Гидроэлектростанции (ГЭС)

1.3 Гидроэлектростанции (ГЭС)

 

На гидроэлектростанциях электрическая энергия получается в результате преобразования энергии водного потока. Каждая ГЭС состоит из гидротехнических сооружений, обеспечивающих необходимую концентрацию потока воды и создание напора, а также энергетического оборудования, преобразующего энергию движущейся под напором воды в электрическую. Такое преобразование осуществляется с помощью гидравлической турбины, основным элементом которой является рабочее колесо. Вода, попадая из водохранилища по напорному трубопроводу на лопасти рабочего колеса, вращает его, а вместе с ним и ротор генератора, вырабатывающего электроэнергию.

Существуют две основные схемы концентрации напора гидротехническими сооружениями - плотинная и деривационная. В плотинной схеме предусмотрено сооружение плотины, перегораживающей в выбранном створе русло реки в результате чего образуется разность уровней воды в верховой и низовой по течению сторонах плотины. Создающееся при этом с верховой стороны водохранилище носит название верхнего бьефа, а часть реки с низовой стороны - нижнего бьефа. Разность уровней верхнего Zв.б. и нижнего Zн.б бьефов создает необходимый напор гидроэлектростанции Hгэс, при этом напор за счет кривой подпора будет несколько меньше того, который возможен при использовании рассматриваемого участка реки 1-2, т. е. Hуч. Величина представляет, таким образом, некоторую невосполнимую потерю напора: На горных реках с большими уклонами концентрация напора обычно осуществляется по деривационной схеме, реализуемой следующим образом. В выбранном створе реки возводится плотина 1(на рис.), создающая небольшой подпор и сравнительно малое водохранилище, из которого через водоприёмник 2 вода направляется в деривацию 3, представляющую собой искусственный водовод, выполняемый в виде открытого канала, туннеля или трубопровода. Из деривации вода поступает по напорным трубопроводам 6 к турбинам ГЭС 4. Таким образом, в этой схеме напор создается не плотиной, как в предыдущей схеме, а деривацией, при этом, если деривация напорная, то в конце ее для смягчения возможных при нестационарных режимах гидравлических ударах сооружается уравнительный резервуар 5. Естественно, что используемый гидроэлектростанцией напор Hгэс будет меньше Hуч на размер потерь в водоподводящем тракте (деривация, напорный трубопровод).

Плотинная схема концентрации напора	Деревационная схема концентрации напора

Разновидностью рассмотренных двух схем является плотинно-деривационная (смешанная) схема. Она реализуется в тех случаях, когда используемый участок реки на своем протяжении имеет различный уклон, в результате чего целесообразно использовать плотинную схему там, где уклон сравнительно невелик, и деривационную, где уклон существенно больше. Целесообразность использования этой схемы может диктоваться и другими соображениями.

Имеется несколько разновидностей собственно деривационных схем. К первой из них можно отнести так называемую межбассейновую деривационную схему (рис. 2.24). В этой схеме концентрация напора осуществляется путем переброски воды из реки А в реку Б, при этом необходимо, чтобы разность уровней воды Hуч в этих реках была значительной, а расстояние между ними и соответственно длина - сравнительно небольшими. Другой разновидностью является межбассейновая схема с насосным подъемом воды на водораздел, где устраивается водохранилище (рис. 2.25). Высота подъема воды H1 обычно меньше высоты измеряемой разностью уровней водораздельного бассейна и нижнего бьефа у здания ГЭС Н2. Установки, в которых насосы и турбины размещаются в одном здании (рис. 2.26), называются гидроаккумулирующими электростанциями (ГАЭС). Нижним бассейном (бьефом) такой ГАЭС могут служить водохранилище или река, а в качестве верхнего бассейна (бьефа) используется существующее озеро, имеющее или не имеющее естественную приточность, или специально созданное на определенной высоте водохранилище. На первых ГАЭС устанавливали две раздельные пары машин: гидротурбину с генератором и электродвигатель с насосом. Такие схемы по числу устанавливаемых машин называют четырехмашинными. Синхронная электрическая машина может работать как в генераторном, так и в двигательном режимах. На основе использования этого свойства была создана трехмашинная схема, в которой отсутствует отдельный двигатель насоса. Появление обратимых гидромашин, работающих как в насосном, так и в турбинном режимах, позволило перейти к двухмашинной схеме ГЭС, имеющей агрегаты, на одном валу которых размещаются как обратимая электрическая машина, так и обратимая гидравлическая. Процесс гидравлического аккумулирования энергии сводится к следующему. В ночное время, когда нагрузка энергосистемы сильно снижается, включаются электродвигатели насосов ГАЭС, накачивающие воду из нижнего бассейна в верхний. В периоды пиков нагрузки энергосистемы запасенная в верхнем бассейне вода пропускается через турбины ГАЭС и находящиеся на одном валу с ними генераторы вырабатывают электроэнергию. Если при этом в верхний бассейн не поступает естественная приточность и один и тот же объем воды (без учета п потерь на испарение и фильтрацию) перекачивается вверх и спускается вниз, то такие гидроаккумулирующие электростанции носят название ГАЭС чистого типа. Если имеется постоянный естественный приток воды в верхний бассейн, то в этом случае образуется ГЭС смешанного типа или, как ее еще называют, ГЭС-ГАЭС. В этом случае мощность ГАЭС можно получить несколько большего значения, чем при отсутствии приточности. Достоинством ГАЭС в современных условиях работы энергетических систем является то, что она искусственно создает гидроэнергетические ресурсы, что важно для тех районов, где этих ресурсов недостаточно. Кроме того, ГАЭС играют существенную роль в режиме покрытия суточного графика нагрузки системы, создавая дополнительную нагрузку в часы ночного провала электропотребления и пиковую мощность в часы повышенного спроса на электроэнергию Коэффициент полезного действия ГАЭС определяется к. п. д. насосного и турбинного режимов. Поэтому он будет меньше, чем к. п. д. ГЭС, и обычно не превосходит 0,70-0,78. Это значит, что из каждых 100 кВт-ч, забираемых ГАЭС из системы, обратно в нее возвращается примерно 75 кВт*ч. Однако этот недостаток смягчается тем, что дневная энергия, когда ГАЭС работает в турбинном режиме, оценивается значительно выше ночной, когда часть ее по существу является бросовой. Энергоэкономическая эффективность ГАЭС в значительной мере определяется используемым напором. Чем больше напор, тем для одной и той же установленной мощности можно обойтись меньшими объемами. Поэтому высоконапорные ГАЭС имеют лучшие технико-экономические показатели. Кроме рассмотренной выше ГАЭС суточного цикла аккумулирования могут быть ГАЭС и с более длительными цикламинедельными, сезонными. Однако для этого должны иметься необходимые гидрологические и топогеологические условия, что встречается довольно редко

