Часть   I

СИСТЕМНОЕ ЗНАЧЕНИЕ ГАЭС

 

 

Глава   1.
ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ СТРАНЫ И РОЛЬ ГАЭС В ПОВЫШЕНИИ ЖИВУЧЕСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Термин «энергетическая безопасность» означает состояние защищенности жизненно важных «энергетических интересов» личности, общества и государства от различных угроз независимо от их характера. Подобные интересы сводятся к бесперебойному обеспечению потребителей экономически доступными топливно-энергетическими ресурсами приемлемого качества: в нормальных условиях – к обеспечению в полном объеме обоснованных потребностей; в чрезвычайных ситуациях –к гарантированному обеспечению минимально необходимого объема первоочередных, наиболее важных потребностей.

Поскольку электроэнергетика является важнейшей составляющей энергетики страны, то все выводы, касающиеся энергобезопасности, действительны и в отношении электроэнергетики.

Как это ни парадоксально, но в 90-е гг. прошлого столетия энергетическая безопасность России в основном обеспечивалась (даже при наличии довольно частых локальных сбоев), несмотря на низкую надежность энергооборудования и малый объем ввода новых производственных мощностей, в целом не компенсирующий их выбытия по причине полной выработки ресурса. Главная причина этого явления — значительное уменьшение спроса на энергоресурсы, в том числе и на электроэнергию, в результате спада производства в отраслях-потребителях, резкого сокращения объемов строительства жилья и объектов социальной инфраструктуры, а также в результате всеобщего снижения уровня платежеспособности.

Вторая причина, связанная с первой, заключается в переходе от преимущественно безвозвратного, бесплатного бюджетного (государственного) финансирования инвестиций в энергетике к платному, возвратному кредитованию. Однако этот необходимый переход осуществлялся недостаточно последовательно: бюджетное финансирование резко сократилось, а возможности самофинансирования и привлечения внешних инвестиций были очень ограничены. В результате, произошли резкий спад инвестиционной активности во всех отраслях топливно-энергетического комплекса и отставание ввода мощностей от необходимого уровня.

Важными элементами энергобезопасности являются валовое производство электроэнергии, соответствующее годовой и сезонной потребности промышленности и населения, обеспечение маневренного ведения суточных режимов нагрузки энергосистемы, качество поставляемой потребителям электроэнергии и живучесть систем энергетики, то есть свойство противостоять возмущениям, не допуская их каскадного развития с массовым нарушением питания потребителей.

Значение этих критериев резко возросло в последние годы, когда после периода стагнации возрастает спрос на энергоносители, предъявляются повышенные требования в отношении качества и надежности энергоснабжения, а темпы обновления систем энергетики пока не соответствуют темпам роста энергопотребления.

Как известно, в сложной электроэнергетической системе как в структурно неоднородном техническом объекте объективно существуют так называемые слабые места, то есть элементы, группы элементов или условия, которые с точки зрения реакции на изменение режима, возмущения, управляющие воздействия являются критичными и негативно сказываются на живучести системы. В слабых местах или в нештатных условиях работы вероятность такого отклонения параметров режима, которое может привести к резкому снижению качества, надежности или ухудшению экономических показателей работы электроэнергетической системы, значительно повышена. Наличие слабых мест в электроэнергетической системе не только ограничивает технические возможности системы в целом и эффективность управления этой системой, но часто является причинной нарушений динамической устойчивости при больших возмущениях и системных аварий каскадного характера с массовым нарушением питания потребителей. Показательным примером такого развития событий является авария в Московском регионе в мае 2005 г.

Наличие слабых мест в электроэнергетической системе определяется как ее структурными свойствами (топологией сети, наличием и размещением генераторов и узлов нагрузки), так и параметрами элементов системы (сопротивлениями связей, параметрами нагрузок и генераторов и т. п.).

Своевременное и квалифицированное определение слабых мест в электроэнергетической системе позволяет разработать и обосновать мероприятия по их усилению путем изменения схемы сети, структуры генерирующих мощностей и расположения генераторов, установки реакторов и компенсирующих устройств, выбора средств противоаварийной автоматики и т. д.

Совершенно очевидно, что определяющим из этих мероприятий является обеспечение оптимальной структуры генерирующих мощностей, предусматривающей необходимый диапазон и требуемую динамику регулирования.

