Научная электронная библиотека

Избранные работы по АСКУЭ (1981-2009)

Гуртовцев А. Л.,

Гидроаккумулирующие электростанции

Гуртовцев А.Л., к.т.н., ведущий научный сотрудник РУП “БелТЭИ”

Ритмы электропотребления

Энергосистема любого государства объединяет в едином технологическом процессе множество электростанций, осуществляющих в реальном времени выработку электроэнергии из первичных энергоресурсов, и множество потребителей, получающих эту энергию от электростанций через передающие и распределительные электросети. Электроэнергия является таким товаром, который по существующим технологиям невозможно в больших количествах и долго хранить на складах подобно обычным вещам, - этот товар необходимо потреблять в темпе его производства и, наоборот, производить, или генерировать, в темпе его массового потребления. Невыполнение этого временного баланса в лучшем случае приводит к ухудшению качества электроэнергии, например, изменению ее частоты или напряжения в сетях переменного тока, а в худшем – к авариям и катастрофам в энергосистеме. Возникающий дисбаланс между производством и потреблением электроэнергии в энергосистеме можно устранить только одним из трех путей: либо изменением генерации, либо изменением потребления, либо одновременно и тем и другим. Иного не дано.

Потребление электроэнергии происходит в человеческом обществе в соответствии с его жизненными ритмами, которые непосредственно зависят как от природных и биологических ритмов человека, так и от его производственной и бытовой деятельности. Эти ритмы имеют суточные, недельные, месячные и сезонные циклы.

На рисунке приведен типовой суточный график генерации/потребления (нагрузки)

Белорусской объединенной энергосистемы (ОЭС) в отопительный период (сезон осень-зима-весна) в обычный рабочий день. На графике четко видны периоды минимального потребления в ночное время (период ночного провала: 2300-600), максимального потребления в утренние (период утреннего пика: 800-1100) и вечерние (период вечернего пика: 1700-2000) часы, а также периоды среднего потребления (периоды полупика: 600-800, 1100-1700, 2000-2300). Период ночного провала, в который мощность нагрузки падает до 3500 МВт, приходится на время ночного отдыха населения, период утреннего пика (мощность до 5150 МВт) – на время наибольшей утренней активности промышленности, а период вечернего пика (мощность до 5300 МВт) – на время вечерней бытовой активности населения. Заметим, что общее годовое потребление электроэнергии в Беларуси на 60% определяется промышленностью и на 21% бытом – самыми крупными секторами потребителей.

Приведенный график суточного потребления энергосистемы, или график ее совмещенной нагрузки (определяется реальным наложением отдельных графиков сотен тысяч потребителей), характеризуют как неравномерный. Основные характеристики такого графика: максимальная Рмакс и минимальная Рмин нагрузки, среднесуточная нагрузка Рср, плотность графика нагрузки, или коэффициент заполнения, определяемая как отношение средней нагрузки к максимальной =Рср/Рмакс, коэффициент неравномерности нагрузки =Рмин/ Рмакс (для равномерного графика и близки к единице). В рассматриваемом графике перепад нагрузки между ночным провалом и вечерним пиком достигает в энергосистеме 1800 МВт (=0,66), между дневным полупиком и пиком – до 400 МВт, а средняя нагрузка - Рср=4500 МВт (=0,85). Таким образом, в ночное время в энергосистеме в связи с падением электропотребления необходимо отключать ряд электростанций или их отдельные агрегаты, а в пики, наоборот, вводить в работу дополнительные пиковые мощности. Заметим, что большая неравномерность графика нагрузки характерна не только для белорусской энергосистемы, но и для многих других энергосистем. Так, в частности, в АО “Мосэнерго” - крупнейшей энергоснабжающей компании России (8% российского электропотребления) - ночью нагрузка в сети падает на 60-70% по сравнению с пиком.

