CC BY
16
II. ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКА
УДК 621.22-027.236
Пожуев В. I.1, Радченко В. В.2, Шкрабець Ф. П.3, Кучер В. Г.4, Кобець В. П.5
1Д-р. ф/з-мат. наук, професор, ректор, заслужений прац/вник oceimu УкраТни, Запор1зька державна нженерна академия,
УкраТна, E-mail: [email protected] 2Канд. техн. наук, доцент, Запорзька державна нженерна академiя, УкраТна
E-mail: [email protected]
3Д-р. техн. наук, професор, академiк Академп наук вищоТ школи УкраТни, Днпропетровський нац/ональний ярничий
ушверситет, УкраТна E-mail: [email protected] 4Директор, Днпровська ГЕС, Запоржжя, УкраТна 5Пров/дний нженер дльниц високовольтних випробувань та вим/рювань, Днпровська ГЕС, УкраТна,
E-mail: [email protected]
ВИЗНАЧЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТ1 1СНУЮЧИХ ГЩРОЕНЕРГЕТИЧНИХ
СИСТЕМ
Показан актуальтсть, стан проблеми й основт drnni чинники, що визначають робочу ефективтсть основного гiдроенергетичного устаткування ГЕС. Розглянутi i класифтован основн складовi ефективностi витрат енерги в технологiчних системах вироблення електричног енерги. Вiдображеш впливи основних складо-вих технiчних й експлуатацшних чинниюв на рiвень ефективностi. Приведено обтрунтування i визначений напрям до^дження робочих чинниюв, що впливають на змту електричних nараметрiв гiдроагрегату. Запро-поноваю шляхи тдвищення ефективностi роботи дючого устаткування ГЕС. Приведен даю можуть бути використан при модертзаци гiдроенергетичних перетворювачiв енерги.
Ключов1 слова: енергетичний перетворювач, гiдроагрегат, гiдравлiчна електростанщя, втрати, управл-шня, ефективтсть, модертзащя.
Пдроенергетична галузь вщграе важливу роль в системному формуванш гармоншно! енергетично! сфери, тому й увага до И ефективносп тдвищена.
Стльно з Дншровською ГЕС (ДшпроГЕС) виконано актуальну науково-дослщну роботу з розробки концепци мониторингу та управлшня агрегатами ГЕС на основi дослщження шформацшно-енергетичних показнишв пдроенергетичних процеав. Вона спрямована на оцш-ку юнуючих можливостей ефективного використання дшчого ресурсу ГЕС та визначення основних механiзмiв залучення резервiв [1]. Важливими вважаються також задачi модифтацп, розширення можливостей систем мониторингу й визначення стану обладнання та споруд для попередження небажаних насладив !х експлуатаци.
Метою роботи е тдвищення ефективносп технолопч-них процеав виробництва енерги за рахунок дослвдження причин, характеру та динамки впливу основних складових i елеменпв систем керування енергетичними перетворю-вачами в процеа експлуатаци, переважно за рахунок шфор-мац1йних, комуткацшних та енергетичних складових [2]. Предметом дослвджень е основт складовi технолопчних компонента пдроенергетичних процеав ГЕС [3].
Нацiональнi пдроенергетичш системи у виглядi кас-кащв ГЕС являють собою досить потужнi та важливi технiчнi об'екти, що вплюють складнi, багатоступеневi енергетичнi перетворення за схемою
Г ^М^Е,
де Г - пдравтчш складовi, М - мехашчш, Е - електричт складовi процесу.
Безперечна такж системна сладова !х до, що забезпе-чуе noTpi6Hi мобiльнi резерви потужностей, потреба в яких невпинно зростае й тдвищуе вимоги щодо ефективносп да обладнання.
Основним функц1ональним елементом пдроенерге-тично! системи е енергетичний перетворювач у виглящ гидроагрегату, узагальнена схема якого наведена на рис. 1.
