Режимное повышение КПД Братской ГЭС

Автор: инженер-энергетик БГЭС Пьянников Е.Д.

Куратор: зам. начальника ПТО БГЭС Молодкин К.А.

Фактическая ситуация по данным 2008г.

Н

P

Характеристики КПД

3

КПД в зависимости от напора

4

Vista

Напор, м

КПД, % Напор, м

День

Существующая ситуация

5

t, час

Р, МВтКПД, %

Существующая ситуация

• Вследствие изменения сигнала ЗВМ меняется загрузка и КПД БГЭС

6

• Агрегат находится в ведении диспетчера ОДУ Сибири

• Не регламентирована максимальная величина вращающейся резервной мощности

Существующая ситуация

• График изменения вращающегося резерва за 11.08.2009

7

t, час

Р, МВт

Вариант решения №1• Необходимо выводить в резерв «лишнюю» вращающуюся мощность

На данном графике в резерв выведено два генератора БГЭС с 0:00 до 2:24, в результате КПД увеличился примерно на 2% 8

t, час

Р, МВтКПД, %

Вариант решения №1 Совместно с УИГЭС

9

КПД УИГЭС ДО = КПД УИ ПОСЛЕ

КПД БГЭС ДОР БГЭС ПОСЛЕ

Р БГЭС ДО

Р УИГЭС ДО

Р УИГЭС ПОСЛЕ

КПД БГЭС ПОСЛЕ

По сигналу ЗВМ «уменьшить мощность» отключается генератор на УИГЭС мощность перераспределяется между генераторами БГЭС, уменьшается вращающийся резерв и увеличивается КПД БГЭС, КПД УИГЭС не изменяется, в

момент когда вращающийся резерв уменьшится до уставки, генератор на УИГЭС пускается

t, час

Р, МВт КПД, %

Вариант решения №1, возможности дополнительной выработки

Дата Выработка, МВтч Останов «лишних»

генераторов в агрегаточасах

Возможная прибыль  от дополнительной выработки за счет

сэкономленной воды, тыс. руб.*

11.08.2009 69 478,24 13,58 169,75

24.09.2009 55 679,49 8,5 106,25

03.10.2009 56 171,30 2,5 31,25

21.10.2009 65 950,44 9,21 115,125

04.11.2009 44 734,31 33,61 420,125

07.11.2009 73 023,17 8,36 104,5

*- не учитывались ограничения по выводимому в резерв оборудованию

Возможная прибыль может быть больше, если учитывать вращающийся резерв УИГЭС.

10

Реализация предложения

Необходимо проработать с системным оператором:•Минимальную величину вращающегося резерва•Порядок и условия отключения генератора в резерв•Оплата услуг по поддержанию вращающегося резерва должна составлять не менее 10% от величины вращающегося резерва•Необходимость получения УИГЭС статуса изменения мощности по внешней инициативе

11

Преимущества Недостатки

•Повышение суммарного КПД•Реализация практически без инвестиции

•Увеличение износ а коммутационного оборудования

Возможности Угрозы

•Выработать дополнительную энергию •Отсутствие потребности системы в дополнительной выработке•Необходимость согласования с системным оператором•Технологическая авария

SWOT -анализ

Вариант решения №2, режим СК

Проект предполагает реконструкцию оборудования, обеспечивающего работу гидроагрегатов Братской ГЭС в режиме синхронного компенсатора с целью получения дополнительной прибыли за счет оптимизации режима работы станции.

Существующий проект режима СК. По результатам расчета получены следующие характеристики :

• При замещении конденсационной выработки NPV 78930 тыс. руб., IRR 46%, срок окупаемости 4,01 года

• При продаже дополнительно выработанной энергии NPV 68194 тыс. руб., IRR 38%, срок окупаемости 4,45 года

12

Вариант решения №3, совместная оптимизация БГЭС и УИГЭС

• Совместная оптимизация БГЭС и УИГЭС, позволит распределять нагрузку между станциями таким образом, чтобы обеспечить суммарный минимальный расход при необходимой суммарной выработке и таким образом экономить воду.

13

Вариант №3, совместная оптимизация БГЭС и УИГЭС

14

t, час

Р, МВт

Вариант №3, совместная оптимизация БГЭС и УИГЭС

15

t, час

КПД, %

Вариант №3, совместная оптимизация БГЭС и УИГЭС

16

t, час/2

W, МВтч

Вариант №3, совместная оптимизация БГЭС и УИГЭС

Преимущества Недостатки

•Повышение суммарного КПД•Снижение количества переходов агрегата БГЭС через нежелательные зоны•Оптимизация состава оборудования (режим СК, резерв)•Дополнительная прибыль УИГЭС за изменение мощности по внешней инициативе

•Увеличение износа кинематики гидротурбинного оборудования УИГЭС•Сложность математической задачи оптимизации

Возможности Угрозы

•Выработать дополнительную энергию•Расширение регулировочного диапазона•Подключить к процессу оптимизации Красноярскую ГЭС

•Отсутствие потребности системы в дополнительной выработке•Технологическая авария•Снижение цены кВтч

SWOT -анализ

17

Вариант №3, совместная оптимизация БГЭС и УИГЭС

• Привлечение специализированной организации для написания технического задания ГРМ

• Научно-исследовательская и проектно изыскательская работа по реализации комплекса ГРАРМ

• Доработка ГРАРМ БГЭС и УИГЭС

18

Вариант №3, совместная оптимизация БГЭС и УИГЭС

базовый вариант

Инвестиции, тыс. руб. 35 000NPV, тыс. руб. 95 787PI 3,90IRR, % 50%Срок окупаемости, лет. 3,77DPBP, лет. 4,41

Проект групповой регулятор активно-реактивной мощности БГЭС и УИ ГЭС

19

Итоги

Мероприятия режимного повышения КПД Братской ГЭС

1. Управление составом оборудования БГЭС и УИГЭС для поддержания необходимого вращающегося резерва. Проект не требует инвестиций, позволит экономить водные ресурсы и обеспечить дополнительную выработку на сумму не менее 20 млн. руб/год

2. Режим СК. Существующий проект управления составом оборудования на БГЭС. NPV 68млн. руб, IRR 38%, срок окупаемости 4,45 года.

3. Оптимизация распределения нагрузки между генераторами БГЭС и УИГЭС. Проект крайне эффективен при невозможности по каким-то причинам управлять составом оборудования. Требует инвестиций порядка 35 млн. руб, при окупаемости DPBP 4,41 года. NPV 95 млн. руб, IRR 50%. Возможно участие КрГЭС.

4. Краткосрочное и долгосрочное планирование режимов для получения максимально прибыли от использования потенциальной энергии воды в зависимости от напора (требуется отдельный проект)

20