Общая Энергетика - Учебное Пособие [2009]. В. П. Казанцев Общая энергетика
 Скачать 7.69 Mb.
|
|
3.2.6. Экономические аспекты атомной энергетики С экономической точки зрения ядерная энергетика специфична. Ей свойственны, по крайней мере, две кардинальные особенности. Первая особенность связана с большими капиталовложениями. Вторая особенность – специфика использования ядерного топлива, которая существенно отличается от той, что присуща обычному химическому топливу. К сожалению, до сих пор не сложилось единого мнения о том, как следует учитывать эти особенности в экономических расчетах. Существовавший до середины 1980–х годов оптимизм в прогнозах развития ядерной энергетики определялся в основном представлениями об умеренной капиталоемкости АЭС, которые зачастую были продиктованы соображениями политического плана. Известно [2, 3], что удельные капиталовложения в АЭС значительно выше, чем в обычные электростанции, особенно это касается АЭС с реакторами на быстрых нейтронах. Это связано в первую очередь со сложностью технологической схемы АЭС: используются двух– и даже трехконтурные системы отвода тепла из реактора. Создается специальная система гарантированного аварийного расхолаживания. Предъявляются высокие требования к конструкторским материалам (ядерная чистота). Изготовление оборудования и его монтаж ведутся в особо строгих, тщательно контролируемых условиях (реакторная технология). К тому же, термический КПД на используемых в настоящее время в России АЭС с тепловыми реакторами заметно ниже, чем на обычных тепловых станциях. Другим важным вопросом является то, что в ТВЭЛах внутри реактора постоянно содержится значительное количество ядерного топлива, необходимого для создания критической массы. Следует ли включать в капиталовложения стоимость первой загрузки ядерного топлива? Если да, то в капвложения следует включать не только топливо, находящееся в самом реакторе, но и занятое во внешнем топливном цикле. Такой подход нельзя считать правильным. Ведь в любом производстве одни элементы оборудования находятся в постоянной эксплуатации, а другие материальные средства службы регулярно заменяются новыми. Если этот срок не слишком велик, их стоимость не причисляют к капвложениям. Эти затраты учитываются в качестве текущих затрат. В случае с ТВЭЛами в пользу этого свидетельствует период их использования, который не превышает нескольких месяцев. Важным является также вопрос о цене ядерного топлива. Если речь идет только об уране, то его стоимость определяется затратами на добычу, извлечение из руды, изотопное обогащение (если таковое необходимо). Если топливом является плутоний, который используется для быстрых реакторов, то в общем случае следует различать два режима: замкнутый, когда плутония достаточно для обеспечения потребностей развивающейся энергетики, и конверсионный, когда его не хватает, и наряду с ним используется U235. Для случая конверсионного цикла цена плутония должна определяться из сопоставления с известной ценой урана. В любом быстром реакторе можно использовать как плутониевое, так и урановое топливо. Поэтому при экономическом сопоставлении влияния эффекта вида топлива на капитальную составляющую стоимости электроэнергии можно исключить. Достаточно лишь приравнять непосредственные затраты на топливо (топливные составляющие) в том и другом случае. По оценкам специалистов цена плутония превосходит цену урана примерно на 30 %. Для плутония это обстоятельство важно, поскольку нарабатываемый плутоний как побочный продукт приносит большой доход. В замкнутом режиме, когда плутония образуется достаточно для загрузки в существующие и вновь вводимые реакторы, необходимость в использовании U235 отпадает. В случае если его нарабатывается (образуется) больше, чем нужно для обеспечения потребностей развивающейся энергетики, его можно полностью или частично использовать для других областей его потенциального применения. В этом случае цена плутония будет определяться затратами на его извлечение из ТВЭЛов. Стоимость 1 кВт установленной мощности на АЭС с блоками 440 и 1000 МВт в 1,5–1,6 раза выше, чем на электростанциях, работающих на органическом топливе, равной мощности, построенных в те же годы [2]. Можно полагать, что в ближайшие годы соотношение в стоимостях 1 кВт установленной мощности АЭС и ТЭС будет иметь тенденцию к увеличению, так как для обеспечения большей надежности атомной электростанции и уменьшения влияния на окружающую среду строительство АЭС потребует больших дополнительных капиталовложений, чем строительство ТЭС. Однако себестоимость электроэнергии на АЭС в целом ниже, чем на тепловых конденсационных электрических станциях. 3.2.7. Экология атомной энергетики Использование реакции деления тяжелых ядер для производства энергии сопровождается вредными факторами, потенциально опасными для биосферы Земли. Наиболее вредный фактор – радиоактивное загрязнение. Атомная промышленность как одна из составляющих ТЭК России включает в себя предприятия по добыче и переработке уранового сырья, обогащению урана, заводы по изготовлению ТВЭЛов, атомные электростанции, радиохимические заводы по регенерации отработанного топлива, предприятия по переработке и хранению радиоактивных отходов. Радиационное воздействие на окружающую среду возможно на всех этих предприятиях. Наиболее сложные проблемы радиационной безопасности связаны с АЭС. При нормальной работе АЭС и предприятий ядерного топливного цикла скорость выброса радиоактивных продуктов в окружающую среду тщательно контролируется. Содержащиеся в воздухе радиоактивные нуклиды благородных газов криптона, ксенона, радона, трития, а также присутствие аэрозолей топлива и продуктов деления определяют наличие ионизирующего излучения в воздухе. Жидкие радиоактивные выбросы, попадающие в реки, большие озера или океан, содержат тритий, продукты деления ядер и другие вещества. Человек, в общем случае, может подвергаться следующим воздействиям ионизирующего излучения:
Скорость и уровень выхода радиоактивных нуклидов в окружающую среду зависят от механизмов удержания этих нуклидов, которые, в свою очередь, определяются конструкцией защитных устройств технологического оборудования топливного цикла. Совокупность взаимосвязанных герметизированных объемов (так называемых барьеров безопасности с низким уровнем утечки) и другие технические меры позволяют обеспечить очень высокие коэффициенты удержания радиоактивных веществ или, иначе, низкие коэффициенты радиоактивных выбросов в окружающую среду. Также как и в других энергоустановках, в которых происходит преобразование тепловой энергии в электрическую, в АЭС необходимо сбрасывать часть теплоты, выделяемой при сгорании топлива. В стандартных АЭС, в которых электроэнергия производится паротурбогенераторами, тепловой сброс осуществляется водой, охлаждающей конденсаторы. Эта вода забирается из реки, озера или моря. Для того чтобы уменьшить вредное воздействие на экологию реки или озера, из которых забирается вода, особенно при жарком климате, когда окружающая температура уже достаточно высока, может оказаться необходимым применение некоторых технических методов локальной защиты от перегрева водных источников. Среди этих методов: увеличение расхода охлаждающей воды в конденсаторе, создание прудов охлаждения и градирен. 3.2.8. Перспективы развития ядерной и термоядерной энергетики Как было показано выше, тип реактора является определяющим для любой ядерной энергетической установки. Исходя из перспектив глобального преобразования мировой энергетики, наиболее перспективными можно считать, пожалуй, пять основных известных в настоящее время науке типов реакторов [2, 4]. 1. Высокотемпературный энергетический ядерный реактор на газообразном топливе (ГФЯР), являющийся реактором на тепловых нейтронах, в котором делящееся вещество в составе газообразного гексафторида урана или в виде испаренного металлического урана расположено в центральной зоне полости (цилиндрической или сферической), образованной твердым замедлителем–отражателем нейтронов (Be, ВеО, С или их комбинацией). Перспективность ГФЯР связана со следующим: возможность получения большой мощности; коэффициент воспроизводства, превышающий единицу; высокая температура нагрева рабочей среды (более 10000 °К); малая критическая масса (десятки килограммов делящегося вещества); возможность циркуляции делящегося вещества и его очистка в системе циркуляции. Из этого следует: высокая эффективность использования горючего; минимальные затраты на топливный цикл; повышенная безопасность; высокая экономичность; широкий диапазон использования. 2. Вихревые ядерные реакторы на тепловых и быстрых нейтронах. Вихревой реактор состоит из вихревой камеры, внутри которой в процессе вихревого движения введенного тангенциально теплоносителя образуется устойчивый центробежный кипящий слой мелкодисперсного твердого и жидкого ядерного топлива. Благодаря целому ряду положительных свойств этого слоя энергетический вихревой ядерный реактор обладает некоторыми преимуществами по сравнению с реакторами с фиксированными активными зонами. С помощью этого типа реакторов с высоким коэффициентом воспроизводства на быстрых нейтронах можно коренным образом изменить структуру топливного баланса и создать возможность практически неограниченного развития ядерной энергетики, поскольку преодолевается кризис ресурсов природного урана в будущем. 3. Электроядерный бридинг. Сущность заключается в использовании мощного пучка заряженных частиц (протонов) высокой энергии, получаемого с помощью ускорителя, для бомбардировки мишеней из бериллия, тория, урана. В результате возникают мощные источники нейтронов, которые можно использовать для переработки уранового и ториевого сырья в делящиеся материалы, т.е. для производства ядерного топлива. 4. Пароводяной реактор–размножитель на быстрых нейтронах (БПВР). Реактор аналогичен ВВЭР. 5. Энергетический термоядерный реактор (ТОКОМАК). Существует пока в виде исследовательской установки, на которой отрабатываются лишь основные принципы термоядерного синтеза. Практическая реализация управляемой термоядерной реакции сопряжена в настоящее время с рядом физических и технических трудностей. Основная трудность физического характера сопряжена с неустойчивостью плазмы, помещенной в магнитную ловушку. Трудности технического характера (наличие примесей с большими порядковыми номерами) приводят к возрастанию энергетических потерь из плазмы. Решение этих проблем необходимо проанализировать возможность осуществления термоядерного синтеза, при котором отношение выходной энергии реакции синтеза к энергии, затраченной на создание, нагрев и удержание плазмы, по крайней мере, равно единице. Это может потребовать создания экспериментальной термоядерной электростанции. 