Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГБОУ ВПО «Южно-Уральский государственный университет»

(национально исследовательский университет)

Факультет «Энергетический»

Кафедра «ЭПА»

РЕФЕРАТ

по дисциплине «Общая энергетика»

Гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС): эскиз сооружения, порядок работы. Генераторы электроэнергии ГАЭС, КПД. Сравнение с гидроэлектростанциями (ГЭС)

Проверил

Н.Ю. Башмакова

Автор работы

студент группы Э-235

Д.А.Елистратов

Челябинск 2013



ОГЛАВЛЕНИЕ

АННОТАЦИЯ

ВВЕДЕНИЕ

1. СРАВНЕНИЕ ГАЭС С ЗАРУБЕЖНЫМИ АНАЛОГАМИ

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ, ПРИНЦИП РАБОТЫ, КЛАССИФИКАЦИЯ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ГАЭС

2.1 Гидроаккумулирующие электрические станции

2.2 Принцип работы

2.3 Классификация гидроаккумулирующих электростанций

2.4 Технологические схемы

3. ГЕНЕРАТОРЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ГАЭС, КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ ГАЭС

3.1 Генераторы электроэнергии ГАЭС

3.2 Коэффициент полезного действия ГАЭС

4. ГЛАВНЫЕ ОТЛИЧИЯ ГАЭС ОТ ГЭС

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК



АННОТАЦИЯ

Елистратов Д.А. Гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС): эскиз сооружения, порядок работы. Генераторы электроэнергии ГАЭС, КПД. Сравнение с гидроэлектростанциями (ГЭС). Челябинск: ЮУрГУ, Э-235, 31с., 2ил., 0табл., библиогр. список-5 наим., 0 прил.

Цель реферата - отразить процесс производства тепловой и электрической энергии на ГАЭС.

Задачи реферата - изучить, обобщить, проанализировать структуру современной ГАЭС.

Новизна реферата состоит в том, что ГАЭС были рассмотрены с точки зрения современных технологий, так как при подготовке использовалась литература не позднее 10 лет издания.



ВВЕДЕНИЕ

Вопросы использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ) актуальны для всех стран мира в силу различных обстоятельств. Для промышленно развитых стран мира, зависящих от импорта топливно-энергетических ресурсов это, прежде всего, энергетическая безопасность. Для промышленно развитых стран, богатых энергоресурсами, - это экологическая безопасность. Для развивающихся стран -- это наиболее быстрый путь к улучшению социально-бытовых условий жизни населения.

К ВИЭ относятся: энергия солнца, ветра, рек и водотоков, мирских приливов и волн, тепловая энергия земли (геотермальная) и гидросферы (тепло воздуха и вод океанов, морей и крупных водоемов), а также энергия биомассы. Меня из этого перечня интересует, в первую очередь, гидроэнергетика. Это прежде всего потенциал энергии рек и водотоков, который в мире оценивается величиной в 8100 млрд. кВт-ч.

В настоящее время разработана (и частично уже реализуется) программа развития гидроэнергетических мощностей на период до 2020 г., предусматривающая ввод генерирующих мощностей.

Особое место в числе различных видов гидроэнергетики занимают ГАЭС. Благодаря специфической технологии ГАЭС дают уникальную возможность двойного регулирования мощности - в генераторном и нагрузочном режимах. Это позволяет использовать ГАЭС при решении широкого диапазона режимных задач, связанных с потребностями в регулировании:

· работа в интересах Системного оператора Единой энергетической системы по регулированию суточного графика нагрузки регулирование режимов «тепловых» изолированных энергосистем;

· оптимизация работы тепловых (ТЭС) и атомных (АЭС) электростанций, улучшение их технико-экономических показателей, снижение вредных выбросов в атмосферу;

· совместная работа с ПЭС;

· осуществление функций быстро вводимого аварийного резерва генерирующей мощности.

Гидроаккумулирующие электростанции получили широкое распространение в мире: по состоянию на 2005 г. их общее количество достигло 460; в настоящее время строится около 40 новых ГАЭС во многих странах мира.

Актуальность развития генерирующих мощностей гидроаккумулирующего типа обусловлена дефицитом маневренных регулирующих мощностей.



1. СРАВНЕНИЕ ГАЭС С ЗАРУБЕЖНЫМИ АНАЛОГАМИ

Строительство ГАЭС было начато в Западной Европе в конце XIX в. - в 1882 г. в Швейцарии близ г. Цюриха была сооружена установка Леттем с двумя насосами мощностью по 51,5 кВт, накачивающими воду на высоту 153 м в резервуар емкостью 18 тыс. м3. В 1894 г. на прядильной фабрике в Италии была введена в работу установка Крева-Луино мощностью 50 кВт с напором 64 м, работавшая по недельному циклу аккумулирования: запасенный в субботу и воскресенье объем воды срабатывался в рабочие дни.

По данным на 1970 г., в 29 странах мира насчитывалось 148 эксплуатируемых ГАЭС суммарной установленной мощностью15,3 млн кВт. Из этой мощности на долю США приходилось 3640 МВт, что составляло 1,2 % установленной мощности всех электростанций страны. К 1980 г. эта доля выросла до 4 % (32 ГАЭС, 14 млн кВт) и в стадии проектирования находилось еще 33 ГАЭС, а к 1990 г. - до 5,6 % (37,3 млн кВт). Более половины ГАЭС построено в Германии, Японии, США, Швейцарии и других странах Западной Европы. В частности, в Японии количество эксплуатируемых ГАЭС составляет около 50, в Германии - более 30. Доля ГАЭС в энергосистемах Западной Европы с 1,0 % в 1970 г. (6 млн кВт) к 1980 г. увеличилась до 4 % (26 млн кВт). Кроме того, в 1970 г. в стадии строительства находилось еще 48 ГАЭС общей мощностью около 22 млн кВт.

Практически на территории Советского Союза до 80-х гг. прошлого столетия были построены и эксплуатировались только две ГАЭС: Ставропольская установленной мощностью 19 МВт, работающая в режиме сезонного регулирования стоков Большого Ставропольского канала, и Киевская ГЭС-ГАЭС с тремя обычными и тремя обратимыми агрегатами суммарной установленной мощностью в турбинном режиме 225 МВт, введенная в эксплуатацию в 1972 г.

