Г.А.Л._Изб. раб. по АСКУЭ

и ведет свои эксплуатационную историю с декабря 1982 г., когда был пущен первый энергоблок (второй - в 1985 г., третий - в1989 г.). ЮУЭК должен обеспечить потребности в электроэнергии для южного региона Украины с населением в 5 млн человек. ЮУАЭС дает стране не менее 10% всей генерации и около 25% выработки электроэнергии от всех украинских АЭС. За все время эксплуатации станции ее ежегодная выработка электроэнергии превысила впервые в 1997 году 20 млрд кВт ч (в 2004 году - около 22 млрд кВт ч, а в 2005 - 20,6 кВт ч.) В 1996 году ЮУАЭС вошла в состав НАЭК "Энергоатом". ЮУАЭС - пионер среди отечественных АЭС в области использования американского ядерного топлива. В 2005 году на третьем энергоблоке было начато эксплуатационное исследование шести ТВЭЛов (тепловыделяющих элементов) производства американской фирмы "Westinghouse". Таким образом, в Украине был сделан первый шаг по диверсификации поставок энергоресурсов (ядерного топлива). Результаты проверки американских топливных кассет после года их эксплуатации оказались положительными

(имеются и противоположные мнения энергетиков).

Вторая составная часть ЮУЭК и важный энергетический объект Николаевской области - это Александровская ГЭС. В глубоком каньоне р. Южный Буг, имеющей в этих местах крутой берег, высотой до 60 м, сформировано Александровское водохранилище

(названо по имени близлежащего поселка). Оно предназначено, с одной стороны, для обеспечения работы ГЭС и использования в качестве нижнего, питательного бассейна ГАЭС, а, с другой стороны, для гидротехнического регулирования сезонного стока южного Буга, орошения сельскохозяйственных угодий и коммунально-бытового пользования. Его длина около 18 км, а проектный объем в период паводка составляет 115 млн м3 воды. На территории строительства водохранилища, начатого в 1985 г., были выполнены работы по переселению, вынесения с зоны затопления промышленных и сельскохозяйственных производств, снятия чернозема для его использования в улучшении плодородия ближайших сельхозугодий, проведена лесоочистка и укрепление берегов, проведены работы по сохранению фауны и флоры. В 1999 г. ГЭС, построенная на средства ЮУАЭС, вошла в строй и стала первенцем гидроэнергетики независимой Украины. Ее установленная мощности составляет суммарно на два энергоблока 11,5 МВт с проектной выработкой до 47

млн кВт ч электроэнергии в год (за время эксплуатации выработала около 80 млн кВт ч).

Работает в одном комплексе с АЭС, но пока не на полную мощность из-за недостаточного уровня воды в реке и пристанционном водохранилище (режим работы ГЭС -

прямоточный).

Известно, что гидроэнергетика дает дешевую электроэнергию, обладает экологической чистотой и экономической целесообразностью. Сегодня гидроэнергетика Украины, частично покрывая пиковые нагрузки энергосистемы, выполняет регуляторную роль в энергетическом балансе страны, в обеспечении стабильности работы его топливноэнергетического комплекса. Гидроэнергетика, согласно стратегии развития энергетики Украины до 2030 года, должна рассматриваться как первоочередной фактор в системных мероприятиях по введению новых пиковых мощностей. Ввод в действие Ташлыкской ГАЭС - важная составляющая развития гидроэнергетики Украины.

Строительство ТГАЭС имеет богатую историю и долгострой (первый проект гидрокомплекса, предназначенного для совместной работы с АЭС, был сделан еще в 19711981 гг., а последний проект, реализующийся в настоящее время, был утвержден в 1999 г.) -

до цели шли не одно десятилетие, в течение которых не раз менялся коллектив строителей, монтажников и наладчиков. Пуск в 2006 г. первого блока ТГАЭС стал одним из элементов выполнения энергетической стратегии Украины: он стал первым пусковым объектом, введенным в действие после утверждения этой энергостратегии. При реализации проекта ТГАЭС впервые в Украине был продемонстрирован комплексный, системный подход к решению экономических, экологических и социальных проблем региона. ТГАЭС - это последняя из трех составляющих ЮУЭК и шаг в сторону энергетической безопасности Украины.

