ГЭС. Конструктивные особенности и проблемы Определение •. Особенности гэсУстройство гидравлических электростанций.Вред и польза. — Saratov FIO WikiАвтор
класс10 ШколаМОУ Средняя школа с.Натальино Балаковского района Саратовской области Россия располагает большим гидроэнергетическим потенциалом, что определяет широкие возможности развития гидроэнергетики. На ее территории сосредоточено около 9% мировых запасов гидроресурсов. По обеспеченности гидроэнергетическими ресурсами Россия занимает второе, после КНР, место в мире, опережая США, Бразилию, Канаду. Общий валовой (теоретический) гидроэнергопотенциал России определен в 2900 млрд кВт-ч годовой выработки электроэнергии или 170 тыс. кВт-ч на 1 кв. км территории. Технически достижимый уровень использования гидроэнергоресурсов составляет около 70% от валового (теоретического) гидроэнергопотенциала, то есть общий технический гидроэнергопотенциал России составляет 1670 млрд кВт-ч годовой выработки. Преобладающая его часть размещена в восточных районах страны, где сосредоточены огромнейшие запасы гидроресурсов Ангары, Енисея, Оби, Иртыша, Лены, Витима и других рек, природные условия которых позволяют сооружать мощные ГЭС.
Экономический потенциал, как приемлемая для практического использования часть гидроэнергоресурсов, определен в целом по России в размере 850 млрд кВт-ч. Гидроэлектростанции России мощностью свыше 1000 МВт Наиболее освоен экономический гидроэнергопотенциал в Европейской части России - 46,8%. Существенно ниже освоение гидроэнергопотенциала Сибири - 21,7%. На Востоке России освоение гидроэнергетического потенциала составляет только 3,8%. Имеются определённые особенности гидроэлектростанций
Водохранилища часто занимают значительные территории, но, примерно, с 1963 г. начали использоваться защитные сооружения , например, Киевская ГЭС, которые ограничивали площадь водохранилища, и, как следствие, ограничивали площадь затопляемой поверхности (поля, луга, поселки). Плотины зачастую изменяют характер рыбного хозяйства, поскольку перекрывают путь к нерестилищам проходным рыбам, однако часто благоприятствуют увеличению запасов рыбы в самом водохранилище и осуществлению рыбоводства. Принцип работыПринцип работы ГЭС достаточно прост. Цепь гидротехнических сооружений обеспечивает необходимый напор воды, поступающей на лопасти гидротурбины, которая приводит в действие генераторы, вырабатывающие электроэнергию. Необходимый напор воды образуется посредством строительства плотины, и как следствие концентрации реки в определенном месте, или деривацией — естественным током воды. В некоторых случаях для получения необходимого напора воды используют совместно и плотину, и деривацию. Непосредственно в самом здании гидроэлектростанции располагается все энергетическое оборудование. В зависимости от назначения, оно имеет свое определенное деление. В машинном зале расположены гидроагрегаты, непосредственно преобразующие энергию тока воды в электрическую энергию. Есть еще всевозможное дополнительное оборудование, устройства управления и контроля над работой ГЭС, трансформаторная станция, распределительные устройства и многое другое. Гидроэлектрические станции разделяются в зависимости от вырабатываемой мощности
Мощность ГЭС напрямую зависит от напора воды, а также от КПД используемого генератора. Из-за того, что по природным законам уровень воды постоянно меняется, в зависимости от сезона, а также еще по ряду причин, в качестве выражения мощности гидроэлектрической станции принято брать цикличную мощность. К примеру, различают годичный, месячный, недельный или суточный циклы работы гидроэлектростанции. Гидроэлектростанции также делятся в зависимости от максимального использования напора воды
В зависимости от напора воды, в гидроэлектростанциях применяются различные виды турбин. Для высоконапорных — ковшовые и радиально-осевые турбины с металлическими спиральными камерами. На средненапорных ГЭС устанавливаются поворотнолопастные и радиально-осевые турбины, на низконапорных — поворотнолопастные турбины в железобетонных камерах. Принцип работы всех видов турбин схож — вода, находящаяся под давлением (напор воды) поступает на лопасти турбины, которые начинают вращаться. Механическая энергия, таким образом, передается на гидрогенератор, который и вырабатывает электроэнергию. Турбины различаются некоторыми техническими характеристиками, а также камерами — железными или железобетонными, и рассчитаны на различный напор воды. Можно выделить также ГЭС по принципу использования природных ресурсов
Саратовская ГЭССаратовская ГЭС расположена на границе Среднего и Нижнего Поволжья, в 1129 км выше устья р. Волга, у города Балаково, на левобережной пойме. Является седьмой ступенью Волжско-Камского каскада гидроэлектростанций и входит в десятку крупнейших гидростанций России. Выработка электроэнергии зависит от многих факторов, например, от водности года. В средний по водности год Саратовская ГЭС вырабатывает порядка 5,7 млрд кВт•ч электроэнергии. Всего с начала эксплуатации первых агрегатов Саратовской ГЭС было выработано более 230 млрд кВт•ч электроэнергии. Основанием ГЭС служат глины неокома. В состав основных сооружений Саратовского гидроузла входят следующие гидротехнические сооружения: русловая земляная плотина с площадками открытых распределительных устройств; здание гидроэлектростанции, совмещенное с водосбросными напорными галереями; подводящий и отводящий каналы; насосная городского водозабора; рыбоподъемник контейнерного типа; левобережная дамба, ограждающая г. Балаково со стороны верхнего бьефа; судоходные сооружения с левой и правой приканальными дамбами и дамбой-волноломом. Саратовское водохранилище расположено на территории Саратовской, Самарской и Ульяновской областей. Полный объем водохранилища — 12,8 кубокилометров воды. Его площадь 1831 км2, наибольшая ширина достигает 25 км, а средняя глубина — 7 м. Саратовское водохранилище не предназначено для регулирования стока, поэтому всю прибывающую воду ГЭС пропускает в нижний бьеф в транзитном режиме. В верхнем бьефе уровень воды постоянно поддерживается около отметки 28 м (по балтийской системе высот). В обычном режиме ГЭС через сооружения Саратовской ГЭС проходит около 4-7 тысяч м3/сек (кубометров воды в секунду), уровень воды в нижнем бьефе держится на отметке около 16 м по балтийской системе. Во время среднего половодья расходы воды увеличиваются до 16-30 тыс. кубометров в секунду, а уровень нижнего бьефа соответственно поднимается на 4-5 метров. Режимы наполнения и сработки водохранилищ, пропуск паводков на ГЭС устанавливает и регулирует Министерство природных ресурсов в лице Росводресурсов. Решение о режимах работы Волжско-Камских гидроузлов Росводресурсы принимают на основании рекомендаций Межведомственной оперативной группы (МОГ) по регулированию режимов работы водохранилищ Волжско-Камского бассейна.
