Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
отчет по практике готовый.docx
Скачиваний:
134
Добавлен:
09.04.2015
Размер:
1.15 Mб
Скачать

5.Принцип работы

Люди давно научились использовать энергию движущейся воды. Если до половины погрузить в реку колесо с лопастями на ободе, то оно начнет вращаться, потому что вода будет увлекать за собой нижние лопасти колеса. Примерно так работали (и кое-где работают до сих пор) водяные мельницы. Водяное колесо в них насажено на вал жернова. Вращает вода колесо — вращается и жернов, мелет зерно.

Но вот сто с лишним лет назад появился более совершенный водяной двигатель — гидравлическая турбина (сокращенно — гидротурбина). Появились генераторы, превращающие механическую работу в электрическую энергию. И к концу XIX в. началось сооружение гидроэлектрических станций — ГЭС.

Прямо в русле реки, даже с быстрым течением, ставить большие турбины нельзя: у реки не хватает силы проворачивать тяжелую турбину. Другое дело на водопадах: там вода стремительно летит вниз, у нее большой напор.

Но водопадов не так много, да и не очень удобно ставить возле них турбины. Поэтому придуманы искусственные водяные «ступеньки» — плотины.

Напор создается разностью уровней воды. Поэтому говорят, что водяное колесо вращается под напором в столько-то метров.

Если перегородить реку прочной плотиной, а в теле плотины оставить только небольшое отверстие, то вся вода, что есть в реке, должна будет протекать через это отверстие. Значит, перед плотиной река поднимется и разольется, а за плотиной останется на прежнем уровне. Появится разница уровней, возникнет напор воды.

Поставим у отверстия плотины гидротурбину — и она начнет вращаться, используя напор воды. Соединим турбину с генератором— его ротор тоже придет в движение, в обмотке статора появится ток.

Заметьте: напор перед плотиной сохраняется круглый год, потому что вода запасается в водохранилище, искусственном море, и стекает равномерно, хотя зимой и летом река несет меньше воды, а осенью и весной — больше.

Впрочем, есть и гидроэлектростанции без плотин. Например, на горных реках плотины получаются очень высокими и дорогими. В этих случаях воду из реки подводят к электростанциям каналом или тоннелем, называемыми деривационными. В конце деривационного отвода строят здание ГЭС и соединяют трубами канал и гидроэлектростанцию. Теперь часть воды идет по своему руслу, а часть совершает такой маршрут: канал — трубы — турбины ГЭС — русло. Конечно, все это самотеком, потому что канал начинается гораздо выше ГЭС, а впадает обратно в реку ниже».

Любой гидроузел - сложное предприятие.

«Принцип работы любой ГЭС прост. Но устройство ее, конечно, не простое. Современная ГЭС — сложное предприятие, насыщенное разнообразными автоматами. Недаром здание машинного зала, плотину, шлюзы, трансформаторные станции, рыбоподъемники называют общим словом гидроузел.

Плотину строят из грунта или бетона. Очень часто грунт и бетон работают рука об руку: там, где надо просто удержать воду, можно применить землю, а для водосливов, турбинных камер и вообще «активных» участков плотины нужен железобетон. В теле плотины на заранее рассчитанной высоте делают окна для пропуска воды во время паводка, иначе вода прорвала бы плотину. В остальное время окна закрыты стальными щитами.

Иногда, если нет надобности строить плотину очень высокой, ее делают ниже уровня максимального подъема воды во время паводка. И тогда каждую весну излишняя вода просто-напросто переливается через водосливный участок гребня плотины.

В подводной части плотины проложены трубы для подвода воды к турбинам. Они прикрыты решетками, улавливающими камни, поленья, ветки. В трубах устроены затворы.

Нажим кнопки — и путь воде закрыт. Это нужно при остановках турбины.

Поток воды под напором входит в трубу и отсюда в спиральную камеру, напоминающую улитку. Двигаясь внутри камеры все ближе и ближе к центру, водяная масса закручивается. А в центре камеры — колесо турбины. Но вода не сразу попадает на колесо, потому что оно обнесено «забором» — крепкими стальными лопатками, направляющими воду (направляющим аппаратом). Каждая лопатка может поворачиваться на своей оси. Повернутся лопатки так, что плотно сомкнутся одна с другой,— и вода в турбину не пройдет. Приоткроются чуть-чуть — воды пойдет немного. А станут по движению воды — она почти беспрепятственно будет проникать в турбину. Это, как говорят энергетики, режим полной нагрузки».

Вода вращает турбину.

«Но вот вода прошла сквозь направляющий аппарат. На ее пути — лопасти рабочего колеса турбины. Понятно, что вода заставит лопасти двигаться, отдаст им свою энергию. А этого нам только и надо. Вода вращает турбину!

Теперь воде нужно уйти. Куда? Опять в трубу, но только в другую — отсасывающую. Очень важно, чтобы вода шла по этой трубе спокойно, без вихрей и препятствий, тогда турбина будет хорошо использовать напор. Поэтому отсасывающие трубы делают гладкими и немного расширяющимися к нижнему концу. Из этого открытого конца вода вытекает в русло реки и уходит по течению.

Не всегда турбины находятся в теле плотины или поблизости от нее. Иногда воду под напором подают из водохранилища к турбинам по длинным трубам или тоннелям. Так, например, сделано на ГЭС при высотной Асуанской плотине на р. Ниле».

С генератора на трансформатор и дальше по проводам.

«Итак, рабочее колесо турбины вращается. С ним вращается и вал, связывающий рабочее колесо с ротором электрической машины — генератора переменного тока.