В ОЭС Беларуси в качестве генерирующих источников преобладают тепловые электростанции (ТЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). Проблемы адаптации таких источников под колебания графика нагрузки энергосистемы связаны, во-первых, с необходимостью наличия на ТЭС и ТЭЦ пиковых мощностей, во-вторых, с дополнительными затратами топлива на изменения режимов их работы, в-третьих, с повышенным износом пикового теплового оборудования в результате многократных его пусков и остановов и, в-четвертых, с его недостаточной маневренностью. В результате существенно возрастают издержки энергосистемы на покрытие пиковых нагрузок. Проблема их снижения может быть эффективно решена либо за счет выравнивания графика нагрузки в результате административного или экономического (через стимулирующие тарифы) воздействия на массового потребителя, либо за счет межсистемного эффекта – приобретения более дешевой пиковой энергии смежных энергосистем (со стороны Литвы или России), либо за счет применения накопителей энергии, т.е. установок для накопления, или консервации, энергии в часы провала графика нагрузки и ее использования в пиковые часы.

Существуют механические (потенциальные, динамические и кинетические), химические, тепловые, электромагнитные и другие типы накопителей, которые характеризуются количеством запасенной энергии и временем ее консервации (сроком, в течение которого энергия сохраняется в накопителе), удельной энергоемкостью (запасенной энергией на конструктивную единицу накопителя), удельными капитальными затратами (затратами на единицу запасенной энергии или единицу мощности), удельными эксплуатационными расходами, коэффициентом полезного действия (отношением энергии, отданной накопителем, к энергии, затраченной на ее накопление) - КПД, и маневренностью (временем включения накопителя, скоростью набора и сброса мощности и ее диапазоном, допустимой частотой пусков). В энергосистемах в качестве крупных накопителей используются в первую очередь гидроэлектростанции (ГЭС) и гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС). В Беларуси ведутся работы по развитию сети малых ГЭС, а также дискутируется вопрос о создании собственной ГАЭС.

Что такое ГАЭС?

ГАЭС – это насосно-аккумулирующая ГЭС, которая в одни периоды времени использует электроэнергию других электростанций из электросетей энергосистемы для преобразования ее в потенциальную энергию воды (прямое преобразование), а в другие периоды времени преобразует потенциальную энергию воды в электроэнергию (обратное преобразование), отдавая ее в электросети для покрытия пиков нагрузки энергосистемы. Гидротехнические сооружения ГАЭС состоят из двух бассейнов – верхнего (аккумулирующего) и нижнего (питающего), расположенных на разных уровнях и соединенные системой крупных наклонных трубопроводов (водоводов). Верхний бассейн может быть естественным (например, озером) или искусственным (забетонированным котлованом), а нижним бассейном чаще всего служит водоем, образуемый при перекрытии реки небольшой плотиной.

Здание ГАЭС с гидроагрегатами располагается у нижнего бьефа, а каждый агрегат – у нижнего конца соответствующего водовода. Гидроагрегаты могут быть трехмашинными, состоящими из электродвигателя-генератора (обратимая электромашина), гидротурбины и насоса (такие агрегаты использовались на первых ГАЭС, построенных в начале 60-х годов прошлого века), или двухмашинными – из обратимой электромашины и обратимой, или реверсивной, гидромашины, работающей в зависимости от направления водотока и соответствующего направления вращения либо как насос, либо как турбина, т.е. в турбинном или насосном режимах (такие агрегаты, как более экономичные, стали устанавливать на ГАЭС с конца 60-х гг.). Гидроагрегаты ГАЭС в зависимости от высоты напора воды оснащаются поворотно-лопастными, диагональными, радиально-осевыми или ковшовыми гидротурбинами. Крупнейший в мире обратимый гидроагрегат мощностью 457 МВт установлен на американской ГАЭС "Бат Каунти" (1993 г.).

ГАЭС использует для насосной перекачки воды из нижнего бассейна в верхний ту электроэнергию, которая вырабатывается недогруженными электростанциями энергосистемы, как правило, в ночное время или отдельные часы полупика. В периоды же пиковой нагрузки энергосистемы ГАЭС, наоборот, производит собственную электроэнергию за счет самонапорного подвода воды из верхнего бассейна по водоводам к соответствующим гидроагрегатам, включенным в работу в турбинном режиме. При этом выработанная энергия отдается в сеть энергосистемы для покрытия графика нагрузки, а вода накапливается в питающем бассейне. На перекачку воды из нижнего бассейна в верхний затрачивается почти в полтора раза больше электроэнергии (обычно в соотношении 10:7, что соответствует КПД гидроаккумулирования в 70%), чем затем ее вырабатывается, но существенно пониженная стоимость “ночной” энергии по сравнению с “пиковой” (иногда в 3-5 раз) оправдывает такие потери и повышает экономическую эффективность энергосистемы в целом. Именно поэтому во всем мире ГАЭС считаются экономически обоснованными проектами: любая энергосистема готова отдать за 7 единиц пиковой энергии 10 единиц "бросовой" ночной энергии.

