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

Расположение ГАЭС на транзитных общесистемных связях ограничивает возможности ГАЭС рамками стандартных технологических услуг (см. гл. 2). В этом случае, как правило, ГАЭС участвует в регулировании режимов энергообъединения в целом, обеспечивая требуемые значения частоты и напряжения; при этом она мало влияет на конкретные локальные объекты (рис. 1.1).

Использование ГАЭС, размещаемых вблизи АЭС или крупной ТЭС. Сохраняя стандартные функции, ГАЭС в этом случае получает возможность оказывать более глубокое влияние на оптимизацию режимов работы теплоэнергетического оборудования конкретной тепловой или атомной электростанции. В случае АЭС при условии электрической связи ГАЭС не только с высоковольтным распред- устройством АЭС, но и на низком (генераторном) напряжении, принципиально возможно организовать автоматическое включение обратимых гидроагрегатов ГАЭС в насосном (нагрузочном) режиме в случае аварийной потери связи АЭС с энергосистемой, что целесообразно не только с точки зрения сохранения электрооборудования АЭС, но и с точки зрения повышения радиационной безопасности.


Рис. 1.1. Примерный суточный график нагрузки современной мощной энергосистемы:
АЭС, ТЭЦ, КЭС, и ПТЭС – атомные, теплофикационные, кондесационные и пиковые тепловые электростанции; ГЭС – гидроэлектростанции; ГАЭС – гидроаккумулирующие электростанции, работающие в режимах: НР – насосном, ТР – турбинном, СК и ВР – синхронного компенсатора и во вращающемся резерве активной или реактивной мощности; N – мощность энергосистемы, %

3. 
   Использование ГАЭС для повышения надежности электроснабжения мегаполисов. Проблема повышения надежности электроснабжения мегаполиса может быть решена радикально путем размещения нескольких ГАЭС сравнительно небольшой мощности по периметру мегаполисов в непосредственной близости от города (или даже в черте города). Такие ГАЭС должны иметь связи высоковольтными линиями электропередачи с основными узловыми распределительными подстанциями города и распредустройствами крупных ТЭЦ. Более того, эти ГАЭС территориально могут располагаться вблизи от существующих ТЭЦ, дислоцированных вокруг мегаполиса. Такое расположение ГАЭС позволяет:
   