Генератор вырабатывает переменный ток напряжением от 10 до 18 тыс. вольт.

Но, оказывается, электроэнергию в таком виде невыгодно передавать на большие расстояния. Вот если повысить напряжение в 10 — 15 раз, тогда другое дело: сила тока упадет, и он, проходя по проводам, будет меньше нагревать их. Станет меньше потерь, не понадобятся толстые и тяжелые провода.

Напряжение повышают на электростанции простые приборы — трансформаторы. Это стержни-сердечники, собранные из тонких листов мягкой стали. На каждом — две обмотки: одна с небольшим числом витков толстой медной проволоки, вторая с немногочисленными витками более тонкого провода. Мы подаем напряжение, скажем, в 10 тыс. вольт на первичную обмотку, а со вторичной получаем сразу 100 или 200 тыс. вольт — во столько раз больше, во сколько больше витков на вторичной обмотке. Чтобы трансформаторы не сильно нагревались при работе, их погружают в баки с жидким маслом, хорошо отводящим тепло. Итак, чем выше напряжение (и, значит, меньше сила тока), тем выгоднее передавать энергию.

Преимущества малой гидроэнергетики

Современная гидроэнергетика по сравнению с другими традиционными видами электроэнергетики является наиболее экономичным и экологически безопасным способом получения электроэнергии. Малая гидроэнергетика идет в этом направлении еще дальше. Небольшие электростанции позволяют сохранять природный ландшафт, окружающую среду не только на этапе эксплуатации, но и в процессе строительства. При последующей эксплуатации отсутствует отрицательное влияние на качество воды: она полностью сохраняет первоначальные природные свойства. В реках сохраняется рыба, вода может использоваться для водоснабжения населения.В отличие от других экологически безопасных возобновляемых источников электроэнергии - таких, как солнце, ветер, - малая гидроэнергетика практически не зависит от погодных условий и способна обеспечить устойчивую подачу дешевой электроэнергии потребителю. Еще одно преимущество малой энергетики - экономичность. В условиях, когда природные источники энергии - нефть, уголь, газ - истощаются, постоянно дорожают, использование дешевой, доступной, возобновляемой энергии рек, особенно малых, позволяет вырабатывать дешевую электроэнергию. К тому же сооружение объектов малой гидроэнергетики низкозатратно и быстро окупается. Так, при строительстве малой ГЭС установленной мощностью около 500 кВт стоимость строительно-монтажных работ составляет порядка 14,5-15,0 млн рублей. При совмещенном графике разработки проектной документации, изготовления оборудования, строительства и монтажа малая ГЭС вводится в эксплуатацию за 15-18 месяцев. Себестоимость электроэнергии, вырабатываемой на подобной ГЭС, составляет не более 0,45-0,5 рублей за 1 кВт*ч, что в 1,5 раза ниже, чем стоимость электроэнергии, фактически реализуемой энергосистемой. Кстати, в ближайшие один-два года энергосистемы планируют ее увеличить в 2-2,2 раза.Таким образом, затраты на строительство окупятся за 3,5-5 лет. Реализация такого проекта с точки зрения экологии не нанесет ущерба окружающей среде.

Необходимо отметить, кроме этого, что реконструкция выведенной ранее из эксплуатации малой ГЭС обойдется в 1,5- 2 раза дешевле.

Проблемы МГЭС и пути их решения

Экономические расчёты показывают, что затраты на эксплуатацию и содержание участка нетрадиционной энергетики достаточно велики, что снижает эффективность работы МГЭС.

Основные причины:

• большое количество оборудования, отработавшего более 40-50 лет, требующего постоянного контроля;

• небольшое количество МГЭС;

• малые мощности и, как следствие, сравнительно небольшая выработка электроэнергии;

• относительно большая численность эксплуатационного и ремонтного персонала МГЭС и гидросооружений, обусловленная необходимостью выполнения работ по подготовке к паводку и его пропуску, постоянной чисткой сороудерживающих решёток от мусора и шуги в зимнее время.

Для сокращения численности персонала необходимо все малые ГЭС перевести в автоматизированный режим. Для этого необходимо выполнить целый ряд мероприятий, требующих значительных средств. Например, для перевода ГЭС в автоматизированный режим необходимо:

• заменить конденсаторные батареи

• установить АВР и заменить устаревшие масляные выключатели вакуумными ,к которому подключена ГЭС;

• для защиты генераторов и турбин от повреждений при исчезновении напряжения на ГЭС и несрабатывания обечайки направляющего аппарата необходимо предусмотреть немедленное автоматическое закрытие шахт турбин затворами;

• изготовить и установить автоматические тормоза для остановки генераторов в аварийных режимах;

• установить датчики давления на сороудерживающих решётках для контроля их загрязнения;

• установить датчики: уровня воды, контроля нагрева контактных соединений на автоматах и контакторах вводов, контроля нагрева подшипников генераторов, контроля биения валов генераторов и турбин.

Новый взгляд на гидроэнергетику

Гидроэнергетика, которая по праву считается одним из самых экологически чистых способов выработки электроэнергии, тем не менее, имеет ряд недостатков.

Как правило, местное население, проживающее в непосредственной близости от места предполагаемого строительства ГЭС, не разделяет энтузиазма энергетиков и этому есть свое объяснение. Строительство плотины неизбежно вызовет затопление части территории вверх по течению реки. Под водой могут оказаться целые населенные пункты, объекты культа и плодородные земли.