Согласно «Водному кодексу РФ» водохранилища Волжско-Камских гидростанций находятся в федеральной собственности. Эксплуатация Саратовского водохранилища производится специализированной организацией, находящейся в подчинении Нижне-Волжского бассейнового управления (Федеральное агентство водных ресурсов РФ). Эксплуатацию судоходных сооружений Саратовского гидроузла осуществляет Волжское государственное бассейновое управление водных путей и судоходства (Федеральное агентство морского и речного транспорта РФ). Саратовская ГЭС — самая низконапорная среди волжских ГЭС: расчетный напор составляет 9,7 м. По этой причине для Саратовской ГЭС было сконструировано и установлено специальное оборудование: крупнейшие в мире поворотно-лопастные турбины, впервые в стране — низконапорные гидрогенераторы, впервые в мире — два самых мощных на тот момент горизонтально-капсульных гидроагрегата. Польза и вредЦенность гидроэлектрической станции состоит в том, что для производства электрической энергии, они используют возобновляемые природные ресурсы. Ввиду того, что потребности в дополнительном топливе для ГЭС нет, конечная стоимость получаемой электроэнергии значительно ниже, чем при использовании других видов электростанций. Малая гидроэнергетика – очень привлекательная для людей сфера деятельности. Она дает людям электроэнергию, создает малые водохранилища, благоустраивая этим территории, создает благоприятные условия для ведения хозяйственной деятельности и отдыха населения. Перспективы развития малой гидроэнергетики в России весьма значительны. В тоже время стоимость малых ГЭС как чисто энергетических объектов оказывается выше, чем других электростанций. В рыночных условиях сегодняшнего дня именно это сдерживает активное строительство малых ГЭС в России. Есть ли выход из этой проблемы? – Выход есть! Во-первых, это использование по возможности не только электроэнергии, но и других преимуществ малых ГЭС: благоустройство и застройка береговых зон, развитие орошаемого земледелия, рыболовство, организация туризма, в том числе водного и т.д. Во-вторых, это оптимизация конструкций и режимов эксплуатации малых ГЭС. Наличие эксплуатационного персонала, например, резко снижает эффективность малых и, особенно, микро- ГЭС. Решение этого вопроса - автоматические малые ГЭС.
ВыводыЯ считаю,что гидроэлектростанции во многом идут на пользу людям. Хоть и есть отрицательные черты этой деятельности, влияющие не только экологию среды,но и здоровье людей. И думаю,что нужно продолжать строительство ГЭС, так как в наше время имеется множество перспектив для строительства и использования современных ГЭС. wiki.soiro.ru ГЭС. Конструктивные особенности и проблемы Определение •ГЭС. Конструктивные особенности и проблемы Определение • Гидроэлектростанция (ГЭС) — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока. Гидроэлектростанции обычно строят на реках, сооружая плотины и водохранилища. Для эффективного производства электроэнергии на ГЭС необходимы два основных фактора: гарантированная обеспеченность водой круглый год и возможно большие уклоны реки, благоприятствуют гидростроительству каньонообразные виды рельефа. Особенности • Себестоимость электроэнергии на российских ГЭС более чем в два раза ниже, чем на тепловых электростанциях. • Генераторы ГЭС можно достаточно быстро включать и выключать в зависимости от потребления энергии • Возобновляемый источник энергии • Значительно меньшее воздействие на воздушную среду, чем другими видами электростанций • Строительство ГЭС обычно более капиталоёмкое • Часто эффективные ГЭС более удалены от потребителей Принцип работы • Принцип работы ГЭС достаточно прост. Цепь гидротехнических сооружений обеспечивает необходимый напор воды, поступающей на лопасти гидротурбины, которая приводит в действие генераторы, вырабатывающие электроэнергию. • Необходимый напор воды образуется посредством строительства плотины, и как следствие концентрации реки в определенном месте, или деривацией — естественным током воды. В некоторых случаях для получения необходимого напора воды используют совместно и плотину, и деривацию. • Непосредственно в самом здании гидроэлектростанции располагается все энергетическое оборудование. В зависимости от назначения, оно имеет свое определенное деление. В машинном зале расположены гидроагрегаты, непосредственно преобразующие энергию тока воды в электрическую энергию. Есть еще всевозможное дополнительное оборудование, устройства управления и контроля над работой ГЭС, трансформаторная станция, распределительные устройства и многое другое. Гидроэлектрические станции разделяются в зависимости от вырабатываемой мощности: • МОЩНЫЕ — вырабатывают от 25 МВТ до 250 МВт и выше; • СРЕДНИЕ — до 25 МВт; • МАЛЫЕ гидроэлектростанции — до 5 МВт. Мощность ГЭС напрямую зависит от напора воды, а также от КПД используемого генератора. Гидроэлектростанции также делятся в зависимости от максимального использования напора воды: • высоконапорные — более 60 м; • средненапорные — от 25 м; • низконапорные — от 3 до 25 м. В зависимости от напора воды, в гидроэлектростанциях применяются различные виды турбин. Для высоконапорных — ковшовые и радиально-осевые турбины с металлическими спиральными камерами. На средненапорных ГЭС устанавливаются поворотнолопастные и радиальноосевые турбины, на низконапорных — поворотнолопастные турбины в железобетонных камерах. Гидроэлектрические станции также разделяются в зависимости от принципа использования природных ресурсов, и, соответственно, образующейся концентрации воды. Здесь можно выделить следующие ГЭС: 1. 2. 3. 4. 