автореферат диссертации по энергетике, 05.14.08, диссертация на тему:Оптимизация водно-энергетических режимов приливных электростанций с ортогональными турбинами

Савченков Данила Степанович

ОПТИМИЗАЦИЯ В ОДНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ПРИЛИВНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ С ОРТОГОНАЛЬНЫМИ

ТУРБИНАМИ

Специальность 05.14.08 Энергоустановки на основе возобновляемых видов энергии

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 2 МАЙ 2011

Москва 2011

4846019

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования "Московский государственный строительный университет"

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

'Муравьев Олег Алексеевич

Официальные оппоненты - доктор технических наук

Александровский Алексей Юрьевич

- кандидат технических наук Абубакиров Шамиль Игнатьевич

Ведущая организация - «ОАО Мособлгидропроект»

Защита состоится «2-}у> 2011 года в ¿Г час. ОО мин. на

заседании диссертационного совета Д 212.157.03 при Московском энергетическом институте (Техническом университете) по адресу: 111250 Москва, Красноказарменная ул., д. 14, аудитория Г-200

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ (ТУ)

Автореферат разослан Ялрс?/!/? 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.157.03

К.т.н., доцент ^ Бердник Е.Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В России и в мире в целом не ослабевает интерес к проектам приливных электростанций. Рост цен на органическое топливо, исчерпание его запасов, экологические проблемы выдвигают развитие проектов по использованию энергии приливов в разряд актуальных.

Проблемы, которые присущи проектам приливных электростанций, такие, как высокая стоимость сооружений, большие объемы строительных работ, необходимость компенсации неравномерной энергоотдачи, требуют решения и решаются по мере совершенствования оборудования, методов производства работ, технологий изготовления строительных конструкций и материалов.

Основной задачей развития проектов ПЭС является повышение экономических показателей и конкурентоспособности по сравнению с альтернативными источниками энергии. Большую роль здесь играет основное энергетическое оборудование. В последние годы в НИИЭС и МГСУ проводятся исследования, модельные и натурные испытания ортогональной турбины. Ортогональные гидротурбины при установке на ПЭС имеют ряд преимуществ: относительная простота конструкции, экономия по объему бетона, весу и стоимости турбинного оборудования; одинаковые энергетические показатели при противоположных направлениях потока; большая пропускная способность при остановленной турбине, позволяющая отказаться от сооружения специальной водопропускной плотины для работы в режимах перепуска.

Ортогональные турбины на ПЭС являются новым оборудованием. Исследование специфических особенностей данного оборудования, оптимизация режимов его работы в условиях ПЭС, решение вопросов компенсации при работе в составе энергокомплекса представляется актуальной задачей, решению которой посвящена эта работа.

Цель работы - развитие теории и практики водно-энергетических расчетов с учетом специфики нового оборудования ПЭС на базе ортогональных гидротурбин.

Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:

1. Сравнение энергетических параметров основного оборудования ПЭС на базе ортогональных и поворотно-лопастных турбин

2. Разработка математических моделей водно-энергетических и оптимизационных расчетов ПЭС с учетом специфики ортогональных турбин

3. Разработка диспетчерских правил оптимизированных режимов работы ПЭС с ортогональными турбинами; анализ степени влияния на выработку ПЭС одностороннего и двухстороннего циклов работы, переменной частоты вращения турбины, напоров пуска и останова

4. Анализ суточной, месячной и годовой неравномерности энергоотдачи ПЭС, определение параметров компенсирующей

электростанции; оптимизация режимов совместной работы ПЭС и ГАЭС; анализ натурных данных по совместной работе приливной, ветровой и солнечной энергоустановок

Научная новизна работы_заключается в следующему

- разработана методика определения оптимальных по выработке режимов работы агрегатов ПЭС с ортогональными турбинами;

- определена степень влияния на выработку ПЭС с ортогональными агрегатами значений напоров пуска и останова, перехода на переменную частоту вращения, одностороннего и двухстороннего циклов работы;

- выявлены условия, при которых агрегат с ортогональной турбиной обеспечивает большую выработку по сравнению с капсульным;

- выполнено обобщение полученных на основании водно-энергетических расчетов характеристик потенциальных створов ПЭС на побережье Баренцева и Белого морей с выходом на параметры, показывающие условия компенсации неравномерной энергоотдачи;

- разработаны режимы совместной работы ПЭС и ГАЭС, обеспечивающие постоянное значение вытесняющей мощности в межсизигийный период и работу в полупиковой части графика нагрузки.

Достоверность полученных результатов подтверждена сопоставлением результатов с данными натурных испытаний и мониторинга, режимов Кислогубской ПЭС, а также с данными известных аналитических решений.

Практический выход и внедрение

Результаты исследований внедрены на опытно-промышленной Кислогубской ПЭС, использованы в проекте Северной ПЭС при оптимизации режимов работы на получение максимальной выработки и при определении условий компенсации неравномерной энергоотдачи Мезенской ПЭС.

Математические модели водно-энергетических расчетов ПЭС с ортогональными агрегатами используется для мониторинга режимов эксплуатации Кислогубской ПЭС.

Положения, которые выносятся на защиту:

1. Обобщение данных по универсальным и эксплуатационным характеристикам турбинного оборудования ПЭС показало, что ортогональные турбины, являющиеся новым для ПЭС оборудованием, могут конкурировать с турбинами осевого типа. При отсутствии ограничения мощности по напору ортогональная турбина дает выигрыш в выработке сравнению с капсульной, работающей по оптимальному циклу РЖибра.

2. Радикальным средством повышения мощности и выработки ортогональных турбин является их эксплуатация в оптимуме характеристики при переменной частоте вращения, зависящей от напора.

4. Для ПЭС с ортогональными турбинами оптимальным по выработке является двухсторонний режим работы; односторонний режим имеет преимущество при работе турбины с постоянной частотой вращения, когда кпд увеличивается с ростом напора.

5. Оптимизированные по выработке напоры пуска и останова ортогональных турбин увеличиваются с ростом величины прилива, причем пусковые всегда превышают напоры останова.

6. Обобщение данных водно-энергетических расчетов по ряду створов ПЭС на побережье Баренцева и Белого морей позволило получить характеристики неравномерности энергоотдачи ПЭС и характеристики компенсации суточной, месячной и годовой неравномерности энергоотдачи ПЭС в виде относительных среднесуточных мощностей в характерные периоды работы ПЭС, энергетического эквивалента полезной емкости ГАЭС и необходимой месячной выработки компенсирующей станции в долях от выработки ПЭС.

7. Разработанные режимы совместной работы ПЭС и ГАЭС в переменной части графика нагрузки позволяют обеспечить повышенное значение вытесняющей мощности, одинаковое для периодов сизигии и квадратуры.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и ее отдельные разделы докладывались на международной научно-технической конференции в Московском энергетическом институте, на заседании кафедры использования водной энергии Московского государственного строительного университета, на заседании научно-технического совета НИИЭС, на заседании кафедры нетрадиционных и возобновляемых источников энергии и гидроэнергетики Московского энергетического института (Технического университета).

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов и списка литературы, включающего 134 наименования. Работа изложена на 173 страницах машинописного текста, содержит 63 рисунка и 34 таблицы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность исследований, сформулированы цель и задачи исследований, дана общая характеристика работы, включая научную новизну, практическое значение.

Первая глава посвящена рассмотрению вопросов, которые являются важными при обосновании проектов приливных электростанций в части основного оборудования, водно-энергетических расчетов, условий компенсации неравномерной энергоотдачи.

Приводится обзор работ по проблемам энергетики приливных электростанций. Это труды основателя школы российской приливной энергетики Л.Б.Бернштейна, ведущих российских специалистов В.Н.Силакова, Б.Л.Эрлихмана, А.В.Некрасова, И.Н.Усачева иностранных ученых Р.Жибра, Х.Андре, С.Бонфия, Ф.Ламперье, Е.Вилсона, Р.Тейлора, Р.Кларка, Дж.Бейкера, Г.Даффа, Р.Тейлора, Р.Шалье.

Одним из направлений совершенствования проектов ПЭС является применение новых типов основного оборудования. Примером является использование на ПЭС ортогональных турбин, разработкой и

совершенствованием которых занимаются специалисты НИИЭС под руководством Л.Б.Историка, И.Н.Усачева, Ю.Б.Шполянского. Это основное оборудование, на которое ориентированы проекты Мезенской и Тугурской ПЭС, разработанные в 2006 - 2007 г.г., а также проект первоочередной опытно-промышленной Северной ПЭС. Большой объем натурных испытаний осуществлен на блоке с ортогональной турбиной, установленном на Кислогубской ПЭС.

Обзор энергетических характеристик применяемого на ПЭС турбинного оборудования, позволил определить ту нишу, которую занимают турбины ортогонального типа. Простота конструкции ортогональных гидротурбин, низкая материалоемкость, высокая пропускная способность, возможность отказа от специальных водопропускных сооружений, полная обратимость при изменении направлении расхода выводят это колесо в ряд перспективных для проектов будущих ПЭС.