Графики потребления электроэнергии (суточные графики нагрузки) современных энергообъединений отличаются высокой степенью неравномерности, что создает трудности как с покрытием пиков, так и, в большей степени, с прохождением ночных провалов суточных графиков нагрузки. Эта проблема усугубляется в связи с устойчивой тенденцией укрупнения маломаневренных энергоблоков на тепловых и атомных электростанциях, что особенно актуально для энергообъединений Европейской части России, где преобладают низкоманевренные блоки ГРЭС, ТЭЦ и АЭС. Серьезной проблемой для них становится разгрузка тепловых электростанций в часы ночного снижения нагрузок с учетом необходимости выполнения теплового графика нагрузок и обеспечения равномерной работы энергоблоков АЭС. Кроме того, в связи с резким ростом интенсивности подъема нагрузок в часы утренних и вечерних максимумов обостряются проблемы обеспечения качества электроэнергии (поддержание нормированных значений частоты и напряжения).

Анализ отчетных данных показывает, что за прошедший десятилетний период значительно возросла неравномерность суточных режимов электропотребления. Так, коэффициенты неравномерности суточных графиков нагрузки (отношение минимальной нагрузки к максимальной) в энергообъединениях Европейской части России составляют:

• ОЭС Центра - 0,719-0,758;
• ОЭС Северо-Запада - 0,709-0,768;
• ОЭС Северного Кавказа - 0,712-0,768;
• ОЭС Средней Волги - 0,75;
• ОЭС Урала - 0,85.

Опыт зарубежных энергосистем с преобладанием ТЭС и АЭС показывает, что доля всех высокоманевренных установок должна составлять не менее 25 % от суммарной установленной мощности энергообъединения. При этом для организации оптимальной и надежной работы ТЭС и АЭС доля ГАЭС (с учетом их способности осуществлять двойное регулирование - как генерации, так и нагрузки) должна составлять 10-12 %.

В Европейской части России это соотношение соблюдается не во всех ОЭС, и даже в тех ОЭС, где формально соотношение генерирующих мощностей благоприятно (в ОЭС Средней Волги доля ГЭС составляет 26,1 %, в ОЭС Юга - 23,2 %), есть свои сложности с точки зрения эффективности использования маневренных (регулирующих) мощностей.

Например, регулирующие возможности в ОЭС Средней Волги, казалось бы, достаточно велики и могут быть использованы при составлении баланса мощности. Однако реальная ситуация не столь благоприятна.

Проектами было предусмотрено, что все гидроузлы Волжско-Камского каскада, кроме последнего в каскаде, будут находиться в подпоре от нижележащих гидроузлов и, следовательно, будут иметь возможность полной остановки гидроагрегатов в период ночного провала суточных графиков нагрузки. Наличие подпора обеспечивало также стабильность уровней воды в нижних бьефах. Однако отказ от строительства Нижне-Волжской ГЭС и приостановка наполнения Чебоксарского и Нижнекамского водохранилищ, а также ужесточение экологических ограничений привели к тому, что в настоящее время режимы работы ГЭС отличаются от проектных, наиболее благоприятных с точки зрения энергетики. Жесткая регламентация попусков воды через ГЭС привела к сокращению размещаемого на них резерва с переводом его в аварийный.

Поэтому, несмотря на значительный потенциал ГЭС Волжско-Камского каскада, его регулирующих возможностей недостаточно для компенсации излишков генерирующей мощности в часы провала суточного графика нагрузки.

В настоящее время практически все ОЭС Европейской части России, особенно ОЭС Центра, Северо-Запада и Северного Кавказа, испытывают не столько проблемы с покрытием пиковых зон графиков нагрузок, сколько с прохождением ночных провалов. По данным Системного оператора – Центрального диспетчерского управления (СО-ЦДУ) ЕЭС, самые напряженные условия прохождения ночных провалов графиков нагрузок существуют в ОЭС Центра, где при использовании полного регулировочного диапазона конденсационных электростанций и ТЭЦ, а также с учетом возможностей Загорской ГАЭС, ночные избытки мощности составляют 2-3 млн. кВт.

Структура генерирующих мощностей Европейской части России (большая доля ТЭС и АЭС, недостаточный диапазон регулирующих возможностей) обусловливает необходимость регулирования суточного графика потребления со значительным участием генерирующих мощностей ОЭС Урала и Сибири.