5. Русловые и приплотинные ГЭС Плотинные ГЭС. Деривационные ГЭС Гидроаккумулирующие электростанции. Волновые электростанции Русловые и приплотинные ГЭС • Это наиболее распространенные виды гидроэлектрических станций. Напор воды в них создается посредством установки плотины, полностью перегораживающей реку, или поднимающей уровень воды в ней на необходимую отметку. Такие гидроэлектростанции строят на многоводных равнинных реках, а также на горных реках, в местах, где русло реки более узкое, сжатое. Плотинные ГЭС • Строятся при более высоких напорах воды. В этом случае река полностью перегораживается плотиной, а само здание ГЭС располагается за плотиной, в нижней её части. Вода, в этом случае, подводится к турбинам через специальные напорные тоннели, а не непосредственно, как в русловых ГЭС. Приливные плотинные ГЭС • Под действием гравитационных сил притяжения со стороны Луны и Солнца уровень воды в Мировом океане меняется дважды в сутки, поэтому у побережья каждый день возникают приливы и отливы. Они перемещают огромное количество воды, поэтому её механическую энергию вполне можно преобразовывать в электрическую энергию. • Для получения энергии за счёт колебаний уровня воды строят приливные плотинные ГЭС. В отверстии плотины устанавливается электрогенератор, который в целях большей эффективности работы электростанции делают «обратимым» . То есть он может вырабатывать электроэнергию при протекании через него воды в обе стороны: как справа налево, так и слева направо • К сожалению, приливные электростанции (как плотинные, так и подводные) обладают серьёзными недостатками. 1. Во время штормов возникает мощнейший напор воды, а гидрогенераторы, способные его выдержать, стоят очень дорого. 2. Время работы с максимальной мощностью составляют 4 -5 часов с перерывами 1 -2 часа четыре раза в сутки. 3. Экологические последствия связаны с изменением флоры и фауны региона. Деривационные гидроэлектростанции • Такие электростанции строят в тех местах, где велик уклон реки. Необходимая концентрация воды в ГЭС такого типа создается посредством деривации. Вода отводится из речного русла через специальные водоотводы. Последние — спрямлены, и их уклон значительно меньший, нежели средний уклон реки. В итоге вода подводится непосредственно к зданию ГЭС. Деривационные ГЭС могут быть разного вида — безнапорные или с напорной деривацией. В случае с напорной деривацией, водовод прокладывается с большим продольным уклоном. В другом случае в начале деривации на реке создается более высокая плотина, и создается водохранилище — такая схема еще называется смешанной деривацией, так как используются оба метода создания необходимой концентрации воды. Гидроаккумулирующие электростанции • Такие ГАЭС способны аккумулировать вырабатываемую электроэнергию, и пускать её в ход в моменты пиковых нагрузок. Принцип работы таких электростанций следующий: в определенные моменты (времена не пиковой нагрузки), агрегаты ГАЭС работают как насосы, и закачивают воду в специально оборудованные верхние бассейны. Когда возникает потребность, вода из них поступает в напорный трубопровод и, соответственно, приводит в действие дополнительные турбины. Волновые электростанции • Для производства электроэнергии используются две основные характеристики волн: кинетической энергия, и энергии поверхностного качения. Именно эти факторы и пытаются использовать при строительстве волновых электростанций. Схема работы волновой электростанции • В гидроэлектрические станции, в зависимости от их назначения, также могут входить дополнительные сооружения, такие как шлюзы или судоподъемники, способствующие навигации по водоему, рыбопропускные, водозаборные сооружения, используемые для ирригации и многое другое. • Ценность гидроэлектрической станции состоит в том, что для производства электрической энергии, они используют возобновляемые природные ресурсы. Ввиду того, что потребности в дополнительном топливе для ГЭС нет, конечная стоимость получаемой электроэнергии значительно ниже, чем при использовании других видов электростанций. Проблемы • Плотины зачастую изменяют характер рыбного хозяйства, поскольку перекрывают путь к нерестилищам проходным рыбам, однако часто благоприятствуют увеличению запасов рыбы в самом водохранилище и осуществлению рыбоводства. • затопления больших территорий. • Возможное ухудшение качества воды (кислород) Спасибо за внимание!!! Доклад подготовил: Гарипов И. Х. ЭПм-2 -12 present5.com Лекция 8 Энергетические характеристики ГЭС с одинаковыми агрегатамиЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГЭС С ОДИНАКОВЫМИ АГРЕГАТАМИ В случае одинаковых энергетических характеристик агрегатов распределение нагрузки или расхода ГЭС между включенными агрегатами должно всегда происходить равномерно. Этот тривиальный вывод следует из анализа необходимых условий оптимальности распределения нагрузки или расхода и одинаковости характеристики агрегатов. На рис.1 дан пример построения энергетических характеристик ГЭС с тремя турбинами поворотно-лопастного типа. В условиях равномерного распределения нагрузки увеличение числа агрегатов до двух означает необходимость умножения ординаты и абсциссы каждой точки характеристик ΔNа(Qa) и Qa(Nа) соответственно на 2. Для построения характеристики ГЭС с тремя работающими агрегатами ординату и абсцису каждой точки указанных характеристик нужно умножить на 3. Таким образом, любой луч, проведенный из начала координат, должен пересекать характеристики потерь и расходные для z=2 и z=3, в точках, ординаты и абсциссы которых пропорциональны между собой: ΔNГЭС1 : ΔNГЭС2 : ΔNГЭС3 = NГЭС1 : NГЭС2 : NГЭС3 = 1 : 2 : 3 и QГЭС1 : QГЭС2 : QГЭС3 = NГЭС1 : NГЭС2 : NГЭС3 = 1 : 2 : 3. Рабочая характеристика (ηГЭС(NГЭС)) одного агрегата при z=2 и z=3 будет перемещаться по горизонтали, т.