Книга адресована специалистам-гидроэнергетикам, персоналу гаэс, проектировщикам, преподавателям и студентам гидроэнергетических специальностей. Может быть полезна также специалистамэнергетикам

Мощных ГаЭС В СоВРеМенных

ЭнеРГооБъеДИненИях

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. Однако эта формулировка имеет слишком общий характер, и для специалистов, впервые начинающих заниматься этим видом гидроэнергетики, имеет смысл показать эволюцию роли ГАЭС в ретроспективе.
В процессе освоения принципа гидроаккумулирования роль ГАЭС по мере развития промышленности, электроэнергетики и совершенствования структуры генерирующих мощностей претерпевала существенные качественные изменения.
Изначально приоритетной задачей ГАЭС было предоставить в распоряжение потребителя в нужные периоды времени энергию, запасенную в период ее избытка. Таковы были первые ГАЭС Леттем в Швейцарии и Крева-Луино в Италии, где в субботу и воскресенье вода закачивалась электронасосами в водохранилище, расположенное на несколько десятков метров выше, а затем в рабочие дни по мере необходимости потенциальная энергия воды использовалась для нужд конкретных промышленных предприятий (например, в случае ГАЭС Крева-Луино – прядильной фабрики с прямым преобразованием потенциальной энергии поднятой воды в механическую энергию).
В дальнейшем, по мере появления и совершенствования электрически связанных электростанций и потребителей при использовании гидроаккумулирования более целесообразным оказалось выполнять обратное преобразование потенциальной энергии поднятой воды в электрическую энергию, которую проще передать нужному потребителю. Это позволило функционально разделить производство и потребление электроэнергии ГАЭС. Тем не менее приоритетность выработки электроэнергии (разряда) ГАЭС перед
потреблением (зарядом) сохранялась еще в течение нескольких де сятилетий.
Ситуация кардинально изменилась при появлении в мировой энергетике устойчивой тенденции развития АЭС и строительства ТЭС с турбоагрегатами большой единичной мощности на закритических параметрах пара. Это направление наряду с концентрацией единичной мощности турбоагрегатов и укрупнением электростанций в целом вызывалось необходимостью рационализации топливноэнергетического комплекса. Однако такое развитие генерирующих мощностей вступает в противоречие с маневренностью энергосистем, уменьшая их способность быстро изменять мощность в соответствии с требованиями потребителей электроэнергии без потери качества и надежности энергоснабжения. Снижение маневренности энергосистем усугублялось по мере перераспределения структуры генерирующих мощностей в пользу тепловых и атомных электростанций; доля маневренного оборудования ГЭС в мировой энергетике существенно снизилась.
Несоответствие маневренных возможностей современных энергосистем с преобладанием маломаневренных ТЭС и АЭС требованиям «отслеживания» суточного графика электропотребления приводит к значительным режимным затруднениям, особенно в осеннезимний период, когда необходимо выполнение графика тепловой нагрузки. Значительной проблемой становятся условия прохождения часов минимальной нагрузки. Например, в энергообъединении «Мосэнерго» в течение отопительного сезона вынужденно осуществляются сверхнормативные разгрузки как ТЭЦ (на 15–20 % и более), так и ГРЭС (на 50 % и более). Разгрузки по теплу в ряде случаев приходится производить с использованием водогрейных котлов, что в значительной степени ухудшает экономические показатели ТЭЦ и приводит к перерасходу топлива. При этом из-за неоптимальных режимов тепловых электростанций ухудшаются эксплуатационные показатели, снижается надежность энергоснабжения, уменьшается ресурс оборудования.
