Задачи обеспечения бесперебойного энергоснабжения, рационального использования энергетических ресурсов района и удешевления стоимости электроэнергии вызывают необходимость совместной работы электростанций в энергосистеме. Следовательно, режим работы проектируемой гидростанции определяется не требованиями отдельных потребителей, а оптимальными условиями работы генерирующих установок энергосистемы, как каждой в отдельности, так и всех вместе взятых. В этом отношении пока представляют исключение отдельные небольшие сельскохозяйственные электростанции, которые, главным образом, в силу разбросанности и малой энергоемкости потребителей вынуждены работать изолированно, и поэтому режим их работы определяется только требованиями непосредственно обслуживаемых потребителей.
В свете указанных выше условий каждая гидростанция, работающая в энергосистеме, должна максимально участвовать в покрытии графика нагрузки и вырабатывать возможно большее количество электроэнергии. Эти две функции, выполняемые ГЭС, при прочих равных условиях, обеспечивают минимум общественных издержек производства в энергосистеме, так как первая из них уменьшает величину заменяющей мощности, т. е. сокращает капиталовложения в энергосистему, а вторая позволяет экономить топливо, т. е. снижает эксплуатационные издержки. Поэтому работа любой ГЭС должна характеризоваться этими двумя основными производственными показателями — мощностью и выработкой. Следовательно, по отношению к каждому из них мы и должны вести соответствующие расчеты, в частности устанавливать их оптимальную гарантийную величину.
В общем случае мощность гидростанции делится на две части, первая — обеспеченная (гарантийная), которая участвует в покрытии максимума графика нагрузки системы в расчетные годы или периоды, тем самым исключая необходимость иметь соответствующие мощности на другой станции, а вторая— необеспеченная (негарантированная), которая в балансе мощности системы участвует нерегулярно, а в периоды маловодья вообще не принимает участия в покрытии наибольшей нагрузки. Основное назначение необеспеченной части установленной мощности сводится к производству дополнительной энергии в периоды, когда в источнике расходы воды больше, чем расчетный (при незарегулированном стоке), или к дополнительной утилизации некоторого количества стока по диспетчерскому графику при зарегулированном стоке. Эти дополнительные (негарантированные) выработки приводят в конечном счете к экономии топлива.
Обеспеченная мощность является самым главным параметром ГЭС, определяющим в основном ее энергетическую ценность, поскольку только она входит в расчетный баланс и определяет размер мощности других электростанций энергосистемы. Величина этой мощности ГЭС при прочих равных условиях зависит от гидрологической характеристики реки, режима регулирования стока, (т. е. от условий использования стока и напора в целях получения наибольшей мощности в маловодные годы и наибольшей выработки в годы (или периоды) многоводные) характера графика нагрузки и состава генерирующих мощностей энергосистемы.
Задачи получения максимальной мощности и наибольшей выработки должны быть положены в основу всех водноэнергетических расчетов ГЭС на всех стадиях проектирования, в частности и в основу проектного режима регулирования стока. Наиболее полное разрешение этой задачи требует разработки эксплуатационного режима водохранилища, т. е. диспетчерского графика регулирования, и производства на основе ее соответствующих расчетов. Однако такой прием реально возможен и дает наибольший эффект и достоверный результат при расчете текущего эксплуатационного режима водохранилища. При перспективных же расчетах, задачей которых является установление основных параметров и энергетических показателей ГЭС, такой расчет дает малодостоверный результат. Это объясняется тем, что текущий эксплуатационный режим водохранилища, обусловливаемый темпом роста нагрузки, сроком ввода предприятий-потребителей и генераторных мощностей, состоянием наполнения водохранилища и прогноза предстоящей водоносности года (в частности, календарные сроки наступления, продолжительности прохождения и объемы стока отдельных характерных режимов) и т. п., в реальных условиях, сообразно с требованиями жизни и действительной обстановки системы, довольно сильно меняется и не может быть твердо наперед установлен. При перспективных расчетах для выбора такой, экономически обоснованной диспетчерской схемы режима регулирования, таким образом, отсутствуют достоверные исходные данные. Следует также отметить, что те уточнения в результатах расчета, которые достигаются при помощи диспетчерского графика, во многих случаях могут не превышать общей точности производимых перспективных расчетов и их исходных данных.