Органически присущая ПЗС неравномерность требует рассмотрения ее работы в составе энергокомплекса с компенсирующими электростанциями. Теоретические основы совместной работы в составе энергокомплексов энергоустановок на основе возобновляющихся видов энергии разработаны в работах В.И.Виссарионова, докторских диссертациях и публикациях МДФедорова, В.В.Елистратова. В них рассматриваются методика моделирования поступления энергоресурсов, их преобразования, обоснования параметров, входящих в энергокомплекс электростанций, с учетом ограничений системного и режимного характера.

Выполненные в главе 1 обзоры позволили сформулировать основные направления исследований ПЭС с ортогональными турбинами, направленные на оптимизацию режимов работы и определение условий компенсации неравномерной энергоотдачи.

Вторая глава посвящена разработке математических моделей для выполнения водно-энергетических расчетов и оптимизации режимов ПЭС с ортогональными и осевыми турбинами.

Модели базируются на общих принципах выполнения водно-энергетических расчетов, разработанных в работах А.Е.Асарина,

A.Ю. Александровского, Н.К.Малинина, В.И.Обрезкова, МХ.Тягунова, Е.В.Цветкова.

Водно-энергетическими и оптимизационными расчетами для проектов отечественных ПЭС с поворотнолопастными насос-турбинами занимались

B.Н.Силаков, Н.А.Картвелишвили. Оптимизация выполнялась с использованием методов динамического программирования. Решено много практических задач, связанных с работой обратимых капсульных гидроагрегатов, в том числе циклы, обеспечивающие за счет подкачки работу в переменной части графика нагрузки энергосистемы.

Для исследований водно-энергетических режимов работы ПЭС разработаны, компьютерные модели, в которой водно-балансовые расчеты проводятся по статическим объемам бассейна. В качестве граничного

условия со стороны моря используются мареограммы прилива в естественных условиях. Пропуск воды через сооружения и оборудование определяются диспетчерскими правилами работы ПЭС. Эти правила, связанные с меняющимися на напорами, учитывают специфику одностороннего и двухстороннего циклов работы. Расходы воды, проходящие через створ, вычисляются на основе действующих на ПЭС переменных во времени напоров в соответствии с напорно-расходными характеристиками турбин, в том числе при холостом пропуске. Помимо расходов, проходящих через сооружения ПЭС, в водно-энергетических расчетах может учитываться расходы, проходящие через проран в строительный период, а также приточность в бассейн.

Особенностью является определение среднего на интервале расчетов статического напора, расходов и решение и уравнения водного баланса в итерационном цикле, последовательно уточняющем указанные значения. Логический блок, обеспечивает автоматический выбор режима работы сооружений и оборудования ПЭС по иерархии условий и критериев, в число которых входят уровни в бассейне и море, расходы через сооружения и оборудование ПЭС, напоры пуска и останова турбин.

При сравнении режимов работы осевых и ортогональных турбин использованы математические модели, реализующие метод динамического программирования. Использован классический подход, в котором учтена специфика приливных циклов и особенности турбинного оборудования. Осуществляется одновременный расчет всех возможных в данном цикле режимов работы данного количества турбин, с отбором на каждом расчетном шаге оптимальной выработки для каждого из возможных положений уровня в бассейне.

Особенностью разработанного алгоритма для ПЭС с ортогональными турбинами является переменная сетка узлов уровней в бассейне, положения которых определяются через расходы ПЭС. Рассматриваются два варианта движения к каждому узлу: по линии максимального расхода ПЭС и по линии нулевого расхода, имитирующего режим выдержки. Схема расчета обеспечивает перебор всех возможных режимов по выдержке, как перед началом работы, так и при остановке ПЭС после генераторной работы.

Особенностью разработанного алгоритма для ПЭС с ПЛ турбинами является динамическая сетка уровней в бассейне, положения узлов которой определяется по расходу ПЭС в режиме максимальной мощности. Рассматриваются три варианта движения к каждому узлу: по линии максимального расхода ПЭС, по линии среднего расхода и линии нулевого расхода, имитирующего режим выдержки.

В третьей главе представлены исследования и оптимизация режимов работы ПЭС с ортогональными турбинами, а также сравнение ортогональных и капсульных турбин по энергетическим показателям.

Универсальные характеристики показывают, что ортогональные турбины имеют вдвое меньшие значения максимального приведенного расхода по сравнению с ПЛК насос-турбинами и шахтными насос-

турбинами. Тем не менее, ортогональные турбины могут обеспечивать работу с расходами равными и большими расходами за счет увеличения длины лопастей. При этом расход определяется по формуле пересчета

е=*я2й1Л/)/г, о)

где к - коэффициент, равный отношению длины лопасти к диаметру колеса. Для конструкции, реализуемой в проектах Северной и Мезенской ПЭС этот коэффициент равен 3,0, то есть ортогональная турбина может давать в генераторном режиме расход в 1,5 раза больше, а в режиме холостого пропуска - в 2 раза больше, чем осевая турбина равного диаметра.

На рис. 1 представлено семейство эксплуатационных характеристик ортогональных турбин диаметром 5 м на напоры до 4 м. Храктеристики базируются на данных натурных испытаний ортогональной турбины Кислогубской ПЭС при переменной частоте вращения, обеспечивающей пяботу в оптимуме хапактепистики ппи изменении напопа. Натупные

X* I» II ± Л 1 А

испытания подтвердили возможность работы ортогональной турбины в оптимуме при комбинаторной зависимости частоты вращения от напора (см. рис. 1) в диапазоне частот 1,0 ... 0,6 от номинальной.

Рис. 1. Семейство эксплуатационных характеристик ортогональных турбин

Б=5 м

Проведено сравнение по выработке ортогонального и капсульного агрегатов для условий Кислогубской ПЭС. Если не вводить ограничения мощности по напору, то установленный первоначально на Кислогубской ПЭС агрегат №угр1к и ортогональный агрегат ОГА-5 при переменной частоте вращения имеют близкие мощностные характеристики (рис. 2).

Водно-энергетические расчеты проведены для одностороннего цикла по разработанным оптимизационным программам, описание которых дано в главе 2. Для капсульного агрегата рассмотрены три режима работы:

- режим Жибра, дающий максимум выработки (при оптимальном пусковом напоре и работе на линии максимального кпд с переходом на линию максимальной мощности после прохода точки максимального напора);

- режим при оптимальном пусковом напоре и работе только на линии максимальной мощности;

- режим при пусковом напоре холостого хода и работе на линии максимальной мощности.

1 11 20

Расход турбины, кЗ/с

Нощюпь грепя, кВт

Рис. 2. Соотношение эксплуатационных характеристик ПЛК и ортогональной турбин Кислогубской ПЭС

Оптимизационные расчеты ПЛК и ортогональной турбин подтвердили положения аналитических расчетов Жибра с использованием методик вариационного исчисления, согласно которым капсульная турбина при нарастании напора работает на линии максимальных кпд, а после достижения максимального напора переходит на линию максимальной мощности, вдоль которой работает до достижения напора холостого хода (рис.3). Для рассмотренных условий работа капсульной поворотно-лопастной турбины по одностороннему циклу Жибра позволила получить для всех рассмотренных величин приливов выигрыш в выработке около 4% по сравнению с работой на линии максимальной мощности при оптимальном пусковом напоре и выигрыш 10% по сравнению с работой на линии максимальной мощности от напора холостого хода;

В табл. 1 дано соотношение между относительными значениями выработки для рассмотренных режимов.

Проведенное сравнение энергетических показателей ортогональной и ПЛК турбин для условий Кислогубской ПЭС показало:

- при отсутствии ограничения мощности по напору агрегат с ортогональной турбиной дал выигрыш в выработке по сравнению с капсульным по циклу Жибра на 4 - 8% за счет более высокого средневзвешенного кпд;

- ограничения мощности ортогональной турбины по напору достигается за счет снижения кпд (рис. 3), это приводит к уменьшению выработки до 15%.

Таблица 1 - Сравнение ПЖ и ортогональной турбин по выработке (о. е.) за один односторонний цикл прямого турбинного режима без ограничения мощности по напору__

ПЖ ОГА

Х-ка Оптимальный На линии максим На линии максим

прилива по Жибра мощности мощности от XX

Сизигия 0.98 0.94 0.88 1.00

Средний 0.96 0.93 0.88 1.00

Квадратура 0.92 0.89 0.78 1.00

ООпасть использования х-«и ПЛ турбины А ✓ \

/ , у

\

/у

/ /А,

Х-ка ортогональной турбины

а)

О 200 400 600 800 1000 1200 Мощность турбины, кВт

Область использов х-киПЛ /

/

\

\ / г .

%

А V \

ортогональной турбины

! ! 1 1

б)1

200 400 600 еоо 1000 12001 М ощность турбины, иВг

0 20 40 «0 80 ЮС Расход турбины, ыЗ/о

О 20 40 60 80 100 Расход турбины, мЗ/с

0.0 02 04 0.6 0.9 1.0 кпд турбины, о.а.

0.0 0.2 04 0.6 0.8 кпд турбины, од.

Рис. 3. Области использования характеристик ортогональной турбины и ПЛ турбины по оптимальному циклу Жибра

Выполнена разработка диспетчерских правил оптимизированных по выработке режимов работы ПЭС с ортогональными турбинами. Варьируемыми параметрами были односторонний или двухсторонний циклы работы, постоянная или переменная частота вращения, значения напоров пуска и останова.

