Гидроэнергетика и комплексное использование водных ресурсов - Покрытие пиков нагрузки

Существенной проблемой развития современной энергетики является покрытие пиков и прохождение ночных провалов нагрузки энергосистем. По существу эта проблема является неотъемлемой частью общей технико-экономической задачи обеспечения оптимального и надежного энергоснабжения бурно развивающихся отраслей народного хозяйства.
До недавнего времени в большинстве энергосистем имелась техническая возможность быстрого изменения своей нагрузки в соответствии с требованиями потребителей электроэнергии, и проблема пиков нагрузки сводилась лишь к экономическому обоснованию такой структуры энергосилового оборудования, которая обеспечивала бы наиболее экономичное покрытие графика нагрузки, в том числе и его переменной части. Такое положение объяснялось двумя обстоятельствами. С одной стороны, большая загрузка оборудования предприятий внутри суток (большая доля трехсменных производств) и небольшой удельный вес электрификации быта населения (малая коммунально-бытовая нагрузка) приводили к сравнительно небольшим колебаниям нагрузки в течение суток, с другой — в структуре мощностей энергетических систем значительное место занимали гидравлические электростанции, имеющие практически неограниченный диапазон регулирования мощности. Кроме того, в структуре теплового оборудования преобладали тепловые агрегаты небольшой мощности, работающие на докритических параметрах пара (до 90 кГс/см2), в большинстве своем имеющие поперечные связи по пару. Для таких агрегатов допустимо довольно глубокое регулирование их мощности.
В основных энергообъединениях европейской части СССР испытывающих наибольшие затруднения с покрытием переменных нагрузок, гидроэлектростанции до последнего времени покрывали до 40—70% переменной части графиков нагрузки (рис. 4-3). Работая в часы наиболее интенсивных подъемов нагрузок и воспринимая значительную часть колебаний нагрузки, гидроэлектростанции обеспечивали благоприятный режим работы тепловым электростанциям.

Даже в период паводка гидроэлектростанции, как правило, частично использовались для покрытия пиковой и полупиковой зоны графика нагрузки. Это объясняется тем, что сроки наступления паводка, его продолжительность и интенсивность нарастания различны для отдельных гидроэлектростанций, входящих в энергосистему. В результате режимы работы тепловых электростанций в целом по энергосистеме в паводочный период мало отличались от режимов их работы в зимний период.
Анализируя роль гидроэлектростанций в покрытии графиков нагрузки энергосистем за прошедшие годы, следует отметить, что при наличии крупных гидроэлектростанций на Волге. Каме Днепре, Западной Двине и др. обеспечивалась устойчивая работа объединенной энергосистемы в критические периоды и до недавнего времени обеспечивался оптимальный режим использования тепловых электростанций. Это обстоятельство в немалой степени способствовало также освоению новых типов тепловых электростанций, работающих на закритических параметрах пара.

Рис. 4-3. Участие гидроэлектростанций в покрытии современных суточных графиков электрической нагрузки энергетических систем (слева — ОЭС Центра, справа — ОЭС Юга).

Таким образом, сравнительно плотные суточные графики электрической нагрузки и большая доля маневренного оборудования приводили к тому, что в большинстве энергосистем СССР серьезных несоответствий между требуемым режимом электропотребления и возможностями энергосилового оборудования до недавнего времени не было.
В последние годы вследствие замедления темпов гидростроительства в энергосистемах европейской части СССР доля гидроэлектростанций в структуре мощностей заметно уменьшается. В перспективе же из-за ограниченности гидроэнергоресурсов на этой территории Союза процесс уменьшения доли гидроэлектростанций будет продолжаться и дальше. В результате все более неравномерным становится режим работы тепловых электростанций (рис. 4-4). Это приводит к существенному увеличению удельных расходов топлива.
Вынужденная работа ТЭС в неравномерном режиме, к которой все в большей степени приходится прибегать в последние годы, отрицательно сказывается на состоянии теплосилового оборудования. К числу этих отрицательных последствий относятся повышенной износ оборудования, сокращение срока его службы, увеличение аварийного и ремонтного простоя агрегатов.
Отчетные данные по ряду энергосистем свидетельствуют о сокращении продолжительности межремонтных кампаний на теплоэлектростанциях при неравномерном режиме их работы. Особенно увеличивается число внеплановых ремонтов на ТЭС в понедельник, после остановов агрегатов па выходные дни.
Обострению проблемы покрытия пиков нагрузки в отечественных энергосистемах в немалой степени способствует тот факт, что из-за отсутствия в недавнем прошлом требований энергосистем к повышенным регулировочным возможностям энергосилового оборудования паросиловое оборудование существующих и строящихся тепловых электростанций мало приспособлено к переменным нагрузкам. По отчетным данным ОЭС Северо-Запада, Центра и Юга при прохождении максимума нагрузки в 1968 г. максимальное снижение мощности блочного оборудования для системы в целом составляло около 30% мощности блоков, участвующих в покрытии максимума. Тем не менее даже при таком диапазоне регулирования мощности блочного оборудования энергосистемы испытывали большие трудности.

