6

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ

ГЕС – гідроелектростанція;

ГАЕС – гідроакумулююча електростанція;

ЕЕС – електроенергетична система;

ОЕС – об’єднана електроенергетичнасистема

ЕМ – електрична мережа;

ЕМІ – електромагнітний імпульс;

ЕС – електрична система;

АЕС – атомна електрична станція;

ТЕС – теплова електростанція;

НС надзвичайні ситуації;

КРУЕ – комплексний розподільний пристрій;

ПЛ – повітряна лінія;

КЛ – кабельна лінія.

7

ВСТУП

Актуальність теми. Сьогодні гідроенергетика не повністю

задовольняє потреби енергосистем у піковій та напівпіковій потужності

внаслідок недостатньої потужності на гідро- та гідроакумулюючих

електростанціях (ГЕС та ГАЕС), а також обмежень, що їх накладають інші

галузі водогосподарського комплексу.

Деяке збільшення виробництва пікової електроенергії передбачається

за рахунок реконструкції та модернізації існуючих об'єктів гідроенергетики,

а також залучення ресурсів малих і середніх річок. Мають бути проведені

розробки по перетворенню деяких існуючих ГЕС у ГАЕС, що дозволить

значно збільшити регулюючу потужність відносно існуючої.

Встановлена потужність ГЕС та ГАЕС в ОЕС України становить 4735,6

МВт, в тому числі Дніпровських ГЕС та Київської ГАЕС – 3886,6 МВт,

Дністровських ГЕС – 742,8 МВт, малих ГЕС – 94,7 МВт.

У балансі потужності енергосистеми України гідроелектростанції не

перевищують 9,1%, проти 15% оптимальних, що зумовлює дефіцит як

маневрових, так і регулюючих потужностей.

У разі виконання визначених стратегією завдань до 2030 р. загальна

потужність гідроенергооб’єктів збільшиться до 10,5 тис. МВт. Сумарне

виробництво електроенергії на цих об’єктах (з урахуванням ГАЕС – 4,5

млрд.кВт·год, близько 15%) досягатиме 18,6 млрд.кВт·год, що забезпечить

заміщення 6,4 млн. т у.п./рік, у тому числі за рахунок скорочення пускових і

маневрових витрат високореакційного палива енергоблоками ТЕС. Таким

чином, тема обраної роботи є актуальною.

Зв’язок роботи з науковими програмами, планами, темами.

Дана магістерська кваліфікаційна робота виконувалась в плані

наукових досліджень, проваджених кафедрою електричних станцій та систем

Вінницького національного технічного університету, в тому числі, за

держбюджетною темою НДР «Оптимізація режимів електричних мереж з

8

розподіленими джерелами енергії» (№ держ. реєстрації 0113U002260С), та

«Інтелектуалізація електроенергетичних систем з відновлювальними

джерелами енергії на основі принципу Гамільтона-Остроградського»

(№0115U002382).

Мета і задачі дослідження. Метою даної магістерської роботи є

підвищення ефективності роботи електричних мереж за рахунок визначення

оптимальних потужностей гідроакумулюючої електричної станції та

дослідження взаємозв'язків ГАЕС в системі.

Відповідно до поставленої мети в роботі розв’язуються такі задачі:

– розглянути загальні характеристики гідроакумулюючих електричних

станцій

– ознайомитись з системним значенням гідроакумулюючих

електричних станцій

– визначити оптимальні потужності ГАЕС для забезпечення

мінімальних втрат

Об’єктом дослідження магістерської роботи є електрична частина

ГАЕС потужністю 1263 МВт.

Предметом дослідження є методи пошуку оптимальних потужностей

гідроакумулюючих джерел енергії..

Методи дослідження. Для аналізу та розв’язання поставлених задач

використані математичні апарати варіативного числення, узагальнені теорії

подібності і моделювання, пакет прикладних програм «ГрафСканер».

Наукова новизна одержаних результатів полягає у розробці методу

пошуку оптимальних потужностей гідроакумулюючих джерел енергії в

електричних мережах, що дозволяє оптимізувати роботу ГАЕС спільно з

АЕС.

Практичне значення отриманих результатів полягає в тому, що на

підставі виконаних досліджень вирішена задача підвищення ефективності

роботи ГАЕС в ОЕС, що полягає у розробці методу пошуку оптимальних

9

потужностей, що забезпечать мінімальні втрати активної потужності в

електромережах.

Працездатність та ефективність запропонованих у роботі методів і

алгоритмів перевірена шляхом проведення розрахунків та натуральних

експериментів. Дані розрахунки були проведені на основі еквівалентної

схеми ОЕС України та Молдови для Південно-Західної електроенергетичної

системи.

10

1 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ОБҐРУНТУВАННЯ ПРОЕКТУ

У більшості країн, також як і в ОЕС України зростання потужностей

енергосистем здійснювалося за рахунок введення потужних ТЕС і АЕС,

обладнаних високо економічними базовими енергоблоками. При цьому

одночасно вводилися високо маневрені потужності на ГАЕС з метою

регулювання графіка навантажень в енергосистемах, забезпечення надійної й

економічної експлуатації ТЕС і АЕС.

Електроенергія є особливим товаром з обмеженими можливостями

зберігання й транспортування при незбалансованому попиті та пропозиції.

Керування режимами, що балансують ринок електроенергії, забезпечення

якості електроенергії досягається за рахунок так званих системних послуг,

надати в самому широкому спектрі й оперативно здатні тільки ГАЕС. Маючи

високу маневреність, здатність резервування потужності й електроенергії,

потенціал синхронного компенсатора ГАЕС виконує нові функції системного

координатора, що забезпечує об’ємну й структурну збалансованість ринку

електроенергії, необхідні параметри якості електроенергії.

Розвитку ГАЕС також сприяє загострення проблем, пов’язаних з

ростом цін на органічне паливо, жорсткістю вимог до теплоенергетики з

охорони навколишнього середовища, а також підвищення безпеки АЕС.

Основними передумовами гідроакумулювання електроенергії є потреба

в маневреній потужності для покриття піків навантаження та компенсації її

короткотермінових змін, ущільненні навантаження з використанням дешевої

нічної енергії, збільшенні потужності та часу використання базових

електростанцій, економії палива в енергосистемі.

Незважаючи на деяке ущільнення добових графіків електричного

навантаження за рахунок впровадження економічних методів управління,

частину графіка можуть забезпечити енергією тільки маневрові станції ГЕС і

ГАЕС, а також газотурбінні установки (ГТУ). Але останні потребують

дорогого і дефіцитного газоподібного або легкого рідкого палива (керосину).

11

Таким чином, в умовах максимального використання

гідроенергоресурсів для покриття піків електричного навантаження

найкращими є гідроакумулюючі електростанції.

ГАЕС притаманні такі переваги: швидкість пуску та набору

навантаження, висока економічність і надійність, великий термін служби (60-

80 років), невелика кількість персоналу, можлива повна автоматизація.

На відміну від ГЕС гідроакумулююча електростанція є споживачем-

регулятором електроенергії, тобто споживаючи електроенергію у періоди

загального зниження навантаження в енергосистемі, вона підвищує її

мінімальну величину і коефіцієнти мінімуму та ущільнення добових графіків.

Цим покращуються режими роботи теплових і атомних електростанцій.

Високі маневрові якості обладнання ГАЕС характеризуються

можливістю швидкого набору та скидання навантаження, великим

діапазоном регулювання, порівняно нескладною автоматизацією процесів

регулювання потужності при невеликих втратах енергії. Це свідчить про те,

що ГАЕС найбільш повно відповідає завданням підтримки частоти в

енергосистемі, відхилення якої від нормованої величини призводить до

зниження якості промислової продукції.

ГАЕС можуть також добре використовуватись як джерело реактивної

потужності, бо термін автоматичного переводу агрегатів ГАЕС із режиму

синхронного компенсатора (покращення cos енергосистеми) в генераторний

і навпаки складає всього 1-2 хвилини.

Таким чином функції ГАЕС в енергосистемі такі:

- для покриття піків навантаження;

- для підвищення мінімального навантаження енергосистеми;

- для регулювання частоти і потужності у період інтенсивних змін

навантаження;

- як аварійний швидкодіючий резерв;

- як джерело реактивної потужності та енергії;

- для поліпшення режимів роботи теплових та атомних електростанцій.

12

Забезпечення стабільного функціонування ОЕС України в умовах

недостатності маневрових потужностей і високі долі базової потужності є

одним з найбільш проблемних питань. Після введення в експлуатацію двох

блоків по 1000 МВт на Хмельницькій і Рівненській АЕС базова потужність

ще збільшилась, що ще більш ускладнило можливість сезонного і добового

регулювання навантажень в ОЕС України і рішення проблеми істинного

поліпшення структури генерування потужностей. Необхідне введення

нових мобільних потужностей можуть забезпечити ГЕС та ГАЕС. [1]

Підвищення ефективності ГЕС за рахунок додаткової установки

оптимальної потужності оборотних гідроагрегатів з подальшою оптимізацією

режимів їх роботи в об'єднаній енергосистемі України сприяє посиленню

енергетичної безпеки країни.

Таким чином, будівництво ГАЕС потужністю 1263МВт є важливим

кроком в здійсненні енергетичної безпеки України.

13

2 ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА ГІДРОАКУМУЛЮЮЧИХ

ЕЛЕКТРИЧНИХ СТАНЦІЙ

Гідравлічне акумулювання електричної енергії здійснюється

гідроакумулюючими електростанціями (ГАЕС), спорудження яких сприяє

комплексному вирішенню низки енергетичних, паливно-енергетичних та

водогосподарських проблем.

Планомірне збільшення масштабів промислового та

сільськогосподарського виробництва зумовлюється значними приростами

електроспоживання. Задоволення цього приросту електроспоживання

енергетичними потужностями неможливе без концентрації потужностей на

електростанціях і окремих агрегатах.

Концентрація потужностей агрегатів та електростанцій забезпечує

більш швидке введення потужностей в енергосистемах, підвищення

економічності електростанцій, зменшення потреби в трудових ресурсах при

будівництві і експлуатації, зниження металоємності.

Поряд з позитивними сторонами насичення енергетичних систем

тепловими та атомними електростанціями величезної потужності посилює

труднощі з покриттям мінімальних навантажень. Обмежений діапазон

регулювання потужності великоблочних агрегатів і неможливість частих

пусків і зупинок без різкого зниження надійності і економічності роботи

енергосилового устаткування теплових і атомних електростанцій ускладнює

покриття нерівномірною частини графіків електричного навантаження.

Нерівномірність режиму електроспоживання спостерігається не тільки

протягом доби (середньодобова нерівномірність), але й по днях тижня

(середньотижнева нерівномірність), і сезонах року (середньорічна

нерівномірність).

В цих умовах нерозривність процесу виробництва і споживання

електроенергії вимагає від енергосистем значного маневрування

потужностями електростанцій і агрегатів. Однак сучасне обладнання ТЕС і

14

АЕС не пристосоване до різкої зміни режиму роботи. Витрачаються

величезні кошти на різного роду вдосконалення, реконструкцію окремих

вузлів агрегатів і усунення неполадок. При вирішенні зазначеної проблеми

гідроакумулюючі електростанції (ГАЕС) займають особливе місце, так як

вони одночасно є високо маневреним джерелом пікової потужності і

споживачем регулятором. На відміну від гідроелектростанцій звичайного

типу пікова енерговіддача ГАЕС не залежить від повноводності року.

2.1 Класифікація і типи ГАЕС

Гідроакумулюючі електростанції на відміну від звичайних ГЕС

являють собою комплекс споруд та обладнання, призначених не тільки для

генерування електроенергії, а й для її акумулювання. Тому, багато в чому

зберігаючи конструктивну і компонуючу схожість зі звичайними ГЕС, ГАЕС

мають і свої особливості. Незалежно від індивідуальних особливостей кожної

ГАЕС, всі вони мають в тому чи іншому конструктивному вигляді основний

набір компонувальних елементів: верхній акумулює і нижній басейни,

будівлю ГАЕС, водоприймач (один або два), напірні водоводи.

Широкий діапазон напорів і різноманітність застосовуваних схем

ГАЕС обумовлюють велику кількість можливих компонувальних рішень, які

в першу чергу залежать від рельєфу місцевості і геологічних умов.

Класифікація ГАЕС може бути виконана за рядом ознак:

за суміщенням ГАЕС із звичайними ГЕС - сумісні і несумісні;

за схемою концентрації напору – приливні та дериваційні;

за величиною діючого напору – низьконапірні (40-60 м),

середньонапірні (120-150 м) і високонапірні (понад 200 м);

щодо компонування елементів гідровузла – з наземними,

підземними або напівпідземими машинними будівлями;

за конструкцією напірних водоводів – з відкритим або підземним

розташуванням;

15

за конструкцією верхнього і нижнього басейнів – з штучно

створеними або природними басейнами (у тому числі можуть бути

використані басейни ГЕС, ТЕС чи АЕС);

за наявністю природного приливу – з приливом в верхній басейн,

з приливом в нижній басейн;

по типу (компоновці) основного гідроенергетичного обладнання

– з двухмашинними, трьохмашінними або чотирьохмашинними

гідроагрегатами;

за тривалостю циклу насосного акумулювання – з добовим,

тижневим і сезонним (річним) циклом роботи.

За першою ознакою ГАЕС розрізняються залежно від їх поєднання з

звичайними ГЕС. Якщо джерелом електроенергії, що виробляється на ГАЕС

при розряді, є тільки акумулююча електроенергія, одержана ними від

енергосистеми під час заряду, то такі станції є несумісні з ГЕС. Природний

прилив води в верхній акумулюючий басейн таких станцій практично

відсутній, а корисні (обертові) обсяги верхнього і нижнього басейнів

однакові.

Несумісні гідроакумулюючі електростанції називаються ГАЕС

«чистого», а іноді «повного» акумулювання.

При сумісному гідроакумулювання до води, що перекачується з

нижнього басейну в верхній, додається природний прилив в верхній басейн,

який збільшує енергію розряду на величину вироблення звичайної ГЕС. Така

схема суміщення називається суміщенням за витратою. У цьому випадку

обертові гідроагрегати ГАЕС і необертові гідроагрегати ГЕС можуть

розташовуватися в одному машинному приміщенні з боку нижнього б'єфу.

Нижнього басейну в цьому випадку, як такого, може і не бути: в якості

нижнього басейну може використовуватися водосховище нижнього б'єфу

ГЕС. Крім того, збільшення енергії розряду може бути отримано за рахунок

перевищення напору турбіни над висотою підйому води в насосному режимі

(рис. 2.1). Ця схема носить назву суміщеного гідроакумулювання за напором.

16

У гірських районах можливі схеми з подвійним суміщенням, тобто і за

напором, і за витратою води.

Суміщене гідроакумулювання за напором здійснюється в схемах з

переробкою стоку, коли висота насосного підйому води на водорозподіл

менша напору, що підводиться до гідротурбін. При цьому насосне та

турбінне обладнання розташоване в різних місцях і на різних станціях:

насосній та гідроелектричній.

1 5

3

42

3

6

Рисунок 2.1 – Схема ГЕС-ГАЕС з суміщеним гідроакумулюванням

напору: 1 – верхній акумулюючий басейн; 2 – нижній басейн; 3 – напірні

трубопроводи; 4 – будівля ГЕС; 5 – водоприймач; 6 – будівля насосної

станції

Суміщене гідроакумулювання за витратою води застосовується на

станціях, що використовують природний стік річок і озер, який служить для

додаткового вироблення електроенергії поряд з виробленням при розряді

ГАЕС. Акумулюючою ємністю верхнього б'єфу є водосховище, яке також

регулює стік, а ємність нижнього б'єфу-резервуара створюється підпором

нижче лежачих щаблів ГЕС або спеціально створеної низьконапірної греблі.

Такі станції називаються скорочено ГЕС- ГАЕС.

У районах, бідних на гідроресурси, отримали переважне поширення

ГАЕС несумісного гідроакумулювання. Такі станції будуються за наявності

17

відповідних природних умов: можливості концентрації найбільшого напору з

розташуванням верхнього і нижнього басейнів на найменшій відстані один

від одного. Для верхніх басейнів можуть використовуватися як існуючі

водойми – озера і водосховища, так і спеціально створені штучно басейни. В

якості нижніх, крім річок і озер, може використовуватися акваторія морських

заток.

За аналогією з ГЕС, конструктивно ГАЕС можуть бути розділені на

приливні та дериваційні, в яких концентрація діючого напору, тобто

перепаду між відмітками води у верхньому і нижньому водосховищах,

здійснюється або греблею (наприклад, ГЕС- ГАЕС Вальдеканас, Іспанія, рис.

2.2), або наземними або підземними тунельними або шахтними напірними

водоводами. Вибір схеми концентрації напору для конкретної ГАЕС

залежить від топографічних і геологічних умов місця будівництва станції.

9

10321

4 56

7

11

8 ВБ

НПУ 313,9

Мин 289,6

НБ

КУ 256,0

Макс 242,3

Рисунок 2.2 – Поперечний переріз по станційному гідровузлі ГЕС-

ГАЕС Вальдеканас, Іспанія.

18

На рисунку 2.2 можна побачити: 1 – сміттєстримуючі грати; 2 – пази

ремонтного затвора; 3 – насосотурбіна; 4 – синхронна електромашина; 5 –

мостовий кран машзали; 6 – головний блоковий трансформатор; 7 –

повітряна перекидка на ВРП-220 кВ; 8 – приміщення гусеничних затворів з

боку верхнього б'єфу; 9 – верхня водозабірновипускна споруда; 10 –

напірний трубопровід насосотурбіни; 11 – арочна гребля; СПР – стандартний

підпірний рівень; ВБ – верхній б'єф; НБ – нижній б'єф

Найбільше поширення в практиці зарубіжного будівництва ГАЕС

отримали високонапірні дериваційні схеми з підземним компонуванням

основних елементів гідровузлів. Для рівнинних ГАЕС Росії, Прибалтики та

України з напором близько 100 м більш характерні дериваційні схеми з

відкритим розташуванням напірних трубопроводів. У всіх дериваційних

схемах ГАЕС застосовується напірна деривація. Відповідно до цієї схеми

створені Загорська ГАЕС у Росії, Круоніська в Литві, Ташлицька в Україні та

інші.

