Как работает гидроэлектростанция. Общее понятие о гэс Мощность гидроэлектростанции

Многообразие вариантов и уникальность технических решений применяемых при строительстве гидроэлектростанций поражает воображение. На самом деле, не так легко найти две одинаковые станции. Но всё же существует их классификация, основанная на определённых признаках - критериях.

Способ создания напора

Пожалуй, самый очевидный критерий - способ создания напора :

• русловая гидроэлектростанция (ГЭС);
• деривационная гидроэлектростанция;
• гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС);
• приливная электростанция (ПЭС).

Между этими четырьмя основными видами гидроэлектростанций есть характерные отличия. Речная гидроэлектростанция располагается на реке, перекрывая плотиной её течение для создания напора и водохранилища. Деривационная ГЭС обычно располагается на извилистых горных реках, где можно соединить рукава реки водоводом чтобы пустить часть потока по более короткому пути. Напор при этом создаётся естественным перепадом рельефа местности, а водохранилище может и вовсе отсутствовать. Гидроаккумулирующая электростанция представляет собой два бассейна, располагающихся на разных уровнях. Бассейны соединены водоводами, по которым вода может перетекать в нижний бассейна из верхнего и перекачиваться обратно. Приливная электростанция располагается в заливе, перекрытом плотиной для создания водохранилища. В отличии от гидроаккумулирующей электростанции рабочий цикл ПЭС зависит от явления приливов/отливов.

Величина напора

По величине напора, создаваемого гидротехническим сооружением (ГТС) гидроэлектростанции делятся на 4 группы:

• низконапорные - до 20 м;
• средненапорные - от 20 до 70 м;
• высоконапорные - от 70 до 200 м;
• сверхвысоконапорные - от 200 м.

Стоить отметить что классификация по величине напора носит относительный характер и разнится от одного источника к другому.

Установленная мощность

По установленной мощности станции - сумме номинальных мощностей генерирующего оборудования установленного на ней. Эта классификация имеет 3 группы:

• микро-ГЭС - от 5 кВт до 1 МВт;
• малые ГЭС - от 1 кВт до 10 МВт;
• крупные ГЭС - свыше 10 МВт.

Классификация по установленной мощности также как и по величине напора, не является строгой. Одну и ту же станцию в разных источниках могут относить к разным группам.

Конструкция плотины

Существует 4 основных группы плотин гидроэлектростанций:

• гравитационная;
• контрфорсная;
• арочная;
• арочно-гравитационная.

Гравитационная плотина представляет собой массивную конструкцию удерживающую воду в водохранилище за счёт своего веса. Контрфорсная плотина использует несколько другой механизм – свой относительно небольшой вес она компенсирует весом воды, давящей на наклонную грань плотины со стороны верхнего бьефа. Арочная плотина , пожалуй самая изящная, имеет форму арки, упирающейся основанием в берега и округлой частью выпуклой в сторону водохранилища. Удержание воды у арочной плотины происходит за счёт перераспределения давления с фронта плотины на берега реки.

Расположение машинного зала

Точнее, по расположению машинного зала относительно плотины , не путать с компоновкой! Эта классификация имеет значение только для русловых, деривационных и приливных электростанций.

• руслового типа;
• приплотинного типа.

При русловом типе машинный зал располагается непосредственно в теле плотины, приплотинной типе - возводится отдельно от тела плотины и обычно располагается сразу за ним.

Компоновка

Под словом "компоновка" в данном контексте подразумевается расположение машинного зала относительно русла реки. Будьте внимательны при чтении другой литературы на эту тему, потому как слово компоновка имеет более широкое значение. Классификация справедлива только для русловых и деривационных электростанций.

• русловая;
• пойменная;
• береговая.

При русловой компоновке здание машинного зала располагается в русле реки, пойменной компоновке - в пойме реки, а при береговой компоновке - на берегу реки.

Зарегулированность

А именно степень зарегулированности стока реки. Классификация имеет значение только для русловых и деривационных гидроэлектростанций.

• суточного регулирования (цикл работы - одни сутки);
• недельного регулирования (цикл работы - одна неделя);
• годичного регулирования (цикл работы - один год);
• многолетнего регулирования (цикл работы - несколько лет).

Классификация отражает насколько велико водохранилище гидроэлектростанции по отношению к объему годового стока реки.

Все приведённые критерии не являются взаимно исключаемыми, то есть одна и та же ГЭС может быть речного типа, высоконапорной, средней мощности, русловой компоновки с машинным залом приплотинного типа, арочной плотиной и водохранилищем годичного регулирования.

Список использованных источников

1. Брызгалов, В.И. Гидроэлектростанции: учеб. пособие / В.И. Брызгалов, Л.А. Гордон - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2002. - 541 с.
2. Гидротехнические сооружения: в 2 т. / М.М. Гришин [и др.]. - Москва: Высшая школа, 1979. - Т.2 - 336 с.

Опубликовано: 21 июля 2016 Просмотров: 4.5k

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Электрические станции, их виды

Гидравлические электрические станции

Немного об истории ГЭС

Принцип работы и виды гидроэлектростанций

Гидроэнергетика в мире

Гидроэнергетика России

Аварии и происшествие на ГЭС

Заключение

Библиографический список

Введение

Энергетическая промышленность наших дней - одна из чаще всего обсуждаемых сфер жизнедеятельности страны, ведь именно сейчас она приобретает всё более многогранные экономические, технические и даже политические аспекты.

Актуальность выбранной темы контрольной работы не вызывает сомнений, если вспомнить, что научно-технический прогресс невозможен без развития энергетики. И для повышения производительности труда первостепенное значение имеет автоматизация производственных процессов, замена человеческого труда машинным. Но подавляющее большинство технических средств механизации и автоматизации (оборудование, приборы, ЭВМ) имеет электрическую основу. Особенно широкое применение электрическая энергия получила для привода в действие электрических моторов.

Электроэнергия нужна человечеству, причем потребности в ней увеличиваются с каждым годом. Вместе с тем, запасы традиционных органических топлив (нефти, угля, газа) конечны. Поэтому на сегодняшний день крайне важно найти выгодные источники электроэнергии, причем - выгодные не только с точки зрения дешевизны топлива, но и с точки зрения простоты конструкций, эксплуатации, стоимости необходимых для постройки станции материалов, их долговечности. Таким источником может стать гидравлическая электростанция.

Данная контрольная работа направлена на рассмотрение особенностей именно этого типа электростанций. Соответственно, цель работы - прежде всего ознакомление с современным положением дел в этой проблематике и выявление плюсов и минусов использования гидроресурсов для получения энергии.

Электрические станции , их виды

Электрическая станция - совокупность установок, оборудования и аппаратуры, используемых непосредственно для производства электрической энергии, а также необходимые для этого сооружения и здания, расположенные на определённой территории.

В зависимости от источника энергии различают:

тепловые электростанции (ТЭС), использующие природное топливо;

гидроэлектростанции (ГЭС), использующие энергию падающей воды запруженных рек;

атомные электростанции (АЭС), использующие ядерную энергию;

иные электростанции, использующие ветровую, солнечную, геотермальную и другие виды энергий.

В нашей стране производится и потребляется огромное количество электроэнергии. Она почти полностью вырабатывается тремя основными типами электростанций: тепловыми, атомными и гидроэлектростанциями.

Гидравлические электрические станции

Гидроэлектростанции являются весьма эффективными источниками энергии. Необходимый для этого подпор воды создается плотинами, которые воздвигают на реках и каналах. Для эффективного производства электроэнергии на ГЭС необходимы два основных фактора: гарантированная обеспеченность водой круглый год и возможно большие уклоны реки, благоприятствуют гидростроительству каньонообразные виды рельефа.

Особенности ГЭС:

себестоимость электроэнергии на российских ГЭС более чем в два раза ниже, чем на тепловых электростанциях;

требуется намного меньше обслуживающего персонала;

обладают очень высоким коэффициентом полезного действия (более 80%) ;

гидравлические установки позволяют сокращать перевозки и экономить минеральное топливо (на 1 кВт-ч расходуется примерно 0, 4 т угля) ;

турбины ГЭС допускают работу во всех режимах от нулевой до максимальной мощности и позволяют быстро изменять мощность при необходимости, выступая в качестве регулятора выработки электроэнергии;

сток реки является возобновляемым источником энергии;

значительно меньшее воздействие на воздушную среду, чем другими видами электростанций;

строительство ГЭС обычно более капиталоёмкое, чем тепловых станций;

часто эффективные ГЭС удалены от потребителей;

водохранилища занимают значительные территории, но с 1963 г. начали использоваться защитные сооружения (Киевская ГЭС), которые ограничивали площадь водохранилища, и, как следствие, ограничивали площадь затопляемой поверхности (поля, луга, поселки) ;

плотины зачастую изменяют характер рыбного хозяйства, поскольку перекрывают путь к нерестилищам проходным рыбам, однако часто благоприятствуют увеличению запасов рыбы в самом водохранилище и осуществлению рыбоводства.

Немного об истории ГЭС

Гидроэнергия, равно как и мускульная энергия людей и животных, а также солнечная энергия, используется очень давно. Упоминание об использовании энергии воды на водяных мельницах для помола зерна и дутья воздуха при выплавке металла относится к концу II в. до н. э. С течением столетий размеры и эффективность водяных колёс увеличились. В XI в. в Англии и Франции одна мельница приходилась на 250 человек. В это время сфера применения мельниц расширилась. Они стали использоваться в сукновальном производстве, при варке пива, распилке леса, для работы откачивающих насосов, на маслобойнях. Можно считать, что современная гидроэнергетика родилась в 1891 году. В этом году русский инженер Михаил Осипович Доливо-Добровольский, эмигрировавший в Германию по причине «политической неблагонадёжности», должен был демонстрировать на электротехнической выставке во Франкфурте-на-Майне изобретённый им двигатель переменного тока. Этот двигатель мощностью около 100 киловатт в эпоху господства постоянного электрического тока сам по себе должен был стать гвоздём выставки, но изобретатель решил для его питания построить ещё и совершенно неожиданное по тем временам сооружение - гидроэлектростанцию. В небольшом городке Лауффен Доливо-Добровольский установил генератор трёхфазного тока, который вращала небольшая водяная турбина. Электрическая энергия передавалась на территорию выставки по невероятно протяжённой для тех лет линий передачи длиной 175 километров (это сейчас линии передач длиной в тысячи километров никого не удивляют, тогда же подобное строительство было единодушно признано невозможным). Всего за несколько лет до этого события виднейший английский инженер и физик Осборн Рейнольдс в своих Канторовских лекциях неопровержимо, казалось бы доказал, что при передаче энергии по средствам трансмиссии потери энергии составляют всего лишь 1, 4% на милю, в то время как при передачи электрической энергии по проводам на такое же расстояние потери составят 6%. Опираясь на данные опытов, он сделал вывод о том, что при использовании электрического тока на другом конце линии передачи вряд ли удастся иметь более15-20% начальной мощности. В то же время, считал он, можно быть уверенным в том, что при передаче энергии приводным тросом сохранится 90% мощности. Этот «неоспоримый» вывод был успешно опровергнут практикой работы первенца гидроэнергетики в Лауффене.

Но эра гидроэнергетики тогда ещё не наступила. Преимущества гидроэлектростанций очевидны - постоянно возобновляемый самой природой запас энергии, простота эксплуатации, отсутствие загрязнения окружающей среды. Да и опыт постройки и эксплуатации водяных колёс мог бы оказать не малую помощь гидроэнергетикам. Однако постройка плотины крупной гидроэлектростанции оказалось задачей куда более сложной, чем постройка небольшой запруды для вращения мельничного колеса. Чтобы привести во вращение мощные гидротурбины, нужно накопить за турбиной огромный запас воды. Для постройки плотины требуется уложить такое количество материалов, что объём гигантских египетских пирамид по сравнению с ним покажется ничтожным. Поэтому в начале ХХ века было построено всего несколько гидроэлектростанций. Это было лишь началом. Освоение гидроэнергоресурсов осуществлялось быстрыми темпами, и в 30-е годы ХХ века была завершена реализация таких крупных проектов, как ГЭС Гувер в США мощностью 1, 3 гиговатт. Строительство подобных мощных ГЭС вызвало рост использования энергии в промышленно развитых странах, а это, в свою очередь, дало толчок программам освоения крупных гидроэнергетических потенциалов.

В настоящее время использование энергии воды по-прежнему остается актуальным, а основным направлением является производство электроэнергии.

Принцип работы и виды гидроэлектростанций

Гидравлические установки представлены гидроэлектростанциями (ГЭС), гидроаккумулирующими электростанциями (ГАЭС) и приливными электростанциями (ПЭС). Их размещение во многом зависит от природных условий, например, характера и режима реки. В горных районах обычно возводятся высоконапорные ГЭС, на равнинных реках действуют установки с меньшим напором, но большим расходом воды. Гидростроительство в условиях равнин сложнее из-за преобладания мягких оснований под плотинами и необходимости иметь крупные водохранилища для регуляции стока. Сооружение ГЭС на равнинах вызывает затопление прилегающих территорий, что приносит значительный материальный ущерб.

ГЭС состоит из последовательной цепи гидротехнических сооружений, обеспечивающих необходимую концентрацию потока воды и создание напора, и энергетического оборудования, преобразующего энергию движущейся под напором воды в механическую энергию вращения, которая, в свою очередь, преобразуется в электрическую энергию.

Напор ГЭС создаётся концентрацией падения реки на используемом участке плотиной, либо деривацией, либо плотиной и деривацией совместно. Основное энергетическое оборудование ГЭС размещается в здании ГЭС: в машинном зале электростанции - гидроагрегаты, вспомогательное оборудование, устройства автоматического управления и контроля; в центральном посту управления - пульт оператора-диспетчера или автооператор гидроэлектростанции. Повышающая трансформаторная подстанция размещается как внутри здания ГЭС, так и в отдельных зданиях или на открытых площадках. Распределительные устройства зачастую располагаются на открытой площадке. Здание ГЭС может быть разделено на секции с одним или несколькими агрегатами и вспомогательным оборудованием, отделённые от смежных частей здания. При здании ГЭС или внутри него создаётся монтажная площадка для сборки и ремонта различного оборудования и для вспомогательных операций по обслуживанию ГЭС.

По установленной мощности (в Мвт) различают ГЭС мощные (свыше 250), средние (до 25) и малые (до 5). Мощность ГЭС зависит от напора Нб (разности уровней верхнего и нижнего бьефа), расхода воды Q (м3/сек), используемого в гидротурбинах, и кпд гидроагрегата hг. По ряду причин (вследствие, например, сезонных изменений уровня воды в водоёмах, непостоянства нагрузки энергосистемы, ремонта гидроагрегатов или гидротехнических сооружений и т. п.) напор и расход воды непрерывно меняются, а кроме того, меняется расход при регулировании мощности ГЭС. Различают годичный, недельный и суточный циклы режима работы ГЭС.

По максимально используемому напору ГЭС делятся на высоконапорные (более 60 м), средненапорные (от 25 до 60 м) и низконапорные (от 3 до 25 м). На равнинных реках напоры редко превышают 100 м, в горных условиях посредством плотины можно создавать напоры до 300 м и более, а с помощью деривации - до 1500 м. Классификация по напору приблизительно соответствует типам применяемого энергетического оборудования: на высоконапорных ГЭС применяют ковшовые и радиально-осевые турбины с металлическими спиральными камерами; на средненапорных - поворотнолопастные и радиально-осевые турбины с железобетонными и металлическими спиральными камерами, на низконапорных - поворотнолопастные турбины в железобетонных спиральных камерах, иногда горизонтальные турбины в капсулах или в открытых камерах. Подразделение ГЭС по используемому напору имеет приблизительный, условный характер.

По принципу использования водных ресурсов и концентрации напоров ГЭС обычно подразделяют на русловые, приплотинные, деривационные с напорной и безнапорной деривацией, смешанные, гидроаккумулирующие и приливные. Русловые и приплотинные ГЭС - наиболее распространенные виды гидроэлектрических станций. В таких ГЭС напор воды создаётся плотиной, перегораживающей реку и поднимающей уровень воды в верхнем бьефе. При этом неизбежно некоторое затопление долины реки. В случае сооружения двух плотин на том же участке реки площадь затопления уменьшается. На равнинных реках наибольшая экономически допустимая площадь затопления ограничивает высоту плотины. Русловые и приплотинные ГЭС строят и на равнинных многоводных реках и на горных реках, в узких сжатых долинах.

В состав сооружений русловой ГЭС, кроме плотины, входят здание ГЭС и водосбросные сооружения. Состав гидротехнических сооружений зависит от высоты напора и установленной мощности. У русловой ГЭС здание с размещенными в нём гидроагрегатами служит продолжением плотины и вместе с ней создаёт напорный фронт. При этом с одной стороны к зданию ГЭС примыкает верхний бьеф, а с другой - нижний бьеф. Подводящие спиральные камеры гидротурбин своими входными сечениями закладываются под уровнем верхнего бьефа, выходные же сечения отсасывающих труб погружены под уровнем нижнего бьефа.

В соответствии с назначением гидроузла в его состав могут входить судоходные шлюзы или судоподъёмник, рыбопропускные сооружения, водозаборные сооружения для ирригации и водоснабжения. В русловых ГЭС иногда единственным сооружением, пропускающим воду, является здание ГЭС. В этих случаях полезно используемая вода последовательно проходит входное сечение с мусорозадерживающими решётками, спиральную камеру, гидротурбину, отсасывающую трубу, а по специальным водоводам между соседними турбинными камерами производится сброс паводковых расходов реки. Для русловых ГЭС характерны напоры до 30-40 м; к простейшим русловым ГЭС относятся также ранее строившиеся сельские ГЭС небольшой мощности. На крупных равнинных реках основное русло перекрывается земляной плотиной, к которой примыкает бетонная водосливная плотина и сооружается здание ГЭС.

Плотинные ГЭС строятся при более высоких напорах воды. В этом случае река полностью перегораживается плотиной, а само здание ГЭС располагается за плотиной, в нижней её части. Вода, в этом случае, подводится к турбинам через специальные напорные тоннели, а не непосредственно, как в русловых ГЭС.

Деривационные гидроэлектростанции строят в тех местах, где велик уклон реки. Необходимая концентрация воды в ГЭС такого типа создается посредством деривации. Вода отводится из речного русла через специальные водоотводы. Последние - спрямлены, и их уклон значительно меньший, нежели средний уклон реки. В итоге вода подводится непосредственно к зданию ГЭС. Деривационные ГЭС могут быть разного вида - безнапорные или с напорной деривацией. В случае с напорной деривацией, водовод прокладывается с большим продольным уклоном. В другом случае в начале деривации на реке создается более высокая плотина, и создается водохранилище - такая схема еще называется смешанной деривацией, так как используются оба метода создания необходимой концентрации воды.

Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) способны аккумулировать вырабатываемую электроэнергию, и пускать её в ход в моменты пиковых нагрузок. Принцип работы таких электростанций следующий: в определенные периоды (не пиковой нагрузки), агрегаты ГАЭС работают как насосы от внешних источников энергии и закачивают воду в специально оборудованные верхние бассейны. Когда возникает потребность, вода из них поступает в напорный трубопровод и приводит в действие турбины.

Гидроэнергетика в мире

В настоящее время гидроэлектростанции обеспечивают примерно одну пятую мирового производства электроэнергии. Большинство из них -

крупные электростанции мощностью свыше 10-15 МВт. Однако возможности строительства крупных ГЭС в Европе практически исчерпаны, и в настоящее время внимание направлено на развитие малых ГЭС, мощность которых не превышает 10 МВт (иногда даже принимается лимит 5 МВт). Они генерируют электричество, преобразуя энергию малых рек, каналов, промышленных водотоков. Сегодня эта технология получения электричества является технически выверенной и экономически выгодной. Благодаря постоянному совершенствованию конструкции и контролирующего оборудования улучшаются эксплуатационные характеристики малых ГЭС и облегчается их продвижение на рынок экологически чистых технологий. Малая ГЭС с установленной мощностью 1 МВт может вырабатывать 6000 МВт*ч в год, предотвращая при этом эмиссию 4000 тонн углекислого газа, которые были бы выброшены в окружающую среду при выработке этого же количества электричества электростанцией, работающей на угле. Экономический потенциал гидроэнергии в мире составляет 7300 ТВт*ч/год. Из этого объема 32% уже освоено, в том числе 5% за счет малых ГЭС. В 1995 году в 15 странах ЕС было получено 33 ТВт*ч/год. К 2010 году во всем мире за счет малой гидроэнергетики в 2010 году планировалось получить 220 ТВт*ч/год, а установленная мощность должна была достигнуть 55 ГВт. Быстрый рост ожидался, в основном, в Азии, Латинской Америке, Центральной и Восточной Европе и странах бывшего Советского Союза. В странах ЕС усилия будут сосредоточены, по-видимому, на реконструкции старых ГЭС, нежели на строительстве новых объектов.

Абсолютным лидером по выработке гидроэнергии на душу населения является Исландия. Кроме неё этот показатель наиболее высок в Норвегии, Канаде и Швеции. Наиболее активное гидростроительство на начало 2000-х вел Китай, для которого гидроэнергия является основным потенциальным источником энергии. В этой стране размещено до половины малых гидроэлектростанций мира, а также крупнейшая ГЭС мира «Три ущелья« на реке Янцзы и строящийся крупнейший по мощности каскад ГЭС. Ещё более крупная ГЭС «Гранд Инга« мощностью 39 ГВт планируется к сооружению международным консорциумом на реке Конго в Демократической Республике Конго (бывший Заир) .

Выгоды и препятствия для развития малых ГЭС

Малые ГЭС, как было показано, являются наиболее чистым способом получения энергии. Поэтому, в цене произведенного кВт*час, помимо рыночных ценовых аргументов, должен быть учтен фактор минимального воздействия на окружающую среду. Без учета экологических и социальных факторов, строительство крупной электростанции на газе зачастую оказывается проще, чем восстановление и пуск десятка 100 кВт-ных малых ГЭС. Самая большая проблема состоит в том, что намерения, провозглашенные законодательно, не осуществляются на практике. Проблемы возникают и на уровне местных администраций. Иногда небольшие местные организации оказывают сопротивление строительству отдельных крупных объектов на основе ВИЭ, не учитывая при этом более широкие выгоды возобновляемой энергетики.

Типичной является ситуация, когда население деревни или отдельного района ничего не получает от установки малой ГЭС в зоне проживания, только собственник ГЭС получит прибыль, используя местную реку. Поэтому новая инициатива помощи этим небольшим поселкам со стороны сектора малой гидроэнергетики - отмена взимания платы за электричество, произведенное малой ГЭС с жителей тех муниципалитетов, где была установлена ГЭС - заслуживает особой позитивной оценки.

И все же фирмы, работающие с малой гидроэнергетикой, могли бы работать более эффективно. Недостаток достоверной информации, распространяемой среди местного населения, слабое взаимодействие фирм с локальными природоохранными группами, безусловно, являются препятствиями на пути продвижения малой гидроэнергетики.

Гидроэнергетика России

По состоянию на 2009 год в России имеется 15 гидравлических электростанций свыше 1000 МВт (действующих, достраиваемых или находящихся в замороженном строительстве), и более сотни гидроэлектростанций меньшей мощности. Россия обладает вторым в мире по объему гидропотенциалом. 852 млрд. кВтч можно производить ежегодно за счет энергии российских рек, это составляет 12% от мирового гидропотенциала.

Самые мощные ГЭС сооружены на Волге, Каме, Ангаре, Енисее, Оби и Иртыше. Каскад гидроэлектростанций представляет собой группу ГЭС, расположенных ступенями по течению водного потока с целью полного последовательного использования его энергии. Установки в каскаде обычно связаны общностью режима, при котором водохранилища верхних ступеней регулирующе влияют на водохранилища нижних ступеней. На основе ГЭС восточных районов формируются промышленные комплексы, специализирующиеся на энергоемких производствах.

В Сибири сосредоточены наиболее эффективные по технико-экономическим показателям ресурсы. Одним из примеров этого может служить Ангаро-Енисейский каскад, в состав которого входят самые крупные гидроэлектростанции страны: Саяно-Шушенская (6, 4 млн. кВт), Красноярская (6 млн. кВт), Братская (4, 6 млн. кВт), Усть-Илимская (4, 3 млн. кВт). Строится Богучановская ГЭС (4 млн. кВт). Общая мощность каскада в настоящее время - более 20 млн. кВт. Каргиев В.М.Малая гидроэнергетика России - современное состояние // Ежеквартальный информационный бюллетень «Возобновляемая Энергия». - апрель, 2002. - с. 4-8

Гидроэнергетика занимает важное место в энергобалансе России. В настоящее время около 20% (165 млрд. кВт*час) электроэнергии страны производится на гидроэлектростанциях, при общей установленной мощности ГЭС России 44, 1 ГВт. Значительная часть неиспользованного потенциала находится в таких энергодефицитных районах, как Северный Кавказ и Дальний Восток.

Несмотря на то, что потенциал для развития гидроэнергетики России велик, в ближайшее время не предвидится интенсивного строительства ГЭС, что связано как с экономическими причинами, так и с более жесткими экологическими требованиями. Более того, возможности строительства больших ГЭС в Европейской части страны практически исчерпаны. В этой связи возрастает интерес к использованию энергии малых рек и водотоков. Как известно, гидроэнергетические проекты требуют больших капиталовложений, но, в то же время, расходы при производстве электроэнергии намного меньше. Строительство малых ГЭС требует меньших начальных инвестиций, поэтому более реально в современных экономических условиях. Большие традиционные ГЭС требуют отвода больших площадей под затопление, что приводит к серьезным экологическим последствиям и приводит к увеличению затрат на защиту окружающей среды и расходов на сглаживание социального воздействия (переселение людей, затопление традиционных мест обитания и т. п.).

Правильно спроектированные малые ГЭС (обычно менее 10 МВт) обычно легко интегрируются в местную экосистему. Малые ГЭС составляют самую большую долю среди других электрогенерирующих ВИЭ как в Европе, так и в мире. В мире установлено примерно 47 ГВт с потенциалом - техническим и экономическим - Малая гидроэнергетика России - современное состояние около 180 ГВт. В Европе установленная мощность - около 9, 5 ГВт, намечено к 2010 году нарастить эту мощность до 14 ГВт. В России в настоящее время насчитывается около 300 малых ГЭС и 50 микроГЭС общей мощностью около 1, 3 ГВт, которые производят ежегодно около 2, 2 млрд. кВтч электроэнергии. Наиболее экономически целесообразными направлениями развития малой гидроэнергетики в настоящее время являются:

* реконструкция и восстановление существовавших ранее малых ГЭС;

* строительство малых и микроГЭС при сооружаемых гидроузлах, на существующих водохранилищах неэнергетического назначения с перепадами;

* сооружение малых ГЭС на небольших реках.

К малым ГЭС относятся станции мощностью до 30 МВт с мощностью единичного агрегата до 10 МВт. К микроГЭС относятся гидроагрегаты мощностью до 100 кВт. Большинство малых ГЭС работают по так называемой «run-of-river» схеме, то есть без использования больших водохранилищ. Такие безрезервуарные малые ГЭС производят электроэнергию тогда, когда воды в реке достаточно для работы гидротурбин; когда расход воды падает ниже определенной величины, работа малой ГЭС останавливается. Это означает, что автономные схемы малых ГЭС не всегда могут обеспечить непрерывное электроснабжение, за исключением случаев, когда минимальный расход реки обеспечивает нормальную работу ГЭС. Эту проблему можно решить двумя способами. Во-первых, использовать существующие вверх по течению водные резервуары для регулирования расхода. Во-вторых, интегрировать малую ГЭС в систему централизованного электроснабжения. Это, с одной стороны, позволяет автоматически контролировать станцию и удаленно управлять ее параметрами (напряжение, частота), но с другой стороны, приводит к необходимости продавать электроэнергию электросетям по их закупочной цене, которая обычно значительно ниже отпускной цены. Несомненным преимуществом малых ГЭС является возможность полной автоматизации ее работы, что приводит к снижению затрат на обслуживание и, следовательно, снижает стоимость производимой электроэнергии.

Аварии и происшествия на ГЭС

гидравлическая электрическая станция

Аварии на ГЭС не частое явление, однако, они имеют место быть. Вот некоторые из них:

17 мая 1943 года - подрыв британскими войсками по операции Chastise плотин на реках Мёне (водохранилище Мёнезее) и Эдер (водохранилище Эдерзее), повлекшие за собой гибель 1268 человек, в том числе около 700 советских военнопленных.

9 октября 1963 года - одна из крупнейших гидротехнических аварий на плотине Вайонт в северной Италии.

10 октября 2001 года из-за землетрясения на Байкале произошла авария и возник пожар на подстанции Иркутской ГЭС. Причиной аварии стало замыкание на одном из трансформаторов подстанции. Через час пожар был ликвидирован. На энергоснабжении города и предприятий это не отразилось.

11 марта 2004 года на ГЭС_10, расположенной на реке Вуокса в городе Светогорске Выборгского района Ленинградской области, произошло короткое замыкание. Станция остановилась, шлюзы стало затоплять, возникла опасность подтопления города, в котором проживало около 15 тысяч человек. Аварийной службой шлюзы были подняты вручную, и угроза подтопления города исчезла. На снабжении города электроэнергией авария на ГЭС не отразилась, поскольку электростанция работала исключительно на экспорт электроэнергии. В ночь на 11 февраля 2005 года в провинции Белуджистан на юго-западе Пакистана из-за мощных ливней произошел прорыв 150-метровой плотины ГЭС у города Пасни. В результате было затоплено несколько деревень, более 135 человек погибли.

6 февраля 2006 года в Талакане Амурской области на Бурейской ГЭС произошла поломка самого большого на электростанции тысячетонного подъемного крана. От стрелы грузоподъемного устройства оторвался крюк. Падая, он пробил водовод станции, из которого моментально хлынула вода. Работники гидростанции перекрыли шлюз водовода, предотвратив попадание жидкости на находившийся недалеко от пробоины трансформатор.

В ночь на 19 августа 2006 года на Бурейской ГЭС (Приамурье) вышел из строя блочный трансформатор 4-го гидроагрегата. Причиной аварии стало межвитковое замыкание высоковольтной обмотки трансформатора. Во время сбоя последовательно сработали все защиты. Трансформатор вывел из работы оперативный персонал, т. е. не последовало ни пожара, ни взрыва, пострадавших нет. Однако поломка привела к длительной - более месяца - остановке гидроагрегата.

13 июня 2007 года произошел пожар на Жигулевской ГЭС в Самарской области. Загорелся мусор в одной из так называемых банок ГЭС (размером 40 на 40 метров). Возгорание привело к сильному задымлению. Пожару был присвоен второй номер сложности. С огнем боролись пожарные Тольятти и Жигулевска. Пожар был потушен через 4, 5 часа. 5 октября 2007 года на реке Чу во вьетнамской провинции Тханьхоа после резкого подъема уровня воды прорвало плотину строящейся ГЭС Кыадат. В зоне затопления оказалось около 5 тысяч домов, 35 человек погибли.

12 сентября 2007 года на Новосибирской ГЭС произошел пожар на блочном трансформаторе. Все люди были эвакуированы из здания ГЭС, никто не пострадал. Нагрузка станции, которая обеспечивает электроэнергией часть Советского и Ленинского районов Новосибирска, была снижена до нуля. Полностью потушить пожар удалось через два часа.

8 октября 2007 года из-за повреждений на линии 500 киловольт Бурейской ГЭС в Хабаровске произошли веерные отключения электроэнергии. От электроснабжения были отключены отдельные предприятия и несколько десятков жилых домов. Авария была вызвана дождевым циклоном с ветром.

27 февраля 2008 года произошел пожар на Рыбинской ГЭС в Ярославской области. Произошло возгорание на крыше основного здания гидростанции, горела кровля на площади 300 квадратных метров. Через 2, 5 часа очаг возгорания был ликвидирован. Жертв и пострадавших нет, основное оборудование гидроэлектростанции не пострадало. Происшествие не отразилось на выработке электроэнергии ГЭС. Оперативно в работу была запущена резервная линия.

17 августа 2009 года произошла авария на Саяно-Шушенской ГЭС, самой мощной электростанции России, расположенной на реке Енисей в Сибири. ЧП произошло во время ремонта одного из гидроагрегатов ГЭС, в машинный зал хлынула вода. Станция была остановлена, прорыва плотины и подтопления жилых районов не было. Из-за аварии было нарушено энергоснабжение сибирских алюминиевых заводов. В результате аварии 7 человек погибли, 8 были доставлены в больницы, часть людей покинула станцию самостоятельно.

Заключение

Несмотря на кажущееся обилие ископаемых видов топлива, имеющегося в недрах, находящихся в границах Российской Федерации, в ближайшие годы страна столкнется с серьезным дефицитом энергоресурсов на внутреннем рынке. Это понимают многие серьезные специалисты, работающие в топливно-энергетическом комплексе России.

Учитывая результаты существующих прогнозов по истощению запасов нефти, природного газа и других традиционных энергоресурсов в ближайшем будущем, а также сокращения потребления угля из-за вредных выбросов в атмосферу, а также употребления ядерного топлива, которого при условии интенсивного развития реакторов-размножителей хватит не менее чем на 1000 лет можно считать, что на данном этапе развития науки и техники тепловые, атомные и гидроэлектрические источники будут еще долгое время преобладать над остальными источниками электроэнергии. Уже началось дорожание нефти, поэтому гидравлические электростанции вытеснят другие виды электростанций.

Некоторые ученые и экологи в конце 1990-х гг. говорили о скором запрещении государствами Западной Европы атомных электростанции. Но исходя из современных анализов сырьевого рынка и потребностей общества в электрической энергии, такие утверждения выглядят неуместными.

Библиографический список

Гиршфельд В. Я., Кароль Л. А. Общий курс электростанций. Учеб. Пособие для учащихся энергетических и энергостроительных техникумов. - изд. 2-е, перераб. и доп. - М. : «энергия». - 1976. - 272 с.

Каргиев В. М. Малая гидроэнергетика России - современное состояние // Ежеквартальный информационный бюллетень «Возобновляемая Энергия». - апрель, 2002. - с. 4-8

Ларин В. Состояние и перспективы применения возобновляемых источников энергии в России // Электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы». - 2009. - №4. [Электронный ресурс]. URL: http://esco-ecosys.narod.ru/2009_4/art154.pdf

Малая гидроэнергетика в России // Информационно-аналитичес-кое агентство Cleandex. - 2008. [Электронный ресурс]. URL: http: //www. cleandex. ru/articles/2008/03/18/hydropower8

Чрезвычайные происшествия на ГЭС России в 2001-2009 гг. Справка // Информационное агентство «РИА Новости». - 2009. [Электронный ресурс]. URL: http://www.rian.ru/incidents/20090817/181228926.html

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Понятие, виды, принцип работы гидроэлектрических станций. Предыстория развития гидростроения в России. Физические принципы процесса преобразования энергии падающей воды в электроэнергию. Основные преимущества гидроэнергетики. Аварии и происшествия на ГЭС.

курсовая работа , добавлен 12.02.2016


Немного об истории. Гидроэнергетика в Беларуси. Основные схемы использования водной энергии. Описание работы ГЭС. Влияние гидроэнергетических объектов на окружающую среду и охрана природы.

реферат , добавлен 01.06.2007


Характеристика возобновляемых и невозобновляемых источников энергии. Изучение схемы плотины гидроэлектростанции. Особенности работы русловых и плотинных гидроэлектростанций. Гидроаккумулирующие электростанции. Крупнейшие аварии на гидроэлектростанциях.

реферат , добавлен 23.10.2014


Принцип работы и источники энергии гидроэлектростанций, факторы их эффективности. Крупнейшие и старейшие гидроэлектростанции России, их месторасположение, преимущества и недостатки использования. Крупнейшие гидротехнические аварии и происшествия.

презентация , добавлен 14.12.2012


Общая характеристика, история разработки и развития основных гидроэлектростанций, расположенных на территории Памира. Динамика производства и потребления электроэнергии, ее потребление по секторам. Структура и элементы данных сооружений, их значение.

презентация , добавлен 16.10.2014


Уровень развития гидроэнергетики в России и в мире. Комплекс гидротехнических и рыбозащитных сооружений, оборудование, принципиальные схемы гидроэлектростанций. Аварии и происшествия на ГЭС; социальные и экономические последствия, экологические проблемы.

реферат , добавлен 15.02.2012


Виды возобновляемых природных энергетических ресурсов Сахалинской области - геотермальные, ветроэнергетические и приливные. Проектирование гибридной станции для электроснабжения нефтяного месторождения. Выбор количества и мощности ветрогенераторов.

отчет по практике , добавлен 21.01.2015


Экономический потенциал гидроэнергоресурсов России. Основные виды гидроэлектростанций. Сооружения и оборудование гидроэлектростанций. Радиально-осевая турбина (турбина Френсиса). Определение преимуществ гидроэнергетики. Расчет себестоимости энергии.

реферат , добавлен 24.09.2013


Производство электрической и тепловой энергии. Гидравлические электрические станции. Использование альтернативных источников энергии. Распределение электрических нагрузок между электростанциями. Передача и потребление электрической и тепловой энергии.

учебное пособие , добавлен 19.04.2012


Принцип работы водозабора станции Хабаровск-1. Оборудование насосной станции 2-го подъёма. Расчет пусковых характеристик и режимов работы насоса. Алгоритм работы системы автоматизации водозабора. Увеличение срока службы оборудования и приборов.

Гидроэлектростанции входят в состав гидроузлов. Гидроузел – комплекс гидротехнических сооружений, обеспечивающих использование водных ресурсов для получения электрической энергии, водоснабжения, орошения, а также защиту от наводнений, улучшение условий судоходства, рыбоводства, рекреации и др.

Состав и назначение сооружений ГЭС. Если основной задачей создания гидроузла является получение электроэнергии, то его обычно называют ГЭС или гидроэнергетическим объектом. В комплексе сооружений гидроузла выделяют основные и вспомогательные сооружения. Для обеспечения производства строительно-монтажных работ в период строительства возводят временные сооружения.

Основные сооружения в зависимости от выполняемых функций подразделяют на:

Водоподпорные и водосбросные сооружения, предназначенные в зависимости от схемы ГЭС для создания водохранилища, всего или части напора ГЭС, пропуска в нижний бьеф эксплуатационных расходов, в том числе паводковых (включающие плотины и водосбросы разных типов), а также для сброса льда, шуги, промыва наносов (включающие для этих целей в ряде случаев специальные устройства). На многоводных реках максимальные паводковые расходы могут достигать 100 тыс.м3 /с и более. Так, на самой крупной в мире ГЭС «Три ущелья» на р. Янцзы (Китай) сооружения гидроузла рассчитаны на пропуск при ФПУ максимального расчетного паводка 102,5 тыс.м3 /с, на Чебоксарской ГЭС на Волге максимальный расчетный расход обеспеченностью 0,01% составляет 48 тыс.м3 /с, на Днепрогэсе – 25,9 тыс.м3 /с.

Энергетические сооружения, предназначенные для выработки электроэнергии и выдачи ее в энергосистему и включающие водоприемники; водоводы, подводящие воду из верхнего бьефа к гидротурбинам в здании ГЭС и отводящие воду от здания ГЭС в нижний бьеф; здания ГЭС с энергетическим оборудованием (гидротурбины, гидрогенераторы, трансформаторы и др.), механическим, подъемно-транспортным, вспомогательным оборудованием, системой управления; открытые (ОРУ) или закрытые (ЗРУ) распределительные устройства для приема и выдачи электроэнергии в энергосистему, а также аварийного отключения ЛЭП.

Судоходные и лесосплавные сооружения, предназначенные для пропуска судов, плотов через гидроузел и включающие шлюзы, судоподъемники с подходными и отводящими каналами, плотоходы и др.

Водозаборы для орошения, водоснабжения, обеспечивающие необходимую подачу воды и включающие водоприемники, насосные станции и др.

Рыбопропускные и рыбозащитные сооружения, предназначенные для пропуска проходных пород рыбы к нерестилищам в верхнем бьефе и в обратном направлении и включающие рыбоходы и рыбоподъемники.

Транспортные сооружения, предназначенные для связи сооружений гидроузла между собой, а также для пропуска через них автомобильных и железных дорог и включающие мосты, шоссейные и железные дороги и др.

В зависимости от природных условий участка размещения гидроузла (гидрологических, топографических, геологических, климатических), схемы создания напора, типа ГЭС часть основных сооружений гидроузла может быть совмещена друг с другом (например, водосливные здания ГЭС, где здание ГЭС совмещено с водосбросом).

Вспомогательные сооружения предназначены для обеспечения необходимых условий нормальной эксплуатации гидроузла и работы обслуживающего персонала и включают административно-бытовые здания, системы водоснабжения, канализации и др.

Временные сооружения, необходимые для производства строительно-монтажных работ, можно разбить на две группы.

К первой группе относятся сооружения, обеспечивающие пропуск расходов реки во время строительства в обход котлованов и строящихся сооружений и защиту их от затопления и включающие строительные каналы, водоводы, туннели, перемычки, системы водопонижения и др.

Ко второй группе относятся подсобные производственные предприятия, включающие бетонные заводы со складами цемента, заполнителей для бетона, арматурные, деревообрабатывающие и механические цеха, базы механизации и автотранспорта, склады, временные дороги, системы временного электроснабжения, связи, водоснабжения и др.

Во многих случаях часть временных сооружений после завершения строительства используют в период эксплуатации ГЭС. Так, из сооружений первой группы строительные каналы и туннели могут входить полностью или частично в состав водосбросов или водоводов ГЭС, а перемычки в состав плотин.

Сооружения второй группы полностью или частично могут использоваться как начальная инфраструктура территориальнопроизводственных комплексов, базирующихся на ГЭС.

Для обеспечения надежной и долговечной работы ГЭС в эксплуатационных условиях с учетом комплексного использования, достижения максимального экономического эффекта за счет снижения стоимости, сокращения сроков строительства и ускорения ввода в действие гидроагрегатов важное значение имеет выбор рациональной компоновки и типов сооружений, исходя из природных условий, параметров водохранилища и ГЭС, режимов эксплуатации.

Учитывая длительные сроки строительства крупных ГЭС, достигающие 5–10 лет, обычно предусматривается возведение сооружений и ввод гидроагрегатов в эксплуатацию очередями при недостроенных сооружениях, пониженных напорах, благодаря чему повышается экономическая эффективность.

ГЭС и ГАЭС подразделяют:

По способу создания напора, исходя из принципиальных схем использования гидравлической энергии на ГЭС, размещения здания ГЭС в составе сооружений: ГЭС с русловыми зданиями; ГЭС с приплотинными зданиями; деривационные ГЭС.

По установленной мощности (для ГАЭС по мощности в генераторном режиме) на: мощные – более 1000 МВт, средней мощности от 30 до 1000 МВт, малой мощности – менее 30 МВт.

По напору (максимальному): высоконапорные – более 300 м, средненапорные – от 30–50 до 300 м, низконапорные – менее 30–50 м.

ГЭС с русловыми зданиями обычно применяются на равнинных реках на мягких и скальных основаниях при напорах до 50 м и характеризуются тем, что здания ГЭС входят в состав напорного фронта и воспринимают давление воды со стороны верхнего бьефа. В комплекс сооружений ГЭС обычно входят бетонные сооружения, включающие здание ГЭС, водосливную плотину и судоходный шлюз, и земляные плотины, образующие большую часть напорного фронта. Во многих случаях русловые здания ГЭС выполняются совмещенными с водосбросами. Применение совмещенных русловых зданий на Киевской, Каневской, Днестровской (Украина), Плявинской (Латвия), Саратовской (Россия) ГЭС и ряде других позволило отказаться от водосливных бетонных плотин, сократить фронт бетонных сооружений и получить значительную экономию. На выбор общей компоновки сооружений ГЭС с русловыми зданиями, применяемых на многоводных реках, где расчетные паводковые расходы в период строительства могут достигать 10–20 тыс.м3 /с, существенно влияет схема пропуска расходов реки в период строительства.

В зависимости от расположения бетонных сооружений ГЭС различают следующие компоновки (рис. 4.1):

Береговая и пойменная компоновка.

Такие компоновки отличаются тем, что основные бетонные сооружения (здание ГЭС, водосливная плотина и др.) размещаются вне русла реки, их котлован ограждается перемычками, и в период их строительства пропуск строительных расходов, включая паводки, осуществляется по руслу реки. Когда бетонные сооружения возведены, русло перекрывается глухой плотиной, чаще всего земляной, и расходы реки пропускаются через бетонные сооружения. При береговой компоновке высота перемычек меньше, а при расположении котлована в пределах участка берега, не затапливаемого паводками строительного периода, вообще отпадает необходимость в устройстве перемычек. Существенным недостатком береговой компоновки является необходимость выполнения больших объемов земляных работ по выемке грунта в котловане, подводящем и отводящем каналах. При пойменной компоновке котлован бетонных сооружений размещается в пойме ближе к руслу, что приводит, с одной стороны, к увеличению высоты перемычек, ограждающих котлован, а, с другой, – к уменьшению объемов работ по выемке грунта.

Русловая компоновка. При такой компоновке бетонные сооружения размещаются в русле реки. При этом применяются следующие схемы их возведения:

В одном котловане, огражденном перемычками, с пропуском строительных расходов через выполненный в береге канал.

В две (редко в три) очереди, когда часть русла отгораживается перемычками и в ней возводят бетонные сооружения 1-й очереди, а через другую часть русла пропускают строительные расходы. Когда сооружения 1-й очереди возведены, через них пропускаются расходы реки, а другая часть русла ограждается перемычками и возводятся бетонные сооружения 2-ой очереди.

Смешанная компоновка. При такой компоновке бетонные сооружения размещаются частично в русле и на берегу (в пойме) или в русле на всей его ширине и частично на берегу (в пойме).

Выбор варианта компоновки ГЭС в каждом конкретном случае определяется природными условиями участка расположения ГЭС, обеспечением благоприятных условий эксплуатации, сокращения сроков строительства, стоимости гидроузла и производится на основании технико-экономического сопоставления вариантов.

В качестве примера на рис. 4.2 приведена компоновка Киевской ГЭС. В состав бетонных сооружений, расположенных на правом берегу, входят: русловое здание ГЭС с 20 горизонтальными капсульными гидроагрегатами суммарной установленной мощностью 360 МВт со среднегодовой выработкой 0,64 млрд. кВт·ч в год, совмещенное с поверхностными водосбросами, однокамерный шлюз. Земляная плотина, перекрывающая русло, и левобережная дамба имеют общую длину около 54 км. Максимальный напор ГЭС 11,8 м, расчетный – 7,6 м. Расчетный максимальный паводковый расход, пропускаемый через сооружения ГЭС, составляет 14,8 тыс.м3/с, а максимальный удельный расход на водобое равен 90 м3/с. В условиях песчаного основания для обеспечения надежной работы руслового здания ГЭС предусмотрены противофильтрационные мероприятия, включающие глинистый понур, шпунтовую завесу под фундаментной плитой здания ГЭС, за которой устроен дренаж, соединенный с нижним бьефом. Для недопущения опасных размывов дна при работе ГЭС и пропуске паводков в нижнем бьефе выполнено крепление, включающее водобой и рисберму из железобетонных плит толщиной от 2,5 до 1,5 м и ковша, заполненного каменной наброской, которая при образовании воронки размыва предотвратит дальнейший размыв.

В комплекс сооружений входит Киевская ГАЭС, расположенная на берегу Киевского водохранилища в 3,5 км от ГЭС.

ГЭС с приплотинными зданиями сооружаются на равнинных и горных реках, преимущественно на скальном основании при напорах от 30 до 300 м и характеризуются тем, что здание ГЭС размещается за плотиной.

От типа, высоты и других параметров плотины, природных условий створа зависят длина напорных водоводов и компоновка здания ГЭС.

В условиях равнинных рек компоновки ГЭС с приплотинными зданиями аналогичны компоновкам с русловыми зданиями и отличаются от них тем, что перед зданием находится бетонная плотина с водоприемником и напорными водоводами (станционная плотина), отделенная от здания ГЭС деформационным швом. Интересным примером такой компоновки является Днепрогэс (рис. 4.3).

После строительства Кременчугской ГЭС с водохранилищем полезной емкостью 9 км3 , обеспечивающим сезонное регулирование стока Днепра, расчетный максимальный паводковый расход Днепрогэса в условиях зарегулированного стока снизился с 40 до 25,9 тыс.м3 /с, благодаря чему освободилась часть водосливных отверстий (пролетов) плотины, что позволило использовать их в качестве водоприемных отверстий второго здания ГЭС общей мощностью 888 МВт и увеличить общую мощность Днепрогэса до 1595 МВт. К каждой турбине вода подается из двух пролетов (водоприемных отверстий) по двум железобетонным напорным трубопроводам, опирающимся на плотину и отделенным деформационным швом от здания ГЭС.

а

б в

Рис. 4.3. Днепрогэс: а – план; б, в – машинный зал соответственно ГЭС-1 и ГЭС-2; 1 – здание ГЭС-1; 2 – гравитационная плотина; 3 – здание ГЭС-2; 4 – шлюз

При более высоких напорах обычно в условиях горных рек компоновки ГЭС с бетонными плотинами и плотинами из грунтовых материалов имеют особенности.

Компоновки с бетонными плотинами, как правило, выполняются русловыми или смешанными с размещением здания ГЭС за гравитационной, контрфорсной или арочной плотинами и характеризуются расположением напорных водоводов в теле плотины, на ее верховой или низовой гранях (рис. 4.4). В состав гидроузла входят станционная плотина с приплотинным зданием ГЭС, водосбросная плотина и глухие плотины, которые могут быть бетонными и из грунтовых материалов.

В узких створах возникают трудности с размещением здания ГЭС и водосброса. В этих случаях водосброс может быть выполнен отдельно на берегу (например Чиркейская ГЭС) или в виде поверхностного водосброса, расположенного на перекрытии приплотинного здания ГЭС (например Токтогульская ГЭС). Крайне редко машинный зал ГЭС располагают в теле плотины (например ГЭС Монтейнар во Франции, где машинный зал с четырьмя гидроагрегатами общей мощностью 320 МВт размещается в полости внутри арочно-гравитационной плотины высотой 153 м и длиной по гребню 210 м, а поверхностный водосброс на низовой грани плотины). Такие встроенные здания, размещаемые в полости внутри бетонной плотины (см. рис. 4.4,г), составляют отдельную группу и условно относятся к приплотинным зданиям.

а б

в
г

Рис. 4.4. Компоновки ГЭС с приплотинными зданиями и бетонными плотинами: а – русловая компоновка – ГЭС «Три ущелья»: 1– водосливная плотина; 2 – левобережная и правобережная станционные плотины и здания ГЭС; 3 – судоподъемник; 4 – двухниточный шлюз; б – смешанная компоновка – ГЭС Итайпу: 1 – левобережная плотина из грунтовых материалов; 2 – канал для пропуска строительных расходов; 3 – временный водосброс; 4 – низовая перемычка; 5 – здание ГЭС; 6 – верховая перемычка; 7 и 8 – бетонная плотина; 9 – водосброс; 10 – правобережная плотина из грунтовых материалов; в – варианты расположения напорных водоводов ГЭС с приплотинным зданием; г – вариант со встроенным зданием

б

Рис. 4.5. Красноярская ГЭС: а – план; б – поперечный разрез станционной плотины и здания ГЭС; 1 – здание ГЭС; 2 – станционная плотина; 3 – водосливная плотина; 4–7 – глухие плотины; 8 – монтажная площадка; 9 и 10 – верховой и низовой судоходные пути; 11 – поворотное устройство; 12 – судовая камера; 13 – волнозащитная стенка

В относительно широких створах строительство обычно ведется в две очереди с возведением в первую очередь бетонной водосбросной плотины (или части плотины) и пропуском строительных расходов через стесненное русло реки, а после его перекрытия во вторую очередь – через водосбросные отверстия в возведенной водосбросной плотине и завершением строительства сооружений ГЭС.

В узких створах для пропуска строительных расходов выполняется строительный туннель, который в условиях эксплуатации может использоваться для устройства паводкового водосброса.

а
б

Рис. 4.6. Чиркейская ГЭС: а – поперечный разрез; б – план; 1 – плотина; 2 – водоприемник; 3 – напорные водоводы; 4 – здание ГЭС; 5 – подъездной туннель; 6 – эксплуатационный водосброс, совмещенный со строительным туннелем

Примерами ГЭС с приплотинным зданием в относительно широком створе являются самая крупная в мире ГЭС «Три ущелья» мощностью 18,2 млн. кВт (см.рис. 4,4,а ), ГЭС Итайпу мощностью 12,6 млн.кВт·ч, (см. рис. 4,4,б ), Саяно-Шушенская ГЭС мощностью 6.4 млн. кВт, Красноярская ГЭС мощностью 6 млн. кВт со среднегодовой выработкой 20,4 млрд. кВт·ч. В состав сооружений Красноярской ГЭС входят гравитационная плотина длиной 1065 м и максимальной высотой 125 м (рис. 4.5), состоящая из станционной и глухих плотин, водосливной плотины, обеспечивающей пропуск паводкового расхода 14,6 тыс.м3 /с (с учетом трансформации паводка в водохранилище при форсировке уровня), а также судоподъемник.

Примером ГЭС с приплотинным зданием в узком створе является Чиркейская ГЭС мощностью 1,0 млн.кВт с арочной плотиной длиной по гребню 333 м и максимальной высотой 233 м и с двухрядным расположением гидроагрегатов в здании (рис. 4.6). На левом берегу выполнен туннельный эксплуатационный водосброс, рассчитанный на пропуск паводкового расхода 3,5 тыс.м3 /с.

На Токтогульской ГЭС мощностью 1,2 млн.кВт с приплотинным зданием в узком створе с двухрядным расположением гидроагрегатов в здании ГЭС и гравитационной плотиной максимальной высотой 216 м в теле плотины размещены напорные водоводы ГЭС и глубинный водосброс, а на низовой грани плотины поверхностный водосброс (рис. 4.7).

В узких створах с бетонными плотинами и из грунтовых материалов могут применяться компоновки с береговым и подземным зданием ГЭС.

Основные компоновки ГЭС с плотинами из грунтовых материалов приведены на рис. 4.8. При этом здание ГЭС может размещаться непосредственно за плотиной (а) или применяются наиболее часто используемые компоновки с береговым (б) и подземным (в) зданием ГЭС.

Для компоновок ГЭС с плотинами из грунтовых материалов характерно береговое размещение эксплуатационных водосбросов для пропуска паводковых расходов: в виде берегового поверхностного водосброса с быстротоком или туннельного водосброса. Для пропуска строительных расходов обычно используются строительные туннели.

Комплекс гидроэнергетических сооружений, включающий водоприемник, водоводы, здание ГЭС, выполненные вне плотины, называют напорно-станционным узлом (НСУ) ГЭС.

Примером высоконапорной ГЭС с приплотинным зданием и плотиной из грунтовых материалов является Нурекская ГЭС мощностью 2,7 млн. кВт со среднегодовой выработкой 11.2 млрд. кВт·ч в год (рис. 4.9). К турбинам вода подводится от водоприемников башенного типа напорными туннелями. Для ускорения ввода в эксплуатацию ГЭС первые три гидроагрегата задействовали при пониженном напоре, когда плотина была возведена только на высоту 143 м (при проектной высоте 300 м), для чего были выполнены временный водоприемник и туннель. В период строительства пропуск расходов реки осуществлялся через три яруса строительных туннелей, расположенных на левом берегу. Паводковые расходы в эксплуатационный период (максимальный расход 5.4 тыс.м3/с обеспеченностью 0,01%) пропускаются через туннельный водосброс, соединенный с концевым участком строительного туннеля третьего яруса.

Деривационные ГЭС применяются при широком диапазоне напоров, начиная от нескольких метров на малых ГЭС и до 2000 м (ГЭС Райссек в Австрии имеет напор 1767 м), и строятся обычно в предгорных и горных районах.

ГЭС с безнапорной деривацией может применяться при незначительных колебаниях уровня воды в водохранилище. На таких ГЭС из водоприемника вода подается в деривационный канал, проходящий по берегу (при соответствующих топографических и геологических условиях), или в безнапорный деривационный туннель.

ГЭС с напорной деривацией применяется как при больших, так и при незначительных колебаниях уровня воды в водохранилище. На таких ГЭС из водоприемника вода подается в напорный деривационный трубопровод, расположенный на поверхности, или в напорный деривационный туннель (рис. 4.10). Сооружения деривационной ГЭС, а также ГЭС с плотинно-деривационной (комбинированной) схемой, при которой напор создается плотиной и деривацией (см. 2.4), включают:

Головной узел, который предназначен для создания подпора в реке и направления потока в деривацию, а также очистки воды от наносов, сора, в ряде случаев от льда, шуги, состоит из плотины, водосброса, водоприемника, отстойника, промывных и ледосбросных сооружений.

Головные узлы с низконапорными плотинами, сооружаемые обычно на горных реках, имеют водохранилища с ограниченным объемом, в связи с чем предусматриваются мероприятия для предотвращения их заполнения наносами. Для этого в составе гидроузла водосбросная бетонная плотина, оборудованная затворами, выполняется с низким порогом и достаточной шириной водосбросного фронта, что обеспечивает при пропуске паводковых расходов промыв наносов. При большом количестве в воде взвешенных наносов, которые могут привести к быстрому истиранию проточной части гидротурбин, устраиваются отстойники в виде камеры, в которой при уменьшении скорости потока взвешенные частицы оседают на дно, а затем удаляются.

Глухая часть плотины может выполняться бетонной или из грунтовых материалов. Водоприемник может быть совмещен с плотиной или выполнен на берегу.

Водохранилища обычно осуществляют суточное регулирование и характеризуются небольшой глубиной сработки, что позволяет выполнить как безнапорную, так и напорную деривацию.

Головные узлы с плотинами среднего и высокого напора характеризуются большим объемом водохранилища (с возможностью осаждения наносов в пределах мертвого объема) и значительной сработкой водохранилища при осуществлении сезонного или многолетнего регулирования стока. В связи с этим водоприемники выполняются глубинными, а деривация – напорной.

Плотины могут выполняться бетонными (гравитационными, контрфорсными, арочными) с устройством в них водосброса и во многих случаях водоприемника ГЭС, а также из местных материалов с размещением водосброса и водоприемника вне тела плотины.

Деривационные водоводы и сооружения на их трассе (деривация), осуществляющие подвод воды к станционному узлу, делятся на напорные (туннели, трубопроводы) и безнапорные (каналы, туннели), по трассе которых могут устраиваться водосбросы, дюкеры и другие сооружения.

Станционный узел включает при безнапорной деривации напорный бассейн с аванкамерой, водоприемником, аварийным водосбросом и независимо от типа деривации общие сооружения: турбинные напорные водоводы, при необходимости с уравнительным резервуаром, здание ГЭС, отводящие водоводы в виде канала или туннеля (напорного или безнапорного), распределительное устройство.

В составе станционного узла здания ГЭС выполняются береговыми открытыми, подземными и реже полуподземными.

Характерным примером плотинно-деривационной ГЭС является Ингурская ГЭС (Грузия) мощностью 1,3 млн.кВт (рис. 4.11), в состав головного узла которой входит арочная плотина высотой 271 м с паводковым водосбросом, рассчитанным на расход 1900 м3 /с. Водохранилище имеет полезный объем 0,68 км3 при глубине сработки 70 м. От глубинного водоприемника, рассчитанного на расход 450 м3 /с, начинается деривационный напорный туннель диаметром 9,5 м и длиной 15,3 км. В состав станционного узла ГЭС входят уравнительный резервуар шахтного типа, помещение дисковых затворов, туннельные турбинные водоводы, подземное здание ГЭС, отводящий безнапорный туннель и канал общей длиной 3,2 км.

Суммарный статический напор Ингурской ГЭС, равный 409,5 м, образуется из напоров, создаваемых плотиной (226 м) и деривацией (183,5 м). Расчетный напор равен 325 м, а среднегодовая выработка – 5.4 млрд. кВт·ч в год.

Типы зданий ГЭС и их основные элементы. Здание ГЭС представляет собой гидротехническое сооружение, в котором с помощью гидросилового, электрического, гидромеханического, вспомогательного оборудования, систем управления механическая энергия воды преобразуется в электроэнергию, передаваемую в энергосистему потребителям. При этом должны быть обеспечены надежная работа, прочность и устойчивость здания ГЭС при действии внешних нагрузок (гидростатического и гидродинамического давления, фильтрационного давления, температурных, сейсмических воздействий и др.), а также нагрузок от работы технологического оборудования.

Тип и конструктивные решения зданий ГЭС определяются общей компоновкой сооружений ГЭС и основным энергетическим оборудованием. В зависимости от напора и условий работы в зданиях ГЭС устанавливаются поворотно-лопатные, осевые, радиальноосевые, диагональные и ковшевые турбины.

Нижнюю часть здания, где размещается проточный тракт, включая спиральную камеру, отсасывающую трубу, турбинное оборудование и ряд технологических систем, называют агрегатной частью, а верхняя часть здания с верхним строением, где размещаются машинный зал с гидрогенераторами и крановым оборудованием, а также силовые трансформаторы, крановое оборудование водоприемника (в русловых зданиях), ремонтных затворов отсасывающих труб и другое технологическое оборудование, – надагрегатной частью.

На конструкцию и размеры здания ГЭС в плане и по высоте, заглубление в основание существенно влияют габариты гидроагрегата, спиральной (турбинной) камеры и отсасывающей трубы, заглубление оси рабочего колеса гидротурбины под уровень нижнего бьефа, количество гидроагрегатов. Как правило, в здании ГЭС устанавливаются два гидроагрегата и больше (например в здании Саратовской ГЭС – 23 гидроагрегата, Каневской ГЭС – 24 гидроагрегата), редко – один гидроагрегат, так как при его ремонте ГЭС полностью прекращает работу.

В состав здания ГЭС входит монтажная площадка, на которой производятся монтаж гидроагрегатов и их ремонт в период эксплуатации. В монтажной площадке также размещается часть вспомогательных систем.

Многоагрегатные здания ГЭС, имеющие значительную длину, делятся на отдельные секции деформационными швами: температурно-осадочными при мягком основании, температурными при скальном основании. Так, здание Волжской ГЭС мощностью 2530 МВт с 22 гидроагрегатами разделено на секции длиной 60 м, в каждой из которых размещаются по два агрегатных блока с поворотно-лопастными турбинами с диаметром рабочего колеса 9,3 м (при расчетном напоре 19 м и мощности 115 МВт).

Блок монтажной площадки обычно от здания также отделяется швом.

Агрегатная часть здания ГЭС характеризуется значительной массивностью. Она воспринимает гидростатическое и гидродинамическое давление в проточной части, нагрузки от оборудования и вышерасположенных конструкций здания и передает их на основание. Геологические условия оказывают значительное влияние на конструкцию агрегатной части здания. Так, при скальном основании она существенно облегчается. В агрегатной части здания размещаются системы технического водоснабжения, осушения проточной части, дренажа здания и др.

Конструкция агрегатной части зависит от типа здания ГЭС.

В соответствии с типами ГЭС различают:

Русловые здания ГЭС, которые входят в состав напорного фронта и воспринимают напор со стороны верхнего бьефа. В русловых зданиях с напором до 50 м могут применяться поворотно-лопастные турбины, а при напоре более 30 м – также радиально-осевые.

Приплотинные здания, располагающиеся за плотиной, воспринимающей напор со стороны верхнего бьефа. Подвод воды к ним осуществляется турбинными водоводами. В приплотинных зданиях с напором от 30 до 300 м применяются в основном радиальноосевые турбины, а также в определенных условиях высоконапорные поворотно-лопастные (например на ГЭС Орлик при диапазоне напоров 45–71 м и мощности агрегата 90 МВт) и диагональные (например Зейская ГЭС при диапазоне напоров 78,5–97 м и мощности агрегата 215 МВт).

Береговые здания, используваемые при плотинной и деривационной схемах ГЭС, практически не отличаются от приплотинных зданий.

Подземные здания, которые также применяются при плотинной и деривационной схемах ГЭС, имеют отводящие туннели (напорные или безнапорные). В зданиях деривационных ГЭС с большими напорами используются радиально-осевые турбины до напора 600 м и ковшевые турбины начиная с напоров 500 м и выше. Все приведенные типы зданий применяются как в схемах ГЭС, так и ГАЭС.

Основные схемы агрегатной части зданий ГЭС (кроме подземных зданий ГЭС) представлены на рис. 4.12. На схемах I и II приведены агрегатные части низконапорного руслового здания ГЭС с вертикальными гидроагрегатами и изогнутыми отсасывающими трубами соответственно несовмещенного и совмещенного типа с глубинными водосбросными водоводами, а на схемах IV и V – с горизонтальными и наклонными гидроагрегатами совмещенного типа с поверхностным водосбросом.

На схеме III приведена агрегатная часть приплотинного или деривационного здания ГЭС с металлической турбинной (спиральной) камерой круглого сечения.

На схеме VII показана агрегатная часть деривационной ГЭС с гидроагрегатами малой мощности с применением вертикальных конических, а также раструбных отсасывающих труб. При этом для отвода воды выполняется отводящий канал прямоугольного сечения.

На схеме VI приведена агрегатная часть деривационной ГЭС с ковшевыми (активными) гидротурбинами, которая отличается отсутствием турбинных камер обычного типа и отсасывающих труб, благодаря чему агрегатная часть значительно упрощается.

Параметры надагрегатной части здания ГЭС зависят от конструкции и размеров верхнего строения.

При верхнем строении закрытого типа с высоким машинным залом в пределах здания ГЭС и монтажной площадки обеспечиваются при различных климатических условиях наиболее благоприятные условия эксплуатации, монтажа и ремонта основного оборудования. При этом высота и ширина машзала определяются как условиями размещения в нем оборудования, так и доставки его кранами машзала в агрегатный блок или на монтажную площадку при монтаже или ремонте основного оборудования.

Верхнее строение обычно состоит из несущего каркаса в виде системы колонн, на которые опираются подкрановые балки и фермы перекрытия, стен, плит и кровли перекрытия.

Большинство зданий ГЭС выполняются с высоким машинным залом (рис. 4.13 – 4.15).

При верхнем строении полуоткрытого типа с пониженным машинным залом в пределах здания ГЭС и монтажной площадки основное оборудование размещается в машинном зале, кроме основного крана большой грузоподъемности, вынесенного за его пределы. При монтаже и ремонте сборка и разборка гидроагрегатов производятся через съемное перекрытие над каждым гидроагрегатом (в виде съемных крышек) при помощи внешнего козлового крана. На крупных ГЭС в большинстве случаев в пониженном машинном зале устанавливается кран уменьшенной грузоподъемности, при помощи которого выполняются монтажные и ремонтные работы, не требующие использования основного крана (рис. 4.16 – 4.18).

При верхнем строении открытого типа без машинного зала гидрогенератор располагается под съемной крышкой, а остальное оборудование в технологических помещениях агрегатной части здания ГЭС и монтажной площадки. Монтажные и ремонтные работы выполняются при помощи внешнего крана. Учитывая усложнение условий эксплуатации, монтажа и ремонта гидроагрегатов, такой тип верхнего строения применяется крайне редко.

Русловые здания ГЭС (рис. 4.19). На русловые здания ГЭС действуют те же нагрузки, что и на бетонные плотины, и к ним предъявляются те же требования по прочности, устойчивости, фильтрационным условиям в основании, которые обеспечиваются при соответствующих габаритах здания, противофильтрационных и дренажных устройствах в основании. Русловые здания делятся на несовмещенные и совмещенные с водосбросом.

В связи с тем, что поток, поступающий в отводящий канал от несовмещенного и особенно совмещенного здания, обладает избыточной кинетической энергией для недопущения размыва в отводящем канале выполняется крепление (см. рис. 4.2).

Рис. 4.17. Русловое водосливное здание с горизонтальными капсульными гидроагрегатами Киевской ГЭС: а – поперечный разрез; б – машинный зал; 1 – козловой кран; 2 – капсульный гидроагрегат; 3 – паз сороудерживающей решетки

Сопряжение здания ГЭС с примыкающей к нему земляной плотиной или с берегом осуществляется с помощью сопрягающих устоев в виде подпорных стенок (гравитационных, уголковых, контрфорсных, ячеистых и других типов).

В русловых зданиях несовмещенного типа с вертикальными гидроагрегатами проточная часть включает водоприемник, спиральную камеру в основном таврового сечения и отсасывающую трубу, от размеров которых зависят размеры агрегатного блока. При этом ширина блока с поворотно-лопастной турбиной может составить 2,6–3,2 диаметра рабочего колеса турбины (D1). Размеры водоприемника определяются необходимым заглублением под УМО, обеспечением благоприятных гидравлических условий на входе и при сопряжении со спиральной камерой, допустимыми скоростями потока на решетках (обычно составляющими 0,8–1,2 м/с), размещением решетки, аварийно-ремонтного и ремонтного затворов, пазы которых могут быть совмещены с пазами решетки. На входном участке водоприемника, как правило, выполняется раструб с забральной стенкой, чем достигается плавный подвод воды.

Заглубление здания ГЭС под уровень нижнего бьефа зависит от необходимого заглубления оси рабочего колеса под уровень нижнего бьефа (высоты отсасывания) и размеров отсасывающей трубы, а также инженерно-геологических условий основания.

Главные повышающие трансформаторы устанавливаются на перекрытии над технологическими помещениями со стороны нижнего бьефа.

Русловые здания совмещенного типа, в которых, помимо турбинных водоводов, размещаются также водосбросы, могут быть выполнены: с донными водосбросами, размещаемыми ниже спиральной камеры над отсасывающими трубами – Волгоградская, Новосибирская, Каховская ГЭС (рис. 4.19,б );

• с донными водосбросами и высоким водоприемником турбинных водоводов – Чебоксарская, Головная ГЭС (см. рис. 4.13);
• с глубинными водосбросами, расположенными выше спиральной камеры (между ней и генератором) – Иркутская, Саратовская, Дубоссарская ГЭС (см. рис. 4.16);
• водосливные с вертикальными гидроагрегатами – Павловская, Плявинская (см. рис. 4.14), Днестровская ГЭС;
• водосливные с горизонтальными гидроагрегатами – Киевская, Каневская ГЭС (см. рис. 4.17);
• бычковые с размещением гидроагрегатов в бычках водосливной плотины – Орточальская (Грузия), Уэллс (США).

Здания совмещенного типа позволяют существенно сократить длину водосливных плотин или вообще отказаться от них, что особенно важно при возведении ГЭС на мягких основаниях, обеспечивая снижение стоимости строительства. Так, на Новосибирской ГЭС длина водосливной плотины сократилась на 50%. На Иркутской, Павловской, Плявинской, Днестровской ГЭС пропускная способность водосбросов здания ГЭС обеспечивает пропуск расчетного паводкового расхода без водосливных плотин. В совмещенных зданиях ГЭС водоприемник включает турбинный водоприемник и водоприемную часть водосбросов.

К недостаткам таких зданий можно отнести усложнение конструкции, значительные дополнительные гидродинамические нагрузки при работе водосбросов, усложнение условий эксплуатации.

В зданиях совмещенного типа с горизонтальными капсульными агрегатами, применяемых при низких напорах (до 25 м), благодаря отсутствию спиральной камеры и использованию прямоосной конической отсасывающей трубы достигаются значительное уменьшение ширины агрегатного блока и повышение заложения подошвы здания. Кроме того, улучшение геометрии и гидравлических условий проточного тракта, включая подводящую часть без спиральной камеры сложной конфигурации и замену изогнутой отсасывающей трубы прямоосной конической, обладающей более высокими энергетическими показателями, позволяет снизить потери напора, увеличить на 20–30% пропускную способность горизонтального агрегата и соответственно при той же мощности уменьшить диаметр рабочего колеса. В целом применение горизонтальных капсульных агрегатов по сравнению с вертикальными сокращает ширину агрегатного блока на величину до 35%, повышает к.п.д. на 2–4%.

Рис. 4.19. Русловые здания. Поперечные разрезы и виды с нижнего бьефа: а – Кременчугской и б – Каховской ГЭС: 1 – фундаментная плита; 2 – металлический шпунт; 3 – донный водосброс

Поверхностный водослив обеспечивает благоприятные условия пропуска паводка, позволяет во многих случаях отказаться от устройства водосливной плотины. В таких зданиях металлическая капсула с заключенным в ней гидрогенератором размещается в проточной части здания со стороны верхнего бьефа. Доступ в капсулу осуществляется через специальные полости в вертикальном бычке. Монтаж и демонтаж гидроагрегата производятся с помощью мостового крана, который размещается в машинном зале под водосливом, и наружным козловым краном через люки со съемными крышками в пороге водослива (см. рис. 4.17).

На ряде малых ГЭС генератор размещается открыто в машзале, ось гидроагрегата выполняется наклонно, а подвод воды к турбине осуществляется по водоводу, проходящему под генератором (см. рис. 4.12, схема V)

Русловые здания бычкового типа применяются крайне редко, в основном на реках, несущих большое количество наносов, обеспечивая благоприятные условия пропуска через водосливные пролеты льда, наносов и паводковых расходов. На ГЭС бычкового типа Уэллс (США) мощностью 870 МВт с напором 30 м в бычках плотины установлены 10 гидроагрегатов, расчетный паводковый расход составляет 33,4 тыс.м3 /с. К недостаткам таких ГЭС можно отнести отсутствие общего машинного зала, удлинение технологических коммуникаций и в целом усложнение условий эксплуатации.

Приплотинные здания ГЭС. В приплотинных зданиях ГЭС вода подводится к турбинам по турбинным водоводам (металлическим или сталежелезобетонным), проходящим в основном в теле или на низовой грани бетонных плотин, с размещением водоприемника на верховой грани плотин, зданием ГЭС, непосредственно примыкающим к плотине, и отдельным швом (см. рис. 4.3, 4.5–4.7). При прямолинейных в плане плотинах здание ГЭС также прямолинейно, при его расположении за арочными или арочно-гравитационными плотинами здание ГЭС может иметь в плане прямолинейное или криволинейное очертание по дуге, соответствующей очертанию низовой грани плотины.

Для обеспечения плавного подвода воды от турбинного водовода к спиральной камере перед ней обычно выполняется горизонтальный участок водовода длиной (4–6)D 1 , в пределах которого устраиваются технологические помещения с размещением на верхнем перекрытии повышающих трансформаторов.

При плотинах из местных материалов вода подводится к турбинам по турбинным водоводам, проходящим через тело плотины или в обход её в виде туннелей или открытых водоводов, с отдельным водоприемником в верхнем бьефе и с размещением здания ГЭС на некотором расстоянии от плотины.

В отличие от русловых приплотинные здания не воспринимают напор верхнего бьефа, а давление, передаваемое на них через турбинные водоводы, невелико, что позволяет облегчить конструкцию здания.

Спиральные камеры таких зданий имеют круглое сечение и выполняются металлическими или сталежелезобетонными с металлической облицовкой.

Ширина агрегатного блока с вертикальными радиально-осевыми (или диагональными) гидротурбинами определяется размерами турбинной (спиральной) камеры и составляет не менее 4D 1 (диаметров рабочего колеса).

Характерным примером приплотинного здания является здание Красноярской ГЭС общей длиной вместе с монтажной площадкой 428,5 м, где установлено 12 гидроагрегатов суммарной мощностью 6 млн. кВт (см. рис. 4.5). В стационарной плотине выполнен водоприемник с 24 водозаборными отверстиями. Вода подводится к агрегату по двум сталежелезобетонным водоводам диаметром 7,5 м.

На Чиркейской ГЭС с арочной плотиной, возведенной в узком ущелье, уменьшение длины приплотинного здания достигается двухрядным расположением гидроагрегатов (см. рис. 4.6). Оба машзала обслуживаются одним мостовым краном, который по подкрановым путям в монтажной площадке переводится из одного машзала в другой. Размещение отсасывающих труб в два яруса приводит к дополнительному заглублению здания ГЭС.

При размещении сооружений ГЭС в узком ущелье, где сложно выполнить береговые водосбросы, водосбросы проходят в теле плотины, на ее низовой грани и на перекрытии здания. Такая компоновка выполнена на Токтогульской ГЭС с двухрядным расположением агрегатов в здании ГЭС (см. рис. 4.7). При этом повышающие трансформаторы размещаются в закрытом помещении. При такой компоновке поток, проходя по водосбросу, носком-трамплином отбрасывается от здания ГЭС на значительное расстояние, а гашение энергии в основном происходит за счет аэрации потока.

Характерным примером приплотинного здания, расположенного за плотиной из местных материалов, с подводом воды туннелями является здание Нурекской ГЭС (см. рис. 4.9, 4.18). В здании ГЭС установлено 9 агрегатов мощностью по 300 МВт с максимальным напором 275 м. Подвод воды осуществляется по трем туннелям диаметром 9 м с разделением каждого на 3 турбинных водовода. Здание выполнено с пониженным машзалом со съемными крышками в перекрытии над гидроагрегатами и монтажной площадкой. В машзале и в помещении затворов для обслуживания и ремонта оборудования установлены мостовые краны, а для монтажа и полного демонтажа гидроагрегата и шарового затвора используется козловой кран.

Здания деривационных ГЭС с радиально-осевыми турбинами практически не отличаются от приплотинных зданий. При установке ковшевых турбин изменяется конструкция агрегатной части здания ГЭС. Вместо турбинной камеры выполняется напорный распределительный трубопровод в виде металлического кожуха, на котором крепятся сопла турбины с механизмами регулирования расхода, а вода от турбины отводится по безнапорному лотку. В зависимости от мощности гидротурбины и количества сопел ось гидроагрегата может располагаться вертикально или горизонтально. Благодаря тому, что у ковшевых турбин рабочее колесо располагается выше максимального уровня нижнего бьефа, при их установке существенно уменьшается заглубление здания.

В зданиях высоконапорных деривационных ГЭС при большой длине или разветвлении напорных водоводов перед турбинами устанавливаются в зависимости от напора и диаметра дисковые или шаровые затворы (при напорах более 600 м только шаровые), позволяющие перекрыть трубопроводы и остановить гидроагрегат в аварийной ситуации в случае отказа направляющего аппарата, а также при нормальной эксплуатации и проведении ремонтных работ.

В последнее время вместо предтурбинных затворов находят применение встроенные кольцевые затворы, размещаемые между статорными колоннами и лопатками направляющего аппарата, что позволяет уменьшить габариты здания, массу и стоимость оборудования.

Подземные здания ГЭС. В последние десятилетия широкое развитие получило строительство подземных зданий ГЭС. Из них наиболее крупные построены в Канаде: Черчилл-Фолс мощностью 5225 МВт с напором 320 м, Мика – 2610 МВт с напором 183 м. С подземными зданиями выполнены Ингурская ГЭС мощностью 1300 МВт в Грузии (рис. 4.20), Верхнетуломская – 248 МВт и Усть-Хантайская – 441 МВт в России и др. В подземных зданиях проведение строительных работ не зависит от климатических условий, что имеет важное значение при строительстве в северных регионах с суровой зимой или в тропиках с длительным сезоном дождей. Подземные здания также применяются в тех случаях, когда из-за неблагоприятных природных условий в ущелье (крутых оползнеопасных склонах, высоком уровне воды при пропуске паводка), а также большого заглубления оси рабочего колеса турбины под уровень нижнего бьефа строительство открытых зданий может привести к нарушению устойчивости береговых склонов, к резкому увеличению объемов работ.

К недостаткам подземных зданий можно отнести: в случае неблагоприятных инженерно-геологических условий значительное усложнение производства подземных работ; усложнение условий эксплуатации в связи с удлинением технологических коммуникаций, более сложными схемами выдачи мощности; увеличение затрат электроэнергии на собственные нужды, что вызвано необходимостью постоянной вентиляции помещений, их освещения и др.

Размеры и компоновка подземных зданий ГЭС зависят в первую очередь от параметров и размещения гидросилового, электрического и гидромеханического оборудования. На крупных ГЭС, где размеры выработок машинных залов достигают больших размеров (пролет до 30 м и более), в машинном зале обычно размещают основное гидросиловое оборудование, которое обслуживается мостовыми кранами, а предтурбинные затворы выполняются в отдельном помещении, расположенном на некотором расстоянии от машзала. При длинных отводящих туннелях ремонтные затворы нижнего бьефа и обслуживающие их механизмы для перекрытия отсасывающих труб также размещаются в отдельно расположенном помещении. При большом количестве агрегатов устраивают несколько отводящих туннелей, чаще всего безнапорных или напорных (при больших колебаниях уровней нижнего бьефа) с уравнительным резервуаром. При коротких туннелях, отводящих воду отдельно от каждого агрегата, затворы нижнего бьефа устанавливаются в выходных порталах туннелей.

Одним из важных факторов, определяющих компоновку зданий подземных ГЭС, является выбор схемы размещения главных повышающих трансформаторов: в отдельном подземном помещении (ГЭС Кариба в Зимбабве, ГЭС Яли во Вьетнаме), в расширенном подземном машзале (ГЭС Тимет I и II в Австралии), открыто на поверхности земли на площадках ОРУ (Борисоглебская, Ингурская).

Открытое расположение трансформаторов используется в основном при неглубоком размещении подземного здания (на глубине до 200–300 м) и благоприятных топографических и геологических условиях площадки. При этом токопроводы от генераторов к трансформаторам, имеющие значительную длину, прокладываются в специальных галереях и шахтах с выполнением специальных мероприятий по отводу тепла в связи с большим тепловыделением токопроводами.

Передача электроэнергии на ОРУ и ЗРУ от главных трансформаторов при их подземном расположении осуществляется при напряжении 110–500 кВ маслонаполненными кабелями с проведением специальных мероприятий по отводу тепла, а в последнее время также элегазовыми токопроводами.

В подземных зданиях предусматриваются монтажные площадки, которые в большинстве случаев являются продолжением машзала, располагаясь, как правило, в его торце и соединяясь с поверхностью земли при помощи транспортных туннелей и грузовых шахт.

Для отвода тепла и вентиляции подземных помещений здания ГЭС устанавливаются вентиляторы и кондиционеры.

Конструкции обделок машзалов зависят от инженерно-геологических условий. В большинстве машзалов выполняется несущий свод кругового очертания с увеличением толщины железобетонной обделки у пят. В достаточно прочных породах стены крепятся набрызг-бетоном, а в менее крепких устраивается сплошная бетонная или железобетонная облицовка толщиной до 0,5 м и более с укреплением анкерами, в зонах ослабленных пород – с проведением укрепительной цементации, а в ряде случаев предусматриваются дренажные мероприятия.

В подземном здании Ингурской ГЭС длиной 145,5 м, пролетом 21,2 м и высотой выломки 53,7 м установлено 5 гидроагрегатов. Вода подводится к агрегатам турбинными водоводами, расположенными в плане под углом к продольной оси агрегатов, что позволило разместить предтурбинные затворы в пределах машзала, практически без увеличения его пролета (см. рис. 4.20). Вода отводится напорным туннелем.

Полуподземные здания ГЭС. При благоприятных инженерно-геологических и топографических условиях и больших колебаниях уровня нижнего бьефа могут выполняться полуподземные здания, размещаемые в траншейных выработках, причем верхние строения машзалов могут устраиваться на поверхности земли. Возможны решения полуподземных зданий с размещением одного или нескольких агрегатов в отдельных шахтах, над которыми на поверхности земли возводится верхнее строение машзала, как на Днестровской ГАЭС.

Полуподземное здание Вилюйской ГЭС мощностью 648 МВт, выполненное в траншейной выработке глубиной 60 м, полностью размещается под поверхностью земли (рис. 4.21).

Здания малых ГЭС. К малым обычно относятся ГЭС мощностью до 10–30 МВт. Наряду с использованием гидроэнергетических ресурсов больших рек на средних и крупных ГЭС, которые в большинстве случаев требуют создания больших водохранилищ и работают в объединенных энергосистемах, широкое развитие в мире получили малые ГЭС. Такие ГЭС используют гидроэнергетический потенциал малых рек, притоков, сбросных каналов и оказывают крайне ограниченное влияние на окружающую среду. Они могут выдавать электроэнергию в энергосистему или работать на конкретного потребителя, что особенно важно для отдаленных районов, где нет развитой сети электропередач.

Малые ГЭС, как и крупные, разделяются на ГЭС с русловыми и приплотинными зданиями и деривационные.

На малых ГЭС для упрощения конструкций в зданиях с установкой вертикальных гидроагрегатов могут применяться прямоосные конические отсасывающие трубы, широкое использование находят горизонтальные агрегаты, включая капсульные, а также с наклонным расположением оси агрегата (см. рис. 4.12, схемы IV, V, VII).

На стр. 283 (фото) и на рис. 4.22 показаны деривационные ГЭС – Теребля-Рикская мощностью 27 МВт с напором 215 м и Егорлыкская мощностью 30 МВт с напором 32 м.

Что такое гидроэлектростанция?

Гидроэлектростанции являются весьма эффективными источниками энергии. Они используют возобновимые ресурсы - механическую энергию падающей воды. Необходимый для этого подпор воды создается плотинами, которые воздвигают на реках и каналах. Гидравлические установки позволяют сокращать перевозки и экономить минеральное топливо (на 1 кВт-ч расходуется примерно 0,4 т угля). Они достаточно просты в управлении и обладают очень высоким коэффициентом полезного действия (более 80%). Себестоимость этого типа установок в 5-6 раз ниже, чем ТЭС, и они требуют намного меньше обслуживающего персонала.

Гидравлические установки представлены гидроэлектростанциями (ГЭС), гидроаккумулирующими электростанциями (ГАЭС) и приливными электростанциями (ПЭС). Их размещение во многом зависит от природных условий, например, характера и режима реки. В горных районах обычно возводятся высоконапорные ГЭС, на равнинных реках действуют установки с меньшим напором, но большим расходом воды. Гидростроительство в условиях равнин сложнее из-за преобладания мягких оснований под плотинами и необходимости иметь крупные водохранилища для регуляции стока. Сооружение ГЭС на равнинах вызывает затопление прилегающих территорий, что приносит значительный материальный ущерб.

