2.5. Основные энергетические параметры ГЭС

Напоры ГЭС. Статический напор Н ст равен разности отметок верхнего и нижнего бьефа, м:

где верхний бьеф (ВБ) и нижний бьеф (НБ) – соответственно участки реки выше водоподпорного сооружения ГЭС и ниже здания ГЭС.

Напор брутто H б р равен разности удельных энергий потока в верхнем бьефе в сечении 1–1 перед входом в водоприемник ГЭС и в нижнем бьефе в сечении 2–2 за отсасывающими трубами гидротурбин (рис. 2.7), м:

На ГЭС часть энергии идет на гидравлические потери при движении воды в ее проточном тракте.

Напор нетто Н, используемый гидротурбиной, равен разности напора брутто и гидравлических потерь напора h пот (по длине и местных) в водоприемнике, подводящих и отводящих водоводах (каналах, туннелях, трубопроводах) ГЭС.

Напор брутто Н б р для практических расчетов можно принять равным Н ст, если пренебречь разностью кинетической энергии потока в верхнем бьефе у водоприемника ГЭС и в нижнем бьефе за отсасывающими трубами, которая обычно крайне мала.

Напор нетто, действующий непосредственно на турбину, составляет:

Н=Н с т – h пот.

На ГЭС с активными ковшовыми турбинами с выпуском воды из сопла в атмосферу имеются дополнительные потери напора h д (см. рис. 2.7, в).

Расчетный напор Н р равен минимальному напору, при котором обеспечивается установленная мощность ГЭС.

Энергия и мощность ГЭС. Выработку электроэнергии ГЭС и ее мощность принято определять на выводах генераторов, в связи с чем в расчетах учитывается коэффициент полезного действия гидроагрегата, который определяет гидравлические, механические и электрические потери энергии в турбине и генераторе. Энергия ГЭС и мощность определяются из выражений:

N ГЭ С =9,81 Q H η,

где Э ГЭ С и N ГЭ С выражены соответственно в кВт·ч и кВт (1 кВт·ч=3600 кДж); η – коэффициент полезного действия гидроагрегата, равный η = η т η г ; η т, η г – к.п.д. соответственно турбины и генератора.

Рис. 2.7. Схемы определения напоров ГЭС: а – русловая ГЭС; б – деривационная ГЭС; в – ГЭС с ковшовыми турбинами

Установленная мощность ГЭС N у ст равна сумме паспортных (номинальных) мощностей генераторов, установленных на ГЭС, и составляет:

N у ст =9,81 QH p η ; N у ст = n аг р N г, где Q – расход ГЭС при расчетном напоре; N г – номинальная мощность генератора; n аг р – количество гидроагрегатов.

Установленная мощность обычно соответствует максимальной мощности, которую может выдать ГЭС.

Водохранилища ГЭС или естественные водоемы (озера), осуществляя регулирование сильно изменяющихся в реке расходов (многолетнее, сезонное, недельное, суточное), позволяют наиболее эффективно использовать установленную мощность ГЭС с повышением количества вырабатываемой электроэнергии или обеспечением работы ГЭС в пиковой зоне суточного графика нагрузок энергосистемы.

Гарантированная мощность ГЭС. На основании расчетов обеспеченности среднесуточных мощностей по многолетнему ряду с учетом регулирования находится мощность заданной расчетной обеспеченности, которая для ГЭС обычно составляет 90–95%, и соответствующая ей суточная выработка электроэнергии. В результате размещения этой выработки электроэнергии в определенной зоне расчетного суточного графика нагрузок энергосистемы (в пиковой или полупиковой зоне) определяется гарантированная мощность N га р. Установленная мощность ГЭС всегда значительно выше гарантированной, что позволяет более полно использовать энергию водотока.

Годовая выработка электроэнергии ГЭС не является постоянной, изменяясь в зависимости от объема стока и степени его регулирования. При этом при многолетнем регулировании неравномерность выработки электроэнергии по годам будет уменьшаться.

Среднемноголетняя выработка электроэнергии является одним из основных техническо-экономических показателей и определяется по формуле

где Э i – среднегодовая выработка; – среднемноголетняя выработка; n – количество лет, по многолетнему ряду наблюдений.

Для оценки общего времени работы ГЭС в энергосистеме определяется условное число часов использования установленной мощности в году Т по формуле

Число часов использования установленной мощности в году характеризует степень неравномерности работы в течение года и суток. При работе ГЭС в основном в режиме покрытия пиковой зоны графика нагрузок Т ≤ 2000 ч, а в полупиковой зоне Т возрастает до 4000 ч.

Потери напора на ГЭС ориентировочно могут составлять порядка 1–5%, причем они меньше при плотинной схеме и безнапорной деривации и увеличиваются при напорной деривации.

Коэффициент полезного действия гидросилового оборудования (гидроагрегата) ориентировочно может составить 90–94% в зависимости от типа и характеристик турбины и генератора. В целом на ГЭС потенциальная энергия водотока преобразуется в электрическую с высоким к.п.д. на уровне 86–93%.

Режим эксплуатации ГЭС в энергосистемах характеризуется работой с полной мощностью непрерывно в течение суток обычно только в период паводков, а в остальные сезоны года ГЭС работает в режиме покрытия пиковой части графика нагрузок в среднем 3–5 ч в сутки, в режиме покрытия полупиковой части – 5–15 ч в сутки, а также используется в качестве аварийного и частотного резервов. При необходимости обеспечения постоянных санитарно-экологических и других попусков часть агрегатов ГЭС работает непрерывно.