CC BY
103
храняет неравномерность параметров, возникающую после парциальной РС на входе в сопло-вый аппарат ступени давления. Найти опти-
мальные конструктивные соотношения позволит физический эксперимент в сочетании с численными методами расчета.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Зарянкин, А.Е. Снижение неравномерности параметров потока при входе в сопловой аппарат первой нерегулируемой ступени паровой турбины с сопловым парораспределением [Текст] / А.Е. Зарянкин, H.A. Зройчиков, C.B. Арианов // Теплоэнергетика,— 2006. №11.— С. 4—9.
2. Гоголев, И.Г. Зависимость КПД двухступенчатого отсека турбины от расстояния между ступенями [Текст] / И.Г. Гоголев, A.A. Климцов // Теплоэнергетика,— 1974. N° 3,— С. 20—21.
3. Гоголев, И.Г. Характеристики двухступенчатого отсека и его второй ступени при парциальном впуске первой ступени [Текст] / И.Г. Гоголев, A.M. Дроконов, В.В. Тарасов //Теплоэнергетика. — 1983. № 6,- С. 24-26.
4. Галацан, В.Н. Исследование регулировочной ступени совместно с последующим направляющим аппаратом [Текст] / В.Н. Галацан, В.И. Гольман, J1.A. Зарубин // Теплоэнергетика. — 1985. N° 7,— С. 61-63.
5. Вольфсон, И.М. Влияние сопловой решетки на работу предыдущей ступени [Текст] / И.М. Вольфсон, В.К. Гребнев // Теплоэнергетика. — 1974. № 6,- С. 53-55.
6. Ермолаев, В.В. Отработка элементов модернизированной проточной части паровой турбины Т-100-12,8 средствами вычислительной аэродинамики [Текст] / В.В. Ермолаев, H.H. Гудков, А.Н. Бабиев, В.И. Кириллов // Теплоэнергетика. — 2007. № 4,- С. 22-27.
7. Lampart, P. CFD Investigation of the partial admission control stage of a large power steam turbine [Текст] / P. Lampart, M. Szymaniak // Тр. ин-та проблем машиностроения. — 2003. T.l. — С. 198—204.
8. Осипов, A.B. Исследование камеры за регулирующей ступенью [Текст] / A.B. Осипов, A.B. Бирюков, А.Н. Голушко; под ред. Ю.И. Фокина // Совершенствование энергетических машин: сб. науч. тр.— Брянск: Изд-во БГТУ, 2009.— С. 144-166".
УДК620.9.001.5
МЛ. Конищев
СОВМЕСТНАЯ РАБОТА ГЭС И ВЭС В СОСТАВЕ ЭНЕРГОКОМПЛЕКСА С ГИДРАВЛИЧЕСКИМ АККУМУЛИРОВАНИЕМ ЭНЕРГИИ
В 2009 году использование энергии ветра побило новые рекорды: установленная мощность ветроэлектростанций (ВЭС) в мире достигла около 160 ГВт при выработке электроэнергии около 340 ТВт-ч, это около 2 % всей произведенной электроэнергии [ 1 ]. В среднем каждые три года установленная мощность ВЭС в мире удваивается, растет и доля ветроэнергетики в производстве электроэнергии. В ряде стран эта доля уже сейчас весьма велика: в Дании — 20 %, Португалии — 15 %, Испании — 14 %, Германии — 9 %. Вместе с ростом доли ветроэнергетики возросла потребность в ее аккумулировании и перераспределении. Как известно, ветер имеет стохастически-детер-минированную природу возникновения и характеризуется значительными колебаниями прихода
энергии в зависимости от погодных условий. В результате строительство крупных ветропарков и увеличение доли ветроэнергетики, особенно в энергодефицитных районах, может приводить к ухудшению качества электроэнергии и сбоям в энергоснабжении.
На территории России работает 11 ВЭС суммарной установленной мощностью около 13 МВт. Из них только четыре ВЭС мощностью выше 1 МВт. Крупнейшая ВЭС в России — Куликовская, мощностью 5,1 МВт. Тем не менее интерес к возобновляемой энергетике в стране в последнее время возрастает. Согласно стратегии по увеличению доли выработки энергии от возобновляемых источников в общем энергобалансе страны доля ВЭС в России к 2020 году
должна составить 1 % от всей произведенной электроэнергии. Особенность России — наличие энергодефицитных районов, удаленных от центральной энергосистемы со слаборазвитой сетевой инфраструктурой. В этих местах строительство станций на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ), в том числе и ВЭС, представляется наиболее актуальным. При этом проблема аккумулирования и перераспределения во времени энергии от ВЭС становится у нас не менее важной, чем в странах с развитой ветроэнергетикой.