Величина напору на проектованих ГАЕС, особливо ГАЕС наземного і

напівпідземного типу, залежить від топографічних умов в районі

майданчика, обраного для будівництва. При виборі майданчиків при рівності

варіантів по іншим умовам вибирають варіант з великим напором.

Теоретична потужність водотоку (без урахування втрат стоку і водної

енергії при її перетворенні в електричну в турбінному режимі) визначається

наступним чином:

9,81N Q H (2.1)

де N – потужність водотоку, кВт;

Q –витрата води, м3/с;

Н – напір, м.

З наведеної формули видно, що при збільшенні напору при незмінній

потужності пропорційно зменшується необхідна витрата води. Це означає,

19

що чим більший напір, тим менша витрата води, менший діаметр напірних

трубопроводів, менші габарити робочого колеса насосотурбіни і, отже, менші

габарити машинної будівлі і вартість всієї споруди.

Прагнення до збільшення напору ГАЕС несумісного

гідроакумулювання та мінімізації впливу на природне середовище призвело

до розробки схем шахтного типу з підземним розташуванням не тільки

машинного залу, а й нижнього басейну, створюваного в скельних породах на

глибині 500 метрів і більше. При цьому в якості нижнього басейну можуть

використовуватися відпрацьовані рудні вироблення, карстові порожнини або

спеціально споруджуються системи галерей. В якості верхнього резервуара

може використовуватися існуючий водойм, який є одночасно ставком-

охолоджувачем ТЕС чи АЕС, а також природна водойма у вигляді річкової

акваторії або морської затоки.

Так, наприклад, на ГАЕС Саміт (США) потужністю 1500 МВт верхнє

водосховище створене на вільній території, а для нижнього використовується

існуюча підземна вапнякова шахта. Напір між водосховищами становить 660

м. На цій станції встановлено шість оборотних насосотурбінних

гідроагрегатів потужністю по 250 МВт.

Використання компонування гідровузла ГАЕС з підземним нижнім

водоймищем відрізняється високою економічністю і можливістю

застосування в багатьох рівнинних регіонах, які не мають природних

перепадів висоти. Застосуванням підземних компоновок з високим напором

можна досягти за допомогою зменшення питомої вартості ГАЕС на 25-30 %

порівняно з наземним або напівпідземним компонуванням.

Майданчик ГАЕС Маунтін Хоуп (США) сумарною встановленою

потужністю 2000 МВт розташований в зоні традиційного району видобутку

руди. Для утворення верхнього басейну розширено існуюче штучне озеро, а

нижній басейн утворений на глибині 750 м. Вертикальна шахта з'єднана з

п'ятьма насосотурбінами потужністю по 400 МВт кожна.

20

Особливо економічними по вартості будівництва є великі

високонапірні підземні ГАЕС сумарною встановленою потужністю 1000-

3000 МВт з напором близько 1000 м, обладнані високонапірними обертовими

гідроагрегатами з багатоступінчатими радіально-осьовими насосотурбінами

одиничною потужністю 300-500 МВт (ГАЕС Альто- Гессе, 1000 МВт, 955 м,

Італія; Гранд Мезон, 1800 МВт, 920 м, Франція).

На рис. 2.3 наведені принципові варіанти схем компоновки ГАЕС і

енергокомплексів з підземними машинними будівлями.

Наземні машинні будівлі ГАЕС мало відрізняються від аналогічних

будівель ГЕС і вони, як правило, застосовуються при компонуваннях, що

передбачають наземне (відкрите) розташування напірних трубопроводів.

Прикладом можуть служити машинні будівлі Загорській ГАЕС у Росії,

Круоніської ГАЕС у Литві та інші.

1 46

7

73

2

Н

5

Н

1

8 31

7

72

3

Н

1

8

37

7

2 3 2

Н

18 > 30 км

Н

72 3 2

ВБ

НБ

ВБ

НБ

НБ

ВБ

ВБ

НБ

Океан-море

Океан-море

Рисунок 2.3 – Варіанти компоновок гідровузлів ГАЕС і

енергокомплексів з підземними машинними будівлями.

21

На рисунку представлені 2.3: а – «наземно- підземний»

енергокомплекс; б – «морський -острівний» енергокомплекс; в – «морський -

береговий» енергокомплекс; г –підземний гідровузол ГАЕС Капліна

(Югославія), 1 і 2 –верхнє і нижнє водосховища; 3 –машинне будівля ГАЕС;

4 і 5 –верхня та нижня водозабірно-випускна споруда; 6 – зрівняльний

резервуар; 7 –напірні водоводи, що відводять та підводять воду; 8 –АЕС

Машинні будівлі напівпідземного (заглибленого) типу застосовуються

у разі заглиблення напірних трубопроводів відносно земної поверхні і при

необхідності забезпечення перевищення рівня води в нижньому б'єфі над

робочим колесом насосотурбіни для ослаблення кавітаційних процесів.

Напір, витрата води, споживання і вироблення електроенергії ГАЕС за

окремі інтервали часу залежать від прийнятої тривалості циклу

акумулювання, а в межах цього циклу – від величини включеної потужності і

тривалості її роботи в режимах заряду і розряду кожного циклу

акумулювання. У процесі роботи ГАЕС в будь-якому з активних (турбінному

або насосному) режимів, на відміну від звичайної ГЕС, відбувається

безперервна зміна напору. Ці зміни обумовлені одночасністю спрацювання

одного і наповнення іншого басейну в кожному режимі роботи. Найбільші

зміни напору характерні для ГАЕС, басейни яких мають порівняно невелику

площу водної поверхні при значних глибинах басейнів.

Як вказувалося вище, по тривалості циклу акумулювання розрізняють

ГАЕС з добовим, тижневим і сезонним (річним) акумулюванням.

ГАЕС найчастіше будуються для добового акумулювання

електроенергії. При добовому акумулюванні ГАЕС в турбінному режимі

працює в години підвищених навантажень енергосистеми або в разі її

залучення до оперативного резервування. Тривалість роботи ГАЕС в

турбінному режимі зазвичай становить 4-5 год, а в насосному режимі – 6-8

годин. В інший час доби в більшості випадків, в залежності від режимів

енергосистеми, доцільна робота ГАЕС у режимі синхронного компенсатора

(СК) – з метою регулювання напруги і зниження втрат в електричних

22

мережах. При цьому ГАЕС являє собою швидкодіючий резерв активної

потужності енергосистеми.

Тижневе акумулювання з підвищеним виробленням електроенергії в

робочі дні вимагає великої ємності басейнів ГАЕС і тому виявляється

можливим і доцільним тільки в тих випадках, коли є сприятливі топографічні

умови для створення басейнів необхідного обсягу.

Зниження електроспоживання у неробочі дні покращує умови заряду

ГАЕС і робить її в цьому режимі більш необхідною, тому що разом зі

зменшенням максимуму денного навантаження збільшується його нічний

провал, і зведення балансу потужності та енергії в цей час викликає ще

більші труднощі, ніж в години мінімуму навантаження робочих діб.

Крім поліпшення умов заряду ГАЕС у нічний час вихідних днів, іноді є

можливість здійснювати заряд також і в години денного зниження

навантаження між її ранковим та вечірнім піками. При цьому у вихідні та

святкові дні, як правило, зменшується час використання ГАЕС в турбінному

режимі, аж до того, що розряд взагалі може не проводитись. Покриття ж

пікового навантаження в ці дні може здійснюватися за рахунок гідроагрегатів

ГЕС і збільшення навантаження включеного теплового обладнання.

Накопичена за вихідні дні електроенергія може доповнюватися зарядом

ГАЕС у нічні години робочих днів, що призводить до можливості поєднання

тижневого та добового циклів акумулювання. Якщо заряд ГАЕС у вихідні дні

ведеться вночі і вдень з переривом на час проходження максимуму

навантаження, то загальний час заряду може скласти 40-50 годин. При цьому

розряд ГАЕС за кожен з п'яти робочих днів досягне 5-6 годин на добу, що

цілком співставлено з часом розряду ГАЕС добового регулювання.

Режим роботи і відповідні вимоги до ємності басейнів ГАЕС тижневого

регулювання розрізняються наступним чином:

обсяг води, що перекачується в верхній акумулюючий басейн в

нічний час на суботу та неділю частково спрацьовує в години максимального

23

навантаження вихідних днів. Це скорочує необхідну ємність басейнів, але

при цьому скорочується і енергія, яка запасається на робочі дні тижня;

заряд ГАЕС здійснюється в зазначені три ночі і денний час

вихідних днів тижня. При цьому за умовами енергосистеми можливий і

цілодобовий заряд, чому сприяють велика щільність графіків навантаження і

недоцільність зупинки частини обладнання базових ТЕС на вихідні дні;

із зарядом протягом трьох ночей - з п'ятниці на суботу, неділю і

понеділок і частковим підзарядом в нічний час робочих днів. Цей додатковий

підзаряд не вимагає додаткової ємності басейнів, так як вода частково

спрацьовується в денний час робочих діб.

Якщо для добового циклу акумулювання потужність обладнання ГАЕС

при заряді зазвичай виявляється більшою, ніж в турбінному режимі,

внаслідок обмеженого часу для заряду, то при тижневому акумулюванні ці

потужності можуть бути рівними або навіть більшими за значення в

турбінному режимі, що призводить до відповідного збільшення витісняючої

потужності альтернативної пікової станції.

Зимовий і літній режими роботи ГАЕС тижневого акумулювання

можуть значно відрізнятися внаслідок відмінності графіків навантаження,

складу включеного устаткування та інших умов. Взимку ГАЕС з тижневим

акумулюванням доцільно використовувати з добовим підзарядом в робочі

дні, так як це призводить до збільшення витісняється потужності і

відповідної економії палива. Влітку ж добовий підзаряд ГАЕС, навпаки,

може призвести до перевитрати палива. З цієї ж причини ГАЕС добового

акумулювання влітку може виявитися більш вигідним використовувати в

режимі тижневого акумулювання, тобто з зарядом у вихідні та з розрядом в

робочі дні, але із зниженою потужністю і добовим виробленням

електроенергії.

Застосування гідроакумулювання на звичайних ГЕС з водосховищами

тривалого регулювання також дає можливість збільшити цикл акумулювання

24

до декількох місяців і цілого сезону, тому доцільно в даному контексті більш

детально розглянути можливості суміщення ГЕС і ГАЕС.

В якості інтервалів часу для розрахунку регулювання стоку із

застосуванням гідроакумулювання можуть бути прийняті тижні або місяці -

відповідно до зміни стоку, вимогами енергосистеми до режиму роботи ГЕС-

ГАЕС, забором води з верхнього б'єфу для неенергетичних споживачів, а

також необхідними розмірами її попусків в нижній б'єф, наприклад, за

вимогами забезпечення судноплавства і т. д. Насосний режим роботи

комплексу ГЕС- ГАЕС може взагалі не застосовуватися, наприклад, під час

повені, коли всі агрегати станції змушені працювати цілодобово в

турбінному режимі і, навпаки, якщо водосховище верхнього б'єфу не

вдається заповнити навесні до відмітки СПР або воно частково спрацювало в

літній час, то до настання зимового максимуму насосний режим є основним

джерелом води для роботи станції у турбінному режимі при заповненні

водосховища в цей час за рахунок природного приливу. Особливо

ефективним може бути використання гідроакумулювання для сезонного

регулювання на ГЕС, що працюють в каскаді, так як ці ГЕС мають

водосховища тривалого регулювання.

Як відомо, до складу споживачів прісної води з водосховищ,

створюваних при будівництві об'єктів гідроенергетики, окрім самої

енергетики можуть входити й інші відомства, які використовують воду для

різних цілей: водопостачання, зрошення, річковий транспорт, рибництво,

боротьба з повенями, благоустрій населених місць і використання акваторій

для відпочинку населення. Всі ці учасники водогосподарських комплексів

пред'являють різні, часто суперечливі вимоги до режиму використання

водосховищ. На деяких учасників водокористування накладаються певні

обмеження як за кількістю, так і режимом використання води. У результаті

цього гідроенергетика часто несе значні фінансові втрати. Ці втрати в

перспективі можуть зростати внаслідок збільшення відбору води з річок та

25

водосховищ і відповідного зниження вироблення електроенергії та

витісняючою потужності ГЕС, особливо в Європейській частині країни.

Зниження впливу обмежень, що накладаються іншими учасниками

водогосподарського комплексу на роботу ГЕС, з відповідним підвищенням

потужності і вироблення електроенергії, можливо шляхом використання

обертової води для гідроенергетики, тобто застосування гідроакумулювання.

При цьому воно може підвищити ефективність не тільки ГЕС, а й інших

споживачів води.

Крім вирішення енергетичних завдань водосховищ комплексного

використання гідроакумулювання може бути корисно також для очищення

води і поліпшення санітарного стану навколишнього середовища.

Для цих цілей можуть бути реалізовані різні схеми суміщення ГЕС з

ГАЕС. Наприклад у руслі річки створюється порівняно невелике

водосховище, яке використовується в якості нижнього басейну ГАЕС. Для

гарантованого забезпечення таких споживачів води, як водопостачання або

зрошення, зводяться додаткові водосховища, розташовувані на піднесених

терасах річки. Ці водосховища є верхніми акумулюючими басейнами ГАЕС і

служать як для гідроакумулювання, так і для регулювання стоку. Вони

заповнюються під час повені шляхом підйому води з річки агрегатами ГАЕС,

що працюють в насосному режимі, а під час повені забезпечують водою її

споживачів і використовуються для гідроакумулювання, в тому числі

сезонного циклу. Переваги такої схеми полягають у наступному:

будівництво верхнього і порівняно невеликого за площею

заплавного водосховища значно дешевше, ніж створення великого

водосховища в долині річки, що вимагає зведення греблі, затоплення цінних

земель тощо. Для верхнього водоймища простіше вибрати місце, де воно

може бути створене за допомогою обвалування без гребель і водоскидів при

порівняно великій глибині і меншої площі затоплення;

26

вода у верхньому водосховищі є більш чистою, так як в нього не

потрапляють стічні води. При цьому чергування турбінного і насосного

режимів збільшує вміст кисню у воді, що сприяє її самоочищення;

заповнення верхнього водосховища під час повені за умови

високої продуктивності насосного режиму зменшує вимушені витрати води

через водоскиди греблі. Це знижує вартість греблі і є одним із заходів

боротьби з затопленнями як у верхньому б'єфі при необхідності його

форсування, так і в нижньому б'єфі гідровузла при пропуску максимальних

витрат.

Якщо гідроакумулювання за допомогою річкових водоймищ має тільки

енергетичне призначення, то його циклічність обмежується добовими і

тижневими інтервалами часу. Але якщо гідроакумулювання має комплексне

призначення і, відповідно, збільшену ємність обох водосховищ, то цикл

гідроакумулювання спільно з регулюванням стоку може збільшуватися до

сезонних інтервалів.

2.2 Компонувальні схеми агрегатів ГАЕС

На сучасних потужних ГАЕС залежно від величини діючого напору,

вимог в частині мобільності та маневреності гідроагрегатів та забезпечення

відповідної потужності в насосному і турбінному режимах роботи набули

поширення три можливі схеми компоновки насосотурбінних гідроагрегатів

ГАЕС (рис. 2.4):

чотирьохмашинна (4М) з роздільними гідравлічними і

електричними машинами (насосом, турбіною, електродвигуном і

гідрогенератором);

трьохмашинна (3М) з роздільними гідромашинами (насосом і

турбіною) і однієї обертовою синхронною електромашиною (генератором-

двигуном);

27

двухмашинна (2М) з одного обертовою гідравлічною машиною

(насосотурбіною) і однієї обертовою електромашиною (генератором-

двигуном). Для позначення двухмашинної схеми в технічній літературі і

практиці набув поширення термін обертовий гідроагрегат (ОА), так як він

змінює напрямок обертання валу і руху потоку води при переході з насосного

режиму роботи в турбінний і при зворотному переході.

На рис. 2.6 наведена трьохмашинна схема ГАЕС Хохенварта в

Німеччині, в якій застосована не ковшова, а радіально-осьова гідротурбіна.

Вал агрегату проходить через відсмоктувальну трубу, нижче якої

розташована муфта зчеплення і ще нижче – відцентровий насос.

Типовим представником класичної трьохмашинної компоновки

насосотурбінних гідроагрегатів з вертикальним розташуванням, до складу

яких входять гідравлічний перетворювач і муфта зчеплення, може служити

ГАЕС Роттан в Австрії.

28

160 м

253,4

244,0

238,0

30,6

Рисунок 2.6 – Компонування ГАЕС Хохенварта з трьохмашинними

агрегатами і радіально-осьовими турбінами

Обидва трьохмашинні насосотурбінні агрегати ГАЕС Роттан

складаються з чотириступінчастих однозахідних відцентрових насосів,

ковшових шестистопових гідротурбін, синхронного гідравлічного

перетворювача з зубчастої зчіпною муфтою і синхронної електромашини

(генератора-двигуна) номінальною потужністю 220 МВА (рис. 2.7).

Застосування трьохмашинної схеми призводить до збільшення вартості

будівельної частини ГАЕС і гідросилового обладнання в порівнянні з

двухмашинною схемою. Однак у трьохмашинній схемі є й певні переваги:

високий к.к.д. в насосному і турбінному режимах, так як для

кожного режиму є своя гідромашина, що працює при оптимальному к.к.д.;

29

10

9

7

8

6

3

1

4 5

НБ2

а б

Рисунок 2.7 – Переріз по гідромашинам трьохмашинного гідроагрегату

ГАЕС Роттан. а – вертикальний розріз; б – план-розріз по турбіні: 1 –

однозахідний чотирьохступінчатий відцентровий насос; 2 – ковшова

шестисоплова гідротурбіна; 3 – гідравлічний перетворювач моменту; 4 –

опорний підшипник агрегату; 5 – усмоктувальна труба насоса; 6 – вал

агрегату; 7 – робоче колесо ковшової турбіни; 8 – сопло; 9 – колектор

(розподільник); 10 – кульовий затвор турбіни

однаковий напрямок обертання в обох режимах знижує вартість

генератора-двигуна, а також забезпечує прості умови пуску в насосному

режимі, при якому досягнення нормальної частоти обертання забезпечується

пуском турбіни. Після включення агрегату в мережу закривається затвор на

турбінному водоводі і відкривається на насосному;

30

можливість швидкого переходу агрегату з турбінного режиму в

насосний і назад, який здійснюється, без зупинки гідроагрегату, закриттям і

відкриттям затворів.

В останні десятиліття у світовій практиці гідроенергобудування

встановилася тенденція спорудження ГАЕС за двухмашинною схемою, що

пояснюється мінімальними витратами на будівництво та обладнання.

Трьохмашинна схема застосовується в основному при напорах вище 500-600

м.

2.3 Напірні трубопроводи ГАЕС

Насосотурбінні водоводи служать в якості напірних водопідводячих

трактів, що з'єднують водоприймальні пристрої з машинним залом, в якому

розташовані гідроагрегати ГАЕС.

У зв'язку з різноманітністю конструктивних типів ГАЕС напірні

водоводи також мають безліч конструктивних особливостей. Напірні

трубопроводи ГАЕС, враховуючи реверсивність потоку води, є виключно

відповідальними спорудами, особливо на високонапірних установках. Розрив

трубопроводу може бути причиною великої аварії, в тому числі з

катастрофічними наслідками. Тому до напірними трубопроводами ГАЕС

пред'являються особливо високі вимоги і, як правило, для кожної ГАЕС

застосовується найбільш технічно-доцільна і економічна конструкція

трубопроводу.

Для приливних ГАЕС сталевий трубопровід розташовується в тілі

греблі. Такі трубопроводи називаються вбудованими. Прикладом може

31

служити ГАЕС Вальдеканас в Іспанії (рис. 2.2). У варіантах приливних ГАЕС

з земляною греблею і баштовим водоприймачем трубопровід прокладається

зазвичай під греблею (рис. 2.10).

1

3

2

3

4

5

6

Рисунок 2.10 – Напірний трубопровід в тілі ґрунтової греблі:

1 – баштовий водоприймач; 2 – ґрунтова гребля; 3 – сталевий

трубопровід всередині багатоосьової залізобетонної труби; 4 – зрівняльний

резервуар; 5 – сталевий відкритий трубопровід; 6 – будівля ГАЕС

Для підземних ГАЕС напірні трубопроводи прокладаються в скельному

масиві (рис. 2.11). При прокладанні в скелі, підземний напірний трубопровід

найчастіше представляється стальним облицюванням тунелю або шахти з

забетонованим простором між трубопроводом і скелею. Такі трубопроводи

називаються тунельними. Однак іноді сталевий трубопровід укладають в

тунелі вільно, забезпечуючи доступ до нього для огляду.

Тунельні трубопроводи є дорогими будівельними спорудами, але разом

з тим вони володіють рядом переваг в порівнянні з поверхневими

трубопроводами. Вони довговічніші водоводів, прокладених на поверхні, не

вимагають постійного спостереження і частих ремонтів. В оточуючому

тунель навколишньому середовищі, коливання температури відбуваються в

значно менших межах, ніж на відкритому повітрі. Очевидні переваги тунелі

мають і відносно зовнішніх впливів.

Для дериваційних ГАЕС розрізняють трубопроводи відкриті і засипані.

Застосування дериваційних напірних трубопроводів дає можливість не

дотримуватися постійного поздовжнього ухилу, що дозволяє прокласти їх з

урахуванням рельєфу місцевості і тим самим значно знизити вартість.

32

1

23

4

НПУ

УМО

max НБ

min НБ

Рисунок 2.11 – Підземний напірний трубопровід: 1 – водоприймач;

2 – підземний напірний трубопровід; 3 – підземна будівля ГАЕС; 4 –

закритий розподільний пристрій (ЗРП)

Відкриті трубопроводи, тобто укладені на поверхні косогору, доступні

для огляду, і в цьому їх основна перевага. Однак вони схильні до зовнішніх

впливів, у тому числі інтенсивному температурному і атмосферного впливу.

На закордонних ГАЕС наземні водоводи зустрічаються досить рідко, вони

виконуються зварними металевими і прокладаються на ковзних проміжних і

анкерно-стопорних опорах. Однак такі водоводи небезпечні в

експлуатаційному відношенні (можливість розриву) і вимагають витрати

дефіцитних і дорогих високоміцних легованих сталей, а також постійного

догляду – фарбування і ремонтів з усунення протікання води.

Засипані землею напірні трубопроводи мають перевагу в тому, що на їх

статичній роботі майже не відбивається коливання температури зовнішнього

повітря. На рис. 2.12 показана дериваційна ГАЕС із засипаним і відкритим

ділянками напірного трубопроводу.

33

1

2

7 6

3

45

НПУ

Рисунок 2.12 – Насосотурбінний трубопровід дериваційної ГАЕС:

1 – водоприймач; 2 – залізобетонний напірний трубопровід в тілі

дамби; 3 – сталевий відкритий трубопровід; 4 – температурно-осадовий

компенсатор; 5 – будівля ГАЕС; 6 – анкерна опора; 7 – проміжна опора

Залежно від статичної схеми напірні трубопроводи виконуються

розрізними і нерозрізними (рис. 2.13). Нерозрізна схема (рис. 2.13, а)

застосовується при невеликій довжині трубопроводу і незначних коливаннях

температури. Така схема характерна для засипаних трубопроводів.

А1

А1

1

3

2

1

3

1 В

а

б

Рисунок 2.13 – Статичні схеми напірних трубопроводів: а – нерозрізна;

б – розрізна: 1 – анкерна опора; 2 – проміжна опора; 3 - температурний

компенсатор

34

Розрізні схеми (рис. 2.13, б) застосовуються для відкритих

трубопроводів при великих коливаннях температури повітря або при значних

просадках ґрунту. Труба на ділянці між анкерними опорами розрізається,

встановлюється компенсатор, який дозволяє переміщатися однієї частини

труби щодо іншої. При цьому знімаються напруги в оболонці, викликані

температурними або осадовими деформаціями. Іноді кількість таких розрізів

і, відповідно, температурних компенсаторів, може бути значно більше двох.

2.4 Місце Дністровської ГАЕС в енергетичній системі України

2.4.1 Призначення Дністровської ГАЕС

Основу енергетики України складають енергоблоки теплових і атомних

електростанцій (ТЕС і АЕС), потужність яких складає більше 90% від

загальної потужності всієї генерації енергосистеми України. Рішення,

закладені в проекти енергоблоків ТЕС і АЕС, передбачають їх роботу у

базовому режимі. Особливо це стосується енергоблоків АЕС, де необхідність

роботи з базовим навантаженням зумовлена критеріями забезпечення

безпеки експлуатації.

Реальна потреба споживачів в електроенергії значно змінюється

протягом доби, досягаючи максимуму в ранкові і вечірні години і мінімуму в

нічний час.

Енергоблоки українських атомних електростанцій не можуть

змінювати потужність і працюють виключно у базовому режимі. Частка ж

маневрових гідроелектростанцій (ГЕС) незначна (8,7% від потужності

енергосистеми) і явно недостатня для покриття добових коливань

навантаження, що сягає 6000 – 8000 МВт.

Тому значна частка в регулюванні потужності енергосистеми

вимушено здійснюється енергоблоками ТЕС, які для цього не пристосовані,

що призводить до суттєвого зниження економічності і прискореного зносу

устаткування ТЕС.

35

Тобто, енергосистема України має дефіцит пікових потужностей, що

негативно відбивається на ефективності, ресурсу і надійності роботи всієї

енергосистеми. Дефіцит пікових потужностей в енергосистемі України до

останнього часу складав до 2000 МВт, а на даний час, з огляду на введення в

експлуатацію нових базових енергоблоків на Хмельницькій і Рівненській

АЕС (21000 МВт), цей показник можна оцінити у 3000 МВт з тенденцією до

зростання. Можливості для значного збільшення потужності ГЕС в Україні,

практично вичерпані. Крім того, на даний час в ОЕС України більш

проблематичним є проходження нічного провалу споживання через значну

долю базових потужностей, а потужності ГЕС приймають участь у

регулюванні енергосистеми в години пікового навантаження і не мають

технологічної можливості для регулювання надлишків генерації в години

нічного провалу.

Як показує світовий досвід, технологія ГАЕС має високу

конкурентноздатність у порівнянні з альтернативними піковими

газотурбінними електростанціями.

Дністровська ГАЕС (рис. 2.14) є однією з найбільших зі споруджуваних

гідроакумулюючих електростанцій у світі. Її проектна потужність складає

2268 МВт у генеруючому режимі і 2947 МВт у насосному режимі.

Введення Дністровської ГАЕС в експлуатацію дозволить покрити

існуючий попит на пікову потужність в ОЕС України в перспективі до 2015-

2020 років. Дефіцит дешевих пікових потужностей є характерним для

практично всіх країн, що входять в об'єднану енергосистему європейських

країн (UCTE). Тому, потужності Дністровської ГАЕС мають потенціал бути

задіяними у випадку інтеграції енергосистеми України в UCTE і прийняти

участь у покритті попиту на маневрову електроенергію. Крім цього, це

призведе до покращення ринкової привабливості електроенергетики України.

Географічно ГАЕС розташована біля західних кордонів України, що

дає можливість експорту електроенергії найбільш доцільно використовувати

її маневрові можливості при виконанні договорів.

36

Економічну привабливість Проекту підтвердила експертиза Світового

банку реконструкції та розвитку, яка була проведена в 1996 році

Швейцарською інжиніринговою компанією Electrowatt Engineering Services

Ltd.

Рисунок 2.14 – План-схема Дністровської ГАЕС

При аналізі альтернативних можливостей по забезпеченню

регулювання енергосистеми за звичай, розглядаються нові маневрові

генеруючі потужності із застосуванням газотурбінної або парогазової

технологій. На практиці, можна тільки частково визначити базу для

порівняння газотурбінної технології та технології ГАЕС через відсутність у

газотурбінної технології потенціалу споживати надлишок електроенергії під

час нічного провалу.

В даний час в ОЕС України основні ускладнення виникають якраз при

проходженні нічного провалу споживання, що зумовлено значною частиною

базових потужностей в балансі енергосистеми. В періоди паводку на ГЕС та

зменшення загального споживання електроенергії в літній період ситуація ще

більш загострюється. Наявність додаткових газотурбінних потужностей не

37

дасть змоги зменшити величину генерації під час нічного провалу

споживання, отже, забезпечити повноцінну, без обмежень, роботу

енергоблоків АЕС (особливо з урахуванням нових потужностей Х2 та Р4) та

уникнути вимушених зупинок на ніч 5-7 енергоблоків ТЕС (як це робиться в

останній час). Таким чином, тільки технологія ГАЕС дозволяє покращити

роботу ОЕС не тільки в години пікового споживання, але і, що більш

актуально для ОЕС України, і в період нічного провалу споживання.

Можливе порівняння проекту Дністровської ГАЕС та комплексних

реконструкцій існуючих вугільних енергоблоків ТЕС, в разі якщо вони

дозволять суттєво підвищити маневрові характеристики ТЕС, але коректна

база для порівняння також не може бути визначена через те, що основною

задачею при плануванні комплексних реконструкцій є подовження ресурсу

енергоблоків ТЕС та підвищення їх економічності і, природно, основна

частина витрат передбачається для вирішення саме цих цілей. Крім того, для

отримання еквівалентної Дністровської ГАЕС маневрової потужності на ТЕС

необхідно реконструювати вдвічі більшу потужність з витратами в 2-3 рази

більшими, ніж для завершення Дністровської ГАЕС.

2.4.2 Основні споруди станції

Дністровська ГАЕС встановленою потужністю 2268/2947 МВт.

(генераторний/ насосний режими) складається із семи оборотних

гідроагрегатів по 324/421 МВт. кожний. На ГАЕС передбачені насоси-

турбіни радіально-осьового типу. До складу Дністровської ГАЕС входять:

верхня водойма;

водоприймач;

напірні підвідні водоводи;

будівля ГАЕС в т.ч.: шахти гідроагрегатів, верхня будова ГАЕС,

приміщення тиристорних пускових установок, технологічний корпус,

водозливна галерея, насосна осушення проточної частини, шахти аварійних

виходів;

38

будівлі і споруди пристанційного майданчику, в т.ч.; інженерно-

побутовий корпус, загально-станційна компресорна власних потреб,

приміщення мехмайстерень, будівля КРУЕ-ЗЗОкВ.

відвідні водоводи,

водовипуск,

водовівідний канал,

нижнє водоймище з комплексом захисних споруд.

Рисунок 2.15 – Основні споруди нижнього майданчику ГАЕС

2.4.2.1 Верхня водойма

Верхня водойма створюється в напіввиїмці-напівнасипі шляхом

формування котловану дна водойми і влаштування огороджуючих дамб. В

якості матеріалів насипу використовується грунти корисної виїмки (пісок,

суглинки, вапняки, глинисті, гравійно-галечникові ґрунти).

До складу споруд верхньої водойми (рис. 2.16) входять:

екран дна водойми з кріпленням;

огороджуючі дамби з екраном, кріпленням верхових і низових

укосів;

дренажі дамб і задамбових територій.

На ділянці ІІ-гої черги від ПК7+00 до ПК29+00 виконується

комбінований екран дна, який представляє собою наступну конструкцію (від

низу до верху):

підстилаючий шар з сарматських глин товщиною В,5 м;

39

полімерна мембрана товщиною 2 мм, що укладається між двома

шарами геотекстилю щільністю 300 і 500 г/м2;

захисний шар з глинистих ґрунтів (неогенова глина) товщиною

0,5м.

Рисунок 2.16 – Верхнє водоймище

На поверхні екрану дна з метою його захисту передбачено кріплення

наступної конструкції:

гравійно-гальковий грунт товщиною 0,2 м.

захисний шар піску товщиною 0,2 м.

гірська маса фракції 0-200 мм товщиною 0,5 м

На верхових укосах дамб влаштовується протифільтраційний екран

наступної конструкції (від низу до верху):

підстиляючий шар з піщано-глинистих ґрунтів товщиною 0,5 м;

екран з суглинків товщиною від 1,0 м – у верхній частині і до 3,0

м – в нижній;

піщаний ґрунт товщиною до 2,5м;

Кріплення екрану дамб наступної конструкції

шар геотекстилю щільністю 500 г/м2;

щебінь фракції 0-70мм товщиною 0,3м;

гірнича маса фракції 0-400мм товщиною 1,2м

2.4.2.2 Водоприймач

Габарити водоприймача по напорному фронту – 85м, вздовж потоку –

64,7м. Максимальна висота від підошви основи складає 35,25 м. Заглиблення

40

водозабірних отворів під відмітку УМО-1,5 м. Водоприймач складається з

двох секцій. В першу секцію входять тракти водоводів №1-3, в другу –

тракти водоводів №4-7. Кожний проточний тракт облаштований пазами для

аварійного затвора, з верхнього б'єфа передбачені пази для плоского

ремонтного затвора. Затвори обслуговуються козловим експлуатаційним

краном вантажепід’ємністю 2х180+5т, який переміщується по верхній

позначці водоприймача.

Рисунок 2.17 – Вигляд водоприймача з ВБ

2.4.2.3 Підвідні напірні та відвідні водоводи. Водовідвідний канал

Підвідні (напірні) водоводи являють собою сім окремо розташованих

тунелів, які з'єднують водоприймач з агрегатними шахтами, кожна нитка

яких включає:

компенсатор;

вертикальний водовід висотою біля 100м, діаметром 7,5м, з

метало-залізобетонним облицюванням, з верхнім коліном, вертикальною

шахтою і нижнім коліном;

горизонтальна дільниця діаметром 7,5м, довжиною біля 400м, із

яких 200м із залізобетонним облицюванням товщиною 500мм, і 200м із

метало-залізобетонним облицюванням.

41

З метою компактного розміщення на майданчику і для збереження

природного стану порід при виконанні гірничопрохідницьких робіт,

вертикальні шахти розміщенні в шамотному порядку.

Відвідні водоводи довжиною 120-150 м з внутрішнім діаметром 8,2 м

проходять під кутом 14о до горизонту в сильно тріщиноватих осадочних

породах горизонтальної шаруватості (аргілітах, алевролітах) і спрягаються з

проточною частиною водовипуску через перехідні дільниці, які з'єднують

круглий переріз водоводів з прямокутними перерізами проточної частини

водовипуску.

До відвідних водоводів примикає водовипуск, який включає сім

водоводів, об'єднаних зі сторони нижнього б'єфу однією спорудою

залізобетонної конструкції. Кожний випускний отвір розділяється

проміжним бичком на два прогони. Прогони перекриваються плоскими

ремонтними затворами.

Для недопущення попадання в проточну частину сміття із відвідного

каналу в прогонах встановлюються сміттєзатримуючі решітки.