Такое регулирование сопряжено с наличием перетоков мощности из ОЭС Урала в ОЭС Центра в часы максимальных нагрузок и в обратном направлении в часы минимальных нагрузок на уровне максимально допустимых. Величины перетоков достигают 5000 МВт в вечерние часы и 3000 МВт в ночные часы. Одновременно наблюдается предельная загрузка внутрисистемных контролируемых сечений ОЭС Урала.

В этой ситуации даже сравнительно небольшое динамическое возмущение, особенно сопровождаемое нештатным действием защит и автоматики, может привести к такому развитию аварийных процессов, которое приведет к погашению значительной части потребителей, разделению ЕЭС на несинхронно работающие части с вероятным повреждением генерирующего и сетевого электрооборудования. Ликвидация подобного рода нарушений технологически очень сложна и занимает значительное время. Кроме того, динамические возмущения в энергосистеме, возникающие при отключении загруженных линий электропередачи, создают угрозу безопасной эксплуатации электростанций, в том числе атомных.

Режимы ОЭС Юга в условиях работы Волгодонской АЭС в базовом режиме и ограниченных возможностях суточного регулирования ТЭС характеризуются дефицитом пиковой мощности в часы максимума нагрузки и избытком генерирующей мощности в часы дневных и, в особенности, ночных провалов. Регулирование суточного графика нагрузки осуществляется в основном за счет ГЭС ОЭС Юга и энергоблоков Ставропольской, Невинномысской ГРЭС и Краснодарской ТЭЦ. Использование ГЭС в регулировании графика нагрузки в значительной степени зависит от обеспеченности гидроресурсами, водохозяйственных ограничений и ограничений в величине перетоков мощности между западной и восточной частями энергозоны Северного Кавказа.

Учитывая пиковый характер суточного графика нагрузки ОЭС Юга и существующую тенденцию повышения степени его неравномерности, устойчивый рост энергопотребления, строительство Зеленчукской ГАЭС (развитие ГЭС в комплекс ГЭС-ГАЭС) и Ростовской ГАЭС является особенно актуальным в связи с предстоящим вводом в работу второго и третьего энергоблоков Волгодонской АЭС.

В ОЭС Северо-Запада при разгрузке блочных станций и ТЭЦ ночные избытки мощности могут достигать 1,5-2 млн. кВт. Недостаток регулирующей мощности в ОЭС Северо-Запада приводит к увеличению межсистемных перетоков мощности, особенно в условиях необходимости обеспечения контрактных условий поставок электроэнергии в Финляндию. Более того, складывается негативная тенденция сокращения регулировочных возможностей западной части ОЭС Северо-Запада в ближайшей перспективе в связи с вводом энергоблоков на ТЭС: 450 МВт на Северо-Западной ТЭЦ, 180 МВт на ТЭЦ-5 и 640 МВт на Юго-Западной ТЭЦ Ленэнерго, 450 МВт на Калининградской ТЭЦ-2, а также реконструкцией Ленинградской АЭС с увеличением ее суммарной установленной мощности. Увеличение установленной мощности энергообъединения не сопровождается соответствующим увеличением регулировочного диапазона. Это усугубляет проблемы регулирования суточного графика нагрузки, которые могут быть решены только за счет межсистемных перетоков мощности.

Глубокая разгрузка Киришской ГРЭС, а также остановы и пуски ее энергоблоков, практикуемые для обеспечения регулировочного диапазона в ОЭС Северо-Запада в настоящее время, в ближайшем будущем будут недостаточными. Кроме того, они приводят к повышенному износу оборудования станции, снижению надежности ее работы, а также к финансовым потерям, обусловленным неэкономичным режимом работы, увеличением продолжительности и объема ремонтных работ.

Наиболее эффективным способом увеличения регулировочных возможностей ОЭС Северо-Запада является строительство Ленинградской ГАЭС. Технология работы ГАЭС позволяет решить две задачи балансирования генерации и потребления: потреблять избыточную мощность в энергообъединении в часы минимальных нагрузок и выдавать мощность в энергосистему в часы дефицита мощности.