Поэтому при перспективных проектных расчетах следует ориентироваться на другие, более укрупненные и общие показатели режима регулирования, от которых зависят параметры и характеристики работ ГЭС, в частности обеспеченная мощность. В качестве таких характеристик режима регулирования обычно принимаются коэффициенты использования стока а и полезного объема водохранилища β, выраженные в единицах нормы стока или стандарта отклонений годовых стоков. Величины этих водохозяйственных показателей режима регулирования стока, при прочих равных условиях, зависят друг от друга и от значения расчетной обеспеченности.
Как это будет показано несколько ниже, при данном значении коэффициента использования зарегулированного стока а или энергетических показателей ГЭС различной обеспеченности, соответствующих заданному полезному объему водохранилища β, возможно перейти к определению той мощности ГЭС, которая участвует в покрытии максимума графика нагрузки в маловодные годы или периоды.
Энергетический режим любой гидростанции значительно изменяется еще и в результате того, что второй основной параметр ее — напор довольно сильно меняет свое значение. Это обстоятельство заметно осложняет водноэнергетические расчеты, связанные с установлением оптимальных параметров ГЭС, в частности расчетной обеспеченности ее работы.
При незарегулированном стоке характер изменения напора зависит главным образом от гидрологического режима. Изменчивость напора в значительной степени зависит также и от способа его концентрации, т. е. от типа гидростанции. Для приплотинной ГЭС, особенно если она низконапорная, относительная изменчивость напора значительно больше, чем для деривационной.
ГЭС деривационного типа чаще всего сооружается в горных и предгорных районах, т. е. там, где напор обычно бывает большим, а гидрологический режим водотока — сравнительно мало изменчивым. В этих условиях относительное изменение напора не будет особо сказываться на конечных энергетических показателях ГЭС. Это значит, что при заданных расчетных условиях параметры деривационной ГЭС в большинстве случаев представляется возможным исследовать только в зависимости от изменения водных ресурсов водотока. В этом случае значительно облегчаются соответствующие исследования по установлению оптимальных параметров ГЭС.
Данный вопрос несколько осложняется при низконапорных установках, так как в этом случае относительная изменчивость напора может быть достаточно велика, и в связи с этим производственные энергетические показатели ГЭС будут зависеть от двух изменчивых «параметров — расхода и напора.
Изменение напора гидростанции в условиях зарегулированного водотока зависит от режима наполнения и опорожнения водохранилища. График нагрузки рассматриваемой гидростанции, которым определяется режим водоиспользования, в свою очередь зависит от состава потребителей, структуры генерирующих мощностей системы и от той роли рассматриваемой ГЭС, которая поручается ей в покрытии графика нагрузки энергосистемы. Изменение напора при этом, разумеется, зависит также и от топографических условий чаши водохранилища. Эти и другие факторы, от которых зависит характер изменения напора в этом случае, можно в целом разделить на относительно постоянные и переменные. К числу относительно постоянных факторов следует отнести топографию чаши водохранилища, поскольку ока за период эксплуатации ГЭС практически ощутимому изменению подвергаться не будет.
Всякая водохозяйственно-энергетическая установка, как любое предприятие, проектируется на ряд вполне определенных, наперед заданных уровней развития энергопотребления и состав потребителей и, кроме того, на определенное ее положение в энергетической системе. Состав генерирующих мощностей энергосистемы обычно бывает также известным или им задаются. Эти исходные положения в процессе эксплуатации в рамках заданного уровня развития могут иметь некоторые изменения, продиктованные реальными условиями развития потребителей и системы в целом. Полностью предвидеть и учесть их в проектных расчетах невозможно. Однако следует иметь в виду, что те сравнительно небольшие отклонения от заданных исходных условий, которые в большинстве случаев имеют место, не внесут существенных коррективов в результаты проектных проработок. Поэтому для относительно постоянных факторов, связанных с режимами использования электроэнергии, допущение о том, что они в целом остаются без особых изменений на заданном расчетном уровне развития энергосистемы, не будет большой ошибкой.
К группе переменных относятся факторы, связанные с естественными гидрологическими режимами водотока. При современном уровне развития науки и техники они в целом не поддаются свободному управлению и могут быть отнесены к разряду таких явлений, которые подчиняются в своем изменении стохастическим (вероятностным) закономерностям. Можно считать, что горизонт воды в водохранилище, которым главным образом определяется абсолютная величина напора и его изменчивость, зависит в основном от гидрологического режима водотока. Следовательно, изменение напора приводохранилищной ГЭС в известной мере также подчиняется стохастическим закономерностям.
