Виды, устройство и принцип работы гидроэлектростанций (гэс), потенциал гидроэнергетики

Гидроэлектростанции от 10 до 100 МВт

Название ГЭСУстановленная мощность, МВтГоды ввода агрегатовСобственникРекаРегионИсточники
46 Нижне-Свирская ГЭС 99 1933/2003 ТГК-1 р. Свирь Ленинградская область
47 Иовская ГЭС 96 1960 ТГК-1 р. Иова Мурманская область
48 Кубанская ГЭС-3 87 1971—1972 РусГидро Большой Ставропольский канал Ставропольский край
49 Мамаканская ГЭС 86 1961—1962 Полюс Золото р. Мамакан Иркутская область
50 Волховская ГЭС 86 1926/2009 ТГК-1 р. Волхов Ленинградская область
51 Путкинская ГЭС 84 1967 ТГК-1 р. Кемь Карелия
52 Шекснинская ГЭС 84 1965—1975 ГБУ «Волго-Балт» р. Шексна Вологодская область
53 Кумская ГЭС 80 1962—1963 ТГК-1 р. Ковда Республика Карелия
54 Ондская ГЭС 80 1956 ООО «Евросибэнерго — тепловая энергия» р. Онда Карелия
55 Кубанская ГЭС-4 78 1970 РусГидро Большой Ставропольский канал Ставропольский край
56 Чирюртская ГЭС-1 72 1961 РусГидро р. Сулак Дагестан
57 Кашхатау ГЭС 65,1 2010 РусГидро р. Черек Кабардино-Балкария
58 Маткожненская ГЭС 63 1953 ТГК-1 р. Нижний Выг Карелия
59 Нива ГЭС-2 60 1934—1938 ТГК-1 р. Нива Мурманская область
60 Аушигерская ГЭС 60 2002 РусГидро р. Черек Кабардино-Балкария
61 Нижнетуломская ГЭС 56 1938 ТГК-1 р. Тулома Мурманская область
62 Борисоглебская ГЭС 56 1963 ТГК-1 р. Паз Мурманская область
63 Подужемская ГЭС 48 1971 ТГК-1 р. Кемь Карелия
64 Белореченская ГЭС 48 1954—1955 ЛУКОЙЛ-Экоэнерго р. Белая Краснодарский край
65 Хевоскоски ГЭС 47 1970 ТГК-1 р. Паз Мурманская область
66 Юмагузинская ГЭС 45 2004—2008 Башкирская генерирующая компания р. Белая Башкирия
67 Эзминская ГЭС 45 1954 РусГидро р. Терек Северная Осетия
68 Гельбахская ГЭС 44 2006 РусГидро р. Сулак Дагестан
69 Раякоски ГЭС 43,2 1956 ТГК-1 р. Паз Мурманская область
70 Выгостровская ГЭС 40 1961 ТГК-1 р. Нижний Выг Карелия
71 Кубанская ГЭС-1 37 1968 РусГидро Большой Ставропольский канал Карачаево-Черкесия
72 Зарагижская ГЭС 30,6 2016 РусГидро р. Черек Кабардино-Балкария
73 Янискоски ГЭС 30,2 1942 ТГК-1 р. Паз Мурманская область
74 Егорлыкская ГЭС 30 1962 РусГидро р. Егорлык Ставропольский край
75 Ириклинская ГЭС 30 1958 Интер РАО р. Урал Оренбургская область
76 Палокоргская ГЭС 30 1967 ТГК-1 р. Нижний Выг Карелия
77 Сходненская ГЭС 29 1937 ФГУП «Канал имени Москвы» канал им. Москвы Москва
78 Иваньковская ГЭС 28,8 1937 ФГУП «Канал имени Москвы» р. Волга Московская область
79 Беломорская ГЭС 27 1963 ТГК-1 р. Нижний Выг Карелия
80 Баксанская ГЭС 27 1936/2012 РусГидро р. Баксан Кабардино-Балкария
81 Нижнетериберская ГЭС 26,5 1987 ТГК-1 р. Териберка Мурманская область
82 Нива ГЭС-1 26 1954 ТГК-1 р. Нива Мурманская область
83 Кондопожская ГЭС 25,6 1941 ТГК-1 р. Суна Карелия
84 Пальеозерская ГЭС 25 1954 ТГК-1 р. Суна Карелия
85 Толмачевская ГЭС-2 24,8 2011 КамГЭК р. Толмачева Камчатская область
86 Широковская ГЭС 23,8 1948 Т Плюс р. Косьва Пермский край
87 Гизельдонская ГЭС 22,8 1934 РусГидро р. Гизельдон Северная Осетия
88 Межшлюзовая ГЭС 22 1961 ФБУ «Администрация Волго-Балтийского бассейна внутренних водных путей» р. Волга Волгоградская область ✓✓
89 Краснополянская ГЭС 21,6 1949 Лукойл-Экоэнерго р. Мзымта Краснодарский край
90 Толмачевская ГЭС-3 18,4 2001 КамГЭК р. Толмачева Камчатская область
91 Юшкозерская ГЭС 18 1980 ТГК-1 р. Кемь Карелия
92 Гергебильская ГЭС 17,8 1992 РусГидро р. Каракойсу Дагестан
93 Сенгилеевская ГЭС 15 1953—1954 РусГидро Невинномысский канал Ставропольский край
94 Гунибская ГЭС 15 2004 РусГидро р. Каракойсу Дагестан
95 Головная ГЭС 15 2009 РусГидро р. Ардон Северная Осетия
96 Егорлыкская ГЭС-2 14,2 2010 РусГидро р. Егорлык Ставропольский край
97 Свистухинская ГЭС 11,76 1948 РусГидро Невинномысский канал Ставропольский край
98 Нугушская ГЭС 11,25 1967 Салаватнефтеоргсинтез р. Нугуш Башкирия
99 Кайтакоски ГЭС 11,2 1959 ТГК-1 р. Паз Мурманская область
100 Верхнебалкарская ГЭС 10 2020 РусГидро р. Черек Балкарский Кабардино-Балкария ✓.
  1. Кумская ГЭС относится к филиалу «Кольский» ТГК-1, но физически расположена на территории Республики Карелия.

