Суточного регулирования

где Smin(Pmin), Smax(Pmax) — соответственно минимальные и максимальные полные, MB • А (активные, МВт), мощности наиболее нагруженной обмотки трансформаторов связи; WT — количество энергии, переданное за год через наиболее нагруженные обмотки трансформаторов связи, МВт • ч, которое определяется в соответствии с диаграммой баланса энергии в схеме ТЭЦ ( 2. 15); h — продолжительность суточного максимума нагрузки обмоток трансформатора, ч; Тр г — время ремонта генератора в году, ч.

где А г—длительность суточного максимума нагрузки в системе, которая принимается равной 1—2 ч; yyf — значение удельного системного ущерба, руб/(кВт-ч), зависящее от глубины понижения частоты в системе, определяется по данным, приведенным в [39], или по формуле

С промышленных предприятий с годовым максимумом нагрузки не ниже 500 кВт основная плата взимается за 1 кВт за-^вленной активной мощности, участвующей в суточном мак-;имуме нагрузки энергосистемы. Под заявленной мощностью понимается наибольшая получасовая активная мощность и оптимальная реактивная мощность, потребляемые предприятием Э часы суточного максимума нагрузок энергосистемы.

где S — заявленная присоединенная или наибольшая получасовая мощность, отпускаемая потребителям в часы суточного максимума активной нагрузки энергосистемы, кВ-А; Рзань — заявленная Присоединенная активная мощность в часы «пик» нагрузки энергосистемы, кВт; Р„, — установленная активная мощность потребителей, кВт; d — тарифная ставка за 1 кВ-А заявленной присоединенной мощности или за 1 кВт заявленной присоединенной мощности в часы «пик» нагрузки энергосистемы (плата на 1 кВт максимальной нагрузки), руб/год; cos
При отсутствии исходных данных при проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий допускается выбирать мощность трансформаторов по допустимым аварийным перегрузкам, нормативные значения которых приведены в табл. П 4.6 [4]. Нормы, указанные в этой таблице, определены для предшествующей нагрузки, не превышающей 0,8 от номинальной, в зависимости от длительности перегрузки (длительности предполагаемого суточного максимума).

где SmM - среднеквадратическое значение полной мощности нагрузки за время суточного максимума (мощность А на 7.1), определяемое по (7.4) (при отсутствии данных о SCKJU принимается расчетная мощность получасового максимума);

Ка - допускаемый коэффициент аварийной перегрузки из табл. П. 4.6 в зависимости от длительности перегрузки (длительности суточного максимума нагрузки) и температуры охлаждающего воздуха.

Формула (7.11) предполагает, что все трансформаторы одинаковы и их электроприемники 3-й категории в послеаварийном режиме могут быть отключены. При отсутствии точных данных о среднейдЬиаг'йческой мощности во время суточного максимума в (7.11) принимают SCK ~ 51тах , где Smax - максимальная получасовая мощность (полная расчетная мощность). Как отмечалось выше, это упрощение приводит к завышению мощности трансформаторов.

Из приведенных в табл. П.4.5 допустимых аварийных перегрузок следует, что трансформаторы с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц при предшествующей нагрузке не более 0,8 5ИОЛ1 допускают аварийную перегрузку на 40% в течение 6 часов при температуре охлаждающего воздуха не более +20°С и 30% при температуре охлаждающего воздуха не более 30°С. В большинстве практических случаев длительность суточного максимума нагрузки не превышает 6 часов. Поэтому в случае отсутствия графика нагрузки и данных о длительности перегрузки в зависимости от температуры охлаждающего воздуха можно принимать допустимый коэффициент аварийной перегрузки 1,4 или 1,3.

Пример. Выбрать мощность трансформаторов ГПП напряжением 35/1 ОкВ, если средняя суточная мощность нагрузки за наиболее нагруженную смену составляет Sat = 7,0 MBA, расчетная мощность SP = 8,5 MBA, продолжительность суточного максимума '„=3ч, потребители 1 -и и 2-й категории составляют 80%, время использования максимума нагрузки г„,=4000 ч. Предполагаемый график нагрузки отсутствует.

Принимаем длительность временной аварийной перегрузки равной длительности суточного максимума t,, = 3 ч. Для /„ = 4 ч, 0охл=г+10°С и вида охлаждения М по табл. П. 4.5 путем линейной интерполяции находим допустимый коэффициент аварийной перегрузки Ка-Ат =1,7.

Применение суточного регулирования температуры сетевой воды в подающей линии на ТЭЦ может существенно улучшить ее показатели.

