Энергетические характеристики и экономические режимы работы ГЭС.

Основными энергетическими характеристиками гидроагрегатов являются: рабочие характеристики турбин (гидроагрегатов); эксплуатационные характеристики турбин (гидроагрегатов); расходные характеристики гидроагрегатов; характеристики относительных приростов гидроагрегатов.

Рабочей характеристикой гидроагрегата называется зависимость его коэффициента полезного действия от нагрузки на зажимах генератора, при неизменных значениях напора турбины и коэффициента мощности генератора: при .

Эксплуатационной характеристикой гидроагрегата называется зависимость электрической мощности (нагрузки) агрегата от напора и расхода турбины: .

Расходная характеристика гидроагрегата представляет собой графическую или аналитическую зависимость величины секундного расхода воды турбиной от величины нагрузки генератора при заданной величины напора: , м³/с при Н = const

На основании расходной характеристики гидроагрегата строится его характеристика относительных приростов. Если, например, при напоре 10 м и нагрузке 25 МВт расход турбиной составляет 290 м³/с, а при нагрузке 35 МВт – 415 м³/с, то величина относительного прироста расхода воды турбиной в интеграле нагрузки агрегата 25-35 МВт определяется как:

м³/с·МВт.

Эту величину относительно прироста следует отнести к середине рассматриваемого интервала нагрузки, т. е. к нагрузке 30 МВт.

Характеристика относительных приростов и расходная характеристика ГЭС при заданном напоре строятся на основании соответствующих характеристик отдельных гидроагрегатов. На одном чертеже вычерчиваются характеристики всех агрегатов ГЭС при одном и том же напоре. Для ряда одинаковых значений величины относительного прироста, взятых через равные интервалы во всем их диапазоне, определяются соответствующие значения величины нагрузки каждого агрегата . Величины нагрузки всех агрегатов для каждого расчетного значения относительного прироста суммируются, что дает величину нагрузки ГЭС в целом:

.

Сумма расходов всех агрегатов дает секундный расход воды всей гидроэлектростанцией для каждого значения величины относительного прироста:

.

По найденным величинам для различных значений и (для соответствующих нагрузок ) строятся:

характеристика относительных приростов ГЭС

расходная характеристика ГЭС .

Если все агрегаты одинаковы, то нагрузка станции распределяется равномерно между минимально необходимым числом работающих турбин. В этом случае расходная характеристика ГЭС строится следующим образом. На одном чертеже строятся расходные характеристики:

одного агрегата

двух совместно работающих и одинаково нагруженных агрегатов и т. д.

Построенные и совмещенные на одном чертеже расходные характеристики пересекаются в точках, соответствующих величинам возрастающей нагрузки ГЭС, начиная с которых оказывается экономически целесообразным включение следующего гидроагрегата (второго, третьего и т. д.).

Характеристика относительных приростов ГЭС строится аналогическим способом. На одном чертеже по расходным характеристикам строятся соответствующие характеристики относительных приростов для одного, двух т. д. агрегатов:

Планирование годовой выработки энергии, энергетический баланс и технико-экономические показатели ГЭС.

В отличие от ТЭС, плановый энергетический баланс ГЭС составляется в обратной последовательности – от приходной его части к расходной (от подсчета наличных гидроэнергетических ресурсов ГЭС к определению ее годовой выработки). Это объясняется тем, что в большинстве случаев годовая выработка электроэнергии ГЭС не может быть задана, а определяется наличными гидроэнергоресурсами. Выявление гидроэнергоресурсов, которыми может располагать ГЭС в течение планового года, базируется на гидрологических прогнозах о бытовых расходах через створ ГЭС, разрабатываемых гидрологической службой диспетчерской части энергосистемы (или самой ГЭС). Результатом этих прогнозов являются годовые графики суточных, среднедекадных и среднемесячных бытовых расходов (гидрографы).

При наличии у ГЭС водохранилища сезонного регулирования резкая неравномерность расходов в течение года может быть частично устронена путем накопления в водохранилище части бытового стока в многоводный период наибольших нагрузок энергосистемы, совпадающий с маловодным периодом года. Степень зарегулированности годового стока определяется емкостью водохранилища ГЭС.

По годовому графику зарегистрированных (или бытовых) расходов годовая выработка электроэнергии ГЭС, может быть определена по следующей формуле:

, (МВт·ч)

Если принять величину напора ( Н ) равной расчетной, а величину КПД ГЭС равной номинальной, то величина годовой выработки определяется как:

, (МВт·ч)

Т. е. выработка будет равна площади годового графика расходов воды ( Q ), умноженной на постоянную величину: .

Полученная выработка уточняется путем уточнения напора в зависимости от расхода и КПД ГЭС, а также от напора и расхода . Это делается с помощью отметок нижнего () и верхнего () бьефов в зависимости от расходов воды через ГЭС:

; .

Зависимость КПД от напора и расхода уточняется с помощью характеристик гидроагрегатов и ГЭС.

Из приведенных формул видно, что для определения выработки электроэнергии ГЭС необходимо прежде всего запланировать величину естественного стока и напора и его распределение по месяцам и кварталам года и составить баланс водного хозяйства.

Энергетический баланс гидроэлектростанции учитывает три вида потерь – в соответствии с наличием трех факторов, определяющих мощности и выработку электроэнергии ГЭС: ее расхода, напора и КПД.

Первый вид потерь – потери воды на ТЭС – можно подразделить на 2 группы:

1. Потери воды, связанные с режимом работы ГЭС. К ним относятся – потери, связанные с нецелесообразным режимом или ограниченным объемом суточного регулирования, вызывающим повышение отметки верхнего бьефа и необходимость сброса воды через плотину; потери вследствие сбросов на станциях с ограниченным суточным регулированием при резком снижении нагрузки в ночные часы или в нерабочие дни

2. Потери воды, вызываемые неисправным состоянием сооружений и оборудования ГЭС. К этой группе следует отнести: неисправное состояние агрегатов основного оборудования в многоводный период; неисправное состояние затворов гидротехнических сооружений и т. д.

Второй вид потерь – потери напора – также подразделяются на 2 группы:

1. Потери напора, связанные с режимом работы ГЭС. Сюда относятся потери напора, связанные с сезонным (годовым) регулированием стока. Для снижения этих потерь следует выбрать оптимальный вариант схемы регулирования.

Минимум потерь будет обеспечен тем вариантом, при котором средняя величина напора будет максимальной.

С режимом работы ГЭС связаны также потери напора, вызываемые суточным регулированием ГЭС. Величина потерь энергии при суточном регулировании определяется разностью:

,

где – суточная выработка электроэнергии по бытовому режиму (без суточного регулирования);

– суточная выработка электроэнергии по режиму суточного регулирования.

Необходимо отметить, что эти потери являются следствием не только снижения среднего напора, но и одновременного уменьшения среднего КПД гидроагрегатов:

При этом, первая составляющая всегда >0 (т. к. средний напор при суточном регулировании всегда меньше, чем напор без суточного регулирования), а вторая составляющая может иметь и отрицательное значение (повышение среднего КПД гидроагрегата).