Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ исследований по аккумулированию энергии возобновляемых источников 8
1.1 Способы и системы аккумулирования ветровой энергии 11
1.2 Особенности работы ВЭС в энергосистеме 25
1.3 Гидравлическое аккумулирование энергии ВЭС. Энергокомплекс ГЭС-ВЭС 29
1.4 Классификация систем аккумулирования ветровой энергии 32
2. Разработка методики расчета режимов работы энергокомплекса ВЭС-ГЭС 34
2.1 Формирование структурной схемы энергокомплекса ГЭС-ВЭС и постановка задачи 34
2.2 Математические модели элементов энергокомплекса и процессов его работы 37
2.3 Критерии оптимизации 58
3. Разработка программного комплекса для моделирования режимов совместной работы энергокомплекса ВЭС-ГЭС 60
3.1 Подготовка исходных данных 60
3.2 Уровни оптимизации 63
3.3 Моделирование режимов работы энергокомплекса 65
4. Практическая реализация на примере обоснования установленной мощности Волгоградского энергокомплекса 80
4.1 Основные параметры Волгоградского гидроузла 80
4.2 Водохранилище ГЭС 84
4.3 Режимы использования водных ресурсов 90
4.4 Энергетические режимы работы Волжской ГЭС 92
4.5 Моделирование режимов совместной работы Волжской ГЭС и Волгоградской ВЭС 95
4.6 Анализ результатов расчётов и рекомендации по оценке энергетической эффективности объединённого энергокомплекса ВЭС-ГЭС 99
Заключение 119
Список литературы 120
- Гидравлическое аккумулирование энергии ВЭС. Энергокомплекс ГЭС-ВЭС
- Математические модели элементов энергокомплекса и процессов его работы
- Моделирование режимов работы энергокомплекса
- Моделирование режимов совместной работы Волжской ГЭС и Волгоградской ВЭС
Введение к работе
Актуальность проблемы
Последние десятилетия мировая ветроэнергетика развивается по очень оптимистичному сценарию. В среднем каждые три года установленная мощность ветроэлектростанций (ВЭС) в мире удваивается, а доля ветровой энергии в производстве электроэнергии непрерывно растет.
В 2009 году установленная мощность ВЭС в мире достигла 157,4 ГВт, а выработка электроэнергии составила около 340 ТВт-ч, или около 2% всей произведенной электроэнергии в мире. В ряде стран доля ветровой энергии в производстве электроэнергии весьма велика: Дания - 20 %, Португалия - 15%, Испания - 14%, Германия - 9%. Однако, как показал мировой опыт, рост доли ветровой энергии может приводить к проблемам с ее выдачей и распределением в сети, с качеством электроэнергии и надежностью энергоснабжения, что сказывается на снижении выработки ВЭС в целом и рыночной стоимости продаваемой электроэнергии от ВЭС.
Для решения этих актуальных проблем в рамках международного энергетического агентства (IEA) сформированы программы №24 - «Интеграция ветро- и гидроэнергетических систем» и №25 - «Проектирование и эксплуатация энергосистем с большой долей ВЭС» объединяющие более 25 энергетических компаний и центров в странах с развитой ветроэнергетикой.
На территории России работает 11 ВЭС и ветроэнергетических установок (ВЭУ) суммарной установленной мощностью около 13 МВт. Из них только четыре ВЭС мощностью выше 1 МВт. Тем не менее, интерес к возобновляемой энергетике в России в последнее время возрастает. Согласно принятому распоряжению правительства РФ №1-Р от 09.01.2009 г., доля выработки электроэнергии от возобновляемых источников в общем энергобалансе страны, к 2020 году должна составить 4,5%, в том числе доля ВЭС - около 1%.
Особенностью России является наличие децентрализованных и
энергодефицитных районов со слаборазвитой сетевой инфраструктурой, где
строительство ВЭС представляется особенно актуальным, однако и в таких
районах существуют проблемы с перераспределением и аккумулированием энергии ВЭС. Данные проблемы, в централизованных и децентрализованных энергосистемах (ЭС) предлагается решить с помощью создания энергокомплексов ГЭС-ВЭС, которые могут выступать в ЭС как единый энергетический объект с управлением и регулированием нагрузки на внутристанционном уровне.