Результаты водно-энергетических расчетов представлялись в виде зависимостей выработки, а также стока через ПЭС, средневзвешенных напора ПЭС и кпд от напоров пуска и останова для периодов сизигии, среднего прилива и квадратуры. В табл. 2 представлены в относительном виде параметры, дающие максимум выработки в условиях различной величины прилива.

Таблица 2. Относительные параметры Кислогубской ПЭС в характерные периоды в зависимости от режима эксплуатации_

Двойная Односторонний режим работы Двухсторонний режим работы

амплитуда Постоянная Переменная Постоянная Перемешая

прилива, частота частота частота частота

М Вращения вращения вращения вращения

Суточная выработка (о.е.)

4,0 0,82 1,0 0,57 1

3,0 0,45 0,6 0,22 0.6

2,0 0,12 0,3 0 0.28

Суточный сток через турбины ПЭС (о.е.)

4,0 0,78 0,91 0,64 0,96

3,0 0,55 0,7 0,37 0,79

2,0 0,35 0,6 0 0,55

Средне-взвешенный напор (о.е.)

4,0 0,93 0,9 0,87 0,77

3,0 0,79 0,7 0,71 0,6

2,0 0,56 0,42 0 0,45

Средневзвешенный кпд (о.е.)

4,0 0,92 1 0,78 0,93

3,0 0,82 0,98 0,53 0,87

2,0 0,51 0,95 0 0,78

Выполнена оценка влияния на выработку режима работы ортогональной турбины с переменной или постоянной частотой вращения. Переход на переменную частоту вращения дал рост выработки до 18% и до 43%, соответственно при одностороннем и двухстооннем цикле ПЭС; прирост выработки достигнут за счет роста средневзвешенного кпд турбины и стока через ПЭС.

Выполнена оценка влияния на выработку работы ПЭС в одностороннем или двухстороннем циклах. Показано, что:

- для ПЭС с ортогональными турбинами большую выработку дает двухсторонний режим работы; исключением являются случаи существенного влияния кпд турбины;

- при увеличении кпд с ростом напора преимущество имеет односторонний режим с более высокими значениями средневзвешенного напора и кпд;

- работа с переменной частотой вращения в большей степени влияет выработку двухстороннего режима, чем одностороннего.

Для турбин ПЭС важным фактором, оптимизирующим работу, являются напоры пуска и останова. На рис. 4 приведены полученные в результате оптимизации зависимости, связывающие между собой двойную амплитуду прилива и характеристики соответствующего диспетчерского режима работы ПЭС (максимальный статический напор, пусковой напор и напор останова), обеспечивающие выработку ПЭС с отклонением от максимальной не более, чем на 1%.

Полученные зависимости использованы ка Кислогубской ПЭС к б проекте Северной ПЭС при назначении оптимальных условий эксплуатации турбин в зависимости от величины прилива. За счет оптимизации напоров пуска и останова месячная выработка Северной ПЭС выросла на 5 %, Кислогубской ПЭС - на 10%.

1/ / /

;

3

8Ш 4

Величина прнливдм

1/ /

/

__2 ' 3 4

25 3 3.5 Величина приливам

односторонний двухсторонний

Рис. 4. Анализирующие графики напоров пуска и останова Северной ПЭС в зависимости от величины прилива; 1 - двойная амплитуда прилива, 2 -максимальный статический напор, 3 - диапазон оптимизированных напоров пуска, 4 - диапазон оптимизированных напоров останова

В четвертой главе представлены результаты исследований режимов энергокомплексов, в состав которых входят ПЭС, а также регулирующие ГЭС и ГАЭС.

Выполнен анализ результатов водно-энергетических расчетов по ряду створов на побережье Баренцева и Белого морей для годичного периода. Основное внимание уделено оценке неравномерности энергоотдачи ПЭС и

определению параметров компенсирующих электростанций. На рис 5. дана количественная оценка суточной, месячной и годовой неравномерности, характеризуемая отношением соответственно максимальных текущих значений мощности, среднесуточных мощностей и среднемесячных мощностей к среднегодовому значению. Показано, как связаны суточная выработка ПЭС и энергетический эквивалент полезного объема ГАЭС, месячная выработка ПЭС и выработка регулирующей электростанции, компенсирующей месячную и годовую неравномерность.

а)

4.0 3.5

4 3.0

0

5 2.5

1 2.0 I 15

о

^ 1.0 0.5 0.0

Сизигия .

4

Квад ратура

I

X

2А№р

б)

0.30

0.15 0.10 0.05 0.00

^Сетгоя —

2 4 б

2А, м

4.0 3.5 3.0

I"

1" 2.1.5

у

1.и 0.5 0.0

«Долгая ■ Гремиха

• Лумбовка хКулой

Квадратура

0.5

К

«Долгая ■ Гремиха

(Дроздавка| ■Луибовка хКулой

4

2А:ри

4.0 3.5 3.0

с!

0

1 2.0

и - 1.1)

0.5

0.0

4.0

35

о 3.0

а

а г.ь

Ч" 2.0

Я

с 1.5

3

о 1.0

0.5

0.0

4

2Аср, м

ж

4

2А:р,м

Рис. 5. Параметры суточной, месячной и годовой неравномерности энергоотдачи ПЭС (а) и параметры компенсирующих электростанций (б)

Когда речь идет о крупных ПЭС типа Мезенской или Тугурской, в компенсации могут участвовать несколько ГЭС и ГАЭС. Специальный анализ и комплекс водно-энергетических расчетов показал, как обеспечивается компенсация неравномерности Мезенской ПЭС 8000 МВт за счет трех Нижневолжских ГЭС суммарной мощностью 5600 МВт и Переволокской ГАЭС. При анализе использованы следующие предпосылки:

- в течение года обеспечивается базисный итоговый режим работы энергокомплекса ПЭС-ГЭС-ГАЭС;

- режимы работы Нижневолжских ГЭС определены через среднемесячные мощности с учетом ограничений по минимальной базисной мощности 1080 МВт и максимальной мощности 5600 МВт;

- ГАЭС осуществляет месячное и суточное регулирование, ее параметры определены расчетом по месячному балансу закачанного и сработанного объемовводы.

В табл. 3 представлены сводные результаты расчета по выработке электроэнергии станциями энергокомплекса для характерных периодов года.

Таблица 3 - Выработка по энергокомплексу ПЭС-ГЭС-ГАЭС за характерные периоды года______

Мощность Кол-во Выработка Выработка Выработка Потребление Выработка

ГЭС по месяцев ПЭС ГЭС ГАЭС ГАЭС комплекса

водотоку

МВт МВтч МВтч МВтч МВтч МВтч

2000 3 9 712 612 4 412 587 1 411 232 -1 885 332 13651 098

2500 3 9 712 612 5 400 000 1 003231 -1 340 419 14 775 423

3000 4 12 950 149 8 640 000 1 509 371 -2 000 541 21 098 979

4850 2 0 6 984 000 2 289 600 0 9 273 600

ЗА! ОД 32 375 373 25436 587 6 213 433 -5 226292 58 799100

В % от выработки 100

комплекса 55 43 10,6 -8,9

В результате получены параметры и режимы работы ГАЭС генераторном режиме 1800 МВт и в насосном режиме - 1950 МВт.

Выполненные расчеты по энергокомплексу в составе ПЭС, ГЭС и ГАЭС показали:

- высокая доля выработки ГЭС (82% от выработки ПЭС) в энергокомплексе определяется тем, что ГЭС выравнивают не только месячную, но и суточную неравномерность ПЭС;

- номинальная мощность турбинного и насосного режимов ГАЭС определяется по работке энергокомплекса в период сизигии при минимальных среднемесячных мощностях ГЭС.

Экономические расчеты по выбору параметров ПЭС и компенсирующей ГАЭС сводятся к сопоставлению вариантов их параметров по критериям экономической (общественной) эффективности. Обязательному учету подлежат внешние (сопутствующие) затраты, включающие стоимость схемы выдачи мощности ПЭС, а также ГАЭС, выравнивающей суточную неравномерность ПЭС. Водно-энергетические расчеты дают исходную информацию в виде зависимостей годовой выработки, установленной и гарантированной мощности от количества агрегатов и расчетного напора турбин (рис. 8).

В работе показано существенное влияние расчетного напора турбин на параметры ПЭС и неравномерность энергоотдачи. Уменьшение расчетного напора значительно снижает установленную мощность на фоне незначительного уменьшения выработки (рис. 6,а). При этом увеличивается обеспеченность максимальных мощностей ПЭС, уменьшается суточная и месячная неравномерность выработки (рис. 6,6), сокращаются затраты на схему выдачи ПЭС и компенсирующую ГАЭС. Для проектов Мезенской и Тугурской ПЭС с ортогональными турбинами по критериям экономической

(общественной) эффективности обосновано значение расчетного напора, равное 2,5 м.