е. при ηГЭС1= ηГЭС2= ηГЭС3, соответствующие им мощности будут относиться друг к другу как NГЭС1 : NГЭС2 : NГЭС3 = 1 : 2 : 3. То же самое будет происходить и с характеристикой qудгэс (N). Отсюда очевиден вывод: при постоянном напоре агрегатов максимальное значение к. п. д. при увеличении числа работающих агрегатов не изменяется. Это означает, что луч, проведенный из начала координат через точку 2, где ηа=макс, должен касаться как ΔNГЭС(NГЭС1), так и характеристик потерь для z=2 и 3. То же самое можно сказать и про характеристики QГЭС(NГЭС). Точка включения 2-го агрегата определяется как пересечение характеристики потерь для одного агрегата и характеристики потерь суммы двух агрегатов (первый + второй). Точно также переходим третий агрегат включается в точке пересечения характеристик потерь агрегатов 1+2 и 1+2+3. Решением задачи является то число включенных агрегатов, которое при заданном NГЭС обеспечивает минимум ΔNГЭС и максимум к. п. д. ГЭС. Для рис.1 от NГЭС =0 до точки a z°=1, от а до b z°=2 и затем z° = 3. Вследствие того что ΔNГЭС(NГЭС) имеет в точках включения следующего агрегата излом, то qГЭС (N) в этих же точках изменяются скачкообразно (рис.1). Сами же характеристики qГЭСz (NГЭС) (z=1, 2, 3) перемещаются, как и рабочие, при увеличении числа включенных агрегатов по горизонтали. Отметим одну важную особенность рассмотренных характеристик: при увеличении числа включенных агрегатов каждый последующий агрегат включается при большем к. п. д. Это объясняется значительным уменьшением пологости рабочих и расходных характеристик, а также характеристик потерь ГЭС. Отсюда следует, что угол наклона характеристики потерь или расходных характеристик к оси Nгэс при включении 2-го и 3-го агрегатов уменьшается (к. п. д. растет). Следствием этого является уменьшение по абсолютному значению скачка на характеристике относительных приростов ГЭС при росте числа работающих агрегатов. Если соединить между собой все верхние и нижние точки зависимости qГЭС (Nгэс), то полученные кривые АВ и CD должны при правильном их построении сближаться друг с другом по мере увеличения NГЭС. Рассмотренная картина будет иметь место при оптимальном по ΔNГЭС или ηГЭС включении агрегатов. На рис. 2 представлен случай, когда оптимальное включение невозможно из-за ограничений по Naмакс. Включение 2-го и 3-го агрегатов здесь происходит не в точках а и b, а левее их при Naмакс и 2Naмакс. Следствием этого являются скачки на характеристиках потерь мощности, кпд, расходов и удельных расходов в точках включения 2-го и 3-го агрегатов. Характеристика относительных приростов ГЭС в этих же точках имеет «столбообразное» изменение qгэс. Величина qгэс в точках включения агрегатов с ростом z будет уменьшаться в связи с уменьшением абсолютного значения скачков на характеристике потерь мощности. Естественно, что построенные энергетические характеристики ГЭС должны быть полностью согласованы друг с другом. Проверку этого нетрудно выполнить-с использованием особых режимных точек. Метод нахождения точек включения агрегатов, представленный на рис.1 эффективен лишь для малоагрегатных ГЭС. Если рассматриваются многоагрегатные ГЭС, то уже при z>5,6 нахождение точек включения на суммарных характеристиках ГЭС в графическом виде весьма неточно и просто неудобно, так как это требует использования больших размеров чертежей. Вэтом случае .лучше находить точки включенияагрегатов на основе следующих соображений. В точке перехода от z к (z + 1)-му агрегату Nгэс остается неизменной, изменяется лишь нагрузка каждого агрегата в отдельности, т. е. Величины Nаz и Nа(z+1) на основе (6.62) находятся в следующем соотношении друг с другом:
т. е. при росте числа включенных агрегатов нагрузка их будет уменьшаться по сравнению с нагрузкой агрегатов до включения следующего агрегата. Так, при z=l Na2==0,5 Nа1, при z=2 Na3=2/З Na2, при z=3 Na4=3/4Na3; и т. д. Использование соотношения (6.62) позволяет находить точки включения агрегатов с помощью рабочей характеристики одного агрегата. Для этого необходимо лишь перестроить ηа(z+1) при z=1 в новые кривые, связывающие собой. Nа(z+1) c Nаz с учетом (6.62). Точки пересечения их с рабочей характеристикой одного агрегата и определят собой или Nа(z+1), или zaz в точках перехода от одного числа агрегатов к другому (рис. 3). Точно так же можно найти координаты точек включения агрегатов и по характеристике потерь. Рассмотрим теперь общий вид основных энергетических характеристик ГЭС с одинаковыми агрегатами для нескольких значений напоров: НрN; h2 - минимальный напор ГЭС и Н2 - максимальный напор. При уменьшении напоров рабочие характеристики агрегатов, как правило, сдвигаются по величине ηамакс в сторону его уменьшения в зону меньших нагрузок. Следствием этого является то, что без учета ограничений режима координаты точек включения агрегатов при: уменьшении напора также перемещаются в зону меньших значений Nгэс (рис. 4). Линии включения при этом на расходной характеристике должны быть гладкими вогнутыми кривыми (рис.5а). Энергетические характеристики ГЭС для случая, когда агрегаты включаются неоптимально по к. п. д. или по характеристике потерь мощности по условиям ограничений режима агрегатов, будут иметь несколько иной вид. В качестве примера на рис.5б показано, как изменятся основные характеристики ГЭС, если включение следующего агрегата происходит при больших напорах из-за предельной мощности генератора, на малых — из-за связанной по напору мощности турбины. В этом случае включение следующего (z+l)-гo агрегата происходит не по линии 00, а по abсd, состоящей из кусков линий ограничений по генератору (ab), оптимального включения (bс) и ограничения по турбине (cd). Более наглядно полученные результаты расчетов по поиску z° представляются на эксплуатационных характеристиках вида ηгэс=ηгэс (На, Nгэс) или ηгэс=ηгэс (На, Qгэс) На рис. 6,а показано, как получить линию оптимального перехода от одного к двум агрегатам при изменениях Hа и Nrac. Для этого следует ординаты изолиний к. п. д. для z=1 (точки 1—7 на рис. 6,а) умножить на 2. В результате будут получены изолинии к. п. д. при работе двух агрегатов (точки 1'—7' на рис. 6,а). Пересечение изолиний к. п. д. и определит точки перехода от z°=l к 2°=2. На рис.6,б показан общий вид линии оптимального перехода от z°=l к z°=2 при включении второго агрегата из-за ограничений по генератору и турбине (линия abсd). Общий вид эксплуатационных характеристик ГЭС с тремя одинаковыми агрегатами показан в координатах Н—N (рис. 6,а) и Н—Q (рис. 6.б). Потери мощности в водоподводящих сооружениях ГЭС можно учесть путем внесения поправок в энергетические характеристики станции при Н=соnst. Для этого следует вначале получить характеристики всех потерь для разного числа включенных агрегатов (путем их суммирования при NГЭС=const) и затем по ним определить точки включения агрегатов (рис.7). Для учета изменения zHБ(QГЭС) при Qx.с6p=0 и zВБ =const (НподГЭС=const) можно воспользоваться следующим алгоритмом для плотинной русловой ГЭС, где Наi≈HГЭС и ΔNвод→0. При zBБ=const величина На(NГЭС) может быть найдена при использовании расходных характеристик ГЭС или ΔNГЭС(NГЭС). При QГЭС = 0 величина На = НподГЭС. Тогда, задаваясь QГЭС = A, найдем по zНБ(Qнб) величину zНБ(А), а следовательно, и На(А). На расходной характеристике ГЭС определяем два значения напоров, между которыми находится На(А). Тогда с учетом формулы линейной интерполяции можно найти Nгэс(zВБ, А)