Помимо этого, создание искусственного водохранилища неизбежно приведет к поднятию уровня грунтовых вод, что в конечном итоге может до неузнаваемости изменить местный ландшафт: там, где рос лес, теперь болото с мертвыми деревьями. Не позавидуешь и тем, кто живет ниже плотины. В зависимости от количества осадков и наличия снега, ставни то поднимают, то опускают, изменяя скорость течения. Такие действия ведут к вымыванию грунта, и река в нижнем течении мелеет, естественные изгибы русла спрямляются. Последнее обстоятельство подрывает способность реки к самоочищению.

Более того, во время засухи ставни могут полностью опустить, течение исчезнет, и река ниже плотины превратится в болото. Это далеко не все подводные камни производства дешевой электроэнергии.

Кроме того, плотина часто становится непреодолимой преградой для нерестовых миграций рыбы.

Оригинальный проект, разработанный австрийским изобретателем Францем Цотлётерером (Franz Zotloterer), направлен на минимизацию этих негативных последствий строительства ГЭС. Специалист решил применить принципиально новый подход к использованию энергии движущейся воды, предложив проект "Техника водоворота" (Wasserwirbeltechnik).

Руководствуясь принципами экономической и экологической целесообразности, он решил, что перегораживать плотиной всю реку будет нецелесообразно и даже вредно. Взамен он предложил часть потока вблизи одного из берегов направлять в специальный канал, отводящий воду непосредственно к плотине.

Кстати, в проекте австрийца плотина перестала быть валом и превратилась в бетонный цилиндр(рис.5). К такой плотине вода поступает по касательной, всей своей мощью обрушиваясь в глубину в центре. Таким образом, в центре цилиндрической плотины образуется водоворот, который приводит в движение лопасти турбины.

У МГЭС, построенной по австрийской технологии, уже нашли множество преимуществ. Так, КПД преобразования энергии падающей воды в электричество составил 73%, и это при том, что специалист использовал не самый совершенный электрический генератор. Первый ток в общественную энергосеть экспериментальная станция начала давать уже в сентябре 2005-го, а на непрерывный режим работы вышла в марте 2006-го.

За первый год непрерывной работы с помощью австрийской разработки, воплощенной в МГЭС на малой речке, выработано более 50 мегаватт-часов энергии. При этом рабочий перепад уровней воды составлял в среднем в 1,3 метра при расходе 1 кубометр в секунду. Мощности этой мини-станции (9,5 киловатт) хватит на 10-15 коттеджей, при условии неравномерности уровня потребления.

Эксперты отмечают низкую скорость вращения турбины, лопасти которой не представляют опасности для рыбы, попавшей в водоворот – они не рассекают воду, а поворачиваются синхронно с водоворотом.

ГЭС водоворотного типа хорошо аэрируют воду, чем способствуют жизнедеятельности микроорганизмов, которые играют первостепенную роль в естественной самоочистке воды. Таким образом, водоворотные станции являются катализатором естественных процессов, происходящих в обычной реке, которая как правило имеет извилистое течение. Стоит отметить, что в спрямлённых руслах каналов и водохранилищ почти статичное течение приводит к исчезновению аэрации воды и потере способности к самоочищению. Кроме этого, использование принципа водоворота способствует терморегуляции в водоёме и не дает возникнуть термоклину.

ГЭС австрийского типа могут успешно работать в условиях низких температур, являясь при этом более ремонтопригодными, более простыми в обслуживании, чем традиционные ГЭС. Немалую роль играет и ценовой фактор. Стоимость оборудования и монтажа приведенной на иллюстрациях станции составила $75 тысяч, что дешевле, чем аналогичная по мощности МГЭС классического образца.

Изобретатель уверен, что предложенная им схема наиболее оптимальна для возведения ГЭС мощностью до 150 киловатт. Данная конструкция не требует большого перепада высот и начинает показывает высокий КПД уже при перепаде уровня воды в 70 сантиметров.

рис.5

Электроснабжение жилого дома на базе микроГЭС

рис.6

1 – блок схемы регулирования; 2 – устройство баллистической нагрузки; 3 – гидроэлектрический агрегат 4 – запорная задвижка; 5 – подводящий трубопровод; 6 – водозаборное устройство.

-В- сеть водопровода;

-К- сеть канализации

-W1- кабельная или воздушная линия напряжением до 1 кВ

1 – жилой дом

2 – хозблок;

3 – здание микроГЭС

Микрогидроэлектрические станции (микроГЭС) номинальной мощностью до 50 кВт рекомендуется применять в качестве автономных источников электрической энергии для электроснабжения индивидуальных жилых домов, хуторов, фермерских хозяйств и небольших поселков, расположенных вблизи малых рек, ручьев, прудов и неэнергетических водохранилищ при отсутствии централизованного электроснабжения.

МикроГЭС могут использоваться на всей территории России, но наиболее целесообразным является применение их в горной и предгорной местностях.

Действующие малые и микроГЭС на территории Российской Федерации: Кировской обл.. Республики Адыгея, Кабардино-Балкарской Республики, Республики Карелия, Республики Тыва, Краснодарского края. Ленинградской обл., Карачаево-Черкесской Республики; а также в республиках Грузия, Беларусь, Армения, Латвия, Украина.

ГЭС “Кызыл-Хая” 

При использовании микроГЭС на равнинной местности необходимым является сооружение плотины, обеспечивающей необходимый напор воды для работы турбины.

Рекомендуется размещать микроГЭС с номинальным напряжением 400 В переменного тока частотой 5С Гц на расстоянии не более 1 км до жилого дома. В противном случае необходимым является сооружение трансформаторной подстанции напряжением 6 — 10/0,4 кВ.