Актуальность темы диссертационной работы определяется необходимостью разработки систем электроснабжения на базе современных ветроэнергетических и гидроэнергетических установок для обеспечения потребителей качественной и доступной электроэнергией, как в централизованных, так и в децентрализованных энергосистемах.
Целью диссертационной работы является методика обоснования параметров и режимов работы энергокомплексов (ЭК) на основе ВЭУ и гидроэнергетических установок (ГЭУ) с водохранилищами, обеспечивающих перераспределение и гидравлическое аккумулирование энергии.
Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:
-
Проведен анализ современных систем перераспределения и аккумулирования энергии и обоснование целесообразности использования ГЭУ для аккумулирования ветровой энергии.
-
Разработаны математические модели ВЭС и ГЭС, работающих в составе энергокомплекса, алгоритмы и программный комплекс для оптимизации параметров и режимов совместной работы, с учетом особенностей прихода ветровой энергии, приточности и демпфирования речного стока в водохранилище, обеспечения баланса производства и потребления энергии в различные временные промежутки, общесистемных и внутристанционных ограничений.
-
Разработана методика математического моделирования совместной работы ветровых и гидроэнергетических установок и расчета оптимальных параметров ВЭС.
4. Проведены практические расчеты по оптимизации параметров ВЭС и моделированию режимов работы энергокомплекса ГЭС-ВЭС на примере энергокомплекса «Волжская ГЭС - ветропарк Нижняя Волга».
Научная новизна представленной работы заключается в следующем:
-
Уточнена классификация систем аккумулирования электрической энергии в зависимости от их мощности и энергоемкости и определено место систем с гидравлическим аккумулированием энергии.
-
Впервые разработана математическая модель совместной работы ВЭС-ГЭС с учетом особенностей прихода ветровой энергии, приточности и демпфирования речного стока в водохранилище, общесистемных и внутристанционных ограничений и обеспечения баланса производства и потребления энергии в различные временные промежутки.
-
Разработана специализированная методика для обоснования режимов работы энергокомплекса в составе ВЭС и ГЭС с водохранилищем и оптимизации параметров ВЭС.
-
Даны рекомендации по назначению режимов совместной работы энергокомплекса ГЭС-ВЭС и определению гарантированной мощности и выработки энергии на предстоящие краткосрочные и среднесрочные периоды при проведении проектных работ.
Достоверность полученных результатов исследований, теоретических и методических обоснований, выводов и рекомендаций подтверждается использованием в разработках научно-обоснованных и проверенных методов различных научных дисциплин, корректным применением адекватного математического аппарата, и хорошим совпадением результатов тестового моделирования с данными натурных наблюдений.
Практическая ценность результатов состоит в том, что в результате проведенных исследований:
-
Разработаны новые модели и инженерные методики обоснования параметров и режимов совместной работы гидро- и ветроустановок для проектных задач.
-
Создан расчетно-моделирующий программный комплекс для ЭВМ с графическим интерфейсом, позволяющий решать задачи расчета и обоснования оптимальных параметров и режимов работы энергокомплексов ГЭС-ВЭС.
Научные положения, выносимые на защиту:
-
Уточненная классификация систем аккумулирования электрической энергии, в части систем большой энергоёмкости и времени заряда-разряда.
-
Математическая модель совместной работы ГЭС-ВЭС в составе ЭК.
-
Методы многоуровневой оптимизации параметров ВЭС и режимов работы энергокомплекса ГЭС-ВЭС.
Область применения результатов
Результаты данного исследования могут быть использованы при проектировании ВЭС в централизованных и децентрализованных энергосистемах с ГЭС и неразвитой инфраструктурой перераспределения и выдачи электроэнергии, а также для оптимизации режимов работы существующих гидроэлектростанций при реализации рядом проектов крупных ВЭС, и при прогнозировании на предстоящие периоды гарантированной мощности и выработки электроэнергии энергокомплексами на основе возобновляемых источников для её более эффективной продажи на рынках мощности и энергии.
Апробация и внедрение результатов
Основные положения диссертации доложены на семинарах кафедры «Возобновляющиеся источники энергии и гидроэнергетика» СПбГПУ, на всероссийском форуме студентов, аспирантов и молодых ученых (2007 г.), на неделях науки СПбГПУ (2007-2008 г.). Сделаны доклады на 7ой и 8ой международной конференции специалистов по ветроэнергетике (WWEC2008 -Canada, June 23-25,2008, WWEC2009 - Jeju, June 23-25, 2009).
