CC BY
29
II. ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКА
УДК 621.224
Волков В. А.
Канд. техн. наук, доцент кафедры гидроэнергетики, Запорожская государственная инженерная академия, Украина,
Е-mail: [email protected]
ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ГИДРОАККУМУЛЯЦИИ НА СУЩЕСТВУЮЩИХ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ ДНЕПРОВСКОГО
КАСКАДА УКРАИНЫ
Предложена методика оценки возможности осуществления гидроаккумуляции на существующих гидроэлектростанциях Днепровского каскада Украины. С ее использованием в качестве примера оценена возможность осуществления гидроаккумуляции на Днепровской ГЭС. Выполнен выбор мощности, типа и количества обратимых гидроагрегатов для Днепровской ГЭС, предназначенных для осуществления на этой станции гидроаккумуляции, оценены достигаемые за счет гидроаккумуляции гидроэнергетические параметры станции.
Ключевые слова: гидроаккумуляция, гидроагрегат, расход, напор, энергосистема.
В настоящее время при функционировании энергосистемы Украины испытывается острая потребность в кратковременной выработке (или потреблении) активной электрической мощности для компенсации пиковых максимальных (или минимальных) значений потребляемой активной электрической мощности различными нагрузками энергосистемы [1]. При этом известно, что компенсация максимальных значений суточного графика потребления активной мощности (в дневное время) осуществляется посредством включения необходимого количества гидроагрегатов на гидроэлектростанциях [2, 3]. Для компенсации же минимальных значений (в ночное время) суточного графика потребления активной мощности энергосистемы, наоборот, выводятся из работы упомянутые гидроагрегаты гидроэлектростанции и используются гидроаккумулирующие станции. На гид-роаккумулирующих станциях гидроагрегаты переводятся из генераторного в насосный режим работы, обеспечивая дополнительное потребление из энергосистемы активной электрической мощности, а также производится накопление гидроресурсов со стороны верхнего бьефа (ВБ) [4]. Указанные накопленные в ночное время энергоресурсы создают необходимый объем воды в верхнем бьефе гидроаккумулирующей станции для последующей компенсации максимальных пиковых активных электрических мощностей суточного графика загрузки в энергосистеме.
Следует отметить, что благодаря наличию в Украине Днепровского каскада из шести гидроэлектростанций и оперативного подключения их гидроагрегатов, успешно решаются в настоящее время вопросы компенсации максимальных значений пиковой активной электрической мощности суточного графика загрузки энергосистемы. Однако с решением задачи осуществления ком -пенсации минимальных значений активной электрической мощности суточного графика загрузки энергосистемы существуют определенные трудности, обусловленные недостатком в Украине имеющихся гидроаккумули-
©Волков В. А., 2014
рующий станций и их мощностей [5]. В свою очередь развитие гидроаккумулирующих станций и увеличение их установленных мощностей на Украине будет способствовать улучшению динамики режимов отечественной энергосистемы, а потому является актуальной и практически востребованной задачей.
Целью статьи является исследование возможности создания гидроаккумуляции на существующих гидроэлектростанциях Днепровского каскада Украины (на примере Днепровской ГЭС).
Исследования проведены в четыре этапа. На первом этапе проведен анализ существующего изменения уровней воды верхнего (ВБ) и нижнего бьефов (НБ) Днепровской ГЭС за период времени с 1997 по 2012 годы, на основе данных о которых построены графики колебания этих уровней, показанные для периода времени с 2008 по 2012 годы на рис. 1а, б.
На втором этапе проанализированы границы сезонных колебаний уровня нижнего бьефа и на основе этого оценена существующая возможность транспортировки объемов воды из нижнего бьефа в верхний бьеф Днепровской ГЭС. В частности, из графиков колебания уровней верхнего и нижнего бьефов на рис.1 следует, что максимальный расход Днепровской ГЭС приходится на март и май месяцы. При этом снижение уровня воды ВБ достигает отметок 51,06 м (в 2010 году) относительно уровня моря. Отметка нижнего уровня бьефа при этом достигла значения 16,5 м относительно уровня моря. Разница уровней верхнего и нижнего бьефов (которая является напором для гидротурбины гидроагрегата) составляет 34,8 м. Уменьшение напора на гидроагрегате влечет за собой увеличение расхода воды через турбину, т.е. -уменьшение полезного объема воды верхнего бьефа, столь необходимого для погашения последующих максимальных пиков электрической мощности суточного графика загрузки энергосистемы. Значения усредненных (за период времени с 2008 по 2012 годы) напоров на Днепровской ГЭС приведены на рис. 2.