Станция предназначена для покрытия пиковых нагрузок в юго-западной части объединенной энергосистемы Украины, где имеется высокая суточная неравномерность графика нагрузки и остра потребность в пиковых и маневренных аварийных мощностях, а также для обеспечения надежного базового режима ЮУАЭС. Современный, многократно в прошлом переделанный и уточненный проектный вариант ГАЭС - это шесть гидроагрегатов мощностью 150 МВт каждый - прошел все экспертизы. ТГАЭС - это уникальный объект, своеобразный водный аккумулятор: поднятая в верхнее водохранилище вода используется для выработки дополнительной электроэнергии при покрытии пиковых нагрузок (утренних и вечерних) графика энергопотребления энергосистемы. Вместе с тем станция предназначена и для заполнения ночных провалов в энергоснабжении и пополнения аварийного резерва мощности в южном регионе страны. Эти маневренные мощности являются регулятором энергосистемы. После пуска станции в проектном варианте отпадет необходимость по несколько раз в день маневрировать базовыми мощностями ТЭС или АЭС. ТГАЭС полностью не устранит весь дефицит маневренных мощностей в Украине, который оценивается в 3000 МВт, но значительно его ослабит. Кроме того, ТГАЭС станет дополнительным аккумулятором воды и даст новый импульс развитию сельского хозяйства в Николаевской области.

Все ГАЭС работают на одинаковом принципе, и ТГАЭС здесь не составляет исключения: во внепиковое, как правило, ночное время осуществляется перекачивание воды с нижнего, питающего бассейна Ташлыкского водохранилища (оно одновременно является охладителем для теплоносителя АЭС) в бассейн верхнего уровня. В этом случае гидроагрегаты ТГАЭС работают в насосном режиме. Мощность одного гидроагрегата в насосном режиме составляет 229 МВт. В час же пиковых нагрузок агрегаты работают в генераторном или турбинном режиме с мощностью 150 МВт, отдавая электроэнергию в сеть энергосистемы. Экономический эффект ТГАЭС определяется трехтарифной системой расчетов с крупными промышленными потребителями (см. выше). Таким образом, в процессе работы ТГАЭС выработка дорогой электроэнергии для покрытия вечернего и утреннего пиков в графике электроснабжения использует дешевую ночную электроэнергию. Замена при регулировании нагрузки блоков ТЭС блоками ГАЭС дает возможность эксплуатировать мощные ТЭС и АЭС на максимальной мощности с экономией затрат топлива. В ночное же время ГАЭС потребляет излишки энергии в энергосистеме. Ввод в эксплуатацию ТГАЭС дает возможность повышения устойчивости энергосистемы, что носит более качественный, чем количественный характер.

Все указанные преимущества трудно оценить в деньгах. Они обеспечивают для энергосистемы Украины: а) оперативный резерв для регулирования частоты электрического тока, б) эксплуатацию в режиме синхронного компенсатора, в) условия для экспорта электроэнергии, г) устойчивость работы и обеспечение более высокой продуктивности в производственном и коммерческом секторах народного хозяйства, д) исключают необходимость использования устройств регулирования частоты, е) увеличивают срок службы и снижают эксплуатационные затраты на электрическое и механическое оборудование, ж) снижают коммунально-бытовые неудобства населения. Польза от ввода в

действие ТГАЭС для повышения надежности энергоснабжения значительно превышает затраты на строительство и эксплуатацию этого объекта. Экономические расчеты показали, что если удельные затраты на один установленный киловатт-час составили для ТГАЭС (с учетом ее проектной мощности в 900 МВт) 283 долларов, то для аналогичных ТЭС с парогазовыми установками они составили бы 685 долларов, для ТЭС на твердом топливе или мазуте - 1076 долларов. Дополнительная экономия финансовых средств связана с более высоким сроком службы агрегатов ГАЭС (в 2 раза), отсутствием затрат топлива в базовом режиме и при выходе на режим полной мощности, существенно более низкими эксплуатационными расходами (в 10 раз).

Выводы из украинского опыта

1.Неравномерность суточного графика нагрузки энергосистемы является проблемой для любой энергосистемы: украинской, российской или белорусской.

