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

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 φ = 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

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

.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.