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.
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:
= 9,81QH,
где N - мощность водотока, кВт;- расход воды, м3/с;- 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
.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.