2.Для решения проблемы покрытия суточного неравномерного графика энергосистемы существуют два принципиально различных, но взаимодополняющих метода: а) метод деформации графика нагрузки за счет режимного взаимодействия энергосистемы с потребителями на основе многоставочных зонных тарифов, стимулирующих потребителей к переносу своей нагрузки на внепиковое время графика, б) покрытие графика нагрузки без его деформации за счет использования в энергосистеме высокоманевренных пиковых генерирующих мощностей.

3.Для стимулирования потребителей к переносу нагрузки должны действовать зонные тарифы с существенной разницей в стоимости между ночной (полупиковой) и пиковой электроэнергией, а энергосистема должна осознанно идти в процессе режимного взаимодействия с потребителями на разделение своих доходов от продажи электроэнергии с потребителями-регуляторами.

4.В качестве эффективных и экономичных маневренных пиковых мощностей энергосистема должна создавать и наращивать мощности своих ГАЭС. Актуальность такого решения возрастает с повышением единичных мощностей энергоблоков ТЭС и повышением доли АЭС в производстве электроэнергии внутри страны.

5.Дополнительным инструментом в минимизации потерь от покрытия неравномерного графика нагрузки энергосистемы может быть электроэнергия соседних государств, с которыми осуществляется параллельная работа национальной энергосистемы.

6.Для Белорусской энергосистемы, имеющий суточный график нагрузки с высокой неравномерностью и планирующей строительство собственной АЭС, необходимо обязательно использовать для покрытия графика нагрузки оба метода, т.е. метод деформирования графика и метод его покрытия за счет маневренных мощностей ГАЭС, которую необходимо создать одновременно с АЭС.

P.S. При написании статьи автором использованы материалы редакционных статей вышеуказанного журнала, статей авторов Билик Б.И. и Ю.О.Ландау, а также материалы собственных работ в данном направлении (по ГАЭС и выравниванию графика энергосистемы).

Справка

Статья опубликована в журналах:

Энергия и ТЭК, №2,2007 (Беларусь) Энергия и Менеджмент, №1,2007 (Беларусь)

Электрические станции, № 10, 2007 (Россия)

Энергетик, №7,2007 (Россия)

Энергия: экономика, техника, экология, №8,2007 (Россия)

Электрика, №5,2007 (Россия)

Приложение – фотографии энергообъектов

Схема размещения объектов Южно-Украинского энергетического комплекса

(1 – Южно-Украинская АЭС; 2-Ташлыкский водоем-охладитель; 3 – Ташлыкская ГАЭС; 4- Александровская ГЭС; 5- Александровское водохранилище;6- Прибугское водохранилище; 7 – город Южноукраинск; 8 – поселок Александровка; 9 – поселок Константиновка )

Александровская ГЭС

Южно-Украинская АЭС

Ташлыкская ГАЭС

Типовая структурная схема ГАЭС

(а – вертикальный разрез; б – план сверху; 1 – верхнее аккумулирующее водохранилище, 2 – водоприемник, 3 – напорный наклонный водовод, по которому производится прокачка воды из верхнего водохранилища в нижнее и обратно, 4 – строение ГАЭС с гидроагрегатами, 5 – нижнее водохранилище, 6 – дамба с водосбросом, 7 – нормальный подпорный уровень воды, 8 – уровень сработки)

Машинный зал ТГАЭС

ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Гуртовцев А.Л., к.т.н., ведущий научный сотрудник РУП “БелТЭИ”

Ритмы электропотребления

Энергосистема любого государства объединяет в едином технологическом процессе множество электростанций, осуществляющих в реальном времени выработку электроэнергии из первичных энергоресурсов, и множество потребителей, получающих эту энергию от электростанций через передающие и распределительные электросети. Электроэнергия является таким товаром, который по существующим технологиям невозможно в больших количествах и долго хранить на складах подобно обычным вещам, - этот товар необходимо потреблять в темпе его производства и, наоборот, производить, или генерировать, в темпе его массового потребления. Невыполнение этого временного баланса в лучшем случае приводит к ухудшению качества электроэнергии, например, изменению ее частоты или напряжения в сетях переменного тока, а в худшем – к авариям и катастрофам в энергосистеме. Возникающий дисбаланс между производством и потреблением

электроэнергии в энергосистеме можно устранить только одним из трех путей: либо изменением генерации, либо изменением потребления, либо одновременно и тем и другим. Иного не дано.