Рис. 4-4. Динамика изменения режимов работы тепловых электростанций энергосистемы Центра в зимнем суточном графике электрических нагрузок.
В ряде энергосистем уже сейчас приходится прибегать к вынужденной работе ТЭЦ с редуцированием пара для потребителей тепла, что позволяет снижать электрическую мощность ТЭЦ ночью, правда, в ущерб экономике, а также прибегать к большим «перетокам взаимопомощи» между отдельными энергосистемами в ночные часы и к другим сложным в техническом отношении и неэкономичным мероприятиям, приводящим к пережогу топлива и к ухудшению эксплуатационного состояния оборудования.
Анализ тенденций изменения основных факторов, обусловливающих возникновение проблемы покрытия пиков и прохождения ночных провалов нагрузки, показывает, что в перспективе для энергосистем европейской части СССР характерно дальнейшее увеличение неравномерности суточных графиков электрической нагрузки и одновременное уменьшение маневренных возможностей оборудования энергетических систем.
Режим электропотребления основных энергетических систем СССР и. в частности, его европейской части с течением времени претерпевает большие изменения как вследствие абсолютного роста величины электропотребления, так и вследствие изменения структуры потребителей энергии и режимов их работы. При этом ряд факторов действует в сторону уплотнения графиков электрической нагрузки, другие — в сторону их разуплотнения.
К уплотнению графиков нагрузки приводят рост электротехнологии и автоматизации производства, более полное использование производственных мощностей, электрификация транспорта, развитие машинного орошения и др. Уплотнению графиков способствует также объединение энергетических систем.
С другой стороны, графики нагрузки разуплотняются вследствие повышения доли коммунально-бытовой и сельскохозяйственной нагрузки в общем электропотреблении, сокращения продолжительности рабочего дня и рабочей недели, некоторых изменений режимов работы предприятий (сдвигов во времени и сокращения ночных смен) и т. п.
Наибольшее влияние на увеличение неравномерности графиков нагрузки оказывает рост коммунально-бытовых нагрузок. Если учесть реальное увеличение электроприборов у населения, рост потребности в электроэнергии на освещение жилищ, обусловленный ростом обеспеченности жилой площадью, внедрение кондиционирования в административных зданиях и т. п., то средняя норма расхода электроэнергии на одного городского жителя возрастет в ближайшие 5—10 лет в 2—3 раза по сравнению с современным уровнем. Примерно в таком же отношении возрастет электропотребление в сельском хозяйстве. В результате уже в ближайшие годы ожидается значительное увеличение доли коммунально-бытового и сельскохозяйственного потребления в общем электропотреблении энергосистем (табл. 4-19).
Таблица 4-19
Рост электропотребления коммунально-бытовым и сельским хозяйством (без орошения) по энергосистемам Европейской части СССР (%)

Изучение влияния всех перечисленных выше факторов на расчетные графики электрических нагрузок является предметом исследований различных организаций и отдельных специалистов. Результаты этих исследовании несколько расходятся из-за различия в исходных данных и методических положениях. Однако все работы в этом направлении приводят к выводу о непрерывном и заметном разуплотнении перспективных графиков нагрузки энергосистем европейской части СССР (но сравнению с отчетными) и об углублении ночных провалов нагрузки относительно максимума нагрузки (рис. 4-5). Об этой же тенденции свидетельствуют и отчетные данные за ряд прошлых лет для отдельных энергосистем.
Расчеты показывают, что в предстоящее пятнадцатилетие плотность графиков электрической нагрузки снизится по большинству энергосистем на 2—5%. В еще большей степени, на 4—9%, уменьшится отношение минимальной ночной нагрузки к максимальной за расчетные сутки. Последний показатель оказывает наибольшее влияние на рост потребности энергосистем в пиковой мощности.
Рис. 4-5. Изменение по годам коэффициента минимума нагрузки энергосистем Урала (1), Юга (2), Центра (3), Северо-Запада (4).

Кажущееся на первый взгляд незначительное в перспективе уменьшение отношения минимальной нагрузки к максимальной при учете абсолютного роста электропотребления приводит к тому, что, например, в энергообъединениях европейской части Союза переменная часть графиков нагрузки в ближайшие годы должна возрасти по сравнению с 1965 г. в 5—6 раз и будет составлять десятки миллионов киловатт.
Значительно возрастет в перспективе и интенсивность подъема нагрузки в предпиковые часы. Наиболее интенсивный рост нагрузки в энергосистемах Единой европейской энергосистемы (ЕЕЭС) имеет место перед наступлением утреннего максимума. В настоящее время в отдельных энергосистемах интенсивность среднечасового подъема нагрузки составляет 10—15% максимума. Для этих энергосистем абсолютные размеры среднечасового подъема нагрузки увеличатся по сравнению с современным уровнем в 3—4 раза. В отдельные же моменты внутри часа скорость нарастания нагрузки будет значительно выше, чем в среднем за час. Данные объединенного диспетчерского управления (ОДУ) ЕЕЭС свидетельствуют, что после начала утренней смены интенсивность подъема нагрузки за отрезок времени 15—20 мин примерно втрое выше, чем в среднем за час. Это связано с одновременным массовым включением электропривода технологического оборудования. Именно эту максимальную внутричасовую интенсивность подъема нагрузки и следует считать расчетной при определении необходимой мобильности генерирующего оборудования.
Важным показателем, характеризующим требования потребителей к необходимой скорости набора мощности на электростанциях системы, является отношение максимальной внутричасовой интенсивности подъема нагрузки к максимальной нагрузке предшествующего часа. Для отдельных энергообъединений уже сейчас, а для большинства —в ближайшей перспективе этот показатель характеризуется величиной примерно 1% в минуту. Если в целом для всего энергообъединения эта интенсивность может быть воспринята оборудованием электростанций, то для отдельных его частей, где интенсивность подъема будет выше 1 % в минуту и при наличии ограничений в пропускной способности внутрисистемных линий электропередачи (ЛЭП), неизбежно возникнут трудности с обеспечением нормального энергоснабжения в часы наиболее интенсивного подъема нагрузки.
Таким образом, характерной особенностью динамики развития режимов электропотребления основных энергосистем СССР являются абсолютный и относительный рост переменной части суточных графиков электрической нагрузки и увеличение интенсивности подъемов нагрузки в предпиковые часы. Отсюда неизбежно повышение требований к маневренности энергосилового оборудования, к возможности быстрого изменения мощности энергосистем в соответствии с изменением нагрузок.