Мировой опыт использования ГАЭС в электроэнергетике давно подтвердил их техническую эффективность в обеспечении экономичности энергообъединений и их живучести, в повышении надежности электроснабжения и качества электроэнергии. В настоящее время в мире насчитывается более 460 действующих ГАЭС различной компоновки с широком диапазоном установленной мощности - от нескольких десятков кВт до 3000 МВт (ГАЭС Эдисон в США) - и напорами от нескольких десятков метров до 1700 м (ГАЭС Рейзек в Австрии). В ближайшие годы ожидается значительное увеличение количества строящихся и эксплуатируемых ГАЭС. Наиболее интенсивно гидроаккумулирование развито в США (39 ГАЭС; 20,8 млн кВт), Японии (20 млн кВт), Германии (33 ГАЭС; 5,6 млн кВт), Италии (22 ГАЭС; 7,0 млн кВт), Австрии (4,4 млн кВт), Франции (4,4 млн кВт), Швейцарии (13 ГАЭС; 1,2 млн кВт), Китае (5,0 млн кВт), Испании (5,0 млн кВт) и т. д.

Реальные к.п.д. современных мощных ГАЭС с одинаковой частотой вращения в обоих режимах могут отличаться. Так, для Загорской ГАЭС (Россия) при единичной мощности обратимых агрегатов 200 МВт к.п.д составляет 74 %, ГАЭС Круахан (Великобритания) при единичной мощности агрегатов 100 МВт к.п.д. равен 75 %, ГАЭС Динорвиг (Великобритания) при мощности одного агрегата 300 МВт - 78 %, ГАЭС Ренкхаузен (Германия) общий к.п.д. равен 75,1 % и т. д. При трехмашинных компоновках оборудования к.п.д. аккумулирования достигает 79 % (ГАЭС Вианден-I, Люксембург). Таким образом, для современных ГАЭС к.п.д. аккумулирования составляет не менее 72-74 %.

Анализ 50 наиболее крупных зарубежных ГАЭС, работающих в самом широком диапазоне напоров, имеющих от 1 до 9 агрегатов с единичной мощностью от 50 до 375 МВт, показывает, что на 47 из них установлены предтурбинные затворы (шаровые, дисковые или дроссельные). Наличие этого затвора и его использование непосредственно в технологии агрегата позволяет радикально решить проблему протечек через закрытые направляющие аппараты агрегатов. Казалось бы, напрашивается простое и, на первый взгляд, очевидное решение - на всех ГАЭС устанавливать предтурбинные затворы и при необходимости задействовать их не только в аварийной или ремонтной ситуации, но и в технологии пуска-останова обратимых гидроагрегатов. Однако все не так просто. Для европейской части России программа строительства ГАЭС предусматривает их строительство в равнинных условиях с напором около 100 м и единичной мощностью агрегатов 200 МВт и более. Для таких напоров и мощностей расход воды как в турбинном, так и в насосном режиме таков, что напорные трубопроводы должны иметь диаметр не менее 7 м. Предтурбинные затворы известных конструкций (шаровые, дисковые, дроссельные) для таких диаметров технически выполнимы, но с учетом их гидропривода потребуют строительства отдельных машинных зданий, что резко увеличит стоимость ГАЭС.

Наибольшее распространение в практике зарубежного строительства ГАЭС получили высоконапорные деривационные схемы с подземными компоновками основных элементов гидроузлов. Для равнинных ГАЭС России, Прибалтики и Украины с напором около 100 м более характерны деривационные схемы с открытым расположением напорных трубопроводов. Во всех деривационных схемах ГАЭС применяется напорная деривация. В соответствии с этой схемой созданы Загорская ГАЭС в России, Круонисская в Литве, Ташлыкская на Украине и др.

В зарубежной практике строительства ограждающих сооружений водоемов ГАЭС в качестве противофильтрационных устройств наибольшее распространение получили экраны из асфальтобетона. Они широко применяются для экранирования как откосов ограждающих дамб, так и дна водоемов. Для отвода воды в случае нарушения целостности экрана предусматриваются подэкрановые дренажи. В качестве примера ГАЭС Ладингтон (США) и Маркерсбах (Германия).

При возведении дамб верхнего бассейна Загорской ГАЭС в 1987-1988 гг. был получен первый опыт создания насыпей из грунтовых смесей. В дамбы укладывалась смесь моренных и покровных суглинков, имеющих различные физико-механические характеристики. Моренные и покровные суглинки, которые разрабатывались непосредственно в акватории бассейна, имеют в основном полутвердую и тугопластическую консистенцию. Необходимо было подобрать такую плотность укладки, которая обеспечивала бы сохранение этой консистенции после укладки грунтов в сооружение при их водонасыщении под действием создаваемого напора воды.

На второй очереди дамбы верхнего бассейна Загорской ГАЭС изменена технология крепления напорного откоса. Откос выполнен более пологим по сравнению с первой очередью бассейна с креплением песчано-гравийной смесью с усилением отметки НПУ булыжником. Эта конструкция оказалась более технологичной в строительстве и устойчивой; она также отличается высокой ремонтопригодностью.

Выпуск крупных обратимых гидромашин начался в США практически с 1950 г., а в Европе - спустя 10 лет. В настоящее время суммарная (во всем мире) установленная мощность ГАЭС с обратимыми гидромашинами значительно превышает установленную мощность всех остальных ГАЭС.

Первые обратимые гидромашины были изготовлены на напор менее 100 м, однако этот показатель непрерывно повышался, и уже в 1975 г. для ГАЭС Кош во Франции были изготовлены обратимые многоступенчатые насосотурбины на напор 931 м, а в 1978 г. для ГАЭС Чиота-Пиастра - на напор 1048 м.

Пионером в области изготовления и применения обратимых агрегатов ГАЭС как по количеству, так и по напору, является Япония.

