Электростанции

Гидроэнергетические установки

1. Процесс преобразования гидроэнергии в электрическую на различных типах гидроустановок

Гидроэлектростанция (ГЭС) – комплекс сооружений и оборудования, посредством которых энергия потока воды преобразуется в электрическую энергию. ГЭС состоит из последовательной цепи гидротехнических сооружений, обеспечивающих необходимую концентрацию потока воды и создание напора, и энергетического оборудования, преобразующего энергию движущейся под напором воды в механическую энергию вращения, которая, в свою очередь, преобразуется в электрическую энергию.

Гидроэнергетическая установка (ГЭУ) предназначена для преобразования механической энергии водного потока в электрическую энергию или, наоборот, электрической энергии в механическую энергию воды.

Гидроэнергетическая установка состоит из гидротехнических сооружений, энергетического и механического оборудования. Различают следующие основные типы гидроэнергетических установок:

  • гидроэлектростанции (ГЭС);
  • насосные станции (НС);
  • гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС);
  • комбинированные электростанции ГЭС–ГАЭС;
  • приливные электростанции (ПЭС).

По схеме использования водных ресурсов и концентрации напоров ГЭС обычно подразделяют на плотинные (русловые и приплотинные), деривационные с напорной и безнапорной деривацией, комбинированные, гидроаккумулирующие и приливные.

В русловых и приплотинных ГЭС напор воды создаётся плотиной, перегораживающей реку и поднимающей уровень воды в верхнем бьефе. При этом неизбежно некоторое затопление долины реки. В случае сооружения двух плотин на том же участке реки площадь затопления уменьшается. На равнинных реках наибольшая экономически допустимая площадь затопления ограничивает высоту плотины. Русловые и приплотинные ГЭС строят и на равнинных многоводных реках, и на горных реках, в узких сжатых долинах.

Гидроэлектростанции. Основными сооружениями ГЭС на равнинной реке являются плотина, создающая водохранилище и сосредоточенный перепад уровней, т. е. напор, и здание ГЭС, в котором размещаются гидравлические турбины, генераторы, электрическое и механическое оборудование (рис. 1). В случае потребности строятся водосбросные и судоходные сооружения, водозаборы для систем орошения и водоснабжения, рыбопропускные сооружения и т. п.

Разрез Саяно-Шушенской ГЭС

Рис. 1. Разрез Саяно-Шушенской ГЭС им. П.С. Непорожнего

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

Среди типов гидроэнергетических установок ГЭС являются наиболее крупными. В России построена на Енисее Саяно-Шушенская ГЭС им. П.С. Непорожнего мощностью 6,4 млн кВт (рис. 1). Ведется проектирование Туруханской ГЭС мощностью до 20 млн кВт.

Все построенные ГЭС, особенно обладающие крупными водохранилищами, играют решающую роль в обеспечении надежности, устойчивости и живучести Единой энергетической системы России.

. ГЭС Итайпу

Рис. 2. ГЭС Итайпу

Самыми же крупными ГЭС в мире считаются Итайпу – рис 2 (граница Бразилии и Парагвая) и «Три ущелья» (Китай). Общая длина плотины Итайпу составляет 7235 м, ширина – 400 м, высота – 196 м. Для сравнения длина крупнейшей в России Саяно-Шушенской ГЭС – 1074 м, высота – 245 м. На ГЭС Итайпу установлено 20 генераторов мощностью по 700 МВт каждый.

До сих пор не утихают споры по поводу того, какая же ГЭС действительно является самой большой в мире. В декабре 1997 г. ГЭС Итайпу уступила первое место китайской гидроэлектростанции «Три ущелья». Однако, несмотря на большую установленную мощность ГЭС

«Три ущелья», по состоянию на 2011 г., Итайпу производит большее количество электроэнергии в год из-за более равномерного режима течения реки Парана по сравнению с Янцзы.

Насосная станция предназначена для перекачки воды с низких отметок на высокие и транспортировки воды в удаленные пункты.

На насосной станции устанавливаются насосные агрегаты, состоящие из насоса и двигателя. Насосная станция является потребителем электрической энергии.