Количество аккумулируемой энергии ГАЭС зависит от емкости верхнего бассейна и рабочего напора его воды, который определяется разностью высот между нижним и верхним бьефами. Преимущества ГАЭС по сравнению с ГЭС состоят в том, что у них может быть повышенный напор, для них проще выбрать место сооружения, и они требуют меньшего объема воды, поскольку последняя циркулирует между обоими бассейнами (вместе с тем имеют место и потери воды за счет ее испарения и просачивания в грунт). Кроме того, их энергетические характеристики не зависят от природных сезонных колебаний водостока. Заметим, что наряду с ГАЭС существуют станции и смешанного типа “ГЭС - ГАЭС”, в которых одна часть гидроагрегатов работает в обоих режимах (турбинном и насосном), а другая часть – только в турбинном (за счет внешнего притока вод к верхнему водоему). Такие смешанные станции способны накапливать больше воды и вырабатывать электроэнергию в более длительные периоды времени.

Время пуска и смены режимов гидроагрегатов ГАЭС измеряется несколькими минутами, что определяет их высокую эксплуатационную маневренность. ГАЭС могут быть с суточным, недельным и сезонным циклами регулирования. Регулировочный диапазон ГАЭС близок к двухкратной величине ее установленной мощности, т.к. регулирование графика нагрузки энергосистемы осуществляется станцией как в насосном режиме (регулирование ночного провала), так и в генераторном (регулирование пика). В этом заключается основное назначение и достоинство ГАЭС. Общий КПД ГАЭС в оптимальных условиях работы приближается к 75%. Наиболее экономичны мощные ГАЭС с напором в несколько сот метров, сооружаемые на скальном грунте. Вместе с тем ГАЭС целесообразно строить именно вблизи крупных центров потребления электроэнергии, так как сооружение протяженных линий электропередачи к ГАЭС при кратковременном использовании их электроэнергии экономически не выгодно. Обычный срок сооружения ГАЭС – 3 года.

В СССР первой ГАЭС стала Киевская ГАЭС в зоне верхнего бьефа Киевской ГЭС (1971-1975гг.). Первые крупные действующие зарубежные ГАЭС (первые ГАЭС появились в Германии в 20-х гг. прошлого века - см. вставку ниже) - это "Круахан" (Великобритания, 1966г.) – 400 МВт, напор 440 м; "Том-Сок" (США, 1963г.) – 350 МВт, напор 253 м; "Вианден" (Люксембург, 1964г.) – 900 МВт, напор 280 м и другие. В мире наряду с наземными ГАЭС строятся и подземные, к которым, в частности, относится ГАЭС мощного (2400 МВт) энергоирригационного комплеса "Тэри" в Индии. Помимо ГАЭС, работающих на пресной воде (речной или озерной), существуют и ГАЭС на морской воде - первая такая станция построена в Японии в 1996 г. - это Окинавская ГАЭС (станция имеет на верхнем бьефе высотой 150 м бассейн объемом 0,56 млн. м3, дно которого выложено резиной для уменьшения просачивания воды, и рассчитана на выработку 30 МВтч электроэнергии в течение шести пиковых часов). Общая мощность ГАЭС в странах мира (а их построено уже более трехсот, в частности, 49 только в Германии) в настоящее время превышает 45 ГВт, увеличившись за последние 30 лет в 3 раза.