где Рассмотрев весь возможный диапазон QГЭС, построим QГЭС (Nгэс, zВБ). Точки перехода от z к (z+l)-мy агрегату на рис.4 определятся как пересечение QГЭС(Nгэс, zВБ) с линиями перехода на QГЭС (Nгэс, На). При наличии холостых сбросов расчет QГЭС(Nгэс, zВБ) аналогичен рассмотренному алгоритму, но к QГЭС следует добавить Qx.c6p для расчета zНБ. Учет Qx.c6p наиболее удобен при наличии напорных характеристик ГЭС. Расходные и другие характеристики ГЭС с учетом в них Qx.c6p, как правило, не строятся. Расходные характеристики ГЭС, построенные для zминВБ = const и zмаксВБ = const, обычно наносятся на эксплуатационные характеристики ГЭС и служат верхней и нижней границей предельных режимов работы ГЭС по напору и мощности (рис. 6). Если режимы ГЭС ограничены по каким-либо условиям для малых нагрузок, то при учете в целом всех рассмотренных ограничений на эксплуатационной характеристике получается зона допустимых режимов работы ГЭС (рис. 6).
4 studfiles.net 7.2 Напорные характеристики гэсЕсли у плотины ГЭС поддерживается постоянный уровень воды, то потери напора во всех сооружениях до входа воды в турбинную камеру зависят от величины проходящего через них расхода. В графической форме эта зависимость представлена на рис. 10 (кривая 1). Как видно из графика, здесь величины потерянного напора, соответствующие различным значениям расхода воды, отложены вниз от горизонтальной прямой, проведенной на отметке уровня воды у плотины ГЭС. На этом же графике построена кривая зависимости уровня воды в нижнем бьефе ГЭС от величины расхода воды (кривая 2). Тогда расстояние, измеренное по вертикали между соответственными точками верхней и нижней кривых, дает величину напора, с которым работает ГЭС при заданной отметке уровня воды у плотины и при различных величина расхода воды, проходящего через турбины. После этого на отдельном графике можно построить кривую зависимости напора ГЭС от величины расхода воды, проходящего через турбины. Такая кривая называется напорной характеристикой ГЭС. Форма напорной характеристики может быть различной. На рис. 11 показан примерный вид напорной характеристики для низконапорной плотинной ГЭС.
В этом случае величина потерянного напора зависит главным образом от колебаний уровня воды в нижнем бьефе ГЭС. Кривая обращена выпуклостью вниз. Для высоконапорных деривационных ГЭС потери напора возникают главным образом в сооружениях — туннелях, каналах или трубопроводах. Колебания уровня воды в нижнем бьефе ГЭС при высоких напорах не имеют большого значения. Напорная характеристика высоконапорной ГЭС для смешанной плотинно-деривационной схемы построена на рис. 12. Здесь кривая обращена выпуклостью вверх. Построенные напорные характеристики относятся к одному определенному положению уровня воды в верхнем бьефе ГЭС. Если ГЭС работает с регулированием, то уровень воды в водохранилище не остается постоянным. В этом случае каждому положению уровня воды в водохранилище должна соответствовать своя особая напорная характеристика. Для получения напорных характеристик при различных положениях уровня воды в водохранилище ГЭС необходимо построить только одну напорную характеристику для произвольно выбранного положения уровня воды в верхнем бьефе и затем просто передвигать ее вверх или вниз, не изменяя ее формы. На рис. 11 и 12 построены напорные характеристики ГЭС, при наиболее высоком положении уровня воды в водохранилище НПГ и наиболее низком — ГМО. Они указывают самую большую и самую малую величину, которую может иметь напор при различных расходах воды, проходящих через турбины ГЭС. Если на той реке, на которой построена ГЭС, в зимнее время образуется ледяной покров, то для этой ГЭС кривые зависимости уровня воды от величины расхода в нижнем бьефе неодинаковы для зимы и для лета. Следовательно, и напорные характеристики таких ГЭС также будут различными для периодов, когда русло реки покрыто льдом и когда оно открыто. Точно так же ГЭС имеет несколько семейств напорных характеристик в тех случаях, когда в ее нижнем бьефе сказывается влияние подпора. Несколько более сложный вид имеют напорные характеристики тех ГЭС, у которых вода к каждой турбине подводится отдельным трубопроводом, причем эти трубопроводы не соединены в нижней части общим коллектором. Графическая зависимость величины потерь напора от расхода воды для этого случая построена на рис. 13. Здесь мы имеем не одну кривую, а столько, сколько агрегатов установлено на ГЭС. Если при одной и той же величине расхода воды одновременно работает не один агрегат, а несколько, то потери напора уменьшаются, так как скорость воды в каждом из трубопроводов становится меньше. Резкое уменьшение потерь напора происходит в момент включения каждого дополнительного агрегата. В результате кривая зависимости потерь напора от величины расхода воды получает сложную зубчатую форму, показанную на рис. 14 сплошной линией. Если учитывать только потери напора, то всегда была бы выгодной параллельная работа всех агрегатов ГЭС. Однако при малых нагрузках, приходящихся на каждый агрегат, к. п. д. турбин очень сильно уменьшается и оказывается более выгодным отключение части агрегатов для того, чтобы увеличить нагрузку других, так как при этом увеличивается общий к. п. д. ГЭС.