Слад зазначити, що пдроенергетичш споруди ГЕС до-датково вирiшують ще й низку важливих гiдротехнiчних проблем в господарствi краши. Вимоги до них теж невпинно зростають. Тому й увага до тдвищення гх техтч-них показник1в не випадкова, осшльки побудова нових пдроенергетичних об' екпв досить витратна й проблематична з рiзних поглядав.
Днiпровську ГЕС у якосп базового об'екта пдроенергетичних дослщжень обрано теж не випадково. Для цього е щонайменше дек1лько вагомих причин. Це одна
I 2__
"" Е
М
1 V
1 - проточний тракт з пдротурбшою, 2 - пдрогенератор Рис. 1. Узагальнена схема пдроагрегату
© Пожуев В. I., Радченко В. В., Шкрабець Ф. П., Кучер В. Г, Кобець В. П., 2013
з найперших та найпотужшших впчизняних ГЕС, реаль зованих за системним планом електрифжаци. З початку И побудови вже минуло понад 80 роюв. Це досить поваж-ний вж для тако! потужно! пдротехшчно! споруди. Тому й увага до не! тдвищена. З iншого боку, проведет добу-дови й модершзаци за зазначений час фактично подво!-ли встановлену потужнiсть обладнання. Крiм того, !! об-ладнання, його керування й управлiння мае ознаки ти-повостi для каскаду дшпровських ГЕС, що дозволяе по-ширювати результати й рiшення.
Досить суттево змiнилась за останнiй час також i системна роль пдроенергетики, що вагомо ввдбилося на ек-сплуатацiйних режимах обладнання. Однак, навпъ змiна системно! ролi, що вщбулася за цей час, з точки зору забезпечення ефективностi до обладнання, виявилася теж фактично не врахована в повнш мiрi.
Прикладом того, насшльки важливою е остання об-ставина в забезпеченнi функцюнально! надшносп потуж-них енергетичних об'ектiв, може бути вщома глобальна аварiя 2009 р. на Саяно-Шушенськш (СШ) ГЕС у Роси. I! наслвдки ще будуть вiдчуватися протягом багатьох рошв. До речi потужнiсть Дшпровсько! ГЕС складае приблиз-но 25 % вщ СШ ГЕС. Один з витошв пе! сумнозвкно! авари, з погляду фахiвцiв, саме й полягае в використанш СШ пдрогенерак^в в нетипових динамiчних режимах.
Системна роль вичизняно! гiдроенергетики, - дина-мiчного резерву потужностей енергетично! системи обумовлюе пiдвищеннi вимоги до поточних техшчних характеристик обладнання, надiйностi та ефективносп його використання. Можливiсть роботи ДшпроГЕС у компенсацiйному й тковому режимах, екологiчнiсть та майже хвилинна робоча готовнiсть, забезпечуе !м сутте-ву перевагу над iншими генеруючими об'ектами, а також не тшьки системну стабiльнiсть, але й шшрне фшан-сове навантаження на споживачiв.
Наприклад, кра!ни Свропи, не маючи таких можливо-стей, вимушено забезпечують сво! пiковi потреби за раху-нок використання досить дорогих газотурбшних станцiй, з низьким загальним ККД, коло 25 % та функщйною готов-нiстю близько 10 хв., що суттево щдвищуе варпсть тково! енерги. Тому проблема покриття пiкових навантажень в сучаснiй енергетищ досить загострена й обумовлюе екс-портнi можливосп вичизняно! пдроенергетики.
Однак, саме робота обладнання ГЕС в якосп динамь чного резерву системи мае лопчним наслiдком тдви-щет навантаження та втрати енерги при перехвдних про-цесах, з якими вже неможливо не рахуватися, зважаючи на статистику циктв пуску та зупинки агрегапв, що при-таманнi зазначенiй вище роль Статистика невпинного зростання числа робочих циктв енергетичного обладнання за останш п'ять рок1в сввдчить про суттеву вагу динамiчних складових в робот! обладнання ГЕС.