4. Гидроэнергетические установки 4.1. Гидростатика и гидродинамика Гидростатика – раздел гидромеханики жидкостей, в котором изучаются равновесие жидкости и воздействие покоящейся жидкости на погруженные в нее тела. Одной из основных задач гидростатики является изучение распределение давления в жидкости для обеспечения условий ее равновесия. Зная распределение давления, можно на основании законов гидростатики рассчитать силы, действующие со стороны покоящейся жидкости на погруженные в нее тела, например на стену плотины гидроэлектростанции (ГЭС). Одним из основных законов гидростатики является закон Архимеда. Применительно к гидротехническим сооружениям имеет практическое значение определение силы, действующей на некоторую поверхность, погруженную в жидкость. В этом случае сила давления Pсводится к одной равнодействующей силе, равной весу столба жидкости, который был бы над стенкой, если бы оно лежало горизонтально на глубине центра тяжести смоченной площади:  (4.1) , где ρ – плотность жидкости; g– ускорение свободного падения; hцт– глубина центра тяжести смоченной плоскости; p0 – внешнее давление на свободную поверхность воды; S – площадь смоченной поверхности стенки. Точка пересечения линии действия этой силы с плоскостью стенки называется центром давления. Формула (4.1) применяется для расчета плотин, щитов, затворов и других гидротехнических сооружений. Гидродинамика – раздел гидромеханики жидкостей, изучающий движение несжимаемых жидкостей под действием внешних сил, а также законы механического взаимодействия между жидкостью и соприкасающимися с ней телами. В гидродинамике жидкость считается непрерывной однородной средой в силу ее текучести. О (4.2) сновные уравнения гидродинамики получаются путем применения общих законов физики к элементарной массе, выделенной в жидкости. В общем случае – это достаточно сложные системы дифференциальных уравнений с частными производными, которые часто упрощают, вводя те или иные допущения, например, пренебрегают вязкостью жидкости. При этом уравнения гидродинамики сводят к уравнениям динамики идеальной жидкости, в частности уравнению Бернулли. Согласно ему вдоль струйки жидкости имеет место следующее соотношение между давлением P, скоростью υ течения жидкости, плотностью ρ жидкости, высотой Zнад плоскостью отсчета:  = const. Теория гидродинамики применяется при проектировании кораблей, расчете трубопроводов, насосов, гидротурбин и водосливных плотин, изучении грунтовых вод и др. ГЭС предназначены для преобразования статической и динамической энергии воды в электрическую энергию, и знание законов гидростатики и гидродинамики небходимо для корректного решения целого ряда вопросов проектирования оборудования электростанций. 4.2. Гидроэнергоресурсы и состояние гидроэнергетики России Сегодня гидроэлектростанции России производят до 10 –18 % общей выработки электроэнергии в зависимости от степени сезонной загрузки и иных факторов, атомные электростанции – около 15 %, остальное (около 70 %) вырабатывают на тепловых электростанциях. В мире доли ГЭС, АЭС и ТЭС в производстве электроэнергии составляют соответственно 19, 17 и 62 %. В настоящее время в нашей стране действует порядка 100 ГЭС суммарной установленной мощностью порядка 44 млн. кВт. Ежегодно на ГЭС в зависимости от водности года вырабатывается 156–170 млрд. кВт∙ч электроэнергии. В разработанной по решению Правительства РФ энергетической стратегии России на период до 2020 года развитие электроэнергетики страны ориентировано на темпы роста производства внутреннего валового продукта 5–6 % в год при соответствующем устойчивом росте электропотребления не менее 3 % в год. В результате потребление электроэнергии к 2020 году должно достигнуть 1545 млрд. кВт∙ч. С учетом увеличения объемов эффективного экспорта плановое производство электроэнергии достигнет 1620 млрд. кВт∙ч, из них 216 млрд. кВт∙ч будет выработано на гидроэлектростанциях. В гидроэнергетическом потенциале России заложены большие резервы электроэнергетического баланса страны. Степень использования данного потенциала на сегодняшний день очень неравномерна: наиболее высок этот показатель в европейской части страны – 46,6 %, в Сибири он близок к среднему – 19,7 %, а на Востоке России составляет лишь 3,3 %. Российские гидроэнергоресурсы по своему потенциалу сопоставимы с современной выработкой всех электростанций страны. Сегодня у нас не используется экономически эффективный гидроэнергетический потенциал, эквивалентный ежегодному производству более чем 650 млрд. кВт∙ч электроэнергии. Однако освоение потенциала такого масштаба требует (за исключением малых ГЭС) очень больших капиталовложений и продолжительных сроков строительства гидроэнергетических объектов. По степени освоения гидроэнергоресурсов Россия, к сожалению, значительно отстает от других стран. Например, в США и Канаде гидроресурсы освоены на 50–55 %, в европейских странах и Японии – на 60–80 %. Если же говорить о мировой тенденции в развитии гидроэнергетики, то в перспективе доля ГЭС в выработке электроэнергии в мире будет снижаться, за исключением Китая и Латинской Америки, где ожидается увеличение этой доли. Гидроэнергетика России в ближайшие 20 лет будет развиваться в основном в Сибири и на Дальнем Востоке, обеспечивая базисный режим работы тепловым электростанциям этих регионов. В европейских районах страны продолжится сооружение некрупных пиковых ГЭС, преимущественно на Северном Кавказе. Нельзя не учитывать и тот факт, что сегодня мы имеем 16 гидроэлектростанций, строительство которых уже ведется в Сибири и на Дальнем Востоке, на северо–западе и юге России. Общая мощность этих ГЭС в перспективе составит 9 млн. кВт, а годовая выработка электроэнергии составит 35 млрд. кВт∙ч. Некоторые из указанных ГЭС имеют высокую степень готовности, капиталовложения на этих стройках освоены на 30–60 % их сметной стоимости. На многих возводимых ГЭС выполнены большие объемы работы по основным сооружениям, а на ряде гидроузлов готовность сооружений такова, что они могут быть введены в эксплуатацию уже в ближайшие годы, при условии определенной концентрации на этих объектах сил и средств. Подобная готовность ГЭС, безусловно, делает их привлекательными для инвесторов, которых нужно более активно искать и находить. Что касается инвестиций, то финансирование достройки Аушигерской, Богучанской, Бурейской, Зарамагской, Зеленчукской, Ирганайской, Усть–Среднеканской ГЭС до сего времени осуществлялось в основном из средств РАО «ЕЭС России». Сторонних инвесторов для завершения постройки названных ГЭС пока привлечь не удалось, а государство в финансировании их сооружения участия практически не принимает. Суммарная проектная мощность перечисленных ГЭС – 6,5 млн. кВт, и они смогут ежегодно производить 11,7 млрд. кВт∙ч электроэнергии. Первые очереди этих ГЭС общей мощностью около 1 млн. кВт введены в 2006 г. Ведется также достройка Вилюйской ГЭС. Важнейшей проблемой гидроэлектростанций России является их старение. В настоящее время срок эксплуатации 12 ГЭС превысил 50 лет. К 2010 году через 50 летний рубеж перейдут еще 20 ГЭС. Эти 32 гидроэлектростанции имеют суммарную установленную мощность 94 млн. кВт и годовую выработку около 40 млрд. кВт, что составляет почти треть общего числа ГЭС. Срок 50 лет – принципиальный рубеж. Переход через него требует проведения серьезных исследований состояния гидроузла в целом и, прежде всего, тщательной оценки надежности его гидротехнических сооружений. В связи с этим надо сказать несколько слов о концепции технического перевооружения энергетического оборудования ГЭС России. Износ основного энергетического оборудования отечественных ГЭС достиг предельного уровня. В настоящее время на 87 российских гидроэлектростанциях из 464 агрегатов выработали нормативный срок службы, определенный в 30 лет, и нуждаются в реконструкции и техническом перевооружении 335 гидроагрегатов. Такое состояние основного оборудования неизбежно увеличивает эксплуатационные и ремонтные затраты, снижает выработку электроэнергии и ограничивает пропускную способность ГЭС при прохождении паводка. Единственным на сегодня способом поддержания работоспособности оборудования и продления срока его службы стал восстановительный ремонт. Этот метод по существу является в настоящее время и основным направлением технического перевооружения оборудования ГЭС. Рост ремонтной составляющей в себестоимости электроэнергии ГЭС в связи с этим достиг 40 %. С выработкой нормативного срока службы оборудования связана и такая крайне важная проблема, как безопасность гидротехнических сооружений ГЭС. Свидетельство тому участившиеся в последнее время в мире техногенные аварии и катастрофы. Основной причиной свертывания гидроэнергетического строительства стали во многих случаях природоохранные требования и ограничения. Поэтому сегодня следует тщательно и конкретно рассматривать экологические факторы, которые могут стать причиной существенной корректировки прогноза развития гидроэнергетики. Следует уделить внимание на положительные экологические эффекты от сооружения ГЭС. Всесторонний анализ всех этих факторов и эффектов позволит полнее оценить влияние ГЭС на окружающую среду. Сегодня, как никогда ранее, сложилась благоприятная ситуация для наращивания генерирующих мощностей гидроэнергетики. Это обусловлено следующими факторами. Во–первых, ростом спроса на электроэнергию внутри страны и увеличением ее экспорта. Во–вторых, обострением проблемы топлива в теплоэнергетике, вызванной дефицитом природного газа. В–третьих, вовлечением в топливный баланс новых объемов твердого топлива, что требует значительных затрат для перевода ТЭС на сжигание угля, решения экологических проблем и внедрения новых дорогостоящих технологий. В–четвертых, предстоящая либерализация цен на газ и изменение ценовых соотношений для газообразного, нефтяного и твердого топлив приведут в перспективе к значительному росту тарифов на электроэнергию ТЭС и, разумеется, еще больше повысят конкурентоспособность ГЭС. 4.3. Классификация, принцип работы и характеристики гидроэнергетических установок Гидроэнергетическая установка (ГЭУ) – это совокупность гидротехнических сооружений, энергетического и механического оборудования, обеспечивающих необходимую концентрацию потока воды и преобразующих гидравлическую энергию воды в электрическую энергию. Основные типы гидроэнергетических установок: 1) гидроэлектростанции (ГЭС); 2) насосные станции (НС); 3) гидроаккумулирующие станции (ГАЭС); 4) приливные электростанции (ПЭС). По типу турбин различают ГЭУ:
Гидроэлектростанция (ГЭС) –основной тип гидроэнергетических установок. В зависимости от напора ГЭС подразделяют на высоконапорные (более 80 м), средненапорные (от 25 до 80 м) и низконапорные (до 25 м). По установленной мощности различают мощные ГЭС (свыше 250 МВт), средние (до 25 МВт) и малые (до 5 МВт). В зависимости от размещения здания ГЭС различают плотинные, приплотинные, деривационные и смешанные ГЭС. В первом случае ГЭС называют русловыми или плотинными, во втором – приплотинными. Если напор воды превышает 25 метров, то здание ГЭС обычно размещается за плотиной, внизу ее. На горных реках сооружаются ГЭС, которые используют большие естественные уклоны реки. Однако при этом обычно приходится создавать систему деривационных сооружений. К ним относятся сооружения, направляющие воду в обход естественного русла реки: деривационные каналы, туннели, трубы. Основными сооружениями ГЭС на равнинной реке являются плотина, создающая водохранилище и сосредоточенный перепад уровней, т.е. напор, и здание ГЭС, в котором размещаются гидротурбины, генераторы, электрическое и механическое оборудование. В случае необходимости строятся водосбросные и судоходные сооружения, рыбопропускные сооружения и т.п. Плотина является наиболее важным и ответственным звеном гидроузла. Высота плотины определяется площадью затопления земель при проектировании площади водохранилища. Зеркало воды перед плотиной и после плотины называют соответственно верхним и нижним бьефом. Разницу высот между верхним и нижним бьефами называют напором ГЭС. На случай превышения допустимой величины напора предусмотрена система аварийного сброса воды (водосброс) из верхнего бьефа в нижний. Вода под воздействием силы тяжести по водоводам движется из верхнего бьефа в нижний бьеф, вращая рабочее колесо турбины. Гидравлическая турбина соединена валом с ротором электрического генератора. Турбина и генератор вместе образуют гидрогенератор. В турбине энергия водотока преобразуется в механическую энергию вращения на валу агрегата, а генератор преобразует эту энергию в электрическую. Возможно создание на реках каскадов ГЭС. В России построены и успешно эксплуатируются Волжский, Камский, Ангарский, Енисейский и другие каскады ГЭС. Количество вырабатываемой электрической энергии W (кВт∙ч) на ГЭС определяется по формуле: W = Р t = Q H t η, где Р – мощность электрических генераторов, установленных на ГЭС, кВт; t – время работы гидрогенераторов, ч; Q – количество воды, проходящей через створ ГЭС, м3/сек; Н – напор воды, м; η – КПД гидрогенераторов (о.е.). Количество вырабатываемой электрической энергии определяется количеством воды, проходящей через створ ГЭС. На русловых и приплотинных ГЭС она определяется годовым стоком воды реки и характеристикой этой реки. Продолжительность использования установленной мощности гидроэлектростанций, как правило, меньше, чем тепловых электростанций. Она составляет 1500–3000 часов для пиковых станций и до 5000–6000 часов для базовых при годовом ресурсе 8760 ч. На деривационных ГЭС количество электрической энергии зависит от напора ГЭС и пропускной способности деривационных сооружений. ГЭС как источник электрической энергии имеют существенные преимущества перед тепловыми и атомными электростанциями. Они лучше приспособлены для автоматизации и требуют меньшего количества эксплуатационного персонала. Работа ГЭС характеризуется частыми пусками и остановами агрегатов, быстрым изменением рабочей мощности от нуля до номинальной. Гидравлические турбины по своей природе приспособлены к такому режиму. Для гидрогенераторов этот режим также приемлем, так как в отличие от паротурбинных генераторов осевая длина гидрогенератора относительно мала и температурные деформации стержней обмотки проявляются меньше. Процесс пуска гидроагрегата и набора мощности полностью автоматизирован и занимает от нескольких десятков секунд до несколько минут, поэтому резервирование мощности в энергосистеме целесообразно осуществлять агрегатами ГЭС. В электрической части ГЭС подобны тепловым конденсационным электростанциям (КЭС) – предусматривается блочное соединение генераторов с трансформаторами, энергия выдается в систему на повышенных напряжениях (220–1150 кВ). Отличительной особенностью ГЭС является небольшое потребление электроэнергии на собственные нужды в связи с отсутствием крупных механизмов. Капитальные затраты при сооружении ГЭС обычно больше, чем при сооружении ТЭС, но меньшие эксплуатационные издержки обеспечивают низкую себестоимость электроэнергии, в несколько раз меньшую, чем на КЭС и АЭС. Коэффициент полезного действия ГЭС обычно составляет 85–90%. Показательны следующие средние значения удельной численности персонала станций различного вида на 1 млн. кВт установленной мощности: для ГЭС – 300, для ТЭС – 1400, для АЭС – 1800 чел. Но это только на самой станции, а еще нужно добавить трудозатраты на добычу и транспортирование топлива, в итоге требуемая удельная численность персонала на 1 млн. кВт для ТЭС (АЭС) в среднем составляет 2500 чел. В России построены и эксплуатируются следующие крупные ГЭС: каскад Волжских ГЭС мощностью около 2530 МВт, Братская ГЭС – 4500 МВт, Красноярская ГЭС – 6000 МВт, Саяно–Шушенская ГЭС – 6400 МВт и др. Насосная станция (НС) предназначена для перекачки воды низких отметок воды на высокие и транспортирования воды в удаленные пункты. На НС устанавливаются насосные агрегаты, состоящие из насоса и электродвигателя. Очевидно, что НС является потребителем электроэнергии. Насосные станции используются для водоснабжения тепловых и атомных станций, коммунально–бытового и промышленного водоснабжения (районные водозаборы), а также в ирригационных системах, в судоходных каналах и т.п. Гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС) предназначена для перераспределения во времени энергии и мощности в энергосистеме. В часы пониженных нагрузок ГАЭС работает как насосная станция. Потребляя электроэнергию она перекачивает воду из нижнего бьефа в верхний. Тем самым создаются запасы гидроэнергии за счет повышения уровня верхнего бьефа. Обратимые гидромашины (насосотурбины) получают все большее развитие в связи с интенсивным строительством ГАЭС, предназначенных для выравнивания графика нагрузки энергосистем. В ночные часы, когда в энергосистеме имеется избыток мощности, агрегаты ГАЭС работают в насосном режиме и аккумулируют энергию, перекачивая воду из нижнего бассейна в верхний. В часы максимума нагрузки (пика) они включаются в турбинный режим и выдают энергию в энергосистему. Таким образом, обратимая гидромашина может использоваться и как насос, и как турбина. Мощность отдельных ГАЭС с такими обратимыми гидроагрегатами достигает 1620 МВт. ГАЭС могут строиться изолированно либо в составе электрических (гидроэнергетических) комплексов, представляющих собой совокупность двух или нескольких электрических станций, объединенных совместным технологическим использованием водоемов, электротехнических и других устройств, а также их совместной эксплуатацией. Наиболее эффективным является совместное планомерное строительство отдельных элементов комплекса с поэтапным вводом их в эксплуатацию. В часы максимальной нагрузки ГАЭС работает как ГЭС. Вода из верхнего бьефа пропускается через турбины в нижний бьеф, и ГАЭС выдает электроэнергию в энергосистему. В процессе работы ГАЭС потребляет дешевую электроэнергию, а выдает более дорогую энергию в период пика нагрузки (за счет разности тарифов). Заполняя провалы нагрузки в энергосистеме, она позволяет работать агрегатам атомных и тепловых станций в наиболее экономичном и безопасном режиме, резко снижая при этом удельный расход топлива на производство 1 кВт∙ч электроэнергии в энергосистеме. В настоящее время в России работает Загорская ГАЭС мощностью 1200 МВт, ведется проектирование и строительство других ГАЭС, в частности Тереблинской ГАЭС. Приливная электростанция (ПЭС) сооружается на побережье морей и океанов со значительными приливно–отливными колебаниями уровня воды. Для этого естественный залив отделяется от моря плотиной и зданием ПЭС. При приливе уровень моря будет выше уровня воды в отделенном от него заливе, а при отливе, наоборот, ниже, чем уровень воды в заливе. Перепады этих уровней создают напор, который используется при работе гидротурбин ПЭС. В некоторых морских заливах приливы достигают 10–12 м, а наибольшие приливы наблюдаются в заливе Фанди (Канада) – до 21 м. Технические ресурсы приливной энергии России оцениваются в 200–250 млрд. кВт∙ч в год и в основном сосредоточены у побережья Охотского, Берингова и Белого морей. 4.4. Схемы использования гидравлической энергии В большинстве случаев ГЭС представляют собой объекты комплексного назначения, обеспечивающие нужды электроэнергетики и других отраслей народного хозяйства: мелиорации земель, водного транспорта, водоснабжения, рыбного хозяйства и пр. Наиболее эффективное использование энергии водотока для получения электрической энергии обеспечивается при концентрации перепадов уровней воды на относительно коротком участке. Для использования падения уровней рек, распределенных по значительной длине водотока, прибегают к искусственному сосредоточению перепада, т.е. регулированию водного стока, что может быть осуществлено различными способами. Основные схемы использования водотока: 1) плотинная, при которой напор создается плотиной; 2) деривационная, где напор создается преимущественно с помощью деривации (отведения, отклонения), выполняемой в виде канала, туннеля или трубопровода; 3) комбинированная, в которой напор создается плотиной и деривацией. Плотинная схема (рис. 4.1)предусматривает создание подпора уровня водотока путем сооружения плотины. Образующееся при этом водохранилище может использоваться в качестве регулирующей емкости, позволяющей периодически накапливать запасы воды и более полно использовать энергию водотока. В гидроузлах, осуществленных по плотинной схеме создания напора, различают русловые и приплотинные здания станций ГЭС.  Рис. 4.1. Схема создания напора на плотинной ГЭС ГЭС с русловым зданием характеризуется тем, что ее здание входит в состав водонапорных сооружений и воспринимает давление воды со стороны верхнего бьефа. Конструкция здания в этом случае должна удовлетворять всем требованиям устойчивости и прочности, предъявляемым к плотинам. Размеры здания, в частности его высота, определяются напором H, поэтому ГЭС с русловыми зданиями строятся при сравнительно небольших напорах – до 40 м (каскады Камских, Волжских ГЭС и др.). ГЭС с приплотинным зданием характеризуется тем, что ее здание располагается за плотиной (рис. 4.2) и не воспринимает давления воды. На крупных современных гидроэлектростанциях такого типа напор доходит до 300 м (Красноярская ГЭС).  Рис. 4.2. Схема приплотинной ГЭС Деривационная схема (рис. 4.3) позволяет получить сосредоточенный перепад путем отвода воды из естественного русла по искусственному водоводу, имеющему меньший продольный уклон. Благодаря этому уровень воды в конце водовода оказывается выше уровня воды в реке; эта разность уровней и является напором гидроэлектростанции. В зависимости от типа искусственных водоводов (деривации) различают ГЭС с напорной и с безнапорной деривацией (см. рис. 4.3). На рис. 4.1, 4.3 введены обозначения: 1–1 – сечение верхнего бьефа; 2–2 –сечение нижнего бьефа.  Рис. 4.3. Схемы создания напора на деривационной ГЭС При безнапорной деривации отвод воды из реки осуществляется безнапорными водоводами, например открытым каналом. Для забора воды в деривационный канал в русле реки возводится невысокая плотина, создающая водохранилище. Вода в канал поступает через водоприемник. Плотина, водоприемник, в ряде случаев и другие сооружения (водосброс, отстойник и др.) образуют так называемый головной узел деривационной гидроэлектростанции. Деривационный канал заканчивается напорным бассейном, из которого вода по трубопроводам подается к турбинам в здание станции. Прошедшая через турбины вода отводится обратно в русло реки по отводящему каналу. Напорный бассейн, трубопроводы, здание станции и другие сооружения, примыкающие к ним, образуют станционный узел. Вода из верхнего бьефа (ВБ) по напорному водоводу подводится к турбине и из нее выпускается в нижний бьеф (НБ). В турбине энергия воды преобразуется в механическую энергию вращения вала, от которого приводится во вращение ротор электрического генератора (гидрогенератора), где механическая энергия преобразуется в электрическую. Электрическая энергия по линиям высокого напряжения передается в районы потребления, иногда на расстоянии 1000 км и более. Турбина, соединенная с генератором, называется агрегатом ГЭС, или гидроагрегатом. Характерными его параметрами являются напор (он определяется в основном разностью отметок ВБ и НБ) и мощность. Напоры на различных ГЭС различаются значительно – от нескольких метров (низконапорные ГЭС) до 700–1000 м и более (высоконапорные) Мощность гидроагрегата может составлять несколько сотен киловатт (малые агрегаты, малые ГЭС) и достигать 600–700 тыс. кВт и даже более (крупные, сверхмощные гидроагрегаты). На рис. 4.3, б показана ГЭС с напорной деривацией в виде напорного туннеля. В ряде случаев для защиты деривационных напорных водоводов от перегрузок избыточным внутренним давлением может понадобиться строительство специального сооружения – уравнительного резервуара. Создание или увеличение сосредоточенного перепада уровней воды можно осуществить также посредством отводящего деривационного водовода, продольный уклон которого меньше уклона естественного русла. В этом случае здание ГЭС располагается в глубокой выемке или под землей в удалении от нижнего сечения используемого участка водовода. Сооружение деривационных ГЭС оказывается целесообразным в горных условиях при больших уклонах рек и относительно малых расходах воды; тогда при небольшой протяженности и малой площади сечения деривационного водовода можно получить большой напор (1000 м и более) и соответственно большую мощность. На рис. 4.4, а показана схема приплотинной ГАЭС, позволяющая реверсировать водоток путем перекачки воды из нижнего бьефа в верхний бьеф. По аналогии с ГЭС, работающими в активном режиме, ГАЭС подразделяются на станции приплотинного типа и станции деривационного типа. Первые используют перепад уровней, создаваемый плотиной, вторые – перепад между двумя бассейнами, соединенными наземными или туннельными водоводами. В условиях ГАЭС приплотинного типа могут быть эффективными, как правило, только при совместной установке обратимых гидроагрегатов с агрегатами прямого действия, т.е. в виде ГЭС–ГАЭС, или при использовании для насосного аккумулирования водохранилищ, созданных для других народнохозяйственных задач. Значительный интерес представляет использование энергии приливов и отливов на побережьях морей и океанов. Схема создания напора на приливной гидроэлектростанции (ПЭС) приведена на рис. 4.4, б.  Рис. 4.4. Схемы создания напора на ГАЭС и ПЭС Амплитуда колебания уровня воды, связанная с положением луны на небосклоне, зависит от географической широты и характера берега континента. Так, около Магелланового пролива зарегистрирована амплитуда колебаний уровня воды 18 м, а около берегов Америки – 21 м. Широкое применение ПЭС нашли в Японии, где их число достигло 43. Энергетические ресурсы морских приливов и отливов на Барцевом и Белом морях, возможные к использованию в России, оцениваются примерно в 40 млрд. кВ∙ч, но прежде чем использовать их, необходимо преодолеть трудности, связанные со строительством ПЭС (высокая стоимость и пульсирующий характер выдачи мощности). В закрытых морях (Каспийском, Черном) эффекты приливов и отливов практически незаметны. 4.5. Основное оборудование ГЭС Основным энергетическим оборудованием ГЭС являются гидротурбины и гидрогенераторы. 4.5.1. Гидротурбины Гидравлической турбиной называется машина, преобразующая энергию движения воды в механическую энергию вращения ее рабочего колеса. Гидротурбины подразделяются на два класса: активные и реактивные. Турбина называется активной, если используется только кинетическая энергия потока, и реактивной,если используется и потенциальная энергия при реактивном эффекте. Рабочее колесо реактивной турбины в отличие от активной полностью находится в воде, т.е. поток воды поступает одновременно на все лопасти рабочего колеса. Существует большое число различных видов турбин, однако в практике гидроэнергетического строительства широко используется лишь четыре вида турбин: осевые, диагональные, радиально–осевые и ковшовые. Рассмотрим схемы их устройства и принцип действия. Осевые турбины (за рубежом их обычно называют турбинами Каплана) являются низконапорными турбинами. Они используются при малых напорах – от 1–3 до 60–70 м. Схема осевой турбины показана на рисунке 4.5. Рабочее колесо осевой турбины, состоящее из лопастей рабочего колеса 1, укрепленных в корпусе 2 с обтекателем, соединено валом 3. Количество лопастей рабочего колеса может быть различным – от 4 до 8. Чем больше напор, тем больше количество лопастей. Лопасти могут быть укреплены жестко, с каким–то некоторым углом наклона. В этом случае турбина называется пропеллерной. Однако обычно лопасти делаются поворотными, т.е. на ходу в зависимости от условий работы (нагрузка, напор) угол установки лопастей может меняться. Такие турбины называются поворотно–лопастными. Поворотно–лопастные турбины сложнее пропеллерных, но у них выше энергетические показатели.  Рис. 4.5. Схема осевой гидротурбины Диагональные турбины, разработанные в последние десятилетия, отличаются от осевых турбин только тем, что лопасти рабочего колеса установлены с наклоном к оси вращения (угол 45–60º). Радиально–осевые турбины (за рубежом их обычно называют турбинами Френсиса) являются средненапорными турбинами. Они используются при напорах в диапазоне от 40–60 до 500–700 м. Схема радиально–осевой турбины показана на рисунке 4.6. Цифровые обозначения позиций аналогичны рис. 4.5. Рабочее колесо радиально–осевой турбины состоит из 12–17 лопастей рабочего колеса 1, образующих круговую решетку лопастей. Лопасти рабочего колеса имеют сложную кривизну, поэтому вода, поступающая с направляющего аппарата 12, постепенно меняет направление с радиального на осевое. В настоящее время созданы уникальные радиально–осевые турбины мощностью 640 МВт.  Рис. 4.6. Схема радиально–осевой гидротурбины Ковшовые турбины (за рубежом их называют турбинами Пельтона, иногда «свободноструйными») – это высоконапорные турбины, используемые при напорах более 400–600м. Схема ковшовой турбины показана на рисунке 4.7.  Рис. 4.7. Схема ковшовой гидротурбины Основными ее элементами являются сопло 1, к которому вода подводится по трубопроводу 2, и рабочее колесо 3, укрепленное на валу 4. Сопло и рабочее колесо установлены выше уровня воды, так что рабочее колесо вращается в воздухе. В этой турбинепотенциальная энергия гидростатического давления в суживающейся насадке–сопле полностью превращается в кинетическую энергию движения воды. Рабочее колесо турбины выполнено в виде диска, по окружности которого расположены ковшеобразные лопасти 5.