Способность энергетических систем приспосабливаться к переменному режиму электропотребления зависит в первую очередь от регулировочных возможностей оборудования электростанций. входящих в данную энергосистему. Поскольку возможности регулирования мощности для станций различного типа различны, то в конечном итоге структура энергосилового оборудования оказывает решающее влияние на маневренные возможности энергосистемы в целом.
Кроме структуры энергосилового оборудования, на маневренность системы существенное влияние оказывает состояние энергетических связей между отдельными энергоузлами. Недостаточно развитые связи ограничивают возможность осуществления так называемых «перетоков взаимопомощи», т. е. уменьшают маневренность энергосистемы.
Из других факторов, влияющих на регулировочную способность энергосистемы, следует выделить уровень теплового потребления, наличие резервных пиковых котлов и редукционно-охладительных устройств (РОУ) на теплофикационных агрегатах. При большом удельном весе теплофикационного оборудования в отечественных энергосистемах указанные факторы существенно влияют на возможность использования этого типа станций для регулирования мощности в энергосистеме.
Отмеченные выше факторы в основном и определяют маневренные возможности энергосистемы при покрытии графиков электрической нагрузки. Показателем, характеризующим это качество энергетической системы, является технически допустимый минимум нагрузки энергосилового оборудования в расчетные сутки, при котором обеспечивается надежное покрытие максимальной нагрузки в те же сутки. Технический минимум нагрузки энергосистемы складывается из технических минимумов нагрузки отдельных агрегатов электростанций, на которые накладываются отмеченные выше ограничения по ЛЭП, топливу, теплопотреблению и т. п.
В общем случае генерирующее оборудование энергосистем состоит из агрегатов различных видов электростанции. Для гидроэлектростанций, не работающих в режиме обязательного базисного попуска, технический минимум нагрузки их оборудования практически равен нулю. т. е. их мощность может изменяться от нуля до полной располагаемой мощности. Весь цикл пуска агрегатов гидроэлектростанций с включением в сеть (без набора нагрузки) продолжается не более 40-50 сек, а из режима синхронного компенсатора—не более 10—20 сек. Полный набор нагрузки гидроагрегатов с холостого хода занимает также не более 40—50 сек. Толчки нагрузки практически любой интенсивности гидроэлектростанции принимают на себя без затруднении. Включение в работу и набор нагрузки осуществляются почти без потерь энергии и значительно быстрее, чем на тепловых электростанциях любого типа.

Регулировочные возможности тепловых электростанций прежде всего зависят от типа и параметров их оборудования.
Теплофикационные турбины с противодавлением при расчетном тепловом потреблении имеют электрическую нагрузку, равную номинальной мощности, т. е. эти агрегаты не участвуют в регулировании нагрузки.
Допустимое снижение нагрузки на прочих ТЭЦ лимитируется расчетной величиной отбора пара для потребителей тепла. Большинство агрегатов при полных расчетных отборах пара имеют электрическую нагрузку около 80—90% номинальной. Эта величина и является их техническим минимумом. Для дальнейшего снижения технического минимума ТЭЦ может использоваться снабжение тепловых потребителей через РОУ или от пиковых резервных котлов при соответствующем снижении электрической нагрузки. Необходимо, однако, при этом иметь в виду снижение эффекта комбинированной выработки тепла и электроэнергии. Поэтому целесообразность этого способа каждый раз должна подвергаться технико-экономическому обоснованию.
Таким образом, теплофикационное оборудование, удельный вес которого в современных энергосистемах доходит до 30—50% всего энергосилового оборудования, имеет весьма небольшой диапазон регулирования мощности. В перспективе, несмотря на некоторое снижение, удельный вес ТЭЦ останется довольно большим, и это является немаловажным фактором, снижающим общую маневренность энергосистем в ближайшей перспективе.
Технический минимум нагрузки конденсационных электростанций (КЭС) определяется главным образом ограничениями в разгрузке котлов. Как показывает опыт эксплуатации, нагрузка турбины среднего и высокого давления может быть снижена не менее чем до 20—25% номинальной величины, что необходимо для надежной вентиляции ее хвостовой части. Регулировочный же диапазон котельного агрегата ограничивается погасанием факела, опасностью зашлаковки топки либо нарушениями циркуляции или нормального гидродинамического режима вследствие неравномерности нагрева отдельных элементов агрегатов. Как показывает опыт эксплуатации, минимум нагрузки котлоагрегата зависит от конструкции котла, топки и от вида используемого топлива. Котлы со слоевым сжиганием топлива имеют минимум нагрузки 60—80%, котлы с пылеугольным сжиганием 70—85%. Использование жидкого и газообразного топлива и подсвечивание мазутом пылеугольных топок снижают минимум нагрузки до 50—60%. Наличие поперечных связей по пару на действующих электростанциях среднего и высокого давления позволяет останавливать часть котлов и увеличивать регулировочный диапазон электростанций без остановки турбины. Эта возможность отсутствует на КЭС с блочными схемами.
Между тем именно эти электростанции с блочными агрегатами на сверхвысоких параметрах пара единичной мощностью 300,