ЕБ, м
3*» ■
_ дУ Л; К:""* -
\
V
- 2008 - 2009 -2010 -2011 -2012.. ■ Среднее значение
мес
10 И 12
б
Рисунок 1 - Графики изменения уровней верхнего (а) и нижнего (б) бьефов Днепровской ГЭС
1 2 3 4 5 6 7 8 Э 10 Ц 12
Рисунок - 2 Сезонное изменение усредненного напора на Днепровской ГЭС
Исходя из графика на рис. 2, можно сделать вывод, что наибольшая потребность в гидроаккумуляции приходит на месяцы: май, июнь июль. При этом отметка НБ Днепровской ГЭС в эти месяцы в среднем на 3 метра превышает минимальный уровень воды ее нижнего бьефа. То есть - фактически существует определенный объем воды в НБ этой станции, который возможно для осуществления гидроакумуляции транспортировать в бассейн верхнего бьефа.
На третьем этапе проведен расчет полезных объемов, создаваемых в верхнем бьефе, а также дополнительных потребляемых активных мощностей от эксплуатации обратимых гидроагрегатов на Днепровской ГЭС. Приведем (по данным Днепровской ГЭС) краткие сведения о верхнем бьефе этой станции: объем водохранилища -15,6 км3, площадь зеркала водохранилища - 420 км2 , длина - 170 км, ширина - 0,6 км (в районе затопленных порогов) и 3,5 км в верхней части, средняя глубина - 8 м, наибольшая глубина 45 м (ниже г. Новомосковска).
Аналогично приведем краткие сведения о нижнем бьефе Днепровской ГЭС: объем водохранилища - 18,2 км3, площадь зеркала водохранилища - 2155 км2, площадь зеркала нижнего бьефа - 1,1 км2, длина - 230 км, ширина - 25 км. Минимальный уровень воды нижнего бьефа не должен быть менее 11м относительно уровня моря. Проанализировав усредненные (за 2008-2012 годы) значения уровня отметки нижнего бьефа, рассчитаем для НБ возможные объемы воды, которые можно из него аккумулировать в верхний бьеф этой станции:
АКнб = ДЙНБ • 5НБ, (1)
где А Унб - возможный объем аккумуляции воды из нижнего бьефа, м3; АЬнб - разница отметок фактического и минимально возможного уровня нижнего бьефа, м; 5 нб - площадь водохранилища нижнего бьефа воды, расположенного вблизи тела плотины, м2.
Рассчитанные по формуле (1) значения возможных объемов воды, предназначенных для транспортировки из нижнего бьефа в верхний бьеф Днепровской ГЭС, приведены в табл. 1.
На четвертом этапе осуществлен для Днепровской ГЭС выбор мощности, типа и количества обратимых гидроагрегатов, служащих для работы в генераторном и насосном режимах и осуществления в последнем режиме гидроаккумуляции. Исходя из посадочных размеров
шахты гидроагрегатов Днепровской ГЭС, а также технических характеристик (в первую очередь напора) обратимых гидротурбин, наиболее предпочтительными являются турбины 0ГТ-50-В-650 и 0ГТ-45-В-650 отечественной фирмы ВАТ «Турбоатом» (Украина) [6]. Технические характеристики указанных вариантов обратимых гидротурбин приведены в табл. 2.