ГАЭС демонстрируют более дешевый способ наполнить электрические сети энергией, чем традиционный подход сжигания дорогого мазута или природного газа на новых ТЭС или ТЭЦ. Стандартные функции ГАЭС за последние десятилетия наполнились новым содержанием. Если изначально главной задачей ГАЭС была работа в генераторном режиме в часы пика нагрузки, а потребление электроэнергии при прямом преобразовании ГАЭС считалось неизбежным злом, снижающим КПД станции и повышающем стоимость ее пиковой энергии, то в новых условиях, при создании мощных тепловых блоков, особенно на атомных электростанциях (АЭС), имеющих ограниченные возможности регулирования мощности, большой проблемой стало прохождение ночного минимума нагрузки, когда тепловые блоки не могут быть разгружены не только по техническим условиям, но и в связи с необходимостью несения тепловой нагрузки. При этом “зло зарядки” ГАЭС превращается для энергосистемы в благо, особенно в тех регионах, где преобладают АЭС. Кроме того, гидроагрегаты успешно используются и для регулирования в энергосистеме частоты и напряжения. С образованием в последнее десятилетие в электроэнергетике ряда стран оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) на первый план выходит также использование ГАЭС как источника быстро вводимого резерва активной мощности (для сравнения: современные газотурбинные или парогазовые установки требуют 5-10 минут для выхода на полную мощность против 2-3 минут у ГАЭС). Таким образом, в современной энергетике ГАЭС превращается в многофункциональный источник оказания системных услуг, способствующих не только оптимизации суточного графика нагрузок, но и повышению надежности и качества электроснабжения.

Литовская ГАЭС

Второй после Киевской ГАЭС в СССР была запланирована ГАЭС мощностью 1600 МВт (8 агрегатов по 200 МВт) на Северо-Западе страны для покрытия пиковых нагрузок в республиках Прибалтики и Беларуси. Идея о создании такой станции родилась в 1962 году, решение о ее строительстве было принято в 1967г., а началом строительства стал 1978 год (детальное проектирование, включая этап технико-экономического обоснования, заняло 8 лет). В 1984 г. был забетонирован первый блок в основание здания ГАЭС, а в 1992г. пущен первый агрегат. Таким образом, независимая Литва получила по наследству от СССР собственную ГАЭС, которая ныне называется Круонисская ГАЭС. В настоящее время на КГАЭС функционируют 4 агрегата мощностью по 200 МВт (пуск четвертого агрегата состоялся в 1998г.).

Круонисская ГАЭС расположена недалеко от Кайшадориса, в 170 км на северо-запад от Вильнюса на р. Стрева (отсюда прежнее название станции - Стревос ГАЭС, или Кайшадориская). В качестве нижнего бассейна используется ранее существовавшее Каунасское водохранилище площадью в 63,5 км2, с которым связан реверсивный канал (ширина дна 189 м, водной поверхности 250 м, глубина 10м). Верхний бассейн расположен выше нижнего на абсолютной отметке 138 м, его полный объем составляет 48 млн. м3, а полезный – 41 млн. м3. Минимальный уровень воды в бассейне достигает отметки 140 м, а максимальный –153,5 м (перепад водяного столба до 13,5 м). Периметр бассейна 6,8 км, его площадь 306 га. Заполнение верхнего бассейна на полный объем при четырех работающих в насосном режиме гидроагрегатах производится за 14 часов.

Здание ГАЭС представляет собой железобетонное монолитное сооружение в нижнем бьефе длиной 188 м, шириной 70 м и высотой 50 м, разделенное на два машинных зала с установленными в одном из них четырьмя гидроагрегатами (второй машинный зал остается в резерве на случай увеличения суммарной мощности ГАЭС сверх 800 МВт). Каждый агрегат содержит насос-турбину радиально-осевого типа (диаметр рабочего колеса 6,3 м, мощность в турбинном режиме 205 МВт, в насосном 217 МВт, частота вращения 150 об/мин, расход воды в турбинном режиме 226-189 м3/сек, номинальный напор 100 м, изготовитель Ленинградский ЛМЗ) и двигатель-генератор синхронно-вертикального типа (мощность 236 МВт, напряжение 15,75 кВ, вес 1120 т, изготовитель Харьковский Тяжмаш). Четыре гидроагрегата связаны с верхним бассейном четырьмя напорными трубопроводами длиной 840 м и внешним диаметром 8,4 м (внутренний диаметр 7,5 м). КПД ГАЭС достигает 72%.