500 Мвт и более являются основой развития энергетических систем. Технический минимум нагрузки этих агрегатов определяется минимальной нагрузкой котлов и составляет 50—70% в зависимости от вида сжигаемого топлива.
Следует также отметить весьма важное обстоятельство, которое действует в сторону повышения технического минимума оборудования тепловых электростанций, а именно: вводимое в эксплуатацию новое оборудование имеет пониженную маневренность. Это положение отражено в соответствующих инструкциях и об этом говорит практика эксплуатации. В течение первых 2— 3 лет эксплуатации новое оборудование тепловых электростанций, как правило, не может быть использовано для регулирования нагрузки совершенно и лишь в отдельных случаях допускает незначительное изменение мощности. В целом для всего парка вводимого оборудования можно принять возможность регулирования нагрузки не более, чем на 10%, т. с. технический минимум этого оборудования составит около 90%.
Трудности регулирования нагрузки электростанциями системы правомерно выдвигают вопрос о возможности и целесообразности систематических ежесуточных остановов и пусков агрегатов тепловых станций. В то же время отечественная практика свидетельствует о том, что пуск котлов и турбоагрегатов тепловых электростанций является наиболее сложным режимом их рабочего состояния. Сложность обусловливается переходными процессами, быстрыми изменениями состояния оборудования. Как результат этого, возможны аварии и повышенный износ. Поэтому продолжительность пуска определяется допустимой интенсивностью изменения температуры различных частей агрегата.
Наибольшие опасения в применении ежесуточных остановов вызывают трудности с пусками из горячего и неостывшего состояния. Сложность пуска блоков после кратковременного (на ночь) останова заключается в том, что перед пуском отдельные элементы оборудования блока имеют различное температурное состояние, так как они остывают с разными скоростями. Вследствие того что в турбине возникает разность температур по толщине корпуса, ширине фланцев, между вращающимися и неподвижными элементами и т. п., одним из важнейших условий надежности и быстрого пуска является поддержание этих разностей температур на уровне допустимых пределов.
Все это приводит к тому, что для большинства блочных агрегатов тепловых электростанций, в особенности для агрегатов на закритических параметрах пара, на останов и последующий их пуск требуется время, как правило, превышающее продолжительность ночного провала нагрузок. Поэтому при оценке маневренности перспективных энергосистем нельзя ориентироваться на возможность ежесуточного останова крупных блочных агрегатов тепловых электростанций на закритических параметрах пара. Кроме того, общесистемные условия существенно до 5 000 в год приводит к удорожанию се электроэнергии на 12—15%. При снижении числа часов использования мощности до 4 000 ч в год себестоимость электроэнергии возрастает на 30—35%, при этом теряются все преимущества перехода на закритические параметры пара.
Совместный анализ изменения в перспективе перечисленных выше факторов, влияющих на маневренность энергосистем, показывает относительное повышение технического минимума нагрузки теплосилового оборудования с течением времени. Доля электростанций, имеющих сравнительно небольшой диапазон регулирования мощности (теплофикационных, конденсационных на закритических параметрах пара и атомных) в общей мощности тепловых электростанций постепенно возрастает. Для энергосистем ЕЭС Европейской части опа, по-видимому, увеличится с 60—70% в 1965 г. до 80—85% в ближайшие 10—12 лет.
Таким образом, анализ динамики изменения режимов электропотребления и структуры энергосилового оборудования энергосистем показывает, что в перспективе следует ожидать еще большего несоответствия маневренных возможностей оборудования энергосистем режимным требованиям потребителей электроэнергии.
Это приводит к необходимости либо увеличивать регулировочный диапазон вводимою оборудования тепловых электростанций, что связано с существенным снижением его экономичности и надежности, либо предусматривать сооружение специальных пиковых электростанций.
Для характеристики потребности той или иной энергосистемы в специальных пиковых мощностях необходимо ввести понятие дефицита пиковой мощности. При этом под пиковой мощностью следует понимать такую электростанцию или отдельный агрегат, которые независимо от продолжительности их работы в течение суток (1—2 ч или 10—12 ч) допускают возможность их ежедневного останова и пуска без снижения надежности энергоснабжения. В отличие от них станции базисного типа не допускают ежедневных остановов и пусков их оборудования, но позволяют в определенных размерах регулировать свою мощность.

