Определение основных параметров малых ГЭСM

Основными энергетическими параметрами малых ГЭС являются установленная мощность и число гидроагрегатов, годовая выработка электроэнергии, расчетный напор, расчетный расход.

Установленная мощность ГЭС определяется номинальной мощностью установленных на ней агрегатов - турбин и генераторов.

Величина установленной мощности зависит от мощности водотока, от возможности вести суточное регулирование стока и той роли, которую будет играть электростанция: будет ли она работать изолированно от других электростанций или войдёт в энергетическую систему и т.п.

До настоящего времени нет общепринятой методики для определения этой основной энергетической характеристики МГЭС.

Установленная мощность Руст ГЭС, как правило, определяется с учетом гарантированной (обеспеченной) мощности Р_гар, резервной мощности Р_рез и дублирующей (сезонной) мощности Р_сез:

.

(4.15)

Все величины определяются исходя из анализа кривой продолжительности мощностей по водотоку, графика суточной электрической нагрузки и возможности суточного регулирования водохранилищем, а также специальных энергоэкономических расчетов для каждого конкретного проекта.

Гарантированную мощность принято рассчитывать на расход 9-месячной обеспеченности либо на средний зимний или декабрьский расход маловодного года. В том случае, если вновь создаваемая ГЭС пристраивается к водохранилищам неэнергетического назначения, гарантируемая мощность определяется по полезной водоотдаче 95-процентной обеспеченности в нижний бьеф.

Для более полного использования стока многоводного периода (паводка, половодья) далее производят энергоэкономические расчеты по размещению на малой ГЭС сезонной мощности.

Если ГЭС работает в энергосистеме, в установленную мощность должна входить также резервная мощность. Последняя складывается из эксплуатационного (2…3% от пика нагрузки), аварийного (10% от пика нагрузки) и ремонтного резерва. Этот способ определения установленной мощности применим для малых приплотинных ГЭС.

Для определения основных параметров МГЭС, пристраиваемых к водохозяйственным объектам, необходимы следующие исходные данные:

§ многолетний ряд наблюдений за стоком в нижнем бьефе или внутригодовое распределение попусков в расчетном маловодном году и году 50%-ной обеспеченности;

§ уровенный режим водохранилища;

§ кривая связи расходов и уровней в нижнем бьефе Q=f(z).

Основные параметры малых ГЭС определяются исходя из использования на ГЭС попусков в нижний бьеф и установки на унифицированного оборудования. Напоры ГЭС НГЭС в каждый момент времени определяются как разность уровней верхнего (УВБ) и нижнего (УНБ) бьефов, за вычетом потерь напора в проточном тракте Dh:

.

(4.16)

Уровень воды в верхнем бьефе в каждый момент времени определяется по графику изменения уровня в водохранилище, уровень воды в нижнем бьефе - расходом воды, поступающей в нижний бьеф (независимо от того, идет ли он через турбины, через водосброс или другие сооружения) по кривой Q=f(z).

За расчетный напор ГЭС Н_р принимается средневзвешенный напор

.

(4.17)

Значение Н_р уточняется при выборе гидротурбин. Мощность P_i в каждый момент времени t_i определяется с учетом КПД гидроагрегата по приведенным формулам.

Для Южноуральского региона больший интерес представляет расчет установленной мощности микроГЭС, сооружение которых целесообразно на малых реках для изолированного энергопотребителя. С этой точки зрения наиболее интересно предложение Д.А.Соколовского об учете коэффициента максимального использования водотока, величина которого зависит от характера режима водотока, т.е. только от гидрологического фактора. Экономические соображения и характер нагрузки должны быть учтены дополнительно.

Установленная мощность ГЭС, работающих без регулирующего бьефа с коэффициентом полезного действия гидроэнергетической установки 0,7, может быть определена по формуле

.

(4.18)

или при наличии бьефа с суточным регулированием:

.

(4.19)

где P_уст - установленная мощность, кВт; Q_o - норма стока, м³/с; к_р% - расчетный модульный коэффициент р-% обеспеченности; Н - напор, м; Т - число часов работы станции в сутки.

Величину к_р% Д.А.Соколовский предлагает определять по максимальному коэффициенту использования водотока j_с. Для определения j_с необходимо рассмотреть следующие гидрологические характеристики использования водотока: кривые продолжительности средних суточных расходов или модульных коэффициентов, среднюю длительность использования данного расхода.

Кривая продолжительности суточных расходов в многолетнем распределении служит для характеристики гидросиловой мощности реки и возможности выработки энергии.

Так как расчетное значение k_p% может превышать минимальный расход за период работы МГЭС, можно рекомендовать установленную мощность использовать в нескольких агрегатах. В каждом конкретном случае в зависимости от технологических требований потребителя и шкалы номинальных мощностей МГЭС выбирается то или иное количество агрегатов.

В общем случае можно ориентироваться на характеристики водотока. Тогда число агрегатов определяется по формуле Б.Е.Веденеева

.

(4.20)

где Q_p% - расчетный расход; Q_min - расчетный минимальный расход за период работы ГЭС; m - коэффициент, зависящий от коэффициента быстроходности турбины ns и определяемый по универсальной характеристике турбины.

Величина Q_min определяется в зависимости от периода работы электростанции. Если она работает в течение года, то Q_min равен среднему зимнему расходу маловодного года 90% обеспеченности или среднему минимуму. Если ГЭС работает только в летне-осеннюю межень, то Q_min определяется как средний минимум за этот период.

Для малых рек, где в зимнюю межень характерно перемерзание водотоков, установленную мощность МГЭС следует рассчитывать только по стоку летне-осенней межени.