По результатам работы опубликовано 11 научных работ. Работы по теме проводились в рамках проектов РФФИ №06-08-00559, №08-022-98803, №08-08-01053, ряда хоздоговоров и контракта с Министерством образования и науки ГК 02.740.11.0750 ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России».
Разработанная методика была апробирована в ОАО «РусГидро» при проектировании ветропарка "Нижняя Волга" установленной мощностью до 1 ГВт рядом с Волжской ГЭС.
Структура и объем диссертации
Гидравлическое аккумулирование энергии ВЭС. Энергокомплекс ГЭС-ВЭС
С ростом доли ВИЭ в энергосистеме в какой-то момент существующей манёвренности энергосистемы может не хватить. Применяются альтернативные пути для использования скрытых резервов. Например, стимулирование энергосбережения на крупных предприятиях путём снижения тарифов на электроэнергию уже используется операторами энергосистем во многих странах. При этом образуются резервы манёвренности по низким ценам. Дополнительный эффект может дать оптимизация эксплуатационных расходов на электростанциях.
Расширение энергетических рынков, а также создание рынков услуг по регулированию мощности и обеспечения резервов может создать значительные стимулы для владельцев электростанций по повышению эффективности использования. Регулирование режимов работы станций ВИЭ, например, снижение выработки на ВЭС в пределах 1-2%, может быть весьма эффективным источником для освобождения манёвренных мощностей энергосистемы.
Таким образом, существует множество мер, которые могут обеспечить гибкость при меньших затратах, чем аккумулирующие системы, представленные выше. Высокая стоимость аккумулирования энергии является главной причиной, почему новые аккумулирующие системы не используется широко сегодня. Как показано на рисунке рис. 1.10, стоимость цикла аккумулирования энергии и, как следствие, обеспечения манёвренности современными АС составляет несколько центов за кВт-ч (без учёта эксплуатационных расходов), при этом капитальные затраты значительно варьируются среди различных технологий и от проекта к проекту [15,47]. В частности, расходы на строительство новых ГАЭС, вероятно, будут значительно выше, чем указанные на рис. 1.10, в связи с возрастающей нехваткой подходящих площадок для строительства, а также ужесточением экологических ограничений. ГАЭС и ВАЭС являются одними из самых низкозатратных АС (несколько центов за кВт-ч). Тем не менее, использование ГАЭС только для компенсации колебаний ветровой энергии в энергосистеме может оказаться невыгодным. При моделировании 10%-го использования ветровой энергии в энергосистеме Колорадо показано, что ГАЭС мощностью 324 МВт сократила расходы на интеграцию до $ 0,00134 за кВт-ч энергии ветра, что соответствует годовой экономии в размере 2,5 млн. долл. США [48]. Учитывая, что новая ГАЭС стоит более $ 1 млн. за МВт установленной мощности, то потребуется более 100 лет, чтобы окупить капитальные инвестиции, не учитывая расходы на эксплуатацию ГАЭС. Существующие в энергосистеме гидроэлектростанции обеспечивают резервы манёвренных мощностей при ещё меньшей стоимости. Например, в штате Нью-Йорк, США, средняя рыночная цена 30 минутной резервной энергии составляет чуть более 0,1 цента за кВт-ч [49].Таким образом, успех интеграции ВЭС в энергосистему в Европе и США за счёт резервов, обеспеченных в большей степени ГЭС, подтвердил, что аккумулирование энергии водохранилищем ГЭС является эффективным решением для аккумулирования ветровой энергии. Гидроэнергия с 70-х годов прошлого столетия рассматривается в качестве идеального партнёра для ветровой энергии, обеспечивая баланс и резерв в сочетании с высокой эффективностью. Вопросами гидроаккумулирования ветровой энергии занимались такие учёные, как Шефтер Я.И., Елистратов В.В., Бальзанников М.И., Минин В.А., Акер Т., Thorton К., Beckitt А. и др., а также организации в Канаде (Manitoba Hydro, Hydro-Quebec), Австралии (Hydro зо Tasmania), США (Arizona Power Authority, Bonneville Power Administration, NREL) и в ряде стран Евросоюза (EW Ursern, Statkraft Energy, VTT) [50-55]. При этом вопросы совместной работы ГЭС-ВЭС в различных странах решаются и реализуются по-разному, учитывая специфику энергетической инфраструктуры и рынка страны. Однако, в отличие от большинства исследований по совместной работе ВЭС с ГЭС в энергосистеме, которые рассматривают общесистемные ограничения и ресурсы манёвренности с обеспечением баланса операторами энергосистемы, в настоящей работе предлагается аккумулировать энергию ВЭС с помощью водохранилища ГЭС путём объединения их в энергокомплекс общими электрическими и информационными связями (рис. 1.11).