З урахуванням зазначеного, загальною фундаментальною проблемою дослщження е визначення впливу шформацшних, комунiкацiйних та енергетичних складових на яшст показники пдроенергетичного обладнання.
Метою тако! роботи е шдвищення ефективносп про-цесiв виробництва енерги за рахунок дослвдження причин, характеру та динамки впливу основних складових i еле-ментiв систем керування енергетичними перетворювача-ми в процеа експлуатацi!, переважно за рахунок шформацшних, комуткацшних та енергетичних складових.
Це досягнуто комплексним подходом до аналiзу й визначення пст^бних складових, що дозволило провести аналiз наскрiзного технологiчного тракту перетворення енерги ГЕС з рiзних поглядiв.
Загальний показник енергетично! ефективностi гвдро-енергетично! системи можливо визначити як
N М 3
Ке = 1 О, + Х Мк + Х Е,
1=0 к=0 I=0
де О,, Мк, Е1 - вщповщно гiдравлiчнi, механiчнi й елект-ричт дiючi складовi ефективносп; N, М, 3 - к1льк1сть вра-хованих складових кожного виду.
Класифжащя й обгрунтування складових ефективносп й витрат енергi!' в системах вироблення електрич-но! енерги на ГЕС дозволила визначити основнi чинники впливу на ефективнiсть реалiзацi! дшчих процесiв.
Дослiдження, як1 проведенi на дшчому обладнаннi ДнiпроГЕС, включали:
- визначення, класифшацш й аналiз складових ефективносп й витрат енерги в системах вироблення елект-рично! енергi!' на ДнiпроГЕС;
- вибiр й анал1з технiчних i експлуатацшних факторiв, що впливають на рiвень ефективносп;
- досл1дження i встановлення основних закожмрно-стей змiни параметрiв ефективносп та технiчних витрат у гидрогенераторах;
- обгрунтування i дослщження iнформацiйних фак-торiв, що впливають на змши електричних параметрiв гидрогенератора.
Розглядалися також й специфiчнi особливосп оргат-зацi! роботи основного обладнання.
Запропонований пвдхвд дозволив визначити юнуючий стан й основнi шляхи тдвищення ефективностi ГЕС, де-фiцит мобшьних потужностей яких достатньо гостро ввдчуваеться в енергетичнiй системi Укра!ни. Для цього з' ясовано наступне:
- витрати активно! електрично! енерги на збудження рiзних гiдрогенераторiв знаходяться в межах 2,40-4,40 %, разом на витрати складають 3,71 % ввд загальних обсяпв вироблено! енерги;
- витрати енерги пдрогенераторами в режимi синхронно! компенсаци становлять 2,44 % вщ обсягiв вироблення активно! енерги за рщ
- власнi потреби станци складають 3,14 % ввд обсягiв видано! енерги;
- втрати на шинах ввдкритого розподiльчого пристрою (ВРП) становлять 3,97 %;
- р1вень ефективносп гидроагрегата за рiвних умов суттево залежить ввд його навантаження, так при зменшент, на рiвнi 50 %, ККД зменшуеться щонайменше на 22 %;
72
КЗЫ 1607-6761. Електротехтка та електроенергетика. 2013. .№2
- витрати енергп гiдрогенераторами в режимi синхронно! компенсацп становлять 5 %, що майже babÍ4Í мен-ше витрат холостого ходу, як для кожного гiдроагрегату ДшпроГЕС рiвнозначнi недовиробленню 7, 2 Мвт. год. на pík;
- втрати первинного джерела енергi! - напору води, часом, б№ш вагомо впливають на ефективнiсть пдроаг-регату шж втрати вторинних к1л перетворення;
- слщ зазначити, що втрати обсяпв видано! енергп суттево збiльшуються при вщхиленш потужностi пдро-агрегата вщ номiнально!' бiльше нж на 5 %;
- втрати на перехщних режимах, що становлять до 60 сек. переважно пов'язат з проточним трактом та системою збудження;
- характеристики змiни параметрiв гидроагрегата до-сить нелiнiйнi, суттево залежать ввд його навантаження, ККД на рiвнi 50 % в1д номшального навантаження змен-шуеться ввдповвдно вщ 92 % до 70 %;
- витрати холостого ходу складають 10 % протоку ^зь турб^ для кожного гидроагрегату ДнiпроГЕС;
- витрати первинного джерела енергп - води, мають тенденщю переважного впливу на ефективнiсть пдроаг-регату над втратами перетворювачiв.