Насосные станции используются для водоснабжения тепловых и атомных электростанций, коммунально-бытового и промышленного водоснабжения, в ирригационных системах, судоходных каналах, пересекающих водоразделы, и т. п.

Гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС) предназначена для перераспределения во времени энергии и мощности в энергосистеме. В России работает Загорская ГАЭС мощностью 1200 МВт (рис. 3).

Загорская ГАЭС

Рис. 3. Загорская ГАЭС

В часы пониженных нагрузок ГАЭС работает как насосная станция. Она за счет потребляемой энергии перекачивает воду из нижнего бьефа в верхний и создает запасы гидроэнергии. В часы максимальной нагрузки ГАЭС работает как гидроэлектростанция. Вода из верхнего бьефа пропускается через турбины в нижний бьеф, и ГАЭС вырабатывает и выдает электроэнергию в энергосистему. ГАЭС потребляет дешевую электроэнергию, а выдает более дорогую энергию в период пика нагрузки, заполняет провалы нагрузки и снижает пики нагрузки в энергосистеме, позволяет работать агрегатам атомных и тепловых электростанций в наиболее экономичном и безопасном равномерном режиме, резко снижая при этом удельный расход топлива на производство 1 кВт · ч электроэнергии в энергосистеме.

ГЭС–ГАЭС вырабатывает электроэнергию в период пика нагрузки за счет притока воды в верхний бьеф и за счет перекаченной из нижнего бьефа в верхний в период провалов нагрузки в энергосистеме.

Реконструкция ГЭС в ГЭС–ГАЭС, как показывает зарубежный опыт, весьма эффективна в энергосистемах, где мала доля ГЭС и ГАЭС.

Приливные электростанции (ПЭС) преобразуют механическую энергию приливно-отливных колебаний уровня воды в море в электрическую энергию (рис. 4).

Приливная электростанция «СиДжен»

Рис. 4. Приливная электростанция «СиДжен», построенная на побережье Северной Ирландии в 2008 г.

В некоторых морских заливах приливы достигают 10…12 м, а наибольшие приливы наблюдаются в заливе Фанди (Канада) и достигают 19,6 м.

Технические ресурсы приливной энергии России оцениваются в 200…250 млрд кВт·ч в год и в основном сосредоточены у побережий Охотского, Берингова и Белого морей.

В России наиболее перспективным наплавным способом возведена опытная Кислогубская ПЭС вблизи г. Мурманска. Во Франции построена ПЭС Ранс мощностью 240 МВт.

На ГЭС плотинная схема использования водной энергии обычно выполняется при больших расходах воды и малых уклонах ее свободной поверхности. Посредством плотины подпирается река и создается напор воды Н0. Подпор воды от плотины распространяется вверх по реке. Разность уровней воды в верховье водохранилища и у плотины равна Н0+ Δh. Общее

падение уровня реки на участке равно Н (рис. 5). Часть общего падения уровня реки Δh будет потеряна при движении воды в верхнем бьефе. Сосредоточенный перепад уровней, т. е. напор, будет равен Н0= Н – Δh.

Плотинная схема в зависимости от напора может быть русловой и приплотинной. Русловой называется такая гидроэлектростанция, в которой здание ГЭС входит в состав напорного фронта. В этом случае здание ГЭС воспринимает полное давление воды со стороны верхнего бьефа. Русловая ГЭС строится при сравнительно небольших напорах, например гидроэлектростанции Волжско-Камского каскада.

Схема организации напора воды плотинной ГЭС

Рис. 5. Схема организации напора воды плотинной ГЭС

Вид на Волжскую ГЭС со стороны нижнего бьефа

Рис. 6. Вид на Волжскую ГЭС со стороны нижнего бьефа

На рис. 6 показан вид на Волжскую ГЭС (г. Самара) со стороны нижнего бьефа. При средних и больших напорах, превышающих диаметр турбины более чем в 6 раз, здание ГЭС не может входить в состав напорных сооружений. Здание ГЭС располагается за плотиной и не воспринимает полное давление воды, а гидроэлектростанция называется приплотинной. Вода к турбинам приплотинной ГЭС подводится водоводами, размещенными в теле или поверх бетонной плотины, под грунтовой плотиной или туннелями, в обход плотины. Примерами могут служить Красноярская, Братская и Саяно-Шушенская ГЭС.