В централизованной энергосистеме РФ для перераспределения и аккумулирования электроэнергии используются регулирующие возможности гидроэлектростанций (ГЭС), газотурбинных электростанций (ГТЭС), а также аккумулирующие возможности крупных гидро-аккумулирующих электростанций (ГАЭС).
Однако, как показал мировой опыт, при внедрении крупных ВЭС даже при присоединении к центральной энергосистеме в районе подключения могут наблюдаться проблемы, связанные с качеством электроэнергии, и это — фактор, ограничивающий внедрение ВЭС [5, 6]. Кроме того, рыночная стоимость такой электроэнергии ниже, поскольку не может быть гарантирована.
Данную проблему предлагается решить с помощью энергокомплексов ГЭС—ВЭС, которые выступают в энергосистеме как единый объект с управлением и регулированием нагрузки на внутристанционном уровне.
Идея объединить ГЭС с ВЭС или другими электростанциями на ВИЭ, предложенная в 60-е годы Я. Шефтером, в дальнейшем получила развитие в работах академика Ю.С. Васильева [2] и профессора В.В. Елистратова [3]. В мире подобными работами занимаются в Канаде, Австралии и в ряде стран Евросоюза. При этом вопросы совместной работы ГЭС и ВЭС в различных странах решаются и реализуются по-разному, с учетом специфики энергетической инфраструктуры и рынка страны.
Основная цель предлагаемой статьи — разработка методики расчета параметров и режимов работы энергокомплекса на основе ветропарков с приоритетным участием гидроэнергетических установок, обеспечивающих перераспределение и гидравлическое аккумулирование энергии.
Данная методика может быть применена в проектах крупных ВЭС с гидравлическим ак-
кумулированием энергии в энергодефицитных районах России, а также для обоснования установленной мощности ВЭС, которая может быть интегрирована в энергокомплекс на основе существующей ГЭС.
Главной задачей в методике является «расчет оптимальных водно-энергетических режимов энергокомплекса ГЭС-ВЭС на заданный период планирования», который может использоваться на уровне генерирующей компании для прогнозирования и обеспечения гарантированной мощности энергокомплекса на рынке электроэнергии.
Результатами решения данной задачи будут: величина выработки энергии энергокомплексом ГЭС-ВЭС; графики гарантированных мощностей ГЭС и ВЭС на период планирования и их обеспеченности; график колебаний уровней воды в водохранилище и в нижнем бьефе; график работы водопропускных сооружений и другие режимные характеристики, которые в свою очередь могут быть исходной информацией при решении задач планирования суточных и недельных режимов энергосистемы района, оперативной коррекции режимов работающего энергокомплекса.
Практическое решение поставленной задачи осуществляется с помощью разработанного программного обеспечения на основе имитационной математической модели, в максимальной степени подробно и точно отражающей реальные условия работы ГЭС и ВЭС, характеристик гидросилового оборудования, ВЭУ, гидротехнических сооружений, водохранилища, энергосистемы и ряд других параметров. Имитационное моделирование — простой и точный метод решения задач многоцелевой оптимизации, позволяющий сочетать математический подход с опытом и интуицией инженера.
Математическая задача оптимизации водно-энергетического режима работы ГЭС при совместной работе с ВЭС формулируются следующим образом.
Заданы краевые условия: начальные уровни воды в водохранилище и нижнем бьефе; прогнозный график скоростей ветра на период планирования; характеристики оборудования и сооружений ГЭС и ВЭС. Требуется определить режим работы во времени энергокомплекса ГЭС-ВЭС, при котором обеспечивается выполнение принятого критерия оптимизации без нарушения заданных ограничений наложенных на режим ГЭС.
Схема энергокомплекса и принятые допущения
Рассмотрим схему (рис. 1) энергокомплекса ГЭС—ВЭС с общим распределительным устройством (РУ).
В рассматриваемой схеме приняты следующие допущения:
ВЭС находится в непосредственной близости от ГЭС и центра нагрузки, поэтому потери в сетях не учитываются;
ВЭУ расставлены на оптимальном расстоянии и не затеняют друг друга.
Модель ВЭС. Режим работы ВЭС зависит от распределения нагрузки между ВЭУ в ее составе. Введем параметр режима ВЭС — вектор распределения нагрузки между ВЭУ фг =(ф,,92,..., 9;., ф;.+1,..., фт), где т — количество ВЭУ в соста-
ве ВЭС; 0<ф,=
N.