В России первые опыты использования гидромашин в обратимых режимах были проведены в середине ХХ столетия. Во время Великой Отечественной войны были проведены опыты по использованию насосных агрегатов канала Москва-Волга в турбинном режиме для получения дефицитной электроэнергии. Учитывая, что на пяти насосных станциях этого канала суммарная мощность электрических машин составляет 60 МВт, использование агрегатов в качестве источника электроэнергии имело значительный эффект. Поэтому и в последующее время 20 агрегатов на насосных станциях канала использовались в обратимых режимах в течение нескольких десятков лет. К.п.д. насосного гидроаккумулирования при этом составлял 0,57.



2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ, ПРИНЦИП РАБОТЫ, КЛАССИФИКАЦИЯ, ЭСКИЗ СООРУЖЕНИЯ ГАЭС

2.1 Гидроаккумулирующие электрические станции

Гидравлическое аккумулирование электрической энергии осуществляется гидроаккумулирующими электростанциями (ГАЭС), сооружение которых способствует комплексному решению ряда энергетических, топливно-энергетических и водохозяйственных проблем.

Планомерно увеличивающиеся масштабы промышленного и сельскохозяйственного производства обуславливают значительные приросты электропотребления. Удовлетворения этого прироста электропотребления энергетическими мощностями невозможно без концентрации мощностей на электростанциях и отдельных агрегатах.

Концентрация мощностей агрегатов и электростанций обеспечивает более быстрый ввод мощностей в энергосистемах, повышение экономичности электростанций, уменьшение потребности в трудовых ресурсах при строительстве и эксплуатации, снижение металлоемкости.

Наряду с положительными сторонами насыщение энергетических систем тепловыми и атомными электростанциями огромной мощности усугубляет трудности с покрытием минимальных нагрузок. Ограниченный диапазон регулирования мощности крупноблочных агрегатов и невозможность частых пусков и остановок без резкого снижения надежности и экономичности работы энергосилового оборудования, тепловых и атомных электростанций затрудняет покрытие неравномерной части графиков электрической нагрузки. Неравномерность режима электропотребления наблюдается не только в течение суток (внутри суточная неравномерность), но и по дням недели (внутри недельная неравномерность), и сезонам года (внутригодовая неравномерность).

В этих условиях неразрывность процесса производства и потребления электроэнергии требует от энергосистем значительного маневрирования мощностями электростанций и агрегатов. Однако современное оборудование ТЭС и АЭС не приспособлено к резко переменному режиму работы. Тратиться огромные средства на различного рода усовершенствования, реконструкцию отдельных узлов агрегатов и на устранения неполадок. При решении указанной проблемы гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) занимают особое место, так как они одновременно являются высокоманевренным источником пиковой мощности и потребителем регулятором. В отличии от гидроэлектростанций обычного типа пиковая энергоподача ГАЭС не зависит от водности года.

Основным назначением гидроаккумулирования является повышение надежности, маневренности и экономичности работы энергосистем, что достигается совместным решением задач по прохождению ночного провала суточных графиков нагрузки, покрытию их пиковой части, улучшению режима теплового оборудования ТЭС и созданию условий для увеличения мощности базовых электростанций.

2.2 Принцип работы

Практически во всем мире в современных энергообъединениях почти исключительное распространение получило гидроаккумулирование - благодаря соизмеримости мощности и количества перераспределяемой энергии ГАЭС с потребностями энергосистем.

Проблема покрытия пиковых нагрузок и прохождения периодов сниженного электропотребления в последние десятилетия во всем мире становится все более актуальной в связи с разуплотнением графиков нагрузок современных энергосистем, увеличением количества маломаневренных турбоагрегатов повышенной мощности ТЭС и АЭС, а также значительной степенью освоения экономически выгодных для использования гидроресурсов.

Одним из возможных и наиболее эффективных способов решения этой проблемы является строительство и использование мощных ГАЭС, которые характеризуются уникальным сочетанием функций пиковой станции и потребителя-регулятора, способного в период ночного провала суточного графика нагрузок обеспечить потребление избыточной электрической мощности теплофикационного оборудования ТЭС и АЭС. Кроме того, на эти станции часто возлагают функции регулирования частоты и напряжения в энергообъединении.

Работа ГАЭС, как и других аккумуляторов энергии, заключается в смене двух режимов: накопления энергии (заряда) и ее выдачи потребителям (разряда).

Заряд ГАЭС осуществляется путем подъема воды гидромашинами с электрическим приводом из нижнего водохранилища в верхнее (верхний аккумулирующий бассейн). Заряд производится, как правило, во время ночных провалов электропотребления, когда в энергосистеме в связи с проблемами регулирования или необходимостью выполнения теплового графика нагрузки образуется излишняя генерирующая мощность. При разряде, осуществляемом в часы максимума нагрузки или в аварийной ситуации в энергосистеме, потенциальная энергия поднятой воды преобразуется в электрическую. При этом вода, срабатываемая из верхнего бассейна в нижний, пропускается через турбины или обратимые гидромашины в турбинном режиме, работающие совместно с реверсивными электромашинами, которые генерируют электрический ток, как и на обычных ГЭС. Таким образом, ГАЭС при заряде работают как насосные станции, а при разряде - как гидроэлектростанции.

Основными предпосылками применения гидроаккумулирования энергии и развития в России этого вида гидроэнергетики являются:

- потребность в маневренной мощности для покрытия пиков нагрузки и компенсации ее кратковременных изменений;

- уплотнение суточного графика нагрузки с использованием дешевой ночной электроэнергии;

- увеличение мощности и оптимизация работы базовых электростанций;

- экономия топлива в энергосистеме в сравнении с другими вариантами пиковой мощности;

- обеспечение быстрого оперативного и аварийного резерва;

- участие в регулировании режимных параметров с целью обеспечения нормативного качества электроэнергии.

Функциональные возможности ГАЭС могут быть разделены на две группы:

стандартный набор системных услуг - независимо от места расположения;

специфические услуги, зависящие от конкретного расположения ГАЭС.

Стандартные функциональные возможности ГАЭС в различных режимах представлены ниже.

Нормальный режим:

регулирование баланса мощности (нагрузки и генерации);

регулирование напряжения в активных режимах (генераторном и насосном);

компенсация реактивной мощности (режим СК);

регулирование частоты;

оперативное резервирование мощности (нагрузки и генерации).

Аварийный режим:

аварийное (быстрое) резервирование мощности (нагрузки и генерации);

форсировка реактивной мощности (для повышения предела устойчивости).