Деривационная схема использования водной энергии обычно выполняется при малых расходах воды и больших уклонах ее свободной поверхности. В деривационной схеме плотина возводится невысокой, лишь обеспечивающей забор воды в деривацию, а напор создается за счет разности уклонов воды в реке и деривации. Деривация может выполняться безнапорной в виде открытого канала или безнапорного туннеля. Чаще деривация бывает напорной в виде напорного туннеля или напорного трубопровода.

В плотинно-деривационной, или комбинированной, схеме используются наилучшим образом свойства предыдущих схем. Плотина создает водохранилище, а падение уровня реки ниже плотины используется деривацией. Чем выше по течению реки располагается плотина, тем меньше ее высота, меньше объем водохранилища и затопление территории, но удлиняется деривация и увеличиваются потери в ней напора.

Месторасположение плотины, тип и длина деривации выбираются на основе технико-экономического обоснования.

Для более полного использования падения реки и ее стока возводят каскад гидроэлектростанций, т. е. ряд ГЭС, последовательно расположенных по длине водотока от истока до устья. В составе каскада могут быть русловые, приплотинные или деривационные ГЭС. Каскады ГЭС построены и строятся на многих реках России: Волге, Каме, Енисее, Ангаре, Свири, Сулаке и др.

2. Проблемы комплексного использования гидроресурсов

Крупные гидротехнические сооружения, к которым относятся ГЭС, должны работать 200…300 лет. В течение этого срока водный режим будет преобразован не только под влиянием гидросооружений, но и под влиянием антропогенных и природных факторов.

К водохранилищам нет однозначного отношения. С одной стороны, они нужны для социально-экономического развития региона, удовлетворения потребностей в воде, энергии, в борьбе с наводнениями и т. д., а с другой – оказывают отрицательное воздействие на природу и хозяйственную деятельность выше и ниже створа плотины. Следует отметить, что значительные или заметные изменения в окружающей среде вызывают преимущественно крупные водохранилища.

При проектировании, строительстве и эксплуатации водохранилищ оно должно рассматриваться:

  • как склад воды;
  • объект, существенно изменяющий исходное качество речной воды (улучшая или ухудшая ее показания);
  • акватория, используемая водным транспортом, лесосплавом, рыбным хозяйством, в целях рекреации;
  • объект, позволяющий в ряде районов значительно увеличить использование земельных ресурсов (ирригация, борьба с наводнениями, территориальное перераспределение стока);
  • объект, вносящий заметные изменения в природу и хозяйство речных долин, дельт, озер, приустьевых участков морей.

Из сказанного видно, насколько важно правильно оценить качественные изменения речного стока, оценить взаимосвязи природных и антропогенных явлений, обусловленных эксплуатацией водных ресурсов и влияние водных ресурсов на различные сферы жизни.

Гидротехническое строительство, связанное с перераспределением стока, созданием водохранилищ с огромными запасами воды и значительными глубинами, затоплением пахотных угодий и лесов, оказывает влияние на природную среду непосредственно или косвенно. При этом воздействие на окружающую природную среду сказывается как сразу, так и по истечении многих лет.

Проблемы, связанные с проектированием, строительством и эксплуатацией крупных гидротехнических сооружений, можно разделить на первичные, предвиденные на стадии проектирования, и вторичные, возникающие как следствие сооружения гидросооружений и водохранилищ. Кроме того, возникают научно-технические проблемы, как на стадии проектирования и строительства, так и в процессе эксплуатации водохранилищ.

Из первичных проблем можно выделить следующие:

  • выбор генеральной схемы использования водных ресурсов;
  • обоснование оптимальных параметров гидроузлов и водохранилищ;
  • мониторинг водных, земельных и лесных ресурсов в зоне строительства гидроузла;
  • эколого-экономическое обоснование подготовки ложа водохранилища под затопление;
  • инженерная защита от затопления и подтопления городов, населенных пунктов, отдельных предприятий;
  • восстановление на новом месте сельскохозяйственных угодий вместо затопленных водохранилищем;
  • рыбохозяйственное освоение водоема, строительство рыбоходов, восстановление естественного воспроизводства рыб;
  • транспортное освоение водохранилища: увеличение глубин, устройство убежищ для судов и плотов при штормах; создание новой судовой обстановки, строительство пристаней; перевалка грузов через плотины;
  • санитарная подготовка ложа перед затоплением (дезинфекция населенных пунктов, кладбищ, скотомогильников, ликвидация различных вредных загрязнений);
  • агролесомелиоративные гидротехнические мероприятия по предотвращению водной и ветровой эрозии в зоне водохранилищ;
  • лесосводка и лесоочистка ложа перед затоплением, посадка лесных насаждений на новом месте.

