Расчет годовой выработки электроэнергии

для вариантов основного энергетического оборудования

Для экономического сопоставления всех конкурирующих вариантов основного энергетического оборудования, помимо рассмотренных выше расчетных параметров, необходимо определить среднемноголетнюю выработку электроэнергии проектируемой ГЭС с учетом фактического переменного КПД основного оборудования. В первом приближении вместо среднемноголетней выработки можно определить выработку электроэнергии для условий расчетного года средней водности.

В этом случае годовая выработка электроэнергии может быть приближенно вычислена по формуле

, (12.18)

где - выработка электроэнергии для характерных суток осенне-зимнего и весенне-летнего периодов;

t_о-з – длительность осенне-зимнего периода;

t_в-л – длительность весенне-летнего периода.

Для определения суточной выработки электроэнергии необходимо воспользоваться информацией о характерных режимах работы проектируемой ГЭС, полученной по результатам расчетов водно-энергетического регулирования для средневодного года. В качестве характерных суток осенне-зимнего сезона можно принять декабрь или январь, а весенне-летнего – июнь или июль месяц. Известные по балансу мощности режимы работы ГЭС вписываются в указанные суточные графики нагрузки, что дает возможность получить информацию об изменении рабочей мощности внутри суток. По этим данным в каждом расчетном интервале, равном одному часу, по известной рабочей мощности и ранее принятому коэффициенту мощности k_N, т.е. при среднем КПД ГЭС на соответствующей напорной характеристике режимного поля можно определить точку с координатами Н_ГЭС и Q_ГЭС, обеспечивающую выдачу известной рабочей мощности в данном расчетном интервале. Далее требуется определить фактический КПД турбины и генератора. Для этого необходимо полученные значения Н_ГЭС и Q_ГЭС пересчитать в приведенные показатели Q`<sub>I</sub> и n`_I. Для пересчета Q_ГЭС необходимо предварительно определить число включенных агрегатов как частное от деления рабочей мощности ГЭС на установленную мощность одного агрегата. Полученные значения Q`<sub>I</sub> и n`_I наносятся на главную универсальную характеристику, и в точке пересечения определяется фактический КПД модельной гидротурбины, который пересчитывается в натурные показатели. Вычисляется фактическая мощность турбины и по характеристике h_г(N_т) определяется фактический КПД генератора. Далее для известных Н_ГЭС и Q_ГЭС при полученных фактических КПД турбины и генератора рассчитывается в данном интервале фактическая рабочая мощность ГЭС с учетом числа включенных агрегатов.

Таким образом, в каждом расчетном интервале уточняется с учетом переменного КПД режим работы ГЭС, вычисляется суточная и годовая выработка электроэнергии.

Особое внимание следует обратить на расчетный интервал, в котором рабочая мощность является максимальной, равной вытесняющей мощности. Если при расчете с переменным КПД в указанном интервале мощность получается больше максимальной, то её следует ограничить величиной вытесняющей мощности, так как не могут быть превышены выбранные номинальные параметры турбины и генератора, определяющие установленную мощность агрегата.

Очевидно, что годовая выработка электроэнергии будет определена тем точнее, чем больше рассматривается характерных суточных графиков нагрузки.

Пример расчет выполнен в табличной форме для варианта оборудования с гидротурбиной ПЛ60-В-630 (табл. 24, 25). Для остальных вариантов оборудования расчеты выполняются аналогично.

Окончательные результаты расчета годовой выработки электроэнергии получены следующие:

Гидротурбина ПЛ60 – В – 630

.

Гидротурбина ПЛД60 – В – 710

.

Гидротурбина РО75 – В – 630

.

Экономическое обоснование варианта