1) Плотинные гэс.

В зависимости от принятой схемы использования водяной энергии напора применяют плотинные или деривационные ГЭС.

Плотинные ГЭС бывают

- русловыми, когда здание электрической станции занимает часть напорного фронта и на ровне с плотиной воспринимает давление воды верхнего бьефа

- приплотинными, когда здание электрической станции располагается за платиной и не воспринимает давление воды.

Вид сверху и разрез приплотинной ГЭС (на примере Саяно-Шушенской ГЭС) представлены соответственно на рис. I.11 и I.12.

Рис. І.11. Вид сверху приплотинной ГЭС (1-станционная часть плотины; 2 – водосбросная часть плотины; 3 – здание ГЭС; 4 и 5 – правобережная и левобережная глухие части; 6 – кран затворов холостого водосброса; 7 – кран затворов водовода верхнего бьефа)

Рис. І.12. Разрез плотины и машинного зала приплотинной ГЭС (1 — гидротурбина, 2 — гидрогенератор, 3 — трансформаторы, 4 — здание машинного зала ГЭС, 5 — линии высокого напряжения, 6 — затворы водоприемника, 7 — водовод; 8 и 9 – краны затворовводовода верхнего и нижнего бьефов)

Плотинные ГЭС строятся на равнинных реках, имеющих небольшое течение (например, Волга). На них напор (Н) создается плотиной 1. Водное пространство перед плотиной называется верхним бьефом (ВБ), а ниже плотины – нижним бьефом (НБ). Разность уровней определяет напор. Верхний бьеф образует водохранилище.

2) Деривационные гэс.

На горных реках сооружаются ГЭС, которые используют естественные уклоны рек, однако при этом приходится создавать систему деривационных (обходных) сооружений. К ним относятся сооружения, направляющие воду в обход естественного русла реки. На рис. І.13 это: напорный трубопровод и канал нового русла реки.

Схема деривационной ГЭС представлена на рис. I.12)

а) поперечный разрез

б) вид сверху

Рис. І.13. Принципиальная технологическая схема деривационной ГЭС (1 – небольшая плотина; 2 – здание ГЭС; 3 – гидротурбина; 4 – напорный бассейн (дамба); 5 – напорный трубопровод)

3) Гаэс

Схема ГАЭС представлена на рис. I.14.

Рис. І.14 Принципиальная технологическая схема ГАЭС (1 – верхний бассейн; 2 – нижний бассейн; 3 – здание ГАЭС; 4 – напорный трубопровод; 5 – турбина-насос; 6 – двигатель-генератор)

направление воды в трубопроводе в двигательном режиме работы; направление воды в трубопроводе в генераторном режиме работы.

ГАЭС предназначены для выравнивания графика нагрузки энергосистемы.

В часы минимума нагрузок генераторы ГАЭС переводятся в двигательный режим, а турбины – в насосный. Потребляя мощность из сети, такие гидроагрегаты передвигают воду по трубопроводу (4) из нижнего бассейна в верхний. В период максимума нагрузок, когда в системе образуется дефицит мощности ГАЭС вырабатывает электроэнергию. Срабатывая воду из верхнего бассейна, турбина-насос (5) вращает двигатель-генератор (6), который выдает мощность. Таким образом, ГАЭС помогает выравнивать график энергосистемы, что увеличивает экономичность работы ТЭС и АЭС (на рис. I.15 жирной линией показан график нагрузки, по которому в действительности работают ТЭС и АЭС).

Процесс выравнивания графика нагрузки показан на рис. I.15.

Рис. І.15. Выравнивание суточного графика работы ЭЭ системы с помощью ГАЭС (1 - ГАЭС в генераторном режиме ; 2 - ГАЭС в двигательном (насосном) режиме )

б.5) ТЭС с газотурбинными установками.

б.5.1) Принципиальная схема ТЭС с газотурбинными установками

ТЭС с газотурбинными установками (ТЭС с ГТУ) подразделяются на два типа:

- газотурбинные электростанции с выработкой только электроэнергии;

- газотурбинные электростанции с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии (ГТТЭЦ).

Газотурбинные установки (ГТУ) в отличие от паротурбинных имеют в качестве рабочего тела не водяной пар, а дымовые газы (см. рис. I.16). Конденсатор в схеме турбоустановки отсутствует, а нагнетателем является не водяной насос, а воздушный компрессор.

Топливо (газ, дизельное горючее) подается в камеру сгорания, туда же компрессором нагнетается воздух. Горячие продукты сгорания отдают свою энергию газовой турбине, которая вращает компрессор и синхронный генератор. Запуск установки осуществляется при помощи разгонного двигателя, который может быть автономным (дизельный двигатель) либо получать питание от энергосистемы. Пуск длится 1-2 минуты.

Для более эффективного использования тепла газов, выходящих из турбины, применяют газотурбинные электростанции с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии (см. рис. I.16). В них после турбины устанавливают газовый подогреватель сетевой воды (теплообменник-утилизатор). Он входит в систему сетевого водоснабжения, которая идентична системе сетевого водоснабжения ТЭЦ (см. рис.I.5).

Рис. 1.16. Принципиальная технологическая схема газотурбинной электростанции с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии: КС – камера сгорания; КП – компрессор; ГТ – газовая турбина; Г – генератор; Т – трансформатор; М – разгонный двигатель; ГПСВ – газовый подогреватель сетевой воды

б.5.2) Особенности ТЭС с ГТУ.