Все то, что сказано в данной лекции, относится к тем случаям, когда движение воды в бьефах и в сооружениях ГЭС является установившимся, т. е. когда величина расхода воды или не изменяется в течение некоторого промежутка времени, или изменяется достаточно медленно. При быстрых изменениях величины расхода воды, как, например, при суточном регулировании в бьефах и сооружениях ГЭС,- наблюдается неустановившийся режим движения воды, для расчетов которого применяются специальные гидравлические методы. studfiles.net 2.8. Режим работы ГЭС и ГАЭС в объединенных энергосистемах2.8. Режим работы ГЭС и ГАЭС в объединенных энергосистемахПрактически во всех странах мира крупные электростанции совместно работают в энергосистемах. Диспетчерские управления энергосистем осуществляют оперативное руководство режимами работы электростанций, оптимизируя функционирование всех электростанций, линий электропередачи и др. Потребители электрической энергии – промышленные, сельскохозяйственные, коммунально-бытовые предприятия, освещение, электрифицированный транспорт, население и др. – в силу специфики своей работы и соответственно электропотребления создают неравномерную электрическую нагрузку энергосистем, изменение которой во времени изображают в виде графиков нагрузки. Такие графики характеризуют изменение нагрузки в течение суток, недели, месяца, года. В различных странах в зависимости от климатических и социально-экономических условий графики нагрузок имеют особенности. Основные требования энергосистем к режимам работы ГЭС и ГАЭС. Основной характеристикой, определяющей режим работы энергосистемы, является суточный график нагрузки энергосистемы, в том числе график максимального рабочего дня, который характеризуется наибольшей суточной нагрузкой энергосистемы, график среднего рабочего дня и график минимального (обычно воскресного) дня, характеризуемый наименьшей нагрузкой. Форма суточного графика нагрузки энергосистемы определяется характером и продолжительностью работы потребителей электроэнергии. В условиях Украины для наиболее напряженного суточного графика нагрузки зимнего дня обычно характерны два пика – вечерний и утренний – и два провала – более глубокий ночной и дневной (рис. 2.13). В разных странах отношение минимальной (базисной) нагрузки в суточном графике к максимальной (пиковой) в среднем меняется от 0,6 до 0,8. В объединенных энергосистемах график нагрузки обычно становится более плотным и достигается относительное снижение максимума нагрузки, особенно если энергосистемы находятся в разных часовых поясах. Годовые графики нагрузки энергосистем в зависимости от климатических и социально-экономических условий характеризуются:
Таблица 2.8 Характеристика маневренных качеств различных типов электростанций
* При вращении в режиме холостых оборотов.
Во второй половине ХХ в. объединенные энергосистемы развивались в основном за счет ввода в действие мощных ТЭС с агрегатами единичной мощностью 300, 500, 800, 1200 МВт, АЭС с энергоблоками 500, 1000 МВт и более. Концентрация мощностей агрегатов и электростанций, обеспечив более быстрый ввод мощностей в энергосистемах, значительное повышение экономичности их работы, одновременно резко усложнила покрытие графика нагрузок в зоне минимальных и максимальных нагрузок. Эти электростанции, эффективно работая с постоянной нагрузкой, имеют крайне ограниченный диапазон регулирования нагрузки (табл. 2.8), что вызывает серьезные затруднения в энергосистемах при прохождении ночных провалов графика нагрузок, приводя к избытку энергетических мощностей, необходимости заполнения провалов и выравнивания графика нагрузок или снижения мощности агрегатов ТЭС и АЭС до технического минимума и остановки агрегатов ТЭС. Работа оборудования ТЭС и АЭС с изменением нагрузки, частые систематические остановки и пуски агрегатов ТЭС приводят к снижению к.п.д., пережогу топлива, ускоренному износу оборудования, аварийным ситуациям, повышению себестоимости электроэнергии. Наиболее эффективная работа ТЭС и АЭС в энергосистеме достигается при их работе практически с постоянной мощностью в базисной части графика нагрузок. Особенностью ГЭС и ГАЭС является их высокая маневренность. Так, пуск гидроагрегатов из остановленного положения в турбинном режиме с синхронизацией и полным набором мощности составляет 1–2 мин, а при вращении на холостом ходу – 15–30 с. Изменение мощности гидроагрегата или его остановка требуют несколько секунд. В условиях значительной неравномерности суточных графиков нагрузки в объединенных энергосистемах именно ГЭС и ГАЭС, обладающие высокой маневренностью и большим регулировочным диапазоном, высокими скоростями изменения нагрузок, минимальным временем набора нагрузки, пуска и остановки агрегатов, выполняют важнейшие задачи:
В целом ГЭС и ГАЭС обеспечивают повышение эффективности и надежности работы энергосистем. В энергосистемах разных стран соотношение мощностей ТЭС и АЭС, а с другой стороны, ГЭС и ГАЭС существенно отличается. В ряде стран в энергосистемах ТЭС и АЭС составляют основную часть мощностей и вырабатывают до 75–95% электроэнергии (табл. 2.9). В этих странах проводится политика тарифов за электроэнергию, направленная на уплотнение графика нагрузок (в условиях многоставочных тарифов с платой за мощность и электроэнергию стоимость 1 кВт·ч пиковой электроэнергии в 5–10 раз и более выше ночной), учитывая избыток мощностей в провальной части графика в ночной период и трудности с покрытием пиковой части. В странах (Норвегия, Австрия, Канада, Бразилия и др.), где ГЭС составляют основную часть мощности энергосистем, значительно упрощается покрытие графика нагрузок. Работа ГЭС в энергосистемах. Работа ГЭС в энергосистеме имеет определенные особенности, вызванные зависимостью от речного стока и от режимов работы водохранилищ комплексного назначения, а также ограничениями по условиям