КГАЭС используется в Литовской энергосистеме совместно с Каунасской ГЭС для покрытия пиков нагрузки (базовую нагрузку в энергосистеме обеспечиваю Игналинская АЭС и группа ТЭЦ), а также как аварийный резерв. В случае аварии в энергосистеме ГЭС обеспечивает требуемый набор мощности в течение первых двух минут, а ГАЭС – на третьей минуте. Обычно в плановом режиме (всего 4 часа в сутки: в часы утреннего 900-1100 и вечернего 1900-2100 пиков) автоматического пуска и останова на ГАЭС работают 1-2 энергоблока. Контроль за работой оборудования осуществляется автоматически SCADA-системой и диспетчерским персоналом с главного пульта управления КГАЭС. Обслуживающий персонал станции, включая охрану, составляет 230 человек (в том числе по 7 эксплуатационников на каждую из 5 дежурных смен).

В 2003 году начались переговоры между АО “Lietuvos Energija”, которому принадлежит КГАЭС, и РАО ЕС России о возможности достройки четырех новых агрегатов на станции. Стоимость проекта оценивается в 250 млн. долларов США. Беларусь же обсуждает с литовской стороной условия приобретения пиковой электроэнергии с КГАЭС.

Российская ГАЭС

Загорская ГАЭС-1 является первой и пока единственной ГАЭС России. Располагается в 100 км севернее Москвы на территории Сергиевско-Посадского района Московской области в пределах поселка Богородское на маловодной р. Кунья, подпитывающей нижний бассейн ГАЭС. При строительстве станции использован природный перепад высот, который достигает между нижним и верхним бассейном 100 м. Решение о строительстве станции было принято в 1974 г., а первые два обратимых гидрогенератора мощностью по 200 МВт каждый были введены в строй действующих в декабре 1987 г. Еще через 13 лет, в 2000 г., с пуском последнего гидроагретата станция вышла на проектную установленную мощность 1200 МВт в генераторном (полезная мощность 960 МВт) и 1320 МВт в насосном режимах с выработкой электроэнергии до 1143 млн. кВтч. Численность персонала станции составляет 330 человек.

ГАЭС содержит верхний бассейн с полезным объемом 22,4 млн. м3, от которого к зданию станции у нижнего бьефа идет шесть трубопроводов диаметром 7,5 м. Расчетный напор составляет 95-113 м водяного столба, удельный расход воды в турбинном режиме достигает 4,3 м3/кВтч, выработка электроэнергии за цикл – 5,3 млн. кВтч, КПД гидроаккумулирования 73%. На станции установлено 6 гидроагрегатов, совмещающих каждый насос-турбину (диаметр рабочего колеса 6,5 м, вес 983 т, мощность в турбинном режиме 205 МВт, расход воды через турбину 226 м3/сек, производительность насоса при среднем напоре 105 м - 189 м3/сек, номинальная частота вращения – 150 об/мин) и двигатель-генератор (вес 1120 т, мощность в генераторном и двигательном режимах 200/236 МВт/МВА, генераторное напряжение 15,75 кВ). Для передачи электроэнергии в электросети используется блочный трансформатор номинальной мощностью 250 тыс. кВА на напряжение 500/15,75 кВ.

ГАЭС регулирует баланс мощности по центру России, включающем Московскую, Владимирскую и Костромскую области и в силу своей значимости управляется не из АО “Мосэнерго”, которому принадлежит, а из ЦДУ РАО “ЕЭС” России. В процессе регулировки число пусков обратимых гидроагрегатов станции достигает 440 в месяц, а иногда составляет 30 пусков в сутки (при этом уровень воды в верхнем бассейне понижается на 10 м). По решению ФЭК станция платит за ночную энергию по льготному тарифу (12 коп/кВтч), а продает пиковую энергию по 53 коп/кВтч, т.е. в в 4,4 раза дороже. Сооружение станции не повлияло, вопреки некоторым опасениям, на местную экологию: не произошло изменения среднесуточной температуры воздуха и не исчезли растения (в 2000 г. по результатам экспертизы Министерства охраны окружающей среды и природных ресурсов РФ, Загорская ГАЭС была признана предприятием, оказывающим минимальное воздействие на природные комплексы реки Куньи и Сергиевско-Посадского района).