Використано також балансний метод оцшки роботи ГЕС [4]. Досл1дженно стан поточно! ефективносп !! елек-трично! частини та обладнання за головною схемою.
На рiвнi генерування й видачi електрично! енергй' проведено аналiз енергетично! ефективностi обладнання первинно! ланки головно! схеми ГЕС, рис. 2.
Дат розподдлу енергй' в1дпов1дно пристро!в облiку м1ж генераторами й трансформаторами та основш !х скла-довi, зпдно даних пристро!в обл^, наведено в табл. 1.
До наведених даних слiд зазначити наступне.
Повна енергiя - це геометрична сума активно! та реактивно! енергй зпдно лiчильникiв РЕСА та ГТ.
Видача за лiчильниками ГТ, що встановленi пiсля трансформаторiв - це геометрична сума активно! та реактивно! енергп, видано! трансформаторами.
Г 1 ... Г 9 - пдрогенератори, Т 1 ... Т 9 - трансформаторы, ТЗ1 ... ТЗ9 - трансформатори збудження, СЗ - системи збудження, ОЗ1... ОЗ9 - обмотки збудження пдрогенератор1в
Рис. 2. Структура первинно! ланки головно! схеми ГЕС
Втрати (трансформатор + самозбудження) - витрати та втрати на дмнщ мереж1 мiж лiчильниками РЕСА та ГТ, дорiвнюють рiзницi мiж видачею повно! потужносп та видачею за лiчильниками ГТ, що встановлеш пiсля трансформаторiв. Слад зазначити, що в1дхилення втрат за окремими дiлянками обумовлене переважно режимни-ми чинниками.
Баланс енергй ГЕС та основш !! витрати за техноло-пею пдроенергетичних перетворень зафiксовано на рiвнi вiдкритого розподiльчого пристрою (ВРП), що фактич-но е вихвдним для електрично! станци. Баланс енергй ВРП ГЕС та структуру розподалу !! потоков наведено в табл. 2.
До наведених даних слщ зазначити наступне.
Прийнята енерпя лшями 154 кВ та 330 кВ - це енерпя, що фактично була вироблена станцiею за даний перiод.
Власнi потреби - це енерпя, яку використано на власт потреби станцп з шин ВРП 154 кВ через трансформато-ри власних потреб.
Таблиця 1. Розподш енергй м1ж генераторами та трансформаторами
Генератор Повна енерпя; РЕСА - кВА-год(В) Енерпя за лiчильниками ГТ, кВА-год(В) Втрати, кВА-год Втрати, %
Г1 15 375 682 14 731 522 644 160 4,19
Г2 14 947 806 14 402 952 544 854 3,65
Г3 13 009 568 12 436 961 572 607 4,40
Г4 21 788 751 21 266 678 522 072 2,40
Г5 8 893 184 8 676 391 216 793 2,44
Г6 18 322 552 17 487 483 835 069 4,56
Г7 19 071 718 18 068 817 1 002 902 5,26
Г8 17 547 884 16 641 407 906 477 5,17
Г9 24 113 457 23 567 447 546 010 2,26
Разом 152 833 555 147 156 716 5 676 839 3,71
Видана енерпя - це енерпя, що ввдпущена з шин ВРП.
Споживачi MicbKOÏ мереж1 - енерпя, яку одержали сторонн користувачi, шд'еднаш до шин власних потреб.
Основш витрати ВРП, що обумовлюють загальний ККД ГЕС наведено в табл. 3.
До наведених даних слiд зазначити наступне.
Разом видано - це сума видано1 з шин ВРП енерги, за винятком власних потреб; дорiвнюe сумарних значень енерги, спожшта мiською мережею та виданою по шинах 154 та 330 кВ.
З аналiзу випкае, що найбiльшi втрати енерги припа-дають на розподшьчий пристрш та втрати в ланцi трансформатор-генератор, що складаються з витрат на самоз-будження генератора та втрат у трансформатора Зага-лом витрати складають 5 % вщ кiлькостi енергiï, що ви-роблена пдрогенераторами.
Загальний ККД процесу перетворення визначаеться
як
П = ¥Г / ¥В,
де Wr - енерпя генерування; 1¥в - енерпя технолопчних втрат.
Таким чином визначений загальний ККД ГЕС в умо-вах динамiчного резерву потужностей системи стано-вить щонайменше 95,12 % й вщображае наявнiсть ре-зервiв.
Слiд зазначити, що наведена цифра вщображае пере-важно статичнi чинники ефективностi в робоп гiдрое-нергетичного обладнання.
Однак iснуючi динамчт складовi перехвдних процесiв додатково суттево знижують ефективнiсть роботи енер-гетичних перетворювачiв ГЕС. Слiд зазначити, що число робочих циклiв обладнання ГЕС протягом останнiх рок1в
суттево зросло й мае стшку тенденцiю до зростання. Так гiдроагрегати ДнiпроГЕС за останш роки вже подолали ввдмгтку 5000 робочих циклiв на ргк й досить швидко на-ближаються до значень, що перевищують 8000 циктв. Це означае, що час стало1 роботи агрегату, для яко1 виз-начено й нормовано практично ва робочi характеристики обладнання, неупинно скорочуеться, а динамiчна складова зростае.
При цьому, в динамiчному режимi ККД гiдравлiчноï частини змiнюеться вагомiше, майже на 25 %. Як вщо-мо, 1 % втрат на первинному перетворювачi суттево бiльш вагомий, шж той же 1 % на вторинному джерелi, яким е пдрогенератор, оск1льки вiн у цьому випадку не складае а примножуе втрати. Значну роль в цьому вiдiграють динамiчнi якосп систем управлшня швидш-стю й напругою гiдроагрегату.
Тому за основний напрямок обрано аналiз чинник1в, що визначають ï\ якiснi характеристики. Визначено основш тдходи до модертзаци системи збудження пдро-генератора й техтчт заходи, що мають суттево змшити динамiчнi якостi його збудження. Для цього розроблено метод вимiрювань змши напруги та змiнено структуру ввдповвдного регулятора. Важливою складовою визнано необхщшсть модернiзацiï та розширення техшчних й функцiональних можливостей системи мониторингу.
Проведено також аналiз виток1в авари на Саяно-Шу-шенськ1й ГЕС потужтстю 6,4 ГВт. Розглянуто дек1лька робочих версш можливих причин ц1е1 техногенно1 катаст-рофи, в тому чи^ гiдроелектродинамiчноï й вiбрацiйноï природи, що вважаються продуктивними. Як зазначено, одним з визнаних витокiв зазначено1 аварiï вважаеться саме використання агрегапв СШ ГЕС в неприйнятних для них режимах експлуатаци з суттевою динамiчною складовою, що важливо й для вгтчизняно! пдроенергетики.
Таблиця 2. Баланс енерги на ВРП 154 та 330 кВ, кВАгод
Прийнято енергiï лiнiями 154 кВ Прийнято енерги лшями 330 кВ Власш потреби Видано енерги Споживачi мiськоï мережi
154кВ 330кВ
Актив. Реактив. Актив. Актив. Актив.+ Реактив.