Анализ прогнозных параметров развития электроэнергетики страны, заложенных в Энергетической стратегии России, показывает, что переменная часть графиков нагрузок Европейской части России вырастет к 2020 г. по сравнению с 2002 г. на 35 %; доля базисных станций в структуре генерирующих мощностей также возрастет. Основой электроэнергетики останутся тепловые электростанции; планируется рост генерирующих мощностей АЭС и увеличение выработки электроэнергии на АЭС на 20 %. При этом ситуация в ОЭС Европейской части России еще более обострится вследствие влияния следующих факторов:

• значительное увеличение доли ТЭС и АЭС с крупноблочным маломаневренным оборудованием в структуре генерирующих мощностей;
• практическое исчерпание возможностей для строительства ГЭС;
• снижение регулировочного диапазона энергоблоков тепловых электростанций в связи со старением оборудования и снижением качества поставляемого топлива;
• перевод в экологический режим работы ряда крупных ГЭС со снижением их регулировочного диапазона и др.

Кроме того, анализ крупных системных аварий как в России, так и за рубежом показывает, что отсутствие необходимого оперативного и аварийного резерва в виде маневренных генерирующих мощностей, во-первых, способствует развитию локальной аварии в системную и, во-вторых, ограничивает оперативные возможности в послеаварийном восстановлении нормального режима.

Недостаточный удельный вес высокоманевренных электростанций и прежде всего ГЭС и ГАЭС в структуре генерирующих мощностей энергообъединений Европейской части России в сочетании со значительной неравномерностью суточных графиков электрических нагрузок приводит к тому, что регулирование мощностей вынужденно осуществляется тепловыми электростанциями. При этом коэффициент регулирования, представляющий собой отношение диапазона регулирования соответствующих электростанций к их максимальной нагрузке, достигает предельного значения. При таком положении не может быть обеспечено нормальное и качественное электроснабжение, так как тепловые электростанции не могут оперативно изменять мощность. Это приводит к изменению напряжения и частоты в энергосистеме, а при их предельных значениях -к автоматическому частичному отключению потребителей, необходимому для предотвращения развала энергосистемы. Кроме того, в аварийной ситуации отсутствие маневренных резервных мощностей может привести к развитию аварии либо к увеличению времени восстановления нормального режима работы. Таким образом, регулирование мощности тепловыми электростанциями приводит к низкому качеству электроснабжения по частоте и напряжению в нормальном режиме, усугублению ситуации в аварийных режимах и, как следствие, к снижению надежности электроснабжения. Режим регулирования на тепловых электростанциях приводит к перерасходу топлива, снижению долговечности теплоэнергетического оборудования и увеличению затрат на ремонтное обслуживание, ухудшению экологической обстановки в районах расположения ТЭС.

Основным оборудованием конденсационных тепловых электростанций, привлекаемых к регулированию в отсутствие других маневренных мощностей, являются блочные агрегаты со сверхвысокими и закритическими параметрами пара мощностью 160, 200, 300, 500 и более МВт.

Блочные агрегаты К-160-100 и К-200-130 в случае невозможности сведения баланса мощности могут быть остановлены как на выходные дни, так и на время ночного провала нагрузки. Однако следует учитывать реальное время обратного пуска и пусковые потери топлива. В табл. 1.1 приведены ориентировочные данные по времени пуска и усредненные пусковые потери топлива.

 

Таблица 1.1

Тип блока	Время простоя, ч	Время пуска, ч		Пусковые потери  условного топлива, т
		Включение генератора	Набор полной нагрузки
К-160-130	6-8	1,5	2,5	35
	45-50	2,5	4,5	60
К-200-130	6-8	1,5	2,5	45
	45-50	2,5	4,5	70
К-300-240	6-8	2,0	3,5	60
	45-50	4,0	8,0	125

 

Частые остановки котлов и турбоагрегатов, особенно на сверхвысоких и закритических параметрах пара, приводят к ускоренному износу и сокращению срока службы этого оборудования, а также межремонтного периода и, соответственно, к увеличению аварийного простоя и эксплуатационных затрат.

Основной причиной ускоренного износа теплового оборудования при его частых и кратковременных остановках является неравномерное температурное состояние различных элементов турбины, котла и паропроводов, что приводит к их остыванию с разной скоростью.

По зарубежным данным, 25 % аварийных остановок теплового оборудования происходит из-за повреждений в период пуска, однако последствия температурных перенапряжений из-за неравномерной работы этого оборудования проявляются и во время стационарных режимов.

Требования оптимизации работы тепловых электростанций, минимизации широтных межсистемных перетоков мощности приводят к необходимости увеличения доли высокоманевренных генерирующих мощностей. Уже сегодня очевидно, что для обеспечения необходимого регулировочного диапазона в Европейской части ЕЭС России на уровне 2010 г. необходимо ее увеличение на 5000—6000 МВт.