Более сложны и взаимосвязаны вторичные проблемы, последствия которых проявляются через многие годы после завершения строительства, их во многих случаях трудно предсказать с достаточной научной обоснованностью. Многие из этих проблем так и остаются неразрешимыми в обозримом будущем.

Вторичные проблемы можно подразделить на экологические и социальные.

Основные экологические проблемы:

  • эрозия береговой линии водохранилищ; переформирование берегов, дна, устьевых участков рек, впадающих в водохранилища; формирование баров;
  • появление на акватории водохранилищ запасов плавающей древесины вследствие береговой эрозии;
  • изменения уровня грунтовых вод;
  • изменения температурного режима водной массы и окружающей среды, повышенная влажность, появление интенсивных и продолжительных по времени туманов;
  • дополнительные потери воды на испарение;
  • изменения качественного состава воды в водохранилище;
  • изменения растительного и животного мира;
  • нарушения условий нерестилищ рыбы;
  • опасность провокации колебания земной коры в связи с сооружением крупных плотин и водохранилищ.

Суммируя перечень первичных и вторичных проблем, можно выделить основные последствия регулирования стока рек гидроузлами, оказывающие положительное или отрицательное влияние на хозяйственную деятельность и окружающую природу:

  • изъятие земель под водохранилище и строительные площадки для возведения основных сооружений гидроузла, создания стройбазы и переустройства объектов хозяйства и выноса из зоны затопления, а также в связи с берегопереработкой и подтоплением территории выше критического уровня;
  • ухудшение мелиоративного состояния земель в связи с подтоплением водохранилищами;
  • увеличение продолжительности затопления земель в верхнем бьефе гидроузлов, особенно в хвостовой части водохранилищ в связи с подпором стока реки;
  • сокращение частоты (вероятности) и продолжительности затопления пойменных земель в период весеннего половодья на участке, расположенном в нижнем бьефе гидроузла;
  • изменение санитарного состояния реки, физико-химических и медико-биологических свойств воды;
  • изменение климатических и ландшафтных условий.

Опыт эксплуатации водохранилищ показал, что при проектировании и эксплуатации недостаточно рассматривать обозначенные проблемы и их последствия только с экономической точки зрения. Необходима комплексная эколого-экономическая оценка последствий создания водохранилищ.

Недостаточно глубокая проработка проблем и отступление от обоснованных проектных решений в период строительства и эксплуатации зачастую приводит не только к огромным материальным убыткам, но и к необратимым экологическим последствиям.

3. Регулирование стока реки водохранилищем

Водохранилищем называется искусственный водоем, образующийся перед плотиной. Основное отличие водохранилища от естественного водоема (озера, пруда) заключается в его возможности регулирования (перераспределения) речного стока и уровневого режима.

Регулирование стока – это процесс перераспределения его водохранилищем в соответствии с требованиями водохозяйственного комплекса (энергетика, водоснабжение, орошение, судоходство, борьба с наводнениями, рыбное хозяйство и т. п.). Речной сток аккумулируется в водохранилище в периоды, когда естественная приточность воды превышает потребности в ней, и расходуется в периоды, когда потребность в воде превышает приточность.

Период аккумуляции речного стока называется наполнением водохранилища, а период отдачи наполненной воды – сработкой водохранилища.

На рис. 7 представлены характерные уровни и объемы воды в водохранилище.

Нормальным подпорным уровнем (НПУ) называется максимальный уровень воды, при котором ГЭС и все сооружения гидроузла могут работать сколь угодно длительно. Объем водохранилища при отметке НПУ называется полным объемом. Минимальный уровень водохранилища, до которого возможна его сработка при нормальной эксплуатации, называется уровнем мертвого объема (УМО). Ниже этого уровня возможна лишь аварийная сработка водохранилища.