Ввод в действие первой Загорской ГАЭС-1 облегчил регулирование графика нагрузки, но не разрешил всех проблем с нормальным энергообеспечением Центрального региона России. По расчетам для этого необходимо построить еще четыре аналогичных станции. АО "Мосэнерго" планирует в ближайшей перспективе строительство второй Загорской ГАЭС-2, аналогичной первой (технико-экономическое обоснование уже завершено). Предположительно стоимость ее строительства обойдется в 500 млн. долл. До 2010 г. планируется увеличить и мощность Загорской ГАЭС-1 на 400 МВт. В планах также строительство Волгоградской ГАЭС (объем инвестиций 100 млн. долл., срок окупаемости 8,3 года). Руководство электроэнергетики России считает, что строительство группы ГАЭС соответствует мировым тенденциям и находится на магистральном пути развития российской энергетики.

Украинские ГАЭС

Киевская ГАЭС входит в каскад Среднеднепровских ГЭС, в частности, в ее пятую ступень - Киевскую ГЭС и является первой в СССР ГАЭС (заметим, что в СССР в середине 80-х годов планировалось создать в г. Балаково Средневолжскую ГАЭС, но ее строительство не состоялось, и второй действующей ГАЭС в СССР стала Загорская). Решение о сооружении Киевской ГЭС было принято в 1959г., а в 1965 г. она дала первый ток. Киевская ГАЭС вошла в состав Киевского гидроузла в 1975 г. Нижним бьефом ГАЭС служит водохранилище Киевской ГЭС, а верхний бассейн создан искусственно на высоком берегу Днепра. Полная вместимость верхнего бассейна 4,6 млн. м3, полезная - 3,6 млн. м3. Разность отметок между бассейнами составляет 73 м, а расчетный напор - 65 м. Здание ГАЭС соединено с верхним бассейном металлическими напорными водоводами. На станции установлены шесть гидроагрегатов общей мощность в генераторном режиме 225 МВт и 120 МВт в насосном режиме (три обратимых агрегата). Время наполнения верхнего бассейна 7 часов, и он обеспечивает работу ГАЭС в пиковом режиме в течение 3 часов.

Днестровская ГАЭС принадлежит Днестровскому каскаду, включающему семь ГЭС суммарной мощностью 1511 МВт, которым владеет гидрогенерирующая компания АО “Днестрогидроэнерго”. Общая проектная мощность ГАЭС составляет 2268 МВт, строительство было начато в 1985г. (в сооружение первой очереди уже вложено более 200 млн. долл.) и приостановлено из-за отсутствия финансирования в 1990 г. В 1988 постановлением Кабинета Министров Украины было объявлено о создании ОАО “Днестровская ГАЭС”, а в 1999 г. американская компания ESI Engineering & Construction была признана победителем международного конкурса на право управлять госпакетом акций станции. Компания предложила кредиты на 480 млн. долл. для завершения строительства первой очереди ГАЭС, инвесторы же получили соответствующие гарантии правительства. Общая же стоимость достройки станции оценивается в 670 млн .долл. В 2002 правительство передало 87% акций станции в управление компании ESI, но финансирование достройки так пока и не состоялось.

Ташлыкская ГАЭС относится к южно-украинскому энергокомплексу (Николаевская область). Ее строительство началось в 1980 и было приостановлено в 1990 после экологической экспертизы и требований "зеленых". Первоначальный проект ГАЭС предусматривал использование станции как неотъемлемой части единого энергетического комплекса в составе Ташлыкской ГЭС и объектов ядерной энергетики. Тогда считалось, что сопутствующее сооружение Александровского водохранилища на р. Южный Буг противоречит природоохранному законодательству, а заливка водохранилища приведет к затоплению уникальных ландшафтов Южного Буга – части регионального ландшафтного парка “Гранитно-Степное Побужье”, к уничтожению ценных геологических и археологических памятников, единственных в Украине мест пребывания ряда видов животных и растений, занесенных в Красную книгу Украины.