Неустановившимся движением воды в открытом русле называется движение, при котором параметры потока в любом створе изменяются во времени, а в каждый момент его переменны и по длине русла. Неустановившееся движение является наиболее общей и часто встречающейся формой движения воды. Работа ГЭС при проведении ею суточного регулирования (см. § 10.4) создает пример такого движения как в бьефах, так и в деривационных каналах. В этом случае ГЭС представляет собой источник возмущения переменного во времени режима, который особенно резко отмечается в нижнем бьефе и нередко на достаточно большой его длине. Образующиеся в этом случае волны и составляют характерную особенность неустановившегося движения в открытом русле.

При осуществлении ГЭС суточного регулирования, как и в большинстве случаев неустановившегося движения в открытых руслах, мгновенный профиль таких волн обладает весьма малой кривизной, вследствие чего параметры потока (расход, уровни, скорости течения и т. п.) изменяются сравнительно медленно как во времени, так и по длине. Это так называемые непрерывные в о л-н ы, характеризующиеся тем, что их длина весьма значительно (обычно на несколько порядков) превосходит подъем уровня воды, который сам по себе может существенно превышать первоначальную глубину потока. Использование этого свойства непрерывных волн, как будет видно далее, позволяет в ряде случаев упростить весьма сложные строгие методы расчета неустановившегося движения воды в открытых руслах.

не только в нижнем бьефе, но и в верхнем. Интенсивность и практическая значимость его определяются прежде всего относительной емкостью водохранилища (см. § 10.1). Очевидно, что если относительный объем водохранилища мал и он предназначен для осуществления суточного регулирования, то неустановившееся движение воды в верхнем бьефе будет сказываться сильнее и практическая значимость его будет выше, чем при суточном регулировании ГЭС с водохранилищем, имеющим больший относительный объем (сезонное или еще более длительное регулирование).

рые позволяют получить решения в аналитической форме. Эти методы основаны обычно на применении теории волн малой амплитуды. Основной предпосылкой этой теории является допущение того, что все изменения гидравлических элементов, обусловленные неустановившимся движением, есть величины малые, так что квадратами этих величин, а равно и их произведениями, можно пренебречь. Это позволяет осуществить линеаризацию уравнений Сен-Венана и получать решения для суточного регулирования.

Разрабатывая этот метод применительно к расчету суточного регулирования, В. М. Горнштейн исходил из предположения, что при изменении расхода ГЭС по ступенчатому графику (кусочно-постоянной функции) изменение уровня на каждом временном интервале будет определяться как результат наложения некоторого начального скачка уровня с последующим изменением его по экспоненте с не зависящей от режима постоянной времени. При этом делается допущение, что от каждого скачка расходов уровни изменяются независимо друг от друга и тогда график изменений уровня за сутки будет определяться путем алгебраического сложения, вызываемых каждым изменением расхода ГЭС в отдельности.

Потери суточного регулирования зависят от используемого напора. Чем меньше напор, тем сильнее сказываются эти потери, и для низконапорных ГЭС они доходят до 3—5% суточной выработки ГЭС при ее работе на естественном расходе.

При осуществлении суточного регулирования могут возникнуть различного рода ограничения, накладываемые на режим ГЭС неэнергетическими участниками комплекса. Так, при отсутствии подпора в нижнем бьефе со стороны нижележащей ГЭС водный транспорт может предъявить требования по обеспечению необходимых судоходных глубин в течение всех 24 часов, а также в отношении допустимых скоростей течения при подходе к шлюзам. Аналогичные требования по поддержанию необходимых глубин могут быть предъявлены

До сих пор рассматривалось суточное регулирование, осуществляемое водохранилищами русловых и припло-тинных ГЭС. Все сказанное будет относиться и к ГЭС с напорной деривацией, у которой объем воды, необходимый для суточного регулирования, сосредоточен в подпертом бьефе у водоприемника. При безнапорной несаморегулирующейся деривации необходимый объем воды запасается в бассейне суточного регулирования, расположенном обычно вблизи здания ГЭС, а при саморегулирующейся деривации сосредоточивается в самой деривации, а в некоторых случаях в верхнем бьефе головного узла.

Объем водохранилища, необходимый для суточного регулирования, очень небольшой и обычно составляет около 0,5 объема суточного стока маловодного года расчетной обеспеченности.

Объем водохранилища, необходимый для осуществления суточного регулирования, в каждом конкретном случае можно определить на основе сопоставления между собой графика бытовой приточности Qo(0 и зарегулированных расходов Qrac(0 ( 10.1,6).