нижнего бьефа и охраны окружающей среды. Водохранилища ГЭС в зависимости от полезной емкости могут осуществлять суточное, недельное, сезонное и многолетнее регулирование. При этом, однако, в неблагоприятный по водности год (обычно в качестве расчетного принимается маловодный год с 90–95% обеспеченности) ГЭС должны обеспечить расчетную гарантированную энергоотдачу для покрытия своей зоны графика нагрузок энергосистемы. Водохранилище суточного регулирования позволяет перераспределить естественный суточный сток для обеспечения неравномерного режима работы ГЭС с целью покрытия пиковой части графика нагрузок. В условиях снижения электрических нагрузок в энергосистеме в выходные дни при недельном регулировании уменьшаются мощность и выработка электроэнергии ГЭС, а неиспользованный сток аккумулируется в водохранилище и используется в рабочие дни недели, обеспечивая повышение энергоотдачи ГЭС. При сезонном и многолетнем регулировании водохранилища в маловодный период ГЭС обеспечивает покрытие пиковой части суточного графика нагрузок за счет естественного притока воды в водохранилище в течение суток и сработки полезного объема, ранее накопленного водохранилищем. В условиях комплексного использования водохранилища учет требований других водопользователей в определенной мере может влиять на режим работы ГЭС. При наличии ограничений, например связанных с обеспечением постоянного гарантированного минимального попуска в нижний бьеф, ГЭС будет также частично работать в базовой части графика нагрузки с мощностью, определяемой этим попуском (см. рис.2.13). Таблица 2.9 Мощность ГЭС и их доля в выработке электроэнергии всех электростанций в энергосистемах ряда стран (на уровне 2008 г.)
В паводковый период для максимального энергетического использования воды и уменьшения ее холостых сбросов обычно все агрегаты ГЭС работают с полной мощностью непрерывно, вырабатывая максимально возможное количество электроэнергии без ведения суточного регулирования, покрывая базисную часть графика нагрузок энергосистемы. Это позволяет получить в целом экономию топлива, хотя в данный период часть ТЭС вынуждены работать в неравномерном режиме, в том числе в пиковой части графика нагрузок. На ГЭС с водохранилищем, имеющим значительную полезную емкость, целесообразно размещать аварийный резерв системы с длительным временем работы. На ГЭС также размещают нагрузочный резерв системы для поддержания частоты в энергосистемах. Например, в ОЭС Украины ГЭС Днепровского каскада, Днестровская ГЭС являются аварийным резервом, однако комплексное использование их водохранилищ накладывает определенные ограничения на режимы работы ГЭС в качестве резерва ОЭС. Поэтому их использование в аварийных ситуациях может причинить убытки другим отраслям, в первую очередь рыбному хозяйству. Большинство ГЭС также работают в режиме синхронного компенсатора для выработки реактивной мощности. Работа объединенных энергосистем с большим удельным весом ГЭС зависит от регулирования стока водохранилищами, а также от регулирования энергоотдачи при совместной работе в энергосистеме каскадов ГЭС вследствие естественной асинхронности стока рек. Так, благодаря асинхронности стока рек Ангары и Енисея и различным регулирующим возможностям водохранилищ каскадов ГЭС на этих реках получается дополнительно около 500 МВт в Объединенной энергосистеме Сибири (Россия), в которой удельный вес ГЭС около 50%. ГЭС являются важным системообразующим фактором. Создание крупных каскадов ГЭС и высоковольтных линий электропередачи для выдачи их мощности во многих случаях становились основой образования объединенных энергосистем. Работа ГЭС характеризуется высокой надежностью, вероятность аварийных ситуаций на ГЭС значительно ниже, чем на ТЭС, у которых аварийные ситуации связаны с использованием в технологическом цикле чрезвычайно высоких температур и давлений, большими запасами топлива и др. Работа ГАЭС в энергосистемах. Ввод в действие мощных ТЭС и АЭС для покрытия базисной части графика нагрузки энергосистем, тенденция к разуплотнению графиков нагрузки и росту пиковой части привели к широкому строительству ГАЭС во второй половине ХХ в. (рис.2.14). Только ГАЭС благодаря присущей им многофункциональности, участвуя в регулировании мощности, способны обеспечить повышение нагрузок ТЭС и АЭС в провальной части суточного графика нагрузок, т.е. искусственно увеличить базисную часть графика нагрузок и уменьшить его неравномерность, выполняя функцию потребителя-регулятора; покрытие пиковой или полупиковой части графика нагрузок, служить быстродействующим аварийным и нагрузочным резервом системы. Феномен ГАЭС заключается в том, что ее регулирующая мощность в энергосистеме соответствует сумме установленных мощностей в турбинном и насосном режимах, составляющей диапазон мощностей станции, т. е. ГАЭС может осуществлять двойное регулирование. Режим работы ГАЭС при наличии замкнутой системы циркуляции воды между верхним и нижним водоемами практически не зависит от стока реки. ГАЭС выполняют функции регулирования в энергосистеме в самом широком значении с максимальным использованием их преимуществ быстродействия и высокой готовности к пуску. Поэтому они эксплуатируются в различных режимах с многократными пусками и остановками в течение суток, выполняя роль маневренной мощности при входе и выходе из пиков, компенсатора реактивной мощности, средства заполнения ночных провалов, аварийного и частотного резерва. Так, с учетом современных требований для обеспечения стабильной работы энергосистемы расчетное количество пусков на ГАЭС Blenheim Cilboa мощностью 1,04 млн. кВт (США) составляет 6000 в год. В реальных условиях эксплуатации в наиболее напряженные периоды, например на Загорской ГАЭС (Россия) мощностью 1,2 млн. кВт, число пусков в сутки доходило до 30 без учета пусков в режиме синхронного компенсатора.