Послеаварийный режим:

оперативное резервирование мощности (нагрузки и генерации);

обеспечение разворота ТЭС при их полном погашении и отсутствии других источников генерации.

2.3 Классификация гидроаккумулирующих электростанций

гидроаккумулирующий электрический станция генератор

Гидроаккумулирующие электростанции в отличие от обычных ГЭС представляют собой комплекс сооружений и оборудования, предназначенный не только для генерирования электроэнергии, но и для ее аккумулирования. Поэтому, во многом сохраняя конструктивное и компоновочное сходство с обычными ГЭС, ГАЭС имеют и свои особенности. Независимо от индивидуальных особенностей каждой ГАЭС, все они имеют в том или ином конструктивном виде основной набор компоновочных элементов: верхний аккумулирующий и нижний бассейны, здание ГАЭС, водоприемник (один или два), напорные водоводы.

Широкий диапазон напоров и разнообразие применяемых схем ГАЭС обусловливают большое количество возможных компоновочных решений, которые в первую очередь зависят от рельефа местности и геологических условий.

Классификация ГАЭС может быть выполнена по ряду признаков:

по совмещению ГАЭС с обычными ГЭС - совмещенные и несовмещенные;

по схеме концентрации напора - приплотинные и деривационные;

по величине действующего напора - низконапорные (40-60 м), средненапорные (120-150 м) и высоконапорные (свыше 200 м);

по компоновке элементов гидроузла - с наземными, подземными или полуподземными машинными зданиями;

по конструкции напорных водоводов - с открытым или подземным расположением;

по конструкции верхнего и нижнего бассейнов - с искусственно сооружаемыми или естественными бассейнами (в том числе могут быть использованы бассейны ГЭС, ТЭС или АЭС);

по наличию естественной приточности - с приточностью в верхний бассейн, с приточностью в нижний бассейн;

по типу (компоновке) основного гидроэнергетического оборудования - с двухмашинными, трехмашинными или четырехмашинными гидроагрегатами;

по длительности цикла насосного аккумулирования - с суточным, недельным и сезонным (годичным) циклом работы.

По первому признаку ГАЭС различаются в зависимости от их совмещения с обычными ГЭС. Если источником электроэнергии, вырабатываемой ГАЭС при разряде, является только аккумулированная электроэнергия, получаемая ими от энергосистемы во время заряда, то такие станции являются несовмещенными с ГЭС. Естественная приточность воды в верхний аккумулирующий бассейн таких станций практически отсутствует, а полезные (оборотные) объемы верхнего и нижнего бассейнов одинаковы.

Несовмещенные гидроаккумулирующие электростанции называются ГАЭС «чистого», а иногда «полного» аккумулирования. К несовмещенному типу относится Загорская ГАЭС.

Совмещенное гидроаккумулирование по напору осуществляется в схемах с переработкой стока, когда высота насосного подъема воды на водораздел меньше напора, подводимого к гидротурбинам. При этом насосное и турбинное оборудование расположено в разных местах и на разных станциях: насосной и гидроэлектрической.

Совмещенное гидроаккумулирование по расходу применяется на станциях, использующих естественный сток рек и озер, который служит для дополнительной выработки электроэнергии наряду с выработкой при разряде ГАЭС. Аккумулирующей емкостью верхнего бьефа является водохранилище, которое также регулирует сток, а емкость нижнего бьефа-резервуара создается подпором нижележащей ступени ГЭС или специально созданной низконапорной плотины. Такие станции называются сокращенно ГЭС-ГАЭС. По такой схеме создается Зеленчукская ГЭС-ГАЭС, имеющая два обратимых гидроагрегата ГАЭС и два обычных гидроагрегата ГЭС по 70 МВт каждый. Верхнее водохранилище Зеленчукской ГЭС-ГАЭС искусственное с приточностью за счет отбора части стока рек Большой Зеленчук и Малый Зеленчук. Перебрасываемый в р. Кубань сток будет использоваться на нижележащих Кубанских ГЭС, расположенных на Большом Ставропольском канале, и на проектируемых Красногорских ГЭС на р. Кубань. Предполагалось, что Верхне-Красногор-ская ГЭС в своем верхнем бьефе создаст подпор для нижнего бьефа Зеленчукской ГЭС-ГАЭС и таким образом образует нижнее водохранилище ГАЭС. Однако при рабочем проектировании по техническим и организационным соображениям было принято решение о создании самостоятельного нижнего бассейна этой станции.

В районах, бедных гидроресурсами, получили преимущественное распространение ГАЭС несовмещенного гидроаккумулирования. Такие станции строятся при наличии соответствующих естественных условий: возможности концентрации наибольшего напора с расположением верхнего и нижнего бассейнов на наименьшем расстоянии один от другого. Для верхних бассейнов могут использоваться как существующие водоемы - озера и водохранилища, так и специально создаваемые искусственные бассейны. В качестве нижних, помимо рек и озер, может использоваться акватория морских заливов.

Наибольшее распространение в практике зарубежного строительства ГАЭС получили высоконапорные деривационные схемы с подземными компоновками основных элементов гидроузлов. Для равнинных ГАЭС России, Прибалтики и Украины с напором около 100 м более характерны деривационные схемы с открытым расположением напорных трубопроводов. Во всех деривационных схемах ГАЭС применяется напорная деривация. В соответствии с этой схемой созданы Загорская ГАЭС в России, Круонисская в Литве, Ташлыкская на Украине и др.

Величина напора на проектируемых ГАЭС, особенно ГАЭС наземного и полуподземного типа, зависит от топографических условий в районе площадки, выбранной для строительства. При выборе площадок при равенстве вариантов по прочим условиям выбирают вариант с большим напором.

Теоретическая мощность водотока (без учета потерь стока и водной энергии при ее преобразовании в электрическую в турбинном режиме) определяется следующим образом:

N = 9,81QH,

где N - мощность водотока, кВт;

Q - расход воды, м3/с;

H - напор, м.

Силой, осуществляющей работу водяного потока, является вес воды. Работа потока определяется напором (Н) водотока, т.е. разностью уровней воды в начале и конце рассматриваемого участка, и величиной расхода (Q) протекающей воды.

