Стартовая >> Архив >> Генерация >> Гидроэлектрические станции

Работа гидроэлектростанций в энергосистеме - Гидроэлектрические станции

Оглавление
Гидроэлектрические станции
Введение
Гидравлическая энергия
Водные ресурсы и водохозяйственные комплексы
Водохозяйственные и энергетические комплексы
Состав сооружений и компоновка
Гидроэлектростанции с приплотинными зданиями
Деривационные гидроэлектростанции
Головные узлы, сооружения станционных узлов деривационных гидроэлектростанций
Использование технико-экономических показателей при проектировании
Водохозяйственные и водноэнергетические расчеты
Многолетнее регулирование стока
Диспетчерское регулирование
Водноэнергетические расчеты на основе балансового метода
Работа гидроэлектростанций в энергосистеме
Гидроаккумулирующие электростанции
Схемы гидроаккумулирующих электростанций
Особенности компоновок ГАЭС
Приливные электрические станции
Нетрадиционные источники гидравлической энергии
Волновые энергетические установки
Состав оборудования зданий
Выбор агрегатов ГЭС
Гидрогенераторы
Системы и устройства гидрогенераторов
Схемы главных электрических соединений
Повышающие трансформаторы
Схемы питания собственных нужд
Элегазовые подстанции
Средства измерения
Механическое оборудование
Сороудерживающие стержневые решетки и их очистка
Подъемно-транспортное оборудование
Масляное хозяйство
Пневматическое хозяйство
Система осушения проточной агрегатов
Служебные помещения здания станции
Подъездные пути
Русловые здания
Русловые здания совмещенного типа
Русловые здания с горизонтальными агрегатами
Водоприемники русловых зданий станций
Особенности приплотинных зданий станций
Здания деривационных станций
Подземные здания гидроэлектростанций
Размещение главных повышающих трансформаторов
Конструкции обделок подземных зданий
Полуподземные здания станций
Русловые здания малых ГЭС
Приплотинные здания и здания деривационных малых ГЭС
Элементы конструкций зданий
Конструкции и размеры надагрегатной части зданий станций
Температурные и осадочные швы
Монтажная площадка
Специальные вопросы гидравлики зданий
Элементы отводящего русла
Здания гидроаккумулирующих электростанций
Здания ГАЭС с двухмашинными агрегатами
Специальные типы агрегатов и зданий ГАЭС
Здания приливных электростанций
Водоприемники гидроэлектростанций
Работа, типы и конструкции безнапорных водоприемников
Отстойники гидроэлектростанций
Типы отстойников гидроэлектростанций
Деривационные каналы
Деривационные туннели
Напорные деривационные   трубопроводы
Технико-экономические расчеты деривационных водоводов
Напорные бассейны ГЭС
Бассейны суточного регулирования ГЭС и верхние бассейны ГАЭС
Напорные станционные водоводы
Конструкции стальных трубопроводов
Опоры свободно лежащих стальных трубопроводов
Железобетонные и сталежелезобетонные трубопроводы
Туннельные станционные водоводы
Неустановившиеся режимы работы гидроэлектростанций
Строительство, монтаж оборудования
Пусковой комплекс
Эксплуатация гидроэлектростанций
Проектирование гидроэлектростанций
Порядок выполнения и утверждения проектов гидроэлектростанций
Список литературы

ГЛАВА 6
РАБОТА ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ И ВЫБОР ИХ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ

РАБОТА ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ В ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
Энергосистема СССР и ее характеристики.
Гидроэлектростанции, как правило, работают совместно с другими электростанциями — тепловыми, атомными, гидроаккумулирующими, приливными и обеспечивают электроэнергией заданный район энергоснабжения. На некоторых ТЭС кроме электроэнергии производится еще и тепловая энергия, которая по тепловым сетям передается потребителям. Совокупность электростанций, связанных .между собой воздушными линиями электропередачи распределительных подстанций, образует энергосистему (рис. 6.1). Вырабатываемая на электростанциях электроэнергия по линиям высокого напряжения (110, 750 кВ и более) направляется к потребителям, которые получают ее от понижающих подстанций при более низком напряжении.
Энергосистемы в целях повышения надежности энергоснабжения и улучшения их технико-экономических показателей объединяют в более крупные — объединенные энергосистемы (ОЭС). В Советском Союзе действует 11 ОЭС, каждая из которых имеет мощность от 3 до 45 млн. кВт. Завершается объединение отдельных ОЭС в Единую электроэнергетическую систему (ЕЭС) СССР; в 1985 г. суммарная мощность которой составляла 265 млн. кВт.
Основной режимной характеристикой, определяющей работу энергосистемы, является суточный график нагрузки энергосистемы (рис. 6.2,а), включающий всех потребителей электроэнергии в районе энергоснабжения.
схема энергосистемы
Рис. 6.1. Принципиальная схема энергосистемы:
1 — граница энергосистемы; 2 — понижающая подстанция; 3 — ВЛ связи с соседними энергосистемами; 4 — линии к потребителям