Объем воды между НПУ и УМО называется полезным, т. к. этот объем используется при регулировании стока в нормальных условиях эксплуатации.

Объем воды, находящийся ниже УМО, называется мертвым, т. к. он не используется в нормальных условиях эксплуатации.

При прохождении расхода очень редкой повторяемости (катастрофический паводок), существенно превышающего пропускную способность ГЭС и водосбросных сооружений, уровень воды в водохранилище повышается выше НПУ.

Уровни и объемы воды в водохранилище

Рис. 7. Уровни и объемы воды в водохранилище

Максимально возможный уровень воды в водохранилище, по условиям надежности сооружений, называется форсированным подпорным уровнем (ФПУ). Объем водохранилища между отметками ФПУ и НПУ называется резервным. Он используется только для трансформации (срезки) половодий редкой повторяемости. Резервный объем должен быть сработан до НПУ сразу же по прошествии половодья.

Различают основные и специальные виды регулирования стока. К основным видам регулирования стока относят: суточное, недельное, годичное и многолетнее.

Суточное регулирование предназначено для обеспечения неравномерного расхода воды через агрегаты ГЭС в соответствии с требованиями суточных колебаний нагрузки энергосистемы при сравнительно постоянном в течение суток притоке воды. При суточном регулировании цикл регулирования составляет одни сутки и к концу цикла уровень воды в верхнем бьефе возвращается к исходному положению – УМО. Уровень воды в нижнем бьефе будет соответствовать поступающему расходу в нижний бьеф. Благодаря суточному регулированию в часы малой нагрузки ГЭС в верхнем бьефе запасается избыточный приток, а в часы повышенной нагрузки он срабатывается. Если объем водохранилища достаточен для аккумулирования всего избыточного притока, то этот весь приток используется для увеличения мощности ГЭС по сравнению с мощностью ГЭС при только естественном притоке.

Суточное регулирование позволяет повысить участие ГЭС в покрытии пиков нагрузки и обеспечить более целесообразный равномерный режим работы тепловых и атомных электростанций.

Следует отметить, что режим работы ГЭС с увеличенной мощностью не сопровождается увеличением выработки электроэнергии. Наоборот, если бы ГЭС работала без регулирования на естественном стоке, ее выработка была бы больше.

На режим суточного регулирования ГЭС иногда накладываются ограничения неэнергетических участников комплексного гидроузла (судоходство, рыбное хозяйство, водозабор в нижнем бьефе и т. п.).

Недельное регулирование обеспечивает неравное потребление воды агрегатами ГЭС в течение недели в соответствии с требованием недельных колебаний нагрузки энергосистемы. В выходные дни нагрузка в энергосистеме падает. В этот период ГЭС может снизить свою мощность, а получающийся избыток воды аккумулируется в водохранилище. В рабочие дни ГЭС может увеличить мощность за счет сработки запасенных в водохранилище объемов воды.

При недельном регулировании режим работы ГЭС с увеличенной мощностью, как правило, не сопровождается увеличением выработки электроэнергии. Выработка электроэнергии может увеличиться только в случае сокращения холостых сбросов воды за счет емкости водохранилища. На режим недельного регулирования ГЭС могут также накладываться ограничения неэнергетических участников водохозяйственного комплекса.

Годичное регулирование позволяет перераспределять сток воды в течение года в соответствии с потребностями энергосистемы и водопотребителей. Цикл регулирования равен 1 году. В многоводные периоды водохранилище наполняется, а в маловодные – срабатывается. Для проведения годичного регулирования требуется объем водохранилища, составляющий 5…10 % среднегодового стока при частичном (сезонном) и 40…60 % – при полном годичном регулировании.

Водохранилище годичного регулирования позволяет осуществлять суточное и недельное регулирование.

Многолетнее регулирование предназначено для увеличения расхода ГЭС и выработки электроэнергии в маловодные годы за счет стока многоводных лет. При многолетнем регулировании водохранилище наполняется в течение ряда многоводных лет и срабатывается в течение маловодного периода.