Кроме того, в настоящее время в России продолжается практика снижения мощности АЭС из-за невозможности работать в базовом режиме в условиях отсутствия достаточных резервов маневренных регулирующих мощностей. Особенность маневренных свойств АЭС с тепловыми реакторами заключается в том, что при прекращении (снижении) выработки электроэнергии из реактора происходит выделение тепла. Во избежание возможной аварии необходимо отводить это тепло, что требует надежного питания циркуляционных насосов контура теплоносителя. Снижение мощности АЭС до уровня обеспечения электроэнергией собственных нужд или остановка реактора сопряжены с опасностью возникновения так называемо го «мертвого времени», когда в течение нескольких часов реактор не может быть выведен на необходимую мощность. Технологическое маневрирование топливовыделяющими сборками в активной зоне достаточно хорошо отработано. Тем не менее целесообразно всетаки создавать такие условия, чтобы реакторы АЭС работали в постоянном базовом режиме, так как это повышает безопасность и экономичность их эксплуатации.
Поскольку при дефиците маневренных мощностей для прохождения ночных минимумов ТЭС вынуждены разгружаться, резко уменьшаются их коэффициенты использования установленной мощности (КИУМ). В табл. 4.1 приведены значения КИУМ, рассчитанные по данным Роскомстата России.
Та б л и ц а 4.1

Тип электростанций	КИУМ, %
ТЭС ГЭС АЭС В среднем	45,3 41,8 71,4 47,3

Фактически тепловые электростанции, составляющие основу электроэнергетики России, работают менее чем наполовину своих технических возможностей.
В этой ситуации на первый план выходит такая функция ГАЭС, как потребление излишней ночной мощности в процессе заряда. Таким образом, в отличие от начального периода строительства и освоения ГАЭС, в настоящее время обе основные функции ГАЭС – заряд (режим потребления) и разряд (режим выработки) – являются равно востребованными с вариациями в пользу той или иной функции в зависимости от конкретных условий. Например, в период весеннего половодья гидроэлектростанции Волжско-Камского бассейна располагаются в базовой части графика нагрузки. Поэтому актуальность генераторного режима Загорской ГАЭС для ОЭС Центра в это время снижается. Одновременно возрастает напряженность в прохождении ночного минимума нагрузок. Поэтому генерирующая мощность этой ГАЭС используется многократно в полупиковой части графика, чтобы разрядить и подготовить ее для работы в режиме потребления.
Опыт Загорской, а также крупнейших зарубежных ГАЭС свидетельствует, что для современных условий эксплуатации мощных ГАЭС характерны частые и многократные (в течение суток) пуски, остановки и переводы обратимых гидроагрегатов из одного режима в другой – вместо ранее предполагавшейся длительной, непрерывной и стабильной работы ГАЭС в насосном режиме во время ночного провала нагрузки и последующего турбинного режима работы в пиковой части суточного графика нагрузки энергосистемы. Продолжительное время агрегаты современных ГАЭС работают в режиме СК. В последние годы в связи с ужесточением требований к надежности электроснабжения во всем мире начало практиковаться использование ГАЭС в режиме быстро вводимого резерва мощности с турбинным направлением вращения (работа на холостом ходу – ХХ), что на первых ГАЭС в эксплуатационных режимах вообще не практиковалось.
Третьей важной функцией ГАЭС является их использование для оперативного и аварийного резервирования мощности. При этом ГАЭС суточного аккумулирования при их сравнительно небольшой емкости бассейнов целесообразно использовать в качестве кратко- срочного резерва для быстрого набора и снижения рабочей мощности. Этот вид резерва используется при интенсивном подъеме нагрузки и во время прохождения ее пиков, а также при аварийном выходе из строя отдельных электростанций или энергоблоков. Для быстрого ввода аварийного резерва часть агрегатов ГАЭС должна быть недогружена (если это технологически возможно) или вращаться на ХХ. Это приводит к необходимости сработки воды из верхнего аккумулирующего бассейна, но может оказаться целесообразным в случае высоких штрафных санкций за недопоставку электроэнергии. Такой режим регулярно используется на ГАЭС Динорвиг (Великобритания); он позволяет в течение 40–50 с набрать номинальную мощность агрегата в генераторном режиме (300 МВт). Агрегаты ГАЭС, находящиеся в холодном резерве (остановленные), принимают нагрузку в течение 1,5–3 мин. Продолжительность использования резервной мощности ГАЭС определяется запасом воды в верхнем бассейне. Особенностью резервной мощности ГАЭС является то, что эта мощность складывается из ее величин в обоих режимах (перевод из насосного режима в турбинный). Возможности резервирования мощности на ГАЭС при необходимости могут быть восстановлены путем промежуточного подзаряда в дневное время (если это допустимо по условиям энергосистемы).
