9.2. Водноэнергетические показатели гидроэнергетических установок

Водноэнергетические расчеты проводятся прежде всего применительно к главным параметрам гидроузлов – отметкам НПУ и УМО и установленной мощности N_уст.

Основной расчетной формулой для определения текущих значений мощности N является формула

.

(9.3)

В формуле (9.3) напор – нетто H_Н равен

, (9,4)

где Z и Z_Н – текущие отметки уровня воды в верхнем и нижнем бьефах гидроузла, H – потери напора в подводящих устройствах ГЭС (например, в деривационном туннеле), и – КПД турбины и генератора, равные, соответственно, 0,90 – 0,92 и 0,97. Обозначив произведение 9,81 как A (коэффициент мощности) получим

,

(9.5)

где A = 8,5÷8,8 [5]. Под установленной мощностью ГЭС понимают сумму номинальных активных мощностей всех гидроагергатов. Характеристики крупнейших по мощности ГЭС приведены в табл. 9.2. В мире крупнейшими ГЭС является создаваемая в Китае на р. Янцзы ГЭС «Три ущелья» с проектной мощностью 22 400 МВт (в настоящее время достигнута мощность 20 000 МВт). В Российской Федерации максимальные мощности сосредоточены на енисейских Саяно-Шушенской и Красноярской ГЭС (6400 и 6000 МВт) и ангарских Братской и Усть-Илимской ГЭС (4500 и 3800 МВт) [5]. Для восстанавливаемой после аварии Саяно-Шушенской ГЭС указана величина проектной установленной мощности, которая должна быть достигнута к 2015 г.

Таблица 9.2

Крупнейшие ГЭС по мощности (по данным на 2010 г.)

Основными водноэнергетическими показателями ГЭС, определяемыми для всех рассматриваемых вариантов схемы использования водных ресурсов, выбора местоположения ГЭС и важнейших параметров гидроузла и водохранилища, считаются:

- средняя многолетняя годовая выработка электроэнергии ;

- гарантированная (минимальная, обеспеченная) мощность ГЭС N_гap расчетной или нормированной обеспеченности;

- располагаемая (пиковая) мощность N_расп ГЭС расчетной обеспеченности.

Средней многолетней выработкой электроэнергии ГЭС называется среднеарифметическая годовая выработка электроэнергии за длительный расчетный ряд лет, в котором средний годовой объем водных ресурсов реки соответствует норме годового стока. Норма годового стока – среднее значение годового стока за многолетний период такой продолжительности, при увеличении которого полученное значение существенно не изменяется. Практически за норму годового стока принимается среднее значение, полученное из ряда, охватывающего 40–60 лет наблюдений. В зависимости от изменчивости годового стока реки и регулирующей способности водохранилища минимальная годовая выработка электроэнергии может быть меньше средней в 1,6–2,3 раза, а максимальная – больше минимальной в 2,1–4,9 раза [5].

Расчетное значение должно периодически корректироваться из-за изменения по сравнению с проектными исходными данными для водноэнергетических расчетов:

• длины гидрологического ряда;

• нормы естественного годового стока;

• размеров безвозвратного водопотребления в бассейне реки выше створа ГЭС;

• эксплуатационных характеристик гидроагрегатов, например, в связи с их реконструкцией;

• потерь напора;

• характера использования мощности ГЭС в энергосистеме;

• правил использования водных ресурсов водохранилищ в связи, например, с увеличением значимости противопаводковой роли водохранилища или вопросов охраны природы;

• строительства вышележащих гидроузлов и ввода на них гидроагрегатов.

В ряде случаев корректировка может быть вызвана чрезвычайными обстоятельствами, например, не предусмотренной проектом интенсивной сработкой водохранилищ многолетнего регулирования стока.

Для оценки применяются обобщенные статистические параметры стока, аналитические графические и оптимизационные методы [5]. Обычно используются результаты водохозяйственных и водноэнергетических расчетов по календарному стоковому ряду.

Гарантированной или обеспеченной мощностью ГЭС N_гap называется минимальная среднесуточная, среднемесячная, среднесезонная или среднегодовая мощность, которую ГЭС обеспечивает с заданной надежностью. Основное назначение водохранилищ состоит в перераспределении энергоотдачи ГЭС с многоводных месяцев, сезонов и лет в маловодные, другими словами, в увеличении гарантированной мощности ГЭС [5]. В отечественной проектной практике в качестве гарантированной мощности обычно используется либо средняя месячная (чаще всего декабрьская), либо средняя за всю межень или за осенне-зимний период, реже среднегодовая. Гарантированная мощность N_гap устанавливается путем водохозяйственных и водноэнергетических расчетов по многолетним стоковым рядам с использованием диспетчерских правил и графиков. При этом значение N_гap устанавливается одновременно с ее обеспеченностью p, которая в зависимости от роли ГЭС в энергосистеме может составлять от 85 до 95% [5]. Гарантированная мощность зависит прежде всего от НПУ и УМО, то есть от полезного объема водохранилища V_полез, а также от обеспеченности p (рис. 9.1).

