Работа ГЭС в энергосистемах.
Автоматически управляемые ГЭС.
Энергоэкономические показатели ГЭС.
Работа ГЭС в энергосистеме.
ГЭС но сравнению с тепловыми электростанциями имеют ряд преимуществ и недостатков. Основные преимущества следующие: а) независимость работы от наличия топлива в данном районе и отсутствие надобности в его подвозе, высвобождение транспорта от подвозки топлива;
б) простота и дешевизна эксплуатации, большая маневренность (время пуска и остановки гидроагрегата не превышает 1—2 мин); они лучше приспособлены к переменным режимам работы (нагрузку можно изменить за 3—8 с), доступность полной автоматизации управления; в) стоимость вырабатываемой энергии обычно дешевле энергии тепловых и атомных электростанции в 5-6 раз; г) возможность сберечь топливо и направить его в другие отрасли народного хозяйства для использования в качестве промышленного сырья; д) оборудование ГЭС имеет более высокий к. п. д.; они проще в управлении, численность обслуживающего персонала меньше в 3—5 раз; е) можно широко кооперировать с другими водопотребителями.
Основные их недостатки: а) обычно более высокие капиталовложении, чем в тепловые электростанции; б) прикрепленность к определенному месту, где может быть получена гидроэнергия, что требует передачи электроэнергии на большие расстояния; в) зависимость выработки электроэнергии от колебаний расходов воды в реке.
Вследствие зависимости работы ГЭС от колебаний расходов рек. отличающихся большой изменчивостью, бесперебойное и надежное снабжение электроэнергией потребителей может быть обеспечено только объединением гидроэлектрических и тепловых электростанций с помощью линий электропередачи в энергетические системы или путем создания водохранилищ с полным многолетним регулированием. В энергетической системе все электростанции отдают свою энергию во линиям передач в общую электрическую сеть, откуда энергия распределяется между потребителями.
Основное преимущество энергетической системы перед изолированно работающими электростанциями состоит в том. что при совместной работе различных электростанций (тепловые, атомные, гидроэлектростанции) можно использовать наиболее подходящие местные виды топлива (торф, низкосортный уголь и др ), повысить надежность снабжения потребителей электрической энергией и улучшить использование оборудования электростанций.
В энергосистеме, объединяющей тепловые, атомные и гидроэлектростанции, оказывается возможным так распределять нагрузку между ними, что суммарный расход топлива в системе будет наименьшим. Тепловым электростанциям задается наиболее равномерный режим работы. ГЭС. имеющие крупные водохранилища. наиболее пригодны для работы при переменном режиме, так как нагрузка работающего агрегата этих ГЭС может быть увеличена или уменьшена быстро и без значительных потерь энергии. Поэтому ГЭС обычно поручается в энергосистемах «следить» за всеми колебаниями нагрузки и приводить мощность энергосистем в соответствие с потребляемой и данный момент мощностью. Тепловые электростанции, работающие в энергосистеме, зимой увеличивают свою мощность и покрывают снижение мощности па ГЭС. Во время паводка, наоборот, ГЭС принимает на себя большую часть нагрузки энергосистемы, что дает значительную экономию топлива.
Объединение электрическими сетями ГЭС с большими водохранилищами. расположенными на реках с различным гидрологическим режимом, позволяет осуществлять компенсированное регулирование электроэнергии в системе таких ГЭС. Сущность его состоит в том. что недовыработка энергии на одной ГЭС в периоды маловодья компенсируется избытком ее на другой, расположенной на водотоке, который в этот период обладает повышенной водоносностью.
Электростанции, входящие в энергетическую систему, управляются обычно дистанционно с главного диспетчерского пульта районного энергоуправления. В Европейской части СССР завершается создание единой энергетической системы
Автоматически управляемые ГЭС.
Для повышения надежности эксплуатации ГЭС и удешевления вырабатываемой ими электрической энергии большинство ГЭС СССР автоматизировано. Применение автоматизации резко повышает надежность эксплуатации турбин и генераторов и улучшает качество вырабатываемой энергии, так как автоматическая аппаратура очень точно поддерживает заданное значение частоты и напряжения вырабатываемого генератором электрического тока.
Автоматическое управление обладает высокой степенью надежности. Стоимость автоматизации обычно составляет около 5% стоимости основного оборудования ГЭС.
Энергоэкономические показатели ГЭС.