Кроме перечисленных функций ГАЭС следует упомянуть возможность их использования в режиме СК. При этом насосотурбины радиально-осевого типа не требуют дополнительных затрат на оборудование по отжатию воды из камер рабочих колес (такое оборудование предусматривается для снижения пускового момента при пуске и переводе агрегатов в насосный режим).
Синхронные электромашины обратимых агрегатов могут гене рировать или потреблять реактивную мощность при работе на ХХ (режим СК). При вращении обратимого агрегата в двигательном режиме на ХХ (с закрытым направляющим аппаратом и отжатой из камеры рабочего колеса водой) из сети потребляется активная мощность в размере 2–5 % номинальной мощности агрегата. При этом вращение обратимого агрегата в режиме СК в турбинном направлении вращения дает возможность быстрого перевода его в режим активной мощности (турбинный) и использования в качестве краткосрочного резерва энергосистемы. По опыту эксплуатации Загорской ГАЭС, суммарная длительность использования агрегатов в режиме СК составляет от 800 до 10 000 ч в год, что говорит о востребованности такого режима.
Возможна также сопутствующая выработка реактивной мощности, когда обратимые агрегаты работают в активных – турбинном и насосном – режимах. Однако на отечественных ГАЭС эта возможность может быть использована только в генераторном режиме, так как в насосном режиме номинальная мощность по условиям завода – изготовителя насосотурбин выбирается близкой к полной (кажущейся) мощности электрической машины. Этот фактор исключает возможность сколь-нибудь глубокого регулирования напряжения в насосном режиме с целью воздействия на устойчивость электропередачи. На Загорской ГАЭС отсутствие такой возможности привело к аварийному отключению всех агрегатов станции в следующей ситуации: в ремонтной схеме (разрыв транзита 500 кВ, в который включена ГАЭС) в насосном режиме ГАЭС получала питания с шин Костромской ГРЭС по ВЛ 500 кВ. При включении 6-го агрегата напряжение на шинах Загорской ГАЭС снизилось до 490 кВ, на шинах Костромской ГРЭС напряжение также было ниже нормы. При отсутствии регулирования напряжения со стороны источника и исчерпании диапазона регулирования на Загорской ГАЭС при включении 6-го агрегата на ВЛ 500 кВ возникли качания, перешедшие в асинхронный ход, хотя для нормального уровня напряжения запас устойчивости был достаточен. Поскольку ресинхронизирующие мероприятия на Костромской ГРЭС не были задействованы, после нескольких проворотов в соответствии с логикой защиты от асинхронного хода агрегаты на Загорской ГАЭС и ВЛ 500 кВ с обеих сторон были отключены.
Характерные системные функции современных мощных ГАЭС особенно заметны в чисто «тепловых» изолированных энергообъединениях. Классическими примерами в этом отношении могут служить «островные» энергообъединения Великобритании, Японии, Филиппин и др. В энергообъединении Великобритании эффективно используются четыре мощных ГАЭС – Динорвик (1800 МВт), Круахан (450 МВт), Фойерс (300 МВт) и Фестиньог (360 МВт), которые кроме сглаживания суточного графика нагрузки обеспечивают надежное регулирование частоты и напряжения, а также служат быстровводимым аварийным резервом мощности.
Энергообъединение Великобритании является характерной «чисто тепловой» энергосистемой, состоящей в основном из мощных КЭС и АЭС, оборудованных турбоблоками единичной мощностью порядка 660 МВт, а удельный вес ГЭС в ее энергобалансе составляет менее 2 % по установленной мощности и выработке электроэнергии. В связи с этим в стране весьма актуальной была проблема выравнивания переменной части суточного графика нагрузки. Эта проблема была успешно решена при помощи перечисленных выше ГАЭС, введенных в эксплуатацию в 1968–1984 гг.