Рис. 4-6. Схема определения дефицита пиковой мощности.

Если взять график нагрузки конкретной энергосистемы (рис. 4-6), то для него можно найти максимальную мощность базисных электростанций, минимальная технически допустимая нагрузка которых совпадает с минимумом графика нагрузки. Сооружение базисных станций сверх этой величины    в рассматриваемой энергосистеме приведет к превышению их допустимого минимума над Рмин, т. е. их мощность но время ночного провала нагрузки не может быть использована в данной энергосистеме.

Таким образом, рассматриваемая энергосистема при отсутствии связей с другими энергосистемами не сможет больше развиваться только за счет базисных электростанций; необходимо наличие пиковых электростанций общей мощностью Νпик. Если из этой мощности вычесть мощность уже построенных пиковых электростанций  Νпик, τо оставшаяся мощность и будет характеризовать дефицит пиковых мощностей в данной энергосистеме, т. е.
Анализ основных энергосистем, входящих в ЕЕЭС, показывает, что при проектировании их развития необходимо считаться с появлением в этих системах уже в ближайшие 3—5 лет заметного дефицита пиковых мощностей, измеряемого миллионами киловатт.
Проблема покрытия пиков нагрузки не является специфичной только для советской электроэнергетики. Зарубежная энергетика столкнулась с ней значительно раньше. Это объясняется большей по сравнению с СССР неравномерностью графиков электрической нагрузки энергосистем в развитых капиталистических странах. По данным Комитета но электроэнергии Европейской комиссии ООП для большинства стран Европы минимальная нагрузка энергосистем уже в середине 60-х годов составила 0,3—0,5 суточного максимума.
Анализируя мировой опыт решения проблемы покрытия пиков нагрузки, следует отметить два принципиальных направления, вытекающие из двух основных причин возникновения этой проблемы, а именно: использование специальных пиковых электростанций и проведение мероприятий по уплотнению графиков электрической нагрузки. Последнее включает в себя сооружение специальных потребителей-регуляторов, потребляющих энергию в основном в период ночного провала нагрузок, введение дифференцированного тарифа на электроэнергию, стимулирующего большее потребление энергии в ночные часы и т. п. Таким образом, первое направление способствует увеличению маневренных возможностей энергосистемы, а второе — уменьшает неравномерность графиков нагрузки.
Возможности регулирования графиков электрической нагрузки с целью уменьшения их неравномерности путем специальных многоставочных тарифов и ввода специальных потребителей-регуляторов, работающих в периоды снижения электрической нагрузки (карбидные печи и т. п.), весьма ограничены и ( по материалам Комитета по электроэнергии Европейской экономической комиссии ООН) лишь временно снижают остроту проблемы, но не решают ее. Поэтому для решения проблемы покрытия пиков нагрузки в зарубежных энергосистемах широко используется строительство специальных пиковых электростанций.
Сооружение пиковых электростанций обусловлено и экономическими обстоятельствами. Кратковременность пиковых нагрузок позволяет целесообразно использовать менее экономичное, но маневренное оборудование, имеющее меньшую стоимость. Перерасход топлива при малом числе часов использования мощности будет незначительным, а экономия капитальных затрат большая.
В мировой практике среди источников пиковой мощности рассматриваются обычные гидравлические, гидроаккумулирующие (ГАЭС), специально пиковые паротурбинные, газотурбинные и дизельные электростанции; в этих же целях учитывается возможность использования перегрузочной способности ТЭС. Выбор того или иного маневренного источника электроэнергии для конкретной энергосистемы связан с энерго-экономическим сопоставлением.
В последние годы в ряде стран широкое развитие приобретает строительство гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). К κοнцу 1968 г. во всем мире эксплуатировалось 146 ГАЭС суммарной мощностью более 13 млн. кВт.
Первые ГАЭС были построены в Европе в конце прошлого века. В 1912 г. в Западной Европе уже насчитывалось 7 ГАЭС. За период 1912—1927 гг. было введено в эксплуатацию 32 ГАЭС с единичной мощностью агрегатов до 6 Мвт. В 30-х годах темпы гидроаккумулирования резко возрастают. Единичная мощность агрегатов достигает 45—50 Мвт. В этот период широкое распространение ГАЭС получают в Австрии, Германии, Швейцарии. Италии. Начинается строительство ГАЭС в США, Бразилии, Чили. В 1934 г. на ГАЭС Бальденей в Руре была установлена первая обратимая гидромашина.
Значительное развитие ГАЭС получают после второй мировой войны. На путь широкого строительства ГАЭС встали такие страны, как США. Япония, Великобритания и ряд других.

Таблица 4-20
Число и мощность ГАЭС по отдельным странам (1968 г.)