Диапазон изменения напора приводохранилищной ГЭС определяется размером полезного регулирующего объема, т. е. горизонтами, соответствующими режиму наполнения и опорожнения водохранилища. Для некоторых приводохранилищных гидроэнергоустановок, где наибольший горизонт верхнего бьефа определяется не отметкой необходимого объема водохранилища, а из условий получения соответствующего напора, пределы колебания горизонтов верхнего бьефа и полезная емкость водохранилища ограничиваются допустимым диапазоном изменения напора по условиям работы гидравлических турбин.
Горизонт нижнего бьефа водохранилищно-энергетического узла в основном зависит от режима работы гидростанции, а также размера и режима холостых сбросов. Как указано выше, график водоиспользования на заданном расчетном уровне развития энергосистемы может считаться малоизменяющимся, поэтому средневзвешенный горизонт нижнего бьефа может быть принят стабильным.
При зарегулированном стоке холостой сброс бывает несистематическим и, кроме того, проходит в течение небольшого отрезка времени. Следовательно, величина напора и его изменчивость в этом случае будут зависеть от горизонта верхнего бьефа. Таким образом, рассматриваемый параметр — напор ГЭС — находится в прямой зависимости от уровня наполнения полезного объема водохранилища на конец предшествующего года, от водоносности текущего года и внутригодового распределения стока.
Получение наибольшего энергетического эффекта связано с определенной величиной оптимальной сработки водохранилища. Это объясняется тем, что с увеличением глубины сработки возрастает зарегулированный расход, но уменьшается действующий напор, и, наоборот, с уменьшением глубины сработки убывает зарегулированный сток, а средний напор увеличивается. Прирост зарегулированного расхода за определенными отметками сработки уменьшается настолько, что не компенсирует падения напора.
Оптимальная глубина сработки водохранилища главным образом зависит от его объемной характеристики и соотношения полезной емкости водохранилища и объема транзитного стока. Кроме того, на эту величину оказывает существенное влияние режим регулирования за время опорожнения и наполнения водохранилища. Снижение напора уменьшает энергетический эффект транзитного расхода, следовательно, при относительно большем объеме транзитного стока водохранилище должно иметь меньшую глубину сработки. Раннее опорожнение уменьшает общую выработку, так как значительная часть транзитного стока будет проходить при низких напорах. Наоборот, интенсивная сработка водохранилища в самом конце межени увеличивает общую выработку.
Таким образом, оптимальная величина сработки водохранилища, играющая особую роль в решении задачи получения наибольшего энергетического эффекта и существенно влияющая на величину расчетного напора, главным образом зависит от диспетчерского графика режима регулирования стока. Следовательно, величина напора зависит, с одной стороны, от изменения объективно действующего гидрологического режима водотока и, с другой — от факторов преимущественно субъективных — текущего режима эксплуатации водохранилища. В этих условиях установление закономерностей изменения напора и целесообразной его расчетной величины оказывается задачей, которая и не поддается решению в обобщенной форме.
При энергетическом регулировании стока, как указано в главе II, расходы воды в большинстве случаев используются на каскаде ГЭС ниже водохранилища. Поэтому изменчивость напора, отнесенная к суммарному напору каскада, будет невелика.
Поэтому в целях некоторого упрощения расчетов при установлении проектных показателей работы гидроэлектрических станций полагаем возможным среднеэксплуатационное значение напора, определяемое по формуле
принимать за постоянное.
Такое допущение существенно не отразится на величине расчетной обеспеченности работы гидроэлектростанции.
После того, как будет установлена величина расчетного расхода и напора, а также и закономерность их изменения, нетрудно определить величину и характер изменения мощности ГЭС. При этом следует различать: 1) среднегодовую мощность и 2) установленную мощность, как сумму мощностей установленного на ГЭС генерирующего оборудования.
Эти мощности, взятые каждая в отдельности, зависят от ряда факторов, в частности от степени зарегулированности водотока, и имеют вполне определенное энергетическое и энергоэкономическое значение.
Среднегодовая мощность гидростанции является важнейшим ее энергетическим показателем, она, в частности, определяет годовую выработку энергии и характеризует степень загрузки установленной мощности ГЭС.
Кроме того, среднегодовая мощность характеризует использование как обеспеченной, так и необеспеченной части мощности ГЭС, и, следовательно, она является исходным показателем для определения экономических показателей производства электроэнергии.