Расположенная в Северном Уэльсе одна из крупнейших в Европе ГАЭС Динорвиг суммарной установленной мощностью 1800 МВт при напоре 500 м способна в турбинном режиме набрать мощность от 0 до 1300 МВт в течение 1–2 мин (при условии вращающегося резерва) и поддерживать эту мощность непрерывно в течение 8 ч. ГАЭС Динорвик оборудована шестью обратимыми гидроагрегатами единичной мощностью 300 МВт, а к.п.д. насосного аккумулирования электроэнергии достигает 78 %, что является наивысшим для станций такого типа. Емкость верхнего водохранилища ГАЭС позволяет ей работать в генераторном (турбинном) режиме на полную установленную мощность в течение 5 ч, а повторное полное заполнение водохранилища требует 6,5 ч работы всеми гидроагрегатами в насосном режиме.
Задачи, решаемые ГАЭС Динорвиг: покрытие пиков и выравнивание провалов суточного графика нагрузки энергосистемы; эффективное регулирование частоты и напряжения; выполнение роли быстровводимого и надежного резерва активной и реактивной мощности. Ввод в эксплуатацию этой ГАЭС в 1984 г. позволил снизить величину пятиминутных отклонений частоты в энергосистеме Великобритании с 0,085 до 0,075 Гц. Полный экономический эффект от применения ГАЭС Динорвиг в энергообъединении оценивается в 50 млн фунтов стерлингов в год.
Аналогичная ситуация и в энергообъединениях других островных стран – в Японии, на Филиппинах, Тайване.
Примером ГАЭС сезонного гидроаккумулирования может служить Ставропольская ГАЭС установленной мощностью 19 МВт, которая в зимнее время используется для заполнения головного водохранилища Большого Ставропольского канала. В остальное время года за счет стока воды из водохранилища эта ГАЭС работает в тур бинном режиме одновременно с каскадом ГЭС, построенных по трассе канала.
Существенными могут быть преимущества совмещенной схемы ГЭС–ГАЭС с водохранилищем сезонного регулирования. Показательным примером такой схемы может служить Зеленчукская ГЭС– ГАЭС. В настоящее время 2 агрегата Зеленчукской ГЭС работают за счет стока из водохранилища, наполняемого отбором от рек Большой Зеленчук и Малый Зеленчук. Объем отбираемой воды небольшой, поэтому ГЭС работает только несколько месяцев в году, а в зимнее время производится накопление воды в водохранилище.
Предварительным проектом предусматривалось ниже Зеленчукской ГЭС на р. Кубань построить Верхне-Красногорскую ГЭС, которая позволила бы использовать гидроэнергетический потенциал р. Кубань и обеспечить подпор со стороны нижнего бьефа Зеленчукской ГЭС, фактически создав тем самым нижнее водохранилище этой ГЭС–ГАЭС. Более углубленный анализ гидрологческих режимов, а также организационные соображения привели к решению о целесообразности создания отдельного нижнего водохранилища Зеленчукской ГЭС–ГАЭС, что обеспечит не только более благоприятный режим работы этой станции, но и автономность при организации строительства Зеленчукской ГЭС–ГАЭС и ВерхнеКрасногорской ГЭС.
Дооборудование Зеленчукской ГЭС двумя обратимыми агрегатами позволит обеспечить ее круглогодичную работу. Эффект от совместной работы Зеленчукской ГЭС–ГАЭС с каскадом Кубанских ГЭС составляет от 180 до 230 млн кВт·ч дополнительной электроэнергии, что очень важно для дефицитного региона.
Гидроаккумулирование находит все более широкое применение в энергетических комплексах, состоящих из крупных атомных или тепловых электростанций и ГАЭС. Такое сочетание генерирующих станций с точки зрения капитальных вложений выгодно тем, что для их сооружения используется общая строительная база и линии электропередачи. Важным преимуществом совместного использования водохранилищ разными станциями является перемешивание и охлаждение воды при гидроаккумулировании, что улучшает условия использования этой воды для охлаждения конденсаторов тепловых и атомных электростанций. С режимной точки зрения важно то, что в этом случае обеспечивается базовый характер работы тепловых и атомных электростанций; это не только оптимизирует их технико-экономические показатели, но и создает условия для повышения радиационной безопасности.