4 431 319 23 629 800 11 094 600 798 912 187 349 624 65 333 400 72 925
99 660 000 1 966 800
З них втрати в трансформат^ власних потреб
39524
Разом видано, кВА-год Разом прийнято, кВА- год Власш потреби, кВА- год Сумарна видача станцп, кВАгод Втрати ВРП разом з АТ, кВА-год Втрати ВРП, % Частина вщ S втрат з ВРП, % ККД ГЕС, %
254 722 749 115 185 919 798 912 138 737 918 49 582 557 3,97 50,23 95,12
Таблиця 3. Розподш витрат на ВРП 154 та 330 кВ
74
ISSN 1607-6761. Елекгротехтка та електроенергетика. 2013. №2
Слад також зазначити, що термш гарантовано! роботи й ресурсу системи керування ДнiпроГЕС теж практично вичерпаний [5]. Вона потребуе модершзацп з ураху-ванням саме системно! складово!. Це тдвищуе важливiсть та своечасшсть одержаних результатiв.
Одним з важливих напрямiв модершзацп е системи управлшня гiдрогенераторами з урахуванням динамiч-них чинник1в та щдвищенням енергетично! ефективносл перехвдних процесiв. Це дозволило, в тому числ^ визна-чити проблемш дiлянки процесу збудження й пропону-вати вiдповiднi технiчнi ршення, що фактично долають iнерцiйнiсть кола збудження гiдрогенераторiв ГЕС. Роз-роблеш рiшення можливо використовувати й на шших енергетичних об' ектах.
Тому зазначене дослщження е своечасним та важли-вим, спрямоване на системт тдходи до основних про-цесiв, мае надати практичнi можливосп полiпшення техн-iчних та технолопчних характеристик обладнання з погля-ду сучасних вимог, надати потрiбний iмпульс розвитку важливiй екологiчнiй галузi енергетики, що й до того роз-вивалася, але здавалася досить сталою й консервативною.
ВИСНОВКИ
1. Найбiльшi втрати припадають на долю ВРП та системи збудження гiдрогенераторiв, що мають досить низьк1 динашчт характеристики.
2. Суттевi втрати припадають також на долю проточного тракту та регуляторiв, що мають дуже низьш ди-намiчнi властивосп.
3. Втрати на перех1дних режимах безпосередньо по-в'язанi з пдро електродинамiкою робочих процесiв.
4. Динамiчнi складовi суттево визначають ефек-тивнють роботи гiдроагрегатiв ГЕС.
5. Основний напрям модершзацп обладнання ГЕС мае враховувати стрiмке зростання динамiчних робочих скла-дових енергетичного обладнання.
СПИСОК Л1ТЕРАТУРИ
1. Пожуев В. I. Методи математично! фiзики / В. I. По-жуев. - Запорiжжя : ЗД1А, 2007. - 162 с.
2. Радченко В. В. Автоматизация процеав у пдроенер-гетицi / В. В. Радченко // Впровадження нових шфор-мац1йних технологий навчання : тези доп. конф. - За-пор1жжя, 2004. - С. 291.
3. Радченко В. В. Автоматизашя пдроенергетичних процесiв / В. В. Радченко // Впровадження нових шформацшних технологш навчання : тези доп. V ВНМК. - Запор1жжя, 2005. - С. 291-293.
4. Шкрабец Ф. П. Автоматический контроль изоляции распределительных сетей / Ф. П. Шкрабец // Елект-ричний журнал. - 2006. - № 1. - С. 3-7.
5. Кучер В. Г. Про реконструкщю обладнання Дншровсысо1 ГЕС / В. Г. Кучер, Н. В. Голубев // Пдро-енергетика Украши. - 2008. - № 1. - С. 19-20.
Стаття над1йшла до редакцп 29.03.2013.
Шсля доробки 01.07.2013.