Решение проблемы может быть найдено за счет строительства ГАЭС, обладающих максимальными маневренными возможностями. Причем в отличие от других маневренных электростанций, которые могут покрывать только пиковые нагрузки, ГАЭС могут работать в насосном (нагрузочном) режиме в провале графика нагрузок, обеспечивая более благоприятный базисный режим ТЭС и АЭС, а также способствуя снижению межсистемных перетоков мощности. Дополнительно к основным функциям – балансированию мощности – ГАЭС по своим технологическим возможностям может привлекаться к регулированию важнейших режимных параметров – частоты и напряжения.

Мировой опыт использования ГАЭС в электроэнергетике давно подтвердил их техническую эффективность в обеспечении экономичности энергообъединений и их живучести, в повышении надежности электроснабжения и качества электроэнергии. В настоящее время в мире насчитывается более 460 действующих ГАЭС различной компоновки с широком диапазоном установленной мощности – от нескольких десятков кВт до 3000 МВт (ГАЭС Эдисон в США) – и напорами от нескольких десятков метров до 1700 м (ГАЭС Рейзек в Австрии). В ближайшие годы ожидается значительное увеличение количества строящихся и эксплуатируемых ГАЭС. Наиболее интенсивно гидроаккумулирование развито в США (39 ГАЭС; 20,8 млн. кВт), Японии (20 млн. кВт), Германии (33 ГАЭС; 5,6 млн. кВт), Италии (22 ГАЭС; 7,0 млн. кВт), Австрии (4,4 млн. кВт), Франции (4,4 млн. кВт), Швейцарии (13 ГАЭС; 1,2 млн. кВт), Китае (5,0 млн. кВт), Испании (5,0 млн. кВт) и т. д.

По опыту зарубежных энергосистем, ГАЭС целесообразно размещать либо в центрах энергопотребления в промышленных и урбанизированных районах страны, либо рядом с неманевренным мощным источником электроэнергии. Но этим диапазон возможностей их использования не ограничивается. В зависимости от варианта размещения ГАЭС могут быть реализованы определенные специфические преимущества, особенно в аварийных и послеаварийных ситуациях.

 

1. Расположение ГАЭС на транзитных общесистемных связях ограничивает возможности ГАЭС рамками стандартных технологических услуг (см. гл. 2). В этом случае, как правило, ГАЭС участвует в регулировании режимов энергообъединения в целом, обеспечивая требуемые значения частоты и напряжения; при этом она мало влияет на конкретные локальные объекты (рис. 1.1).

 

2. Использование ГАЭС, размещаемых вблизи АЭС или крупной ТЭС. Сохраняя стандартные функции, ГАЭС в этом случае получает возможность оказывать более глубокое влияние на оптимизацию режимов работы теплоэнергетического оборудования конкретной тепловой или атомной электростанции. В случае АЭС при условии электрической связи ГАЭС не только с высоковольтным распредустройством АЭС, но и на низком (генераторном) напряжении, принципиально возможно организовать автоматическое включение обратимых гидроагрегатов ГАЭС в насосном (нагрузочном) режиме в случае аварийной потери связи АЭС с энергосистемой, что целесообразно не только с точки зрения сохранения электрооборудования , но и с точки зрения повышения радиационной безопасности.

 

Рис. 1.1. Примерный суточный график нагрузки современной мощной энергосистемы:

АЭС, ТЭЦ, КЭС, и ПТЭС — атомные, теплофикационные, конденсационные и пиковые тепловые электростанции; ГЭС — гидроэлектростанции; ГАЭС — гидроаккумулирующие электростанции, работающие в режимах: НР - насосном, ТР — турбинном, СК и ВР — синхронного компенсатора и во вращающемся резерве активной или реактивной мощности; N— мощность энергосистемы, %

 

3. Использование ГАЭС для повышения надежности электроснабжения мегаполисов. Проблема повышения надежности электроснабжения мегаполиса может быть решена радикально путем размещения нескольких ГАЭС сравнительно небольшой мощности по периметру мегаполисов в непосредственной близости от города (или даже в черте города). Такие ГАЭС должны иметь связи высоковольтными линиями электропередачи с основными узловыми распределительными подстанциями города и распредустройствами крупных ТЭЦ. Более того, эти ГАЭС территориально могут располагаться вблизи от существующих ТЭЦ, дислоцированных вокруг мегаполиса. Такое расположение ГАЭС позволяет:

• осуществлять в нормальном режиме работы энергообъединения стандартный набор регулирующих функций в интересах энергообъединения в целом;
• в аварийной ситуации, благодаря глубокому вводу ГАЭС в структуру электроснабжения города, осуществлять адресное аварийное резервирование генерирующей мощности;
• подхватывать нагрузку отделившихся ТЭЦ с сохранением их вращающейся генерирующей мощности;
• обеспечивать электроснабжение системы собственных нужд ТЭЦ, потерявших связь с энергосистемой и разгрузившихся до нуля, что необходимо для последующего пуска их турбоагрегатов.

В качестве верхних бассейнов такие ГАЭС могли бы использовать акваторию реки, протекающей в черте города или вблизи него, либо другой естественный водоем достаточной емкости; нижние бассейны и машинные залы могут быть подземными. Такая компоновка не повлияет на наземные экосистемы города и не потребует отведения больших площадей.

Характерным примером такого подхода является строительство двух ГАЭС вблизи Нью-Йорка (США): Бленхейм-Джильбао (1000 МВт, 1973 г.) и Корнуэлл (2000 МВт, 1982 г.), сооруженных после знаменитой аварии 1965 г. в дополнение к введенной в 1961 г. ГЭС—ГАЭС Льюистон-Тусканора мощностью 2200 МВт. Кроме того, в непосредственной близости, в штате Массачусетс, соответственно, в 1972 и 1974 гг. введены ГАЭС Нордфильд установленной мощностью 1000 МВт и Бер-Свемп мощностью 600 МВт.

Учитывая аварийноопасную ситуацию в регионе, ГАЭС Бленхейм-Джильбао была построена и сдана в эксплуатацию за четыре года – с 1969 по 1973 г. Общая стоимость ГАЭС составила около 224 млн. долларов США.

Характерной особенностью ГАЭС Бленхейм-Джильбао является высокая маневренность ее агрегатов и способность быстро выполнять режимные требования энергосистемы. Из резервного (остановленного) состояния эта ГАЭС может за 3 мин в турбинном режиме выдать в энергосистему мощность 1000 МВт, а в насосном режиме работы ее полная нагрузка может быть снята практически за 10 с. Любой из четырех агрегатов может быть запущен в турбинный режим за 130-150 с, причем собственно набор нагрузки длится 30 с. Перевод из режима синхронного компенсатора (СК) с турбинным направлением вращения в турбинный режим осуществляется за 100 с.

В насосный режим агрегаты этой ГАЭС запускаются с помощью вспомогательных пусковых электродвигателей в течение 5 мин, а полное время с набором нагрузки составляет 7 мин.

Для достижения максимума к.п.д. агрегатов на ГАЭС установлен оптимизатор открытия направляющего аппарата в насосном и турбинном режимах в зависимости от значений напоров, расхода и мощности обратимого агрегата.

Агрегаты ГАЭС Бленхейм-Джильбао могут быть запущены в турбинный (генераторный) режим при потере связи с энергосистемой в случае ее развала при крупной системной аварии и выдать полную мощность 1000 МВт для восстановления работы энергосистемы.

Работа ГАЭС Бленхейм-Джильбао в составе энергосистемы регулируется и согласовывается энергетическим управлением штата Ныо-Йорк с учетом работы ГАЭС Корнуэлл и ГЭС—ГАЭС Льюистон-Тусканора, а также расположенных в соседнем штате ГАЭС Нордфильд и Бер-Свемп.

В России разработано предложение о строительстве в Москве подземной ГАЭС мощностью 1000 МВт с максимальным напором 1300 м, а также проведены предварительные исследования по созданию подземной ГАЭС в районе Санкт-Петербурга (Выборг) мощностью 1200—1500 МВт с максимальным напором 1200 м.

 

4. Использование ГАЭС в едином технологическом комплексе с приливными электростанциями. Приливные электростанции по своему принципу работают циклически в соответствии с цикличностыо приливной волны. Функция сглаживания графика генерации и обеспечение соответствия генерации и потребления могут быть возложены на ГАЭС, построенную и работающую в едином технологическом комплексе с ПЭС.