Основными показателями экономичности ГЭС являются капиталовложения, которые необходимо затратить на 1 кВт установленной мощности и ни 1 кВт-ч выработки по среднему расчетному году, а также затраты на производство 1 кВт-ч вырабатываемой энергии (себестоимость киловатт-часа).
Удельные капиталовложения К в 1 кВт установленной мощности ГЭС получают делением общей стоимости всех ее сооружений и оборудования (суммарных капиталовложений) на установленную мощность Nуcт. Они зависят от местных условий и могут меняться в широких пределах. Существенную роль при этом у речных ГЭС играют напор, ширина створа, величина и стоимость затоплений. На равнинных реках в густонаселенных районах при создании у ГЭС больших водохранилищ относительная стоимость затоплений на 1 кВт установленной мощности составляет 30 40%, а иногда и больше.
Стоимость 1 кВт установленной мощности деривационных установок определяется величиной падения используемого участка реки. Обычно, чем больше падение реки, тем дешевле ГЭС и меньше стоимость 1 кВт установленной мощности.
Существенным фактором, определяющим стоимость 1 кВт установленной мощности ГЭС. являются геологические условия места размещения се сооружений. Стоимость I кВт при одной и той же величине установленной мощности ГЭС. построенных на скальных грунтах, ниже, чем у ГЭС на мягких грунтах Стоимость 1 кВт установленной мощности зависит и от величины установленной мощности.
Величина удельных капитальных вложении в ГЭС изменяется в широких пределах (90—400 руб/кВт) и в среднем составляет 225 руб/кВт. а для тепловых 80—150 руб/кВт.
Удельные капиталовложения, отнесенные на 1 кВт ч годовой выработки электроэнергии ГЭС, получают делением капиталовложений в ГЭС на величину ее среднегодовой выработки электроэнергии ЭГЭС. Значение этого показателя зависит от .места работы ГЭС в графике нагрузки энергосистемы: для высокоэкономичных ГЭС (К= 100-200 руб/кВт). работающих в базисном режиме при числе часов использования установленной мощности Т = 6000, величина К=1,7-3,4 коп/(кВтХм), а для работающих в пиковом режиме при Т=2000 ч величина К=5-10 коп/(кВт-ч).
Энергетический показатель ГЭС К, лучше характеризует экономичность установки, чем показатель К. С ростом установленной мощности уменьшаются капиталовложения в 1 кВт. Однако рост выработки ГЭС не всегда увеличивается пропорционально росту установленной мощности. При значительном росте мощности увеличение выработки ГЭС может быть незначительным. если, например, она предназначена для работы только в часы ник графика нагрузки.
Себестоимость вырабатываемой ГЭС электроэнергии S получается делением суммы всех годовых эксплуатационных расходов па величину полезно отпущенной ГЭС электроэнергии (в киловатт-часах). В величину не входит расход электроэнергии на собственные нужды ГЭС, выработки и потери в повысительных трансформаторах (0,6 - 1,0%).
Сумма годовых эксплуатационных расходов по ГЭС слагается из расходов, не связанных непосредственно с процессом эксплуатации (косвенные эксплуатационные расходы), и прямых эксплуатационных расходов, производимых в процессе эксплуатации. Косвенные эксплуатационные расходы слагаются из ежегодных отчислении на амортизацию (погашение капиталовложений) сооружений и оборудования и их капитальный ремонт. Прямые эксплуатационные расходы складываются из заработной платы обслуживающего персонала ГЭС, расходов по ее текущему ремонту, стоимости электроэнергии, расходуемой на собственные нужды, общестанционных расходов (содержание охраны, командировки, отопление, содержание транспорта и пр.) и специальных расходов, связанных, например, с устранением помех на ГЭС, вызванных гидрологическими причинами (ледоход, шуга, наносы и пр.).
Существенным фактором, определяющим эффективность ГЭС, является стоимость топлива, которое может быть сэкономлено в результате строительства ГЭС.
Капитальные вложения К — единовременные средства, необходимые для сооружения ГЭС. Они определяются по формуле
(35)
где Кгэс— сметная стоимость проектируемой ГЭС; Клэп — капиталовложения в линии электропередачи; Квс — возвратные суммы, согласно смете включающие стоимость строительных объектов и материалов, передаваемых после окончания строительства другим организациям и ведомствам (в них входит стоимость жилых поселков, мастерских, дорог и т. п.).
Сметную стоимость определяют по единичным расценкам строительных работ.
