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

ГИДРоаККУМУлИРоВанИя

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 рис. 6.1.
Реальные к.п.д. современных мощных ГАЭС с одинаковой частотой вращения в обоих режимах могут отличаться от приведенных на рис. 6.1. 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.

Рис. 6.1. Типичная диаграмма к.п.д. ГАЭС с обратимыми агрегатами:
η₁ – к.п.д. блочного трансформатора; η₂ – к.п.д. электрической машины в режиме двигателя; η₃ – к.п.д. насоса; η₄ – к.п.д. вспомогательного оборудования; η₅ – к.п.д. проточного тракта (напорные трубопроводы, решетки, затворы); η₆ –
к.п.д. турбины; η₇ – к.п.д. генератора
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 обыч ных 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.
На рис. 6.2 приведен график изменения уровня воды в нижнем бассейне Загорской ГАЭС, на котором хорошо видно повышение уровня в период, когда агрегаты остановлены.

00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 00:00 Рис. 6.2. График уровней воды в нижнем бассейне Загорской ГАЭС
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.
В первом случае на ГАЭС Жидово (Польша) из-за дефектов в конструкции уплотнений лопаток направляющего аппарата насосотурбины протечки были так велики, что вызвали необходимость их немедленной реконструкции. В результате вертикальные и горизонтальные резиновые уплотнения были заменены на стальные. Но даже после реконструкции протечки воды через направляющий аппарат вызывали самоход агрегата с частотой вращения порядка 30 % от номинальной и использование агрегатов в режиме СК оказалось невозможным. Вынужденное решение – использование в технологии пусков и остановок гидроагрегата предтурбинного дроссельного затвора – позволило использовать гидроагрегаты во всех штатных режимах.
Не менее убедительный опыт получен на японской ГАЭС Охира, где установлены два высоконапорных гидроагрегата мощностью по 277 МВт каждый с радиально-осевыми насосотурбинами. Пуск обратимого агрегата в насосный режим осуществляется при помощи вспомогательных разворотных электродвигателей мощностью 21 МВт каждый. После серии экспериментов, связанных с попыткой уменьшить активную мощность, потребляемую при пуске в насосный режим, было принято решение об оперативном использовании предтурбинного затвора с быстродействующим гидроприводом при пусках агрегатов в насосный режим и режим СК. При этом для исклю чения утечек воздуха в режиме СК из полости рабочего колеса через направляющий аппарат в спиральную камеру в ней поддерживается давление воды на 0,3–0,5 кг/см² выше, чем давление воздуха в полости рабочего колеса. Для этой цели используется специальный байпасный (обходной) трубопровод с трехступенчатым дросселем, который установлен на предтурбинном шаровом затворе. Вследствие резкого уменьшения протечек воды через шаровой затвор и закрытый направляющий аппарат тормозной момент на валу насосотурбины при пуске обратимого агрегата уменьшился до такого значения, что потребляемая при развороте мощность снизилась до 2–3 МВт с сохранением длительности разворота 5 мин. Потери активной мощности при работе агрегатов в режиме СК составили менее 1 % номинальной мощности.
Совершенно очевидно, что технические мероприятия, выполненные на ГАЭС Жидово и Охира, значительно улучшили техникоэкономические показатели этих электростанций, в том числе и к.п.д. гидроаккумулирования.
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.
Аналогичная проблема возникла при проектировании подземной ГАЭС Бремм в Германии, где установлены два крупнейших в мире обратимых гидроагрегата мощностью 660 МВт каждый (в турбинном режиме) с напором в турбинном режиме 167–232 м.
В качестве рабочего затвора перед спиральной камерой технически возможно было применить дроссельный или шаровой затвор. Применение дроссельного затвора было признано нецелесообразным по условиям работы обратимого агрегата в насосном режиме, при котором возникают значительные завихрения водотока на выходе из спиральной камеры насосотурбины, что требует установки более простого и дешевого дроссельного затвора на расстоянии более 50 м от спиральной камеры. Было принято решение об установке шарового затвора, но его диаметр уменьшен до технически возможного с учетом того, чтобы потери напора в нем были не больше, чем расчетные потери в дроссельном затворе. При диаметре напорного водовода агрегата 8 м, а входного сечения спиральной камеры насосотурбины 6 м, диаметр шарового затвора принят равным 5,5 м.
Однако даже при технически возможном уменьшении диаметра шаровых затворов они вместе с гидроприводом имеют большие габариты и для них необходимо строить отдельное машинное здание. Это приводит к тому, что стоимость затворов для многомашинных ГАЭС становится соизмеримой со стоимостью насосотурбины и экономический выигрыш от исключения протечек уже не столь очевиден.