осуществлять в нормальном режиме работы энергообъединения
стандартный набор регулирующих функций в интересах энергообъединения в целом; в аварийной ситуации, благодаря глубокому вводу ГАЭС в струк-
туру электроснабжения города, осуществлять адресное аварийное резервирование генерирующей мощности; подхватывать нагрузку отделившихся ТЭЦ с сохранением их вращающейся генерирующей мощности; обеспечивать электроснабжение системы собственных нужд ТЭЦ, потерявших связь с энергосистемой и разгрузившихся до нуля, что необходимо для последующего пуска их турбоагрегатов.
В качестве верхних бассейнов такие ГАЭС могли бы использовать акваторию реки, протекающей в черте города или вблизи него, либо другой естественный водоем достаточной емкости; нижние бассейны и машинные залы могут быть подземными. Такая компоновка не повлияет на наземные экосистемы города и не потребует отведения больших площадей.
Характерным примером такого подхода является строительство двух ГАЭС вблизи Нью-Йорка (США): Бленхейм-Джильбао (1000 МВт, 1973 г.) и Корнуэлл (2000 МВт, 1982 г.), сооруженных после знаменитой аварии 1965 г. в дополнение к введенной в 1961 г. ГЭС–ГАЭС Льюистон-Тусканора мощностью 2200 МВт. Кроме того, в непосредственной близости, в штате Массачусетс, соответственно, в 1972 и 1974 гг. введены ГАЭС Нордфильд установленной мощностью 1000 МВт и Бер-Свемп мощностью 600 МВт.
Учитывая аварийноопасную ситуацию в регионе, ГАЭС Блен- хейм-Джильбао была построена и сдана в эксплуатацию за четыре года – с 1969 по 1973 г. Общая стоимость ГАЭС составила около 224 млн долларов США.
Характерной особенностью ГАЭС Бленхейм-Джильбао является высокая маневренность ее агрегатов и способность быстро выполнять режимные требования энергосистемы. Из резервного (остановленного) состояния эта ГАЭС может за 3 мин в турбинном режиме выдать в энергосистему мощность 1000 МВт, а в насосном режиме работы ее полная нагрузка может быть снята практически за 10 с. Любой из четырех агрегатов может быть запущен в турбинный режим за 130–150 с, причем собственно набор нагрузки длится 30 с. Перевод из режима синхронного компенсатора (СК) с турбинным направлением вращения в турбинный режим осуществляется за 100 с.
В насосный режим агрегаты этой ГАЭС запускаются с помощью вспомогательных пусковых электродвигателей в течение 5 мин, а полное время с набором нагрузки составляет 7 мин.
Для достижения максимума к.п.д. агрегатов на ГАЭС установлен оптимизатор открытия направляющего аппарата в насосном и турбинном режимах в зависимости от значений напоров, расхода и мощности обратимого агрегата.
Агрегаты ГАЭС Бленхейм-Джильбао могут быть запущены в турбинный (генераторный) режим при потере связи с энергосистемой в случае ее развала при крупной системной аварии и выдать полную мощность 1000 МВт для восстановления работы энергосистемы.
Работа ГАЭС Бленхейм-Джильбао в составе энергосистемы регулируется и согласовывается энергетическим управлением штата Нью-Йорк с учетом работы ГАЭС Корнуэлл и ГЭС–ГАЭС ЛьюистонТусканора, а также расположенных в соседнем штате ГАЭС Нордфильд и Бер-Свемп.
В России разработано предложение о строительстве в Москве подземной ГАЭС мощностью 1000 МВт с максимальным напором 1300 м, а также проведены предварительные исследования по созданию подземной ГАЭС в районе Санкт-Петербурга (Выборг) мощностью 1200–1500 МВт с максимальным напором 1200 м.
4. Использование ГАЭС в едином технологическом комплексе с приливными электростанциями. Приливные электростанции по своему принципу работают циклически в соответствии с цикличностью приливной волны. Функция сглаживания графика генерации и обеспечение соответствия генерации и потребления могут быть возложены на ГАЭС, построенную и работающую в едином технологическом комплексе с ПЭС.
До недавнего времени считалось, что в условиях современной энергетики, когда в крупных энергосистемах имеются большие возможности маневрирования генерирующим оборудованием, прерывистый характер выдачи электроэнергии ПЭС не имеет большого значения. Пока речь шла о сравнительно небольших опытных ПЭС, включая и наиболее мощную ПЭС Ранс во Франции, это действительно было так. Однако изменение структуры генерирующих мощностей в последние десятилетия в пользу теплоэнергетических и атомных блоков большой единичной мощности со сниженными возможностями регулирования кардинально изменили ситуацию, тем более что в настоящее время выполняются проектные работы по ПЭС большой (до нескольких миллионов кВт) мощности.
В настоящее время уже в практическом плане обсуждается порядок подготовки к рабочему проектированию и строительству Мезенской ПЭС. В связи с этим представляется своевременным проанализировать проблемы интеграции мощной Мезенской ПЭС в объединенную энергосистему Европейской части России, учитывая специфический (дискретный) режим работы ПЭС. Эти пробле-
мы в еще большей степени актуальны также и для будущих дальне восточных ПЭС.
Технологические сложности использования ПЭС с точки зрения электрических режимов заключаются в следующем. С одной стороны, режимы ПЭС в пределах лунных суток неизменны и являются как бы базовыми составляющими графиков генерации. С другой стороны – в суточном разрезе режим генерации ПЭС является прерывистым, что требует наличия со стороны энергообъединения существенных регулирующих возможностей для компенсации прерывистости генерации ПЭС, а также колебаний мощности ПЭС в месячном цикле. Эта задача со стороны энергообъединения вполне успешно решается, если мощность ПЭС несоизмерима с мощностью энергообъединения. Например, работа Кислогубской ПЭС установленной мощностью 450 кВт (с 2004 г. – 630 кВт) не оказывает существенного влияния на режимы Кольской энергосистемы.
Качественно иной становится проблема компенсации дискретности при вводе в эксплуатацию мощных ПЭС, в частности, Мезенской ПЭС мощностью 8 млн кВт. Учитывая возросший во всех без исключения энергообъединениях дефицит маневренных мощностей, необходимых для адаптации суточного графика генерации к графику нагрузок, а также предполагаемую мощность современных ПЭС, можно утверждать, что проблема сглаживания пульсирующего характера генерации ПЭС приобретает особую актуальность, причем в мировом масштабе. И это заставляет пересмотреть сделанные ранее выводы. Более того, при проектировании таких мощных ПЭС возникает множество дополнительных проблем, которые потребуют своего решения уже на стадии проектирования.
Считается, что прерывистость режима ПЭС может быть скомпенсирована, если ее мощность составляет не более 25 % от суммарной мощности энергообъединения. Вообще говоря, к этой норме следует относиться критически. Опыт зарубежных энергосистем с преобладанием ТЭС и АЭС показывает, что даже без учета ПЭС доля всех высокоманевренных установок должна составлять не менее 25 % от суммарной установленной мощности энергообъединения. Можно предположить, что с появлением современных мощных ПЭС эта доля должна быть существенно увеличена, а отношение мощности ПЭС к суммарной мощности энергообъединения уменьшено, либо должны быть приняты дополнительные меры по увеличению регулирующих возможностей энергообъединения.
С формальной точки зрения, объединенная мощность четырех европейских энергообъединений России (137,5 млн кВт) вполне достаточна, учитывая, что мощность Мезенской ПЭС составит 8 млн кВт. Однако более внимательное рассмотрение возможностей каждого из этих энергообъединений показывает, что на самом деле соблюдение указанного соотношения без учета реальных нагрузочных режимов и структуры генерирующих мощностей не гарантирует достаточности регулирующих возможностей по отношению к ПЭС.
На рис. 1.2 приведен прогнозный (2010 г.) объединенный суточный график нагрузок ОЭС Центра, Северо-Запада, Средней Волги и Урала и совмещенный с ним график генерации Мезенской ПЭС.
110