8663

Рисунок 7.1 – Типичные сечения каналов:

б) канал в выемке; в) канал в полу-выемке − полу-насыпи; г) канал в насыпи.

Туннель − водовод замкнутого поперечного сечения, устроенный в гор-

ных породах без вскрытия вышележащего массива (рис. 7.2, 7.3).

Рисунок 7.2 – Поперечные сечения напорных туннелей:

Обделки деривационных туннелей: а – монолитная железобетонная; б – двухслойная монолитная железобетонная; в – сборная железобетонная; 1– скважины для укрепительной цементации; 2 – трубы для заполнительной цементации; 3 и 4 –круговая и распределительная арматура; 5 – монолитный бетон; 6 – торкрет; 7 – засыпка гравием; 8 – дренаж; 9 – цементный раствор; 10 – сборные железобетонные блоки

41

.

Рисунок 7.3 – Деривационные безнапорные тоннели. Поперечные сечения:

I при f=8 и больше; II при f=4-8; III при f=2-4; IV при f=2 и менее (f – коэффициент крепости породы)

Турбинные трубопроводы. Подают воду из деривации или водохрани-

лища к турбинам. Могут быть открытыми в виде металлических трубопрово-

дов, сталежелезобетонных с внутренней металлической облицовкой и железо-

бетонных трубопроводов. Сталежелезобетонные и железобетонные трубопро-

воды могут укладываться в траншеях и засыпаться грунтом. Тип зависит от напора.

Открытые металлические трубопроводы устанавливаются на опоры: ан-

керные, которые обеспечивают неподвижное закрепление трубопровода на пе-

реломах трассы и на прямых участках на расстоянии 150–400 м и воспринима-

ют от него осевые и радиальные нагрузки, и промежуточные для его опирания в пролетах между анкерными опорами. Трубопроводы выполняются неразрезны-

ми, а при значительных изменениях температуры воздуха или воды – разрез-

ными. В месте разреза устанавливается температурный компенсатор, позволя-

42

ющий оболочке трубопровода свободно перемещаться при температурных де-

формациях.

7.2. Сооружения на водоводах

Уравнительный резервуар (УР). Предназначен для защиты подводящих и отводящих напорных водоводов от воздействия гидравлического удара при неустановившихся режимах работы ГЭС и особенно при аварийном сбросе нагрузки ГЭС, приводящем к резкому увеличению (снижению) внутреннего давления в напорных водоводах, а также для уменьшения максимального гид-

родинамического давления в напорных водоводах и улучшения условий регу-

лирования гидроагрегатов. УР подразделяются на верховые, выполняемые на подводящих водоводах, и низовые – на отводящих водоводах (рис. 7.4).

Рисунок 7.4 – Схема размещения уравнительных резервуаров

Напорный бассейн. Напорный бассейн − водоем для сопряжения без-

напорной деривации (канала, туннеля, лотка) с турбинными трубопроводами

(рис. 7.5).

43

1 – холостой водосброс (для предотвращения переполнения бассейна). 2 – забральная стенка. 3 – трубопровод холостого водосброса. 4 – турбинные трубопроводы. 5 – водоприемник здания ГЭС

Бассейн суточного регулирования (БСР). Бассейн суточного (недельно-

го) регулирования − водоем для аккумуляции объема воды, необходимого при осуществлении суточного (недельного) регулирования мощности деривацион-

ной ГЭС.

Верхний бассейн ГАЭС. Верхний бассейн ГАЭС − водоем, предназна-

ченный для создания напора на агрегаты ГАЭС и накопления воды, закачивае-

мой при работе ГАЭС в насосном режиме.

Нижний бассейн ГАЭС. Нижний бассейн ГАЭС − водоем, предназна-

ченный для приема и накопления воды, проходящей через агрегаты ГАЭС при ее работе в турбинном режиме, для последующего ее использования при работе в насосном режиме.

Часто нижний бассейн выполняется в виде водохранилища на реке; при-

ток воды в нижний бассейн компенсирует потери на испарение и фильтрацию.

Именно так устроен нижний бассейн Загорской ГАЭС – водохранилище на реке Кунья.

44

8. ЭНЕРГОСИСТЕМА

Энергосистема – это соединение электростанций между собой и потреби-

телями. Соединение осуществляется с помощью ЛЭП.

Различают локальные энергосистемы и объединенные энергосистемы.

Последние состоят из нескольких локальных. Совокупность объединенных энергосистем составляет Единую энергосистему (ЕЭС).

Рисунок 8.1 – Принципиальная схема энергосистемы

В России шесть крупных Объединенных энергосистем (ОЭС) − Центра,

Средней Волги, Урала, Северо-Запада, Северного Кавказа, Сибири, а также ра-

ботающая пока самостоятельно ОЭС Востока (в нее входят Приморская, Хаба-

ровская, Амурская энергосистемы и Южно-Якутский энергорайон), которая вскоре тоже будет включена в ЕЭС.

45

9.ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

9.1.Виды электростанций

Атомные электростанции (АЭС). Электроэнергия производится при преобразовании тепловой энергии, выделяющейся при делении атомных ядер в ядерном реакторе.

Тепловые электростанции (ТЭС). Электроэнергия производится при преобразовании тепловой энергии, выделяющейся при сжигании топлива.