В рассматриваемой схеме ГЭС и станция на ВИЭ работают параллельно в составе энергокомплекса. ГЭС обеспечивает сглаживание и перераспределение переменной выработки от ВЭС. Во время сильного ветра или провалов нагрузки ВЭС разгружает агрегаты ГЭС и экономит воду в водохранилище, создавая дополнительный дублирующий объем (Удуоп), при этом электрическая энергия, выработанная ВЭС, без потерь запасается в виде потенциальной энергии воды в водохранилище и в необходимое время преобразуется обратно через агрегаты ГЭС. Таким образом, ГЭС с водохранилищем представляет собой аккумулирующую систему для хранения электрической энергии от ВЭС. При этом, в отличие от ранее рассмотренных аккумулирующих систем, не происходит двойного преобразования энергии, что обуславливает высокую эффективность аккумулирования энергии, г 90%. Время хранения запасённой энергии ограничено лишь потерями связанными с испарением воды с поверхности водохранилища, её фильтрацией через грунт, а также режимами водохозяйственных сооружений, которые являются общими для энергокомплекса.
Математические модели элементов энергокомплекса и процессов его работы
Процессам преобразования ветровой энергии посвящены работы Безруких П.П., Белея В.Ф., Вашкевича К.П, Грибкова СВ., Да Роза А., Елистратова В.В., Маслова Л.А., Николаева В.Г., и др. [13,58-64]
Ветровой режим в районе размещения ВЭС зависит от общего ветрового климата данной территории и факторов местного характера, таких как: высота над уровнем земной поверхности, затенённость точки посторонними объектами, шероховатость поверхности, орография или рельеф. С учётом того, что ближайшая метеостанция и рассматриваемая зона размещения ВЭС находятся в сходных условиях крупномасштабных климатических факторов, определяющих общую ветровую циркуляцию, различие ветровых условий в точках размещения ВЭУ будет определяться только факторами местного характера. [65-68] При расчёте ветрового режима учитываются следующие факторы, влияющие на формирование ветрового потока у ротора ВЭУ: шероховатость, характеризующая суммарное воздействие неоднородной земной поверхности и препятствий, ведущая к общему замедлению ветрового потока около земной поверхности; орография, характеризующая местное воздействие рельефа местности на направление и профиль ветрового потока; препятствия в виде строительных конструкций, характеризующих локальное воздействие на ветровой режим, и соседних ВЭУ, оказывающих влияние друг на друга в составе ВЭС; Учёт вышеприведённых факторов в модели осуществляется с помощью функциональных зависимостей, рассчитанных на основе известных методик [69-75]. В зависимости от шероховатости поверхности возникает градиент распределения скоростей ветрового потока, при этом скорость ветрового потока в пределах ротора ВЭУ принимается осреднённой, значение которой рассчитывается на высоте оси ротора логарифмической аппроксимацией вертикального профиля распределения скоростей ветра, и{И), с учётом параметров шероховатости [74] где ZQ - параметр шероховатости подстилающей поверхности (м), типичные значения которого и расчёт приведены в [76], h$— высота, на которой проводились измерения ветрового режима относительно уровня земной поверхности (высота флюгера у метеостанции), h— рассматривая высота над уровнем земли. Орография оказывает значительное влияние на профиль ветрового потока [77]. При этом расчёт ветрового режима с учётом рельефа местности требует трудоёмких вычислений, которые удобнее всего проводить на ЭВМ. В настоящей модели орография учитывается с помощью коэффициентов в виде вектор-функции (Ф) = [k((p),k2(gj).