Оборудование установки микроГЭС устанавливается в специальном закрытом помещении, обеспечивающем защиту оборудования от воздействия атмосферных осадков и солнечной радиации.

Для систем — электроснабжения. выполненных на базе микроГЭС, резервный источник электрической энергии может не предусматриваться, если стабильная эксплуатация микроГЭС обеспечивается в любое время года и не зависит от климатических факторов.

Дополнительными преимуществами микроГЭС являются экологическая чистота и обеспечение возможности работы в автоматическом режиме без обслуживающего персонала.

Принципиальная схема микроГЭС

рис.7

G—генератор; QF— выключатель автоматический; А1 — блок системы регулирования; ЕК— балластная нагрузка

В состав микроГЭС входят: гидроэлектрический агрегат (гидротурбина, угловой мультипликатор, противоразгонное устройство, генератор, система автоматического управления (САУ), устройство автоматического регулирования, водозаборное устройство с мусорозадерживающим устройством, устройство возбуждения, блок балластной нагрузки.

По напорному трубопроводу вода поступает в турбину и осуществляет её вращение.

Турбина приводит в действие ротор генератора, установленный на валу турбины. Статорные обмотки генератора с помощью блока регулирования подключаются к сети электроснабжения потребителя. Блок регулирования предназначен для согласования режимов выработки электрической энергии путем подключения балластной нагрузки.

Балластная система представляет собой систему воздушных трубчатых электрических нагревателей (ТЭНов).

Защита генратора от токов короткого замыкания и перегрузки выполняется автоматическим выключателем с максимальными расцепителями, установленными в трех фазах.

Малая гидроэнергетика Сибири

Сибирские регионы обладают самым большим гидропотенциалом для строительства малых ГЭС. Несмотря на целый ряд трудностей, именно такие станции могут стать решением проблемы энергоснабжения для отдаленных районов.

Чемальская ГЭС, построенная в 1935 году — один из первенцев советской малой гидроэнергетики

Сибирь привыкла жить большими проектами. Если завод — то на половину города, если ГЭС — то обязательно самая большая. Однако в последнее время специалисты все больше говорят о малых ГЭС — станциях мощностью до 25 МВт, которые, конечно, не претендуют на глобальную роль в сибирской энергетике, но вполне могут решить проблему энергообеспечения отдаленных поселков и небольших промышленных объектов. Последний раз гидроэнергетический потенциал, который могут обеспечить для сибирских регионов малые ГЭС, всерь­ез оценивался в 1970–1980 годах. Сегодня бизнес вновь возвращается к советским проектам. По понятным причинам в авангарде этого движения стоит государственное ОАО «РусГидро», которое сегодня уже работает в республике Алтай над реализацией проекта каскада малых ГЭС на реке Чуе. Однако за подобные проекты в других регионах готовы браться и частные компании. Оптимизма добавляют расчеты ученых и практиков, согласно которым подобные проекты в Сибири вполне могут быть рентабельны.

Родина малых ГЭС

История развития малой гидроэнергетики в Сибири началась не вчера и даже не в прошлом веке. Макрорегион вообще может считаться одним из центров зарождения отечественной гидроэнергетики, которая возникала здесь по вполне объективным причинам — развивающаяся еще в конце XIX века кустарная промышленность требовала минимального энергоснабжения. В результате первые из известных нам малых ГЭС в Сибири появились на золотодобывающих рудниках на территории современного Бодайбинского района Иркутской области (река Ныгра) в 1896 году. Тогда мощности станции вполне хватало для обеспечения работы нескольких рудников. А позже от станции построили две ЛЭП и электрифицировали местную железную дорогу — первой в России. Всего же еще до советского периода здесь было построено порядка пяти малых ГЭС, которые к тому же дали стране первый опыт работы нескольких энергообъектов в единой энергосистеме.

Следующий период бурного развития малой гидрогенерации пришелся уже на 1930–1950 годы. В той же Иркутской области в середине прошлого века за счет построенной Полежаевской ГЭС были электрифицированы все колхозы Черемховского района, в республике Алтай (тогда еще автономная область) построена Чемальская ГЭС (ныне — один из самых посещаемых туристических объектов региона), по несколько станций было создано даже в таких «равнинных» регионах, как Новосибирская и Томская области. Всего же по стране в это время каждый год вводилось до тысячи подобных объектов.

Чемальская ГЭС

«Пик развития малой гидроэнергетики в области и стране приходится на начало 1950 годов. На малых реках в это время построено около десятка межколхозных ГЭС небольшой мощности, которые обеспечивали хозяйства электроэнергией вплоть до середины 1960 годов — времени подключения сельских районов к государственной электрической сети. В начале 1970-х в связи с развитием единой государственной энергосистемы интерес к малым гидроэнергостанциям был утрачен. Все они, в том числе и перечисленные, были выведены из эксплуатации, списаны и демонтированы», — отмечает доцент кафедры гидротехнических сооружений и гидравлики Новосибирского государственного архитектурно-строительного университета (НГАСУ) Елена Гусельникова.

Общее количество сохранившихся (не только действующих, но и физически существующих) малых ГЭС в Сибири посчитать не представляется возможным. Фактически в ряде регионов только сейчас началась ревизия подобных сооружений. Например, в Новосибирской области за 2011 год, по словам руководителя департамента природных ресурсов и охраны окружающей среды региона Юрия Марченко, было поставлено на учет 39 бесхозных гидротехнических сооружений (не только малые ГЭС, но и плотины, запруды) в 11 районах, причем по девяти из них еще только ведется оформление всей документации. Есть в Сибири и действующие малые ГЭС, например Енашиминская ГЭС в Североенисейском районе Красноярского края, построенная в 1955 году, ныне имеет мощность 5,3 МВт, связана с единой энергосистемой через ПС 110 кВ «Новая Еруда» и другие (см. таблицу).

Список действующих и строящихся малых ГЭС в Сибири (до 25 МВт)

Вместе с тем, судя по мировым тенденциям, именно малые ГЭС как один из источников возобновляемой энергетики являются наиболее перспективными энергетическими объектами для инвесторов. Такие выводы, в частности, следуют из отчета о развитии возобновляемой энергетики Country Attractiveness Indices Report (индексы привлекательности стран), который готовился Ernst&Young. Несмотря на ухудшение экономической динамики, признают авторы доклада, целый ряд развивающихся стран уверенно инвестирует в малую энергетику. «На развивающихся рынках мы продолжаем наблюдать увеличение мощностей, обусловленное ростом веры правительств в возобновляемую энергетику, в основе которой лежат соображения энергетической безопасности и необходимость создания рабочих мест», — констатирует руководитель глобального направления консультационных услуг Ernst&Young в сегменте чистых технологий Джил Фоурер. Впрочем, добавляет консультант, и развитые страны активно инвестируют в небольшие проекты возобновляемой энергетики, например Германия, которая взяла курс на отказ от атомных электростанций.

Несколько успешных проектов

Нельзя сказать, что Сибирь совершенно противоречит этим тенденциям. Напротив, за последние два десятилетия в регионе все же было реализовано несколько проектов строительства малых ГЭС. Правда, при их эксплуатации постоянно возникают проблемы, связанные не столько с некачественным сооружением объектов, сколько с их некачественным обслуживанием — наивно думать, что в отдаленных районах Алтая и Тувы можно найти хороших гидроэнергетиков. Так, в 2001 году в Республике Тыва сдана в эксплуатацию ГЭС Кызыл-Хая на реке Моген-Бурен мощностью 150 кВт, запроектированная «Красноярскгидропроектом». Строительство станции финансировалось Министерством энергетики России, программа по Туве предусматривала строительство трех малых ГЭС, однако с ликвидацией самостоятельного Минэнерго программа финансирования была свернута.

В 2002 году в Республике Алтай был введен еще советский долгострой — малая ГЭС Кайру мощностью 400 кВт. Третья и последняя за это время в Сибири малая ГЭС — Джазатор (республика Алтай) мощностью 630 кВт введена в строй в ноябре 2007 года. Последняя, кстати, классический пример локальной малой ГЭС — станция не подключена к внешней электросети и работает исключительно ради нужд отдаленного села Джазатор Кош-Агачского района республики.

В других регионах в это время ограничились только планами на строительство малых ГЭС. Так, на родине малой гидрогенерации, в Иркутской области, в 2001 году тогдашний губернатор Борис Говорин утверждал, что «в ближайшие десять лет планируется построить десять мини-ГЭС». Был и конкретный проект — строительство малой ГЭС в селе Карам Казачинско-Ленского района области, которая должна была заменить дизельную станцию. Однако этим планам не суждено было сбыться.

Амбициозные, но нереализованные планы отмечены в этот период и в соседнем Красноярском крае. «В рамках работы над реализацией пилотного проекта по строительству малых ГЭС на территории Красноярского края в 2005–2009 годах был определен перечень приоритетных территорий, которые наиболее удалены от транспортных сетей, а также территорий, где дизельные станции выработали свой ресурс или находятся в аварийном состоянии. Малые ГЭС планировалось расположить в бассейнах малых рек (Нижней Тунгуски, Подкаменной Тунгуски, Сым, Тасеевки, Курейки, Хантайки, Кас, Турухана, Елогуй). Был произведен предварительный расчет стоимости выполнения комплекса работ по проведению данного гидротехнического строительства, но дальнейшего развития проект не получил», — сообщили «Эксперту-Сибирь» в министерстве промышленности и энергетики региона.

Наконец, в 2006–2007 годах за реализацию проекта развития малой энергетики взялась тогда еще «ГидроОГК» (ныне переименованная в «РусГидро»). Тогда в компании для развития малой гидроэнергетики был создан отдельный фонд «Новая энергия», а уже в декабре 2007 года был введен в строй каскад их трех малых ГЭС в Дагестане. Но вот в Сибири это начинание забуксовало. «Пионерской» малой ГЭС в Сибири должна была стать еще в 2010–2011 годах станция на реке Чуе, но срок начала строительства постепенно откладывался. К 2010 году проект приобрел современные очертания: в марте «РусГидро» стала владельцем 100% акций ОАО «Малые ГЭС Алтая», а генподрядчиком строительства первой малой ГЭС стала другая «дочка» холдинга — ОАО «ЧиркейГЭСстрой».

Вопрос же в том, насколько такие темпы достаточны для действительно эффективного развития малой гидрогенерации в Сибири. Ответ очевиден — столь ограниченный перечень проектов пока можно считать скорее подготовительным этапом для настоящего развития малых ГЭС. «Сегодня гидроэнергетический потенциал малых рек используется довольно слабо. В том же Красноярском крае есть множество мест, где электро­энергия производится с помощью дизельных электростанций, при этом себестоимость ее обходится до 20 рублей за киловатт. Если же построить малые ГЭС, то себестоимость при этом уменьшится на порядок», — считает директор по управлению проектами ОАО НПО «Элсиб» Евгений Лисицын (с 2010 года компания является партнером проекта малой ГЭС «Чибит» — для станции здесь производятся, в частности, турбины).

Все внимание на Алтай

Потенциал малых рек Сибири для развития гидроэнергетики действительно огромен. «Изучение гидропотенциала малых рек позволило определить шесть наиболее перспективных регионов СФО с точки зрения развития малой гидроэнергетики, которая относится к ВИЭ. Это Республика Алтай, Республика Бурятия, Алтайский край, Иркутская область, Забайкальский край и Кемеровская область. Сейчас ведем сбор и анализ данных по потенциальным площадкам строительства малых ГЭС в данных регионах. В каждом из них разные стартовые условия для начала реализации пилотных проектов. Таких проектов в нашем «сибирском» портфеле сейчас насчитывается 56, их совокупная установленная мощность оценивается в 220 мегаватт», — пояснили «Эксперту-Сибирь» в пресс-службе ОАО «РусГидро».

Больше всего надежд на окончание реализации проекта малой ГЭС, по всей видимости, сегодня следует возлагать на республику Алтай, в которой строится станция «Чибит». ГЭС мощностью 24 МВт планируется построить в узком ущелье, что позволит избежать необходимости затопления больших площадей, общая стоимость проекта сегодня оценивается в 3 млрд рублей (основным инвестором была и остается компания «РусГидро»). «Введение ГЭС в эксплуатацию позволит обеспечить надежность энергоснабжения трех-четырех районов республики, а также снизить тарифы на электроэнергию, которые в Республике Алтай остаются самыми высокими в Сибири. Новые энергомощности позволят обеспечить развитие горнодобывающего комплекса в Кош-Агачском и лесоперерабатывающей промышленности в Улаганском районах. В ходе строительства станции будут трудоустроены около тысячи жителей поселка Акташ и других сел двух районов», — сообщал ранее глава Республики Алтай Александр Бердников.

Гидропотенциал сибирских рек использован только на 20 процентов.

Особый интерес к этой станции понятен. Во-первых, это единственная подобная станция в Сибири, которая сегодня реально строится. «В настоящее время уже завершено строительство вахтового поселка с инженерно-техническими сетями обеспечения, выполнен проект по сооружению мостового перехода через Чую. Также получены кадастровые паспорта на земельные участки под строительство объектов малой ГЭС «Чибит», — говорят в «РусГидро». Правда, и здесь не обходится без проблем. По данным компании, в ходе строительства выяснилось, что проектно-сметная документация, выкупленная в октябре 2010 года ЗАО «ГидроИнжиниринг Сибирь» (заказчиком строительства малой ГЭС «Чибит») у ГУКП «Управление капитального строительства Республики Алтай», оказалась неточной и требует актуализации. Во-вторых, регион действительно нуждается в мощностях станции. Как известно, в республике Алтай фактически нет сколько-либо значимой собственной генерации — почти все электричество в регион поставляет «Алтайэнерго». Дефицит мощностей (на практике это означает, например, ограничения по строительству новых туристических объектов — одной из основ экономики региона) оценивается в 100–110 МВт, и каскад из трех ГЭС на Чуе («Чибит» — первая из них) позволит покрыть 70% этого дефицита.

Есть начатые проекты и в других регионах. Так, недавно губернатор Алтайского края Александр Карлин сообщил, что весной этого года в регионе начнется строительство первой малой ГЭС (с вводом в эксплуатацию в 2013 году). Станция будет построена в Солонешенском районе на реке Песчаной. Инвесторами выступят «МРСК Сибири», «Алтайэнергосбыт» и «Инжиринговая компания «Энергия».

Интересны также проекты, которые анонсирует ОАО «Западно-Сибирская гидрогенерирующая компания» (ЗСГГК, зарегистрировано в августе 2010 года в городе Видном Московской области, 75% уставного капитала принадлежат ОАО «Сибирская горно-металлургическая компания»). ЗСГГК уже сообщила о реализации своих проектов в двух сибирских регионах. Вначале — в том же Алтайском крае. На реке Ануй компания планирует построить каскад из 8 мини-ГЭС общей стоимостью 8 млрд рублей (запуск первой станции планируется в 2015 году). Кроме того, летом прошлого года компания заявила о планах восстановления закрытой в 1970 годах ГЭС на реке Иксе в Чаинском районе Томской области. Работы по восстановлению станции (здесь сохранились плотина, здание ГЭС и все основные сооружения) оцениваются в 300 млн рублей, а закончить их планируется в конце 2012 – начале 2013 года. Окупать проект планируют не только за счет продаж электричества. В непосредственной близости от ГЭС ЗСГГК планирует создать деревообрабатывающий цех, цех металлообработки и кирпичный завод (общая стоимость всех работ — порядка 1,5 млрд рублей).

«Холодно, но можно»

Таким образом, можно констатировать — проекты строительства малых ГЭС в Сибири могут быть рентабельны и интересны при определенных условиях не только государственным холдингам, но и частному бизнесу. Тем более что в появлении таких инвесторов ряд регионов реально заинтересован и готов оказывать им содействие, ведь реализация подобных проектов автоматически означает возможности для промышленного освоения территории. «С финансово-экономической точки зрения объекты малой гидрогенерации имеют существенные преимущества (при принятии соответствующего пакета нормативно-правовых актов), а именно короткие инвестиционные циклы (три-четыре года со стадии проектирования) и, соответственно, более быстрое начало операционной деятельности и роста бизнеса компании», — считают в «РусГидро». С мнением компании соглашаются и международные эксперты. «Ввиду неопределенности прогноза тарифов и роста потребления электроэнергии в России диверсификацию, заключающуюся в выходе на рынки возобновляемых источников энергии, которые активно развиваются за пределами России, следует рассматривать в качестве альтернативы, позволяющей увеличивать выручку и прибыль», — считает руководитель группы консультационных услуг по сделкам компаний ТЭК и электроэнергетики в СНГ компании Ernst&Young Эдгар Рагель.

Главная же проблема реализации подобных проектов в Сибири, уверяют эксперты, в сложных климатических условиях. «При продолжительности зимнего периода в Сибири порядка семи месяцев малые водотоки, которые необходимы для выработки электроэнергии, перемерзают, в результате чего работа станций становится сезонной, то есть происходит увеличение расходов за счет необходимости использовать альтернативные источники электроэнергии — дизельные электростанции (ДЭС), что финансово себя не оправдывает», — констатируют в министерстве промышленности и энергетики Красноярского края. Например, согласно проектной документации, уже строящаяся малая ГЭС «Чибит» в Республике Алтай при установленной мощности в 24 МВт имеет гарантированную мощность в декабре-феврале практически на уровне нуля. Другими словами, станция зимой практически бесполезна с точки зрения генерации электричества.

Поэтому малые ГЭС и были так быстро построены на Кавказе, где водоток зимой практически не перемерзает, и так медленно, неохотно строятся в Сибири. Проблему можно решить созданием водохранилища достаточного объема, которое будет как бы аккумулировать мощность летом, чтобы выдавать ее зимой. «В Сибири малая станция не будет нормально эксплуатироваться без резерва воды, хотя бы сезонного регулирования. Для этого нужно создать водохранилище, которое является потенциальным источником энергии. Если это невозможно сделать, то говорить о малой станции просто бессмысленно», — резюмировал директор «Красноярскгидропроекта» (входит в Красноярский филиал ЗАО «Сибирский ЭНТЦ») Николай Нейланд. Следовательно, привлекательные с точки зрения экологов проекты бесплотинных малых ГЭС с экономической точки зрения вряд ли осуществимы.

Кстати, именно Красноярский край «РусГидро» считает одним из наиболее перспективных регионов для развития малой гидроэнергетики, помимо Алтая. «Именно в этом регионе есть большое количество автономных потребителей в энергоизолированных зонах, не охваченных сетевыми объектами. Эти изолированные от энергосистемы территории в настоящее время выгоднее обеспечивать дизельной генерацией, так как строить на такое гигантское расстояние сети экономически не выгодно. Тем не менее стоимость конечных тарифов из-за повышения цены на топливо постепенно растет. И здесь малые ГЭС могли стать достойной заменой дизельной генерации», — уверены в компании.

В пользу малых ГЭС приводят и еще один, уже неэкономический довод — качество жизни населения. «В пользу их возведения, помимо того что появится местный более дешевый источник электроэнергии, можно привести и другие доводы: будут созданы благоприятные условия для обитания водоплавающей птицы; улучшатся условия рыболовства и водоснабжение населения», — считает Елена Гусельникова.

В результате малой гидроэнергетике в Сибири, скорее всего, быть. Только согласно планам «РусГидро» в России возведут несколько десятков малых ГЭС с установленной мощностью порядка 500 МВт. Вопрос только — где. И здесь на первый план выходит реальная заинтересованность региона в реализации такого проекта на своей территории. «Регион, как правило, должен сам выступать заказчиком таких проектов. Для малых ГЭС достаточно трудно находить инвесторов, так как это требует больших разовых вложений. Поэтому процесс привлечения финансовых средств в данную отрасль идет пока медленно», — замечает полпред президента в СФО Виктор Толоконский.

«РусГидро» и другие компании (та же Западно-Сибирская гидрогенерирующая компания) в этом смысле вполне справедливо хотят от регионов полноценной государственной поддержки. Очевидно, что больше всех в этом направлении преуспела Республика Алтай — регион методично в течение нескольких лет продвигал проект каскада малых ГЭС на Чуе. Инвестором сначала согласилась быть «МРСК Сибири», затем эстафета перешла к «РусГидро», но цель фактически достигнута — реализация проекта началась. Шанс на бурный рост отрасли имеет и Красноярский край. Буквально на прошлой неделе, 5 марта, в рамках VII Сибирского промышленного форума региону было сделано заманчивое предложение. Федеральные власти пообещали 13 млрд рублей до 2020 года с условием, что регион доведет объем производства электро­энергии за счет возобновляемых источников (сюда, надо полагать, входят и малые ГЭС) до уровня 750 МВт установленной мощности. «Государство не может поддерживать отдельно взятые бизнес-проекты, а вот объединенные и систематизированные региональные инициативы, целые связки подобных проектов могут получить беспрецедентную помощь», — заявил директор Красноярского филиала Российского энергетического агентства Владимир Голубев.

А вот Иркутская область, по всей видимости, отказывается от такой перспективы. «За неимением более эффективных источников раньше такие ГЭС были востребованы. Почему сегодня нет МГЭС? Потому что их очень сложно эксплуатировать, в частности оттого, что зимой малые реки перемерзают. Поэтому я на самом деле не верю в перспективу МГЭС. Это возможно, но оправданно только для отдельных, исключительных случаев. К примеру, установить такую ГЭС целесообразно было бы в Ербогачене. Но там, к сожалению, физически такой возможности нет», — сообщил на недавней пресс-конференции министр жилищной политики, энергетики, транспорта и связи Иркутской области Петр Воронин.