Потребление электроэнергии происходит в человеческом обществе в соответствии с его жизненными ритмами, которые непосредственно зависят как от природных и биологических ритмов человека, так и от его производственной и бытовой деятельности.

Эти ритмы имеют суточные, недельные, месячные и сезонные циклы.

На рисунке приведен типовой суточный график генерации/потребления (нагрузки) Белорусской объединенной энергосистемы (ОЭС) в отопительный период (сезон

осень-зима-весна) в обычный рабочий день. На графике четко видны периоды минимального потребления в ночное время (период ночного провала: 2300-600), максимального потребления

в утренние (период утреннего пика: 800-1100) и вечерние (период вечернего пика: 1700-2000)

часы, а также периоды среднего потребления (периоды полупика: 600-800, 1100-1700, 2000- 2300). Период ночного провала, в который мощность нагрузки падает до 3500 МВт, приходится на время ночного отдыха населения, период утреннего пика (мощность до 5150 МВт) – на время наибольшей утренней активности промышленности, а период вечернего пика (мощность до 5300 МВт) – на время вечерней бытовой активности населения. Заметим, что общее годовое потребление электроэнергии в Беларуси на 60% определяется промышленностью и на 21% бытом – самыми крупными секторами потребителей.

Приведенный график суточного потребления энергосистемы, или график ее

совмещенной нагрузки (определяется реальным наложением отдельных графиков сотен тысяч потребителей), характеризуют как неравномерный. Основные характеристики такого графика: максимальная Рмакс и минимальная Рмин нагрузки, среднесуточная нагрузка Рср,

плотность графика нагрузки, или коэффициент заполнения, определяемая как отношение средней нагрузки к максимальной =Рср/Рмакс, коэффициент неравномерности нагрузки=Рмин/ Рмакс (для равномерного графика и близки к единице). В рассматриваемом графике перепад нагрузки между ночным провалом и вечерним пиком достигает в энергосистеме 1800 МВт ( =0,66), между дневным полупиком и пиком – до 400 МВт, а средняя нагрузка - Рср=4500 МВт ( =0,85). Таким образом, в ночное время в энергосистеме

в связи с падением электропотребления необходимо отключать ряд электростанций или их отдельные агрегаты, а в пики, наоборот, вводить в работу дополнительные пиковые мощности. Заметим, что большая неравномерность графика нагрузки характерна не только для белорусской энергосистемы, но и для многих других энергосистем. Так, в частности, в АО “Мосэнерго” - крупнейшей энергоснабжающей компании России (8% российского электропотребления) - ночью нагрузка в сети падает на 60-70% по сравнению с пиком.

В ОЭС Беларуси в качестве генерирующих источников преобладают тепловые электростанции (ТЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Проблемы адаптации таких источников под колебания графика нагрузки энергосистемы связаны, во-первых, с необходимостью наличия на ТЭС и ТЭЦ пиковых мощностей, во-вторых, с дополнительными затратами топлива на изменения режимов их работы, в-третьих, с повышенным износом пикового теплового оборудования в результате многократных его пусков и остановов и, в-четвертых, с его недостаточной маневренностью. В результате существенно возрастают издержки энергосистемы на покрытие пиковых нагрузок. Проблема их снижения может быть эффективно решена либо за счет выравнивания графика нагрузки в результате административного или экономического (через стимулирующие тарифы)

воздействия на массового потребителя, либо за счет межсистемного эффекта – приобретения более дешевой пиковой энергии смежных энергосистем (со стороны Литвы или России), либо за счет применения накопителей энергии, т.е. установок для накопления, или консервации, энергии в часы провала графика нагрузки и ее использования в пиковые часы.

Существуют механические (потенциальные, динамические и кинетические),

химические, тепловые, электромагнитные и другие типы накопителей, которые характеризуются количеством запасенной энергии и временем ее консервации (сроком, в

течение которого энергия сохраняется в накопителе), удельной энергоемкостью (запасенной энергией на конструктивную единицу накопителя), удельными капитальными затратами (затратами на единицу запасенной энергии или единицу мощности), удельными эксплуатационными расходами, коэффициентом полезного действия (отношением энергии,

отданной накопителем, к энергии, затраченной на ее накопление) - КПД, и маневренностью (временем включения накопителя, скоростью набора и сброса мощности и ее диапазоном,

допустимой частотой пусков). В энергосистемах в качестве крупных накопителей используются в первую очередь гидроэлектростанции (ГЭС) и гидроаккумулирующие

электростанции (ГАЭС). В Беларуси ведутся работы по развитию сети малых ГЭС, а также дискутируется вопрос о создании собственной ГАЭС.