До недавнего времени считалось, что в условиях современной энергетики, когда в крупных энергосистемах имеются большие возможности маневрирования генерирующим оборудованием, прерывистый характер выдачи электроэнергии ПЭС не имеет большого значения. Пока речь шла о сравнительно небольших опытных ПЭС, включая и наиболее мощную ПЭС Ранс во Франции, это действительно было так. Однако изменение структуры генерирующих мощностей в последние десятилетия в пользу теплоэнергетических и атомных блоков большой единичной мощности со сниженными возможностями регулирования кардинально изменили ситуацию, тем более что в настоящее время выполняются проектные работы по ПЭС большой (до нескольких миллионов кВт) мощности.

В настоящее время уже в практическом плане обсуждается порядок подготовки к рабочему проектированию и строительству Мезенской ПЭС. В связи с этим представляется своевременным проанализировать проблемы интеграции мощной Мезенской ПЭС в объединенную энергосистему Европейской части России, учитывая специфический (дискретный) режим работы ПЭС. Эти проблемы в еще большей степени актуальны также и для будущих дальневосточных ПЭС.

Технологические сложности использования ПЭС с точки зрения электрических режимов заключаются в следующем. С одной стороны, режимы ПЭС в пределах лунных суток неизменны и являются как бы базовыми составляющими графиков генерации. С другой стороны – в суточном разрезе режим генерации ПЭС является прерывистым, что требует наличия со стороны энергообъединения существенных регулирующих возможностей для компенсации прерывистости генерации ПЭС, а также колебаний мощности ПЭС в месячном цикле. Эта задача со стороны энергообъединения вполне успешно решается, если мощность ПЭС несоизмерима с мощностью энергообъединения. Например, работа Кислогубской ПЭС установленной мощностью 450 кВт (с 2004 г. — 630 кВт) не оказывает существенного влияния на режимы Кольской энергосистемы.

Качественно иной становится проблема компенсации дискретности при вводе в эксплуатацию мощных ПЭС, в частности, Мезенской ПЭС мощностью 8 млн. кВт. Учитывая возросший во всех без исключения энергообъединениях дефицит маневренных мощностей, необходимых для адаптации суточного графика генерации к графику нагрузок, а также предполагаемую мощность современных ПЭС, можно утверждать, что проблема сглаживания пульсирующего характера генерации ПЭС приобретает особую актуальность, причем в мировом масштабе. И это заставляет пересмотреть сделанные ранее выводы. Более того, при проектировании таких мощных ПЭС возникает множество дополнительных проблем, которые потребуют своего решения уже на стадии проектирования.

Считается, что прерывистость режима ПЭС может быть скомпенсирована, если ее мощность составляет не более 25 % от суммарной мощности энергообъединения. Вообще говоря, к этой норме следует относиться критически. Опыт зарубежных энергосистем с преобладанием ТЭС и АЭС показывает, что даже без учета ПЭС доля всех высокоманевренных установок должна составлять не менее 25 % от суммарной установленной мощности энергообъединения. Можно предположить, что с появлением современных мощных ПЭС эта доля должна быть существенно увеличена, а отношение мощности ПЭС к суммарной мощности энергообъединения уменьшено, либо должны быть приняты дополнительные меры по увеличению регулирующих возможностей энергообъединения.

С формальной точки зрения, объединенная мощность четырех европейских энергообъединений России (137,5 млн. кВт) вполне достаточна, учитывая, что мощность Мезенской ПЭС составит 8 млн. кВт. Однако более внимательное рассмотрение возможностей каждого из этих энергообъединений показывает, что на самом деле соблюдение указанного соотношения без учета реальных нагрузочных режимов и структуры генерирующих мощностей не гарантирует достаточности регулирующих возможностей по отношению к ПЭС.

На рис. 1.2. приведен прогнозный (2010 г.) объединенный суточный график нагрузок ОЭС Центра, Северо-Запада, Средней Волги и Урала и совмещенный с ним график генерации Мезенской ПЭС.

 

Рис. 1.2. Совмещенный суточный график нагрузки ОЭС Европейской части России и суточный график генерации Мезенской ПЭС

Таким образом, даже поверхностный анализ баланса генерирующих мощностей ОЭС Европейской части России показывает, что без принятия специальных дополнительных мер существующая структура генерации не может обеспечить полноценную работу Мезенской ПЭС с использо… Продолжение »