Впрочем, другие регионы свой выбор, видимо, сделали, и малая гидрогенерация вполне вписывается в их стратегию развития. В любом случае повышение цен на дизельное топливо, увеличение цены на транспортировку электричества на дальние расстояния (за счет износа инфраструктуры, а также из-за других объективных факторов) в ближайшем будущем сделают малые ГЭС не только имиджевым проектом с социальной направленностью, но и полноценным видом бизнеса.

Разность подходов при строительстве МГЭС

Столь серьезные планы несколько омрачаются реальным новейшим опытом возведения и эксплуатации МГЭС в Сибири, имеющим несколько не очень радужных эпизодов. Объективное видение перспектив невозможно без осмысления недавних событий. Технологии возведения существовавших когда-то многочисленных ГЭС не подходят к современным условиям. За истекший продолжительный период многие компетенции тех времен по возведению МГЭС были утеряны, а многие подходы к их строительству значительно изменились.

По словам генерального директора компании «ИНСЭТ» (Санкт-Петербург) Якова Бляшко, в советские времена к строительству малых ГЭС подходили совсем иначе. «Поскольку на первом месте были интересы промышленности, то стремились использовать гидропотенциал реки полностью, и поэтому малая ГЭС имела плотину. Но малая гидроэнергетика должна выполнять социальную роль и решать социальные задачи. Даже если строительство малой ГЭС экономически целесообразно, но она этой роли не выполняет, то нет смысла в ее возведении», — убежден эксперт. Свою позицию он проиллюстрировал условным примером старого подхода: нормальным считалось строительство малой ГЭС мощностью 15 МВт с удаленностью от социального потребителя на расстояние в 30 км, в то время как при численности населения в 800 человек потребность с перспективой развития составляет максимум 1–1,5 МВт при удалении в 5 км. В первом случае в протянутой от ГЭС до села ЛЭП теряется значительное количество энергии, а поскольку вопросы ее обслуживания не всегда решаются (порывы из-за обледенения, падающих деревьев), то в энергоснабжении нередки сбои.

В связи с этим в современных проектах преобладает подход возведения ГЭС по деривационной схеме, когда от реки на МГЭС делается отводящий рукав-водоток. Такая технология позволяет практически полностью отказаться от водохранилищ и избежать строительства плотин, характерных для крупных ГЭС, а также заметно сокращает период строительства и значительно снижает затраты. Яков Бляшко заметил, что «ИНСЭТ» почти все проекты делает без использования водохранилища: «По деривационной схеме без затопления мы создали два проекта в Кабардино-Балкарии, три проекта в Карачаево-Черкесии и 17 станций общей мощностью более 200 мегаватт в Северной Осетии». Ему вторит Андрей Железнов, отметивший, что «основной задачей фонда является налаживание системы массового, поточного строительства МГЭС, где, в отличие от крупных ГЭС, не признающих типовых инженерных решений, это позволяют делать технологии, применяемые при строительстве гидроузлов малой мощности». Унификации проектов МГЭС так же будет способствовать наличие разработанного и промышленно освоенного оборудования, и опыта его эксплуатации в различных регионах.

Но, как считает директор «Красноярскгидропроекта» Николай Нейланд, дело не столько в генерирующем источнике, сколько в аккумулирующей энергию части ГЭС, то есть водохранилище. Мировая география распространения малых станций затрагивает в основном теплые части света, где ни один водоток зимой не перемерзает. Это в значительной степени относится и к Северному Кавказу. При продолжительности зимы в Сибири в семь–девять месяцев малые водотоки, которые могут давать отдачу, перемерзают, из-за чего работа станций становится очень проблематичной. «В Сибири малая станция не будет нормально эксплуатироваться без резерва воды, хотя бы сезонного регулирования. Для этого нужно создать водохранилище, которое является потенциальным источником энергии. Если это невозможно сделать, то говорить о малой станции просто бессмысленно», — резюмировал он.

Многие проекты малых ГЭС, над которыми работал красноярский институт, предусматривают возведение плотины, однако большие капитальные вложения в напорный фонд (возведение плотины, подготовка ложа водохранилища) а также увеличение времени строительства могут стать непреодолимым препятствием на пути развития малых ГЭС. Относительно деривационного подхода Николай Нейланд заметил, что множество безнапорных станций существовало, например, в Тыве и раньше. Но в основном они предназначались для снабжения сезонных отгонных пастбищ и работали в теплое время года.

Заключение

Сибирский федеральный округ является одним из наиболее перспективных регионов России для строительства объектов малой гидрогенерации. Технический гидропотенциал малых рек Сибири оценивается в 154 млрд кВт·ч, который позволит построить малые ГЭС общей установленной мощностью более 38 ГВт.

Малые ГЭС позволят снизить дефицит электроэнергии на труднодоступных и изолированных от централизованной системы энергоснабжения территориях и значительно сократить затраты на завозное топливо за счет использования возобновляемых источников энергии.

Всего насчитывается 56 потенциальных площадок строительства малых ГЭС в Сибири, установленная мощность которых предварительно оценивается в 220 МВт.

Список используемой литературы:

  1. http://aenergy.ru/1524

  2. http://snip1.ru/engeneer-system/avtonomnye-sistemy-inzhenernogo-oborudovaniya-domov-i-obshhestvennyx-zdanij-texnicheskie-resheniya/elektrosnabzhenie-zhilogo-doma-na-baze-mikroges/

  3. http://www.gigavat.com/mini_ges.php

  4. http://expert.ru/siberia/2012/10/vodnaya-alternativa/

37

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.