1. Генерация электроэнергии происходит по следующей схеме (см. рис. I.17):

Рис. I.17. Структурная схема генерация электроэнергии ТЭС с ГТУ

2. Основной вид топлива – газ или дизельное топливо.

3. В отечественной энергетике на долю ТЭС с ГТУ приходится незначительная доля выработки электроэнергии.

4. В России производятся ГТУ мощностью от 1 до 200 МВт, их КПД находится в пределах от 18 до 36 %. В Германии, Японии и США выпускают ГТУ мощностью до 400 МВт с КПД до 40 %. Не столь большое значение КПД обусловлено тем, что основная часть теплоты, получаемая в камере сгорания ГТУ, выбрасывается в атмосферу.

5. ТЭС с ГТУ строятся вблизи населенных пунктов.

6. Запуск установки осуществляется при помощи разгонного двигателя и длится 1 – 2 мин., в связи с чем ГТУ отличаются высокой маневренностью и пригодны для покрытия пиков нагрузки в энергосистемах.

7. Современная ТЭС с ГТУ активно воздействует на атмосферу. Влияние на атмосферу заключается в выбросе значительного количества продуктов сгорания.

Основные преимущества ТЭС с ГТУ над ТЭС с паротурбинных установками:

– отсутствие высокотемпературного теплообменника для передачи тепла сжигаемого топлива рабочему телу;

– относительно небольшие размеры здания;

– малый объем строительных работ;

– небольшой расход охлаждающей воды (нет конденсатора) ;

– возможность быстрого взятия нагрузки.

Недостатком является низкий ресурс газовой турбины (не превышает 10-12 лет). Для паровой турбины он составляет 40 лет. Этот недостаток компенсируется малым сроком окупаемости электростанций с ГТУ.

Наиболее вероятная область применения ГТУ в будущем – в качестве пиковых для аварийного резерва, а также в составе ГТТЭЦ и в сочетании с паровыми турбинами.

б.6). ТЭС с ПГУ.

б.6.1) Принципиальная технологическая схема ТЭС с ПГУ с утилизационными паровыми котлами.

ТЭС с паротурбинными и газотурбинными агрегатами, характеризующуюся общей тепловой схемой и совместным использованием тепловых потоков, называют парогазовой электростанцией. Возможно несколько схем парогазовых ТЭС ПГУ, но во всех из них КПД существенно выше, чем на паротурбинных и газотурбинных ТЭС. Повышение КПД обуславливается, прежде всего, лучшим использованием теплоты уходящих газов ГТУ, поэтому наибольшее распространение получили ПГУ с утилизационными паровыми котлами. Они позволяют использовать уходящие газы газовых турбин для генерации пара низких параметров, которые поступают на паровую турбину. Дополнительное сжигание топлива в котле не предусматривается. Принципиальная тепловая схема простейшей утилизационной ПГУ приведена на рис. I.18.

Рис. I.18. Принципиальная технологическая схема парогазовой электростанции: КС – камера сгорания; КП – компрессор; ГТ – газовая турбина; ГГТ – генератор газовой турбины; ГПТ – генератор паровой турбины; М – пусковой двигатель; КУ – котел-утилизатор; К – конденсатор; КЭН – конденсатный электронасос.

б.6.2) Особенности ТЭС с ПГУ.

1. Генерация электроэнергии происходит по следующей схеме (см. рис. I.19):

2. Основной вид топлива – газ или дизельное топливо.

3. В отечественной энергетике на долю ТЭС c ПГУ приходится пока незначительная доля выработки электроэнергии.

4. КПД ПГУ составляет 45 – 50 %, мощность ПТУ приблизительно 50% от мощности ГТУ.

Пункты 5 –8 соответствуют ТЭС с ГТУ.

Рис. I.19. Структурная схема генерация электроэнергии ТЭС с ПГУ

Следует отметить, что главным недостатком таких ПГУ является невозможность автономной работы ПТУ.

В России действует ПГУ мощностью до 450 МВт с КПД до 52%, за рубежом – мощностью до 800 МВт с КПД 60%.

в). Усредненные значения удельных капиталовложений, себестоимости электроэнергии и сроков строительства электростанций различных типов (табл. I.1)

Табл. I.1

Тип электростанции	Удельные капиталовложения, руб/кВт	Себестоимость электроэнергии, коп/(кВт*ч)	Срок строительства, лет
КЭС	110 – 160	0,4 – 1	3 – 6
ТЭЦ	180 – 250	0,3 – 0,8	4 – 6
ГЭС	200 – 500	0,04 – 0,4	5 – 8
ГАЭС	180 – 200	–	–
АЭС	200 – 300	0,45 – 0,8	5 – 8
ГТУ	110 – 120	–	–
ПГУ	115 – 125	–	–

Примечание: цены соответствуют 1986 году.

Как видно из таблицы, ГЭС имеет гораздо меньшую себестоимость электроэнергии. Однако в настоящее время преимущественно строятся ТЭС с ПГУ, ТЭС с ГТУ и АЭС, так как определяющими факторами здесь являются размеры капиталовложений и время строительства электростанции (для ТЭС с ГТУ и ПГУ), а также малое потребление топлива (для АЭС).