Маневрування затворами і решітками виконується козловим краном

вантажепід'ємністю 2х63+5т.

На водовипускові встановлюється 4 ремонтних затвори і 10

будівельних загород. Фронтова довжина водовипуску має 182 м, ширина – 45

м, висота – 28,8 м.

Для спряження споруд водовипуску з нижнім (буферним)

водосховищем влаштовується відвідний канал, середня довжина якого

складає біля 300 м. Спряження водовипуску із земляними спорудами

відвідного каналу виконано з допомогою лівобережного і правобережного

стоянів. Розріз по спорудах водопровідного тракту зображений на рис. 2.18.

Дно відвідного каналу спрягається з водовипуском водобійною

нахиленою дільницею, яка закріплена монолітними залізобетонними плитами

з анкерним кріпленням. Для недопущення попадання наносів в проточну

частину водовипуску у відвідному каналі влаштовується наносовловлювач.

42

Рисунок 2.18 – Розріз по спорудах водопровідного тракту Дністровської

ГАЕС: 1 – будівля ГАЕС; 2 – водопрмймач; 3 – підвідні напірні водоводи; 4 –

транеформаторний майданчик; 5 – водовипуск; 6 – нижнє буферне

водосховище

2.4.3 Будівлі ГАЕС

2.4.3.1 Шахти гідроагрегатів

Будівля ГАЕС розташована біля підніжжя схилу правого берегу р.

Дністер. До кожного агрегату вода подається по тунельному напорному

водоводу і відводиться при допомозі відвідного водоводу.

Гідроагрегати ГАЕС розміщені в окремо розташованих шахтах

діаметром 26 м і глибиною 50 м на відстані 54,0 м один від одного.

Спіральна камера турбіни метало-залізобетонна круглого перерізу.

Зі сторони верхнього б'єфу на позначці +58,600 м проходить

з'єднувальна галерея, яка з'єднує між собою шахти.

Технологічні позначки ШГА№1 зв'язані між собою за допомогою

драбини, що знаходиться зі сторони нижнього б'єфу, яка має вихід на

поверхню через вестибюль технологічного корпусу на позначці +85,850 м. З

відмітки +41,300 м шахту обслуговує пасажирський ліфт.

Машинний зал і монтажний майданчик обслуговують два козлових

крани вантажепід'ємністю 125+10т і 420+420+16т, які переміщуються по

43

залізобетонних підкранових балках. Перед монтажний майданчик обслуговує

кран вантажепід’ємністю 125+10т.

Рисунок 2.19 – Шахти гідроагрегатів: а) шахта ГА№1; б) шахта ГА№2

В шахті гідроагрегату №2 завершені будівельно-монтажні роботи по

бетонуванню перекриттів, стін та перегородок технологічних приміщень

шахти. Розпочато оздоблювальні роботи приміщень шахти гідроагрегату,

забезпечена повна будівельна готовність до монтажу основного

гідросилового обладнання - насос-турбіни та генератора.

В шахті гідроагрегату №3 завершено проходку кратеру шахти,

змонтовано металоконструкції коліна відсмоктуючої труби та розпочато

роботи по бетонуванню фундаментної плити, ліфтово-сходинкового блоку.

2.4.3.5 Підземні споруди

До пуску першої черги Дністровської ГАЕС в складі 3-х агрегатів,

враховуючи складні геологічні умови, для забезпечення довготривалої

експлуатації виконаних тимчасових кріплень підземних виробіток, необхідно

завершити весь комплекс робіт по підземних спорудах ГАЕС. Інтенсивно, з

44

опередженням графіку, ведуться роботи по спорудженню підвідних і

відвідних водоводів. Завершуються роботи по влаштуванню постійного

залізобетонного облицювання підвідного водоводу №6, завершуються

прохідницькі роботи на ділянці з металооблицюванням підвідного водоводу

№5 і вертикальної ділянки цього ж водоводу. Проводяться роботи по

укрупнювальному збиранню і монтажу ланок металооблицювання підвідного

водоводу №3, який являється визначальним в дотриманні термінів введення в

експлуатацію ГA №3.

Рисунок 2.21 – Аксонометрія бетонних споруд: 1 – водоприймач; 2 –

вертикальні підвідні водоводи; 3 – горизонтальпі водоводи; 4 – будівля

ГАЕС; 5 – відвідні водоводи; 6 – водовипуск; 7 – верхня дренажна штольня; 8

– НИЖНЯ дренажна штольня; 9 – підхідні штольні №1,№2,№3;

2.4.4 Головна схема і приєднання до енергосистеми

Схема видачі (заряду) потужності Дністровської ГАЕС при введенні в

експлуатацію одного (першого) гідроагрегату визначено «УкреЕМП» з

урахуванням поетапного введення потужностей. Видача потужності і заряд

1-го агрегату ГАЕС у нормальних і післяаварійних режимах забезпечується

45

на напрузі 330 кВ спорудою входів на ГАЕС існуючої ВЛ-330кВ

Ладижинська ТЕС - Дністровська ГЕС-1 (рисунок 2.22). На ГАЕС

споруджується розподільчий пристрій 330 кВ комплектний закритого типу

(КРПЕ-ЗЗОкВ) з елегазовим обладнанням.

Електричний блок ГАЕС з генератором-двигуном (ГД) номінальною

потужністю 324 МВт в турбінному і 421 МВт в насосному режимах, з

трансформатором 430 MBA, 347/15, 75кВ та заходи ВЛ-330кВ приєднуються

через відповідні вимикачі до КРПЕ-330 кВ. До пуску ГД № 1 в КРПЕ-330 кВ

споруджуються чотири комірки з вимикачами 330 кВ.

Л-330 ДсГЕС Л-330 ПС Бар Л-330 ЛадТЕС

В-330

ДсГЕС

В-330

ПС БарВ-330

ЛадТЕС

1СШ-330

2СШ-330

ШЗВ-330

В1 В2КРУЕ - 330 кВ

Т-1 Т-2

ПП-1

ТПП-146 МВА

Т3-12,42 МВА

Т-1010 МВА

СТС-1 ГД-1

Uн =15,75 кВ

Т3-22,42 МВА

Т-2010 МВА

СТС-2 ГД-2

Uн =15,75 кВ

Секція № 1

Секція № 2

Секція № 3

Секція № 4

КРУ - 6 кВ

ВВ

ВВ

СВ

СВ

ВВ

ВВ

ВВ-6 Т-20 КРУ-2

ВВ-6 Т-10 КРУ-2

ВВ-6 Т-20 КРУ-1

ВВ-6 Т-10 КРУ-1

Рисунок 2.22 – Однолінійна головна схема Дністровської ГАЕС

На рисунках 2.23-2.24 представленні варіанти схеми видачі потужності

енергоблоками №1-7.

Приєднання генератора-двигуна до блочного трансформатора

проводиться пофазно екранованими струмопроводу з вбудованими

апаратами (ТС, ТН, ОПН) через два вимикача – прямий і реверсивний (для

генераторного і насосного режимів) з двома паралельно включеними

46

роз'єднувачами. Зміна напрямку обертання гідроагрегату, залежно від

режиму його роботи, (турбінний або насосний) здійснюється зміною порядку

чергування фаз на затискачах генератора-двигуна.

Пуск оборотного агрегату в насосний режим передбачений частотний

від статичного перетворювача частоти, а в перспективі і від сусідніх

гідроагрегатів ГАЕС при подальшій їх установці.

До пуску першого агрегату в будівлі технологічного корпусу на

відмітці +93.050 встановлюється один комплект частотного перетворювача

для пуску агрегату в насосний режим.

Л-330 ДсГЕС Л-330 ПС Бар Л-330 ЛадТЕС

В-330

ДсГЕС

В-330

ПС БарВ-330

ЛадТЕС

1СШ-330

2СШ-330

ШЗВ-330

В1 В2

КРУЕ - 330 кВ

Т-1 Т-2

ГД-1 ГД-2

В3

Т-3

ГД-3

15,75/330 кВ15,75/330 кВ15,75/330 кВ

В4

Т-4

ГД-4

15,75/750 кВ

В5

Т-5

ГД-5

В6

Т-6

ГД-6

В7

Т-7

ГД-7

15,75/750 кВ 15,75/750 кВ 15,75/750 кВ

1СШ-750

2СШ-750

На ПС-750

З.У. (ЗЕС) На ХАЕСНа ПС-750

Вінницька

На ПС-750

Приморська

(ПдЕС)

АТ-1

330/750 кВ

РУ - 750 кВ

Рисунок 2.23 – Схема видачі потужності енергоблоками №1-7 Дністровської

ГАЕС (варіант №1)

47

Л-330 ДсГЕС Л-330 ПС Бар Л-330 ЛадТЕС

В-330

ДсГЕС

В-330

ПС БарВ-330

ЛадТЕС

1СШ-330

2СШ-330

ШЗВ-330

В1 В2

КРУЕ - 330 кВ

Т-1 Т-2

ГД-1 ГД-2

В3

Т-3

ГД-3

15,75/330 кВ15,75/330 кВ15,75/330 кВ

В4

Т-4

ГД-4

15,75/750 кВ

В5

Т-5

ГД-5

В6

Т-6

ГД-6

В7

Т-7

ГД-7

15,75/750 кВ 15,75/750 кВ 15,75/750 кВ

ПЛ – 750 кВ ПЛ – 750 кВ ПЛ – 750 кВ ПЛ – 750 кВ

р. Дністер

п/с 750/330 кВВід КРУЕ 330 кВ

Рисунок 2.24 – Схема видачі потужності енергоблоками №1-7 Дністровської

ГАЕС (варіант №2)

Силовий перетворювальний трансформатор установки для частотного

перетворювача приєднується до обмотки НН 15,75 кВ блочного

трансформатора через роз'єднувач і вимикач 15,75 кВ.

Система збудження – ГД статична тиристорна з приєднанням

трансформатора збудження до обмотки 15,75 кВ НН блочного

трансформатора через роз'єднувач 15,75 кВ.

Електропостачання агрегатних і загальностанційних споживачів ВП

при введенні ГД № 1 відбувається від трансформатора 10 MBA, 15,75/6,3 кВ,

приєднаного через роз'єднувач до обмотки НН 15,75 кВ блочного

підвищувального трансформатора. Резервування живлення ВП

передбачається на напрузі 6 кВ від двухтрансформаторної підстанції 35/6 кВ

(ГПП) потужністю 2x10 MBA по кабельних лініях 6 кВ. Підстанція 35/6 кВ

приєднана до незалежних джерел живлення енергосистеми трьома ВЛ-35 кВ.

На ГАЕС встановлюється комплектний розподільчий пристрій 6 кВ.

КРУ-6 кВ виконується за схемою «один система шин секціонована

48

вимикачем», що складається з 80 комірок. Для електропостачання

споживачів ВП на напрузі 0,4 кВ безпосередньо у споживачів,

встановлюються комплектні двухтрансформаторні підстанції 6/0,4 кВ, що

приєднуються кабельними лініями до КРУ-6 кВ.

2.4.5 Основні парамери насос-турбін і генератора двигуна

Таблиця 2.1 – Характеристика турбінного режиму

Характеристика Одниниця

виміру

Мінімальний

напір

Максимальний

напір

Напір нетто Н (м) 133 157,0

Приблизні відповідні

витрати 0 (куб.м./с.) 270 274

Потужність на валу насос-

турбіни ІТ (М/Л) 330 391

Позначка верхнього

водоймища

М над рівнем

моря

215,5

(спорожнене)

229,5

(наповнене)

Позначка нижнього

водоймища

М над рівнем

моря 73,2 (наповнене)

67,6

(спорожнене)

Таблиця 2.2 – Характеристика насосного режиму

Характеристика Одниниця

виміру

Мінімальний

напір

Максимальний

напір

Напір нетто Н (м) 143,1 165,3

Приблизні відповідні

витрати 0 (куб.м./с.) 242 274

Потужність на валу

насос-турбіни N1 (ШУ) 410 419

Позначка верхнього

водоймища

М над рівнем

моря

215,5

(спорожнене)

229,5

(наповнене)

Позначка нижнього

водоймища

М над рівнем

моря

73,2

(наповнене)

67,6

(спорожнене)

Таблиця 2.3 – Характеристика генератора-двигуна

Характеристика Режим генератора Режим двигуна

Номінальна потужність, МВт 324 421

Номінальний коефіцієнт потужності 0,90 0,98

Номінальна напруга, кВ 15,75±5%

2.4.6 Ризики проекту Дністровської ГАЕС

49

Україна відчуває сильний дефіцит пікових енергогенеруючих

потужностей, в той же самий час попит на електроенергію піддається як

сезонним, так і добовим коливанням. Відзначається його збільшення у

зимовий період, у періоди денного і вечірнього піків добового графіку

навантаження енергосистеми. В цих умовах можливість постачання в

оптовий ринок електроенергії України пікової електроенергії практично

гарантована.

Недосконалість систем обліку електроенергії і відсутність чіткої

методики визначення рівня нормативних технологічних втрат електроенергії

при передачі локальними електромережами призводить до недопостачання

електроенергії, що передається через мережі (транзитом) постачальниками

електроенергії.

Відсутність касового методу нарахувань при оподатковуванні операцій

з електроенергією в умовах неповної оплати призводить до вимивання

оборотних коштів виробників електроенергії.

Чинник гострого дефіциту регулюючих енергетичних потужностей в

Україні надає Проекту завершення будівництва Дністровської ГАЭС

значення Проекту загальнодержавної важливості, що, в остаточному

підсумку, повинно посприяти зниженню ступеня впливу існуючих ризиків.

50

3 СИСТЕМНЕ ЗНАЧЕННЯ ГІДРОАКУМУЛЮЮЧИХ

ЕЛЕКТРИЧНИХ СТАНЦІЙ

3.1 Режим роботи ГАЕС в об'єднаних енергосистемах

Як відомо, у складній електроенергетичній системі як в структурно

неоднорідному технічному об'єкті об`єктивно існують так звані слабкі місця,

тобто елементи, групи елементів чи умови, які з точки зору реакції на зміну

режиму, обурення, управляючої дії є критичними і негативно позначаються

на живучості системи. У слабких місцях або в позаштатних умовах роботи

імовірність такого відхилення параметрів режиму, яке може привести до

різкого зниження якості, надійності або погіршення економічних показників

роботи електроенергетичної системи, значно підвищена. Наявність слабких

місць в електроенергетичній системі не тільки обмежує технічні можливості

системи в цілому і ефективність управління цією системою, але часто є

причиною порушень динамічної стійкості при великих збуреннях і

системних аварій каскадного характеру з масовим порушенням живлення

споживачів.

Наявність слабких місць в електроенергетичній системі визначається як

її структурними властивостями (топологією мережі, наявністю і розміщенням

генераторів і вузлів навантаження), так і параметрами елементів системи

(опорами зв'язків, параметрами навантажень і генераторів і т. п.).

Своєчасне і кваліфіковане визначення слабких місць в

електроенергетичній системі дозволяє розробити та обґрунтувати заходи

щодо їх посилення шляхом зміни схеми мережі, структури генеруючих

потужностей та розташування генераторів, установки реакторів і

компенсуючих пристроїв, вибору засобів протиаварійної автоматики і т. д.

Цілком очевидно, що визначальним з цих заходів є забезпечення

оптимальної структури генеруючих потужностей, яка передбачає необхідний

діапазон і необхідну динаміку регулювання.

51

Графіки споживання електроенергії (добові графіки навантаження)

сучасних енергооб'єднань відрізняються високим ступенем нерівномірності,

що створює труднощі як з покриттям піків, так і, більшою мірою, з

проходженням нічних провалів добових графіків навантаження. Ця проблема

посилюється у зв'язку із стійкою тенденцією укрупнення маломаневренних

енергоблоків на теплових і атомних електростанціях. Серйозною проблемою

для них стає розвантаження теплових електростанцій в години нічного

зниження навантажень з урахуванням необхідності виконання теплового

графіка навантажень і забезпечення рівномірної роботи енергоблоків АЕС.

Крім того, у зв'язку з різким зростанням інтенсивності підйому навантажень

в години ранкових і вечірніх максимумів загострюються проблеми

забезпечення якості електроенергії (підтримання нормованих значень

частоти і напруги).

В умовах України для найбільш напруженого добового графіку

навантаження зимового дня характерні два піки – вечірній і ранковий – і два

провали – більш глибокий нічний і денний (рис. 3.1).

У різних країнах відношення мінімального (базового) навантаження у

добовому графіку до максимального (пікового) в середньому змінюється від

0,6 до 0,8.

АЕС

ТЕС

Графік навантаження

0 6 12 18 24 год

N

Рисунок 3.1 – Покриття добового графіку навантаження енергосистеми

52

В об'єднаних енергосистемах графік навантаження звичайно стає

щільнішим і досягається відносне зниження максимуму навантаження,

особливо якщо енергосистеми перебувають у різних годинних поясах.

Річні графіки навантаження енергосистем залежно від кліматичних і

соціально-економічних умов характеризуються:

зменшенням навантаження в літні місяці (в основному у зв'язку зі

зниженням комунально-побутового навантаження), що характерно для країн

Західної Європи, Росії, України;

збільшенням навантаження в літні місяці в країнах з жарким

кліматом (у зв'язку з ростом побутових навантажень, зрошенням та ін.).

Наприклад, у США навантаження в літні місяці перевищують зимові в

цілому на 8–10%, що пов'язане з роботою установок кондиціювання повітря,

вентиляційних систем, зрошення.