С 1945 по 1966 г. построено более 30 ГАЭС с агрегатами единичной мощностью до 250 Мвт. В табл. 4-20 приведены данные по эксплуатируемым и строящимся ГАЭС в отдельных странах мира (по данным на 1968 г.).
В таких странах, как США. ФРГ. Япония, Англия, ожидается в перспективе еще более значительный рост мощности ГАЭС. Характерны тенденции развития ГАЭС: увеличение единичной мощности агрегатов, использование все более высоких напоров, повышение мощности отдельных электростанций. Так. на ГАЭС Том-Соук (США) установлены обратимые машины радиальноосевого типа мощностью по 204 Мвт при напоре 253 м. На ГАЭС Корнуолл (США) мощностью 2000 Мвт предполагается установить агрегаты по 225 Мвт при напоре 345 м, а на ГАЭС Лох-Ломонд (Англия) мощностью 1 200 Мвт обратимые гидромашины будут иметь мощность по 300 Мвт при напоре 377 м. В США также предполагается начать строительство ГАЭС Лодингтон, где будут установлены 6 агрегатов но 312 Мет каждый; в ФРГ на Рейне проектируется ГАЭС Францозенконф на напор 385 м мощностью 2 400 Мвт. В Японии проектируется морская ГАЭС мощностью 1 000 Мвт, у которой в качестве нижнего бьефа используется океан.
Наряду с ГАЭС за рубежом широко используются специальные пиковые газотурбинные и паротурбинные электростанции.
Газотурбинные электростанции (ГТЭ). предназначенные для покрытия пиковых нагрузок, имеют облегченную тепловую схему без регенерационного цикла, пониженную температуру рабочего газа. к.п.д. примерно 20—25% и удельный расход топлива 0,45—0,55 кг у-т/кВт-ч. Пиковые газотурбинные электростанции имеют высокую степень автоматизации и часто дистанционное управление. Небольшой расход воды на нужды электростанции позволяет выбирать се местоположение практически вне зависимости от источников водоснабжения.
Так же как и ГАЭС, газотурбинные электростанции могут нести частотный и другие виды резерва в энергосистеме, работать в режиме синхронного компенсатора и т.д. По своей маневренности агрегаты ГТЭ удовлетворяют основным требованиям, предъявляемым к пиковым электростанциям. Время пуска и набора нагрузки газовыми турбинами значительно меньше, чем на обычных ТЭС, и составляет 15—30 мин. Это, однако, почти в 10 раз больше, чем для гидроаккумулирующих агрегатов. Кроме того, агрегаты ГАЭС обладают несколько большей долговечностью, меньшими постоянными издержками и рядом эксплуатационных преимуществ. Следует также считаться с тем, что при большой мощности ГТЭ требуется создание специальных емкостей для хранения газа.
Однако наиболее существенным преимуществом ГАЭС по сравнению с ГТЭ является то. что при одной и той же мощности этих электростанций в покрытии пиковой части графика нагрузки гидроаккумулирующие электростанции своей работой в насосном режиме повышают нагрузку энергосистемы в период ночного провала, обеспечивая тем самым дополнительное снижение потребности энергосистемы в пиковых мощностях.
Используемые в отдельных странах для покрытия пиков нагрузки пиковые паротурбинные агрегаты отличаются от современных агрегатов ТЭС «базисного» тина пониженными параметрами пара и упрощенной тепловой схемой. Это позволяет не только снизить удельные капиталовложения на 1 кВт мощности этих агрегатов при некотором ухудшении их к.п.д., но и одновременно повысить надежность работы оборудования в неравномерных режимах. Резкие толчки нагрузки, систематические остановки и пуски агрегатов и другие нарушения установившихся режимов работы значительно легче переносятся оборудованием меньшей мощности на сниженных параметрах пара и при упрощенной тепловой схеме, чем обычными агрегатами на сверхкритических параметрах пара.
Построенные за рубежом электростанции подобного тина отвечают этим требованиям. Так, пиковая электростанция Мартинс Крик в США имеет суммарную мощность 1 млн. кВт с единичной мощностью агрегатов 125 тыс. кВт и параметрами пара 88 ата и 310° С.
Для решения проблемы покрытия пиков нагрузки в энергосистемах СССР предусматривается использование различных источников пиковой мощности. Наряду со строительством специальных пиковых газотурбинных и паротурбинных электростанций рассматриваются возможности сооружения новых пиковых ГЭС, увеличение мощности уже построенных гидроэлектростанции и строительство гидроаккумулирующих электростанций.
Изучение возможностей сооружения новых пиковых гидроэлектростанций в районах европейской территории СССР и особенно в районах, испытывающих наибольшую потребность в пиковых мощностях, показало, что эти возможности крайне ограничены. После завершения находящихся в строительстве гидроэлектростанций использование экономического потенциала гидроэнергоресурсов в целом по европейской части СССР превысит 40%, а в районах с наибольшим дефицитом пиковой мощности 60-65%.
При этом оставшиеся гидроэнергоресурсы сосредоточены главным образом на севере европейской части СССР и на Кавказе, т. е. их использование связано с необходимостью строительства длинных линий электропередачи.
В связи с ограниченными возможностями строительства новых ГЭС были изучены технические и экономические условия увеличения мощности ряда построенных гидроэлектростанций, тем более что появление каскадов ГЭС на отдельных водотоках значительно изменило водноэнергетические показатели первых гидроэлектростанций, построенных на этих реках. Изменилась зарегулированность стока и размеры попусков из водохранилищ по сравнению с изолированной работой гидростанций.
Кроме того, в ряде энергосистем, особенно европейской части СССР, из-за обострения дефицита топлива существенно изменились критерии экономической эффективности использования дополнительной мощности и выработки ГЭС. Стоимость замыкающих видов топлива значительно возросла, что обусловливает целесообразность более полного использования энергии водотока путем увеличения мощности гидроэлектростанций.
Проектные проработки и энергетические расчеты по ряду ГЭС европейской части Союза показали экономическую целесообразность увеличения мощности таких ГЭС, как Волжская имени В. И. Ленина. Днепровская ГЭС имени В. И. Ленина, Кегумская и некоторых других. Тем нс менее даже с учетом этого суммарная мощность новых ГЭС в дефицитных по пиковой мощности районах может составить лишь примерно 4 млн. кВт. В этих условиях особый интерес представляет сооружение гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС).
Исследованиями института Гидропроект выявлено более 100 площадок, на которых возможно сооружение ГАЭС, из них в качестве первоочередных выбрано 15 ГАЭС, общей мощностью 15—20 млн. кВт., расположенных вблизи центров пиковой нагрузки. В их числе Загорская и Алексинская в ОЭС Центра, Ломачинская, Дубоссарская, Теребля-Рикская в ОЭС Юга, Каунасская в ОЭС Северо-Запада и др. мощностью 1 000—1 500 Мвт каждая.
Помимо ГАЭС чистого вида, работающих на оборотной воде, возможно сооружение так называемых ГЭС—ГАЭС, использующих также и приточную воду. В качестве подобного рода электростанций можно отметить Понышскую ГЭС—ГАЭС мощностью 820 тыс. кВт на р. Чусовой и Унижскую ГЭС—ГАЭС мощностью 500 тыс. кВт на р. Днестре.
В районах европейской территории СССР напоры возможных ГАЭС не превышают 100—120 м и лишь в районах Западной Украины они достигают 150—170 м. Удельная стоимость ГАЭС (по имеющимся в настоящее время материалам) примерно в 2 раза превышает стоимость газотурбинных электростанций, обладающих также высокими маневренными качествами и приспособленных для работы в резкопеременном режиме с частыми остановами.
Экономический анализ, проведенный по ряду проектов ГАЭС, показывает, что дополнительные капиталовложения в гидроаккумулирующую электростанцию по сравнению с газотурбинной электростанцией компенсируются эффектом, который выражается: в итоговой экономии топлива в энергосистеме при вводе ГАЭС; в экономии ежегодных эксплуатационных затрат; в эффекте от заполнения ночного провала графика нагрузки при работе ГАЭС в насосном режиме. Кроме того, в отдельных случаях может иметь место эффект от использования ГАЭС в качестве аварийного резерва быстрого ввода.
Экономия топлива при вводе ГАЭС объясняется тем, что для ее зарядки используется лишь догрузка тепловых мощностей, работающих ночью с пониженной мощностью. При этом дополнительный расход топлива на 1 кВт-ч энергии, необходимой для зарядки ГАЭС, при догрузке конденсационных агрегатов ТЭС составит 0,25—0,30 кг условного топлива. При догрузке теплофикационных агрегатов, работающих с редуцированием пара для потребителей тепла, дополнительный расход топлива на зарядку ГАЭС за счет уменьшения отпуска пара через РОУ будет еще меньше и составит 0,1—0,15 кг/кВт-ч. Таким образом, зарядка ГАЭС будет производиться при довольно низких расходах топлива.
В перспективе при большом удельном весе атомных электростанций и при необходимости их разгрузки в ночной период зарядка ГАЭС может производиться от АЭС, имеющих очень небольшие затраты по топливу.
С учетом к.п.д. гидроаккумулирующей электростанции, равным примерно 0,7, для выдачи 1 κвτ-ч энергии в часы «пик» ГАЭС будет потреблять 1,4 κвτ-ч в ночной период. В этих условиях пиковый κвτ-ч, вырабатываемый ГАЭС, будет обходиться энергосистеме соответственно в 0,36—0,43 кг условного топлива при зарядке от конденсационных электростанций и в 0,15—0,22 кг при зарядке от теплофикационного оборудования, работающего с редуцированием пара.