Рис. 6.2. Графики суточной, нагрузки энергосистемы: а — суточный график нагрузки; б — суточные графики нагрузки на различных этапах развития энергосистемы; 1 — зона работы электростанций пиковая; 2 — полупиковая; 3 — базисная; 1 — энергоемкий потребитель; II — промышленность; III — сельское хозяйство; IV — коммунальный потребитель
На оси ординат графика дается мощность на шинах электростанций. Мощность, получаемая потребителем электроэнергии с учетом потерь энергии в линиях передачи и в электрических аппаратах, несколько ниже.
Суточный график нагрузки характеризуется тремя значениями мощности: максимальной, минимальной  и среднесуточной
где N(t)—изменение мощности нагрузки во времени, a dt — приращение времени, ч.
Степень неравномерности потребления электроэнергии в течение суток определяется коэффициентом плотности графика нагрузки, представляющим собой

Значение у для отдельных потребителей колеблется в пределах 0,5 — 0,98 и зависит от режима их работы. Для городского коммунального потребителя электроэнергии значение у приближается к 0,5. При преобладании энергоемких потребителей электроэнергии непрерывного производства (электрометаллургия, нефтепереработка и др.) значение у близко к единице.
Коэффициент минимума графика нагрузки характеризует амплитуду колебания мощностей энергосистемы за сутки и представляет:
В пиковой и полупиковой зонах графика суточной нагрузки мощности резко изменяются во времени. Быстрота изменения мощности в 1 мин может достигать 150 — 200 МВт.
Суточная выработка электроэнергии всеми электростанциями энергосистемы определяется произведением

Суммарная мощность электростанций в энергосистеме не остается постоянной, так как в районе энергоснабжения народное хозяйство непрерывно развивается и потребность в электроэнергии возрастает. Поэтому к действующим электростанциям периодически присоединяются новые дополнительные источники электроэнергии и мощность энергосистемы непрерывно возрастает. При проектировании ГЭС уровень электрических нагрузок рассматривается не на современном этапе развития энергосистемы, а на перспективу. Это связано с тем, что обычно вводу ГЭС в эксплуатацию предшествует длительный период ее проектирования и строительства.
График суточной нагрузки энергосистемы на перспективу определяется на основании планов развития народного хозяйства в районе энергопотребления. Выделяются основные группы намечаемых потребителей электроэнергии, и по потребности электроэнергии для каждого из них создается перспективный график энергопотребления района энергоснабжения. Расход энергии на каждого потребителя (машиностроение, электрометаллургические энергоемкие, производства, коммунально-бытовая нагрузка и др.) определяется на основании статистических данных. Например, для производства 1 т алюминия требуется 20 тыс. кВт-ч, 1 т металла — от 30 до 100 «Вт-ч, для городов на одного жителя — 300 — 500 кВт-ч/год и т. д. К перспективному энергопотреблению потребителей добавляются потери энергии в линиях электропередачи, на собственные нужды электростанций, и таким образом получается график суточной нагрузки энергосистемы, отнесенный к шинам электростанций (рис. 6.2,б).


