НПУ

На режимном поле проектируемой ГЭС (рисунок 17) находим точку 1, соответствующую известной величине установленной мощности агрегата:

, (35)

Координаты точки:

и .

Пересчитаем эту точку в координаты :

На универсальной характеристике проводим линию об/мин до пересечения с линией по генератору. В этой точке определяем у = 0,108. По кривой связи нижнего бьефа определяем .

Определяем высоту отсасывания:

Работа всех агрегатов с установленной мощностью при отметке НПУ

На режимном поле (рис. 17) этому режиму соответствует точка 2. Для нее: и у = 0,12;

Далее рассчитываем аналогично п.п.4.4.

Работа всех агрегатов с установленной мощностью ГЭС при расчетном напоре.

На режимном поле (17) этому режиму соответствует точка 3. Для нее:и ; у=0,123;

Далее рассчитываем аналогично п.п.4.4:

Полученные результаты в п.п. 4.4. - 4.6. представлены в таблице 22.

Таблица 21 - Результаты расчета высоты отсасывания гидротурбины

Тип турбины

D1, м

Za, шт

nc, об/мин

Na, МВт

Hs1, м

Hs2, м

Hs3, м

РО 140/8106 - В - 51,56

4,25

6

187,5

175

- 4,07

-5,66

-5,52

Из всех полученных расчетных значений Hs выбираем такое значение, которое обеспечивает бескавитационную работу во всех рассмотренных режимах работы, то есть наименьшее Hs1 = - 4,07м.

Выбор типа серийного гидрогенератора

Гидрогенератор подбирается по справочным данным серийных типов по расчетному значению его номинальной мощности и синхронной частоте вращения.

Номинальная мощность гидрогенератора:

(36)

где = 0,81- 0,9.

По справочным данным выбираем гидрогенератор: СВО-1120/190-32.

Таблица 23 - Номинальные данные гидрогенератора СВО-1220/190-32

Наименование величины

Обозначение

Единицы измерения

Значение

Номинальная полная мощность

Sном

МВА

285

Номинальная активная мощность

Рном

МВт

256,5

Коэффициент мощности

cosц

о.е.

0,9

Номинальное напряжение

Uном

кВ

15,75

Номинальная частота вращения

nном

об/мин

187,5

Сопротивление обмотки статора

Xd

о.е.

0,17

Переходное сопротивление

X'd

о.е.

0,32

Сверхпереходное сопротивление

X”d

о.е.

1,02

Определение установленной мощности ГЭС

Окончательно установленная мощность проектируемой Бурейской ГЭС складывается из мощности шести генераторов СВО-1220/190-32:

(37)

где = 6 - количество устанавливаемых генераторов 256,5 МВт - активная мощность генератора.

Список использованных источников

1. Александровский, А.Ю. Выбор параметров ГЭС: учебно-методическое пособие к курсовому и дипломному проектированию гидротехнических объектов/ А.Ю. Александровский, Е.Ю.Затеева, Б.И.Силаев. - Саяногорск: СШФ КГТУ, 2005. - 174 с.

2. Мосин, К.Ю. Гидрология: Методические указания к практическим занятиям/ сост.- Саяногорск: СШФ КГТУ, 2006. - 53 c.

3. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования/ Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

4. Куценов, Д.А. Проектирование электрической части ГЭС: учебное пособие/ Д.А.Куценов: CШФКГТУ, Саяногорск, 2006. - 200 с.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Расчет гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока. Построение суточных, месячных, годовых графиков нагрузки энергосистемы. Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее бескавитационной работы.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 26.10.2011

  • Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока. Построение суточных и годовых графиков нагрузки проектируемой системы. Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС. Проверка и оценка работы гидротурбины.

    курсовая работа [1,9 M], добавлен 17.11.2012

  • Кривые объема и площадей. Определение емкости водохранилища без учета потерь и с учетом потерь стока. Характерные уровни и емкости водохранилища. Обеспеченность гидрологических характеристик. Построение теоретической кривой по методу Крицкого-Менкеля.

    реферат [494,1 K], добавлен 24.07.2012

  • Моделирование различных режимов электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО "Томскнефть". Расчет режима максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы. Качество электрической энергии и влияние его на потери в электроустановках.

    дипломная работа [2,5 M], добавлен 25.11.2014

  • Выбор оптимальной стратегии развития дефицитной энергосистемы в условиях риска, неопределенности и многокритериальности. Определение стоимости передачи электроэнергии. Расчет показателей надежности с целью определения ущерба от перерывов электроснабжения.

    курсовая работа [823,1 K], добавлен 17.04.2012

  • Расчет производственной мощности и составление годового графика ремонта оборудования электростанций. Планирование режимов работы электростанций. Планирование месячной выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии электростанциями энергосистемы.

    курсовая работа [46,1 K], добавлен 14.07.2013

  • Эксплуатация электроэнергетических систем. Определение показателей надежности энергосистемы. Определение ущерба от ограничения в передаче мощности и стоимости передачи электроэнергии. Принятие решений в условиях неопределенности и многокритериальности.

    курсовая работа [514,7 K], добавлен 04.03.2013

  • Формирование вероятностной модели нагрузки, генерирующей части, энергосистемы. Расчет и анализ коэффициентов бездефицитной работы и готовности энергосистемы, вычисление показателей. Оценка надежной работоспособности распределительного устройства.

    курсовая работа [2,7 M], добавлен 05.12.2014

  • Факторы распространенности электроэнергии на современных производствах и в быту в виде энергии пара, горячей воды, продуктов сгорания топлива. Виды тепловых электрических станций. Графики электрической и тепловой нагрузки, способы покрытия их пиков.

    контрольная работа [62,5 K], добавлен 19.01.2011

  • Характеристика объекта энергосистемы. Классификация здания по взрывобезопасности, пожаробезопасности и электробезопасности. Выбор схемы проектирования, рода тока и напряжения. Расчет электрических нагрузок цеха, участка. Выбор линии электроснабжения.

    курсовая работа [382,6 K], добавлен 23.09.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.