Универсальные характеристики обратимых гидротурбин 0ГТ-50-В-650 и 0ГТ-45-В-650 приведены на рис. 3 [7]. Эти характеристики представляют собой зависимости частоты вращения п{, об/мин. и расхода 21, л/с гидротурбины от изменения коэффициента полезного действия п1, %, и положения направляющего аппарата а0, %. Из этих характеристик следует, что при работе с максимальным значением коэффициента полезного действия (КПД) максимальный расход воды для турбины 0ГТ-50-В-650 составит 1,15 м3/с (при КПД, равном 80%), а для турбины 0ГТ-45-В-650 - 0,95 м3/с (при КПД, равном 79 %). Данные рабочие точки на рис. 3а, б отмечены крестиком (точки А).
Рассчитанные значения суммарных времен, необходимых для перекачки объемов воды из нижнего бьефа в верхний бьеф на Днепровской ГЭС в различные месяцы календарного года посредством обратимых турбин ОГТ-50-В-650 и 0ГТ-45-В-650, приведены в табл. 3. При этом
Таблица 1- Возможные для транспортировки объемы воды из нижнего в верхний бьеф Днепровской ГЭС
Величины Месяцы
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Мнб , м 4,7 4,7 4,65 4,9 5,3 5,25 5,1 4,78 4,62 4,62 4,75 4,7
АУнб ,10 -3 км3 5,17 5,17 5,12 5,39 5,83 5,78 5,61 5,26 5,08 5,08 5,23 5,17
Таблица 2 - Технические характеристики обратимых гидротурбин 0ГТ-50-В-650 и 0ГТ-45-В-650
Тип турбины 0ГТ-50-В-650 0ГТ-45-В-650
Производитель (страна) ВАТ «Турбоатом» (Украина) ВАТ «Турбоатом» (Украина)
Выраб. мощн. в турб. реж. МВт 135 130
Потребл. мощн. в насос. реж. МВт 150 165
Зона напоров Н^ - Нмакс, м 40-55 30-50
Масса, т 525 550
Относительная высота направляющего аппарата в0 / Б! 0,25 0,25
Диаметр рабочего колеса, м 6,5 6,5
Количество лопастей рабочего колеса 24 25
Приведенная скорость вращения, об / мин. П 1 розр 75 72
П 1 макс 78 75
Приведенный расход, л / с 21тах 1400 1030
б1тт 1370 650
Кавитационный коэффициент ст при £){тах 0,15 0,15
при 21 тт 0,11 0,10
Приведенная разгонная скорость вращения по разгонной характеристике п'р1 , об / мин 139 137
Коэффициент осевого усилия Кос кН / м2 2,4-3,0 2,4-3,1
т / м2 0Д5-031 025-032
указанный расчет суммарных времен, затрачиваемых одним обратимым гидроагрегатом на транспортировку воды из нижнего на верхний бьеф Днепровской ГЭС для ее аккумуляции в верхнем бьефе, производился по следующим формулам:
I
11 | . об / мин
120 110
100 90 80 70 60 .40
I
11., об / мнн
300 400 500 600 700 500 900 | 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600
950
б
Рисунок - 3 Универсальные характеристики обратимых гидротурбин: а) 0ГТ-50-В-650 и б) 0ГТ-45-В-650
Таблица 3 - Затрачиваемое время при гидроаккумуляции на транспортировку воды из нижнего в верхний бьеф
Тип турбины Время транспортировки воды из нижнего бьефа в верхний бьеф (ч)
Месяцы
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
0ГТ-50-В-650 1249 1249 1235 1302 1408 1395 1355 1270 1228 1228 1262 1249
0ГТ-45-В-650 1512 1512 1496 1576 1705 1689 1640 1537 1486 1486 1528 1512
Таблица 4 - Тип и мощности гидротурбин установленных на Днепровской ГЭС-2
№ Тип гидротурбины Номинальная мощность турбины, МВт
11, 13, 15 ПЛ-40-В-680 119
12 ПЛ-40-В-680 105
14, 16 ПР-40-В-680 113
17, 18 ПЛ-40-В-700 113
¿0ГТ-50-В-650 - А^НБ/00ГТ-50-В-650 1 , (2) ¿0ГТ-45-В-650 = А^НБ/00ГТ-45-В-650 }
где ?0ГТ-50-В-650 и ¿0ГТ-45-В-650 - времена транспортировки воды из нижнего бьефа в верхний бьеф для турбин
типа ОГТ-50-В-650 и ОГТ-45-В-650 соответственно;
3 3
0ОГТ-5О-В-65О = 1,15 м / с и 0ОГТ-45-В-65О = 0,95 м / с -
расходы воды одной турбины типа 0ГТ-50-В-650 или ОГТ-45-В-650 соответственно (определенные из универсальных характеристик на рис. 3).