Рис. 6.3. Годовой график изменения максимальных суточных мощностей энергосистемы

Рис. 6.4. Работа электростанции в суточном графике нагрузки энергосистемы

Годовой график нагрузки энергосистемы можно построить по значению одного из характерных параметров суточных графиков нагрузки за каждый месяц. Требуемая по графику нагрузки мощность изменяется по сезонам и месяцам, что связано с влиянием климатических факторов (температуры, продолжительности светового дня и др.). Принципиальный характер нагрузки в течение года показан на рис. 6.3.
С учетом непрерывного роста народного хозяйства в районе энергоснабжения и связанного с ним электропотребления максимальная мощность и суточная выработка электроэнергии в конце года будут превышать эти же значения в начале года (рис. 6.3). Это превышение может составлять 5 — 10 % максимальной мощности энергосистемы в начале года.
Работа гидроэлектростанции в энергосистеме. Способность электростанций быстро реагировать на изменение нагрузки является важным условием нормальной работы энергосистемы. С этой точки зрения работа гидравлических и тепловых электростанций имеет свои особенности.
Пуск гидроагрегата ГЭС из остановленного положения с синхронизацией и набором мощности до полной занимает 1 — 2 мин. Если гидроагрегат вращается на холостом ходу или работает с малой нагрузкой, то время набора полной мощности сокращается до 10 — 15 с. Остановка гидроагрегата или изменение его мощности требует также нескольких секунд. Такими высокими маневренными возможностями обладают и ГАЭС. Быстрое изменение мощности на ГЭС и ГАЭС осуществляется путем открытия или закрытия направляющего аппарата гидравлической машины и изменения пропускаемого ею расхода.
На тепловых электростанциях маневренные возможности ограничены. Пуск турбогенератора на ТЭС из холодного состояния до работы под нагрузкой занимает 3 — 6 ч; пуск из горячего состояния до работы под нагрузкой— примерно около 1 ч. При этом прежде чем мощность начнет выдаваться в сеть, необходимо разогреть котлы и поднять давление пара до нужного значения, на что требуется израсходовать много топлива. Если при постоянной нагрузке на турбогенераторы для выработки 1 кВт-ч электрической энергии расходуется 330 г условного топлива (см. гл. 4), то при переменной нагрузке расход топлива увеличивается до 500 — 550 г на 1 кВт-ч. Уменьшение расхода топлива на 1 кВт-ч даже на 1 г условного топлива в масштабе страны может дать ежегодную экономию условного топлива около 1 млн. т. При переменном режиме работы ТЭС кроме перерасхода топлива повышается износ оборудования и увеличивается частота текущих и капитальных ремонтов агрегатов. Поэтому такой режим работы для ТЭО является экономически невыгодным [18].
На атомных электростанциях реактор должен работать на постоянном режиме, а турбогенераторы должны нести постоянную нагрузку.
С учетом особенностей режимов работы ГЭС и ТЭС эти электростанции предпочтительно размещать в графике суточной нагрузки электросистемы в определенных зонах: высокоманевренные ГЭС и ГАЭС — в пиковой и полупиковой. частях графика, а ТЭС и АЭС — в базисной части графика (рис. 6.4). Переменная часть графика нагрузки может также восприниматься газотурбинными электростанциями (ГТЭС), у которых мощность на турбогенераторах изменяется сравнительно быстро. Однако эти электростанции работают только на нефти или газе и расходуют достаточно большое количество топлива — до 500 г/(кВт-ч).
Суточное и недельное регулирование ГЭС. Работа ГЭС в пиковой части суточного графика нагрузки энергосистемы сопряжена с изменением ее мощности в течение суток. Это изменение ведется в основном за счет пропуска через ГЭС переменного расхода воды. Приток же в течение суток практически постоянен. Перераспределение расхода в течение суток носит название суточного регулирования.


Рис. 6.5. Суточное регулирование ГЭС:
а — изменение мощности ГЭС; б — изменение расходов ГЭС; в — определение объема бассейна суточного регулирования
Среднесуточный расход воды (бытовой или зарегулированный в годовом или многолетнем разрезе) принято считать постоянным ввиду малого отрезка времени (сутки). Для перераспределения расхода в течение суток необходимо иметь некоторый объем, который размещается либо в водохранилище, либо в отдельном бассейне суточного регулирования (БСР).
На рис. 6.5,а показана зона работы ГЭС в пиковой и частично в базисной частях графика нагрузки энергосистем. Определение объема БСР можно производить графоаналитическим способом. Для этого по значениям мощностей гидроэлектростанции Ni подсчитываются расходы воды через гидротурбины по формуле