Эта мощность зависит от режима водотока, и степени его зарегулированности, а также и от режима годового графика нагрузки.
Установленная мощность гидростанции при всех диапазонах регулирования режима водотока внешне имеет один общий смысл, как сумма генераторных мощностей станции, включая и мощность резервных агрегатов. Однако принципы установления ее различны и определяются главным образом ролью проектируемой ГЭС в покрытии графика нагрузки системы и степенью зарегулированности стока.
Установленная мощность ГЭС определяется при незарегулированном стоке условием оптимального использования обеспеченной мощности и максимальной выработки энергии, а при зарегулированном— главным образом условием покрытия графика нагрузки системы и задачей обеспечения системного резерва мощности.
Установленная мощность, таким образом, позволяет рассчитать и осуществить в реальных условиях максимальное участие ГЭС в покрытии пика графика нагрузки и получении наибольшей выработки электроэнергии.
Ее минимальная величина определяется размером обеспеченной мощности, участвующей в покрытии наибольшей ординаты графика нагрузки. Верхний предел установленной мощности определяется из условий получения наибольшей выработки в период многоводья при стоимости, допустимой по энергоэкономическим: требованиям. В величину этого параметра ГЭС включается также мощность резервных агрегатов, необходимая в энергосистеме для повышения надежности энергоснабжения.
Таким образом, установленная мощность состоит из трех слагающих элементов: а) обеспеченной мощности, б) дублированной мощности и в) резервной мощности, каждый из которых выполняет вполне определенную и своеобразную задачу в работе энергосистемы.
Энергоэкономические требования к каждому из этих элементов различны, и поэтому их расчетные величины определяются различными критериями.
В настоящей главе нами рассматривается только обеспеченная располагаемая мощность ГЭС при зарегулированном стоке, как требующая своеобразной методики определения.
Как указано выше, основные энергетические требования, предъявляемые к каждой гидростанции, сводятся к тому, чтобы она принимала максимальное участие в покрытии графика нагрузки и обеспечивала наибольшую выработку электроэнергии. Эти требования отвечают наилучшим энергоэкономическим показателям энергосистемы в целом. Получение этих оптимальных, условий и наилучших характеристик работы ГЭС сопряжено, однако, с рядом трудностей, связанных, с одной стороны, с несовпадением режимов графика нагрузки и речного стока, а с другой — с изменчивостью в широких пределах гидрологического режима водотока.
Эти затруднения в значительной мере устраняются путем перерегулирования режима стока и максимального приспособления его к графику нагрузки энергосистемы. Однако это не решает полностью указанных затруднений, в связи с чем график нагрузки энергосистемы, представляющий выражение народнохозяйственного задания энергоисточникам, не всегда покрывается полностью.
Для выполнения хозяйственно-политических заданий, стоящих перед каждым потребителем, необходимо бесперебойно обеспечивать каждого из них достаточным количеством электроэнергии. Решение этой задачи обычно достигается двумя способами. Первый из них заключается в повышении степени зарегулированности стока, т. е. в увеличении регулирующей емкости водохранилищ, а второй — в увеличении мощности замещающей конденсационной ТЭС.
Увеличение полезной емкости водохранилища повышает обеспеченность используемого планового объема стока, но, как показывают исследования многих авторов, оно не может на 100% гарантировать заданный уровень водопотребления на весь период эксплуатации. Это—с одной стороны. А с другой, при увеличении полезной емкости свыше определенного объема достигаемый эффект не оправдывает издержек на это увеличение, т. е. с общеэкономической точки зрения может оказаться более целесообразным применение других мероприятий в этом направлений или уменьшение расчетной обеспеченности заданного уровня энергоснабжения потребителей.
Поэтому должен быть установлен тот уровень энергообеспечения, который может быть гарантирован со стороны данной ГЭС, исходя из условий достижения при этом минимума общих народнохозяйственных издержек.
Мощность ГЭС, которую она может развивать при этом гарантированном уровне использования водных ресурсов в период максимума графика нагрузки, и составляет ее обеспеченную располагаемую мощность. В балансе энергосистемы учитывается именно эта мощность, так как только она гарантируется со стороны ГЭС для бесперебойного энергоснабжения потребителей. Следовательно, обеспеченная мощность определяет суммарную установленную (без резерва) мощность других электростанций системы, в частности конденсационных ТЭС, находящихся в составе энергосистемы.