Из приведенной формулы видно, что при увеличении напора при неизменной мощности пропорционально уменьшается необходимый расход воды. Это означает, что чем больше напор, тем меньше расход воды, меньше диаметр напорных трубопроводов, меньше габариты рабочего колеса насосотурбины и, следовательно, меньше габариты машинного здания и стоимость всего сооружения.

Стремление к увеличению напора ГАЭС не совмещённого гидроаккумулирования и минимизации воздействия на природную среду привело к разработке схем шахтного типа с подземным расположением не только машинного зала, но и нижнего бассейна, создаваемого в скальных породах на глубине 500 и более метров. При этом в качестве нижнего бассейна могут использоваться отработанные рудничные выработки, карстовые полости или специально сооружаемые системы галерей. В качестве верхнего резервуара может использоваться существующий водоем, который является одновременно прудом-охладителем ТЭС или АЭС, а также естественный водоем в виде речной акватории или морского залива.

Использование компоновки гидроузла ГАЭС с подземным нижним водохранилищем отличается высокой экономичностью и возможностью применения во многих равнинных регионах, не имеющих естественных перепадов высот. Предварительные проектные проработки показывают, что применением подземных компоновок с высоким напором можно добиться уменьшения удельной стоимости ГАЭС на 25-30 % по сравнению с наземными или полуподземными компоновками.

Машинные здания полуподземного (заглубленного) типа применяются в случае заглубления напорных трубопроводов относительно земной поверхности и при необходимости обеспечения превышения уровня воды в нижнем бьефе над рабочим колесом насосотурбины для ослабления кавитационных процессов.

2.4 Технологические схемы

На ГАЭС могут устанавливаться двух-, трех- и четырехмашинные агрегаты. При напорах до 500м обычно устанавливаются двухмашинные обратимые агрегаты, состоящие из обратимой гидромашины - насосотурбины и синхронной электрической машины. В режиме выработки электроэнергии гидротурбина вращает генератор, а в насосном режиме - синхронный электродвигатель, потребляя энергию из сети, вращает гидротурбину, работающую как насос. В этом режиме требуется изменение направления вращения вала агрегата, поэтому в цепи генератора устанавливаются два реверсирующих разъединителя и выключатель или два реверсирующих выключателя. В часы, когда агрегаты ГАЭС не работают в турбинном или насосном режиме, они используются как синхронные компенсаторы, при этом синхронная машина работает в режиме электродвигателя.

Пуск обратимого агрегата в турбинный режим производится так же, как и пуск обычного гидроагрегата. Пуск в насосный режим сложнее и требует большего времени, так как мощность синхронных машин, выполняющих роль генератора и электродвигателя, установленных на ГАЭС, достигает 100МВт и более. Прямой пуск электродвигателя такой мощности приведет к недопустимому снижению напряжения на шинах, к которым подключается машина. Поэтому при асинхронном пуске применяют реакторы или автотрансформаторы для ограничения пусковых токов. Возможен пуск с помощью вспомогательного асинхронного электродвигателя с фазным ротором, посаженным на вал агрегата. Когда агрегат достигает подсинхронной частоты вращения, он возбуждается и входит в синхронизм. Для агрегатов 100-250МВт обычно применяется этот метод пуска.

На ГАЭС применяются укрупненные энергоблоки: две-три синхронные машины соединяются с одним трансформатором с установкой генераторных выключателей и реверсирующих разъединителей ГАЭС сооружают вблизи узлов нагрузки энергосистемы и короткими линиями 220-750 кВ соединяют с узловыми подстанциями. На высшем напряжении ГАЭС используют наиболее простые схемы: блоки трансформатор-линия, мостики, многоугольники и другие схемы, рекомендуемые для ГАЭС.



3. ГЕНЕРАТОРЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ГАЭС, КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ ГАЭС

3.1 Генераторы электроэнергии ГАЭС

На современных мощных ГАЭС в зависимости от величины действующего напора, требований в части мобильности и маневренности гидроагрегатов и обеспечения соответствующей мощности в насосном и турбинном режимах работы получили распространение три возможные схемы компоновки насосотурбинных гидроагрегатов ГАЭС.

четырехмашинная (4М) с раздельными гидравлическими и электрическими машинами (насосом, турбиной, электродвигателем и гидрогенератором);

трехмашинная (3М) с раздельными гидромашинами (насосом и турбиной) и одной обратимой синхронной электромашиной (гене-ратором-двигателем);

двухмашинная (2М) с одной обратимой гидравлической машиной (насосотурбиной) и одной обратимой электромашиной (гене-ратором-двигателем). Для обозначения двухмашинной схемы в технической литературе и практике получил распространение термин обратимый гидроагрегат (ОА), так как он меняет направление вращения вала и движения потока воды при переходе из насосного режима работы в турбинный и при обратном переходе.

Для гидроагрегатов ГАЭС, имеющих трехмашинную компоновку, используются синхронные электромашины, практически не отличающиеся по исполнению от обычных гидрогенераторов. Это объясняется тем, что у трехмашинных гидроагрегатов электрическая машина, во-первых, не привлекается для пуска агрегата в насосный режим и, во-вторых, не меняет направления вращения.

Поэтому далее рассматриваются конструктивные особенности обратимых синхронных электрических машин, применяемых на ГАЭС с двухмашинной компоновкой гидроагрегатов, то есть в составе обратимых гидроагрегатов. Как показывает опыт строительства и эксплуатации зарубежных ГАЭС, в подавляющем большинстве случаев для мощных обратимых гидроагрегатов применяются вертикальные синхронные электромашины зонтичного исполнения. С целью уменьшения их габаритов при необходимости применяют системы непосредственного водяного охлаждения.

Специфические особенности работы обратимых насосотурбинных гидроагрегатов ГАЭС - частые переводы из одного режима работы в другой, тяжелые условия пуска в насосный режим и т. д. предъявляют особые требования к конструкции и эксплуатации основного энергетического оборудования ГАЭС, в том числе и к генераторам-двигателям.