Что такое ГАЭС?

ГАЭС – это насосно-аккумулирующая ГЭС, которая в одни периоды времени использует электроэнергию других электростанций из электросетей энергосистемы для преобразования ее в потенциальную энергию воды (прямое преобразование), а в другие периоды времени преобразует потенциальную энергию воды в электроэнергию (обратное преобразование), отдавая ее в электросети для покрытия пиков нагрузки энергосистемы. Гидротехнические сооружения ГАЭС состоят из двух бассейнов – верхнего

(аккумулирующего) и нижнего (питающего), расположенных на разных уровнях и соединенные системой крупных наклонных трубопроводов (водоводов). Верхний бассейн может быть естественным (например, озером) или искусственным (забетонированным котлованом), а нижним бассейном чаще всего служит водоем, образуемый при перекрытии реки небольшой плотиной.

Здание ГАЭС с гидроагрегатами располагается у нижнего бьефа, а каждый агрегат – у нижнего конца соответствующего водовода. Гидроагрегаты могут быть трехмашинными, состоящими из электродвигателя-генератора (обратимая электромашина), гидротурбины и насоса (такие агрегаты использовались на первых ГАЭС, построенных в начале 60-х годов прошлого века), или двухмашинными – из обратимой электромашины и обратимой, или реверсивной, гидромашины, работающей в зависимости от направления водотока и соответствующего направления вращения либо как насос, либо как турбина, т.е. в турбинном или насосном режимах (такие агрегаты, как более экономичные, стали устанавливать на ГАЭС с конца 60-х гг.). Гидроагрегаты ГАЭС в зависимости от высоты напора воды оснащаются поворотно-лопастными, диагональными, радиально-осевыми или ковшовыми гидротурбинами. Крупнейший в мире обратимый гидроагрегат мощностью 457 МВт установлен на американской ГАЭС "Бат Каунти" (1993 г.).

ГАЭС использует для насосной перекачки воды из нижнего бассейна в верхний ту электроэнергию, которая вырабатывается недогруженными электростанциями энергосистемы, как правило, в ночное время или отдельные часы полупика. В периоды же пиковой нагрузки энергосистемы ГАЭС, наоборот, производит собственную электроэнергию за счет самонапорного подвода воды из верхнего бассейна по водоводам к соответствующим гидроагрегатам, включенным в работу в турбинном режиме. При этом выработанная энергия отдается в сеть энергосистемы для покрытия графика нагрузки, а вода накапливается в питающем бассейне. На перекачку воды из нижнего бассейна в верхний затрачивается почти в полтора раза больше электроэнергии (обычно в соотношении 10:7, что соответствует КПД гидроаккумулирования в 70%), чем затем ее вырабатывается, но существенно пониженная стоимость “ночной” энергии по сравнению с “пиковой” (иногда в 3-5 раз) оправдывает такие потери и повышает экономическую эффективность энергосистемы в целом. Именно поэтому во всем мире ГАЭС считаются экономически обоснованными проектами: любая энергосистема готова отдать за 7 единиц пиковой энергии 10 единиц "бросовой" ночной энергии.

Количество аккумулируемой энергии ГАЭС зависит от емкости верхнего бассейна и рабочего напора его воды, который определяется разностью высот между нижним и верхним бьефами. Преимущества ГАЭС по сравнению с ГЭС состоят в том, что у них может быть повышенный напор, для них проще выбрать место сооружения, и они требуют меньшего объема воды, поскольку последняя циркулирует между обоими бассейнами (вместе с тем имеют место и потери воды за счет ее испарения и просачивания в грунт). Кроме того, их энергетические характеристики не зависят от природных сезонных колебаний водостока. Заметим, что наряду с ГАЭС существуют станции и смешанного типа “ГЭС - ГАЭС”, в которых одна часть гидроагрегатов работает в обоих режимах (турбинном и насосном), а

другая часть – только в турбинном (за счет внешнего притока вод к верхнему водоему).

