грегату по 250 МВт, приєднаних попарно до підвищених трансформаторам з розщепленими обмотками НН. У ланцюгах електричних машин установлені вимикачі Q1-Q4 і по два паралельно з'єднаних роз'єднувача для зміни порядку чергування фаз (реверсируют роз'єднувачі). Залежно від режиму агрегату (руховий або генераторний) включає відповідний роз'єднувач QSG або QSM. Пуск агрегатів в насосний режим здійснюється асинхронними електродвигунами М потужністю 10МВт, напругою 6 кВ. Електроенергія до цих електродвигунам надходить з шин с. Н. 6кВ. Трансформатори с. н. Т3, Т4 приєднані глухий отпайку до блокових трансформаторів. Решта навантаження с. н. приєднується до шин 380 220 В. [2]
.2 Коефіцієнт корисної дії ГАЕС
Коефіцієнт корисної дії є одним з найбільш важливих показників енергетичної та економічної ефективності ГАЕС. Значення к.к.д. визначається відношенням електроенергії, вироблюваної в турбінному режимі при розряді, до її кількістю, одержуваному від енергосистеми під час заряду в насосному (руховому) режимі. Іноді використовують зворотний показник - коефіцієнт заряду (відношення кількості електроенергії заряду до кількості електроенергії розряду). Величина к.к.д. ГАЕС не є величиною постійною: в процесі розвитку гідроаккумулірованія цей показник збільшився майже вдвічі за рахунок вдосконалення технології, конструкції гідравлічних і електричних машин і т. П.
Загальне значення к.к.д. гідроаккумулірованія ГАЕС визначається величиною втрат енергії на окремих етапах її перетворення і відповідних к.к.д. цих етапів, які включають всі ланки енергетичного тракту. Типова діаграма втрат і к.к.д. окремих етапів перетворення енергії на сучасних великих ГАЕС з оборотними гідроагрегатами приведено малюнку 2.
Реальні к.к.д. сучасних потужних ГАЕС з однаковою частотою обертання в обох режимах можуть відрізнятися від наведених у малюнку 2. Так, для Загорській ГАЕС (Росія) при одиничної потужності оборотних агрегатів 200 МВт к.п.д становить 74%, ГАЕС Круахан (Великобританія) при одиничної потужності агрегатів 100 МВт к.к.д. дорівнює 75%, ГАЕС Дінорвіг (Великобританія) при потужності одного агрегату 300 МВт - 78%, ГАЕС Ренкхаузен (Німеччина) загальний к.к.д. дорівнює 75,1% і т. д. При трехмашінних компонуваннях обладнання к.к.д. акумулювання досягає 79% (ГАЕС Віанден-I, Люксембург). Таким чином, для сучасних ГАЕС к.к.д. акумулювання становить не менше 72-74%.
Аналіз рівнів води у верхньому і нижньому басейнах ГАЕС дозволяє орієнтовно визначити величину і характер непродуктивних втрат води з верхнього акумулюючого басейну.
Ці втрати обумовлені впливом трьох чинників: випаровування, фільтрації і протечек через нещільності закритих напрямних апаратів оборотних гідроагрегатів.
Зазвичай при визначенні к.к.д. гідроаккумулірованія втрати води з верхнього акумулюючого басейну за рахунок фільтрації та випаровування не враховують, оскільки випаровування компенсується опадами, а фільтрація зводиться до мінімуму протифільтраційних пристроїв. Але вартість протифільтраційних пристроїв значно впливає на вартість спорудження басейну, тому в багатьох випадках з метою зниження загальної вартості проекту або від них відмовляються, або виконують в спрощеному варіанті, що може призвести до підвищених втрат води через фільтрацію.
Найбільший інтерес представляє третій вид втрат води, так як тільки він дозволяє в процесі експлуатації будь-яким чином (вдосконалення конструкції торцевого ущільнення лопаток направляючого апарату, установка передтурбінні швидкодіючого затвора і т. п.) впливати на величину цих втрат. Протікання через закритий направляючий апарат для звичайних ГЕС не мають значення, оскільки велику частину часу агрегати ГЕС знаходяться в роботі з відкритим напрямним апаратом. Агрегати пікових ГАЕС, на відміну від ГЕС, більшу частину доби зупинені, і через їх закриті направляючі апарати з верхнього басейну в нижній існують протікання води, величина яких визначається якістю торцевого ущільнення лопаток направляючого апарату.
Величина цих протікань може досягати значних величин, що призводить до втрати електроенергії, витраченої на підйом води в верхній басейн, її недовиробітку, збільшення втрат на пуск гідроагрегатів в насосний режим та забезпечення роботи агрегатів в режимі СК. Наприклад, для Загорській ГАЕС величина споживаної з мережі активної потужності в режимі СК становить 12-14 МВт, тоді як аналогічні втрати «сухого» агрегату не перевищують 3 МВт.
Величина протікання через проточні тракти гідроагрегатів може бути орієнтовно оцінена по зміні рівня (об'єму води) в нижньому басейні за певний проміжок часу, коли всі агрегати зупинені.
Кількісний аналіз збільшення рівня (обсягу) нижньог...