- ( p)], где (р - направление ветрового потока. Значения вектор-функции рассчитываются с помощью сторонних программ, таких как WasP, WindPro, Open Wind. При этом скорость ветрового потока в рассматриваемой точке / составит: Помехи, типа зданий или лесов, создают временное нарушение поля ветрового потока, заставляя отклоняться ветровой поток вверх или в стороны. Возмущение ветрового потока связано с изменением скорости ветра из-за турбулентности непосредственно за сооружениями, образующих теневую зону [78]. Теневая зона во многом зависит от угла направления ветра к преграде, максимальный затемняющий эффект наблюдается при перпендикулярном направлении ветра к преграде [70]. Влияние препятствий учитывается введённой вектор-функцией Кроме того, во время работы ВЭУ оставляют след турбулентности ветрового потока, плотность и скорость которого снижены. Восстаногление потока происходит на некотором удалении от ВЭУ, при этом в зависимости от размещения может происходить различное взаимовлияние ВЭУ турбулентными потоками и, как следствие, уменьшение выработки ВЭС. Для количественной оценки влияния ВЭУ друг на друга в составе ВЭС введён коэффициент взаимовлияния ВЭС kf (р) єкв( р), рассчитанный на основе модели ветрового потока предложенной в [78]. Тогда скорость ветрового потока у ротора z-й ВЭУ можно представить как: иТаким образом, располагая данными по ветровому режиму в определённой точке местности, находящейся на некотором удалении от ВЭС, с помощью математических преобразований можно получить ветровой режим для каждой /-й точки расположения ВЭУ:
Моделирование режимов работы энергокомплекса
Для моделирования совместных режимов ГЭС и ВЭС в качестве базового (репрезентативного) был выбран 2009 год, близкий к среднемноголетнему году из рассматриваемого временного периода (2006-2009), поскольку за этот год имеются также подробные данные наблюдений за ветровым режимом с интервалом 30 мин. на основе которых моделируются остальные ряды наблюдений.
Расчётным интервалом времени при моделировании режимов работы ЭК принят минимальный интервал времени имеющихся метеонаблюдений равный 30 минутам, At = 0,5 ч.
Моделирование совместной работы Волжской ГЭС с Волгоградской ВЭС для различных периодов регулирования
Рассмотрим, как изменится режим работы ГЭС при участии в энергосистеме ВЭС большой мощности. Блок-схема алгоритма моделирования режимов работы ЭК ГЭС-ВЭС представлена на рис. 3.2.
Исходными данными для расчёта и моделирования совместных режимов работы энергокомплекса на основе Волгоградской ВЭС и Волжской ГЭС с гидравлическим аккумулированием являются: статистические данные метеорологических наблюдений за ветровым режимом, основные параметры гидроузла и характеристики, описанные в п. 4.1, параметры водохранилища и расчётный приток к гидроузлу (п. 2.2), эксплуатационная характеристика гидроагрегата Волжской ГЭС (рис.4.2), данные о фактической выработке по ГШ Волжской ГЭС [99], (рис. 4.6).
График нагрузки энергокомплекса рассчитывался как: где N 3C(t) - диспетчерская нагрузка на ГЭС на основе данных о её фактической выработке за прошлые периоды либо на основе расчётных сценариев нагрузки, N c(t) - гарантированная мощность ВЭС (обеспеченная на период регулирования). Гарантированная мощность Волгоградской ВЭС при совместной работе с Волжской ГЭС зависит от установленной мощности ВЭС, от периода регулирования и общего ветрового режима в году. Она рассчитывалась как отношение выработки ВЭС ЭВЭс на предстоящий период к количеству часов в периоде Tj. Таким образом, для каждого пускового комплекса ВЭС в каждом месяце рассматриваемого года было рассчитано по 3 графика гарантированных мощностей ВВЭС: Nggc Ct) график суточных гарантированных мощностей ВВЭС; Ngg He,4(t) - график недельных гарантированных мощностей ВВЭС; NB Mec(t) - график месячных гарантированных мощностей ВВЭС. т-, «тгар.сут Л7гар.нед л,гар.