а) б)

Рис.6. Меенская ПЭС а - влияние расчетного напора на мощность и выработку б - кривые обеспеченности мощностей при различных значениях расчетного напора

Таблица 4. Параметры энергокомплекса ПЭС-ГАЭС для вариантов установленной мощности Мезенской ПЭС

Показатели

4000 6000 8000 10000

Годовая выработка ПЭС, млрд. кВтч - на шинах ПЭС - за вычетом потерь в ЛЭП

20,4 18,0 30,4 26,7 39,5 34,7 47,0 41,4

- полезная выработка за вычетом потерь на ГАЭС 16,2 24,1 31,3 37,3

Установленная мощность ГАЭС, МВт 2220 3340 4440 5440

Вытесняющая мощность ПЭС+ГАЭС, МВт 1450 2120 2650 3030

Установленная мощность ПЭС, МВт

Обобщение результатов расчетов параметров регулирующей ГАЭС для двухстороннего режима ПЭС для условий Мезенской ПЭС (см. табл. 4), а также ряда створов на побережье Баренцева и Белого морей показали:

- необходимая для полного выравнивания энергоотдачи ПЭС в суточном разрезе установленная (генераторная) мощность целевой ГАЭС составляет 45-55% установленной мощности ПЭС;

- вытесняющая мощность комплекса ПЭС+ГАЭС при работе в базисе графика нагрузки определяется для периода квадратурного прилива и составляет 30-35% установленной мощности ПЭС

- потери на заряд-разряд ГАЭС составляют 8-12% от выработки ПЭС.

Вытесняющая мощность комплекса ПЭС-ГАЭС является важным фактором в экономических расчетах. В условиях энергокомплекса ПЭС-ГАЭС можно повысить вытесняющую мощность за счет предложенного режима работы в полупиковой зоне графика нагрузки с плавным изменением времени работы от 24 до 12 часов в сутки по мере уменьшения прилива от сизигийного до квадратурного.

Данный режим совместной работы ПЭС и ГАЭС характеризуется следующими особенностями: - в течение всего периода, охватывающего как сйзнгнйныс, так и квадратурные приливы энергокомплекс обеспечивает постоянное значение вытесняющей мощности, равное установленной мощности компенсирующей ГАЭС;

на ПЭС имеет место недовыработка электроэнергии за счет работы в ночные часы с пониженной мощностью.

Рис. 7. Полупиковый режим работы энергокомплекса ПЭС-ГАЭС в период квадратуры

Для оценки эффективности перевода энергокомплекса ПЭС-ГАЭС в полупиковый режим работы проведены специальные водно-энергетические и энерго-экономические расчеты для условий Мезенской ПЭС и Центральной ГАЭС.

В табл. 5 даны сводные данные по энергетическим показателям энергокомплекса, участвующих в экономических расчетах. Общая выработка энергокомплекса уменьшилась в 1,02 раза, а вытесняющая мощность увеличилась в 1,7 раза. Рост вытесняющей мощности энергокомплекса существенно повысил его экономические показатели.

Таблица 5. Сводные данные по энергокомплексу ПЭС - ГАЭС

Базисный режим Полупиковый режим

Выработка на шинах ПЭС, млн. кВтч/год 39460 38 350

Выработка на шинах ГАЭС, млн. кВтч/год 9130 8 425

Потребление ГАЭС, млп. кВтч/год 12 300 11 858

Полезная выработка комплекса, млн. кВтч/год 31 300 30 515

Установленная мощность, МВт 4400 4440

Вытесняющая мощность, МВт 2650 4440

В пятой главе выполнен анализ натурных данных по параметрам энергокомплекса в составе ПЭС, ветровой (ВЭУ) и фотоэлектрической (ФЭУ) установок, полученные на площадке Кислогубской ПЭС.

Показано, какая из рассматриваемых установок дает наибольшую неравномерность энергоотдачи в суточном, месячном и годовом разрезах. Определено как совместная комбинация режимов ПЭС, ФЭС и ВЭУ изменяет эгу неравномерность и параметры компенсирующих электростанций, обеспечивающих выравнивание неравномерности станцийэнергоотдачи.

Каждый из трех рассмотренных видов возобновляющихся энергоресурсов имеет свои специфические особенности, определяющие его изменчивость. Сопоставимость полученных данных по изменению мощности рассмотренных энергетических установок определяется тем, что все они имеют одинаковое значение номинальной мощности.

Ка рис. 8 показаны кривые обеспеченности характеризующие годовую, месячную и суточную неравномерность каждой энергоустановки.

700 ею КС С5еа*четсл тощносп ПЭС оы «мч |ИМ> ТЫ* ЯЦ401 лив, ЗУ р 500 493 400 ов! «лвч •мне >11|Ю< ГГ»Ф ЗУ

■ гс Щцт >ша тц мости среднесуточный аначмеш мсщнсстм — >по сраднвиестш Мчеииш

1 ■-медомкамяммм - 1 ■мсраксро'иьм »»ни »КДОШЮИшМ*«« - — ГПСРШМСЫШ инмт —> по средвсуточнын мчаням

^ 350' зоо •

—• -госрмшмчмиичеити _

|зсс \ зш 0 л 250 | 220 " 150 К» £0 0

А

\ ®

а 200 19- -I

ч 1

X ч

V

Г ч 1М 9т о «м 0 1 N

ю го з о ж » ? Обкмчимостц о.». 9 М 90 ! 0 0 Я 3 0 ев* 0 5 1)14« 0 » 70 « ЙИООТЬ, % 10 20 30 40 50 60 7 Обгомчанность, % 0 80 во 00

Рис.8. Кривые обеспеченности мощности ПЭС, ВЭУ и ФЭУ

В табл. 6 даны параметры энергокомплекса в составе рассмотренных энергоустановок на основе возобновляющихся видов энергии и регулирующих электростанций, обеспечивающих базисный результирующий режим с постоянной в течение года мощностью.

Анализ изменчивости мощности энергокомплекса при совместной работе ПЭС, ВЭУ и ФЭУ показал, что она меньше, чем у отдельно взятых его составляющих, так как переменные энергоресурсы складываются случайным образом, при этом их максимумы, имеющие малую обеспеченность, практически не совпадают, а область малых и средних значений становится более равномерной. Следствием является то, что необходимая мощность дублирующей электростанции практически не увеличиваются, но значительно сокращаются ее выработка. Для конкретных условий

Кислогубского створа при мощности компенсатора втрое меньшей, чем суммарная номинальная мощность составляющих энергоустановок, доля невыровненной энергоотдачи составила 9%, а выработка компенсирующей электростанции сократилась на 20%, по сравнению с выравниванием только неравномерности ПЭС.

Таблица 6. Параметры регулирующих станций, компенсирующих неравномерность энергоотдачи ПЭС и энергокомплекса ПЭС,ВЭУ и ФЭУ

Показатель

Для ПЭС Для ПЭС, ВЭУиФЭУ

Номинальная мощность, o.e. 1,0 1,0

Годовая выработка электроэнергии, o.e. 0,83 0,63

Максимальная / минимальная текущая мощность, o.e. 1,0/0 1,0/0

Выровненная выработка, o.e. 0,88 0,91

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Ортогональные турбины являются новым оборудованием ПЭС, обладающим специфическими особенностями, что потребовало исследований водно-энергетических режимов, включая односторонний и двухсторонний циклы работы, условия пуска и останова, работу с постоянной и переменной частотами вращения, условий неравномерности энергоотдачи и ее компенсации.

2. Разработаны диспетчерские правила оптимального управления режимами ПЭС с ортогональными турбинами с учетом системы ограничений, отвечающих одностороннему и двухстороннему циклам работы ПЭС. Показано, что напоры пуска всегда выше напоров останова. Указанные напоры растут с ростом величины прилива, а отклонения от их оптимальных значений не приводят к существенному снижению выработки.

3. Радикальным средством повышения энергетических показателей ортогональной турбины является ее эксплуатация с переменной частотой вращения, в соответствии с комбинаторной зависимостью, оптимизированной по кпд. Переход на переменную частоту вращения позволяет увеличить выработку при одностороннем режиме на 5 ... 18%, в двухстороннем - на 30 ... 40%. Прирост выработки достигается за счет увеличения стока через ПЭС, повышения средневзвешенного кпд турбины и сокращения времени простоя в режиме выдержки.

4. На ПЭС с ортогональными турбинами двухсторонний режим дает большую выработку, по сравнению с односторонним, за счет увеличения объема стока при меньших средневзвешенных значениях напора и кпд. При этом работа с переменной частотой вращения в большей степени повышает выработку двухстороннего режима по сравнению с односторонним.

5. Работа ПЭС без ограничения мощности по напору приводит к высокой неравномерности суточного изменения мощности в период сизигии.

В то же время обеспеченность высоких значений мощности близка к нулю. Ограничить максимальную мощность ПЭС можно уменьшением расчетного напора турбин. В условиях принятого количества и типоразмеров турбин это снижает установленную мощность ПЭС на фоне незначительного уменьшения выработки. При этом растет обеспеченность максимальных мощностей ПЭС, уменьшается суточная и месячная неравномерность выработки, сокращаются затраты на схему выдачи ПЭС и компенсирующую ГАЭС.

6. Для крупной ПЭС должна рассматриваться работа совместно со специально выделенной ГАЭС, обеспечивающей компенсацию суточной неравномерности. При двухсторонних циклах ПЭС доля ГАЭС составляет по турбинной и насосной мощности соответственно 45-55% и 48-55%. Потери на гидроаккумулирование не превышают 10% от выработки ПЭС, энергетический эквивалент полезного объема верхнего бассейна ГАЭС составляет 12-22% от суточной выработки ПЭС.