Таким образом, установленная мощность конденсационной ТЭС; оказывается связанной с обеспеченной мощностью ГЭС, а через нее и с расчетной обеспеченностью работы гидростанции. Эта связь является прямой, высокая обеспеченность, обусловленная уменьшением мощности ГЭС требует большой мощности ТЭС.
Обеспеченная мощность ГЭС связана также с характером и режимом графика нагрузки и экономикой энергосистемы. Это объясняется тем, что рост обеспеченности работы ГЭС увеличивает общественные трудовые затраты на развитие энергосистемы, но в то же время он сокращает издержки потребителей, могущие иметь место в них при дефиците электроэнергии, и, наоборот, уменьшение расчетной обеспеченности увеличивает эти издержки потребителей, но сокращает затраты на развитие энергосистемы. Таким образом, величина обеспеченной мощности ГЭС тесно связана с энегроэкономикой потребителей энергосистемы и в значительной мере ею определяется.
Все это говорит о том, что оптимальная обеспеченная мощность гидростанции является тем ее параметром, который, находясь в тесной взаимосвязи с параметрами других генерирующих установок энергосистемы и с экономикой потребителей, в известной степени определяет результирующие общие производственно-энергоэкономические показатели энергосистемы.
При данной структуре потребителей энергосистемы и их режиме энергопотребления величина обеспеченной мощности, определяемая из условия получения минимума народнохозяйственных издержек в энергосистеме, зависит, главным образом, от изменчивости режима речного стока и от уровня его зарегулированности.
При незарегулированном режиме водотока гидростанция значительную часть времени работает в базисной части графика нагрузки, причем степень участия ее в покрытии верхней части графика нагрузки возрастает с увеличением расхода водотока в период максимума нагрузки энергопотребления. Такой режим работы ГЭС при незарегулированном стоке в наибольшей степени отвечает одной из основных задач, стоящих перед ней, — обеспечивать получение наибольшей выработки в многоводные периоды.
Обеспеченная мощность, как соответствующая в основном периоду пониженных расходов, при незарегулированном режиме водотока находится в базисной части графика нагрузки и, следовательно, мало связана с формой графика нагрузки.
При незарегулированном режиме стока обеспеченная мощность ГЭС устанавливается по кривой продолжительности среднесуточной мощности, а выработка ее зависит от размера годового стока и характера распределения внутри данного года. Как правильно указывает С. Н. Никитин, неодинаковый характер внутригодового распределения стока в отдельные годы может привести к такому положению, когда при одинаковом количестве вырабатываемой ГЭС энергии в одном году обеспечено участие ГЭС в покрытии суточного графика нагрузки системы в течение всех 365 дней той мощностью, которая принята в качестве расчетной, в другом же году почти вся выработка энергии ГЭС концентрируется в части года, а в течение остальных дней мощность ее падает ниже расчетной величины [92].
Таким образом, следует вывод, что тесная связь между обеспеченностью мощности и выработкой ГЭС отсутствует и, следовательно, они не могут быть взаимно трансформированы, т. е. обеспеченность мощности и обеспеченность выработки ГЭС в случае нерегулированного или суточного зарегулированного стока не равнозначны. Поэтому при работе ГЭС на естественном режиме речного стока следует рассчитывать обеспеченность по отношению к каждому из этих показателей (мощности и выработки) в отдельности.
При регулировании стока по мере роста степени зарегулированности участие ГЭС с обеспеченной мощностью в покрытии максимума графика нагрузки увеличивается, и величина ее в пределе будет приближаться к установленной (за вычетом той ее части, которая служит системным резервом мощности). Это объясняется тем, что зарегулированный сток позволяет работать ГЭС для снятия верхней части графика нагрузки, что особенно целесообразно с точки зрения улучшения работы других электростанций системы. При этом конденсационные ТЭС, работая в условиях более выравненного графика нагрузки, значительно улучшат свои энергоэкономические показатели, а незарегулированные или мало зарегулированные гидростанции в наибольшей мере будут работать, на выработку. Кроме того, при работе зарегулированной ГЭС в верхней части графика нагрузки максимально уменьшается необходимая для покрытия графика мощность ТЭС, что является чрезвычайно важной положительной стороной такого режима работы ГЭС.