Такие смешанные станции способны накапливать больше воды и вырабатывать электроэнергию в более длительные периоды времени.

Время пуска и смены режимов гидроагрегатов ГАЭС измеряется несколькими минутами, что определяет их высокую эксплуатационную маневренность. ГАЭС могут быть с суточным, недельным и сезонным циклами регулирования. Регулировочный диапазон ГАЭС близок к двухкратной величине ее установленной мощности, т.к. регулирование графика нагрузки энергосистемы осуществляется станцией как в насосном режиме (регулирование ночного провала), так и в генераторном (регулирование пика). В этом заключается основное назначение и достоинство ГАЭС. Общий КПД ГАЭС в оптимальных условиях работы приближается к 75%. Наиболее экономичны мощные ГАЭС с напором в несколько сот метров, сооружаемые на скальном грунте. Вместе с тем ГАЭС целесообразно строить именно вблизи крупных центров потребления электроэнергии, так как сооружение протяженных линий электропередачи к ГАЭС при кратковременном использовании их электроэнергии экономически не выгодно. Обычный срок сооружения ГАЭС – 3 года.

В СССР первой ГАЭС стала Киевская ГАЭС в зоне верхнего бьефа Киевской ГЭС (1971-1975гг.). Первые крупные действующие зарубежные ГАЭС (первые ГАЭС появились в Германии в 20-х гг. прошлого века - см. вставку ниже) - это "Круахан" (Великобритания, 1966г.) – 400 МВт, напор 440 м; "Том-Сок" (США, 1963г.) – 350 МВт, напор 253 м; "Вианден" (Люксембург, 1964г.) – 900 МВт, напор 280 м и другие. В мире наряду с наземными ГАЭС строятся и подземные, к которым, в частности, относится ГАЭС мощного (2400 МВт) энергоирригационного комплеса "Тэри" в Индии. Помимо ГАЭС, работающих на пресной воде (речной или озерной), существуют и ГАЭС на морской воде - первая такая станция построена в Японии в 1996 г. - это Окинавская ГАЭС (станция имеет на верхнем бьефе высотой 150 м бассейн объемом 0,56 млн. м3, дно которого выложено резиной для уменьшения просачивания воды, и рассчитана на выработку 30 МВтч электроэнергии в течение шести пиковых часов). Общая мощность ГАЭС в странах мира (а их построено уже более трехсот, в частности, 49 только в Германии) в настоящее время превышает 45 ГВт,

увеличившись за последние 30 лет в 3 раза.

ГАЭС демонстрируют более дешевый способ наполнить электрические сети энергией, чем традиционный подход сжигания дорогого мазута или природного газа на новых ТЭС или ТЭЦ. Стандартные функции ГАЭС за последние десятилетия наполнились новым содержанием. Если изначально главной задачей ГАЭС была работа в генераторном режиме в часы пика нагрузки, а потребление электроэнергии при прямом преобразовании ГАЭС считалось неизбежным злом, снижающим КПД станции и повышающем стоимость ее пиковой энергии, то в новых условиях, при создании мощных тепловых блоков, особенно на атомных электростанциях (АЭС), имеющих ограниченные возможности регулирования мощности, большой проблемой стало прохождение ночного минимума нагрузки, когда тепловые блоки не могут быть разгружены не только по техническим условиям, но и в связи с необходимостью несения тепловой нагрузки. При этом “зло зарядки” ГАЭС

превращается для энергосистемы в благо, особенно в тех регионах, где преобладают АЭС. Кроме того, гидроагрегаты успешно используются и для регулирования в энергосистеме частоты и напряжения. С образованием в последнее десятилетие в электроэнергетике ряда стран оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) на первый план выходит также использование ГАЭС как источника быстро вводимого резерва активной мощности (для сравнения: современные газотурбинные или парогазовые установки требуют 5-10 минут для выхода на полную мощность против 2-3 минут у ГАЭС). Таким образом, в современной энергетике ГАЭС превращается в многофункциональный источник оказания системных услуг, способствующих не только оптимизации суточного графика нагрузок, но и повышению надежности и качества электроснабжения.