7. Предложенный полупиковый режим работы энергокомплекса в составе ПЭС и ГАЭС позволяет получить постоянное значение вытесняющей мощности, равное турбинной мощности ГАЭС, и повысить его экономические показатели. Дополнительные потери выработки при реализации такого режима не превышают 2% от выработки ПЭС.

8. Предложенная система критериев позволила выполнить обобщенную оценку суточной, месячной и годовой неравномерности энергоотдачи для ряда створов ПЭС на побережье Баренцева и Белого морей, а также параметров компенсирующих электростанций. Полученные результаты использованы при повышении эффективности эксплуатации Кислогубской ПЭС, а также в процессе проектирования Северной и Мезенской ПЭС.

Публикации по теме диссертации.

1. Муравьев О. А., Берлин В. В., Савченков Д. С. Водно-энергетические аспекты работы приливных электростанций в составе энергокомплексов. Вестник МГСУ, 2010, № 4, с.90-95.

2. Муравьев О. А., Савченков Д. С. Методика обоснования параметров и режимов работы ПЭС с ортогональными турбинами. Вестник МГСУ, 2010, №4, с.405-410.

3. Савченков Д. С., Муравьев О. А. Исследование режимов эксплуатации приливной электростанции с ортогональным агрегатом ОГА-5 для повышения выработки электроэнергии. Шестнадцатая международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов. Тезисы докладов. М.: Издательский дом МЭИ, 2010, с.454.

Подписано в печать,Д,■// Зак. ю Тир. (со Пл.

Полиграфический центр МЭИ(ТУ)

Красноказарменная ул.,д.13

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ПРИЛИВНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ, ИХ ОСОБЕННОСТИ

И МЕСТО В ЭНЕРГОКОМПЛЕКСАХ.10,

1.1. Обзор состояния приливной энергетики.

1.2. Обзор развития проектов ПЭС в,России.12*

1.3. Характеристики неравномерности энергоотдачи^ ПЭС.

1.4. Обзор возможностей уменьшения неравномерности энергоотдачи ПЭС за счет конструктивных и режимных мероприятий.

1.5. Обзор работ по анализу возможностей работы ПЭС в энергокомплексе с компенсирующими и другими электростанциями.

1.6. Обзор различных типов турбинного оборудования ПЭС.

1.6.1 Особенности характеристик осевых поворотно-лопастных гидромашин ПЭС.

1.6.2 Особенности характеристик пропеллерных капсульных гидротурбин

1.6.3 Особенности характеристик ортогональных турбин.

1.6.4 Сравнительный анализ режимов работы турбин ПЭС.

1.7 Выводы по главе 1.

ГЛАВА 2. МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ВОДНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ и ОПТИМИЗАЦИОННЫХ РАСЧЕТОВ ПЭС.

2.1. Исходные положения.

2.2. Исходные данные водно-энергетических расчетов.

2.2.1. Мареограммы прилива.

2.2.2. Батиграфические характеристики бассейна ПЭС.

2.2.3. Сооружения ПЭС.

2.2.4. Основное оборудование ПЭС.

2.2.5. Режимы работы ПЭС.

2.3. Описание математической модели для водно-энергетических расчетов ПЭС.

2.4. Описание математической модели, реализующей метод динамического программирования для ПЭС С турбинами ортогонального типа.

2.4.1. Описание алгоритма для случая односторонней работы ПЭС.

2.5. Использование метода динамического программирования для оптимизации режима работы ПЭС с турбинами двойного регулирования.

2.6 Выводы по главе 2.

ГЛАВА 3. ВОДНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ПЭС, ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ И СРАВНЕНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ ТУРБИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

3.1. Задачи водно-энергетических расчетов ПЭС.

3.2. Обзор аналитических решений по оптимизации режимов ПЭС.

3.3. Оценка влияния на выработку переменной или постоянной частоты вращения агрегата.

3.4. Сравнение одностороннего и двухстороннего режимов работы ПЭС.

3.3. Определение оптимальных значений напоров пуска и останова.

3.4. Сравнение ортогонального и капсульного агрегата по энергетическим характеристикам.

3.6 Выводы по главе 3.

ГЛАВА 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ЭНЕРГОКОМПЛЕКСОВ В СОСТАВЕ ПЭС, ГЭС И ГАЭС.

4.1. О необходимости выравнивания энергоотдачи ПЭС.

4.2. Совместные режимы работы энергокомплексов в составе ПЭС и ГЭС

4.3. Основные положения методики обоснования экономической эффективности в гидроэнергетике.

4.4. Результаты водно-энергетических расчетов, используемые в обосновании экономической эффективности ПЭС.

4.5. Повышение вытесняющей мощности энергокомплекса ПЭС и ГАЭС за счет работы в полу пике графика нагрузки энергосистемы.

4.6 Выводы по главе 4.

ГЛАВА 5. ПАРАМЕТРЫ ЭНЕРГОКОМПЛЕКСА В СОСТАВЕ ПЭС И ДРУГИХ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ.

5.1. Общие характеристики энергокомплекса на основе возобновляемых видов энергии-.

5.2. Режимы кислогубской пэс в суточном месячном и годовом разрезах.

5.2.1. Водно-энергетические расчеты Кислогубской ПЭС в течение 12-ти месячного периода.

5.2.2. Характеристики неравномерности энергоотдачи ПЭС.

5.2.3. Характеристики электростанции, компенсирующей неравномерную энергоотдачу ПЭС.

5.3. Режимы ветровой энергетической установки в суточном, месячном и годовом разрезах.

5.3.1. Энергетические расчеты параметров ветровой энергоустановки на площадке Кислогубской ПЭС.

5.3.2. Характеристики неравномерности энергоотдачи ВЭУ.

5.5.3. Характеристики электростанции, компенсирующей неравномерную энергоотдачу ВЭУ.

5.4. Режимы фотоэлектрической энергетической установки в суточном, месячном и годовом разрезах.

5.4.1. Энергетические параметры фотоэлектрической установки на площадке Кислогубской ПЭС.

5.4.2. Характеристики неравномерности энергоотдачи ФЭУ.

5.4.3. Характеристики электростанции, компенсирующей неравномерную энергоотдачу ФЭУ.

5.5. Сравнение режимов работы приливной, ветровой и фотоэлектрической энергетическихустановок в суточном, месячном и годовом разрезах.

5.6. Режимы энергокомплекса в составе приливной, ветровой и фотоэлектрической энергетических установок в суточном, месячном и годовом разрезах.

5.6.1. Обработка данных при определении режимов работы энергокомплекса в составе ПЭС, ВЭУ и ФЭУ.

5.6.2. Характеристики неравномерности энергоотдачи энергокомплекса в составе ПЭС, ВЭУ и ФЭУ.

5.6.3. Характеристики электростанции, компенсирующей неравномерную энергоотдачу энергокомплекса в составе ПЭС, ВЭУ и ФЭУ.

5.7 Выводы по главе 5.

Актуальность работы. В России и в мире в целом не ослабевает интерес к проектам приливных электростанций. Рост цен на органическое топливо, исчерпание его запасов, экологические проблемы выдвигают развитие проектов по использованию энергии приливов в разряд актуальных.

Проблемы, которые присущи проектам приливных электростанций, такие, как высокая стоимость сооружений, большие объемы строительных работ, необходимость компенсации неравномерной энергоотдачи, требуют решения и решаются по мере совершенствования оборудования, методов производства работ, технологий изготовления строительных конструкций и материалов.

Основной задачей развития проектов ПЭС является повышение экономических показателей и конкурентоспособности по сравнению с альтернативными источниками энергии. Большую роль здесь играет основное энергетическое оборудование. В последние годы в НИИЭС проводятся исследования, модельные и натурные испытания ортогональной турбины. Ортогональные гидротурбины при установке на ПЭС имеют ряд преимуществ: относительная простота конструкции, экономия по объему бетона, весу и стоимости турбинного оборудования; одинаковые энергетические показатели при противоположных направлениях потока; большая пропускная способность при остановленной турбине, позволяющая отказаться от сооружения специальной водопропускной плотины для работы в режимах перепуска.

Ортогональные турбины на ПЭС являются новым оборудованием. Исследование специфических особенностей данного оборудования, оптимизация режимов его работы в условиях ПЭС, решение вопросов компенсации при работе в составе энергокомплекса представляется актуальной задачей, решению которой посвящена эта работа.

Цель работы - развитие теории и практики водно-энергетических расчетов с учетом специфики нового оборудования ПЭС на базе ортогональных гидротурбин.

Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:

1. Сравнение энергетических параметров основного оборудования ПЭС на базе ортогональных и поворотно-лопастных турбин

2. Разработка математических моделей водно-энергетических и оптимизационных расчетов ПЭС с учетом специфики ортогональных турбин

3. Разработка диспетчерских правил оптимизированных режимов работы ПЭС с ортогональными турбинами; анализ степени влияния на выработку ПЭС одностороннего и двухстороннего циклов работы, переменной частоты вращения турбины, напоров пуска и останова

4. Анализ суточной, месячной и годовой неравномерности энергоотдачи ПЭС, определение параметров компенсирующей электростанции; оптимизация режимов совместной работы ПЭС и ГАЭС; анализ натурных данных по совместной работе приливной, ветровой и солнечной энергоустановок

Научная новизна работызаключается в следующем:

- разработана методика определения оптимальных по выработке режимов работы агрегатов ПЭС с ортогональными турбинами;

- определена степень влияния на выработку ПЭС с ортогональными агрегатами значений напоров пуска и останова, перехода на переменную частоту вращения, одностороннего и двухстороннего циклов работы;

- выявлены условия, при которых агрегат с ортогональной турбиной обеспечивает большую выработку по сравнению с капсульным; выполнено обобщение полученных на основании водно-энергетических расчетов характеристик потенциальных створов ПЭС на побережье Баренцева и Белого морей с выходом на параметры, показывающие условия компенсации неравномерной энергоотдачи; разработаны режимы совместной работы ПЭС и ГАЭС, обеспечивающие постоянное значение вытесняющей мощности * в межсизигийный период и-работу в полупиковой части графика нагрузки.

Достоверность полученных результатов подтверждена сопоставлением результатов с данными натурных испытаний и мониторинга, режимов Кислогубской ПЭС, а также с данными известных аналитических решений.

Практический выход и внедрение

Результаты исследований внедрены на опытно-промышленной Кислогубской ПЭС, использованы в проекте Северной ПЭС при оптимизации режимов работы на получение максимальной выработки и при определении условий компенсации неравномерной энергоотдачи Мезенской ПЭС.

Математические модели водно-энергетических расчетов ПЭС с ортогональными агрегатами используется для мониторинга режимов эксплуатации Кислогубской ПЭС.

Положения, которые выносятся на защиту:

1. Радикальным средством повышения мощности и выработки ортогональных турбин является их эксплуатация в оптимуме характеристики при переменной частоте вращения, зависящей от напора.

2. Для ПЭС с ортогональными турбинами оптимальным по выработке является двухсторонний режим работы; односторонний режим имеет преимущество при работе турбины с постоянной частотой вращения, когда кпд увеличивается с ростом напора.

3. Оптимизированные по выработке напоры пуска и останова ортогональных турбин увеличиваются с ростом величины прилива, причем пусковые всегда превышают напоры останова.

4. Обобщение данных водно-энергетических расчетов по ряду створов ПЭС на побережье Баренцева и Белого морей позволило получить характеристики неравномерности энергоотдачи ПЭС и характеристики компенсации суточной, месячной и годовой неравномерности энергоотдачи ПЭС в виде относительных среднесуточных мощностей в характерные периоды работы ПЭС, энергетического эквивалента полезной емкости ГАЭС и необходимой месячной выработки компенсирующей станции в долях от выработки ПЭС.

5. Разработанные режимы совместной работы ПЭС и ГАЭС в переменной части графика нагрузки позволяют обеспечить повышенное значение вытесняющей мощности ПЭС, одинаковое для периодов сизигии и квадратуры.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и ее отдельные разделы докладывались на международной научно-технической конференции в Московском энергетическом институте, на заседании кафедры использования водной энергии Московского государственного строительного университета, на заседании кафедры нетрадиционных и возобновляемых источников энергии и гидроэнергетики Московского энергетического института (технического университета).

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов и списка литературы, включающего 134 наименования. Работа изложена на 179 страницах машинописного текста, содержит 63 рисунка и 34 таблицы.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Ортогональные турбины являются новым оборудованием ПЭС, обладающим специфическими особенностями, что потребовало исследований водно-энергетических режимов, включая односторонний и двухсторонний циклы работы, условия пуска и останова, работу с постоянной и переменной частотами вращения, условий неравномерности энергоотдачи и ее компенсации.

2. Разработаны диспетчерские правила оптимального управления режимами ПЭС с ортогональными турбинами с учетом системы ограничений, отвечающих одностороннему и двухстороннему циклам работы ПЭС. Показано, что напоры пуска всегда выше напоров останова. Указанные напоры растут с ростом величины прилива, а отклонения от их оптимальных значений не приводят к существенному снижению выработки.

3. Радикальным средством повышения энергетических показателей ортогональной турбины является ее эксплуатация с переменной частотой вращения, в соответствии с комбинаторной зависимостью, оптимизированной по кпд. Переход на переменную частоту вращения позволяет увеличить выработку при одностороннем режиме на 5 . 18%, в двухстороннем - на 30 . 40%. Прирост выработки достигается за счет увеличения стока через ПЭС, повышения средневзвешенного кпд турбины и сокращения времени простоя в режиме выдержки.

4. На ПЭС с ортогональными турбинами двухсторонний режим дает большую выработку, по сравнению с односторонним, за счет увеличения объема стока при меньших средневзвешенных значениях напора и кпд. При этом работа с переменной частотой вращения в большей степени повышает выработку двухстороннего режима по сравнению с односторонним.

5. Работа ПЭС без ограничения мощности по напору приводит к высокой неравномерности суточного изменения мощности в период сизигии. В то же время обеспеченность высоких значений мощности близка к нулю. Ограничить максимальную мощность ПЭС можно уменьшением расчетного напора турбин. В условиях принятого количества и типоразмеров турбин это снижает установленную мощность ПЭС на фоне незначительного уменьшения выработки. При этом растет обеспеченность максимальных мощностей ПЭС, уменьшается суточная и месячная неравномерность выработки, сокращаются^ затраты на схему выдачи ПЭС и компенсирующую ГАЭС.

6. Для крупной ПЭС должна рассматриваться работа совместно со специально выделенной ГАЭС, обеспечивающей компенсацию суточной неравномерности. При двухсторонних циклах ПЭС доля ГАЭС составляет по турбинной и насосной мощности соответственно 45—50% и 48-55%. Потери на гидроаккумулирование не превышают 10% от выработки ПЭС, энергетический эквивалент полезного объема верхнего бассейна ГАЭС составляет 12-22% от суточной выработки ПЭС.

7. Предложенный полупиковый режим работы энергокомплекса в составе ПЭС и ГАЭС позволяет получить постоянное значение вытесняющей мощности, равное турбинной мощности ГАЭС, и повысить его экономические показатели. Дополнительные потери выработки, при реализации такого режима не превышают 2% от выработки ПЭС.

8. Предложенная система критериев позволила выполнить обобщенную оценку суточной, месячной и годовой неравномерности энергоотдачи для ряда створов ПЭС на побережье Баренцева и Белого морей, а также параметров компенсирующих электростанций. Полученные результаты использованы при повышении эффективности эксплуатации Кислогубской ПЭС, а также в процессе проектирования Северной и Мезенской ПЭС.

1. Александровский А. Ю. Теория и методы водохозяйственных и водноэнергетических расчетов каскадов ГЭС: автореферат диссертации на соискание ученой степени д-ра техн.наук:05.14.10 / А. Ю. Александровский. М., 1992. - 40 с.

2. Асарин А.Е., Бестужева К.Н. Водноэнергетические расчеты. М.: Энергоатомиздат, 1977, 233 с.

3. Бальзанников М.И. Елистратов В.В. Возобновляемые источники энергии. Аспекты комплексного использования. Самара, ООО «Офорт», СамГАСУ, 2008,331с.

4. Баринов О. Г., Горелков В. М, Трансформация суточного приливного режима (волна Ку) Пенжинской губы Охотского моря в результате сооружения приливной электростанции. — В кн.: Методы преобразования энергии океана/ ДВНЦ АН СССР. Владивосток, 1983, с. 65-71.

5. Безносов В. П., Демиденко Н. А., Кучкина М. А. и др. Прогнозируемые экологические и социально-экологические последствия строительства Северной и Мезенской ПЭС. Гидротехническое строительство, 2009, №7, с. 34-42.

6. Беллман Р. Динамическое программирование. Иностранная литература, М.: 1960 г.

7. Бернштейн Л. Б. Приливные электростанции в современной энергетике. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1961, 271 с.

8. Бернштейн Л. Б. Прямоточные и погруженные гидроагрегаты/ Цинтимаш. М., 1962. 211 с.

9. Бернштейн Л. Б. Опыт эксплуатации горизонтальных осевых агрегатов (капсульных и шахтных). М.: Энергия, 1966. 112 с.

10. Ю.Бернштейн Л. Б. Капсульные и шахтные гидроагрегаты. Итоги науки итехники/ ВИНИТИ. М., 1968. 216 с.

11. П.Бернштейн Л. Б. Использование энергии прилива Для решения актуальной проблемы современной энергетики.— Вопросы географии, 1970, №74, с. 51-66.

12. Бернштейн Л. Б. Технические и энергоэкономические аспекты использования приливной энергии океана.— Доклад на конференции ООН в 1981 г. по новым и возобновленным источникам энергии (Москва). 1980. 55 с.

13. Бернштейн Л. Б. Опытная приливная электростанция Аннаполис-Энергетическое строительство за рубежом, 1983, №6, с. 16-23.

14. Бесчинский А. А. Проблемы развития мировой энергетики.— Тепл энергетика, 1984, №3.

15. Ботвинник М. М., Шакарян Ю. Г. Управляемая машина переменного тока. М.: Наука, 1969. 140 с.

16. Васильев Ю. С., Виссарионов В. И., Кубышкин Л. И. Решение гидроэнергетических задач на ЭВМ. М.гЭнергоатомиздат, 1987.-160 с.