Основними передумовами застосування гідроакумулювання енергії та

розвитку цього виду гідроенергетики є:

потреба в маневренії потужності для покриття піків

навантаження та компенсації її короткочасних змін;

ущільнення добового графіка навантаження з використанням

дешевої нічної електроенергії;

збільшення потужності і оптимізація роботи базових

електростанцій;

економія палива в енергосистемі в порівнянні з іншими

варіантами пікової потужності;

забезпечення швидкого оперативного і аварійного резерву;

участь у регулюванні режимних параметрів з метою забезпечення

нормативної якості електроенергії.

Функціональні можливості ГАЕС можуть бути розділені на дві групи:

стандартний набір системних послуг – незалежно від місця

розташування;

53

специфічні послуги, що залежать від конкретного розташування

ГАЕС

Стандартні функціональні можливості ГАЕС у різних режимах

представлені нижче.

Нормальний режим:

регулювання балансу потужності (навантаження і генерації);

регулювання напруги в активних режимах (генераторному і

насосному);

компенсація реактивної потужності (режим СК);

регулювання частоти;

оперативне резервування потужності (навантаження і генерації).

Аварійний режим:

аварійне (швидке) резервування потужності (навантаження і

генерації);

форсування реактивної потужності (для підвищення межі

стійкості).

Післяаварійний режим:

оперативне резервування потужності (навантаження і генерації);

забезпечення розвороту ТЕС при їх повному погашенні та

відсутності інших джерел генерації.

3.2 Доцільне розташування ГАЕС та їх використання

В умовах значної нерівномірності добових графіків навантаження в

об'єднаних енергосистемах саме ГЕС і ГАЕС, що володіють високою

маневреністю й більшим регулювальним діапазоном, високими швидкостями

зміни навантажень, мінімальним часом набору навантаження, пуску й

зупинки агрегатів, виконують найважливіші завдання:

покривають найбільш складну пікову й напівпікову частини

графіка навантажень (див. рис. 3.1). При цьому ГЕС і ГАЕС при покритті

54

пікової частини графіка навантаження в середньому працюють 2–5 годин на

добу, а напівпікової частини графіка – 5–15 годин на добу;

при роботі в насосному режимі ГАЕС заповнює провальну

частину графіка навантажень, знижуючи його нерівномірність, і забезпечує

оптимізацію структури потужностей, що генерують, в енергосистемі за

рахунок збільшення потужності базових ТЕС і АЕС;

виконують функції аварійного та навантажувального резервів

енергосистеми;

використовуються в якості джерел реактивної потужності.

З досвіду зарубіжних енергосистем, ГАЕС доцільно розміщувати або в

центрах енергоспоживання в промислових і урбанізованих районах країни,

або поряд з неманеврених потужним джерелом електроенергії. Але цим

діапазон можливостей їх використання не обмежується. Залежно від варіанту

розміщення ГАЕС можуть бути реалізовані певні специфічні переваги,

особливо в аварійних і післяаварійних ситуаціях.

1. Розташування ГАЕС на транзитних загальносистемних зв'язках

обмежує можливості ГАЕС рамками стандартних технологічних послуг. У

цьому випадку, як правило, ГАЕС бере участь у регулюванні режимів

енергооб'єднання в цілому, забезпечуючи необхідні значення частоти і

напруги; при цьому вона мало впливає на конкретні локальні об'єкти (рис.

3.2).

2. Використання ГАЕС, що розміщуються поблизу АЕС або великої

ТЕС. Зберігаючи стандартні функції, ГАЕС в цьому випадку отримує

можливість надавати більш глибокий вплив на оптимізацію режимів роботи

теплоенергетичного обладнання конкретної теплової або атомної

електростанції. У разі АЕС за умови електричного зв'язку ГАЕС не тільки з

високовольтним розподільним пристроєм АЕС, але і на низькій

(генераторній) напрузі, принципово можливо організувати автоматичне

включення оборотних гідроагрегатів ГАЕС у насосному

(навантажувальному) режимі у разі аварійної втрати зв'язку АЕС з

55

енергосистемою, що доцільно не тільки з точки зору збереження

електроустаткування АЕС, але і з точки зору підвищення радіаційної

безпеки.

3. Використання ГАЕС для підвищення надійності енергопостачання

мегаполісів. Проблема збільшення надійності енергопостачання мегаполіса

може бути вирішена радикальним методом розміщення деяких ГАЕС,

відносно невеликої потужності, по периметру мегаполіса і в безпосередній

близькості від міста, або навіть в межах міста. Такі ГАЕС повинні мати

зв'язки високовольтними лініями електропередачі з основними вузловими

розподільними підстанціями міста та розподільчими великих ТЕЦ. Більш

того, ці ГАЕС територіально можуть розташовуватися поблизу від існуючих

ТЕЦ, дислокованих навколо мегаполісу.

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 год

10

0

20

30

40

50

60

70

80

90

100

АЕС

ТЕЦ

КЕС

ГАЕСГЕС

ГАЕС

ПТЕС

НР

ТР

Режими ГАЕС

СК та ОР

Рисунок 3.2 – Приблизний добовий графік навантаження сучасної

потужної енергосистеми.

56

На рисунку 3.2 представлено: АЕС, ТЕЦ, КЕС, і ПТЕС - атомні,

теплофікаційні, конденсаційні і пікові теплові електростанції; ГЕС -

гідроелектростанції; ГАЕС - гідроакумулюючі електростанції, що працюють

в режимах: НР - насосному, ТР - турбінному, СК і ВР - синхронного

компенсатора і в обертовому резерві активної або реактивної потужності; N -

потужність енергосистеми,%.

Таке розташування ГАЕС дозволяє:

здійснювати в нормальному режимі роботи енергооб'єднання

стандартний набір регулюючих функцій в інтересах енергооб'єднання в

цілому;

в аварійній ситуації, завдяки глибокому введенню ГАЕС у

структуру електропостачання міста, здійснювати адресне аварійне

резервування генеруючої потужності; підхоплювати навантаження

відокремилених ТЕЦ із збереженням їх обертової генеруючої потужності;

забезпечувати електропостачання системи власних потреб ТЕЦ, які втратили

зв'язок з енергосистемою і розвантажити до нуля, що необхідно для

подальшого пуску їх турбоагрегатів.

В якості верхніх басейнів такі ГАЕС могли б використовувати

акваторію річки, що протікає в межах міста або поблизу нього, або інший

природний водойм достатньої ємності; нижні басейни і машинні зали можуть

бути підземними. Така компоновка не вплине на наземні екосистеми міста і

не потребує відведення великих площ.

Характерним прикладом такого підходу є будівництво двох ГАЕС

поблизу Нью-Йорка (США): Бленхейм-Джільбао (1000 МВт, 1973 р.) і

Корнуелл (2000 МВт, 1982 р.). Характерною особливістю ГАЕС Бленхейм-

Джільбао є висока маневреність її агрегатів і здатність швидко виконувати

режимні вимоги енергосистеми. Агрегати ГАЕС Бленхейм-Джільбао можуть

бути запущені в турбінний (генераторний) режим при втраті зв'язку з

енергосистемою в разі її розвалу при великій системній аварії і видати повну

потужність 1000 МВт для відновлення роботи енергосистеми.

57

4. Використання ГАЕС в єдиному технологічному комплексі з

приливними електростанціями. Припливні електростанції за своїм

принципом працюють циклічно відповідно з циклічністю приливної хвилі.

Функція згладжування графіка генерації та забезпечення відповідності

генерації та споживання можуть бути покладені на ГАЕС, побудовану і

працюючу в єдиному технологічному комплексі з ПЕС.

5. Участь ГАЕС в сезонному регулюванні можливо при використанні

зайвої електроенергії ГЕС у весняний період і накопиченні паводкових вод в

акумулюючому басейні досить великої ємності.

6. Використання ГАЕС в ізольованих енергосистемах, які не мають

гідроресурсів або мобільних потужностей інших типів. Характерним

прикладом може служити енергосистема Сахаліну - типове ізольоване

енергооб'єднання, позбавлене можливості використовувати регулювання,

пов'язане з широтними перетіканнями потужності між часовими поясами.

Аналогічна ситуація в енергооб'єднанні Великобританії, де також

відсутні гідроенергетичні ресурси, а для забезпечення можливостей

регулювання потужності побудовані чотири ГАЕС. Проте у Великобританії

знайдено розумний компроміс між технічною необхідністю і економічною

доцільністю будівництва ГАЕС.

Таким чином, технічна необхідність розвитку гідроакумулювання не

викликає сумніву, оскільки ГАЕС дозволяють оптимізувати роботу ТЕС,

АЕС та енергооб'єднань в цілому, забезпечити нормативну якість

електроенергії в нормальних режимах, знизити перетоки потужності по

міжсистемних зв'язків, підвищити надійність і живучість енергооб'єднань, а

також – у ряді випадків – радіаційну безпеку АЕС в аварійних ситуаціях,

полегшити умови післяаварійного відновлення енергосистем у разі великої

системної аварії, що супроводжується поділом системи і «посадкою»

теплових станцій на «нуль», а також зробити благотворний вплив на

загальногосподарські процеси країни: згладити наслідки повеней, створити

запаси води для цілей штучного зрошування, господарського та побутового

58

споживання і т. д. Ці технологічні можливості ГАЕС носять більше якісний

характер, ніж кількісний, і їх важко оцінити економічно.

3.3 Економічна ефективність ГАЕС

В області електроенергетики розрізняють три основні сфери діяльності:

виробництво і збут електроенергії;

передача та розподіл електроенергії;

забезпечення якості та надійності електропостачання.

Гідроакумулюючі електростанції за своєю технологією займають в цій

структурі забезпечення якості та надійності електропостачання споживачів

електроенергії.

Ця проблема - забезпечення якості та надійності електропостачання - в

останні роки набула в усьому світі особливої актуальності у зв'язку із

зростанням електроспоживання, загостренням проблеми енергоресурсів,

ускладненням і підвищенням залежності промислових технологій від якості

та безперервності електропостачання.

За кордоном використання ГАЕС для вирівнювання добових графіків

навантаження практикується вже кілька десятиліть, причому спочатку

головним завданням ГАЕС вважалося їх залучення в генераторному режимі в

години пікового навантаження.

Будівництво ГАЕС з технічної точки зору є об'єктивною необхідністю.

Однак при прийнятті рішення про розвиток цього виду гідроенергетики слід

мати на увазі, що ринкова ідеологія передбачає єдність технічної

необхідності та економічної доцільності.

У свою чергу, економічна доцільність будівництва ГАЕС має бути

підтверджена двома необхідними умовами:

інвестиційна привабливість;

прибутковість на етапі експлуатації.

59

Ці умови тісно пов'язані між собою і визначають як інтереси власника,

так і ступінь привабливості для потенційних інвесторів.

Але якщо технічна необхідність будівництва ГАЕС не викликає

сумнівів, то з їх економічним статусом все не настільки очевидно. Головна

трудність пов'язана з тим, що акумулювання енергії за своєю суттю є поза

ринковим елементом виробничої системи.

Для ГАЕС, на відміну від електростанцій звичайного типу, існує

проблема формування економічного статусу. Справа в тому, що, відповідно

до технічно можливого к.к.д., витрата електроенергії на заряд ГАЕС на 35-

40% перевищує її кількість, вироблену при розряді, тобто інтегральне

вироблення за цикл негативне. Крім того, практично не піддається

розрахунку реальна вартість послуг з підвищення стійкості міжсистемних

зв'язків, оптимізації режимів ТЕС і забезпечення якості та надійності

електропостачання.

Тому при формуванні тарифу неможливо підходити до ГАЕС з позицій

звичайних електростанцій, головним і часто єдиним призначенням яких є

вироблення електроенергії та надання генеруючої потужності.

Саме цим пояснюється та обставина, що, при начебто розмаїтості

економічних механізмів для звичайних електростанцій, незалежно від форми

власності, всі вони засновані на одній головній складовій – вартості одиниці

потужності і виробленої (проданої) електроенергії. Що ж до ГАЕС, то їх

економічний статус різний не тільки в різних країнах, для різних форм

власності, але навіть у межах однієї країни або в рамках однієї економічної

формації.

Запропонувати універсальну економічну модель для ГАЕС, діючу у

всіх умовах та економічних формаціях, неможливо, тому обмежимося

аналізом технологічних послуг ГАЕС з точки зору ліквідності.

Насамперед зазначимо, що незважаючи на множинні технологічні

можливості ГАЕС (регулювання добового графіка навантаження,

регулювання частоти і напруги, забезпечення оперативного і аварійного

60

резерву), всі вони є похідними одного параметра – високоманевровою

(регулюючою) потужностю як генерації, так і споживання.

Тому головною функцією ГАЕС є регулювання активної потужності.

При цьому участь у регулюванні добового графіка навантаження забезпечує

баланс між споживанням і генерацією і завдяки цьому непрямим чином

впливає на якість (частоту) електроенергії. Ця послуга може плануватися

завчасно відповідно до прогнозованим добовим графіком

електроспоживання.

Окрім регулювання добового графіка навантаження для забезпечення

стійкого функціонування енергооб'єднання в різних ситуаціях, пов'язаних зі

стохастичними змінами споживання електроенергії та аварійністю діючого

енергетичного обладнання, потрібно мати оперативний резерв як

навантаження, так і генерації. Висока надійність електропостачання може

бути забезпечена за рахунок наявності в енергооб'єднанні достатнього

резерву маневреної потужності.

Хоча термінологія, що відноситься до оперативних резервних

потужностей, різна в різних країнах, по відношенню до них можуть бути

сформульовані деякі загальні визначення. За оперативністю реалізації

розрізняють чотири рівня резерву.

До першого рівня відноситься резерв потужності, який може бути

реалізований швидко за допомогою автоматичного регулювання частоти

обертання агрегатів, без втручання оперативного персоналу. До резерву

першого рівня відноситься також зниження дефіциту активної потужності,

що досягається автоматичним впливом від реле частоти на працюючі

агрегати ГАЕС (відключення агрегатів, що працюють в насосному режимі;

переклад агрегатів, що працюють в режимі СК, у генераторному режимі;

завантаження генераторів до гранично можливого значення).

До другого рівня відноситься резерв потужності, який може бути

реалізований швидко – автоматично або вручну – з компенсацією частини

резерву першого рівня або своєчасним введенням в роботу агрегатів з

61

урахуванням майбутніх змін режиму. Типовим прикладом автоматичної або

напівавтоматичної реалізації цього резерву є пуск при спрацьовуванні

мінімального реле частоти агрегатів ГЕС, ГАЕС і ГТУ або зміна вручну

уставок автоматичного регулювання частоти і обмінної потужності.

До третього і четвертого рівнів належить резерв, для реалізації якого

може знадобитися тривалий час (хвилини, години і навіть дні) - залежно від

готовності знаходиться в резерві обладнання або відповідних контрактних

угод. Ці рівні резерву реалізуються для заміни потужності резерву першого і

другого рівнів або для ліквідації прогнозованого дефіциту активної

потужності.

Третій рівень забезпечується завантаженням пущених агрегатів ГЕС,

ГАЕС і ГТУ, зміною навантаження агрегатів ТЕС, синхронізацією

турбоагрегатів, що знаходяться в гарячому резерві, отриманням аварійної

взаємодопомоги від сусідніх енергосистем.

Четвертий рівень - прискорення готовності до пуску «холодних»

агрегатів, організація додаткових поставок від сусідніх енергокомпаній,

зниження навантаження споживачів, з якими є спеціальні угоди.

Завдання вибору рівня резерву активної потужності вирішується на

різних часових інтервалах – від довгострокового планування до оперативного

управління. Не зупиняючись на методиках вибору величини резерву активної

потужності для різних часових інтервалів в довгостроковому тимчасовому

діапазоні.

3.4 Вплив ГАЕС на навколишнє середовище

При розгляді впливу гідроенергетичних об'єктів на навколишнє

середовище необхідно розрізняти періоди їх будівництва та експлуатації.

Перший період порівняно короткочасний – кілька років. У цей період в

районі будівництва порушується природний ландшафт: прокладаються

62

дороги, будується промислово-будівельна база, розробляються кар'єри для

видобутку будівельних матеріалів і т. п.

Виробництво робіт по зведенню будь-якого гідроенергетичного об'єкта,

у тому числі ГАЕС, повинно проектуватися з дотриманням чинного

законодавства, що регламентує вимоги раціонального природокористування:

при розробці генпланів необхідно раціонально вибирати кар'єри, місце

розташування промислово-будівельної бази, доріг і т. д. До моменту

завершення будівництва повинні бути проведені необхідні роботи з

рекультивації земель і відновного озеленення території.

У період експлуатації, який для об'єктів гідроенергетики становить не

менше кількох десятків років, відбувається довготривале і різнобічний вплив

цих об'єктів на навколишнє середовище. Найбільш істотний вплив на

природу надають водосховища.

Сам технологічний процес виробництва гідроелектроенергії екологічно

нешкідливий, тому що він не супроводжується будь-якими шкідливими

викидами в зовнішнє середовище. Ця теза відноситься до всіх об'єктів

гідроенергетики - як до звичайних ГЕС, так і до ГАЕС. Але споруда

гідроелектричних станцій будь-якого типу супроводжується створенням

водосховищ, що практично завжди тягне за собою низку змін до природних

умовах і об'єктів народного господарства прилеглих територій. Особливо це

стосується великих водосховищ, створюваних на рівнинних річках: вони

можуть займати велику територію, що супроводжується вилученням та

підтопленням високопродуктивних сільськогосподарських і лісових угідь.

Нерідко природні некеровані процеси, що відбуваються в штучно

створених водосховищах, призводять до несприятливих наслідків досить

широкого масштабу.

Утворені в результаті підйому ґрунтових вод зони підтоплення

призводять до заболочування земель, підтоплення різних споруд і населених

пунктів і пов'язаного з цим погіршення санітарних умов місцевості.