Рис. 9.1. Зависимость гарантированной мощности ГЭС 95%-ной обеспеченности от НПУ и полезного объема водохранилища

При заданных НПУ и УМО расчетное значение гарантированной мощности ГЭС зависит главным образом от ее обеспеченности как по числу лет, так и по продолжительности, а также от допустимого снижения мощности за пределами расчетной обеспеченности. На размеры перебоев, или на глубину и продолжительность снижения N_гap, также влияют принятый режим использования водных ресурсов и правила регулирования стока. Непродолжительные и неглубокие перебои могут быть устранены за счет уточнения порядка сработки и наполнения водохранилища. В общем, определение N_гap, ее обеспеченности и уточнение диспетчерских правил регулирования стока должно производиться одновременно в процессе водохозяйственных и водноэнергетических расчетов.

Суммарная гарантированная мощность ГЭС энергосистемы заданной расчетной обеспеченности должна определяться по эмпирической кривой обеспеченности суммарных мощностей всех ГЭС рассматриваемой энергосистемы. С этой целью за один и тот же многолетний период суммируются ежегодные декабрьские или среднезимние мощности всех ГЭС энергосистемы. По многолетнему ряду таких сумм определяется кривая обеспеченности, с которой снимается значение суммарной гарантированной мощности ГЭС энергосистемы заданной расчетной обеспеченности.

Располагаемой или пиковой мощностью ГЭС N_расп называется максимальная мощность, которая может быть получена на ГЭС в течение суток или нескольких часов по напору, расходу, состоянию оборудования, допустимой амплитуде колебаний уровней как в верхнем, так и в нижнем бьефе гидроузла. Основными факторами, влияющими на N_расп, являются среднесуточная мощность или суточная выработка электроэнергии; среднесуточный расход воды через ГЭС; характер использования мощности ГЭС в течение суток (конфигурация суточного графика энергетической нагрузки); время года, определяющее, например, глубину сезонной сработки проектируемого и нижележащего водохранилищ; ледовые условия в нижнем бьефе гидроузла.

Располагаемую мощность следует определять для всех месяцев года, однако обычно устанавливают N_расп. заданной расчетной обеспеченности только для периода прохождения максимума нагрузки энергосистемы. В настоящее время утвержденные нормативы ее определения отсутствуют. Обеспеченность располагаемой мощности N_расп принимается равной, либо большей обеспеченности гарантированной мощности N_гap. Для полноценного участия ГЭС в покрытии графика нагрузки энергосистемы обеспеченность N_расп в период прохождения максимума нагрузки рекомендуется назначать равной 95–100%. Косвенно значение и обеспеченность N_расп экономически обосновываются при выборе N_уст ГЭС. Как правило, располагаемая мощность меньше установленной в половодье, когда высок уровень воды в нижнем бьефе, и в конце зимней межени, когда водохранилище сработано. В среднем за многолетний период N_расп = N_уст в течение 80–100% времени. Обеспеченные значения N_расп и N_гap для средне- и высоконапорных ГЭС соответствуют одним и тем же расчетным маловодным условиям, а для низконапорных ГЭС зачастую обеспеченное значение N_гар соответствует расчетным маловодным, а обеспеченное значение N_расп – расчетным многоводным условиям с высоким уровнем воды в нижнем бьефе.

В проектной практике применяются несколько методов определения N_расп [5]. Простейший метод, получивший широкое распространение, не учитывает неустановившегося движения воды в нижнем бьефе ГЭС при суточном регулировании ее мощности. Он основан на определении путем подбора значения располагаемой мощности при работе ГЭС с полной пропускной способностью турбин. Сначала назначается расчетный уровень воды в нижнем бьефе гидроузла Z_н/б в пределах Z_макс > Z_н/б > Z_ср, потом вычисляется

Нрасп = Zв/б – Zн/б – Δh,

(9.6)

где Z_ср и Z_макс – уровни нижнего бьефа, определяемые по кривой Qf(z) и соответствующие среднесуточному и максимальному расчетному расходам ГЭС; Z_в/б – расчетный уровень воды в верхнем бьефе гидроузла; Δh – потери напора в водоподводящем тракте. Затем по линии ограничения максимальной пропускной способности турбин эксплуатационной характеристики ГЭС согласно Н_расп определяется расход ГЭС и уточняется значение Z_н/б. Подбор повторяется до совпадения его первоначального и конечного значений. После этого по подобранному значению Н_расп и линии ограничения максимальной мощности эксплуатационной характеристики ГЭС определяется максимальная мощность ГЭС, которая и является располагаемой мощностью N_расп.

При увеличении первоначальной, утвержденной в проекте номинальной мощности гидроагрегатов путем их перемаркировки, другими словами, путем увеличения максимально допустимой мощности генератора, естественно, увеличивается и расчетный по мощности напор. Располагаемый пиковый напор при этом иногда уменьшается и, следовательно, уменьшается расчетная N_расп ГЭС. В более благоприятных по водности условиях, но в менее напряженный для энергосистемы период, например, после наполнения водохранилища до НПУ, N_расп может быть близка к новому значению N_уст [5].