17. Васильев Ю. С., Елистратов В. В., Мухаммадиев М. М., Претро Г. А. Возобновляемые источники энергии и гидроаккумулирование. СПб, СПбГТУ, 1995.

18. Виссарионов В.И., Матвиенко Н.И. Гидромеханические переходные процессы обратимых гидроагрегатов. М.: Издательство МЭИ. 1994. 32 с.

19. Виссарионов В. И. Энергокомплексы бесперебойного электроснабжения на базе возобновляемых источниов. ПМеждународная научно-практическая конференция. "Научно-техническое творчество молодёжи -путь к обществу, основанному на знаниях." М.:МГСУ, 2010.

20. Виссарионов В. И., Рябикин А. В. Обзор технических решений по перевооружению и модернизации гидроэлектростанций. Гидротехническое строительство. 2006, № 1.

21. Водно-энергетические и водохозяйственные расчёты. Учебное пособие по курсу "ТОЭВИ" под ред. Виссарионова В. И. М.гиздательство1. МЭИ, 2001

22. Волшаник В. 3., Зубарев В. В., Франкфурт М. О. Использование1 энергии ветра, океанических волн и течений.— Серия нетрадиционных источников энергии/ ВИНИТИ, т. 1. М., 1983. 100 с.

23. Вуайе Ф., Пенель М. Расчет выработки приливной электростанции.Ьез energies de la mer.p 472-487.

24. Гельфер С. JI. Влияние льда на энергетические характеристики бассейна ПЭС.— Сборник научных трудов Гидропроекта, 1980, вып. 69 с. 116-119.

25. Гидроэлектростанции малой мощности / под ред. В. В. Елистратова. СПб.: Изд-во Политехн.ун-та, 2005. 432 с.

26. Гидроэлектрические станции /Под ред. В.Я. Карелина, Г.И.Кривченко. -М.: Энергия, 1987. 464 с.

27. Гидроэнергетика и комплексное использование водных ресурсов СССР / Под ред. П. С. Непорожнего. М.: Энергоатомиздат, 1982. 560 с.

28. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций / Под ред. Ю.С.Васильева. М.: Энергоатомиздат. 1988. Том 1 -400 с. Том 2-336 с.

29. Елистратов В. В. Основы и методы гидравлического аккумулирования энергии возобновляемых источников. Автореф. дис. д-ра техн. наук. СПб, 1996. 37 с.

30. Елистратов В.В. Бреусов В.П., Ташимбетов М.А. Возобновляемые источники энергии и способы их использования (на примере Центрально-Азиатского региона). СПб.,изд. «Нестор», 2005. 135с

31. Елистратов В.В. Мониторинг развития возобновляемой энергетики в мире и России. -«Академия энергетики» №2 (22) 2008, стр.32-44

32. Елистратов В.В. Энергогидравлические исследования модели капсульного агрегата морской ГЭС и ПЭС. Доклады II всесоюзной конференции по энергетике. Владивосток 1985, с. 70-72.

33. Жибра Р. Энергия приливов и приливные электростанции/ Пер. с франц. М.: Мир, 1964.

34. Жибра Р. Энергия приливов. XI конгресс МАГИ (Ленинград), 1965,т. 6, с. 223-242.

35. Загорский А. Тиристорные устройства для управления низковольтными электродвигателями. Промышленная энергетика. 1996, № 8.

36. Загорский А., Радин В., Шикарян Ю., Управляемые электрические генераторы при переменной частоте. М. ¡Энергия 1986.

37. Использование водной энергии / Под ред. Д. С. Щавелева. Л.: Энергия, 1976. 656 с.

38. Картвелишвили Н. А., Силаков В. Н. Оптимизация водноэнерге-тического режима приливной электростанции.— Тр. ВНИИЭ,' 1965, вып. 22.

39. Кислогубская приливная электростанция/ Под ред. Л. Б. Бернштейна. М.: Энергия, 1972. 263 с.

40. Клабуков В. М., Дмитриев С. Г. Натурные исследования обратимого капсульного агрегата.— Тр. Гидропроекта, №64, с. 106-117.

41. Клабуков В. М., Дмитриев С. Г., Зайцев А. Н. Капсульный агрегат Кислогубской ПЭС. Значение его исследований для развития капсульных агрегатов и создание агрегата с переменной частотой вращения.— Сборник научных трудов Гидропроекта, 1980,№69,с.60-82.

42. Ковалев Н. Н. Гидротурбины. Л.: Машиностроение, 1971. 584с.

43. Кольская опытно-промышленная ПЭС в губе Долгая-Восточная. Комплексный ТЭД. Объединение Ингеоком. 2006.

44. Комплексные натурные испытания ортогонального гидроагрегата ОГА-5, установленного на Кислогубской ПЭС. Отчет о НИР, Белый уголь, 2007.

45. Комплексный Технико Экономический доклад по обоснованию строительства Мезенской ПЭС в створе мыс Михайловский — мыс Абрамовский в Мезенской губе Белого моря. Отчёт о НИР. МГСУ, 2006

46. Конищев М.А. Методика обоснования параметров и режимов работы энергокомплексов ГЭС-ВЭС. Автореф. дис. канд.техн.наук. Л.: 2010. -20 с.

47. Кривенков В. В. Некоторые вопросы автоматического регулирования электропередачи постоянного тока при вращении турбины, питающей ПЭС с оптимальным числом оборотов. Автореферат дис. на соискание уч. степени канд. техн. наук/МЭИ, 1967.

48. Кривченко Г. И. Гидравлические машины. Турбины и насосы. М.: Энергоатомиздат, 1983.

49. Курукуласурия Махинда. Использование гидравлической и других возобновляющихся источников энергии в сельскохозяйственных районах развивающихся стран. Автореф. дис. канд. техн. наук.-М.:1996, 40 с.

50. Лесин В.В., Лисовец Ю.П. Основы методов оптимизации. Издательство МАИ, М.: 1995. 342 с.

51. Лятхер В. М. Технические перспективы использования океанических течений. — В кн.: Системы преобразования энергии океана/ ДВНЦ АН1. СССР. Владивосток, 1985.

52. Лятхер В. М. Ортогональные ветроагрегаты высокой эффективности. 1 Российский научно-практический семинар "Использование нетрадиционных и возобновляемых видов энергии и способы ее хранения." тез. докл МЭИ 2 дек.2003

53. Лятхер В. М. Гидроэлектростанции с ортогональными агрегатами. Малая энергетика, 2008, № 1-2.

54. Ляхницкий В. Е. Синий уголь. Л.: Изд-во АН (СССР), 1926. 107 с.

55. Малинин Н. К. Теоретические основы гидроэнергетики. М.: Энергоатомиздат. 1985.

56. Малинин Н. К. Водноэнергетические расчеты и режимы гидроэнергетических установок. М.: Энергоатомиздат, 1985.

57. Малышев Н. А., Бернштейн Л. Б. Приливные электростанции.— Наука в СССР, 1984, №6, с. 21-29.

58. Малышев Н. А., Лятхер В. М. Ветроэнергетические станции большой мощности. — Гидротехническое строительство, 1983, №12, с. 38-44.

59. Марчук Г. И., Каган Б. А. Динамика океанских приливов, Гидрометеоиздат, 1983. 359 с.

60. Мезенская ПЭС в створе мыс Михайловский мыс Абрамовский в Мезенской губе Белого моря. ТЭД. Объединение Ингеоком. 2007.

61. Методы оптимизации режимов энергосистем/ Под ред. В. М. Голынтейна. М.: Энергия, 1981.

62. Морозов В.В., Сухарев А.Г., Федоров В.В. Исследование операций в задачах и упражнениях. Высшая школа. М.: 1986 г, 286 с.

63. Муравьев O.A., Волшаник В.В., Хоманджода У. Анализ энергетических режимов при совместной работе гидравлической и солнечной электроэнергетических установок. Гидротехническое строительство, 2002, №7, с. 50-56.

64. Муравьев О. А., Берлин В. В., Савченков Д. С. Водно-энергетические аспекты работы приливных электростанций в составе энергокомплексов. Вестник МГСУ, 2010, № 4, с.90-95.

65. Муравьев-О. А., Савченков Д. С. Методика обоснования параметров и режимов работы ПЭС с ортогональными турбинами. Вестник МГСУ, 2010, №4, с.405-410.

66. Некрасов А. В. Приливные волны в окраинных морях. JL: Гидроме-теоиздат, 1975. 247 с.

67. Оборудование возобновляемой и малой энергетики./ Под ред. П. П. Безруких М.: Энергия, 2005, 243 с.

68. Обоснование выбора створа ПЭС в акватории Баренцева и Белого морей для стадии обоснования инвестиций строительства Кольской ПЭС. Раздел 2. Белый-уголь, 2007.

69. Ортогональная и капсульная турбины для ПЭС. Пояснительная записка к эскизному проекту. J1M3, 2007.

70. Приливные электростанции/ Под ред. Л.Б.Бернштейна., М:. Энергоатомиздат, 1987, 296 с.

71. Приливные электростанции/ Под ред. Л.Б.Бернштейна. Том 2, М:. АО Институт гидропроект, 1994, 280 с.

