5. Характеристика технических и экономических показателей электростанций, используемых при прогнозировании и планировании развития ээс

Учитывая, что решение задач технико-экономического обоснования решений по развитию энергосистем осуществляется на достаточно длительную временную перспективу при отсутствии в целом ряде случаев проектных проработок по отдельным электростанциям, при прогнозировании и планировании в процессе обоснований и балансовых расчетов используются укрупненные типизированные технические характеристики и экономические показатели электростанций.

5.1. Гидроэлектростанции

Гидроэлектростанции (ГЭС) различают по следующим видам:

1) по напору воды, на котором работают турбины ГЭС, определяемому как разность отметок воды верхнего бьефа заполненного водохранилища ГЭС и отметок нижнего бьефа за плотиной ГЭС:

- низконапорные от 3 до 25 м;

- средненапорные 25 – 60 м;

- высоконапорные более 60 м.

2) по типу сооружения

- русловые ГЭС, у которых плотина и здание ГЭС размещаются непосредственно в створе ГЭС. Данный тип сооружения используется обычно для низконапорных ГЭС. К ним относятся большинство ГЭС в европейской части страны за исключением Кавказа.

- приплотинные ГЭС, у которых плотина размещаются непосредственно в створе ГЭС, а здание ГЭС размещается за плотиной. Данный тип сооружения используется обычно для средненапорных и, частично, для высоконапорных (до 300 м) ГЭС в зависимости от конструкции плотины. ГЭС такого типа сооружены в ОЭС Сибири, Дальнего Востока, в энергосистемах Средней Азии.

- деривационные ГЭС, размещаемые в горной местности, у которых вода поступает из водохранилища к зданию ГЭС по каналам либо протяженным напорным водоводам. Данный тип сооружения используется для высоконапорных ГЭС, где напор может достигать 500-800 м. Относительно небольшое число ГЭС данного типа сооружены в энергосистемах Кавказа.

3) по регулирующей емкости водохранилищ, обеспечивающих:

- суточное регулирование с возможностью перераспределения энергоотдачи в течение суток;

- сезонное регулирование с возможностью перераспределения энергоотдачи между весенне-летним периодом и осенне-зимним периодом;

- многолетнее регулирование с возможностью перераспределения энергоотдачи между годами с различными условиями водности на реках (многоводными и маловодными).

Большая часть ГЭС в России и за рубежом имеют водохранилища сезонного регулирования. Водохранилища многолетнего регулирования, позволяющие накапливать большие объемы стока, создание которых, как правило, связано с затоплением значительных территорий, имеются в России на небольшом числе ГЭС, в частности, на Братской ГЭС и Иркутской ГЭС в Сибири.

Достаточно широкое распространение в последние годы получило создание мелких ГЭС от 100 до 500 кВт непосредственно на водотоке без создания водохранилищ.

В зависимости от условий сооружения ГЭС (гидрологических, территориальных, геологических ) ГЭС могут существенно различаться по мощности и объему вырабатываемой электроэнергии. Крупнейшими в мире ГЭС являются: ГЭС «Три Ущелья» в Китае на р.Янцзы мощностью 22,4 млн.кВт и среднемноголетней выработкой электроэнергии 100 млрд.кВтч, ГЭС «Итайпу» в Бразилии на р.Парана 14 млн. кВт и 100 млрд.кВтч, ГЭС «Гури» в Венесуэле на р.Карони 10,3 млн.кВт и 40 млрд.кВтч.

В России крупнейшими являются Саяношушенская и Красноярская ГЭС на р. Енисей установленной мощностью 6,4 и 6 млн. кВт с выработкой электроэнергии порядка 22 млрд. кВтч каждая.

Основными энергетическими показателями ГЭС, используемыми при прогнозировании и планировании развития ЭЭС, являются:

- установленная мощность Р_уст ;

- располагаемая мощность Р_расп., которая может быть ниже установленной из-за «разрывов» мощности как вследствие дефектов оборудования и экологических ограничений, так и в связи со снижением напора ГЭС ниже расчетного проектного;

- базисная мощность Р_баз, соответствующая минимальной мощности, с которой должна работать ГЭС для обеспечения минимально необходимых расходов воды в нижнем бьефе ГЭС по требованиям судоходства, водозабора, лесосплава, санитарных попусков;

- среднемноголетняя выработка электроэнергии ГЭС W_срмн., определяемая проектной организацией по многолетним рядам гидрологических наблюдений за годовым расходом (стоком) воды в створе ГЭС при обеспеченности годового стока 50%. В зависимости от соотношения выработки электроэнергии и располагаемой мощности ГЭС годовое число часов использования располагаемой мощности может колебаться в очень широком диапазоне от 1000 до 7000 часов;

- гарантированная мощность ГЭС Р_{гэс. гар.} , соответствующая среднемесячной мощности ГЭС в месяц прохождения годового максимума нагрузки (в России декабрь) в расчетных маловодных условиях. Указанная гарантированная мощность определяется по следующей схеме расчетов:

1) на кривой обеспеченности годового стока Q_год в створе ГЭС (рис.5.1), определяется величина стока, соответствующая расчетным маловодным условиям, принимаемым в качестве исходных при проектировании ГЭС.