ВЭУ,
д/расп ^ВЭУ,
Нагрузка
+
ВЭС
РУ
Энергокомплекс
ГЭС
Рис. 1. Схема энергокомплекса ГЭС—ВЭС
прочие расходы через гидроузел (на шлюзование, фильтрационный и т. д.)
Тогда мощность ГЭС в составе энергокомплекса А^эс можно представить так:
^гэс(^а) = (2)
;_1
где и
<
/-й ВЭУ; / — рассматриваемый момент времени. При ф;. = О ВЭУ выключена, при ф;=1 мощность ВЭУ равняется располагаемой мощности — максимальной при текущей скорости ветра Л^эу = /Р{Щ, где /р{11) — характеристика отдачи мощности ВЭУ.
Тогда мощность ВЭС в составе энергокомплекса можно представить так:
Л£с(|Ц,Ф,) <Щ^(т,и,)< ^, (1) где — располагаемая мощность
т
ВЭС (при ^ф,- = 1); N¡¡^1: ~ номинальная мощ-;'=1
ность ВЭС.
Модель ГЭС. Режим работы ГЭС зависит от пропускаемого расхода через створ гидроузла. Введем параметр режима ГЭС — вектор распределения расходов через гидроузел ГЭС
й =(Ф,
где а, О,) -вектор рас-
пределения расходов через гидроагрегаты, где п — количество гидроагрегатов на ГЭС; — расход через/-й гидроагрегат; С|5=((2ДВ, £},„) — вектор расходов через водопропускные сооружения, 0ДЕ — расход через донные водосбросы — расход через поверхностные водосбросы; —
п
= ^',•(//,•,£})—КПД /-го гидроагрегата ;'=1
ГЭС, определяемый по эксплуатационной характеристике — напор на /-м гидроагрегате, определяемый по формуле
Н: =2,-2,- Д/Ь -
аи;-
(3)
А/г — потери напора в водопроводящем тракте; Z; — уровень в верхнем бьефе ГЭС, определяемый по зависимости от объема воды в ВОДОХраНИЛИ-ЩС ^ВДХР
^=^вдхг); (4)
— уровень в нижнем бьефе ГЭС, зависящий от расхода воды через створ гидроузла в НБ [3],
= А 0,-0 + Иф-^Щ-1))
1-е
г
(5)
9 — расчетный интервал; Тс — некоторый параметр.
Объем воды в водохранилище описывается формулой
^вдхг^вдхО+Е^г-а)9^ (6)
О
где Оу, — приточность воды в водохранилище;
— скорость потока на выходе отсасывающей трубы /-го гидроагрегата,
(7)
/=1
гарантированному среднему сбросному расходу через гидроузел — ,
— площадь выходного отверстия отсасывающей трубы /-го гидроагрегата;
Т = Я(ХГЭС,Н); (8)
и — вектор-функция оптимального распределения нагрузки между агрегатами.
Баланс мощностей
Разобьем период планирования 7на к периодов (рис. 2), внутри которых должна обеспечиваться гарантированная выдача энергии за счет регулирования нагрузки на ГЭС:
7 = (^,72,..,7у_,,7у,7у+1,..,7^)
Гарантированная мощность ВЭС при совместной работе с ГЭС зависит от периода регулирования Tj и ожидаемого ветрового режима в этом периоде. Период регулирования зависит от полезной емкости водохранилища и установленной мощности ВЭС и может быть суточным, недельным, месячным и т. д. При этом действительная выработка на ВЭС в составе энергокомплекса и гарантированная выработка ВЭС, обеспеченная регулированием нагрузки, должны совпасть на конец планового периода.
П к ?}
|^|с(т,Фг)Л = Д£- + | } (9)
о мтм
где Л^эс, — гарантированная мощность ВЭС; 9Ее — невязка вследствие ошибки прогноза или невозможности обеспечить требуемый режим.
Гарантированная мощность ГЭС зависит от ожидаемого стока реки и полезной емкости водохранилища. При этом средний за период регулирования 7у расход гидроузла, работающего в составе энергокомплекса, должен быть равен
1 Т.,
(10)
АО, — невязка расхода. Как правило, и допустимые пределы 9 О, задаются ФАВР при установлении режимов водохранилища.
Таким образом, мощность энергокомплекса
^гэс+вэс(/7' Огуту Фг) формируется как сумма гарантируемых на период планирования мощностей ГЭСЛ^зРС; и ВЭС N^01- Внутри периода планирования доля покрытия ГЭС в графике нагрузки метается согласно ветровому режиму, при этом должен соблюдаться баланс мощностей.