мес Гарантированные мощности Л/вэ , /\/вэ , ivB3 задаются соответственно на сутки, на неделю и на месяц вперёд с помощью системы прогноза ветрового режима на эти периоды и учёта ошибок прогкэза "в прошлых периодах. Системы прогноза прихода ветровой энергии позволяют в реальном времени уточнять прогнозную выработку энергокомплекса и обеспеченную мощность ВЭС, отвечающих нормальной работе водохранилища ГЭС. Обеспеченность рассчитанных гарантированных мощностей ВЭС определялась по результатам моделирования режимов работы энергокомплекса из отношения часов работы энергокомплекса со 100% обеспечением заданного графика нагрузки Y,Atr к общему числу часов в рассматриваемом периоде Y, At. Следует отметить, что основным фактором, влияющим на обеспечение гарантированной мощности ВЭС в требуемый период является - доступный резерв мощности ГЭС в этот период, определяемый как разность между располагаемой NJ!3C и фактической мощностью ГЭС Ыгэс в этот период времени: где располагаемая мощность ГЭС VjP3C(t) —установленная мощность ГЭС, за вычетом ограничений (Таблица 4.7) и за вычетом мощности генераторов, находящихся в ремонте. Фактическая мощность ГЭС Nr3C(t) — текущая мощность ГЭС, выдаваемая в требуемом графике нагрузки. Для того чтобы компенсировать недостаток ветровой энергии в штиль и обеспечить гарантированную мощность ВЭС используется резерв мощности ГЭС и увеличивается её фактическая мощность в этот период, приближаясь к располагаемой. В одни периоды резерв мощности ГЭС может быть очень низкий из-за высокой водности, например в период половодья (в половодье, при совместной работе с ВЭС, ограничение располагаемой мощностью не обеспечивает в полной степени гарантированную мощность ВЭС), а в другие периоды (маловодные) резерва мощности может быть достаточно для обеспечения 100% обеспеченной гарантированной мощности крупной ВЭС. Таким образом, обеспеченность гарантированной мощности ГЭС ожидается выше в маловодные периоды и ниже в многоводные. Для нормальной работы энергокомплекса и 100% обеспеченности гарантированной мощности ВЭС необходимо, чтобы МрэсСО была не меньше отклонения фактической мощности ВЭС NgjC(t) от гарантированной мощности ВЭС в любой момент времени t. Анализ результатов расчётов и рекомендации по оценке энергетической эффективности объединённого энергокомплекса ГЭС-ВЭС В работе было рассчитано 6 пусковых комплексов ВЭС «Нижняя Волга» (100, 200, 300, 500, 700, 1000 МВт) и проанализировано 72 режима работы Волжской ГЭС для трёх расчётных периодов отвечающих маловодному, средневодному и многоводному году с шагом расчёта 30 мин. Для подробного анализа результатов выбраны наиболее характерные периоды работы Волгоградского энергокомплекса для средневодного года. Годовой график работы энергокомплекса для этого года представлен на рис. 4.9. Критерии выбора характерных периодов для анализа режимов работы энергокомплекса следующие: 1) По состоянию водохранилища Период интенсивной сработки — Апрель Период больших сбросных расходов в НБ (половодье) — Май Период низких сбросных расходов (межень) — Сентябрь 2) По состоянию энергосистемы Напряжённый энергетический график работы — Декабрь Большие амплитуды и частота колебаний нагрузки — Декабрь и Сентябрь
Моделирование режимов совместной работы Волжской ГЭС и Волгоградской ВЭС
С апреля в бассейне каскада началось активное развитие половодья. До середины апреля Волжская ГЭС работала на меженных расходах. С 18 апреля в связи с наполнением основного регулятора стока — Куйбышевского водохранилища, увеличились сбросные расходы, обеспечивающие специальный весенний объем попуска в низовья Волги и сработку Волгоградского водохранилища. К концу апреля сбросные расходы стабилизировались на уровне 26000 м/с, обуславливая начало недельной сельскохозяйственной полки.
Приток воды в Волгоградское водохранилище был меньше нормы на 40%, составив 25,13 км (норма 40,4 км ). При этом Водохранилище сработалось до отметки 14,38 м, ожидая пик паводка на середину мая (см. приложение 1). При совместной работе ГЭС с ВЭС режим работы водохранилища изменился незначительно. Среднесуточные сбросы воды через гидроузел выравнивались с помощью изменения суточной пропускной способности водосбросов, обеспечивая при этом плавную сработку водохранилища и соответствуя прежним требованиям федерального агентства водных ресурсов (см. приложение 2). Для пускового комплекса ВЭС установленной мощностью 500 МВт суточная амплитуда колебаний нагрузки на ГЭС при совместной работе в апреле достигала 1630 МВт, составив в среднем 900 МВт (см. приложение 3).