Особенностью многолетнего регулирования является непостоянство длительности цикла регулирования. При многолетнем регулировании возможно увеличить гарантированную мощность ГЭС и выработку электроэнергии за счет сокращения или ликвидации холостых сбросов воды.

Компенсирующее регулирование производится верховым водохранилищем каскада ГЭС, чтобы компенсировать неравномерность притока с промежуточного водосбора между створами водохранилища и ГЭС. Возможно производить компенсирующее регулирование ГЭС, расположенных на разных водотоках, но объединенных единой энергетической системой. Например, водохранилище Братской ГЭС производит компенсирующее регулирование выработки энергии ГЭС Ангаро-Енисейского каскада.

Контррегулирование, или перерегулирование, расходов воды, поступающей от вышерасположенной ГЭС. Например, ниже по течению за Саяно-Шушенской ГЭС построено контррегулирующее водохранилище Майнской ГЭС, которое выравнивает расходы воды, поступающей от Саяно-Шушенской ГЭС.

Трансформация паводков и половодий производится водохранилищем с целью задержки пиковой части паводка и уменьшения наводнения на реке ниже водохранилища.

Аварийное использование водохранилища ГЭС предусматривает его сработку при аварии в электроэнергетической системе. В этом случае ГЭС принимает на себя дополнительную нагрузку до ликвидации аварии. После ликвидации аварии в энергосистеме сработанный объем восстанавливается за счет снижения нагрузки ГЭС или за счет ближайшего по времени паводка.

В практике проектирования и эксплуатации ГЭС расчеты годичного и многолетнего стоков производятся, как правило, по диспетчерским графикам, представляющим собой зависимость расхода воды от отметки верхнего бьефа (или объема воды в водохранилище) и времени.

4. Современные проектирование и эксплуатация гидроэнергоустановок

В соответствии с решением Правления ОАО РАО «ЕЭС России» (протокол заседания от 22.11.2004 № 1106 пр/2) НП «Гидроэнергетика России» разработан стандарт организации ОАО РАО «ЕЭС России» «Гидроэлектростанции. Условия создания. Нормы и требования».

Проект стандарта прошел процедуры, предусмотренные «Положением о порядке разработки, рассмотрения и утверждения технических стандартов организации корпоративного уровня в ОАО РАО «ЕЭС России». Центральная комиссия ОАО РАО «ЕЭС России» по техническому регулированию приняла решение об утверждении Стандарта (протокол от 25.04. 2008 № 13) СО 153-34.20.161-2003 «Рекомендации по проектированию технологической части гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций».

При новом строительстве разработка проекта гидроэлектростанции производится, как правило, на гидроузел в целом с комплексным решением всех технических, природоохранных, водохозяйственных, водноэнергетических, социальных и экономических проблем, возникающих в результате строительства гидроузла. При выбранных параметрах гидроузла на основании комплексного рассмотрения всех аспектов, перечисленных выше, реализация его энергетического потенциала на ГЭС производится в возможно полном объеме при энергоэкономической оптимизации соотношения объема холостых сбросов речного стока и параметров гидроэлектростанции и намечаемого режима ее использования в энергосистеме.

Тип ГЭС, ее расположение и состав сооружений определяется назначением гидроузла, его параметрами, природными условиями площадки расположения гидроузла на основании технико-экономического сопоставления возможных вариантов технического решения. В результате технического, энергетического, экономического анализа строительства гидроузла и выявления его параметров должны быть установлены характеристики комплексного гидроузла и входящей в его состав ГЭС.

5. Традиционная и малая гидроэнергетика

Как известно, гидроэнергетика начиналась с малых ГЭС, водяных мельниц и водяных колес. В России к 1913 г. в эксплуатации находилось 78 ГЭС общей мощностью 8382 кВт. При этом самой крупной была ГЭС мощностью 1350 кВт. После принятия плана ГОЭЛРО (1922 г.) началось повсеместное сооружение малых ГЭС, и к началу 50-х гг. эксплуатировалось более 6600 малых ГЭС суммарной мощностью 332 МВт. Средняя мощность этих ГЭС составляла 50 кВт, а число часов использования установленной мощности не превышало 1500 в год. Примерно с этого же времени начался процесс повышения единичной мощности ГЭС и вывод из эксплуатации наиболее мелких и неэкономичных ГЭС. В результате этого общее число малых ГЭС к 1958 г. сократилось до 300, а общая мощность составила 446 МВт.