Исходя из максимальных значений времени транспортировки полезных объемов воды (соответствующих пятому месяцу - маю в табл. 3) для турбины 0ГТ-50-В-650, равного 1408 ч, и для турбины 0ГТ-45-В-650, равного 1705 ч, и принимая продолжительность времени работы обратимых гидротурбин в насосном режиме равным восьми часам в сутки (с 2300 вечера до 700 утра) на протяжении 30 дней рассматриваемого месяца, рассчитаем требуемое количество обратимых турбин по формулам:
20ГТ-50-В-650 = ¿ОГТ-50-В-650 / 2401 (3)
20ГТ-45-В-650 = ¿ОГТ-45-В-650 /240]
где 20ГТ-50-В-650 и 20ГТ-45-В-650 - количество обратимых турбин типа 0ГТ-50-В-650 и 0ГТ-45-В-650 соответственно; 240 - время работы одной турбины в течение месяца (ч).
В результате данного расчета получим, что для транспортировки в верхний бьеф полезного объема воды из нижнего бьефа необходима установка на Днепровской ГЭС турбин: 0ГТ-50-В-650 - в количестве 6 шт. или ОГТ-45-В-650 - в количестве, равном 7 шт.
Из формул [8]
Д^0ГТ-50-В-650 = г0ГТ-50-В-650 ' ^0ГТ-50-В-650
= =
(4)
Д^0ГТ-45-В-650 = г0ГТ-45-В-650 ' ^0ГТ-45-В-650 \
рассчитаем полученное приращение потребляемой активной электрической мощности от осуществления гидроаккумуляции, которая составит: 900 МВт - для ОГТ-50-В-650 или 1155 МВт - 0ГТ-45-В-650. В формулах (4) используются следующие обозначения: ^оГТ-50-В-650 и NОГТ-45-В-650 - потребляемые активные мощности (согласно табл. 2) одной обратимой турбины типа ОГТ-50-В-650 или 0ГТ-45-В-650 в насосном режиме, равные 150 МВт и 165 МВт соответственно; Л^гг-50-В-650 и А^гт-45-в-650 - приращения потребляемой активной электрической мощности от осуществления гидроаккумуляции всеми устанавливаемыми турбинами типа ОГТ-50-В-650 или 0ГТ-45-В-650 соответственно. По экономическим соображениям (исходя из капитальных затрат на приобретение обратимых гидроагрегатов, а также затрат на демонтаж и замену существующих гидротурбин) более предпочтительной является установка 6-ти обратимых гидроагрегатов с турбинами типа 0ГТ-50-В-650.
Во время режима компенсации пиковой активной мощности энергосистемы часть от ее общей избыточной мощности передается с первичных на вторичные обмотки повышающих трансформаторов (установленных на ГЭС для связи с энергосистемой) и затрачивается на питание установленных обратимых гидроагрегатов, работающих в насосном режиме. Применительно к
Днепровской ГЭС основная часть из указанной избыточной мощности энергосистемы передается от расположенных рядом с Днепровской ГЭС крупных Запорожских атомной и тепловой электростанций.