72. Патент на изобретение № 2307949. Гидроэнергетическая установка. Держатели патента ОАО Малая Мезенская ПЭС и ЗАО "Объединение Ингеоком" от 10.10.2007

73. Рассказов Л.Н., Анискин H.A., Толстиков В.В и др. Конструктивные решения морских грунтовых плотин при строительстве ПЭС. — Гидротехническое строительство, 2009, №7, с. 3-13.

74. Разработка технических решений по системе генерирования' Кислогубской ПЭС с высоковольтным преобразователем частоты типа СП4-СГ. Научно-технический отчет ОАО "НИИЭС". 2009, 121 с.

75. Свинарев Г. А., Меловцов A.A. Горизонтальные капсульные гидротурбины осевого типа. Наукова думка. Киев: 1969, 198 с.

76. Сеземан Н. А. К расчету приливных колебаний в заливах. — Водные ресурсы, 1973 г, с. 177-184.

77. Силаков В. Н. Оптимизация режима работы приливной электростанции в энергосистеме.— Изв. АН СССР. Сер. Энергетика и транспорт, 1968, №5.

78. Силаков В. Н. Оценка влияния неточности задания исходных характеристик на результаты расчета оптимального режима ПЭС. — Тр. ВНИИЭ 1972, вып. 40.

79. Тягунов М. Г. Управление режимами ГЭС. М.: МЭИ, 1984. 167 с.

80. Усачев И. Н. Производство бетонных работ при строительстве тонкостенного блока Кислогубской ПЭС.— Энергетическое строительство, 1967, №4, с. 61-65.

81. Усачев И. Н, Шполянский Ю. Б, Историк Б. JL, и др. Приливные электростанции (ПЭС) источник энергии, запасаемый вводороде//Малая энергетика, №1-2, 2008, С.31-38

82. Усачев И. Н. Возобновляемая и экологически чистая энергия морских приливов//Малая энергетика, №1-2, 2005, С.21-27

83. Усачев И. Н., Историк Б. Л., Шполянский Ю. Б., Лунаци М. Э. Энергия морских и приливов/ Новости Электротехники, 2(56), 2009

84. Усачев И. Н., Историк Б. Л., Шполянский Ю. Б. и др. Приливная энергетика России. К 70-летию российской научно-технической школы приливной энергетики и 40-летию Кислогубской ПЭС (исторический очерк). — Малая энергетика, 2008, №4(9), с. 4-9.

85. Усачев И.Н., Розенталь Н.К. Строительные материалы для морских гидротехнических сооружений Крайнего Севера. Гидротехническое строительство, 2009, №7, с. 3-13.

86. Филиппова Т.А. Оптимизация энергетических режимов гидроагрегатов ГЭС. М.: Энергия, 1975. - 208 с.

87. Цветков Е. В., Алябышева Т. М., Парфенов Л. Г. Оптимальные режимы гидроэлектростанций в энергетических системах. М.: Энергоатомиздат, 1984 г.

88. Шакарян Ю. Г. Асинхронизированные синхронные машины. М.: Энергоатомиздат, 1984. 156 с.

89. Шполянский Ю. Б., Историк Б. Л., Усачев И. Н., Соболев В. Ю. Математические и натурные исследования нового ортогонального гидроагрегата для приливных электростанций. Малая энергетика, 2008, №4(9), с. 4-9.

90. Щербина В. И., Коган Е.А., Автоматизация инструментальных наблюдений за режимом работы Кислогубской ПЭС с использованием спутниковой системы телекоммуникаций. Малая энергетика, 2008, №4(9), с. 84-88.

91. Эрлихман Б. Л. Энергоэкономические расчеты гидроэлектростанций. Энергия, 1969.

92. Энергетическое оборудование для использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии./ Под ред. В. И. Виссарионова М.: ВИЭН, 2004, 448 с.

93. Andre Н. Ten years of experience at the "La Ranee" tidal power plant. -Oceanology International, 1978, p.49 -45.

94. Baker A. C. Tidal Power, Peter Peregrinus Ltd. On behalf of the institution of Electrical Engineers, 1991, p.250

95. Banal M., Bichop A. Tidal energy in France. The Ranee tidal power station. Some results after 15 years of operation. Second Int. Symp, on Wave and Tidal Energy, 1981, Sept., 22-25.

96. Belanger P. R., Kerr W. On the Dynamic optimization of tidal power plants. Proc. of the JCE, 1975, Boston 24-30 Aug.

97. Birkett N., Count В. M., Nichols N. K. Optimal control problems in tidal power. Water Power and Dam Construction, January 1984.

98. Bonnefille R. Contribution theorique et experimentale a l'etude du regime des marees. Theses Doct. Es Sei. Phys., Grenoble, 1970, p. 352.

99. Charlier R. H. Tidal energy, Van Nostrand Reinhold Company, 1982 N. Y.: Cincinnati, London; Melbrun, p.351

100. Clark R. H. Reassessing the feasibility of Fundy tidal power.— a retrospective view. Water Power and Dam Construction, June 1978, p. 35-41.

101. Duff G. F. D. A gulf and ocean model of the Bay of Fundy tides and their response to barrier construction and operation. Util. Math. , 1981, v. 19, p. 380.

102. Fundy tidal power site proposed. Water Power and Dam Construction, 1978, v. 30, №5, p. 3.

103. Fürst G. В., Swales M. C. Review of optimization and economic evaluation of potential tidal power developments in the Bay of Fundy. Can Elec. Eng. J., 1979, v. 4, №1, p. 17-25.

104. Gerwick В. C. Construction of prestressed concrete structures.— Wiley and

105. S. Inc., N. Y., London, Toronto, 1971. 411 p.

106. Gibrat R. L'energie des marees.— Bulletin de la Sosiete française des électriciens, 7 serie, 1953, v. 3, p. 283-332.

107. Gibrat R. Les usines marimotrices. Paris, Sept. 1955.

108. Gibrat R. Cycles d'utilisation de l'energie maremotrice, IV Journee de l'Hydraulique, Paris, 1956, p. 488-497.

109. Gibrat R. Source de l'energie des marees: energie cinetique de la terre ou energie thermique du soleil? — La Houille Blanche, 1962, XV, p. 255-266.

110. Gibrat R. Numerical modeling and tidal power problems.— Proc. 2nd Int. Conf. Appl. Numerical modeling, Madrid, 1978, London — Plymouth, 1977, p. 219-230.

111. Godin G. The power potential of Ungava Bay.— Water Power, 1974, v. 26, №5, p. 167-171.

112. Heaps N. S. Tidal effects due to water power generation in the Bristol channel.-— In: Gray T. J. and Gashus 0. K. (eds). Tidal Power . N. Y.: Plenum ress, 1972, p. 435-455.

113. Heaps N. S., Greenberg D. A. Mathematical studies of tidal beha-our in the Bay of Fundy.— Proc. IEEE Int. Conf. on Eng. in the Ocean nvironment, 1974, v. 1, p. 388-399.

114. Lemperiere F. Offshore Storage for Renewable Energies. Second International Symposium on Water Resources and Renewable Energy Development in Asia. 2008

115. Miles G. V. Estuarine modelling — Bristol Chahhal.— Tidal Power nd Estuary Management. Proc of the Symp. of the Colston Res. Soc, 1979, p. £84.

116. Moreau M. Etude sur l'utilisation de l'energie des marees en France, aris, 1931.

117. Owen A., Heaps N. S. Some recent model results for tidal barrages in e Bristol Channel.— Tidal Power and Estuary Management. Proc. og the13mp. of the Colston Res. Soc, Bristol, 1977, p. 85-92.

118. Owen A. Effect on the M420 tide of permeable tidal barrages in the istol Channel.— Proc. Inst. Civ. Engrs, pt 2, 1979, v. 67, Dec, p.907-928.

119. Schneeberger M. SIHWA TIDAL Turbines and generators for the world's largest tidal power plant//Presentation on BRIT. HYDROPOWER AS S.Bristol,September 18th 2008

120. Shaw T. L. The status of the tidal power.— Water Power, and Dam Construction, 1978, v. 30, №6, p. 29-34.

121. Shaw T. L. Tenth world energy conference.— Water Power and Dam Construction, June 1978, p. 58-62.

122. Shaw T. L. Energy production from an incomplete tidal barrage.— Water Power and Dam Construction, August 1979, p. 44-47.

123. Tidal power: the wave of the future? — Alaska Ind., 1981, 13, №12, p. 1012, 14.

124. Townson J. M., Davies M. E., Matsoukis P. Numerical simulations of the Bristol Channel tide.— Proc. Inst. Civ. Engrs, pt 2, 1980, v.69.

125. Taylor R. H. Alternative energy Sources. Bristol, 1983.

126. Wayne W. W. North American tidal power prospects. — Int. J. Ambient Energy, 1981, v. 2, №3, p. 151-158.

127. Wilson E.M. A multipurpose barrage on the Bristol Channel.— Water Power, 1986, v. 18, №4, p. 135-142.

128. Wilson E. M., Gibson B. A. Studies in retiming tidal energy.— Proc Int. Symp. Wave and Tidal Energy (Canterbury), 1978,1, p. 1-10.

129. Wilson E. M. Tidal power reviewed.— Water Power and Dam Con struction, Sept. 1983, p. 13-16.