Внутри сопла расположена регулировочная игла 6, перемещением которой меняется выходное сечение сопла, а, следовательно, и расход воды. Ковшовые гидротурбины являются наиболее распространенными активными гидротурбинами. Радиально–осевые турбины установлены на Братской, Красноярской и других ГЭС. Поворотно–лопастными осевыми турбинами оборудованы Куйбышевская, Волгоградская, Каховская, Кременчугская ГЭС. На электрических станциях турбина и генератор связаны общим валом. Частоты их вращения не могут выбираться произвольно. Они зависят от числа пар полюсов ротора генератора и частоты переменного тока, которая должна соответствовать стандартной (50–60 Гц). Кроме того, необходимо учитывать, что при небольших частотах вращения турбины получаются громоздкими и дорогими. Чтобы получить скорости агрегатов, близкие к оптимальным, при больших напорах используют турбины с малыми значениями коэффициента быстроходности, а при небольших напорах – с большими значениями этого коэффициента. Разнообразие природных условий, в которых сооружаются ГЭС, определяет разнообразие конструктивного исполнения турбин. Мощности турбин изменяются от нескольких киловатт до 640 МВт, а частота вращения – от 16,6 до 1500 об/мин. Области применения турбин некоторых видов перекрываются. Так, при напорах 50–70 метров могут быть приняты и осевые, и диагональные, и радиально–осевые турбины. Выбор оптимального решения производиться на основании технико–экономических сопоставлений различных вариантов. 4.5.2. Гидрогенераторы Гидравлическим генераторомназывается машина, преобразующая механическую энергию вращения гидротурбины в электрическую энергию. Эти машины приводятся во вращение, как правило, сравнительно тихоходными гидравлическими турбинами, частота вращения которых составляет 50–500 об/мин. Поэтому гидрогенераторы выполняют с большим числом полюсов и явнополюсными роторами. Диаметр ротора достигает у мощных машин 16 м при длине 1,75 м (в генераторах мощностью 590–640 МВА), т.е. для таких генераторов отношение длины к диаметру составляет 0,11–0,20. Гидрогенераторы мощностью свыше нескольких десятков МВА выполняют с вертикальным расположением вала. Гидрогенераторы с меньшей мощностью выполняют обычно с горизонтальным расположением вала. В верхней части гидрогенератора на одном с ним валу обычно устанавливают вспомогательные машины – возбудитель генератора с подвозбудителем и дополнительный синхронный генератор, предназначенный для питания электродвигателей автоматического регулятора турбины. В конструкции гидрогенераторов с вертикальным расположением вала весьма ответственной частью является упорный подшипник (подпятник), который воспринимает массу роторов генератора и турбины, давление воды на лопасти турбины, а также динамические усилия. Подпятник состоит из вращающегося диска (пяты), укрепленного на роторе, который посредством ряда сегментов (сухарей) опирается на стальной диск, установленный в корпусе подпятника. Сегменты покрывают слоем антифрикционного сплава (баббита), а корпус заполняют маслом, которое создает жидкостное трение в подпятнике и служит охлаждающей средой, обеспечивающей отвод образующейся теплоты к водяному маслоохладителю. В зависимости от расположения подпятника гидрогенераторы подразделяют на подвесные и зонтичные (рис. 4.8). В подвесных гидрогенераторах подпятник располагается над ротором генератора на верхней крестовине, а один или два направляющих подшипника – под ним; при этом весь турбоагрегат подвешен на подпятнике к этой крестовине (см. рис. 4.8, а). В зонтичных гидрогенераторах подпятник располагается под ротором на нижней крестовине или на крышке турбины, а генератор – над подпятником в виде зонта. Крестовины представляют собой мощную опорную конструкцию, состоящую из центральной втулки и ряда радиальных балок (см. рис. 4.8, б). Быстроходные гидрогенераторы обычно выполняют подвесного типа, а тихоходные – зонтичного.  Рис. 4.8. Конструктивные схемы подвесного (а) и зонтичного (б) гидрогенераторов: 1 – верхняя крестовина; 2 – подпятник; 3 – направляющие подшипники; 4 – ротор; 5 – статор; 6 – нижняя крестовина; 7 – фланец вала; 8 – турбина; 9 – фундамент; 10 – направляющий подшипник турбины В последнее время стали применяться горизонтальные агрегаты (капсульные), у которых генератор заключен в герметичную капсулу, обтекаемую водой. Благодаря лучшим гидравлическим условиям обтекания КПД таких агрегатов больше 95 %. Промышленность РФ выпускает различные типы гидрогенераторов мощностью до 640 МВА. Для уменьшения габаритов, массы и стоимости гидрогенераторов в машинах большой мощности применяют непосредственное охлаждение обмоток статора, ротора и сердечника статора дистиллированной водой. При тех же основных размерах мощность гидрогенератора с водяным охлаждением можно увеличить более чем в 2 раза по сравнению с гидрогенератором, имеющим поверхностное воздушное охлаждение. Непосредственное водяное охлаждение обмоток статора и ротора осуществляется так же, как в турбогенераторах – путем пропускания воды через полые проводники обмоток. Сердечник статора охлаждается водой, циркулирующей по трубам, которые проходят сквозь отверстия в листах непосредственного охлаждения. В последнее десятилетие появились принципиально новые вращающиеся машины системы Powerformer, представляющие собой генераторы, которые работают на значительно более высоких, чем обычные генераторы, напряжениях. Они подключаются непосредственно к сети до 110 кВ и выше. Эти разработки проводятся шведскими отделениями компании АВВ и опробуются на электростанциях в Швеции. Непосредственное соединение генератора с электрической сетью дает возможность:
|