^нагрг = ^гес+вэс(я> й> т' Фг) + = = п, е) + Щ%с(т, Ф,) + <гэс + 9^вгэс =
(Н)
где /^агр; — мощность нагрузки потребителя.
Для расчета водно-энергетических режимов энергокомплекса ГЭС—ВЭС уравнения (2)—(11) решаются совместно.
Оптимизация
Задача оптимизации водно-энергетических режимов энергокомплекса в математическом отношении — нелинейная задача математического программирования с выпуклой целевой функцией и большим числом линейных режимных ограничений.
В качестве критерия оптимизации выбран критерий минимума отклонений от заданного режима нагрузки при соблюдении наложенных ограничений и выдаче гарантированной мощности энергокомплекса с требуемой обеспеченностью.
Рис. 2. Графики действительно вырабатываемой и гарантированной
мощностей ВЭС в рассматриваемый период планирования Тк
л^эк =
т
- ^гэс+вэс(Фг>а> я» и)) ) -> тш. (12)
о
В зависимости от фиксируемого параметра независимые переменные в модели различаются. При заданном сценарии нагрузки ^ независимыми переменными будут .
Очевидно, что, чем более полога характеристика ГЭС, тем чаще ВЭС работает в режиме максимальной выработки. Для многоагрегатных ГЭС с поворотно-лопастными турбинами
^вэс(Фг>т) = ^вэс (и,,т).Ъ этом случае целевая функция будет иметь только три независимых переменных — и, /я, а задача сводится к поиску оптимальных параметров энергокомплекса и режимов работы, которые может обеспечить ГЭС, не выходя из наложенных на режимы работы ограничений.
Ограничения
Ограничения, накладываемые на режим ГЭС, обусловлены «Основными правилами использования водных ресурсов водохранилищ», решениями ФАВР, а также техническими характеристиками оборудования и сооружений. Основные ограничения следующие:
1) по уровню воды в водохранилище —
Zmin < Zr < ^тах, где, как правило, Zmin = УМ О, =
2) по расходу воды через агрегаты ГЭС — ОТ(Н,)<ф<ОГ(Н,\ где отчл,) и
011ах (//,) — ограничения по пропускной способности гидротурбины;
3) по максимальной мощности гидроагрегатов ГЭС - 0 < ^гэс < ^гэо ^гас ~ сумма максимальных мощностей всех располагаемых к работе гидроагрегатов;
4) по расходу воды через водопропускные сооружения - едв + 01т < где ОТЧ^, -
максимальный расход, который может быть пропущен водопропускными сооружениями при данном напоре и полном открытии затворов;
5) по уровню воды в нижнем бьефе —
7 ■ < 7 < 7 'пи — — 'тах'
6) по напору на ГЭС — Ят1п <Н{< Ятах;
7) по напору при маневрировании затворами,
8) по расходу воды через створ ГЭС — Ц <
9) по скорости изменения уровня в водохра-
й2 <5
нилище- — <5тах; ш
10) по условиям выхода на заданную отметку водохранилища на конец периода планирования — 7(Г) 5 7Я.
Уравнение (12) решается численными методами. Период регулирования Tj разбивается на 5 интервалов А/; внутри которых рассматриваются усредненные значения параметров режима.
Д^ЭК =
к ^ ^
Диагностическая проверка разработанной модели проводилась на примерах существующих ГЭС с известными параметрами режимов работы, которые наблюдались в прошлые периоды. Например, сравнивались смоделированные колебания в водохранилищах ГЭС при известных диспетчерских нагрузках с реальными наблюдаемыми в створе ГЭС колебаниями уровней верхнего бьефа. Точность смоделированных режимов зависит от качества и точности исходных данных. Допустимая погрешность при аппроксимации характеристик принята 1 %, погрешность расчетов — 5 %. При отклонении от допустимых норм погрешности вносятся поправки в модели с уточнением исходных данных.
Обобщенный алгоритм программного комплекса, созданного на основе разработанной модели, приведен на рис. 3.
Основываясь на статистической и прогнозной информации о приходах ветра и речного стока, нагрузке сети, параметрах водохранилища и возможностях оборудования ГЭС, рассчитывается оптимальный режим работы энергокомплекса для обеспечения гарантированной (не зависящей от природных особенностей ветра) выработки энергии в определенный (расчетный) промежуток времени и рационального использования водохранилища при ее аккумулировании.
Рис. 3. Обобщенный алгоритм совместной работы ГЭС—ВЭС
Выработка электроэнергии.