Дизельные (ДЭС) – сжигает дизтопливо для выработки электроэнергии.

Гидроэлектростанции (ГЭС). В них в электрическую энергию преобра-

зуется энергия воды.

Особой разновидностью ГЭС являются гидроаккумулирующие станции

(ГАЭС), а также приливные станции (ПЭС).

Ветровые (ВЭС) — преобразование кинетической энергии воздушных масс в атмосфере в электрическую энергию.

Солнечные (СЭС) - использование солнечного излучения для получения

электроэнергии.

Геотерма́льные (ГеоТЭС) — вырабатывают электроэнергию из тепло-

вой энергии подземных источников (гейзеров).

9.2. Энергетические ресурсы

Энергетические ресурсы − это все источники разнообразных видов энергии, доступные для промышленного и бытового использования в энергети-

ке.

Органическое топливо делится на газообразное, жидкое и твёрдое, (естественное и искусственное). Из них 39 % приходится на уголь, 16 % на природный газ, 9 % на жидкое топливо (на ТЭС − мазут).

Газообразное: на электростанциях используется природный газ (метан).

Жидкое: естественное − нефть, искусственное − продукты ее перегонки:

бензин; керосин; соляровое масло; мазут; дизельное топливо.

46

Твёрдое: естественным топливом являются торф; бурый уголь; каменный уголь; антрацит; горючий сланец.

Растительное топливо: дрова; древесные отходы; биомасса.

Искусственным твёрдым топливом являются: древесный уголь; кокс и полукокс; углебрикеты; отходы углеобогащения.

Также энергетическими ресурсами являются: ветровая энергия; геотер-

мальная энергия; солнечная энергия; биоэнергия; водородная энергия; термо-

ядерная энергия; гидроэнергия; ядерная энергия.

9.3. Тепловые электрические станции (ТЭС)

ТЭС – электростанция, вырабатывающая электроэнергию за счет энергии сжигаемого топлива.

Основные виды топлива: природный газ, уголь, мазут, дизельное топливо.

Виды ТЭС: КЭС, ТЭЦ, ЦЭС, ГРЭС, ПГУ. КЭС – конденсационная элек-

тростанция; ТЭЦ – теплоэлектроцентраль; ЦЭС – центральная ЭС; ГРЭС – гос-

ударственная районная ЭС; ПГУ – парогазовая установка.

47

9.4. Атомные электростанции (АЭС)

АЭС - электростанция, в которой атомная (ядерная) энергия преобразует-

ся в электрическую. Генератором энергии на АЭС является атомный реактор.

Тепло, которое выделяется в реакторе в результате цепной реакции деления ядер некоторых тяжёлых элементов, преобразуется в электроэнергию. АЭС ра-

ботает на ядерном горючем (в основном 233U, 235U, 239Pu). При делении 1 г

изотопов урана или плутония высвобождается 22 500 кВт∙ч, что эквивалентно энергии, содержащейся в 2800 кг условного топлива.

9.5.Основные характеристики электростанций

Кним относят: мощность N, Вт, кВт, МВт, ГВт, выработка электроэнер-

гии Э, кВт∙ч, коэффициент полезного действия η.

Так как мощность переменна, принято характеризовать установленной мощностью Nу ─ паспортная мощность установленных электрогенераторов.

Выработка электроэнергии зависит от периода времени, за который выработка определяется. Поэтому принято характеризовать выработкой за год. Так как выработка по годам переменна, характеризуют средней за ряд лет (не менее 20

48

лет); такую величину называют средней многолетней выработкой электроэнер-

гии за год.

Коэффициент полезного действия электростанции определяют как

η=Эплз/Эпод, где Эплз − полезная (отданная потребителям) электроэнергия;

Эпод ─ подведенная к электростанции энергия (воды, топлива, ядерной энер-

гии).

КПД ТЭС составляет 36-44%; КПД АЭС составляет 40-44%; КПД круп-

ных ГЭС − 92-94 %; КПД крупных ПЭС − 92-94 %; КПД ГАЭС – это энергия в турбинном режиме, деленная на энергию в насосном режиме; КПД ГАЭС -

около 75 %. Различают также КПД в турбинном режиме (как у ГЭС), в насос-

ном режиме (как у насосных станций).

49

10.ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

10.1.Мощность и выработка электроэнергии ГЭС

Мощность ГЭС:

где η – КПД ГЭС, доли ед.; Q – расход ГЭС, м3/с; Н – напор ГЭС, м.

Н=УВБ-УНБ.

Выработка электроэнергии:

Обычно определяют выработку за год, т. е. T=1 год=8760 ч.=31,5∙106 с.

Выработку электроэнергии принято выражать в кВт∙ч; тогда принимают

Т=8760 ч.

Приближенно выработка за год

где ∆t – период времени (месяц, декада). ∑∆t=T; NГЭС - средняя мощность за период ∆t.

Еще более приближенно, если определить среднюю мощность Nср. за время Т:

10.2. Классификация ГЭС

По установленной мощности: микроГЭС Nу≤100 кВт; малые ГЭС 100 ≤

Nу ≤30000 кВт; большие Nу≥30000 кВт.

По напору: низконапорные Н≤8-10 м; средненапорные 10≤Н ≤40-50 м;

высоконапорные Н≥ 40-50 м.

50