Рис. 2.15. Характерные суточные графики работы Загорской ГАЭС
Использование ГАЭС в качестве аварийного и частотного резерва энергосистемы становится одной из ее важнейших функций. В случае аварии в энергосистеме с крупными генерирующими источниками, линиями электропередач быстрое включение ГАЭС в турбинный режим или переключение ГАЭС из насосного режима в турбинный компенсируют мощности, потерянные энергосистемой, и позволяют исключить аварийное отключение потребителей. Именно ГАЭС вместе с ГЭС в значительной мере в тяжелых аварийных ситуациях позволяют не допустить «развала» энергосистемы. На ряде ГАЭС в верхних водоемах дополнительно резервируется аварийный запас воды, рассчитанный на работу в течение 1,5–3 ч. При работе ГАЭС в режиме недельного регулирования в выходные дни, когда нагрузка уменьшается, и ТЭС и АЭС вынужденно снижают мощность, за счет работы ГАЭС в насосном режиме разгрузка ТЭС и АЭС может быть уменьшена. Дополнительный объем воды, закаченный ГАЭС в верхний водоем в выходные дни, используется в рабочие дни для покрытия пиковой части графика нагрузок. Использование Загорской ГАЭС в выходные дни позволяет повысить уровень недельного регулирования на ГЭС ВолжскоКамского каскада, обеспечивая увеличение их выработки в рабочие дни. Характер режимов работы ГАЭС меняется в течение года, исходя из изменения суточных графиков нагрузок энергосистемы в разные сезоны года. В качестве примера на рис. 2.15 приведены графики работы Загорской ГАЭС. Именно высокая экономическая эффективность, повышение надежности работы энергосистем при использовании ГАЭС, в том числе обеспечение нормативных требований к качеству электроэнергии (частоте, напряжению), недопущение аварийного отключения потребителей, послужили основой для их широкого строительства. В последнее десятилетие во многих странах (США, Канаде, странах Западной Европы и др.) произошла либерализация рынка электроэнергии. При этом возрастает роль ГАЭС в обеспечении устойчивости работы энергосистем за счет резервирования мощности, регулирования частоты, напряжения. Многолетняя эксплуатация ГАЭС показала их высокую надежность и эффективность работы в объединенных энергосистемах, основу которых составляют базисные мощности крупных ТЭС и АЭС. ГАЭС становятся неизменными спутниками таких электростанций, причем при их размещении в непосредственной близости обеспечивается повышение надежности и эффективности работы АЭС и ТЭС, также снижаются затраты в ЛЭП и потери электроэнергии. Размещение ГАЭС рядом с АЭС позволяет использовать ее как дополнительный резерв электроснабжения собственных нужд АЭС в аварийных ситуациях для повышения безопасности АЭС. В ряде стран (Япония, Италия) мощность ГАЭС в энергосистемах составляет более 10 % установленной мощности всех электростанций.
energetika.in.ua ЭлектрО - Особенности ГЭСОСОБЕННОСТИ ГЭС
При выборе главных схем гидроэлектростанций необходимо учитывать их особенности. Как правило, ГЭС сооружается вдали от потребителей, поэтому вся мощность выдается на одном или двух повышенных напряжениях. Эта особенность ГЭС позволяет применить блочное соединение генератор — трансформатор, не предусматривая сборных шин генераторного напряжения. Увеличение установленной мощности ГЭС практически исключается, так как она проектируется по максимальному водотоку. Вследствие этого число линий высокого напряжения обычно не увеличивается, а поэтому расширения РУ высокого напряжения не требуется. Эта особенность ГЭС позволяет широко применять схемы многоугольников, сдвоенных квадратов, схемы с 3/2 и 4/3 выключателя на цепь. Многие ГЭС работают в пиковой части графика энергосистемы, поэтому агрегаты часто включаются и отключаются, что требует предусматривать установку выключателей на генераторном напряжении. Гидроэлектростанции, как правило, сооружаются в местах со сложной топографией и ограниченной площадью для сооружения РУ повышенного напряжения и выхода линий. Это приводит к необходимости применения простых схем с наименьшим числом выключателей. Главные повышающие трансформаторы на ГЭС устанавливаются на стороне нижнего или верхнего бьефа, в условиях ограниченной площадки. Это вызывает необходимость сооружения укрупненных энергоблоков: два-три генератора на один повышающий трансформатор. В цепях генераторов устанавливают выключатели или выключатели нагрузки в следующих случаях: при подключении генераторов к схемам 3/2, 4/3, многоугольника и др.; при подключении генераторов к автотрансформаторам; в укрупненных и объединенных энергоблоках. К схемам ГЭС на повышенных напряжениях предъявляются практически такие же требования, как и к схемам КЭС. Для РУ 110 — 220 кВ рекомендуются схемы простого и сдвоенного моста; одна или две системы шин с обходной, ответвления от проходящих линий электропередачи, для РУ 220 — 500 кВ — схемы треугольника, четырехугольника, связанных четырехугольников; блоков генератор — трансформатор — линия, для РУ 330—500 кВ — схемы 3/2, 4/3 с секционированными и несекционированными системами шин; блоков трансформатор — шины. ellectroi.ucoz.ru | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
Рис. 2.13. Покрытие суточного графика нагрузки энергосистемы
Рис. 2.14. Рост мощности ГАЭС в мире
Верхний водоем Киевской ГАЭС 