Рис. 4. Выработка энергокомплекса ВЭС—ГЭС при обеспечении гарантированной (на неделю вперед) мощности ВЭС (□ — энергокомплекс ГЭС—ВЭС; о— только ГЭС; □— ГЭС в составе энергокомплекса) Установленные можности: ВЭС - 500 МВт, ГЭС - 2530 МВт. Режим работы — обеспечение гарантированной мощности с недельным регулированием. Выработка энергокомплекса —278,8 МВт-ч, в том числе ГЭС — 250,54 МВт-ч, ВЭС — 28,26 МВт ч
Разработанная методика была апробирована при проектировании ветропарка «Нижняя Волга» установленной мощностью до 1 ГВт. Проект предусматривает использование водохранилища Волжской ГЭС для обеспечения стабильной работы ветропарка в региональной энергосистеме с аккумулированием энергии и обеспечения гарантированной выработки в требуемые периоды. Мощность ГЭС 2530 МВт, полезная емкость водохранилища 31,5 км".
Были рассчитаны шесть пусковых комплексов ветропарка «Нижняя Волга» (100, 200, 300, 500, 700 и 1000 МВт) и проанализированы 72 режима работы Волжской ГЭС для трех расчетных периодов, отвечающих нескольким сценариям изменения речного стока и ветрового режима.
Расчеты проведены с использованием данных о метеоусловиях в районе строительства и режимах работы ГЭС за несколько последних лет. Гарантированная мощность ГЭС в составе энергокомплекса задавалась на основе данных
о нагрузке за прошлые периоды — 7УдЭС(/). Гарантированная мощность ВЭС рассчитывалась как средняя ожидаемая мощность на период регулирования:
к 7}
<рС«= ! I ЛТвэсОЛ.
Тн
На ГЭС установлено 22 агрегата с поворотно-лопастными турбинами типа ПЛ30-В-330 (п = 22), которые обеспечивают широкую характеристику ГЭС и позволяют ВЭС работать в режиме максимальной выработки (= 1
Условием оптимальности принято
¥
нагр
где ' — требуемая обеспеченность покрытия нагрузки.
На рис. 2 приведен график совместной работы Волжской ГЭС и ВЭС, планируемой к строительству в ветропарке «Нижняя Волга», для декабря средневодного года с гарантированной мощностью «на неделю вперед».
Доля энергии ВЭС установленной мощностью 500 МВт в покрытии графика нагрузки в расчетном месяце варьировалась в диапазоне 0-75 %, составив в среднем 10 %. При этом режим работы водохранилища изменяется незначительно. Отметки УВ Б к концу месяца для всех режимов практически совпали. Максимальная доля ветровой энергии (30 %) достигается в маловодные периоды (например, в сентябре), что можно рассматривать как идеальное дополнение для дефицитной в этом периоде гидроэнергии.
Результаты оптимизационных расчетов показали, что при 95 % обеспеченности нагрузки потребителя можно принять уставленную мощность ВЭС в составе энергокомплекса примерно 700 МВт.
Объединение объектов гидро- и ветроэнергетики дает возможность решить проблемы дефицита электроснабжения в районах удаленных от ЦЭС. ГЭС с высокоманевренными гидроагрегатами успешно компенсирует неравномерную выдачу мощности ВЭС и значительно уменьшает связанные с этим ограничения при интеграции в региональную энергосистему
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Елистратов, В.В. Использование возобновляемой энергии [Текст]: учеб. пособие / В.В. Елистратов. — СПб.: Изд-во Политехи, ун-та, 2010.— 224 с.
2. Васильев, Ю.С. Возобновляемые источники энергии и гидроаккумулирование [Текст]: учебное пособие / Ю.С. Васильев, В.В. Елистратов [и др.].— СПб.: Изд-во Политехи, ун-та, 1995.
3. Цветков, Е.В. Оптимальные режимы гидроэлектростанций в энергетических системах / Цветков Е.В. [и др.]
4. Коншцев, М.А. К вопросу об аккумулировании энергии возобновляемых источников [Текст] / М.А. Конигцев // Наука и инновации в техни-
ческих университетах: Матер. Всеросс. форума студентов, аспирантов и молодых ученых. — СПб.: Изд-во Политехи, ун-та, 2007,— С. 114.
5. Gross, R. The costs and impacts of inter-mittency: An assessment of the evidence on the costs and impacts of intermittent generation on the British electricity network [Текст| / R. Gross et. al. // United kingdom energy research center.— Eondon, England.— March, 2006."
6. The effects of integrating wind power on transmission adopted. System Planning, Reliability, and Operations: Report on Phase 2 [Текст] / The New York State Energy Reseach and Development Authority.— New York.— March, 2005.