Основными требованиями к генераторам-двигателям обратимых гидроагрегатов следует считать:

возможность обеспечения прямого асинхронного пуска в насосный (двигательный) режим (в случае, если этот вид пуска является штатным);

устойчивая работа в двигательном и генераторном режиме с максимальным значением к.п.д.;

надежная работа системы охлаждения активных частей в стационарных и переходных пуско-тормозных режимах работы;

обеспечение надежной работы подпятника и направляющих подшипников в реверсивных условиях и при переменных нагрузках;

надежная работа системы возбуждения во всех режимах работы;

обеспечение надежной работы контактных колец и щеточного аппарата в условиях реверсивной работы;

сохранение устойчивости параллельной работы с энергосистемой во всех режимах работы.

Реверсивность вращения и тяжелые условия пуска обратимого гидроагрегата в насосный режим требуют обеспечения особо надежной работы направляющих подшипников и подпятника агрегата при вращении вала в обоих направлениях. В связи с этим сегменты подпятника имеют нулевой эксцентриситет, что обусловливает меньшую толщину масляной пленки, чем у подпятников агрегатов с одним направлением вращения. Для предотвращения возникновения сухого трения и уменьшения момента трогания агрегата во многих случаях, особенно при применении баббитовых сегментов на старых ГАЭС, применяют гидравлическую или электромагнитную разгрузку агрегата при его пусках и остановках. Гидростатический подъем вращающихся частей обратимого агрегата основан на принудительной подаче в сегменты подпятника масла под высоким давлением - до 150 кг/см2. Этой же цели (снижение сопротивления трения) служит переход от баббитовых скользящих частей подпятника на современные материалы - полимеры, имеющие малый коэффициент трения при высокой механической прочности.

При выборе параметров генератора-двигателя учитывают особенности его работы в режиме как двигателя, так и генератора. Обычно решающим является двигательный режим, так как в этом случае электромашина бывает, как правило, наиболее загружена как в стационарном, так и переходных режимах работы. Естественно, в этом случае принимаются во внимание требования энергосистемы. В частности, если в генераторном режиме обычно cos ц = 0,8-0,95, то в двигательном режиме этот параметр может быть больше и составлять 0,9-1, так как в двигательном режиме гидроагрегат работает обычно при значительном снижении нагрузки в энергосистеме и электромашина работает при повышенном напряжении.

Статоры современных синхронных машин обратимых агрегатов ГЭС и ГАЭС в большинстве случаев выполняются разъемными на несколько секторов (по условиям транспортировки). Поскольку эксплуатационная надежность гидрогенераторов с разъемными статорами в значительной степени определяется состоянием стыковых зон, то при монтаже сердечник в корпусе статора подвергается предварительному сжатию. Однако при работе электрической машины сердечник статора нагревается и возникает тенденция к тепловой деформации в сторону расширения. Но поскольку статор зафиксирован относительно корпуса, то внутреннее напряжение в стали предварительно сжатого сердечника еще более возрастает.

В обычных гидрогенераторах, в том числе генераторов-двигателей ГАЭС, не рассчитанных на прямой асинхронный пуск, демпферная обмотка представляет собой «беличье колесо», то есть короткозамкнутую обмотку из медных стержней, пропущенных через отверстия полюсных башмаков и по торцам запаянных на короткозамыкающие кольца. Сердечники полюсов в этом случае выполняются шихтованными из отдельных листов электротехнической стали толщиной 4 мм.

Система возбуждения обратимой электрической машины ГАЭС отличается от аналогичной системы гидрогенераторов ГЭС тем, что она должна обеспечить стандартный набор режимов и параметров возбуждения генератора-двигателя в режимах генераторном, двигательном и СК, и, кроме того, режим пуска в двигательный режим и электродинамическое торможение гидроагрегата при его остановке. Поэтому в системах возбуждения генераторов-двигателей ГАЭС применяется специальный тип АРВ.

Наибольшее распространение в электроэнергетике в качестве генераторов и электродвигателей получили синхронные электрические машины. Отличительной особенностью синхронной машины является то, что они, независимо от значения момента на валу как в генераторном, так и двигательном режимах, вращаются с постоянной угловой скоростью, называемой синхронной.

В процессе эксплуатации электрического оборудования электростанций возникает необходимость регулирования таких режимных параметров, как частота и напряжение, а также повышения устойчивости работы энергосистем и улучшения качества электромеханических переходных процессов при больших возмущениях. Важной задачей является также повышение экономичности и надежности электростанций любых типов с агрегатами, первичные двигатели которых (гидромашины для ГЭС и ГАЭС) работают в условиях широких диапазонов изменения параметров подводимой к ним энергии (напора воды у гидроагрегатов, скорости ветра у ветроустановок и т. п.).

Последняя задача - повышение экономичности агрегатов - является особенно актуальной для ГАЭС, имеющих обратимые гидроагрегаты. Это объясняется тем, что, во-первых, у ГАЭС, как правило, широкий диапазон изменения напоров, и, во-вторых, при конструировании обратимых гидромашин невозможно обеспечить оптимальный к.п.д. как для насосного, так и для турбинного режима. Для обратимых гидроагрегатов ГАЭС характерно несовпадение максимумов к.п.д. в насосном и турбинном режимах. Как уже отмечалось в предыдущей главе, для обеспечения оптимального режима работы насосотурбины в заданном диапазоне изменения напоров скорость вращения агрегата в турбинном режиме должна быть на 15 % ниже, чем в насосном. До недавних пор практически единственным способом выполнения этого условия было применение двухскоростных электромашин, что требует соответствующих конструктивных решений.

Как известно, связь между числом оборотов синхронной электромашины и числом пар полюсов выражается соотношением

n = 60 f / p,

где n - частота вращения, об/мин; (величина, равная отношению числа оборотов, совершённых телом, ко времени вращения)

f - частота сети, Гц;

р - число пар полюсов. (для двигателей переменного тока (асинхронных и синхронных) число пар полюсов определяет скорость вращения, т. е. число оборотов в минуту)

Отсюда следует, что для ступенчатого изменения скорости электрической машины необходимо переключить обмотки статора и ротора таким образом, чтобы обеспечить необходимое соотношение.