За прошедшие годы проект ГАЭС был доработан, в частности, в плане использования замкнутых бассейнов, не соединенных с Ташлыкским водохранилищем-охладителем Южно-Украинской АЭС и рекой Южный Буг. Кроме того, острая нехватка пиковой электроэнергии в Николаевской, Одесской и Херсонской областях, вызывающая дестабилизацию напряжения и частоты в электросетях, побудили Кабинет Министров Украины в 2001 г. принять решение о достройке ГАЭС и финансировании строительства первой очереди ГАЭС в объеме 80 млн. долл. с запуском в 2003-2004 гг. в опытно-промышленную эксплуатацию первых двух гидроагрегатов мощностью по 150 МВт каждый (в 2003 г. на станцию поступило первое оборудование для монтажа второго гидрогенератора).

ГАЭС, ГЭС и экология

Рассматриваемые гидротехнические сооружения относятся к классу гидродинамически опасных объектов - образованиям, создающих разницу уровней воды до и после них. Особенностью таких сооружений является образование волны прорыва при разрушении. Весьма опасно разрушение плотин ГЭС (сооружений, создающих напор воды с почти постоянным ее стоком), так как при этом вода с большой высоты и с огромной скоростью устремляется с верхнего бьефа в нижний, все сметая на своем пути. В таких случаях действуют два поражающих фактора: волна прорыва и зона затопления. ГЭС и ГАЭС с установленной мощностью более 1500 МВт относят к 1 классу ГС, а менее 1500 МВт - к 2-4 классам. Класс также зависит от важности объектов, расположенных в нижнем бьефе, максимального расчетного напора, высоты и типа грунтов основания ГС.

Прорыв ГС может произойти из-за воздействия сил природы (землетрясения, обвала, оползня, урагана), нарушения правил строительства или эксплуатации, поражающих факторов. За последние 70 лет в мире произошло более тысячи аварий крупных ГС по различным причинам, из которых чаще всего встречаются разрушение основания (40%), переполнение водохранилища из-за недостаточного водосброса (23%), слабость конструкции (12%), неравномерная осадка (10%). Наименее устойчивы к авариям земляные ГС (53% всех аварий), а наиболее устойчивы арочные железобетонные (3%).

Помимо опасностей при разрушении ГС существуют их постоянные воздействия на окружающую природу в силу образования больших искусственных водоемов, которые через испарения и просачивания воды, а также давление на окружающий грунт могут произвести нежелательные экологические изменения. В частности, из-за многотонной нагрузки на геологическую среду могут активизироваться процессы оползней и подземных обвалов. В каждом конкретном строительстве ГЭС или ГАЭС они должны подвергаться жесточайшей экологической экспертизе ряда независимых организаций, включая международные. Заметим, что ГАЭС по сравнению с ГЭС оказывают более щадящее воздействие на окружающую среду и более устойчивы к авариям, что следует как из меньших объемов водохранилищ, так и из замкнутого цикла их водоснабжения, гарантирующего отсутствие переполнения верхнего бассейна.

Тем не менее, в мировой практике ряд ГАЭС не удалось построить именно из-за высоких экологических требований, удовлетворение которых было связано со значительным удорожанием станций. Так, например, в США в 2001 г. было прекращено строительство ГАЭС "Черч-Маунтин" в штате Монтана под давлением защитников окружающей среды.

Выводы

1. ГАЭС являются в условиях современного индустриального общества эффективным маневренным инструментом суточного (в пиковые и ночные часы), недельного (в рабочие и выходные или праздничные дни) и сезонного (в отопительный и межотопительные периоды) регулирования графика нагрузки энергосистемы, повышения качества и надежности электроснабжения, обеспечения быстрых поставок электроэнергии на оптовый и розничные рынки электроэнергии.

2. ГАЭС являются быстро окупаемыми (до 7-8 лет) и сравнительно мало затратными сооружениями как по капитальным (250-300 долл. на установленный кВт мощности против 700-800 долл. для ТЭС или ТЭЦ), так и эксплуатационным расходам (0,34 единицы персонала на 1 МВт установленной мощности, отсутствие топливной составляющей) .

3. ГАЭС, в отличие от ГЭС, используют для выработки электроэнергии воду в почти замкнутом цикле (с подпиткой от открытого источника) и наносят минимальный экологический ущерб окружающей природе.