Решение Правительства СССР о присоединении сельских потребителей к электросетям общего пользования подорвало экономическую основу применения малых ГЭС. Начался процесс их сокращения. В 1967 г. в эксплуатации находилось около 730 ГЭС суммарной мощностью 100 МВт, в 1980 г. – соответственно 100 ГЭС и 250 МВт. К 1990 г. в эксплуатации осталось 55 малых ГЭС общей мощностью 545 МВт. Рост цен на топливо и энергию, перерывы в электроснабжении сельских потребителей, сопровождающиеся огромным ущербом для хозяйств, стимулировали рост интереса к восстановлению малых ГЭС и строительству новых.

По данным Госкомстата России, который фиксирует техникоэкономические показатели электростанций мощностью 500 кВт и более, в 2003 г. общая установленная мощность 60 малых ГЭС составила 610 МВт, а годовая выработка – 1,9 млрд кВт·ч. По мнению экспертов, не менее 50 малых ГЭС, мощность которых менее 500 кВт, также находятся в работе на просторах России.

По данным Гидропроекта, потенциальное число экономически эффективных малых ГЭС составляет 200 с суммарной установленной мощностью 568 МВт. Вряд ли Гидропроект учитывал малые ГЭС мощностью менее 500 кВт, так что общее количество малых ГЭС, строительство которых экономически оправдано, можно удвоить. В России имеется богатейший опыт в гидростроительстве крупных и средних ГЭС. Многие предприятия способны выпускать оборудование для малых ГЭС. Однако низкий платежеспособный спрос и малая общая стоимость объектов не привлекают крупные предприятия к развитию производства. На этом фоне уже более 10 лет успешно функционирует малое предприятие МНТО «ИНСЭТ» (город), которое поставило оборудование в Россию и для многих союзных республик, а также в ряд зарубежных стран, в том числе Японию, Бразилию, Швецию и Афганистан. Это предприятие осуществляет работы «под ключ», включая проекты и изыскательские работы, а также сервисное обслуживание. Оно выпускает микроГЭС от 10 до 100 кВт и оборудование для малых ГЭС мощностью до 10 МВт. АО «Башкирэнерго» организовало производство оборудования малых ГЭС на своей базе и успешно осуществляет строительство и эксплуатацию малых ГЭС в Башкирии. Этот раздел возобновляемой энергетики в России наиболее благополучный; имеется оборудование, проектные организации, а сооружение малых ГЭС не требует большого количества специалистов и успешно выполняется местными строительными организациями. Потребительский потенциальный спрос огромный в большинстве субъектов РФ, но в регионах, как правило, нет средств для строительства малых ГЭС.

Под гидроэнергетикой понимают производство электроэнергии при помощи гидротурбин разной мощности, устанавливаемых на постоянных водотоках (чаще всего – в руслах рек). Как правило, создание гидроэлектростанции требует возведения плотины, в которой устанавливаются гидротурбины, но возможно также создание бесплотинных ГЭС.

Рассмотрим возможности производства энергии при помощи малых ГЭС и микроГЭС (МГЭС). В российской практике под микроГЭС подразумевают станции мощностью до 100 кВт, а под малыми – общей установленной мощностью до 30 МВт с мощностью единичного гидроагрегата до 10 МВт и диаметром рабочего колеса гидротурбины до 3 м.

В большинстве случаев предполагается, что МГЭС устанавливаются на малых реках и водотоках. Хотя малые реки являются одним из наиболее распространенных типов водных объектов, единого подхода к их определению в настоящее время нет. Применяются различные критерии при определении понятия малая река (малый водоток).

Прежде всего используют количественные критерии. В соответствии с ГОСТ 17.1.1.02-77 у малой реки площадь водосбора не превышает 2000 км2, а средний многолетний сток в период низкой межени (минимальный уровень воды) не превышает 5 м3/с. В то же время, согласно другой систематике, площадь водосбоpa малой реки не должна превышать 200 км2, а ее длина должна быть не более 100 км. Также есть примеры того, как при классификации учитывается возможность хозяйственного использования малых рек. Но единого, общепринятого подхода к определению понятия малая река в России нет.