На рис. 1 показана схема электрических соединений ГАЭС, на которой установлены четыре обратимых агрегата по 250 МВт, присоединенных попарно к повышенным трансформаторам с расщепленными обмотками НН. В цепях электрических машин установлены выключатели Q1-Q4 и по два параллельно соединенных разъединителя для изменения порядка чередования фаз (реверсирующие разъединители). В зависимости от режима агрегата (двигательный или генераторный) включает соответствующий разъединитель QSG или QSM. Пуск агрегатов в насосный режим осуществляется асинхронными электродвигателями М мощностью 10МВт, напряжением 6 кВ. Электроэнергия к этим электродвигателям поступает с шин с. Н. 6кВ. Трансформаторы с. н. Т3, Т4 присоединены глухой отпайкой к блочным трансформаторам. Остальная нагрузка с. н. присоединяется к шинам 380\220 В. [2]

3.2 Коэффициент полезного действия ГАЭС

Коэффициент полезного действия является одним из наиболее важных показателей энергетической и экономической эффективности ГАЭС. Значение к.п.д. определяется отношением электроэнергии, вырабатываемой в турбинном режиме при разряде, к ее количеству, получаемому от энергосистемы во время заряда в насосном (двигательном) режиме. Иногда используют обратный показатель - коэффициент заряда (отношение количества электроэнергии заряда к количеству электроэнергии разряда). Величина к.п.д. ГАЭС не является величиной постоянной: в процессе развития гидроаккумулирования этот показатель увеличился почти вдвое за счет совершенствования технологии, конструкции гидравлических и электрических машин и т. п.

Общее значение к.п.д. гидроаккумулирования ГАЭС определяется величиной потерь энергии на отдельных этапах ее преобразования и соответствующих к.п.д. этих этапов, которые включают все звенья энергетического тракта. Типичная диаграмма потерь и к.п.д. отдельных этапов преобразования энергии на современных крупных ГАЭС с обратимыми гидроагрегатами приведена на рисунке 2.



Реальные к.п.д. современных мощных ГАЭС с одинаковой частотой вращения в обоих режимах могут отличаться от приведенных в рисунке 2. Так, для Загорской ГАЭС (Россия) при единичной мощности обратимых агрегатов 200 МВт к.п.д составляет 74 %, ГАЭС Круахан (Великобритания) при единичной мощности агрегатов 100 МВт к.п.д. равен 75 %, ГАЭС Динорвиг (Великобритания) при мощности одного агрегата 300 МВт - 78 %, ГАЭС Ренкхаузен (Германия) общий к.п.д. равен 75,1 % и т. д. При трехмашинных компоновках оборудования к.п.д. аккумулирования достигает 79 % (ГАЭС Вианден-I, Люксембург). Таким образом, для современных ГАЭС к.п.д. аккумулирования составляет не менее 72-74 %.

Анализ уровней воды в верхнем и нижнем бассейнах ГАЭС позволяет ориентировочно определить величину и характер непроизводительных потерь воды из верхнего аккумулирующего бассейна.

Эти потери обусловлены воздействием трех факторов: испарения, фильтрации и протечек через неплотности закрытых направляющих аппаратов обратимых гидроагрегатов.

Обычно при определении к.п.д. гидроаккумулирования потери воды из верхнего аккумулирующего бассейна за счет фильтрации и испарения не учитывают, так как испарение компенсируется осадками, а фильтрация сводится к минимуму противофильтрационными устройствами. Но стоимость противофильтрационных устройств значительно влияет на стоимость сооружения бассейна, поэтому во многих случаях в целях снижения общей стоимости проекта либо от них отказываются, либо выполняют в упрощенном варианте, что может привести к повышенным потерям воды из-за фильтрации.

Наибольший интерес представляет третий вид потерь воды, так как только он позволяет в процессе эксплуатации каким-либо образом (совершенствование конструкции торцевого уплотнения лопаток направляющего аппарата, установка предтурбинного быстродействующего затвора и т. п.) воздействовать на величину этих потерь. Протечки через закрытый направляющий аппарат для обычных ГЭС не имеют значения, так как большую часть времени агрегаты ГЭС находятся в работе с открытым направляющим аппаратом. Агрегаты пиковых ГАЭС, в отличие от ГЭС, большую часть суток остановлены, и через их закрытые направляющие аппараты из верхнего бассейна в нижний существуют протечки воды, величина которых определяется качеством торцевого уплотнения лопаток направляющего аппарата.

Величина этих протечек может достигать значительных величин, что приводит к потере электроэнергии, затраченной на подъем воды в верхний бассейн, ее недовыработке, увеличению потерь на пуск гидроагрегатов в насосный режим и обеспечение работы агрегатов в режиме СК. Например, для Загорской ГАЭС величина потребляемой из сети активной мощности в режиме СК составляет 12-14 МВт, тогда как аналогичные потери «сухого» агрегата не превышают 3 МВт.

Величина протечек через проточные тракты гидроагрегатов может быть ориентировочно оценена по изменению уровня (объема воды) в нижнем бассейне за определенный промежуток времени, когда все агрегаты остановлены.

Количественный анализ увеличения уровня (объема) нижнего бассейна позволяет сделать вывод, что суммарные годовые потери электроэнергии за счет протечек через закрытые направляющие аппараты остановленных агрегатов Загорской ГАЭС могут достигать величины 70-90 млн кВт·ч (около 4 % от плановой годовой выработки).

Как показывает мировой опыт проектирования и строительства ГАЭС, при единичной мощности агрегата 50 МВт и выше, как правило, со стороны верхнего бьефа непосредственно перед спиральной камерой предусматривается предтурбинный затвор с быстродействующим гидроприводом. Анализ 50 наиболее крупных зарубежных ГАЭС, работающих в самом широком диапазоне напоров, имеющих от 1 до 9 агрегатов с единичной мощностью от 50 до 375 МВт, показывает, что на 47 из них установлены предтурбинные затворы (шаровые, дисковые или дроссельные). Наличие этого затвора и его использование непосредственно в технологии агрегата позволяет радикально решить проблему протечек через закрытые направляющие аппараты агрегатов. Авторам известно по крайней мере два случая, когда наличие такого затвора позволило разрешить технические проблемы, связанные с протечками воды, и обеспечить приемлемые энергетические характеристики агрегата.