Энергетические комплексы с гидроаккумулированием получили распространение в Европе (АЭС–ГАЭС Жарновец в Польше, АЭС Дукованы и ГАЭС Далесице в Чехии и др.), США (АЭС Индиан Пойнт и ГАЭС Корнуолл, АЭС Окони и ГАЭС Джокасси, АЭС Вирджил-Саммер и ГАЭС Файрфилд и др.), в Южной Африке (комплекс Кейптаун). В 2006 г. введен первый обратимый гидро- агрегат на Ташлыкской ГАЭС, входящей в Южноукраинский энергокомплекс.
Эффективность использования гидроагрегатов ГАЭС в значительной мере определяется маневренными свойствами всего генерирующего оборудования. Эти свойства характеризуются следующими технико-экономическими показателями:
временем включения гидроагерегатов в работу как в турбинном,
так и насосном режиме; скоростью набора и сброса нагрузки; регулировочным диапазоном рабочей мощности оборудования; технической возможностью частых пусков и остановов без по-
нижения надежности и долговечности работы.
Эти показатели должны сочетаться с экономической эффективностью использования маневренных свойств оборудования, в том числе с учетом пусковых потерь энергоресурса, дополнительных ремонтных затрат и т. п.
Рассмотрим эти показатели на примере оборудования Загорской ГАЭС (насосотурбина радиально-осевого типа мощностью в турбинном режиме 200 МВт при среднем напоре 100 м), имея в виду, что параметры агрегатов большинства ГАЭС, располагаемых в Европейской части России, по типу, напору и мощности будут близки к параметрам этой станции.
ГАЭС по длительности включения агрегатов в турбинный режим из нерабочего состояния, скорости набора и сброса нагрузки и другим показателям работы оборудования существенно не отличаются от обычных гидроэлектростанций.
Пуск в турбинный режим:
время пуска на ХХ с учетом времени синхронизации и включе-
ния в сеть – 1,5 мин; время набора номинальной нагрузки – 2 мин (оператором вруч-
ную), 1 мин (автоматически); полное время включения агрегата в турбинный режим – 2,5– 3,5 мин.
Остановка из турбинного режима: закрытие направляющего аппарата (разгрузка до ХХ) – 1 мин;
электродинамическое торможение (до полной остановки) – 2 мин 20 с;
полное время остановки агрегата из турбинного режима – 3,3 мин.
Для пуска агрегата в насосный режим требуется значительно больше времени из-за необходимости отжатия воды из камеры рабочего колеса радиально-осевых гидромашин и последующего выпуска сжатого воздуха. Время разгона агрегата существенно зависит от способа пуска и мощности пускового агрегата. Более подробно способы пуска рассмотрены в гл. 17.
Пуск в насосный режим: время отжатия воды из камеры рабочего колеса – 45 с; время разгона агрегата, включая синхронизацию и включение
в сеть – 4 мин; время выпуска сжатого воздуха из камеры рабочего колеса (до на-
чала открытия направляющего аппарата) – 1,5 мин; время набора номинальной нагрузки – 50 с;
полное время включения агрегата в насосный режим – при-
мерно 7 мин.
Время остановки из насосного режима: время закрытия направляющего аппарата (разгрузка до 50 %
номинальной мощности P_ном) – 40 с; время электродинамического торможения – 2 мин 20 с; полное время остановки из насосного режима – 3 мин.
Насосный режим обратимых гидроагрегатов с радиально-осевой гидромашиной осуществляется при фиксированном положении направляющего аппарата и не подлежит оперативному регулированию из-за возникновения опасных уровней вибрации. В турбинном режиме регулирование активной нагрузки возможно в диапазоне 0,85–1,1 P_ном по условиям вибрации (нижняя граница) и в соответствии с эксплуатационной характеристикой гидромашины (верхняя граница).