Гидро…терминология (вставка № 1)

Гидро (гр.hydor вода, влага) – первая составная часть сложных слов, относящихся к воде, водным пространствам, водороду.

Гидравлический – действующий давлением или движением жидкости.

Гидроэнергетика – отрасль науки и техники, охватывающая вопросы использования потенциальной и кинетической энергии воды в водоемах и водотоках для производства электроэнергии.

Гидротехническое сооружение (ГС)– сооружение для использования водных ресурсов, а также для борьбы с вредным воздействием вод.

Гидроэлектрическая станция (гидроэлектростанция) – ГЭС- комплекс гидротехнических сооружений и оборудование для преобразования энергии водотока в электроэнергию.

Гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС) - гидроэлектрическая станция, оборудованная агрегатами для гидроаккумулирования.

Гидроаккумулирование – процесс накопления воды (в частности, подъем насосами) для последующего использования ее потенциальной и кинетической энергии.

Бассейн ГАЭС – искусственный водоем (водохранилище), расположенный вне водотока и предназначенный для аккумулирования гидроэнергии.

Бьеф (от фр. bief) – участок водохранилища, примыкающий к гидротехническому сооружению выше (верхний бьеф) или ниже (нижний бьеф) по течению.

Гидроагрегат – гидротурбина и гидрогенератор, соединенные общим валом.

Гидроблок – гидроагрегат с устройством подвода и отвода воды.

Гидрогенератор – электрический генератор, преобразующий энергию движения воды, получаемую от гидротурбины, в электроэнергию.

Гидротурбина – водяная, гидравлическая турбина.

Кто изобрел ГАЭС ? (вставка № 2)

Первые ГАЭС появились в середине 20-х годов в Германии в условиях бурного развития ее угольной, сталелитейной и химической промышленности, создания множества мелких и крупных угольных электростанций и электросетей общественного пользования, возникновения рынка электроэнергии. Уже тогда встала проблема покрытия пиков нагрузки, с которой угольные электростанции не справлялись. На помощь пришли гидроэлектростанции, среди которых наиболее эффективными оказались аккумулирующие ГЭС, накапливающие воду в горных водохранилищах в период таяния снегов в Альпах и способные благодаря этому производить сезонную выработку электроэнергии. Такой принцип косвенного аккумулирования электроэнергии, дополненный использованием насосов для перекачки в ночное время воды в водохранилище, был использован фирмой "Баденверк" при постройке ГЭС "Мург-шварценбахверке" в начале 20-х гг. Эта фирма стала пионером в создании насосно-аккумулирующих водохранилищ и ГЭС на их основе. Массовое же применение в Германии, а позже и во всем мире, ГАЭС получили благодаря другой крупнейшей германской фирме "Рейниш-Вестфэлишес электрицитетсверк". В частности, в 1925 г. она построила ГАЭС "Хердекс" с крупнейшими на то время в мире насосами, которые по трубам диаметром 3,2 м подавали воду на высоту 165 м с производительностью 15м3/сек, а мощность турбин достигала 195 тыс. л.с. (143,5 МВт).

Знаете ли Вы, что…? (вставка № 3)

…самый экономный способ использования электроэнергии придумали швейцарцы. Ночью Швейцария покупает электроэнергию у соседней Франции, где много АЭС и их ночная энергия продается за бесценок. Эта энергия ночи напролет питает швейцарские насосы, которые закачивают воду за плотины горных альпийских водохранилищ. Днем же Швейцария перестает закупать уже ставшую дорогой французскую электроэнергию и начинает на альпийских ГЭС производить свою собственную, продавая даже в пики ее излишки той же Франции, но уже с баснословной прибылью.

Справка

Статья опубликована в журналах:

Энергетика и ТЭК, №3,№4, 2004 (Беларусь)

Наука и инновации, №1,2006 (Беларусь)

Энергия: экономика, техника, экология , №12,2005 (Россия)

Электро, №1,2007 (Россия)

Приложение – Круонисская ГАЭС (фото автора)

Вид с верхнего бассейна (4 водовода идут с верхнего бассейна вниз к зданию ГАЭС с установленными в нем гидроагрегатами)

Вид сверху