В заключение оценим изменения предельных (максимальных) значений генерируемой активной мощности ЛN^ и объема выработанной годовой электроэнергии ДЭг на Днепровской ГЭС при замене на станции ДнепроГЭС-2 (входящей в состав Днепровской ГЭС) шести (из существующих ныне восьми) необратимых гидротурбин с типом и мощностью, показанными в табл. 4) на обратимые гидротурбины (в том же количестве п = 6 шт.) типа 0ГТ-50-В-650 согласно табл. 2 мощностью, равной в генераторном (турбинном) режиме МТ0 = 135 МВт каждая. Данная оценка выполнена из следующих соотношений:
16
Д^ = П' ыТ0 - x n-1
I=11
16
ДЭг = -' 8760' (п ' жг0 - x n-0
3
I=11
(5)
(6)
где i - существующий порядковый номер гидротурбины на ДнепроГЭС-2 (из табл. 4); 8760 - общий годовой фонд времени работы гидротурбин, ч; 2/3 - доля времени, приходящиеся на работу гидротурбин в генераторном режиме (при принятом ранее значении времени их функционирования в этом режиме в сутки, равном 16 ч.).
Результаты данных оценок свидетельствуют о том, что при указанной замене на Днепровской ГЭС шести необратимых гидротурбин на обратимые предельная генерируемая активная мощность рассмотренной станции увеличится на 122 МВт (или на 7,8 %), а предельный объем годовой выработки (генерации) электроэнергии этой станции возрастет на 712 тыс. МВтч. При этом за счет осуществления рассмотренной гидроаккумуляции обеспечивается повышение предельного значения, рассчитанного из (7), потребляемой пиковой активной мощности (с учетом данных из табл. 2) на 900 МВт.
ВЫВОДЫ
1. Разработана методика, позволяющая оценить возможность осуществления гидроаккумуляции на существующих гидроэлектростанциях Днепровского каскада.
2. С использованием данной методики установлена возможность осуществления гидроакумуляции на наибольшей по мощности из гидроэлектростанций Украины - Днепровской ГЭС. Для этой электростанции выполнен выбор необходимой мощности, типа и количества обратимых гидроагрегатов, в результате установки которых будет обеспечено потребление в ночное время активной электрической мощности их энергосистемы Украины в размере до 900 или 1155 МВт с применением соответственно гидротурбин типа 0ГТ-50-В-650 или 0ГТ-45-В-650.
3. Практическая реализации гидроакумуляции на Днепровской ГЭС позволит эффективнее компенсировать минимальные пиковые значения суточного графика загрузки энергосистемы Украины, в том числе - вызванные в последнее время спадом производства и не-
ритмичной работой энергоемких предприятий Запорожской области: алюминиевого комбината, ферросплавного завода, электрометаллургического завода «Днепроспец-сталь» и др.
4. Благодаря осуществлению на верхнем бьефе Днепровской ГЭС гидроакумуляции будет также одновременно достигнуто увеличение продолжительности времени компенсации этой станцией максимальной пиковой электрической мощности в суточном графике загрузки энергосистемы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Поташник £. I. Безпечна експлуатащя пдротехтчних споруд пдроелектростанцш Украши на сучасному етат / £. I. Поташник, О. М. Карамушка // Вюник нацюнального утверситету водного господарства та природокористування. - 2013.- Вип. 2(62).- С.11-19.
2. Шейнман Л. Б. Гидроаккумулирующие электростанции / Л. Б. Шейнман. - М. : Энергия, 1978. - 184 с.
После доработки 1 7.11.2014.
Волков В. О.
К.т.н., доцент кафедри пдроенергетики, Запор1зька державна шженерна академ1я, Украша
ОЦ1НКА МОЖЛИВОСТ1 ЗД1ЙСНЕННЯ ГВДРОАКУМУЛЯЦП НА 1СНУЮЧИХ Г1ДРОЕЛЕКТРОСТАНЦ1ЯХ ДН1ПРОВСЬКОГО КАСКАДУ УКРА1НИ
Запропонована методика оцтювання можливос-mi здшснення гiдроакумуляцii на icнуючих гiдроелекmроc-танщях Днтровського каскаду Украши. З ii використанням в якоcmi прикладу оцшена можлив^ть здшснення гiдроакумуляцii на Днтровськш ГЕС. Виконано вибiр поmужноcmi, типу й кiлькоcmi зворотних гiдроагрегаmiв для Днiпровcькоi ГЕС, призначених для здшснення на цш станцп гiдро акумуляцп, оцтет досягну/mi за рахунок гiдроакумуляцii гiдроенергеmичнi параметри станцп.