Как правило, при сооружении ГЭС в энергосистемах европейской части страны, где доля ГЭС в балансе мощности относительно не велика и, соответственно, мала вероятность совпадения крупных аварий на тепловых электростанциях с появлением маловодных условий на ГЭС, в качестве расчетных маловодных условий рассматривается величина годового стока с обеспеченностью р = 70-75%. При сооружении ГЭС в Сибири, где их доля превышает в балансе 45 - 50% , гарантированная мощность рассчитывается при обеспеченности годового стока на ГЭС р = 90 - 95%.

Q_год

_млн.м^{3 зона европейских ГЭС}

^{зона сибирских ГЭС}

0 50 100 р,%

Рис. 5.1. Кривая обеспеченности годового стока в створе ГЭС

2) Для величины годового стока в расчетных маловодных условиях моделируется, как показано на рис.5.2, годовой гидрограф естественного стока в створе ГЭС. Указанный гидрограф, исходя из регулирующих возможностей водохранилища ГЭС, перестраивается в гидрограф зарегулированного стока, отражающий максимально возможное наполнение водохранилища в весенне-летний периоды и повышение энергоотдачи ГЭС в зимний - осенний периоды за счет использования для выработки энергии ресурсов воды, накопленных в водохранилище.

Исходя из расходов воды в зарегулированном гидрографе по месяцам года, рассчитывается среднемесячная мощность ГЭС по выражению в МВт (5.1.).

P^гэс = 8,5 Q*H (5.1)

где :

Q – среднемесячный расход воды через турбины в створе ГЭС, м³/сек;

H - напор воды в расчетный период времени, м.

естественный расход воды

Q , м³/сек Р, МВт

зарегулированный

расход воды мощность

ГЭС

1 2 3 4 10 11 12

месяца года

Рис.5.2. Схема регулирования энергоотдачи ГЭС в годовом

разрезе в расчетных маловодных условиях

Рассчитанная указанным выше способом средняя мощность ГЭС декабря месяца (для условий России) в расчетных маловодных условиях и является гарантированной мощностью ГЭС, характеризующей возможность получения энергоотдачи ГЭС с высокой степенью вероятности (обеспеченности).

Показателем, характеризующим экономически обоснованное перераспределение энергоотдачи ГЭС в недельном разрезе, является коэффициент недельного регулирования к _нед = 1,02 – 1,05, соответствующий отношению гарантированной среднесуточной мощности ГЭС в зимний рабочий день к среднемесячной гарантированной мощности декабря.

Как показано на рис. 5.3., возможность перераспределения энергоотдачи ГЭС в недельном разрезе с ее повышением в рабочие дни и снижением в выходные дни при уменьшении нагрузок в ЭЭС, позволяет снизить объем необходимого ввода мощности на тепловых электростанциях за счет увеличения более дешевой пиковой мощности ГЭС либо обеспечить выравнивание загрузки ТЭС в течение недели для снижения расходов топлива.

ГЭС

Р , МВт

Тепловые электростанции

Пон. Вт. Субб. Воскр.

Рис. 5.3. Перераспределение энергоотдачи ГЭС в недельном разрезе

В целом за неделю должен быть соблюден баланс гарантированного ресурса энергии ГЭС, определяемый из условия:

Р_{гэс. гар.} * 7 = Р_{гэс. гар. зрд} * 5 + Р_{гэс. гар. звд} * 2

Коэффициент, характеризующий отношение среднесуточной гарантированной мощности ГЭС в зимний рабочий день (зрд) Р_{гэс. гар. зрд} к среднемесячной гарантированной мощности ГЭС Р_{гэс. гар} , является обобщенным показателем недельной неравномерности режима использования энергии ГЭС в зимнюю рабочую неделю к _нед.

Удельные капиталовложения на 1 кВт мощности вновь сооружаемых ГЭС существенно зависят от природных условий сооружения ГЭС, их территориального размещения, объема стока в створе и мощности ГЭС. В основном величина удельных капиталовложений для ГЭС мощностью свыше 100 МВт находится в диапазоне 1500 – 3000 у.е./кВт при 1 у.е. = 30 руб.

Удельные постоянные эксплуатационные издержки * по ГЭС составляют 0,5 – 1,0% от К_уд на 1 кВт в год. Нормативный срок службы турбин ГЭС составляет 30 лет.