Пожуев В. И.1, Радченко В. В.2, Шкрабец Ф. П.3, Кучер. В. Г.4, Кобец В. А.5
'Д-р. физ.-мат. наук, профессор, ректор, заслуженный работник образования Украины, Запорожская государственная инженерная академия, Украина
2Канд. техн. наук, доцент, Запорожская государственная инженерная академия, Украина
3Д-р. техн. наук, профессор, академик Академии наук высшей школы Украины, Днепропетровский национальный горный университет, Украина
4Директор, Днепровская ГЭС, Запорожье, Украина
5Ведущий инженер участка высоковольтных испытаний и измерений, Днепровская ГЭС, Украина
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СУЩЕСТВУЮЩИХ ГИДРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
Показаны актуальность, состояние проблемы и основные действующие факторы, определяющие рабочую эффективность основного гидроэнергетического оборудования ГЭС. Рассмотрены и классифицированы основные составляющие эфекивности затрат энергии в технологических системах выработки электрической энергии. Отражены влияния основных составляющих технических и эксплуатационых факторов на уровень эффективности. Приведено обоснование и определено направление исследования рабочих факторов, влияющих на изменение электрических параметров гидроагрегата. Предложены пути повышения эффективности работы действующего оборудования ГЭС. Приведенные данные могут быть использованы при модернизации гидроэнергетических преобразователей энергии.
Ключевые слова: энергетический преобразователь, гидроагрегат, гидравлическая электростанция, потери, управление, эффективность, модернизация.
Pojuev V. I.1, Radchenko V. V.2, Skrabets F. P.3, Kucher V. G.4, Kobets V. A.5
1D. ph-м. s., professor, rector, deserved worker of formation of Ukraine, Zaporozhia state engineering academy, Ukraine
2D. of ph., associate professor, Ukraine
3D. t. of s, professor, academician of Academy of sciences of high school of Ukraine, Dnepropetrovsk national mountain university, k. renewable energy sources, Ukraine
4Director, Dnepr HES, Zaporozhia, Ukraine
5Leading engineer of area of tests of high-voltages and measurings, Dnepr HES, Ukraine
DEFINITION OF EFFICIENCY OF EXISTING HYDROPOWER SYSTEMS
The urgency, problem condition and the basic operating factors defining working efficiency of the basic hydropower equipment of HYDROELECTRIC POWER STATION are shown. The basic components of energy expenses efficiency in
technological systems of electric energy development are considered and classified. Influences of the basic components of technical and operationalfactors on efficiency level are reflected. The substantiation is performed and the direction of the working factors research affecting the change of the hydrounit electric parametres is defined. Ways of an overall performance increase of the operative equipment of HYDROELECTRIC POWER STATION are offered. The cited data can be used at modernisation of energy hydropower converters
Keywords: the power converter, the hydrounit, hydraulic power station, losses, management, efficiency, modernisation.
REFERENCES
1. Pozhuev V I. Metodi matematichnoi' fiziki, Zaporizhzhja, ZDIA, 2007, 162 p.
2. Radchenko V. V. Avtomatizacija procesiv u gidroenergetici. Vprovadzhennja novih informacijnih tehnologij navchannja: tezi dop. Konf. Zaporizhzhja, 2004, p. 291.
3. Radchenko V. V. Avtomatizacija gidroenergetichnih procesiv. Vprovadzhennja novih informacijnih
tehnologij navchannja: tezi dop. V VNMK. Zaporizhzhja, 2005, pp. 291-293.
4. Shkrabec F. P. Avtomaticheskij kontrol' izoljacii raspredelitel'nyh setej, Elektrichnij zhurnal, 2006, No. 1, pp. 3-7.
5. Kucher V. G., Golubev N. V. Pro rekonstrukciju obladnannja Dniprovs'koi' GES. Gidroenergetika Ukraini, 2008, No. 1, pp. 19-20.
76
ISSN 1607-6761. E.reKipoTexmKa Ta e^eKipoeHepreTHKa. 2013. №2