Достоинства и недостатки малой гидроэнергетики. Как и любой другой способ производства энергии, применение малых и мини-ГЭС имеет как преимущества, так и недостатки.

Среди экономических, экологических и социальных преимуществ объектов малой гидроэнергетики можно назвать следующие: их создание повышает энергетическую безопасность региона, обеспечивает независимость от поставщиков топлива, находящихся в других регионах, экономит дефицитное органическое топливо. Сооружение подобного энергетического объекта не требует крупных капиталовложений, большого количества энергоемких строительных материалов и значительных трудозатрат, относительно быстро окупается. Кроме того, есть возможности для снижения себестоимости возведения за счет унификации и сертификации оборудования.

В процессе выработки электроэнергии ГЭС не производит парниковых газов и не загрязняет окружающую среду продуктами горения и токсичными отходами, что соответствует требованиям Киотского протокола. Подобные объекты не являются причиной наведенной сейсмичности и сравнительно безопасны при естественном возникновении землетрясений. Они не оказывают отрицательного воздействия на образ жизни населения, на животный мир и местные микроклиматические условия.

Возможные проблемы, связанные с созданием и использованием объектов малой гидроэнергетики, менее выражены, но о них также следует сказать.

Как любой локализованный источник энергии, в случае изолированного применения, объект малой гидроэнергетики уязвим с точки зрения выхода из строя, в результате чего потребители остаются без энергоснабжения (решением проблемы является создание совместных или резервных генерирующих мощностей – ветроагрегата, когенерирующей миникотельной на биотопливе, фотоэлектрической установки и т. д.).

Наиболее распространенный вид аварий на объектах малой гидроэнергетики – разрушение плотины и гидроагрегатов в результате перелива через гребень плотины при неожиданном подъеме уровня воды и несрабатывании запорных устройств. В некоторых случаях МГЭС способствуют заиливанию водохранилищ и оказывают влияние на руслоформирующие процессы.

Существует определенная сезонность в выработке электроэнергии (заметные спады в зимний и летний период), приводящая к тому, что в некоторых регионах малая гидроэнергетика рассматривается как резервная (дублирующая) генерирующая мощность.

Среди факторов, тормозящих развитие малой гидроэнергетики в России, большинство экспертов называют неполную информированность потенциальных пользователей о преимуществах применения небольших гидроэнергетических объектов; недостаточную изученность гидрологического режима и объемов стока малых водотоков; низкое качество действующих методик, рекомендаций и СНиПов, что является причиной серьезных ошибок в расчетах; неразработанность методик оценки и прогнозирования возможного воздействия на окружающую среду и хозяйственную деятельность; слабую производственную и ремонтную базу предприятий, производящих гидроэнергетическое оборудование для МГЭС, а массовое строительство объектов малой гидроэнергетики возможно лишь в случае серийного производства оборудования, отказа от индивидуального проектирования и качественно нового подхода к надежности и стоимости оборудования по сравнению со старыми объектами, выведенными из эксплуатации.

Согласно современным оценкам, опубликованным специалистами НИИ энергетических сооружений, технически достижимый потенциал МГЭС России позволяет производить 357 млрд кВт·ч в год.

По своему потенциалу гидроресурсы России сопоставимы с существующими объемами выработки электроэнергии всеми электростанциями страны, однако этот потенциал используется всего на 15 %. В связи с ростом затрат на добычу органического топлива и соответствующим увеличением его стоимости представляется необходимым обеспечить максимально возможное развитие гидроэнергетики, являющейся экологически чистым возобновляемым источником электроэнергии.

При оптимистическом и благоприятном вариантах развития выработка электроэнергии на гидроэлектростанциях может возрасти до 215 млрд кВт·ч в 2020 г. с дальнейшим увеличением до 350 млрд кВт·ч за счет сооружения новых гидроэлектростанций. Предполагается, что гидроэнергетика преимущественно будет развиваться в Сибири и на Дальнем Востоке. В европейских районах строительство МГЭС получит развитие на Северном Кавказе.

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *