Общая энергетика

Точка пересечения линии действия этой силы с плоскостью стенки называется центром давления.

Формула (4.1) применяется для расчета плотин, щитов, затворов и других гидротехнических сооружений.

Гидродинамика – раздел гидромеханики жидкостей, изучающий движение несжимаемых жидкостей под действием внешних сил, а также законы механического взаимодействия между жидкостью и соприкасающимися с ней телами. В гидродинамике жидкость считается непрерывной однородной средой в силу ее текучести.

Основные уравнения гидродинамики получаются путем применения общих законов физики к элементарной массе, выделенной в жидкости. В общем случае – это достаточно сложные системы дифференциальных уравнений с частными производными, которые часто упрощают, вводя те или иные допущения, например пренебрегают вязкостью жидкости. При этом уравнения гидродинамики сводят к уравнениям динамики идеальной жидкости, в частности уравнению Бернулли. Согласно ему вдоль струйки жидкости имеет место следующее соотношение между давлением P, скоростью v течения жидкости, плотностью ρ жидкости, высотой Z над плоскостью отсчета:

Теория гидродинамики применяется при проектировании кораблей, расчете трубопроводов, насосов, гидротурбин и водосливных плотин, изучении грунтовых вод и др. ГЭС предназначены для преобразования статической и динамической энергии воды в электрическую энергию, и знание законов гидростатики и гидродинамики небходимо для корректного решения целого ряда вопросов проектирования оборудования электростанций.

171

4.2.Гидроэнергоресурсы

исостояние гидроэнергетики России

Сегодня гидроэлектростанции России производят до 10– 18 % общей выработки электроэнергии в зависимости от степени сезонной загрузки и иных факторов, атомные электростанции – около 15 %, остальную электроэнергию (около 70 %) вырабатывают на тепловых электростанциях. В мире доли ГЭС, АЭС и ТЭС в производстве электроэнергии составляют соответственно 19, 17 и 62 %.

Внастоящее время в нашей стране действует порядка 100 ГЭС суммарной установленной мощностью порядка 44 млн кВт. Ежегодно на ГЭС в зависимости от водности года вырабатывается 156–170 млрд кВт∙ч электроэнергии.

Вразработанной по решению Правительства РФ энергетической стратегии России на период до 2020 года развитие электроэнергетики страны ориентировано на темпы роста производства внутреннего валового продукта 5–6 % в год при соответствующем устойчивом росте электропотребления не менее 3 % в год. В результате потребление электроэнергии

к2020 году должно достигнуть 1545 млрд кВт∙ч. С учетом увеличения объемов эффективного экспорта плановое производство электроэнергии достигнет 1620 млрд кВт∙ч, из них 216 млрд кВт∙ч будет выработано на гидроэлектростанциях.

Вгидроэнергетическом потенциале России заложены большие резервы электроэнергетического баланса страны. Степень использования данного потенциала на сегодняшний день очень неравномерна: наиболее высок этот показатель в европейской части страны – 46,6 %, в Сибири он близок к среднему – 19,7 %, а на Востоке России составляет лишь 3,3 %.

Российские гидроэнергоресурсы по своему потенциалу сопоставимы с современной выработкой всех электростанций страны. Сегодня у нас не используется экономически эффективный гидроэнергетический потенциал, эквивалентный еже-

172

годному производству – более чем 650 млрд кВт∙ч электроэнергии. Однако освоение потенциала такого масштаба требует (за исключением малых ГЭС) очень больших капиталовложений и продолжительных сроков строительства гидроэнергетических объектов.

По степени освоения гидроэнергоресурсов Россия, к сожалению, значительно отстает от других стран. Например,

вСША и Канаде гидроресурсы освоены на 50–55 %, в европейских странах и Японии – на 60–80 %. Если же говорить о мировой тенденции развития гидроэнергетики, то в перспективе доля ГЭС в выработке электроэнергии в мире будет снижаться, за исключением Китая и Латинской Америки, где ожидается увеличение этой доли.

Гидроэнергетика России в ближайшие 20 лет будет развиваться в основном в Сибири и на Дальнем Востоке, обеспечивая базисный режим работы тепловым электростанциям этих регионов. В европейских районах страны продолжится сооружение некрупных пиковых ГЭС, преимущественно на Северном Кавказе.

Нельзя не учитывать и тот факт, что сегодня мы имеем 16 гидроэлектростанций, строительство которых уже ведется

вСибири и на Дальнем Востоке, на северо-западе и юге Рос-

сии. Общая мощность этих ГЭС в перспективе составит 9 млн кВт, а годовая выработка электроэнергии составит 35 млрд кВт∙ч. Некоторые из указанных ГЭС имеют высокую степень готовности, капиталовложения на этих стройках освоены на 30–60 % их сметной стоимости. На многих возводимых ГЭС выполнены большие объемы работы по основным сооружениям, а на ряде гидроузлов готовность сооружений такова, что они могут быть введены в эксплуатацию уже в ближайшие годы, при условии определенной концентрации на этих объектах сил и средств. Подобная готовность ГЭС, безусловно, делает их привлекательными для инвесторов, которых нужно более активно искать и находить.

173

Что касается инвестиций, то финансирование достройки Аушигерской, Богучанской, Бурейской, Зарамагской, Зеленчукской, Ирганайской, Усть-Среднеканской ГЭС до сего времени осуществлялось в основном из средств РАО «ЕЭС России». Сторонних инвесторов для завершения постройки

не принимает. Суммарная проектная мощность перечисленных ГЭС – 6,5 млн кВт, и они смогут ежегодно производить 11,7 млрд кВт∙ч электроэнергии. Первые очереди этих ГЭС общей мощностью около 1 млн кВт введены в 2006 году. Ведется также достройка Вилюйской ГЭС.

Важнейшей проблемой гидроэлектростанций России является их старение. В настоящее время срок эксплуатации 12 ГЭС превысил 50 лет. К 2010 году через 50-летний рубеж перейдут еще 20 ГЭС. Эти 32 гидроэлектростанции имеют суммарную установленную мощность 94 млн кВт и годовую выработку около 40 млрд кВт, что составляет почти треть общего числа ГЭС. Срок 50 лет – принципиальный рубеж. Переход через него требует проведения серьезных исследований состояния гидроузла в целом и, прежде всего, тщательной оценки надежности его гидротехнических сооружений.

В связи с этим надо сказать несколько слов о концепции технического перевооружения энергетического оборудования ГЭС России. Износ основного энергетического оборудования отечественных ГЭС достиг предельного уровня. В настоящее время на 87 российских гидроэлектростанциях из 464 агрегатов выработали нормативный срок службы, определенный в 30 лет, и нуждаются в реконструкции и техническом перевооружении 335 гидроагрегатов. Такое состояние основного оборудования неизбежно увеличивает эксплуатационные

иремонтные затраты, снижает выработку электроэнергии

иограничивает пропускную способность ГЭС при прохождении паводка.

174

Единственным на сегодня способом поддержания работоспособности оборудования и продления срока его службы стал восстановительный ремонт. Этот метод по существу является в настоящее время и основным направлением технического перевооружения оборудования ГЭС. Рост ремонтной составляющей в себестоимости электроэнергии ГЭС в связи

сэтим достиг 40 %.

Свыработкой нормативного срока службы оборудования связана и такая крайне важная проблема, как безопасность гидротехнических сооружений ГЭС. В последнее время в мире участились техногенные аварии и катастрофы.

Основной причиной свертывания гидроэнергетического строительства стали во многих случаях природоохранные требования и ограничения. Поэтому сегодня следует тщательно и конкретно рассматривать экологические факторы, которые могут стать причиной существенной корректировки прогноза развития гидроэнергетики. Следует обратить внимание на положительные экологические эффекты от сооружения ГЭС. Всесторонний анализ всех этих факторов и эффектов позволит полнее оценить влияние ГЭС на окружающую среду.

Сегодня, как никогда ранее, сложилась благоприятная ситуация для наращивания генерирующих мощностей гидроэнергетики. Это обусловлено следующими факторами. Во-первых, ростом спроса на электроэнергию внутри страны и увеличением ее экспорта. Во-вторых, обострением проблемы топлива в теплоэнергетике, вызванной дефицитом природного газа. В-третьих, вовлечением в топливный баланс новых объемов твердого топлива, что требует значительных затрат для перевода ТЭС на сжигание угля, решения экологических проблем и внедрения новых дорогостоящих технологий. В-четвертых, предстоящая либерализация цен на газ и изменение ценовых соотношений для газообразного, нефтяного и твердого топлив приведут в пер-

175

спективе к значительному росту тарифов на электроэнергию ТЭС и, разумеется, еще больше повысят конкурентоспособность ГЭС.

4.3.Классификация, принцип работы

ихарактеристики гидроэнергетических установок

Гидроэнергетическая установка (ГЭУ) – это совокуп-

ность гидротехнических сооружений, энергетического и механического оборудования, обеспечивающих необходимую концентрацию потока воды и преобразующих гидравлическую энергию воды в электрическую энергию.

Основные типы гидроэнергетических установок:

1)гидроэлектростанции (ГЭС);

2)насосные станции (НС);

3)гидроаккумулирующие станции (ГАЭС);

4)приливные электростанции (ПЭС).

По типу турбин различают ГЭУ:

•c осевыми турбинами;

•с диагональными турбинами;

•с радиально-осевыми турбинами;

•с ковшовыми турбинами.

Гидроэлектростанция (ГЭС) – основной тип гидро-

энергетических установок.

В зависимости от напора ГЭС подразделяют на высоконапорные (более 80 м), средненапорные (от 25 до 80 м) и низконапорные (до 25 м).

По установленной мощности различают мощные ГЭС

(свыше 250 МВт), средние (до 25 МВт) и малые (до 5 МВт).

В зависимости от размещения здания ГЭС различают плотинные, приплотинные, деривационные и смешанные ГЭС. В первом случае ГЭС называют русловыми или плотинными, во втором – приплотинными. Если напор воды превышает 25 м, то здание ГЭС обычно размещается за плотиной, внизу ее. На горных реках сооружаются ГЭС, которые

176

используют большие естественные уклоны реки. Однако при этом обычно приходится создавать систему деривационных сооружений. К ним относятся сооружения, направляющие воду в обход естественного русла реки: деривационные каналы, туннели, трубы.

Основными сооружениями ГЭС на равнинной реке являются плотина, создающая водохранилище и сосредоточенный перепад уровней, т.е. напор, и здание ГЭС, в котором размещаются гидротурбины, генераторы, электрическое

имеханическое оборудование. В случае необходимости строятся водосбросные и судоходные сооружения, рыбопропускные сооружения и т.п. Плотина является наиболее важным

иответственным звеном гидроузла. Высота плотины определяется площадью затопления земель при проектировании

площади водохранилища. Зеркало воды перед плотиной и после плотины называют соответственно верхним и нижним бьефом. Разницу высот между верхним и нижним бьефами называют напором ГЭС. На случай превышения допустимой величины напора предусмотрена система аварийного сброса воды (водосброс) из верхнего бьефа в нижний.

Вода под воздействием силы тяжести по водоводам движется из верхнего бьефа в нижний бьеф, вращая рабочее колесо турбины. Гидравлическая турбина соединена валом с ротором электрического генератора. Турбина и генератор вместе образуют гидрогенератор. В турбине энергия водотока преобразуется в механическую энергию вращения на валу агрегата, а генератор преобразует эту энергию в электрическую. Возможно создание на реках каскадов ГЭС. В России построены и успешно эксплуатируются Волжский, Камский, Ангарский, Енисейский и другие каскады ГЭС.

Количество вырабатываемой электрической энергии на ГЭС W (кВт·ч) определяется по формуле

177

W = Рt = Q H t η,

где Р – мощность электрических генераторов, установленных на ГЭС, кВт;

t – время работы гидрогенераторов, ч;

Q – количество воды, проходящей через створ ГЭС, м3/с; Н – напор воды, м; η – КПД гидрогенераторов.