63

Менш відомий той факт, що створення великих водосховищ

призводить до появи умов виникнення або підвищення сейсмічної активності

в прилеглих до них районах.

Перелік позитивних і негативних наслідків створення

гідроенергетичних комплексів досить великий, проте перелік і ступінь

впливу таких наслідків при створенні ГАЕС істотно відрізняється від

аналогічних параметрів ГЕС.

Це пояснюється тим, що при будівництві ГАЕС створюються, як

правило, порівняно невеликі водосховища, розташовувані до того ж там, де

завдяки особливостям рельєфу забезпечується мінімальне вилучення

сільськогосподарських і лісових угідь. Обмовимося заздалегідь, що в даному

випадку мова йде про ГАЕС, компоновка яких передбачає наземне

розташування гідротехнічних споруд. Проекти ГАЕС з підземним

розташуванням басейнів, напірних водоводів і машинних залів, що

використовують в якості верхніх акумулюючих басейнів природні водойми,

дозволяють повністю приховати весь енергетичний тракт і станцію в цілому

без погіршення умов експлуатації устаткування. При цьому практично

виключаються негативні впливи на наземні екосистеми.

При створенні наземних водосховищ ГАЕС крім затоплення земель

змінюються найважливіші компоненти природних умов водотоку і прилеглих

до нього територій, до числа яких слід віднести гідрологічний,

гідротермічний і гідробіологічний режими видатків, підтоплення земель,

абразію берегів, вплив на тваринний і рослинний світ, зміна ландшафтів і т .

д.

При створенні ГАЕС параметри водойм визначаються балансом водних

ресурсів, напір ж - рельєфом місцевості. Створювані при ГАЕС водойми, як

правило, не можуть бути використані іншими галузями господарства через

особливості водного режиму (регулярно повторюваними і значними за

величиною змінами рівнів).

64

Водночас ГАЕС має свої специфічні види впливу на навколишнє

середовище, що визначаються високим внутрішнім водообміном водойм,

високими швидкостями потоків води, безперервними коливаннями рівнів

води у водосховищах. Особливо слід відзначити фільтрацію і можливе

підтоплення прилеглої території від верхньої водойми, що має панівне

висотне положення, що впливає як на природно-господарський комплекс

прилеглої території, так і на стійкість схилу, на якому прокладені напірні

трубопроводи.

Досвід вивчення взаємодії гідроенергетичних об'єктів з навколишнім

середовищем показує, що наслідки такої взаємодії можуть бути:

прогнозованими і контрольованими;

непрогнозованими, але контрольованими (після виявлення);

непрогнозованими і неконтрольованими.

Основні види і ступінь впливу ГАЕС на навколишнє середовище

наведено в табл. 3.1.

Таблиця 3.1 – Видивпливу ГАЕС на навколишнєсередовище

Об'єктивпливу Ступіньвпливу

Сильний Середній Незначний

Ландшафти +

Місцевийклімат +

Грунтово-рослиннийпокрив

(у зоніпідтоплення) +

Твариннийсвіт +

Геологічнесередовище +

Гідрогеологічніумови +

Гідрологічніумови +

(наповнення)

+

(експлуатація)

Якістьводи +

(наповнення)

+

(експлуатація)

Стан живихорганізмів у воді +

Соціально-

економічніумовирайону +

65

Ступінь підтоплення території, прилеглої до верхнього водосховища,

ймовірно, могла б бути набагато менше у разі застосування проти

фільтраційного покриття ложа верхнього басейну або хоча б його планування

і додаткового ущільнення.

До негативних впливів ГАЕС також слід віднести збільшення

каламутності в басейнах внаслідок високої турбулентності вод і загибель

планктонних організмів і риб при перекачуванні води.

Для зниження негативного впливу ГАЕС на планктонні організми, що є

кормом для рибних стад, найбільш сприятливий такий графік роботи ГАЕС,

при якому насосний режим здійснюється в нічні та рано ранкові годинни,

коли активність планктону знижена.

Створювані водосховища ГАЕС являють собою деяке навантаження на

природне середовище, однак ступінь цього навантаження значно менше, ніж

від водосховищ звичайних ГЕС.

Оскільки розміри наземних водойм ГАЕС, як правило, незначні, то їх

створення:

супроводжується відносно невеликим вилученням

сільськогосподарських і лісових угідь;

практично не тягне змін місцевого клімату;

не провокує появи або посилення сейсмічної діяльності;

сприяє поліпшенню екологічної обстановки району з

концентрованим розташуванням ТЕС, у формуванні електричних режимів

яких бере участь ГАЕС.

Водночас водосховища ГАЕС можуть сприяти погіршенню санітарного

стану прилеглої території за рахунок підвищеного виплоду кровосисних

комах – переносників трансмісійних хвороб, а також можливої появи на

утворених мілководдях молюска, що є одним з основних джерел поширення

біогельмінтози.

Крім того, слід враховувати небезпеку підтоплення за рахунок

фільтрації з верхнього басейну територій, безпосередньо прилеглих до його

66

акваторії. Однак цей вплив може бути значною мірою послаблений при

відповідній підготовці ложа водосховища (виконанні комплексу

протифільтраційних заходів) або нейтралізовано шляхом влаштування

дренажу та відведення профільтрованої води в нижній басейн.

67

4 ВИЗНАЧЕННЯ ОПТИМАЛЬНОЇ ПОТУЖНОСТІ ГАЕС ДЛЯ

ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ МІНІМАЛЬНИХ ВТРАТ

У сучасних умовах можливе збільшення енергозабезпеченості

економіки та населення. Для цього не потрібно будувати нові атомні блоки.

Достатньо ефективніше використовувати вже існуючі потужності,

зменшувати втрати при транспортуванні та споживанні електроенергії

впровадженням системних енергоощадних заходів. Модернізація та

оновлення ТЕС, реанімація малих ГЕС взагалі містить потенціал, якого

вистачить ще на багато років. Це значно ефективніше і корисніше для всієї

енергосистеми України, а головне — економічно вигідно.

На даний момент в інженерній практиці використовується ряд

методів, що дозволяють виконувати розрахунок складової втрат як з

однозначно заданою інформацією, так і з імовірнісно-статистичним

оцінюванням втрат [21]. Використання даних методів в розімкнених

розподільних мережах, як правило, призводить до виникнення похибки,

допустимої на етапі планування режимів ЕМ. Однак, у замкнених

розподільних ЕМ збільшується вплив нелінійності функції втрат

потужності, що може викликати суттєві помилки обчислення додаткових

технічних втрат електроенергії у випадку відхилення режиму ЕМ від

планового.

4.1 Оптимізація потужностей ГАЕС в електричній мережі

Для розв’язання зазначених проблем у [23] обґрунтовано

можливість розв’язання задачі аналізу впливу окремих вузлів генерації на

втрати в ЕМ, спираючись на лінійні моделі усталеного режиму ЕМ.

Значення повної потужності на початку і в кінці кожної вітки схеми

визначається за формулою [27]:

в д д3 S U M I , (4.1)

де äU – діагональна матриця напруг у вузлах включаючи і базисний;

68

МΣ – матриця з’єднань віток у вузлах включаючи і балансуючий;

дI – діагональна матриця комплексно-спряжених струмів у вітках

схеми (тут і далі знак ^ означає, що матриця або вектор є комплексно-

спряженим). Струм iI в і-й вітці може бути визначений через струми у

вузлах за виразом

i iI C J , (4.2)

де iC – і-й вектор-рядок матриці розподілу струмів у вузлах J по

вітках схеми.

Якщо вираз (4.1) помножити зліва на одиничний транспонований

вектор nt, то в результаті отримаємо транспонований вектор втрат

потужності у вітках схеми:

в д д3S n U M I t t ,

або з врахуванням того, що дn U Ut t ,

в д3S U M I t t , (4.3)

де tU – транспонований вектор напруг у вузлах включаючи і

базисний.

З (4.3) видно, що втрати в і-й вітці схеми визначаються як

в 3( )U M i t i iS I , (4.4)

де iM – і-ий вектор-стовпець матриці інциденцій;

Підставивши (4.2) у останній вираз, отримаємо:

в 3( )U M C J i t i iS . (4.5)

З урахуванням того, що

1д

1

3J U S

,

(4.5) можна переписати:

1в д( )U M C U S

i t i iS . (4.6)

Якщо позначити в (2.6)

69

1

д( )T U M C U

i t i i , (4.7)

то видно, що вектор-рядок iT складається з коефіцієнтів, які

показують, яку частку в сумарних втратах в і-й вітці складає протікання

потужності по ній від кожного вузла [27].

Отже, на підставі (4.5) і (4.7) можна записати:

в S T S , (4.8)

де вS – вектор втрат потужності у вітках схеми; T – матриця

коефіцієнтів розподілу втрат потужності у вітках заступної схеми

розподільної ЕМ в залежності від потужності у її вузлах схеми, кожний

рядок якої складається з (4.7).

Згідно [27] зауважимо, що коефіцієнти розподілу втрат залежать від

параметрів заступної схеми, які за певних допущень можна вважати

постійними, а також від значень напруги у вузлах ЕМ, які визначаються

навантаженням і генеруванням у вузлах схеми. Таким чином нелінійність

залежності втрат потужності в ЕМ від параметрів її режиму враховується.

Визначення коефіцієнтів матриці T через поточні значення вузлових

напруг по суті означає лінеаризацію режиму електричної мережі при

зафіксованих потужностях у вузлах.

Таким чином, для випадку, коли зміна потужностей у вузлах ЕМ є

незначною, тобто не викликає істотних (не більше 1%) відхилень напруги

у вузлах, залежність втрат потужності в ЕМ від потужностей у її вузлах

можна вважати лінійною.

Отже, для дослідження впливу ГАЕС на втрати потужності в

розподільних мережах з прийнятною точністю можна використовувати

метод накладання, згідно (4.6).

Для зручності використання даних, перетворимо матрицю iT в

вектор-стовбець вT , елементи якого будуть коефіцієнтами розподілу

втрат потужності від кожного вузла схеми:

70

i одN вT T , (4.9)

де одN - одиничний вектор-стовбець.

Відповідно до [17] визначаємо значення активної потужності, яку

потрібно генерувати ГАЕС в вузлі Pi:

i ГАЕС нP P P ,

(4.10)

де нP - потужність навантаження вузла, ГАЕСP - активна потужність

генерування ГАЕС.

n

i, ji ii j i j j i j

i,i j 1, j i i j

RU UP P cos jQ sin

R U U

, (4.11)

де iU - модуль напруги у вузлі, n - кількість вузлів в схемі, ijR - і та

j елемент матриці вузлових опорів схеми, i - фаза в і-тому вузлі, j jP ,Q -

активна та реактивна потужність навантаження в j-тому вузлі відповідно.

З розрахунків очевидно, що Дністровська ГАЕС має буть зв’язана з

АЕС лінією 750 кВ.

Гідроакумулюючі електричні станції мають різноплановий вплив на

роботу електричної мережі. Переваги в збільшенні частки генерування

можливі лише при обранні вірного методу пошуку оптимальних місць

під’єднання та потужності генерування.

Запропонований метод дозволяє визначити оптимальну, по втратах

активної потужності в мережі, величину генерування ГАЕС для

71

досліджуваного вузла схеми, в умовах нормалізації рівнів напруги у вузлах

та підвищення якості функціонування електричної мережі, для забезпечення

потреб споживачів електроенергії.

72

5 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ ПОКАЗНИКИ ГАЕС

5.1 Визначення кошторисної вартості проектованої ГАЕС

Капітальні затрати на спорудження ГАЕС визначаються по двох

розділах: промислове та житлове будівництво. Вартість промислового

будівництва визначають по кошторисно-фінансовому розрахунку, який

складається із тринадцяти розділів, кожний з яких має цільове призначення.

Загальна сума капітальних вкладень по окремих розділах і в цілому по

розрахунку станції повинна бути розподілена на будівельно-монтажні

роботи, на придбання обладнання та інші витрати у процентному відношенні,

зазначеному у табл.6.1. При складанні кошторису будівництва ГАЕС всі

витрати по розділах зведеного кошторисно-фінансового розрахунку

визначають виходячи з розрахункових фізичних об’ємів робіт. На стадії

проектування така можливість відсутня і визначення кошторисної вартості

будівництва ГАЕС починають з другого розділу, користуючись питомими

капітальними вкладеннями, величина яких приведена в табл.5.1. Для нашої

роботи величину питомих капітальних вкладень приймемо 700%.

Визначення сумарних капітальних вкладень в промислове будівництво

ГАЕС та складання зведеного кошторисно-фінансового розрахунку

рекомендується виконувати в табличній формі.

Питомі капітальні вкладення на 1 КВт встановленої потужності

визначається по виразу:

ЕС

пит

вст

КК ;

N

(5.1)

73

21341730001689,77

1263000пит

грнК ,

кВт

де ЕС

К

- сумарні капітальні вкладення на спорудження ЕС за

вирахуванням поворотної суми, грн.;

.встN - встановлена потужність ЕС, кВт.

5.2 Відрахування на амортизацію

Річний кошторис затрат на виробництво електроенергії складається за

трьома економічними елементами:

- амортизація основних фондів;

- заробітна плата;

- інші затрати.

Оскільки перелік найменувань засобів виробництва на ЕС дуже

великий і визначення амортизаційних відрахувань для кожного окремо

достатньо складна і об'ємна задача використаємо спрощену методику.

Розділимо основні фонди ГАЕС, по нормативному строку їх експлуатації, на

чотири групи: 1 – будівлі, споруди, передавальні пристрої та вартість

капітального поліпшення землі; 2 – автомобільний транспорт, меблі,

побутові, електронні, оптичні та інші інструменти, офісне обладнання; 3 –

згідно закону будь які інші основні фонди, які не ввійшли в 1, 2 та 4 групи; 4

– ЕОМ, інші машини для автоматичного оброблення інформації , засоби

зчитування або друку інформації, комп’ютерні програми та засоби, вартість

яких перевищує вартість малоцінних товарів. Норма амортизації для

основних фондів, що відносяться до відповідних груп, дорівнює:1 група - 2%,

2 група - 10%, 3 група - 6%, 4 група - 15%.

74

Вартість основних фондів, що відносяться до вище приведених груп,

визначається за результатами зведеного кошторисно-фінансового розрахунку

(приведеними в табл.2.1) по слідуючих формулах:

1 БМР БМР5ОФ 0,6 (К К ) ;

1 0,6 (874331 41995) 499402;ОФ

2 5;ОФ К

2 252676;ОФ

3 БРМ БМР5 обл. обл5ОФ 0,4 (К К ) (К К );

3ОФ 0,4 (874331 41995) (252676 2210) 583400;

4 ; іншОФ К

4 1007167;ОФ

де КБМР– капіталовкладення в будівельно-монтажні роботи;

КБМР5–капіталовкладення в будівельно-монтажні роботи по табл.5.1;

К5– капіталовкладення у транспортне господарство та засоби зв'язку;

Кобл.– вартість обладнання ГАЕС;

Кінш. – капіталовкладення на інші потреби при спорудженні ГАЕС.

Розрахунок суми щорічних амортизаційних відрахувань

рекомендується виконати у табличній формі (табл. 5.2).

Таблиця 5.2 – Сума амортизаційних відрахувань ГАЕС

Група основних

фондів

Вартість ОФ,

тис. грн. Норма амортизації, %

Сума амортизаційних

відрахувань, тис. грн.

ОФ1 499402 2,00 9988

ОФ2 252676 10,00 25268

75

Продовження таблиці 5.2

ОФ3 583400 15,00 87510

ОФ4 1007167 6,00 60430

Всього: 2342644 183196

5.3 Фонд заробітної плати та відрахування на інші затрати

Величина фонду заробітної плати підприємства визначається на основі

штатної відомості. Однак на стадії проектування ГАЕС штатної відомості ще

немає. Тому користуються наближеною методикою визначення фонду

заробітної плати ЕС, використовуючи середньостатистичні данні штатного

коефіцієнта та заробітної плати працівників різних категорій на

електростанціях аналогічного типу.

При наявності блоків різного типу, штатний коефіцієнт вибирається

для кожного типу блока окремо. Чисельність персоналу обчислюється за

формулою:

івстішт NКЧ .. , (5.2)

0,15 1263 189,45 190Ч

де іштк . – штатний коефіцієнт для i-го типу блока;

івстN . – сумарна встановлена потужність блоків і-го типу.

Таблиця 5.3 – Середньостатистичні пропорції категорій працівників

для ГАЕС різного типу.

Категорія працівників Тип електростанції

ГЕС Кількість чоловік

Робітники 86,8% 165

76

Продовження таблиці 5.3

ІТР 10 % 19

Службовці 2,1 % 4

МОП 1,1% 2

Загальна сума нарахованої річної заробітної плати в загальному по

підприємству визначається по формулі:

ЗП і iS 23 З n , (5.3)

де Зi– середня заробітна плата робітника і-ої категорії;

ni– кількість робітників і-ої категорії.

Таблиця 5.4 – Розмір нарахованої заробітної плати в цілому по ГАЕС.

Категорія

працівників

Кількість,

чол.

Зарплата,

грн./місяць

Нарахована за рік

зарплата,грн..

Робітники 165 2300 8728500

ІТР 19 3500 1529500

Службовці 4 3300 303600

МОП 2 1700 78200

Фонд заробітної плати по окремих категоріях персоналу визначається

як:

ЗП ЗП роб. ЗП МОП ЗП ІТР ЗП сл. к ВS (1,57 (S S ) 1,80 (S S )) К К ,

(5.4)

(1,57 (8728500 78200) 1,80 (1529500 303600)) 0,7 1,375

16483870,29( .),

ЗПS

грн

де 1,57; 1,80 – коефіцієнти, які враховують преміювання працівників

ЕС та додаткову заробітну плату;

77

кк– коефіцієнт, який враховує використання частини персоналу ЕС для

виконання робіт по капітальному ремонту обладнання (приймається рівним

0,7);

кв= 1,375 – коефіцієнт, який враховує величину відрахувань з фонду

заробітної плати на соціальні потреби ( пенсійний фонд, фонд зайнятості та

фонд соціального страхування ).