По мере роста уровня регулирования стока реки график работы обеспеченной мощности ГЭС все в большей степени определяется режимом нагрузки системы, а также все теснее становится связь между обеспеченной мощностью и выработкой ГЭС, поскольку при этом все больше происходит перераспределение стока. Таким образом, при более зарегулированном режиме водотока (при полном сезонно-годовом и многолетнем) представляется возможным в одинаковой мере оперировать с понятиями обеспеченности мощности и выработки как с равнозначными, что, разумеется, значительно облегчает соответствующие исследования по установлению расчетной обеспеченности работы ГЭС. Следует лишний раз оговориться, что такая зависимость справедлива только при большом объеме водохранилища (сезонно-годовом и многолетнем) и при условии, если ГЭС за пределами обеспеченной мощности будет работать с пониженной нагрузкой сообразно с наличным запасом стока в водохранилище и расходом воды в реке.
Таким образом, обеспеченная мощность и выработка ГЭС представляют собой различные понятия, строгой связи между ними, как общее правило, нет. Поэтому соответствующие расчеты по определению их следует вести принципиально отдельно. Тем не менее, в пределах точности исходных данных и необходимой достоверности результатов перспективных проектировок, с целью некоторого упрощения расчетов, мы полагаем возможным ограничиться при незарегулированном стоке определением обеспеченности мощности, а при зарегулированном — выработки. Такая рекомендация исходит из того, что ограничение потребителей в энергоснабжении в первом случае происходит прежде всего в результате дефицита мощности, а во втором — недостатка энергии.
При суточном регулировании режима стока среднесуточная обеспеченная мощность ГЭС, при прочих равных условиях, определяется по кривой продолжительности среднесуточных мощностей или, в случае принятия напора постоянным, по кривой продолжительности среднесуточных расходов реки. Величина расчетной обеспеченной мощности ГЭС, участвующей в покрытии максимума суточного графика нагрузки расчетного периода, обычно находится путем трансформации и сравнения суточной выработки ГЭС, определенной по среднесуточной обеспеченной мощности, с верхней зоной интегральной кривой энергии суточного графика мгновенной нагрузки энергосистемы.
Если гидростанция работает при зарегулированном (сезонногодовом и многолетнем) режиме водотока, то вопрос определения ее обеспеченной мощности, участвующей в покрытии максимума графика нагрузки, несколько осложняется, и задача практически обычно решается в следующем порядке: определяется годовая выработка гидростанции соответствующей обеспеченности, затем годовой энергией ГЭС (соответствующей обеспеченности) покрывается верхняя часть годового графика среднесуточных нагрузок энергосистемы. При этом покрытие графика энергией ГЭС производится с таким расчетом, чтобы получить наиболее выравненный режим работы конденсационных ТЭС и наименьшей ее мощности. В результате представляется возможным построить график среднесуточной мощности ГЭС за весь годовой период. После этого на основе средней мощности за сутки по указанному выше приему определяется обеспеченная мощность ГЭС, участвующая в покрытии максимума графика нагрузки всех 365 дней года, т. е. представляется таким образом возможным построить график суточных максимумов обеспеченной мощности ГЭС за год.
Как видно, определение величины обеспеченной мощности ГЭС, участвующей в покрытии максимума графика нагрузки, связано с известными трудностями, а приведенные выше существующие обычные приемы ее установления довольно примитивны и не позволяют сделать широкого обобщения, столь необходимого для методических построений и практических проектных расчетов.
Степень участия обеспеченной мощности ГЭС в покрытии графика нагрузки энергосистемы при зарегулированном стоке, т. е. степень преобразования обеспеченной зарегулированной мощности в располагаемую рабочую, зависит от абсолютной величины самой зарегулированной мощности, структуры генерирующих мощностей и графика нагрузки энергосистемы, а также от той роли рассматриваемой ГЭС, которая возлагается на нее в покрытии графика нагрузки.
При данной величине зарегулированной мощности и характере графика нагрузки рабочая мощность ГЭС, участвующая в покрытии максимума, в значительной степени зависит от структуры энергосистемы.
При этом следует различать следующие три наиболее часто встречающиеся и интересующие нас случая состава энергосистемы:
а) энергосистема состоит из ГЭС и ТЭС, причем гидростанция работает при незарегулированном режиме стока;
б) энергосистема состоит из ГЭС и ТЭС, причем гидростанция имеет суточное регулирование мощности;
в) энергосистема состоит из ГЭС и ТЭС, причем мощность ГЭС зарегулирована в довольно широких пределах (сезона, года и даже многолетия).