Ключов1 слова: гiдроакумуляцiя, гiдроагрегаm, витрата, натр, енергосистема.
Volkov V. A.
Ph.D., assistant professor of hydropower, Zaporizhzhsa State Engineering Academy, Ukraine
EVALUATION OF THE POSSIBILITY OF HYDRO ACCUMULATION IMPLEMENTATION ON EXISTING HYDRO POWER PLANTS OF DNIEPER CASCADE OF UKRAINE
An estimation method for feasibility of hydro accumulation on existing hydro power plants of Dnieper cascade of Ukraine (on the example of the Dnieper HPP). In the first .stage the analysis of the existing changes in water levels of the upper and lower pool of Dnieper HPP in recent years is done. In the second phase the boundaries ofseasonalfluctuations in the level of the tailrace are analyzed and the existing possibility of transporting water from the lower to the upper pool of the Dnieper HPP is evaluated. In the third step the useful volume generated by upstream is calculated, and it may consume the additional capacity during commissioning reversible hydro units on the Dnieper HPP. The fourth step for the Dnieper HPP power selection includes the type and amount of reversible hydraulic units, employees to work in the generator and pump mode and implementation of hydro accumulation at this station. The quantitative estimation of Dnieper HPP hydropower parameters applying by hydro accumulation is presented..
Keywords: hydro accumulation, hydro unit, flow, pressure, power grid.
REFERENCES
1. Potashnik E. I., Karamusha O. M. Bezpechna ekspluatacia sporud gidroelectostanciy Ukraini na suchasnomy etapi, Visnik nacionalnogo universitetu vodnogo gospodarstva ta prirodokoristuvannya, Rivne, 2013, Vip. 2(62), рр. 11-19.
2. Sheynman L. B. Gidroaccumuluuhie electrostancii. Moscow, Energia, 1978, 184 p.
3. Nikolaikin N. I., Nikolaykina N. E., Melehova O. P. Gidroaccumuluuhie electrostancii. Moscow, Drofa, 2006, 186 p.
3. Николайкин Н. И. Гидроаккумулирующие электростанции / Н. И. Николайкин, Н. Е. Николайкина, 0. П. Мелехова. - М. : Дрофа, 2006. - 186 с.
4. Аршеневский Н. Н. 0братимые гидромашины гид-роаккумулирующих электростанций / Н. Н. Аршеневский. - М. : Энергия, 1977. - 240 с.
5. Поташник С. И. Каскад Среднеднепровских ГЭС / С. И. Поташник. - М. : Энергоатомиздат, 1986. - 143 с.
6. Каширин М. М. Конструкции насос-турбин на напоры до 120 м / М. М. Каширин, К. П. Лапшинов. -М. : Энергомашиностроение, 1986. - 223 с.
7. Самойленко £. Г. Пдроенергетчне обладнання пдро-та пдроакумулюктах електростанцш. - Заж^жжя : ЗД1А, 2006. - 410 с.
8. Васильева Ю. С. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций / Ю. С. Васильева, Д. С. Щавелев. - М. : Энергоатомиздат, 1988. - 435 с.
Статья поступила в редакцию 22.10.2014.
4. Arshenevskiy N. N. Obratimiye gidromashine gidroaccumuliruuhih electrostanciy. Moscow, Energia, 1977, 240 p.
5. Potasnik S. I. Cascad Srednedneprovskih GES. Moscow, Energoatomizdat, 1986, 143 p.
6. Kasharin M. M., Lapshinov K. P. Konstrukcii nasos-turbine na napori do 120 m. Moscow, Energomashinostroenie, 1986, 223 p.
7. Samoylenko E. G. Gidroenergetiche obladnannya gidro-ta gidroaccumuluuchih electostanciy. Zaporizgha, ZDIA, 2006, 410 p.
8. Vasilyeva U. S., Havelev D. S. Gidroenergeticheskoe I vspomogatelnoe oborudovanie gidroelectrostanciy. Moscow, Energoatomizdat, 1988, 435 p.