Затрати на інші витрати включають в себе загально станційні та цехові

витрати. При використанні методу розрахунку по укрупнених показниках,

інші затрати визначаються в % від суми затрат на амортизацію і заробітну

плату.

а зпін

(S S ) ІнS ;

100

(5.5)

ін

(183196000 16483870,29) 20S 39935893,81

100

(грн..).

де Ін – відсоток інших витрат, приймається рівним 20%.

5.3 Аналіз отриманих результатів

Для визначення доцільності спорудження спроектованої електростанції

необхідно отримані результати розрахунків порівняти з аналогічними

показниками діючих ЕС. Приведемо основні техніко-економічні показники

спроектованої електростанції в таблиці 5.5.

78

6 ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА В НАДЗВИЧАЙНИХ

СИТУАЦІЯХ

Представлена в попередньому розділі, Дністровська ГАЕС

проектованою потужністю 2268 МВт, виробництво електроенергії

забезпечують сім гідрогенераторів типу СВО 1250/260-40 УХЛ 4. Через

особливості процесу виробництва, ГАЕС не створює забруднення та викидів

шкідливих речовин. Але ж на станції знаходиться велика кількість

обладнання під напругою (особливо на ВРП), у приміщенні машинного залу

має місце високий рівень вібрації. Ці та інші фактори негативно впливають

на організм людини і можуть стати небезпечними. Тому важливо розглянути

питання охорони праці, які передбачають заходи щодо виявлення

небезпечних та шкідливих факторів, розроблення заходів по їх зниженню, по

техніці безпеки, по пожежній безпеці, а також по створенню безпечних та

нешкідливих умов праці робітників.

Згідно ГОСТу 120.003-74 на оперативно-ремонтний персонал,

Дністровскої ГАЕС діють наступні небезпечні і шкідливі виробничі фактори:

1) фізичні:

- підвищена та понижена температура повітря робочої зони;

- підвищена запиленість та загазованість повітря робочої зони;

- недостатнє освітлення робочої зони;

- нестача природного освітлення;

- небезпечний рівень напруги електричного кола, замикання якого

може відбутися через тіло людини;

- підвищений рівень шуму на робочому місці;

- підвищена вологість повітря;

- підвищена та знижена рухливість повітря;

2) психофізіологічні :

- фізичні перевантаження ( динамічні);

79

- нервово-психічні перевантаження (перенапруга аналізаторів,

монотонність праці).

6.1 Технічні рішення з безпечної експлуатації об'єкта

Величина напруги оперативних кіл управління становить 380/220В

(фазна напруга (фаза - «0») - 220В, а між фазна лінійна ((фаза-фаза)-380В),

напруга генератора становить 15 кВ. Так як у приміщенні струмопровідна

підлога, то категорія умов з електротравматизму є з підвищеною небезпекою.

Перед допуском до роботи на комутаційних апаратах з дистанційним

керуванням слід виконати такі технічні заходи:

- вимкнути допоміжні кола (керування, сигналізації, підігрівання та

інш.) і силові кола приводу;

- зачинити засувки на трубопроводі подавання повітря в баки

вимикачів або на пневматичні приводи та випустити в атмосферу повітря, яке

в них містилось; у цьому разі спускні пробки (клапани) залишаються у

відкритому положенні;

- привести в неробоче положення вмикаючий важіль або вмикаючі

пружини;

- вивісити плакати "Не вмикати! Працюють люди" - на ключах

дистанційного керування і "Не відкривати! Працюють люди" - на закритих

засувках.

Дистанційно вмикати та вимикати комутаційний апарат для

випробування може з дозволу чергового працівник, який проводить

налагодження та регулювання. В електроустановках без місцевих

оперативних працівників такий дозвіл не потрібен.

У разі виконання роботи у відсіку комірки КРУ необхідно:

- викотити візок з обладнанням;

- зачинити на замок шторку відсіку, в якому струмовідні частини

залишились під напругою та вивісити плакат "Стій! Напруга";

80

- вивісити плакат "Працювати тут!" у відсіку де треба буде працювати.

У разі виконання роботи поза КРУ на підключеному до нього

обладнанні або на ПЛ і КЛ, що відходять, візок з комірки; шторку або дверці

зачинити на замок та вивісити плакат "Не вмикати! Працюють люди" або "Не

вмикати. Робота лінії".

У цьому разі допускається :

- за наявності блокування між защемлюваними ножами та візком з

вимикачем;

- встановлювати візок в контрольне положення після вмикання цих

ножів;

- за відсутності такого блокування або заземлювальних ножів в

комірках КРУ – встановлювати візок в проміжне положення між

контрольним та викоченим за умови зачинення комірки КРУ на замок. Візок

може встановлюватись у проміжне положення незалежно від наявності

заземлення на приєднанні.

Встановлювати в контрольне положення візок з вимикачем для

випробування та роботи в колах керування і захисту дозволяється в тих

випадках, коли роботи поза КРУ на ПЛ і КЛ, що відходять, або на

підключеному до них обладнанні, враховуючи механізми, з'єднані з

електродвигунами, не проводяться або встановлено заземлення в КРУ.

6.2 Технічні рішення з гігієни праці та виробничої санітарії

Інструменти, матеріали і органи управління повинні бути розташовані

дугою навколо робочого місця і по можливості ближче до оператора,

інструменти і матеріали повинні знаходитись на відповідних місцях, щоб

виключити зайві рухи на їх пошук і вибір.

В процесі експлуатації енергетичного обладнання на ЕС з’являються

ряд небезпечних і шкідливих факторів. До них належать і наявність

поверхонь з високою температурою, конвенційних і променевих теплових

81

потоків, велике виділення вологи, застосування пожежонебезпечних

матеріалів, наявність шуму і вібрації від генератора; вплив електромагнітних

полів, які наводяться високою напругою; наявність балонів під тиском.

Досить значний вплив на організм людини мають електромагнітні поля, які

наводяться високою напругою і діють, як фізіологічно так і електрично.

Фізіологічна дія сприймається людиною з такими симптомами: відчуття

поколювання відкритих частин тіла, загальна недуга, головні болі.

6.2.1 Мікроклімат

Для забезпечення нормального мікроклімату в робочій зоні

встановлюють оптимальні і допустимі температури, відносну вологість і

швидкість руху повітря у визначених діапазонах в залежності від періоду

року і категорії робіт та допустиме опромінення.

Для підвищення уваги працівника, для покращення самопочуття і

збереження здоров'я необхідно створити оптимальні кліматичні умови для

комфортного перебування на робочому місці.

До категорії робіт ІІб відносяться роботи, які виконуються стоячи,

Рязані з ходьбою, перенесення невеликих (до 10кг) вантажів, і які

супроводжуються помірним фізичним напруженням.

Нормування параметрів в робочій зоні ЕС, згідно з [?], наведені в

таблиці 6.1.

Таблиця 6.1 – Нормування мікроклімату в робочій зоні ЕС

Період року Категорія

робіт

Допустимі

t, °C W, % V,м/с

Теплий Середньої

важкості

IIб

16-27 70 при 25°С 0,2-0,5

Холодний 15-21 До 75% не більше 0,4

Для забезпечення необхідних за нормативами параметрів мікроклімату

проектом передбачена штучна приточна загально обмінна вентиляція, яка

82

забезпечує створення необхідного мікроклімату та чистоти повітряного

середовища у всьому об'ємі робочої зони.

Використання засобів індивідуального захисту. Важливе значення для

профілактики перегрівання мають індивідуальні засоби захисту. Спецодяг

повинен бути повітро- та вологопроникним (бавовняним, з льону,

грубововняного сукна), мати зручний покрій. Для роботи в екстремальних

умовах застосовуються спеціальні костюми з підвищеною тепло

світловіддачею. Для захисту голови від випромінювання застосовують

дюралеві, фіброві каски, повстяні капелюхи; для захисту очей — окуляри —

темні або з прозорим шаром металу, маски з відкидним екраном. Захист від

дії зниженої температури досягається використанням теплого спецодягу, а

під час опадів — плащів та гумових чобіт.

6.2.2 Склад повітря робочої зони

Для створення нормальних умов виробничої діяльності необхідно

забезпечити не лише комфортні метеорологічні умови, а й необхідну чистоту

повітря. Внаслідок виробничої діяльності у повітряне середовище приміщень

можуть надходити різноманітні шкідливі речовини, що використовуються в

технологічних процесах.

Шкідливі речовини, що потрапили в організм людини спричинюють

порушення здоров'я лише в тому випадку, коли їхня кількість в повітрі

перевищує граничну для кожної речовини величину. Під гранично

допустимою концентрацією (ГДК) шкідливих речовин в повітрі робочої зони

розуміють таку концентрацію, яка при щоденній (крім вихідних днів) роботі

на протязі 8 годин чи іншої тривалості (але не більше 40 годин на тиждень)

за час всього трудового стажу не може викликати професійних захворювань

або розладів у стані здоров'я, що визначаються сучасними методами як у

процесі праці.

Пил може здійснювати на людину фіброгенну дію, при якій в легенях

відбувається розростання сполучних тканин, що порушує нормальну будову

83

та функцію органу. Вражаюча дія пилу в основному визначається

дисперсністю (розміром частинок пилу), їх формою та твердістю,

волокнистістю, питомою поверхнею.

Таблиця 6.2 – Можливі забруднювачі повітря можуть і їх ГДК

Найменування

речовини

ГДК, мг/м3 Клас

небезпеки Максимально

Середньодобова разова

Пил нетоксичний 0,5 0,15 4

Пил може здійснювати на людину фіброгенну дію, при якій в легенях

відбувається розростання сполучних тканин, що порушує нормальну будову

та функцію органу. Вражаюча дія пилу в основному визначається

дисперсністю (розміром частинок пилу), їх формою та твердістю,

волокнистістю, питомою поверхнею.

Шкідливість виробничого пилу обумовлена його здатністю викликати

професійні захворювання легень, в першу чергу пневмоконіози.

Для нормалізації складу повітря робочої зони потрібно здійснювати

щоденне прибирання робочого місця. Нагромадження пилу вказує на

необхідність у вживанні заходів по очищенню від нього. Тому необхідно

постійно очищувати пил та проводити вологе прибирання приміщень, за

умови вимкнення устаткування.

6.2.3 Виробниче освітлення

Природне освітлення

Природне освітлення поділяється на: бокове (одно- або двохстороннє),

що здійснюється через світлові отвори (вікна) в зовнішніх стінах; верхнє,

здійснюване через ліхтарі та отвори в дахах і перекриттях; комбіноване —

поєднання верхнього та бокового освітлення.

На рівень освітленості приміщення при природному освітленні

впливають наступні чинники: світловий клімат; площа та орієнтація

84

світлових отворів; ступінь чистоти скла в світлових отворах; пофарбування

стін та стелі приміщення; глибина приміщення; наявність предметів, що

заступають вікно як зсередини так і з зовні приміщення.

Оскільки природне освітлення непостійне впродовж дня, кількісна

оцінка цього виду освітлення проводиться за відносним показником –

коефіцієнтом природнього освітлення (КПО)

Прийняте роздільне нормування КПО для бічного і верхнього

освітлення. Ті місця, що освітлюється тільки бічним світлом, нормується

мінімальне значення КПО в межах робочої зони, що повинно бути

забезпечене в точках, найбільше віддалених від вікна. Нормовані значення

КПО для будинків визначаються за формулою:

n H ne e m (6.1)

де eн - значення КПО для будинків;

mn - коефіцієнт сонячності клімату - 0,85, вікна зорієнтовані на захід.

Нормування освітленості представлено в таблиці 6.3.

Штучнео світлення.

Штучне освітлення передбачається у всіх виробничих та1' побутових

приміщеннях, де недостатньо природного світла, а такожі для освітлення

приміщень в темний період доби. При організації штучного освітлення

необхідно забезпечити сприятливі гігієнічні умови для зорової роботи і

одночасно враховувати економічні показники.

Штучне освітлення використовується двох систем: загальне або

комбіноване. Загальне освітлення - освітлення, при якому світильники

розміщуються у верхній зоні приміщення рівномірно або пристосувальне до

розташування обладнання Комбіноване освітлення - додаткове освітлення,

при якому до загального освітлення додається ще й місцеве. Місцеве

освітлення - освітлення, яке створюється світильниками, які концентрують

світловий потік безпосередньо на робочих місцях.

85

Таблиця 6.3 – Нормування освітленості

Характеристика

зорової роботи

Найменший

об’єкт

розрізнення,

мм

Розділ

зорової

роботи

Підрозділ

роботи

Контраст

об’єкту

розрізнення з

фоном

Середньої

точності

Більше 0,5 до

1 IV а малий

Характеристика

фону

Освітленість, лк КЕО

%HE

Штучне освітлення Природне

освітлення

Сумісне

освітлення Комбіноване Загальне

малий 750 300 2 1

На робочих місцях встановлюються світильники місцевого освітлення

(е =2%). В місцях де постійно працюють робітники застосовують

люмінесцентні лампи ЛБ. Щоб зменшити ефект пульсації світлового потоку,

сусідні світильники включають на різні фази мережі. Освітлення сучасних

електромеханічних та ремонтно-механічних цехів реалізують за допомогою

прожекторів із галогеновими лампами. Освітленість робочих місць при

застосуванні ламп розжарювання повинна бути не менше 10 лк. Черговий та

оперативний персонал повинен бути забезпечений додатковими

акумуляторними ліхтарями.

6.2.4 Виробничий шум

Відповідно до ГОСТ 12.1.003-83. нормуються допустимі рівні

звукового тиску L = 20∙1g(Р1/Р0), дБА (Р1 – середньоквадратичне значення

звукового тиску, Па за період часу, що розглядається, і Р0 значення звукового

тиску на нижньому порозі чутності в октавній смузі зі середньо-

геометричною частотою 1000 Гц) залежно від частоти, характеру робіт і

характеру шуму (нормування за граничними спектрами - ГС), або допустимі

рівні звуку LА = 201g(РА/Р0,), дБА (РА – середньоквадратичне значення

86

звукового тиску з урахуванням корекції А шумоміра) залежно від характеру

робіт і характеру шуму.

Джерелами шуму в умовах, що розглядаються в проекті є: повітряні та

масляні вимикачі, вода, трансформатори, генератори.

Для забезпечення допустимих параметрів шуму в приміщенні

передбачено:

1) усунення, коливань у джерелі виникнення, ретельне балансування

обладнання, мас, які обертаються;

2) усунення коливань на шляху розповсюдження, звукоізоляція,

звукопоглинання, багатошарові огорожі;

3) проектно-архітектурні методи передбачають розташування

обладнання, вибір перекриття;

4) організайно-технологічні рішення: своєчасне і якісне проведення

планово-попереджувального ремонту; контроль за правильною

експлуатацією, вибір малошумного обладнання та технологій.

На підприємствах повинно бути забезпечено контроль шуму на

робочих місцях не менше одного разу в рік.

6.2.5 Виробничі вібрації

Вібрацією називають будь-які механічні коливання пружинних тіл, що

проявляються в їх переміщенні у просторі, або зміні їх форми. Коливання тіл

з частотою, нижчою 16 Гц сприймається організмом, як вібрація, а коливання

з частотою 16...20 Гц і більше - одночасно як вібрація і звук. Джерелами

вібрацій є різні технологічні процеси, станки, установки, вібростенди,

механізми, машини (електродвигуни трансформатори, насоси, компресори, і

т д), і їх робочі органи. В одних випадках причиною збудження вібрації є

зворотно-поступальні рухи системи в інших - неврівноважені маси, які

обертаються. В залежності від дії на людину вібрація ділиться на загальну і

локальну.

87

Основними гігієнічними характеристиками вібрації, що визначають її

дію на людину, є середньоквадратичні значення віброшвидкості V, м/с або

логарифмічні рівні, дБ в октавних смугах частот.

Логарифмічні рівні віброшвидкості, дБ визначаються за формулою

8

VL 20 gV/5 10 (6.2)

Відстрочка від режиму резонансу досягається за рахунок відстрочки

власних частот установки або її окремих вузлів і деталей від частоти

вимушеної сили або зміни маси жорсткості установки, або встановлення

нового робочого режиму.

6.3 Дослідження стійкості роботи гідроакумулюючої електричної

станції в умовах дії загрозливих чинників надзвичайних ситуації

Гіроакумулююча електростанція може отримати впливи від

надзвичайних ситуацій техногенного, природного, військового походження,

яких в країні виникає тисячі. Вони наносять непоправну шкоду на об’єкти

енергетичного господарства. Серед НС можна виділити найбільш небезпечні:

наявність у довкіллі шкідливих речовин понад ГДК, аварії із загрозою викиду

ХНР і біологічних небезпечних засобів, радіоактивне забруднення, вплив

ЕМІ.

Головну небезпеку для ГАЕС становить землетрус, буревій, ударна

хвиля, вторинні вражаючі фактори і радіоактивне зараження місцевості.

Проте іноді доводиться враховувати і вплив проникаючої радіації та

електромагнітного імпульсу.

На ГАЕС використовуються елементи, до складу яких входять: метали,

напівпровідники, діоди, резистори та ін. Серед цих матеріалів найбільш

чутливі до радіації метали, бо їм властива велика концентрація вільних

88

носіїв. Таким чином блоки ГАЕС можуть раптово втратити працездатність

при певних рівнях радіації.