4. ГЛАВНЫЕ ОТЛИЧИЯ ГАЭС ОТ ГЭС

Гидротехнические сооружения и гидроэнергетическое оборудование ГАЭС конструктивно не многим отличаются от аналогичных объектов ГЭС. Принципиальное отличие ГАЭС заключается в режиме работы и повышенной интенсивности эксплуатации оборудования и сооружений.

Гидроэлектростанция (гидроэлектрическая станция, ГЭС) -- это комплекс сложных гидротехнических сооружений и оборудования. Его назначение -- преобразовывать энергию потока воды в электрическую энергию. Важнейшее гидротехническое сооружение -- плотина.

Гидроаккумулирование - сравнительно новый для России вид гидроэнергетики.

Гидроаккумулирующие электростанции в отличие от обычных ГЭС представляют собой комплекс сооружений и оборудования, предназначенный не только для генерирования электроэнергии, но и для ее аккумулирования. Поэтому, во многом сохраняя конструктивное и компоновочное сходство с обычными ГЭС, ГАЭС имеют и свои особенности. Независимо от индивидуальных особенностей каждой ГАЭС, все они имеют в том или ином конструктивном виде основной набор компоновочных элементов: верхний аккумулирующий и нижний бассейны, здание ГАЭС, водоприемник (один или два), напорные водоводы.

Несмотря на значительный потенциал ГЭС, его регулирующих возможностей недостаточно для компенсации излишков генерирующей мощности в часы провала суточного графика нагрузки.

ГАЭС обладает максимальными маневренными возможностями. Причем в отличие от других маневренных электростанций, которые могут покрывать только пиковые нагрузки, ГАЭС могут работать в насосном (нагрузочном) режиме в провале графика нагрузок, обеспечивая более благоприятный базисный режим ТЭС и АЭС, а также способствуя снижению межсистемных перетоков мощности.

Обычно при определении к.п.д. гидроаккумулирования потери воды из верхнего аккумулирующего бассейна за счет фильтрации и испарения не учитывают, так как испарение компенсируется осадками, а фильтрация сводится к минимуму противофильтрационными устройствами. Но стоимость противофильтрационных устройств значительно влияет на стоимость сооружения бассейна, поэтому во многих случаях в целях снижения общей стоимости проекта либо от них отказываются, либо выполняют в упрощенном варианте, что может привести к повышенным потерям воды из-за фильтрации. Позволяет в процессе эксплуатации каким-либо образом (совершенствование конструкции торцевого уплотнения лопаток направляющего аппарата, установка предтурбинного быстродействующего затвора и т. п.) воздействовать на Наибольший интерес представляет третий вид потерь воды, так как только он величину этих потерь.

Протечки через закрытый направляющий аппарат для обычных ГЭС не имеют значения, так как большую часть времени агрегаты ГЭС находятся в работе с открытым направляющим аппаратом. Агрегаты пиковых ГАЭС, в отличие от ГЭС, большую часть суток остановлены, и через их закрытые направляющие аппараты из верхнего бассейна в нижний существуют протечки воды, величина которых определяется качеством торцевого уплотнения лопаток направляющего аппарата.

Напор, расход воды, потребление и выработка электроэнергии ГАЭС за отдельные интервалы времени зависят от принятой продолжительности цикла аккумулирования, а в пределах этого цикла - от величины включенной мощности и продолжительности ее работы в режимах заряда и разряда каждого цикла аккумулирования. В процессе работы ГАЭС в любом из активных (турбинном или насосном) режимов, в отличие от обычной ГЭС, происходит непрерывное изменение напора. Эти изменения обусловлены одновременностью сработки одного и наполнения другого бассейна в каждом режиме работы. Наибольшие изменения напора характерны для ГАЭС, бассейны которых имеют сравнительно небольшую площадь водной поверхности при значительных глубинах бассейнов.

Особенно важным и сложным в эксплуатационном отношении является машинное здание ГАЭС, в котором сконцентрировано основное насосотурбинное и электротехническое оборудование, вспомогательные системы агрегатов, устройства релейной защиты, автоматики, управления и контроля.

Заглубление гидромашин по условиям кавитации в насосном режиме значительно превосходит заглубление турбинного оборудования обычных ГЭС.

Здания ГАЭС отличаются от зданий ГЭС расширенными выходными сечениями всасывающе-отсасывающих труб, что необходимо для улучшения гидравлических условий всасывания в насосном режиме, наличием решеток для защиты от попадания в проточную часть агрегата плавающих тел, большим заглублением агрегатов.

Опыт эксплуатации Киевской, Загорской и Круонисской ГАЭС, а также результаты натурных наблюдений за дамбами, позволяют сделать вывод, что условия работы сооружений водоемов ГАЭС значительно отличаются от условий работы подобных сооружений русловых ГЭС. Ограждающие дамбы ГАЭС имеют более сложную конструкцию, чем аналогичные сооружения на ГЭС. К конструкции ограждающих дамб верхних бассейнов ГАЭС предъявляются более высокие требования в отношении водоудерживающей способности, что объясняется постоянными и быстрыми, иногда неоднократно в течение суток, колебаниями уровня воды, причем величина этих колебаний может быть от нескольких метров до десятков и сотен метров.

Конструкция всасывающе-отсасывающих труб ГАЭС отличается от аналогичных элементов ГЭС только более расширенными выходными сечениями, хотя встречаются примеры более сложной конструкции водоприемно-выпускных сооружений.

Система возбуждения обратимой электрической машины ГАЭС отличается от аналогичной системы гидрогенераторов ГЭС тем, что она должна обеспечить стандартный набор режимов и параметров возбуждения генератора-двигателя в режимах генераторном, двигательном и СК, и, кроме того, режим пуска в двигательный режим и электродинамическое торможение гидроагрегата при его остановке. Поэтому в системах возбуждения генераторов-двигателей ГАЭС применяется специальный тип АРВ.

Основные особенности выбора оборудования ГАЭС в сравнении с ГЭС определяются режимом работы электростанций этого типа. ГАЭС отличаются от ГЭС тем, что в долговременном плане они не вырабатывают электроэнергию, а перераспределяют ее во времени, заряжаясь в насосном режиме и отдавая электроэнергию при разряде в турбинном режиме.