Работа ГЭС в энергосистеме.
Выбери формат для чтения
Загружаем конспект в формате pdf
Это займет всего пару минут! А пока ты можешь прочитать работу в формате Word 👇
Лекция 9. Работа ГЭС в энергосистеме.
Работа ГЭС в энергосистеме из-за ее особенностей генерации отличается от работы других
источников энергии. Это связано с неопределенностью приточности воды в водохранилище на
перспективный период, с большой маневренностью (способностью быстро набирать и сбрасывать
нагрузку на генераторах) гидроагрегатов, а так же особенностью работы гидрогенераторов.
Основная особенность функционирования ГЭС возникает из соотношения между
капиталовложениями в гидротехнические сооружения и основное оборудование. Так, в
большинстве проектов гидротехнические сооружения – составляют порядка 80 % от всех
суммарных капиталовложений. При этом увеличение установленной мощности ГЭС при
правильном использовании ее годовой энергии будет приводить к уменьшению рабочей (а
соответственно и установленной) мощности ТЭС.
90
80
ТЭС
70
ГЭС
60
50
40
30
20
10
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Например, на представленном выше рисунке максимальная рабочая мощность ТЭС – 55
МВт, а ГЭС – 25. Если водохранилище ГЭС достаточно большое, чтобы перераспределить сток, то
энергию (сток), используемую в весенние месяцы во время половодья, можно перераспределить на
зимние месяцы. Таким образом, будет увеличена максимальная рабочая мощность ГЭС и
уменьшена – на ТЭС.
90
80
ТЭС
70
ГЭС
60
50
40
30
20
10
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Перераспределение по такому принципу называется «вытеснением тепловых мощностей».
И оно делается несколькими целями, основными из которых являются следующие:
1. Уменьшение рабочей мощности ТЭС, а следовательно уменьшение перспективных
вводов установленной мощности ТЭС.
2. «Вытеснение» ТЭС из переменной части графика нагрузок и обеспечение ТЭС более
равномерного режима работы, что уменьшает издержки на ремонты ТЭС и позволяет
увеличить КПД ГЭС. (рисунок ниже показывает участи в январском графике нагрузок
ТЭС с рабочей мощностью 55 и 51 МВт соответственно)
1
90
90
80
80
70
70
60
60
50
50
40
40
30
30
20
20
10
10
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
ТЭС
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
ГЭС
ТЭС
ГЭС
3. Так же происходит экономия топлива за счет того, что в первую очередь из балансов
мощности «вытесняются» ТЭС расход топлива на которых наименее эффективный.
В связи с этим, достаточно выгодным будет увеличение установленной мощности ГЭС.
Однако в связи с ограниченностью ресурсов это приводит к уменьшению показателя годовой
плотности режима работы ГЭС, т.е. уменьшению числа часов использования установленной
мощности ГЭС.
Hmax=Эгод/Nуст.
Из-за неопределенности приточности, режим работы ГЭС должен постоянно
актуализироваться в соответствии с обновляющимися гидрометеорологическими факторами и
отметками уровней воды. При высокой приточности, выработка ГЭС может быть увеличена
относительно ранее запланированной, при низкой – уменьшена.
Помимо выработки электроэнергии, ГЭС так же обеспечивает энергосистему системными
услугами в соответствии с «Правилами отбора субъектов электроэнергетики и потребителей
электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания
таких услуг». Правилами предусмотрены следующие виды услуг:
по нормированному первичному регулированию частоты с использованием
генерирующего оборудования электростанций;
по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной
мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций, за
исключением гидроэлектростанций установленной мощностью более 100 МВт;
по регулированию реактивной мощности с использованием генерирующего
оборудования электростанций, на котором в течение периода оказания
соответствующих услуг не производится электрическая энергия (далее — услуги по
регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии);
по развитию систем противоаварийного управления (включая установку
(модернизацию) соответствующих устройств) в Единой энергетической системе
России (далее — услуги по развитию систем противоаварийного управления).
ГЭС наилучшим образом подходят для регулирования нагрузки и частоты тока в
энергосистеме, имея практически 100 % диапазон регулирования мощности и наибольшие по
сравнению с другими электростанциями скорости ее изменения (в некоторых случаях до 500
МВт/мин). Время пуска гидроагрегата, включая синхронизацию (включение генераторов в
электросеть с выполнение трех условий: равенства напряжений, частот и совпадение фаз
напряжений), составляет 30...50 с.
Так же агрегаты ГЭС могут работать только как источники реактивной мощности в режиме
синхронного компенсатора.
2
При работе гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора направляющий аппарат
закрыт, доступ воды к гидротурбине прекращен, генератор включен в сеть и вращается как
двигатель при наличии реактивного тока в обмотке статора, опережающего напряжение статора
или отстающего от него по фазе. Потребляемая при этом генератором мощность расходуется на
преодоление механических и вентиляционных потерь и в значительной степени зависит от
условий вращения рабочего колеса гидротурбины. При освобожденном от воды рабочем колесе
потребляемая мощность составляет 2-4% номинальной мощности гидрогенератора, а при
затопленном рабочем колесе потребляемая мощность увеличивается до 15-20% номинальной.
Необходимость работы гидроагрегатов в режиме синхронного компенсатора возникает при
недостатке в энергосистеме реактивной мощности и избытке ее, вызванном наличием больших
емкостных токов в период малых активных нагрузок, подключенных к шинам ГЭС протяженных
линий электропередачи.
Гидрогенератор при недостатке реактивной мощности в системе работает как
перевозбужденный синхронный электродвигатель, получает реактивный ток, емкостный по
отношению к сети, тем самым улучшая коэффициент мощности (cos φ) сети, а при избытке
реактивной мощности - как недовозбужденный синхронный электродвигатель, выдавая
индуктивный ток, компенсирующий емкостный ток в сети.
Предельная реактивная мощность в режимах перевозбуждения или недовозбуждения
гидрогенератора при работе в режиме синхронного компенсатора ограничивается допустимыми
повышениями температуры обмотки ротора и лобовых частей обмотки статора и устанавливается
на основании технических условий завода-изготовителя или данных натурных тепловых
испытаний генератора.
3