Особливістю ЕМІ як вражаючого чинника є його здатність

поширюватися на десятки і сотні кілометрів в навколишньому середовищі і

по різних комунікаціях. Тому ЕМІ може вплинути там, де ударна хвиля,

світлове випромінювання і проникаюча радіація втрачають своє значення як

вражаючі фактори.

Отже існує актуальна проблема розрахунку і підвищення стійкості

електричних станції. Для цього на об`єкті завчасно на основі розрахунків

планують і проводять відповідні організаційні й інженерно-технічні заходи.

Досягнення науки і техніки дозволяють реалізувати такі рішення, при яких

підприємство буде стійке.

6.3.1 Дослідження стійкості роботи електричної частини

гідроакумулюючої електричної станції в умовах дії іонізуючих

випромінювань

Визначаємо експозиційні дози при яких в елементах управління ГАЕС

можуть виникнути незворотні зміни. Дані заносимо в табл. 6.4

Самі уразливі елементи управління ГАЕС – резистори, системи

керування, Дгр = 103 Р. визначаємо можливу дозу опромінення:

12 к п

м

посл

Р t tД

К

; (6.3)

де послК - коефіцієнт послаблення, 1

Пt - час початку опромінення, 1 год

Кt - максимальна тривалість роботи, 20 років

89

Таблиця 6.4 – Експозиційні дози елементів управління

гідроакумулюючою електричною станцією

№ Елементи управління ГАЕС Дгр, Р Дгр, Р

1 2 3 4 5

1 Блок управління

автоматизованою

Резистори СП1-10 106

103

фотодіоди LEDX-55 103

1 дільницею № 1 конденсатори K-41 10

5

мікросхеми ТТЛ DA3247 10

4

2

Блок управління

технологічною

дільницею

мікроперемикач MKF 46 104

конденсатор K-41 105

транзистор KT531 105

інтегральні схеми

К 1553ЛА 5∙10

5

3 Блок живлення

транзистор БПЛ ГТ 500 104

трансформатор 6/0,4 103

діод VD648 105

2 5,55 175200 14635( ) .

1мД Р

Визначаємодопустимий час роботи РЕА:

2

1max

1max

2;

2

гр посл n

доп

Д К Р tt

p

(6.4)

2310 1 2 5,55 1

8297,4 год 0,95(року)2 5,55

допt

,

Порівняємоотриманідані:

грД =103<

мД =4635.

90

Отже, так як грД =10

3<

мД =4635, то для забезпечення стійкості роботи

Кпосл потрібно збільшити в 5 раз. Робота РЕА буде стійкою протягом 8297,4

годин.

6.3.2 Дослідження стійкості гідроакумулюючої електростанції в

умовах дії електромагнітного імпульсу

При оцінці впливу ЕМІ на струмопровідні елементи необхідно

враховувати те, що ЕМІ мають горизонтальну та вертикальну складові

напруженості електричного поля і тому повинні визначатися значеннями

напруги на вертикальних та горизонтальних ділянках лінії. Для оцінки

безпеки роботи в умовах дії електромагнітних випромінювань, необхідно

визначити значення вертикальної складової напруженості електромагнітного

поля, при коефіцієнті безпеки рівному Кб = 40дБ.

На об’єкті ГАЕС розділяються на різні блоки:

1. Блок управління автоматизованою дільницею № 1;

2. Блок управління технологічною дільницею;

3. Блок живлення.

Послідовно виконуємо оцінку стійкості:

Визначається горизонтальна складова напруженості електричного

поля:

Ег =10-3Евмакс =12,6510

-3 (кВ/м).

На кожній дільниці визначається максимальна довжина

струмопровідних частин ( в горизонтальних і вертикальних частинах) 1в1 = 2

(м), 1в2 = 1,3 (м),1в3 = 1,45 (м),1г1 = 1,8 (м), 1г2 = 1,2 (м), 1г3 = 1,3 (м).

Горизонтальну і вертикальну напругу наводки на струмоведучих частинах та

коефіцієнти безпеки системи визначаємо за формулами:

Uг = Eвlг (кВ);Uв = Егlв(кВ) (6.5)

91

Кб(г-в) = 20lg(Uд/U(г-в)) ≥ 40(дБ). (6.6)

Визначаємо допустимі коливання напруги живлення:

При Uж1= 12 (В), Uдоп1 = 12,6 (В).

При Uж2= 380 (В), Uдоп2 = 399 (В).

При Uж3= 127 (В), Uдоп3 = 132 (В).

Результати розрахунку заносимо в таблицю 6.5

Таблиця 6.5 – Розрахункові дані по різним блокам

№ Елементи системи Lг,

м

Lв,

м

Uг,

В

Uв,

В

Кбв,

дБ

Кбг,

дБ

Стан

об’єкта

1

Блок управління

автоматизованою

дільницею № 1

1,8 2 22,8 25,3 -5,15 -6,05 не

стійкий

2

Блок управління

технологічною

дільницею

1,2 1,3 15,2 16,5 28,38 27,67 не

стійкий

3 Блок живлення 1,3 1,45 16,5 18,4 18,06 17,12 не

стійкий

Всі елементи РЕА нестійкі, тобто потрібно проводити додаткові заходи

по забезпеченню стійкості роботи ГАЕС, зокрема, екранування.

6.4 Розробка привентивних заходів по підвищенню стійкості роботи

електричної частини гідроакумулюючої електростанції у НС

Для забезпечення якомога швидкого відновлення виробництва на

випадок виходу з ладу основних джерел енергоспоживання повинен бути

створений резерв джерел енерго- і водопостачання (пересувні електростанції

і насосні агрегати з автономними двигунами).

Стійкість систем електропостачання об’єкта підвищують, підключаючи

його до декількох джерел живлення, віддалених одне від одного на відстань,

що виключає можливість їх одночасного ураження одним ядерним вибухом.

92

Для забезпечення надійного управління діяльністю об’єкта у НС

мирного і воєнного часу в одному із сховищ обладнується пункт управління.

Диспетчерські пункти і радіовузли розміщують, по можливості, у

найміцніших спорудах і підвальних приміщеннях. Повітряні лінії зв’язку до

найважливіших виробничих ділянок переводять на підземно-кабельні.

Стійкість засобів зв’язку можна підвищити прокладанням

енергопостачальних фідерів на автоматичну телефонну станцію (АТС) та

радіовузол об’єкта, підготовкою пересувних електростанцій для зарядження

акумуляторів АТМ і для живлення радіовузла при відключенні основних

джерел електропостачання. При розширенні мережі підземних кабельних

ліній необхідно прокладати дводротові, захищені екранами від впливу ЕМІ.

Для цього проведемо розрахунок товщини стінки екрану, для цього

визначаємо перехідне затухання в екрані. Вибираємо стальний екран Ке =

5,2.

Блок управління автоматизованою дільницею №1:

екрА

tk f

(6.7)

1

6,05 40t 0,214

5,55 15000

(см).

Блок управління технічною дільницею:

2

28,38 40t 0,318

5,55 15000

(см);

блок живлення:

93

3

18,06 40t 0,27

5,55 15000

(см).

Отже, при екрануванні системи живлення з використанням екрану

товщиною 0,214 см з сталі, система автоматики буде стійкою в умовах дії

ЕМІ. При екрануванні схем релейного захисту екраном товщиною 0,32 см з

сталі, схеми постійного струму будуть стійкими в умовах ЕМІ. Для схем

постійного струму потрібен екран товщиною 0,27 см.

Таким чином, іонізуючі випромінювання та електромагнітний імпульс

є факторами, які найбільше впливають на роботу елементів станції, тому

оцінка стійкості роботи ГАЕС є необхідною.

Для забезпечення роботи на ГАЕС в умовах електромагнітного

імпульсу необхідно провести розрахунок при коефіцієнті безпеки, за якого

умови сприятливі і не впливають на здоров’я працюючих. Розрахунки

показали, що в умовах дії електромагнітних випромінювань, безпечна робота

працівників гарантується при розрахованих значеннях горизонтальних та

вертикальних складових напруженості електричного поля.

За умови застосування всіх розроблених заходів по підвищенню

стійкості роботи ГАЕС в умовах НС робота електричної станції буде

стійкою, а виробничий процес не буде перериватись.

94

ВИСНОВКИ

В магістерській роботі було наведено вирішення актуального завдання

визначення потенційних можливостей електричних систем України, щодо

використання потужності ГАЕС, та її взаємозв’язки з іншими станціями. З

точки зору зменшення втрат активної потужності в електричних мережах,

було розроблено метод пошуку оптимальних та потужностей ГАЕС.

В роботі представлено характеристику гідроакумулюючих

електростанцій: їх класифікацію, типи та основне обладнання на прикладі

різних існуюючих електростанцій, а також значення Дністровської

гідроакумулюючої електростанції в контексті об’єднаної енергетичної

системи України

Відповідно до завдання, розглядалося значання ГАЕС в енергосистемі,

режими роботи відносно графіків навантаження, доцільне розташування

станцій та переваги такого використання. Вивчався економічний статус

ГАЕС та вплив станцій на навколишнє середовище.

Створено метод пошуку оптимальних потужностей ГАЕС в

електричних мережах, що забезпечує мінімальні втрати активної потужності

при транспортуванні електроенергії та підвищує рівень надійність

електромереж.

В магістерській роботі використано програмний комплекс

«ГрафСканер». Даний програмний комплекс дозволяє виконувати

дослідження режиму роботи ЕС шляхом прямого розв’язання систем

диференційно-алгебраїчних рівнянь. Розрахунку показали, що мережі 330 кВ

не дозволяють реалізувати програму забезпечення нормальної роботи АЕС за

рахунок розбудови ГАЕС, зокрема Дністровської ГАЕС. Це свідчить про

необхідність розвивати мережу 750 кВ. Дністровська ГАЕС має бути зв’язана

з ЕС України лінією, а у перспективі двома, 750 кВ.

В розділі охорони праці були забезпечені безпечна експлуатація

об’єкта, санітарія та гігієна праці, протипожежна безпека.

95

В розділі охорони праці було розглянуто аудиторію в якій проводилися

дослідження. Перераховано небезпечні фактори, які впливають на

дослідника. Досліджено безпеку роботи електричних мереж в умовах дії

загрозливих чинників навколишнього середовища.

96

СПИСОК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ

1. Ландау Ю.А. и др. Гидроэнергетика и окружающая среда. – Киев:

Либра, 2004

2. Бабурин Б.Л. и др. Гидроаккумулирующие электростанции. – М.:

Энергия, 1978.

3. Ландау Ю. А. Роль ГАЭС в новых условиях развития

электроэнергетики Украины /Энергетическая политика Украины.–2005.–№ 4.

4. Осадчук В. А. и др. Перспективы развития ГАЭС Украины

/Энергетика и электрификация. – 2001. – № 1.

5. Серебряников Н.И. и др. Гидроаккумулирующие электростанции.

Строительство и эксплуатация Загорской ГАЭС.–М.:Изд-во НЦ ЭНАС, 2000.

6. Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций /

Л.Д.Рожкова, В.С.Козулин // 3-е изд., перераб. и доп. Учебник для

техникумов. М.: Энергоатомиздат – [Електронний ресурс]. — Режим

доступу:http://www.twirpx.com/file/109854/

7. Субботин А.С. Гидротехника и мелиорация / А.С. Субботин, В. А.

Хаустов: [Електронний ресурс]. — Режим доступу:

http://hva.rshu.ru/ob/gidroteh/uch/3/chapter17/3_17_1.htm

8. Алексеев Б. А., Мамиконянц Л. Г., Шакарян Ю. Г. Регулирование

режимов работы электроэнергетических систем с помощью асин-

хронизированных синхронных машин // Электрические станции. 1998. № 12.

9. Безруких П. П., Стребков Д. С. Состояние, перспективы и проблемы

развития возобновляемых источников энергии//Малая энергетика.2005.№1–2.

10. Борткевич С.В. Пути оптимизации конструкции дамб ГАЭС на

основе современной технологии строительства // Гидротехническое

строительство. 1992. № 8.

11. Васильев А. А., Крючков И. П., Наяшкова Е. Ф. и др. Электрическая

часть станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1990.

97

12. Держко М. В. Режимы работы насосотурбинного и электро-

технического оборудования ГАЭС // Энергохозяйство за рубежом. 1983. № 2.

13. Елистратов В. В. Гидравлическое аккумулирование энергии

возобновляемых источников // Гидротехническое строительство. 1996. № 10.

14. Кароль Л. А. Гидравлическое аккумулирование энергии. – М.:

Энергия, 1975.

15. Кривченко Г. И. Насосы и турбины. – М.: Энергия, 1970.

16. Кудояров Л.И., Бернштейн Л.Б. Перспективы строительства

мощных приливных электростанций // "Энергетическое строительство".

1974. № 3.

17. Воропай Н.И. Малая энергетика в рыночной среде: анализ

требований и условий развития / Н.И. Воропай // Топливно-энергетический

комплекс России. – 2003. – № 2. – С. 97-98.

18. Кириленко О.В. Енергетика сталого розвитку: виклики та шляхи

побудови / О.В. Кириленко, А.В. Праховник // Праці Інституту

електродинаміки. Спеціальний випуск. – 2010. – С. 10-16.

19. Acharya N., Mahat P., Mithulanathan N. An analytical approach for DG

allocation in primary distribution network // Electric Power and Energy Systems. -

2006. - Vol. 28. - P. 669-678.

20. Dolezal J., Sautarius P., Tlusty J. The effect of dispersed generation on

power quality in distribution system // Quality and Security of Electric Power

Delivery Systems. CIGRE/IEEE PES International Symposium. - 2003. - P. 204-

207.

21. Кириленко О.В. Інтелектуальні системи керування потоками

електроенергії у локальних об’єктах / О. В. Кириленко, Ю. С. Петергеря,

Т. О. Терещенко, В. Я. Жуйков. – К.: Медіа ПРЕС, 2005. – 211 с.

22. Катренко Г. Н. Тенденции в распределительных электрических

сетях и основные мероприятия и перспективы, которые из них вытекают /

Г. Н. Катренко // Электрические сети и системы. – 2011. – №1. – С. 4–9.

98

23. Трофимов А., Рабинович М. Распределительные сети – наиболее

проблемный и затратный фактор электроснабжения территорий //

Электрические сети и системы. – 2011. – №3. – С. 39–41.

24. Лежнюк П.Д. Оптимизация режимов работы каскадов малых ГЭС в

условиях адресного электроснабжения потребителей / П.Д. Лежнюк,

В.В. Кулик, А.А. Ковальчук // Problemy elektroenergetyki: VI міжнарод.

Польско-Український семінар: матеріали конференції. – Польша, Лодзь,

2010.– С. 289–296.

25. Праховник А. В. Керування режимами електроспоживання в умовах

запровадження в Україні ринку двосторонніх договорів та балансуючого

ринку / А. В. Праховник, О. В. Коцар // Енергетика та електрифікація. – 2010.

– №2. – С. 42–52.

26. Праховник А. В. Модель інтеграції децентралізованої генерації в

енергетичну систему на найвищому рівні ієрархії управління /

А. В. Праховник, В. А. Попов, О. В. Кулик // Науковий журнал «Енергетика:

економіка, технології, екологія». Київ, НТУУ”КПІ”. – 2006. – №1. – С. 101–

109.

27. Лежнюк П. Д. Втрати потужності в електроенергетичних системах

від транзитних перетікань / П. Д. Лежнюк, В. В. Кулик, О. Б. Бурикін //

Енергетика та електрифікація. – 2006. – № 3. – С. 26–33.

28. Лежнюк П.Д. Використання принципу найменшої дії для

вдосконалення керування нормальними режимами ЕЕС / Лежнюк П.Д., Нагул

В.І., Нетребський В.В., Кравчук С.В.// Наукові праці Донецького

національного технічного університету. Серія «Електротехніка і

енергетика».–2013.– Вип. 1 (14). – С. 159–162.

29. Нікіторович О.В. Підвищення ефективності експлуатації малих ГЕС

засобами автоматичного керування / О.В. Нікіторович, П.Д. Лежнюк, В.В.

Кулик // Гідроенергетика України. – 2007. – №3. – С. 38–41. – ISSN 1812-

9277.

99

30. Нікіторович О.В. Оптимізація роботи малих ГЕС з асинхронними

генераторами та їх вплив на режими електричних мереж: Автореф. дис. канд.

техн. наук. – Вінниця, 2009. – 22 с.

31. Лежнюк П. Д. Підвищення ефективності відновлення та

експлуатації малих ГЕС / П. Д. Лежнюк, О. А. Ковальчук, О. В. Нікіторович,

В. В. Кулик // Відновлювана енергетика ХХІ століття: X міжнарод. наук.-

практ. конф.: матеріали конференції. – Крим, 2009.– С. 305–308.

32. Нікіторович О.В. Оптимізація функціонування каскадів малих ГЕС

з застосуванням засобів автоматичного керування / П. Д. Лежнюк,

В. В. Кулик, О. В. Нікіторович // Наукові праці Донецького національного

технічного університету. Серія: «Електротехніка і енергетика», випуск 8

(140). – 2008. – С. 171-174. – ISSN 2074–2630.

33. Петровича Й.М. Економіка виробничого підприємництва /

Й. М. Петровича. - К.: Знання. – 2001.

34. Макаровська Т.П. Практикум з економіки підприємства /

Т.П. Макаровська. – К.: Знания. – 2006.

35. Кобилянський О.В. Методичні вказівки до виконання розділу

«Охорона праці» в дипломних проектах і роботах студентів електротехнічних

спеціальностей / О. В. Кобилянський, О. П. Терещенко. – Вінниця: ВНТУ,

2004. – 45 с.

36. Стеблюк М.Л. Цивільна оборона: Підручник / М.Л. Стеблюк. – К.:

Знання. – 2004. — 490 с.