Газотурбинная электростанция, работая в часы прохождения максимума нагрузки, тратит примерно 0,5 кг/кВт-ч. т. с. существенно больше расхода топлива в энергосистеме при работе ГАЭС.
В итоге, несмотря на то что общее количество потребляемой энергии для зарядки ГАЭС и превышает количество вырабатываемой ею энергии в часы «пик», ввод ГАЭС в энергосистему приводит к экономии топлива по сравнению с покрытием пика нагрузки за счет газотурбинных электростанций.
Экономия ежегодных эксплуатационных затрат на ГАЭС по сравнению с газотурбинной электростанцией достигается за счет меньших амортизационных отчислений (отчисления на реновацию и капитальный ремонт), меньших затрат на текущий ремонт и т. п. В результате даже с учетом больших единовременных капиталовложений в ГАЭС абсолютная величина эксплуатационных затрат по ГАЭС в два раза меньше, чем по газотурбинной электростанции соответствующей мощности.
Эффект от заполнения ночного провала графика нагрузки является характерным только для ГАЭС, которые повышают ночную загрузку теплосилового оборудования. Количественная оценка этого эффекта представляет определенные трудности.
В тех случаях, когда в энергосистеме отсутствует дефицит пиковых мощностей, ввод ГАЭС вместо газотурбинной электростанции нс изменяет структуры остальных мощностей в энергосистеме. В этих случаях повышение ночной нагрузки при работе ГАЭС в насосном режиме уменьшает неравномерность работы базисных ТЭС, давая им возможность работать в более экономичном режиме. В конечном итоге это повышает коэффициент готовности теплосилового оборудования. Количественная оценка эффекта от заполнения ночного провала нагрузки заключается в определении экономии затрат на ремонты оборудования, экономии от повышения надежности работы энергосистемы и увеличения сроков службы оборудования.
В тех случаях, когда энергосистема испытывает дефицит пиковых мощностей, увеличение ночной нагрузки при работе ГАЭС в насосном режиме снижает величину этого дефицита, позволяя иметь в энергосистеме большее количество высокоэкономичных тепловых электростанций на закритических параметрах пара, чем в варианте покрытия пика нагрузки газотурбинными электростанциями, и соответственно уменьшить количество специальных пиковых ТЭС, т. е. при этом изменяется структура генерирующих мощностей.
Увеличение суммарной мощности высокоэкономичных тепловых электростанций (∆Nбаз) определяется мощностью ГАЭС в насосном режиме (Nнac).

