Испаряемость
Годовая испаряемость на равнинах России колеблется от 150-200 мм в сибирских провинциях тундр до 1000 мм в полупустынях и пустынях Прикаспийской низменности. В тайге наиболее характерные величины испаряемости составляют 450-500 мм, в провинциях смешанных лесов – 600-700 мм, в степях – 800-900 мм.
Потери на испарение с водной поверхности водохранилищ в среднем составляют 1,9% прихода, причем по некоторым крупным водохранилищам пределы колебаний могут составлять от 1,2 до 9%. Наибольшие потери на испарение характерны для водохранилищ южных районов Европейской территории.
Увлажнение территории определяется по соотношению между количеством выпадающих атмосферных осадков и испаряемостью. При этом если осадки превышают испаряемость, возникает избыточное увлажнение и часть выпавшей влаги удаляется из данной местности в виде стока. Недостаточное увлажнение территории связано с тем, что осадков выпадает меньше, чем может испариться.
Подземные источники. Примерно 37,5 млн. км3, или 98% всей пресной воды в жидком состоянии приходится на подземные воды, причем ок. 50% из них залегает на глубинах не более 800 м. Однако объем доступных подземных вод определяется свойствами водоносных горизонтов и мощностью откачивающих воду насосов. Запасы подземных вод в Сахаре оцениваются примерно в 625 тыс. км3. В современных условиях они не пополняются за счет поверхностных пресных вод, а при откачке истощаются. Некоторые наиболее глубоко залегающие подземные воды вообще никогда не включаются в общий круговорот воды, и только в районах активного вулканизма такие воды извергаются в форме пара. Однако значительная масса подземных вод все же проникает на земную поверхность: под действием силы тяжести эти воды, двигаясь вдоль водонепроницаемых наклоннозалегающих пластов горных пород, выходят у подножий склонов в виде источников и ручьев. Кроме того, они откачиваются насосами, а также извлекаются корнями растений и затем в процессе транспирации поступают в атмосферу.
Поверхностные источники. Лишь 0,01% от общего объема пресной воды в жидком состоянии сосредоточена в реках и ручьях и 1,47% – в озерах. Для накопления воды и постоянного обеспечения ею потребителей, а также для предотвращения нежелательных паводков и производства электроэнергии на многих реках сооружены плотины. Наибольшие средние расходы воды, а следовательно, и наибольший энергетический потенциал имеют Амазонка в Южной Америке, Конго (Заир) в Африке, Ганг с Брахмапутрой в южной Азии, Янцзы в Китае, Енисей в России и Миссисипи с Миссури в США.
2.2 Основные понятия и зависимости для ведения водноэнргетических расчетов.
Гидроэнергетические установки преобразуют механическую энергию падающей воды в электрическую на гидравлических (ГЭС), гидроаккумулирующих (ГАЭС) и приливных (ПЭС) электростанциях при их работе в турбинном режиме или преобразуют электрическую энергию в механическую энергию подъема воды на насосных станциях (НС), а также на ГАЭС и ПЭС при их работе в насосном режиме.
Количество механической энергии текущей жидкости е в любом произвольно выбранном сечении потока определяется по уравнению Бернулли:
(1.1)
где Z0 — высота центра тяжести рассматриваемого живого сечения потока над плоскостью сравнения или потенциальная энергия положения (рис. 1.1); p/ρg — пьезометрическая высота, равная глубине погружения центра тяжести того же живого сечения под уровень воды или потенциальная энергия давления, м; av2/2g — скоростная высота, или скоростной напор, или кинетическая энергия, м; р — избыточное давление, равное разности абсолютного давления в данной точке потока рабс и атмосферного на поверхности воды ратм, т. е. р=рабс—Ратм (давление в СИ выражается в Па или МПа; на уровне моря ратм = = 100000 Па=0,1 МПа); ρ — плотность жидкости, кг/м3; g— ускорение свободного падения, м/с2; v — средняя скорость течения воды в данном живом сечении, м/с; а —коэффициент Кориолиса, учитывающий неравномерность распределения скоростей воды по живому сечению.
Плотность воды р, протекающей через турбины ГЭС, зависит, хотя и незначительно, от ее температуры (табл. 1.1); в проектных расчетах она принимается, как правило, равной 1000 кг/м3. Плотность соленой воды, используемой на ПЭС, принимается равной 1030 кг/м3.
Таблица 1.1
Температура воды, °с |
0 |
4 |
10 |
20 |
30 |
Плотность воды р, КГ/М3 |
999,87 |
1000,00 |
999.75 |
998,26 |
995,76 |
Ускорение свободного падения g в зависимости от географического положения ГЭУ колеблется незначительно: от 9,825 на Крайнем Севере до 9,782 на Юге. В проектных расчетах обычно принимается g=9,81.
Сумма энергий положения z0 и давления p/ρg равна отметке уровня воды в бьефе z:
(1.2)
Напор - брутто выражается через разность удельных энергий потока в верхнем и нижнем бьефах ГЭС:
(1.3)
Если на ГЭС установлены реактивные турбины (поворотно-лопастные, радиально-осевые, диагональные), то в водно-энергетических расчетах пренебрегают скоростным напором, поэтому
(1.4)
При установке на ГЭС активных турбин (ковшовых) учитывается лишь скоростной напор, поэтому
(1.5)
Вода, поступающая к гидроагрегатам, должна пройти различные оградительные и направляющие сооружения, например защитные стенки, решетки, трубопроводы и т.д., в которых часть энергии потока теряется. Эти потери называются потерями напора Δh. Разность напора-брутто и потерь напора является напором-нетто:
(1.6)
Часть энергии потока теряется внутри самой гидравлической турбины. Эти потери складываются из потерь напора на гидравлическое трение о стенки водопроводящих каналов турбины, механических потерь в подшипниках и подпятнике и пр. и учитываются с помощью коэффициента полезного действия турбины ηт. При превращении механической энергии вращения рабочего колеса турбины в электрическую в гидрогенераторе также имеют место потери энергии, электрические и механические, учитываемые коэффициентом его полезного действия ηг. Произведение ηт ηг есть коэффициент полезного действия гидроагрегата ηа.
Энергия, содержащаяся в объеме воды W, определяется произведением веса этого объема (Wρg) на удельную энергию:
(1.7)
где W — объем воды, м3; Q — расход воды, м3/с; t — время, с.
Единица энергии в СИ — джоуль: 1 Дж=1 Н·м.
Разность количеств механической энергии, содержащейся в начальном и конечном сечениях рассматриваемого участка водотока, например между верхним и нижним бьефами ГЭС, т. е. энергия участка Эуч, используется турбинами ГЭС для выработки электроэнергии:
(1.8)
(1.9)
Где
(1.10)
где QГЭС — расход воды через ГЭС;
QПР — расчетный, проектный приток в водохранилище гидроузла;
QВ-ЩА— расход сработки (+) или наполнения (—) водохранилища;
Qсб — поступление воды через водосбросные и водосливные сооружения, называемое обычно холостым сбросом;
Qшл — затраты воды на шлюзование, рыбоход;
QФ— потери воды на фильтрацию;
QНБ — расход воды в нижнем бьефе гидроузла;
QЕСТ— естественный приток к створу гидроузла;
QБЕЗВ — безвозвратное водопотребление выше створа гидроузла;
QИСП — потери воды на дополнительное испарение; QЛ — потери воды на льдообразование.
Расход воды Q выражается в м3/с.
Затраты воды на шлюзование, работу рыбоходов, шугосбросов и других специальных сооружений, а также потери воды на фильтрацию называют возвратными потерями воды или неэнергетическими затратами стока QB, они равны Qшл+QФ.
Количество электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС в 1 с, т. е. мощность ГЭС Qгэс, вычисляется по формуле:
(1.11)
Единица мощности в СИ — ватт, 1 Вт=1 Дж/с.
В энергетике мощность исчисляется в киловаттах (кВт), а выработка электроэнергии — в киловатт-часах (кВт-ч). Соотношения между единицами энергии и мощности даны в таблицах 1.2 и 1.3.
Таблица 1.2
Единица энергии |
Дж |
кгс·м |
кВт·ч |
джоуль килограмм-сила-метр киловатт-час |
1 9,8067 3,6·106 |
0,102 1 3,67·105 |
2,78·10-7 2,72·10-6 1 |
Таблица 1.3
Единица мощности |
Вт |
кгс·м/с |
л. с. |
ватт килограмм-сила-метр в секунду лошадиная сила |
1 9,8067 736 |
0,102 1 75 |
1,36·10-3 1,33·10-2 1 |
Кроме того, мощность и выработка электроэнергии исчисляются в мегаваттах (МВт) и мегаватт-часах (МВт·ч), гигаваттах (ГВт) и гигаватт-часах (ГВт·ч), тераваттах (ТВт) и тераватт-часах (ТВт·ч).
1 ТВт = 1000 ГВт = 106 МВт = 109 кВт = 1012 Вт;
1 ТВт·ч = 1000 ГВт·ч = 106 МВт·ч = 109 кВт·ч = 1012 Вт·ч
Формулы (1.9) и (1.11) при исчислений Nгэс в кВт, Эгэс в кВт-ч имеют следующий вид:
;
(1.12)
Здесь Нн — в м, QГЭС — в м3/с, WT3C — в м3.
Затраты электроэнергии на работу насосной станции и ГАЭС в насосном режиме определяют по формулам:
(1.13)
Отличие формул (1.13) от (1.12) заключается лишь в использовании ηа в знаменателе и разном исчислении значений Нн: для ГЭС Нн=Нбр—Δh, а для НС Hн=Hбр+ Δh, где Δh — потери напора.
Общим понятием водноэнергетические расчеты охватывается совокупность операций, выполняемых для вычисления выработки электроэнергии на ГЭС, ГАЭС, ПЭС или затрат электроэнергии на НС, ГАЭС, ПЭС в условиях разной водности потока применительно к различным параметрам гидроузлов (при проектировании) и правилам использования стока (как при проектировании, так и при эксплуатации).
Расчетам предшествует этап создания модели работы гидроузлов и постановки задачи.
Таким образом, расчеты могут быть
-
Водохозяйственные
-
Водноэнергетические проектные
-
Водноэнергетические эксплуатационные
Водохозяйственный расчет
Сущность водохозяйственных расчетов заключается в решении уравнения водного баланса в каждый расчетный отрезок времени Δt, продолжительность которого выбирается в зависимости от требуемой точности расчетов, интенсивности изменения притока, располагаемой гидрологической информации и других факторов.
Водноэнергетические расчеты
Обычно выполняются совместно с водохозяйственными расчетами, под которыми понимается совокупность операций по регулированию стока водохранилищами и определению расходов воды в нижнем бьефе гидроузла QНБ.
Целью водноэнергетических расчетов является:
-
определение водноэнергетических показателей ГЭС, НС, ГАЭС и ПЭС при различных параметрах гидроузла;
-
составление многолетней характеристики режима работы гидроузла при выбранных в результате технико-экономических расчетов параметрах.
Основными водноэнергетическими показателями ГЭС считаются:
-
средняя многолетняя выработка электроэнергии Э;
-
гарантированная (минимальная, обеспеченная) мощность ГЭС NГАР расчетной или нормированной обеспеченности - это минимальная среднесуточная (среднемесячная, среднесезонная или среднегодовая) мощность, которую ГЭС обеспечивает с заданной надежностью. В отечественной проектной практике в качестве гарантированной мощности ГЭС с водохранилищем годичного регулирования используется средняя месячная (обычно декабрьская) мощность, либо может использоваться средня мощность за всю межень, либо среднегодовая;
-
располагаемая (пиковая) мощность NРАСП ГЭС расчетной обеспеченности - это максимальная мощность, которая может быть получена на ГЭС в течение суток по напору, расходу, состоянию оборудования, допустимой амплитуде колебаний уровней как в верхнем, так и в нижнем бьефе гидроузла.
Эти показатели используются в первую очередь для определения экономических характеристик гидроэнергетических установок. Э, NГАР и NРАСП должны определяться для всех вариантов схемы использования водотока, местоположения гидроузла и его главных параметров, а именно: нормального подпорного уровня (НПУ); уровня мертвого объема (УМО) или глубины сработки (высоты сливной призмы) hСР, установленной мощности ГЭС NУСТ (NУСТ — сумма номинальных активных мощностей всех гидроагрегатов).
Аналогичные показатели должны определяться при выборе типоразмера и диаметра рабочего колеса турбин dr, диаметра трубопроводов, размеров водоподводящего канала и других параметров гидроузлов, а также при разработке правил управления водными ресурсами. Например, в техническом проекте ГЭС Аль-Баас с водохранилищем суточного регулирования Э, NГАР и NРАСП определялись не только применительно к разным вариантам НПУ, NУСТ, dT, числа гидроагрегатов, правил управления водными ресурсами вышележащего водохранилища многолетнего регулирования стока, но и, что в проектной практике ранее не делалось, для вариантов размеров расчистки русла в нижнем бьефе.
Основные показатели проектируемой ГЭУ вычисляются с учетом ее влияния на аналогичные показатели других ГЭУ, работающих с проектируемой в одном каскаде или в одной электроэнергетической системе.