где ητ и ηг — коэффициенты полезного действия турбин и генераторов; Н— напор, в течение суток он изменяется мало и в процессе расчетов суточного регулирования его можно принимать постоянным. Произведение ητηг можно считать постоянным при переменном Q. При этих условиях знаменатель в формуле постоянен и график турбинных расходов (рис. 6.5,б) повторяет в некотором масштабе график мощности ГЭС (рис.6.5,а). Среднесуточный расход Qср по этому графику равен Q —расходу потребления (среднемесячному, среднедекадному), определенному в результате расчетов длительного регулирования (см. гл. 5), а если станция работает на бытовом стоке, то бытовому расходу реки.
По полученному графику турбинных расходов строится интегральный график суточного стока, пропускаемого ГЭС. На рис. 6.5,в это построение сделано в прямоугольной системе координат. До точки а на интегральной кривой потребление суточного стока гидротурбинами меньше среднего стока и БСР наполняется. В интервале времени турбинные расходы превышают Qcp и происходит опорожнение БСР. Начиная с момента БСР начинает вновь наполняться. Полезный объем бассейна суточного регулирования БСР определяется расстоянием между двумя касательными, проведенными через точки а и б параллельно среднему расходу Qcp на интегральной кривой турбинного стока. Объем БСР при одном и том же объеме суточного стока зависит от степени неравномерности работы ГЭС в течение суток. При работе ГЭС в верхней (пиковой) части суточного графика нагрузки энергосистемы объем БСР будет наибольший. Максимальный объем БСР ориентировочно может быть принят равным половине суточного стока.
Для низконапорных ГЭС изменение напора при суточном регулировании в основном из-за отметки нижнего бьефа может заметно влиять на расход ГЭС и мощность, и это надо учитывать в суточном режиме работы ГЭС. Такие изменения напора иногда приводят к снижению суточной выработки электроэнергии на ГЭС по сравнению с равномерным режимом работы в течение суток на 1 — 2%.
Недельное регулирование связано со снижением электрических нагрузок в энергосистеме в свободные от работы дни на ряде производств (суббота и воскресенье). Выдача мощности и электроэнергии на ГЭС в эти дни уменьшается, и освободившийся сток можно аккумулировать в водохранилище, а затем использовать его в рабочие дни недели, повысив мощность и энергоотдачу ГЭС. Специального водохранилища для недельного регулирования не делают, а совмещают его с БСР, объем которого для этого должен быть несколько увеличен.
Размещение бассейна суточного регулирования в системе сооружений ГЭС. Гидроэлектростанции с русловыми и приплотинными зданиями и водохранилищами длительного регулирования (рис. 6.6,а) не требуют специальных сооружений для создания БСР. Необходимый объем для суточного регулирования совмещают с полезным объемом


Рис. 6.6. Размещение объема бассейна суточного регулирования в системе сооружений ГЭС:
а — в водохранилище ГЭС с приплотинным зданием; б — в деривационной ГЭС с безнапорной деривацией; в — в канале безнапорной деривации ГЭС; 1 — плотица; 2 — здание ГЭС; 3 — головной узел; 4 — деривационный, канал; 5 — бассейн суточного регулирования; 6 — напорный бассейн; 7 — холостой водосброс; 8 — турбинные водоводы; 9 — здание ГЭС; 10 — отводящий канал

водохранилища, поэтому процесс суточного регулирования сопровождается дополнительным изменением уровня верхнего бьефа ГЭС (обычно в пределах нескольких сантиметров).
На ГЭС с безнапорной деривацией в головном узле имеется небольшое водохранилище, объем которого в ряде случаев может быть достаточен для ведения суточного регулирования. Однако этот объем трудно использовать вследствие того, что он слишком удален от напорного бассейна, а безнапорная деривация не может быстро перестраиваться на изменяющиеся расходы воды, связанные с работой ГЭС в пиковой части графика суточной нагрузки ЭС. В таких ГЭС БСР необходимо размещать вблизи напорного бассейна, как показано на рис. 6.6,б. Соединение БСР с деривационным безнапорным водоводом осуществляется коротким («пиковым») каналом, через который идет наполнение и опорожнение БСР.
При размещении БСР следует использовать понижение рельефа в районе расположения напорного бассейна, что приведет к уменьшению земельно-скальных работ. Однако весьма часто, чтобы разместить БСР, приходится выполнять большие объемы выемки или ограждать бассейн по периметру бетонными стенками и дамбами из грунтовых материалов.
Если в приплотинных ГЭС осуществление суточного регулирования не требует никаких дополнительных затрат, то на ГЭС с безнапорными деривационными водоводами для создания БСР иногда требуются большие капиталовложения.
В ряде случаев объем для суточного регулирования можно создать в самом деривационном канале. Для этого канал проектируют «саморегулирующимся» с горизонтальными бермами (рис. 6.6,в). При расходе Qi< <QP канал работает на кривой подпора. Увеличение нагрузки на ГЭС повышает расход турбин в пределе до Q2=Qp, и начинается интенсивная сработка объема, заключающегося между кривой подпора при Qi и поверхностью воды при Q2=Qp. Этот объем и выполняет функции бассейна суточного регулирования.
Суточное регулирование за счет саморегулирования деривационного канала, как правило, бывает ограниченным, так как создать достаточно большой резервный объем в канале часто не представляется возможным. Тогда дополнительно сооружается БСР.
В ГЭС с напорной деривацией суточное регулирование можно осуществлять, используя объем водохранилища в головном узле сооружений. В отличие от безнапорного деривационного водовода напорная деривация сравнительно быстро перестраивается на новый гидравлический «режим работы ГЭС (расход). Это происходит за счет изменения уклона пьезометрической линии от водохранилища до уравнительного резервуара.



 
« Гидратный водно-химический режим на электростанциях с барабанными котлами   Главные электрические схемы электростанций »
электрические сети