Роль гидростанции в покрытии графика нагрузки энергосистемы при каждом из перечисленных трех случаев различна и в свете задачи достижения минимума общих трудовых затрат по энергосистеме в целом при данном уровне производства электроэнергии она сводится к следующему.
В первом случае, т. е. когда мощность ГЭС незарегулирована, она, как общее положение, должна работать в нижней (базисной) части графика нагрузки. Такое ее расположение при прочих равных условиях обеспечивает наибольшую выработку гидравлической электроэнергии, т. е. экономию топлива, что приводит к снижению общих эксплуатационных издержек по энергосистеме. При этом мощность ГЭС, участвующая в покрытии максимума графика нагрузки в расчетном маловодном году, определяется (в пределах установленной мощности) расходом воды и напором в период наибольшей ординаты графика нагрузки энергосистемы.
Во втором случае, т. е. когда гидростанция имеет суточное регулирование, характер участия ГЭС в покрытии графика нагрузки энергосистемы несколько отличен и своеобразен. В этом случае ГЭС должна работать на снятие пика суточного графика нагрузки, что позволяет максимально сократить мощность тепловой электростанции и улучшить ее коэффициент полезного действия, т. е. в целом приводит к снижению трудовых затрат по энергосистеме. В целях обеспечения наибольшей выработки такие гидростанции по мере увеличения суточного притока воды все больше должны переходить в базисную часть графика нагрузки. При этом тепловые электростанции постепенно занимают верхнюю часть графика, что, разумеется, несколько ухудшает их удельные экономические показатели. Несмотря на это, как показывают соответствующие исследования многих авторов, при такой форме перераспределения функции между ГЭС и ТЭС в большинстве случаев представляется возможным достичь сокращения общего размера народнохозяйственных издержек, главным образом в результате уменьшения при этом расхода топлива.
Степень преобразования суточно зарегулированной мощности ГЭС соответствующей обеспеченности в располагаемую рабочую, участвующую в покрытии максимума нагрузки энергосистемы, определяется площадью пиковой (верхней) части суточного графика нагрузки.
В третьем случае, т. е. когда гидростанция имеет долгосрочно зарегулированную (полную сезонно-годовую и многолетнюю) мощность, она, как правило, должна снимать пиковую часть не только суточного, но и годового графика нагрузки. Такая возможность наилучшим образом отвечает задачам сокращения общих народнохозяйственных издержек энергосистемы по производству заданного количества электроэнергии.
При заданном удельном весе зарегулированной гидравлической мощности показатель степени преобразования ее в располагаемую рабочую будет иметь обратную зависимость от плотности графика, т. е. чем плотнее график, тем она меньше. Таким образом, для установления степени рассматриваемого преобразования представляется необходимым исследовать расходную часть энергобаланса, в частности определить величину и закономерность изменения мощности и соответствующей выработки в различных зонах графика нагрузки.
Вопросам построения перспективного графика нагрузки посвящены работы многих авторов, из которых заслуживают особого внимания специальные исследования Г. Г. Горбунова [20], И. В. Гофмана [25], А. К. Дарманчева [30, 31], В. П. Захарова [36],
А. Я. Слонима и Д. М. Фингера [111, 112], М. А. Мосткова [82], Т. Л. Золотарева [42, 46].
В результате этих работ и ряда других вопрос проектирования графика нагрузки получил в настоящее время достаточно глубокую разработку и имеет немало методических приемов его построения. Из них на практике в большинстве случаев применяется так называемый синтетический метод, по которому график энергосистемы строится суммированием ординат нагрузки отдельных потребителей, построенных в свою очередь по данным производственного плана, характера технологического процесса и плана присоединения их к энергосистеме. Находит довольно широкое применение и другой метод, по которому для составления перспективного графика энергосистемы используется форма нагрузки прошлых лет или график других энергосистем, имеющих подобных по составу потребителей.
Оба эти метода элементарно просты, однако расчет по ним требует чрезвычайно много трудоемких вычислительных работ. При этом в отношении достоверности результатов такие кропотливые работы не оправдываются, что объясняется главным образом изменчивостью режима энергопотребления отдельных потребителей, многообразием их индивидуальных особенностей и крайней недостаточностью качественных статистических материалов в результате все еще слабей изученности энергетики отдельных потребителей.