где коэффициент 0,6 соответствует техническому минимуму нагрузки базисных ТЭС. Соответственно на эту величину ∆Nбаз должно быть уменьшено общее количество пиковых ТЭС.
Пиковая ТЭС имеет несколько упрощенную тепловую схему на пониженных параметрах пара, что позволяет использовать ее для работы в переменном режиме. При этом она характеризуется несколько повышенным расходом топлива по сравнению с обычной тепловой электростанцией на закритических параметрах пара. Стоимость такой электростанции может быть принята на 10—20% ниже стоимости крупной базисной ТЭС.
Расход топлива па пиковой ГЭС при 3 000—4 000 ч ее использования в году составит примерно 0,45 кг/кВт-ч.
Замена части пиковых ТЭС высокоэкономичными тепловыми электростанциями на закритических параметрах пара приводит к существенной экономии топлива в энергосистеме. Вместе с тем вследствие несколько меньшей стоимости пиковых ТЭС будет иметь место некоторый перерасход капиталовложений.
Суммарные затраты при увеличении мощности высокоэкономичных тепловых электростанций в системе на величину ∆Nбаз за счет экономии топлива существенно меньше затрат при установке вместо них пиковых паротурбинных ТЭС, при этом чем больше число часов использования мощности пиковых ТЭС, тем больше экономия затрат. Количественная оценка этой экономии затрат и отражает эффект от заполнения ночного провала нагрузки при сооружении ГАЭС в случае дефицита пиковых мощностей в энергосистеме.
Экономическое сопоставление гидроаккумулирующих электростанций. характерных для условий европейской территории СССР, с пиковыми газотурбинными электростанциями с учетом приведенных выше факторов показывает, что расчетные затраты по ГАЭС при использовании их установленной мощности более 500—700 ч в год меньше соответствующих затрат но газотурбинной электростанции (рис. 4-7).
Если перейти к суточным графикам нагрузки, то указанное выше годовое число часов использования будет соответствовать примерно полутора—двухчасовой зоне пиковой части графика нагрузки.
Тогда вывод об экономически целесообразной зоне использования пиковых газотурбинных и гидроаккумулирующих электростанций можно сформулировать так: самый острый пик суточных графиков нагрузки продолжительностью менее 2 ч экономично заполнять газотурбинными электростанциями, а нижнюю часть пика следует заполнять гидроаккумулирующими электростанциями.

Рис. 4-7. Зависимость удельных расчетных затрат по гидроаккумулирующей (1) и газотурбинной (2) электростанциям от годового числа часов использования их мощности.

Нижняя граница экономичного использования ГАЭС в суточных графиках нагрузки из-за сравнительно небольших напоров (100—120 м) ограничивается зоной пиковой части продолжительностью 4—5 ч. Таким образом, при оценке максимальной доли ГАЭС в структуре мощностей энергосистем следует ориентироваться на возможность их использования в турбинном режиме в двух—пятичасовой пиковой зоне суточного графика нагрузки.
В настоящее время указанная зона графиков нагрузки заполняется гидравлическими электростанциями с регулирующими водохранилищами. В перспективе вследствие абсолютного и относительного роста пиковой части графика нагрузки появляется возможность размещения в 2—5-часовой зоне как новых пиковых ГЭС, так и ГАЭС.
В будущем потребность отдельных энергообъединений европейской части СССР в новых пиковых ГЭС и ГАЭС для работы в указанной зоне составит 4—G% максимальной нагрузки этих энергообъединений. Эти цифры по существу и определяют максимально возможную долю ГАЭС в перспективной структуре мощностей энергосистем.
Суммарная потребность отдельных энергосистем в пиковых мощностях в будущем оценивается в 30—35% соответствующего годового максимума нагрузки. Проектные проработки показывают, что более половины этой потребности будет покрываться действующими, строящимися и проектируемыми гидравлическими и гидроаккумулирующими электростанциями, а остальное—за счет газотурбинных и специальных пиковых паротурбинных электростанции. Таким образом, в энергообъединениях СССР гидравлические и гидроаккумулирующие электростанции должны играть значительную роль в решении проблемы покрытия пиков нагрузки.