ГЭС состоит из последовательной цепи гидротехнических сооружений, обеспечивающих необходимую концентрацию потока воды и создание напора, и энергетического оборудования, преобразующего энергию движущейся под напором воды в механическую энергию вращения, которая, в свою очередь, преобразуется в электрическую энергию.

Напор ГЭС создаётся концентрацией падения реки на используемом участке плотиной, либо деривацией, либо плотиной и деривацией совместно. Основное энергетическое оборудование гидроэлектростанции размещается в здании ГЭС: в машинном зале электростанции - гидроагрегаты, вспомогательное оборудование, устройства автоматического управления и контроля; в центральном посту управления - пульт оператора-диспетчера или автооператор гидроэлектростанции. Повышающая трансформаторная подстанция размещается как внутри здания ГЭС, так и в отдельных зданиях или на открытых площадках. Распределительные устройства зачастую располагаются на открытой площадке. Здание ГЭС может быть разделено на секции с одним или несколькими агрегатами и вспомогательным оборудованием, отделённые от смежных частей здания. При здании ГЭС или внутри него создаётся монтажная площадка для сборки и ремонта различного оборудования и для вспомогательных операций по обслуживанию ГЭС.

По установленной мощности (в Мвт) различают ГЭС мощные (свыше 250), средние (до 25) и малые (до 5). Мощность ГЭС зависит от напора Нб (разности уровней верхнего и нижнего бьефа), расхода воды Q (м3/сек), используемого в гидротурбинах, и кпд гидроагрегата hг. По ряду причин (вследствие, например, сезонных изменений уровня воды в водоёмах, непостоянства нагрузки энергосистемы, ремонта гидроагрегатов или гидротехнических сооружений и т.п.) напор и расход воды непрерывно меняются, а кроме того, меняется расход при регулировании мощности ГЭС. Различают годичный, недельный и суточный циклы режима работы ГЭС.

По максимально используемому напору ГЭС делятся на высоконапорные (более 60 м), средненапорные (от 25 до 60 м) и низконапорные (от 3 до 25 м) гидроэлектростанции. На равнинных реках напоры редко превышают 100 м, в горных условиях посредством плотины можно создавать напоры до 300 м и более, а с помощью деривации - до 1500 м. Классификация по напору приблизительно соответствует типам применяемого энергетического оборудования: на высоконапорных ГЭС применяют ковшовые и радиально-осевые турбины с металлическими спиральными камерами; на средненапорных - поворотнолопастные и радиально-осевые турбины с железобетонными и металлическими спиральными камерами, на низконапорных - поворотнолопастные турбины в железобетонных спиральных камерах, иногда горизонтальные турбины в капсулах или в открытых камерах. Подразделение ГЭС по используемому напору имеет приблизительный, условный характер.

По схеме использования водных ресурсов и концентрации напоров ГЭС обычно подразделяют на русловые, приплотинные, деривационные с напорной и безнапорной деривацией, смешанные, гидроаккумулирующие и приливные. В русловых и приплотинных ГЭС напор воды создаётся плотиной, перегораживающей реку и поднимающей уровень воды в верхнем бьефе. При этом неизбежно некоторое затопление долины реки. В случае сооружения двух плотин на том же участке реки площадь затопления уменьшается. На равнинных реках наибольшая экономически допустимая площадь затопления ограничивает высоту плотины. Русловые и приплотинные ГЭС строят и на равнинных многоводных реках и на горных реках, в узких сжатых долинах.

В состав сооружений русловой ГЭС, кроме плотины, входят здание ГЭС и водосбросные сооружения. Состав гидротехнических сооружений зависит от высоты напора и установленной мощности. У русловой ГЭС здание с размещенными в нём гидроагрегатами служит продолжением плотины и вместе с ней создаёт напорный фронт. При этом с одной стороны к зданию ГЭС примыкает верхний бьеф, а с другой - нижний бьеф. Подводящие спиральные камеры гидротурбин своими входными сечениями закладываются под уровнем верхнего бьефа, выходные же сечения отсасывающих труб погружены под уровнем нижнего бьефа.

В соответствии с назначением гидроузла в его состав могут входить судоходные шлюзы или судоподъёмник, рыбопропускные сооружения, водозаборные сооружения для ирригации и водоснабжения. В русловых гидроэлектростанциях иногда единственным сооружением, пропускающим воду, является здание ГЭС. В этих случаях полезно используемая вода последовательно проходит входное сечение с мусорозадерживающими решётками, спиральную камеру, гидротурбину, отсасывающую трубу, а по специальным водоводам между соседними турбинными камерами производится сброс паводковых расходов реки. Для русловых ГЭС характерны напоры до 30-40 м; к простейшим русловым ГЭС относятся также ранее строившиеся сельские (гидроэлектростанции)ГЭС небольшой мощности. На крупных равнинных реках основное русло перекрывается земляной плотиной, к которой примыкает бетонная водосливная плотина и сооружается здание ГЭС. Такая компоновка типична для многих отечественных ГЭС на больших равнинных реках. Волжская ГЭС им. 22-го съезда КПСС - наиболее крупная среди станций руслового типа.

Самые мощные ГЭС сооружены на Волге, Каме, Ангаре, Енисее, Оби и Иртыше. Каскад гидроэлектростанций представляет собой группу ГЭС, расположенных ступенями по течению водного потока с целью полного последовательного использования его энергии. Установки в каскаде обычно связаны общностью режима, при котором водохранилища верхних ступеней регулирующе влияют на водохранилища нижних ступеней. На основе ГЭС восточных районов формируются промышленные комплексы, специализирующиеся на энергоемких производствах.

В Сибири сосредоточены наиболее эффективные по технико-экономическим показателям ресурсы. Одним из примеров этого может служить Ангаро-Енисейский каскад, в состав которого входят самые крупные гидроэлектростанции страны: Саяно-Шушенская (6,4 млн. кВт), Красноярская (6 млн. кВт), Братская (4,6 млн. кВт), Усть-Илимская (4,3 млн. кВт). Строится Богучановская ГЭС (4 млн. кВт). Общая мощность каскада в настоящее время - более 20 млн. кВт.

При сооружении ГЭС обычно преследуют цель: выработки электроэнергии, улучшения условий судоходства по реке и орошения земель. ГЭС обычно имеют водохранилища, позволяющие запасать воду и регулировать ее расход и, следовательно, рабочую мощность станции так, чтобы обеспечить наиболее выгодный режим для энергосистемы в целом.

Процесс регулирования заключается в следующем. В период времени, когда нагрузка энергосистемы мала (или естественный приток воды в реке велик), гидроэлектростанция расходует воду в количестве, меньшем естественного притока. При этом вода накапливается в водохранилище, а рабочая мощность станции относительно мала. В другой период времени, когда нагрузка системы велика (или приток воды мал), гидроэлектростанция расходует воду в количестве, превышающем естественный приток. При этом расходуется вода, накопленная в водохранилище, а рабочая мощность станции увеличивается до максимальной. В зависимости от объема водохранилища период регулирования или время, необходимое для наполнения и срабатывания водохранилища, может составлять сутки, неделю, несколько месяцев и более. В течение этого времени гидроэлектростанция может израсходовать строго определенное количество воды, определяемое естественным притоком.

При совместной работе гидроэлектростанций с тепловыми и атомными станциями нагрузку энергосистемы распределяют между ними так, чтобы при заданном расходе воды в течение рассматриваемого периода обеспечить спрос на электрическую энергию с минимальным расходом топлива (или минимальными затратами на топливо) в системе. Опыт эксплуатации энергосистем показывает, что в течение большей части года гидроэлектростанции целесообразно использовать в пиковом режиме. Это означает, что в течение суток рабочая мощность гидроэлектростанции должна изменяться в широких пределах - от минимальной в часы, когда нагрузка энергосистемы мала, до максимальной в часы наибольшей нагрузки системы. При таком использовании гидроэлектростанции нагрузка тепловых станций выравнивается и работа их становится более экономичной.

В периоды паводка, когда естественный приток воды в реке велик, целесообразно использовать гидроэлектростанции круглосуточно с рабочей мощностью, близкой к максимальной, и таким образом уменьшить холостой сброс воды через плотину. Наиболее выгодный режим гидроэлектростанции зависит от множества факторов и должен быть определен соответствующим расчетом.

Работа гидроэлектростанций характеризуется частыми пусками и остановами агрегатов, быстрым изменением рабочей мощности от нуля до номинальной. Гидравлические турбины по своей природе приспособлены к такому режиму. Для гидрогенераторов этот режим также приемлем, так как в отличие от паротурбинных генераторов осевая длина гидрогенератора относительно мала и температурные деформации стержней обмотки проявляются меньше. Процесс пуска гидроагрегата и набора мощности полностью автоматизирован и требует всего несколько минут.

Продолжительность использования установленной мощности гидроэлектростанций, как правило, меньше, чем тепловых электростанций. Она составляет 1500-3000 ч для пиковых станций и до 5000-6000 ч для базовых.

Удельная стоимость гидростанции (руб/МВт) выше удельной стоимости тепловой станции той же мощности вследствие большего объема строительных работ. Время сооружения гидроэлектростанции также больше времени сооружения тепловой станции. Однако себестоимость электроэнергии, вырабатываемой гидроэлектростанциями, значительно ниже себестоимости энергии тепловых станций, так как в состав эксплуатационных расходов не входит стоимость топлива.

Гидростанции целесообразно строить на горных и полуторных реках. На равнинных реках их сооружение может приводить к затоплению больших площадей пойменных лугов и пахотных земель, лесов, снижению рыбных запасов и другим последствиям.



Электростанция, которая преобразовывает энергию воды в электроэнергию, называется гидроэлектростанцией.

Гидроэлектростанции разделяют на следующие типы:

плотинные, деривационные, аккумулирующие, волновые, приливные

Чаще всего в мире встречаются плотинные электростанции.

Основными элементами плотинной электростанции являются:

1. Дамба
2. Водохранилище
3. Задвижка
4. Напорный трубопровод
5. Генератор
6. Турбина
7. Линии электропередач

Принцип работы такой электростанции в следующем: дамба на реке приводит к возникновению небольшого водоема, выше уровня машинного зала. После открытия задвижки, вода под большим напором поступает на турбину, приводя её в движение. Турбина связана с электрогенератором, который вырабатывает электроэнергию. Электроэнергия передается потребителям по линии электропередач.

На фото изображена Саяно-Шушенская ГЭС, расположенная на реке Енисей в России

С самыми большими плотинными ГЭС можно ознакомится .

Деривационные электростанции используются в случаях, когда имеется большой перепад реки.

Основными элементами деривационной электростанции являются:

1. Водозаборное сооружение
2. Водонапорный трубопровод
3. Турбина
4. Генератор
5. Приемная плотина
6. Линии электропередач

На фото показана схема Эзминской ГЭС

Принцип работы электростанции в следующем: часть водного потока реки с помощью водозаборных сооружений попадает в водонапорный трубопровод. Поток воды приводит в движение турбину и электрогенератор.

На фото изображена ГЭС на реке Баксан в Кабардино-Балкарии

Встречаются ГЭС смешанного типа. В этом случае в месте водозабора строится небольшая плотина, для создания напора воды в трубопроводе.

Аккумулирующие электростанции используются для запаса электроэнергии, путем конвертации её в энергию воды. Такие электростанции помогают энергосистеме выдержать пиковые нагрузки. Кроме того, они обеспечивают бесперебойность энергоснабжения потребителей при использовании ветряков и солнечных панелей.

Основными элементами аккумулирующей электростанции являются:
1. Первое водохранилище
2. Второе водохранилище
3. Водонапорный трубопровод
4. Турбина
5. Генератор
6. Линии электропередач

Особенность таких электростанций в том, что их гидроагрегаты рассчитаны на работу в генераторном и насосном режиме.

Принцип работы ГАЭС в следующем: Во время пиковых нагрузок, вода через напорный трубопровод сбрасывается из верхнего водохранилища в нижнее. Приводя в движение турбину и генератор. При отсутствии пиковых нагрузок, вода таким же образом закачивается из нижнего водохранилища в верхнее.

На фото показано водохранилище электростанции Таум Сок в США

Волновые гидроэлектростанции используются для получения электроэнергии из морских волн. Существует множество конструкций таких электростанций, с основными из которых можно ознакомиться .

На фото изображена электростанция типа "Дракон"

Принцип работы данной электростанции в следующем: в результате волн, вода попадает в резервуар, находящийся выше уровня моря. Под действием силы тяжести вода стремится попасть обратно в океан, вращая при этом турбину генератора.