До недавнего времени соображения значительного увеличения капитальных затрат для равнинных ГАЭС в случае установки предтурбинных затворов являлись решающими. Однако в последние годы накопился опыт эксплуатации сравнительно новой конструкции предтурбинных затворов – цилиндрических (кольцевых), конструкция которых предусматривает установку диафрагмы между колоннами статора и камерой рабочего колеса насосотурбины (рис. 14.4). Кроме функций запорного устройства кольцевой затвор может использоваться как регулирующий орган вместо направляющего аппарата. Наличие такого быстродействующего и эффективно работающего затвора позволит отказаться от установки шаровых затворов перед спиральной камерой насосотурбины, что даст существенное уменьшение затрат.
По информации Харьковского завода ОАО «Турбоатом», на этом заводе освоен выпуск встроенных цилиндрических затворов диаметром от 3,43 до 10,74 м на напоры до 310 м, однако их поставка осуществляется без гидропривода. Встраивание этих затворов в конкретную конструкцию насосотурбины и создание системы гидропривода возлагаются на завод – изготовитель насосотурбины.
Однако следует иметь в виду, что большинство проектируемых российских ГАЭС – средненапорные (порядка 100 м) с обратимыми агрегатами большой мощности (200–350 МВт), диаметр рабочего колеса насосотурбины которых превышает 6–8 м. Опыт эксплуатации цилиндрических затворов таких габаритов в мировой практике отсутствует. Существует вероятность возникновения технических трудностей в обеспечении синхронности работы большого количества элементов гидропривода. Поэтому возможность применения кольцевых затворов для мощных и крупногабаритных насосотурбин требует дополнительной научно-исследовательской и конструктор ской проработки.
Освоение технологии изготовления собственно завора еще не свидетельствует о надежности системы в целом, а опыт эксплуатации харьковских крупногабаритных цилиндрических затворов, повторим, отсутствует.
Если возможность применения цилиндрических затворов будет подтверждена, широкое использование таких затворов при проектировании и строительстве новых ГАЭС позволит улучшить их технико-экономические показатели, в том числе к.п.д. гидроаккумулирования.
В 1950-е гг. при проектировании новых ГАЭС анализировалась целесообразность (с точки зрения повышения к.п.д. гидроаккумулирования) применения в отдельных случаях трехмашинных или двухскоростных агрегатов. В настоящее время эксплуатируются ГАЭС, где установлены трехмашинные или двухскоростные агрегаты, но при общем росте установленной мощности энергообъединений создалась ситуация, когда чаще требуется включение всех агрегатов станции не только в насосном, но и в турбинном режиме. При этом сужается рабочая зона энергетических характеристик, которая соответствует оптимальным значениям к.п.д. В этих условиях, учитывая значительное удорожание оборудования, стало невыгодным применение двухскоростных агрегатов для увеличения к.п.д. ГАЭС. В результате технико-экономических расчетов за рубежом, начиная с 1960-х гг. сокращен выпуск трехмашинных и прекращен двухскоростных агрегатов. Например, при проектировании ГАЭС Ренкхаузен (Германия) было выполнено сопоставление вариантов с трехмашинными и обратимыми агрегатами. Принятый вариант с обратимыми односкоростными агрегатами позволил сократить затраты на 11 %.
Однако все шире в мировой электроэнергетике, в том числе на ГАЭС, начинают использоваться асинхронизированные синхронные генераторы, которые позволяют не только повысить к.п.д. гидроаккумулирования на величину до 5–7 %, но и расширить диапазон регулирования активной мощности как в турбинном, так и в насос- ном режиме (см. гл. 16).
В практической эксплуатации к.п.д. гидроаккумулирования зависит от конфигурации суточного графика нагрузок ГАЭС, прежде всего турбинного режима. Это определяется тем, что в насос- ном режиме агрегаты используются в строго определенные часы ночного минимума нагрузок. Турбинный же режим возможен в течение всего остального времени суток с различным составом агрегатов. Наивыгоднейший с точки зрения к.п.д. – режим, когда ГАЭС
включается всеми агрегатами в турбинном режиме непосредственно после насосного режима. В этом случае исключаются непроизводительные протечки воды через закрытые направляющие аппараты и к.п.д. на 1 % выше варианта, когда вода срабатывается во время вечернего максимума нагрузки. Кроме того, к.п.д. снижается, когда турбинный режим осуществляется путем многократных пусковостановов, так как при пуске на ХХ вплоть до набора номинальной нагрузки вода расходуется нерационально.
Таким образом, реальный к.п.д. гидроаккумулирования любой ГАЭС находится в определенном диапазоне, изменяясь на 1–3 % в зависимости от реальных суточных режимов работы станции.