Выработка электроэнергии энергокомплексом составила 1208,2 ГВт-ч, в том числе ГЭС 1062,4 ГВт-ч и ВЭС 145,86 ГВт-ч (см. приложение 4). В связи с началом специального весеннего попуска в низовья Волги, регулирующие возможности ГЭС уменьшаются. Изменения режимов работы Волжской ГЭС при объединении с ВЭС "Нижняя Волга" представлены в приложении 3. В целом, анализ режимов совместной работы энергокомплекса за апрель средневодного года показал, что: 1. Все параметры гидроузла находятся в пределах допустимых ограничений. 2. Резервной мощности от 320 до 2010 МВт Волжской ГЭС (в зависимости от работы в графике нагрузки) хватает, чтобы полностью обеспечить 100% гарантированную мощность ВЭС вплоть до 500 МВт установленной мощности. Далее с ростом установленной мощности ветропарка происходит снижение обеспеченности гарантированной мощности ВЭС до 84% (при 1 ГВт). 3. Максимальная доля выработки ВЭС при 100% обеспечении гарантированной мощности составила 14%. 4. Водохранилище срабатывается плавно, при этом разница в среднесуточных сбросах между режимами компенсируется изменением расхода через водопропускные сооружения. Отметки УВБ к концу месяца для всех режимов практически совпадают. 5. Средняя за месяц амплитуда нагрузки увеличивается пропорционально установленной мощности ГЭС и для 1 ГВт ВЭС составляет на 60% больше чем в случае отдельной работы ГЭС. Расчёты режимов ЭК для мая В мае Волгоградский гидроузел работает в режиме обеспечения специального весеннего попуска в низовья Волги. В соответствии с графиком, 4 мая - последний день выполнения максимальных сбросных расходов 26000 м /с. Далее к 8 мая сбросы уменьшены до расходов рыбохозяйственной «полки» - 17000 м /с. Уровень воды в верхнем бьефе Волгоградского водохранилища, после сработки (в целях обеспечения сельскохозяйственной «полки») до отметки 14,27 м соответственно, начал расти (см. приложение 5). Суммарный приток воды в месяце составил около 48,4 км3 или 85 процентов от нормы (норма 57,0 км3). Рыбохозяйственная «полка» 17000 м7с продолжалась до 29 мая включительно, и далее началось снижение сбросных расходов через Волгоградский гидроузел с интенсивностью 1000 м3/с в сутки с выходом к 9 июня на меженные расходы 5500 м /с. При совместной работе с ВЭС благодаря тому что, разница в среднесуточных сбросах между режимами компенсируется расходами через водопропускные сооружения, изменения в режимах водохранилища незначительные. Графики сбросных расходов Волгоградского гидроузла представлены в приложении 6. Однако половодье является критическим периодом для регулирования гидравлической и ветровой энергии. Как правило, в мае Волжская ГЭС работает в базисе нагрузки, агрегаты ГЭС работают в оптимальном режиме с небольшим часовым регулированием нагрузки. Более интенсивное регулирование приводит к снижению эффективности работы станции и к неизбежным потерям энергии. При совместной работе с ВЭС регулирование ограничивается располагаемой мощностью ГЭС. В половодье ГЭС работает практически на максимальную мощность в зоне оптимума к.п.д. и резерва мощности недостаточно, чтобы компенсировать гарантированную мощность крупной ВЭС в периоды штилей. Однако, в средневодный и особенно маловодный годы резерва мощности может оказаться достаточным для регулирования энергии ВЭС со сниженной (по сравнению с другими месяцами) обеспеченностью гарантированной мощностью. Для расчёта максимального эффекта регулирования в периоды половодья вычисления проводились в предположении, что все 22 агрегата находятся в исправном состоянии и могут работать на максимальную располагаемую мощность. Для пускового комплекса ВЭС установленной мощностью 500 МВт суточная амплитуда колебаний нагрузки на ГЭС при совместной работе в мае достигала 540 МВт, составив в среднем 430 МВт (см. приложение 7). Выработка электроэнергии энергокомплексом составила за месяц -1684,8 ГВт-ч, в том числе ГЭС - 1523,8 ГВт-ч и ВЭС -161,0 ГВт-ч (см. приложение 8).
