Авторы не ставят целью подробный анализ технологии проектирования нового объекта гидроэнергетики. Для этого существуют различного рода методические указания, рекомендации и другие нормативные материалы, определяющие порядок и объем проектных работ. Наша задача – в самом общем виде показать потенциальным читателям – специалистам вновь построенных ГАЭС, какие принципиальные соображения принимались во внимание при выборе параметров этих станций.
Наиболее реальным и экономически обоснованным путем дальнейшего наращивания маневренных мощностей в ОЭС Центра, учитывая большую степень использования имеющихся гидроресурсов центрального региона России, является строительство ГАЭС и энергетических комплексов, включающих мощные ТЭЦ или АЭС и ГАЭС. Учитывая дефицит маневренной мощности в этом регионе и трудности прохождения ночного минимума нагрузки, все эти ГАЭС будут работать в режиме суточного регулирования, причем в турбинном режиме – в пиковой зоне суточного графика нагрузки.
Особенностью пиковых ГАЭС является сравнительно небольшая полезная емкость аккумулирующих бассейнов. Для типичных в средней полосе Европейской территории России напоров 100–120 м удельная энергоемкость аккумулирующих бассейнов составляет 3,4–4,3 м3/кВт·ч. В результате для условной ГАЭС с установленной мощностью 1 млн кВт при использовании ее в пике суточного графика нагрузки продолжительностью 4–5 ч необходимая полезная емкость верхнего бассейна составляет 16–20 млн м3.
Использование ГАЭС в полупиковой зоне имеет свои особенности. Прежде всего, требуется значительно большая емкость акку2 мулирующих бассейнов. Так, для ГАЭС той же мощности 1 млн кВт в турбинном режиме при использовании ее в 10-часовой зоне суточного графика необходимая полезная емкость бассейна увеличивается до 40–43 млн м3. Ограниченная продолжительность ночного провала электрической нагрузки (7–8 ч), который необходим для заряда ГАЭС, требует существенного превышения насосной мощности ГАЭС над мощностью, используемой в турбинном режиме.
Устанавливать дополнительные чисто насосные агрегаты нецелесообразно из-за малой разницы в стоимости насосных и обратимых гидроагрегатов. Поэтому для полупиковых ГАЭС характерно существенное недоиспользование турбинной мощности. Это обстоятельство иногда может быть даже полезным, так как свободная турбинная мощность ГАЭС при необходимости может использоваться как резерв быстрого ввода. Кроме того, при росте неравномерности графика нагрузок весьма вероятен переход полупиковой ГАЭС в группу пиковых.
К основным параметрам ГАЭС, которые выбираются в процессе проектирования, относятся подпорные отметки (НПУ и УМО), полезный объем верхнего и нижнего бассейнов и установленная мощность. Остальные параметры ГАЭС – напор, выработка и потребление электроэнергии и т. д. – зависят от основных параметров.
Выбор параметров ГАЭС производится на предпроектных стадиях – при разработке обоснования инвестиций. На этом этапе при различных значениях НПУ рассматриваются варианты полезного объема верхнего аккумулирующего бассейна. Предельные значения полезного объема определяются с учетом топографических и геологических условий в районе проектируемой ГАЭС и возможной зоны ее работы в перспективных графиках нагрузки энергосистемы, что определяет длительность цикла аккумулирования – суточный, недельный или сезонный.
Для принятых вариантов полезного объема аккумулирования, средних значений напора и к.п.д. ГАЭС определяется выработка электроэнергии при разряде и потребляемая электроэнергия при заряде.
Полученные значения энергии заряда и разряда ГАЭС располагаются в свободной зоне перспективных графиков нагрузки энергосистемы, что определяет режимы работы ГАЭС.
Для заданных режимов работы ГАЭС по результатам водно-энерге- тических расчетов уточняются значения энергии заряда и разряда, определяется рабочая мощность РГАЭС, участвующая в покрытии балансов мощности энергообъединения. Для выбранной расчетной рабочей мощности и диапазона изменения напора в турбинном и насосном режимах ГАЭС выбирается тип, количество и установленная мощность основного энергетического оборудования.
Выбор перечисленных параметров ГАЭС основывается на использовании метода сравнительной экономической эффективности.
Обычно при выборе параметров пиковой ГАЭС в зависимости от зоны покрытия суточного графика нагрузки энергосистемы в качестве заменяемой электростанции рассматривают либо ГТЭ, либо
249 КЭС с маневренными паротурбинными блоками. Полупиковые ГАЭС должны сравниваться с полупиковыми ПГУ, а для ГАЭС, проектируемых в изолированных энергосистемах (например, «Сахалин- энерго»), при сравнении следует учитывать заменяемые ТЭС, характерные для этих энергосистем. На рис. 20.1 показаны условные суточные графики нагрузки энергосистемы для двух вариантов: с участием ГАЭС (а) и с заменяемой ГТЭ (б).