В 2000г. ГЭС было произведено 9971.5млн кВт ч или 5.63% суммарной выработки электроэнергии по Украине.
Основные гидроэнергетические ресурсы Украины сосредоточены в бассейнах двух крупнейших рек Днепра и Днестра. Расположенные на них гидроэлектростанции объединены в "Украинскую ассоциацию ГЭС", которая входит в состав структуры Минэнерго Украины.
Большинство ГЭС расположены на Днепре. Дренажный бассейн Днепра составляет 503тыс кв.км, т/е ежегодно сбегает 53млрд м³ воды. И уровень падения составляет 220м на протяжении от России и Белоруссии через Украину до Черного моря. Эта водная система характеризуется крутыми порогами и низким началом реки. В период таяния снегов объем воды может увеличиваться на 25000м³
Днепровский каскад гидроэлектростанций включает в себя 6 ГЭС суммарной можностью 3.7 млн кВт. С учетом Киевской гидроаккумуляционной электростанции (ГАЭС), которая входит в комлекс сооружений Киевской ГЭС - 3.9млн кВт.
Основным регулятором стока воды в Днепре является Кременчугская ГЭС, имеющая полезный объем водохранилища 9млрд м³
Все гидроэлектростанции Днепровского каскада полностью автоматизированы. На них осуществляется автоматический запуск и остановка агрегатов, автоматический перевод с генераторного режима работы в режим синхронных компенсаторов и обратно.
ГЭС обеспечивают за счет своих водохранилищ орошение земель, общая площадь которых достигает 2.6млн га
Преимуществом ГЭС является отсутствие вредных выбросов в атмосферу.

Гидроэлектростанции Украины

Название	Мощность на 0.01.98г., МВт	Кол-во гидротурбин, шт х МВт
Киевская ГАЭС	235.5	3 х 41.5
Киевская ГЭС	361.2	16 х 18.5, 4 х 16.3
Каневская ГЭС	444	24 х 18.5
Кременчугская ГЭС	625	12 х 52
Днепродзержинская ГЭС	352	8 х 44
Днепровская ГЭС	1538.2	6 х 113.1, 2 х 104.5, 9 х 72, 1 х 2.6
Каховская ГЭС	351	6 х 58.5
Днестровская ГЭС	702	6 х 117

2. Расчетная часть.

На существующих в настоящее время низконапорных ГЭС и приливных электростанциях (ПЭС) применяются осевые турбины, у которых напорный поток воды движется вдоль оси турбины. При этом нагрузка на лопасти турбины :

 [Мн]

где S- площадь лопасти , g=9,81 , h- высота канала .

Для классической турбины P=2500- 3000 [Мн]

Это увеличивает срок службы агрегата и снижает амортизационные затраты

Расход воды при этом :

 [м²/c]

в традиционных ГЭС этот показатель превышает 1000 м²/c для одной турбины с одинаковым сечением канала .

.

Несколько десятилетий эксплуатации и исследований позволили довести конструкцию осевых турбин до высокой степени совершенства, но они дороги и их изготовление возможно лишь на специализированных турбостроительных заводах.
В 1984-86 гг. в Канаде и Японии были проведены исследования в напорном потоке поперечно-струйной (ортогональной) турбины - разновидности ротора Дарье с прямолинейными лопастями крыловидного профиля. Однако её КПД оказался менее 40 % и дальнейшие работы были прекращены.
В 1989-2000 гг. специалисты НИИЭС, найдя оптимальные геометрические очертания турбинной камеры и лопастной системы ортогональной турбины, повысили её КПД до 60-70 % (в зависимости от диаметра турбины) и доказали экономическую целесообразность её применения как на микроГЭС и малых ГЭС с напорами от 1 до 6 м, так и на ПЭС с максимальными приливами до 13 м при возможности двухсторонней работы ортогональной турбины.

Основные преимущества ортогональной турбины по сравнению с осевой

снижение массы (и следовательно стоимости) агрегата до 50 % при одинаковой мощности

увеличение на 40 % расхода через гидроузел при холостом режиме работы турбины, что позволяет кардинально сократить размеры водосливной плотины

сокращение размера здания электростанции и упрощение конструкции отсасывающей трубы (лекальность только водной плоскости)

возможность массового изготовления лопастей турбины по непрерывной технологии и сборки турбин на обычных (не турбиностроительных) машиностроительных заводах большими сериями, что в принципе решает казалось бы неразрешимую проблему строительства крупных ПЭС, где проектируется установка нескольких сотен гидроагрегатов.

Список литературы.

1.    Шигловский А.К. Энергосбережение в Украине. –К. Либидь 1997г.

2.    Мных Е.В. анализ эффективного использования топливноэнергетических ресурсов.