Количество вырабатываемой электрической энергии определяется количеством воды, проходящей через створ ГЭС. На русловых и приплотинных ГЭС она определяется годовым стоком воды реки и характеристикой этой реки. 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 при годовом ресурсе 8760 ч. На деривационных ГЭС количество электрической энергии зависит от напора ГЭС и пропускной способности деривационных сооружений.

Гидроэлектростанции как источник электрической энергии имеют существенные преимущества перед тепловыми и атомными электростанциями. Они лучше приспособлены для автоматизации и требуют меньшего количества эксплуатационного персонала. 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 занимает от нескольких десятков секунд до несколько минут, поэтому резервирование мощ-

178

ности в энергосистеме целесообразно осуществлять агрегатами ГЭС.

В электрической части ГЭС подобны тепловым конденсационным электростанциям (КЭС) – предусматривается блочное соединение генераторов с трансформаторами, энергия выдается в систему на повышенных напряжениях (220– 1150 кВ). Отличительной особенностью ГЭС является небольшое потребление электроэнергии на собственные нужды в связи с отсутствием крупных механизмов.

Капитальные затраты при сооружении ГЭС обычно больше, чем при сооружении ТЭС, но меньшие эксплуатационные издержки обеспечивают низкую себестоимость электроэнергии, в несколько раз меньшую, чем на КЭС и АЭС. Коэффициент полезного действия ГЭС обычно составляет

85–90 %.

Показательны следующие средние значения удельной численности персонала станций различного вида на 1 млн кВт установленной мощности: для ГЭС – 300, для ТЭС – 1400, для АЭС – 1800 чел. Но это только на самой станции, а еще нужно добавить трудозатраты на добычу и транспортирование топлива, в итоге требуемая удельная численность персонала на 1 млн кВт для ТЭС (АЭС) в среднем составляет

2500 чел.

В России построены и эксплуатируются следующие крупные ГЭС: каскад Волжских ГЭС мощностью около 2530 МВт, Братская ГЭС – 4500 МВт, Красноярская ГЭС – 6000 МВт, Саяно-Шушенская ГЭС – 6400 МВт и др.

Насосная станция (НС) предназначена для перекачки воды низких отметок воды на высокие и для транспортирования воды в удаленные пункты. На НС устанавливаются насосные агрегаты, состоящие из насоса и электродвигателя. Очевидно, что НС является потребителем электроэнергии.

Насосные станции используются для водоснабжения тепловых и атомных станций, коммунально-бытового и про-

179

мышленного водоснабжения (районные водозаборы), а также в ирригационных системах, в судоходных каналах и т.п.

Гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС) пред-

назначена для перераспределения во времени энергии и мощности в энергосистеме. В часы пониженных нагрузок ГАЭС работает как насосная станция. Потребляя электроэнергию она перекачивает воду из нижнего бьефа в верхний. Тем самым создаются запасы гидроэнергии за счет повышения уровня верхнего бьефа.

Обратимые гидромашины (насосотурбины) получают все большее развитие в связи с интенсивным строительством гидроаккумулирующих электростанций, предназначенных для выравнивания графика нагрузки энергосистем. В ночные часы, когда в энергосистеме имеется избыток мощности, агрегаты ГАЭС работают в насосном режиме и аккумулируют энергию, перекачивая воду из нижнего бассейна в верхний. В часы максимума нагрузки (пика) они включаются в турбинный режим и выдают энергию в энергосистему. Таким образом, обратимая гидромашина может использоваться и как насос, и как турбина. Мощность отдельных ГАЭС с такими обратимыми гидроагрегатами достигает 1620 МВт.

Гидроаккумулирующие электростанции могут строиться изолированно либо в составе электрических (гидроэнергетических) комплексов, представляющих собой совокупность двух или нескольких электрических станций, объединенных совместным технологическим использованием водоемов, электротехнических и других устройств, а также совместной эксплуатацией. Наиболее эффективным является совместное планомерное строительство отдельных элементов комплекса

споэтапным вводом их в эксплуатацию.

Вчасы максимальной нагрузки ГАЭС работает как ГЭС. Вода из верхнего бьефа пропускается через турбины в нижний бьеф, и ГАЭС выдает электроэнергию в энергосистему. В процессе работы ГАЭС потребляет дешевую электроэнер-

180