Строятся: Белопорожская ГЭС мощностью 49,8 МВт, Красногорские МГЭС мощностью 49,8 МВт

Условия для строительства ГЭС

Место для строительства выбирают очень тщательно, ведь неправильное расположение станции может не только снизить ее эффективность, но и привести к затоплению близлежащих районов, в том числе и населенных. Чтобы построить эффективно работающую гидроэлектростанцию, соблюдаются следующие требования:

Сильная река, текущая под углом и обеспечивающая круглогодичный доступ воды

В результате работы гидростанции вода постоянно испаряется в большом количестве, поэтому необходим сильный водный поток, нивелирующий испарение. Идеально, если река проходит под большим углом, а течение непрерывное и сильное.

Приближенность мест добычи сырья и строительных материалов

ГЭС чаще всего строится рядом с горными реками, поэтому может быть сложно доставлять материалы к месту стройки. Поэтому место для строительства выбирают с учетом близко расположенных карьеров для добычи высококачественного песка, камня и других стройматериалов.

Устойчивость почвы

Станцию строят только там, где скалистые структуры и почва достаточно устойчивы, чтобы выдержать огромную нагрузку от силы потока в плотине, веса воды и самого сооружения. Горные породы должны выдерживать землетрясения и не пропускать воду, чтобы не ослабить плотину.

ГЭС и окружающая среда

Про­цесс про­из-ва элек­тро­энер­гии на ГЭС, в от­ли­чие от ТЭС и АЭС, эко­ло­ги­че­ски без­вре­ден. При нор­маль­ной ра­бо­те ГЭС к.-л. вред­ные вы­бро­сы в ок­ру­жаю­щую сре­ду от­сут­ст­ву­ют. Боль­шин­ст­во ГЭС Рос­сии рас­по­ла­га­ет­ся в Ев­роп. час­ти стра­ны, ко­то­рая ха­рак­те­ри­зу­ет­ся рав­нин­ной ме­ст­но­стью. Соз­да­ние во­до­хра­ни­лищ для экс­плуа­та­ции ГЭС вле­чёт за со­бой из­ме­не­ние при­род­ных ус­ло­вий. Влия­ние ис­кусств. во­до­хра­ни­лищ мо­жет быть по­ло­жи­тель­ным и от­ри­ца­тель­ным. По­ло­жи­тель­ное влия­ние со­сто­ит в воз­мож­но­сти оро­ше­ния зе­мель­ных уго­дий из соз­дан­ных во­до­хра­ни­лищ. В то же вре­мя соз­да­ние круп­ных во­до­хра­ни­лищ в рав­нин­ных рай­онах при­во­дит к за­то­п­ле­нию зе­мель, изъ­я­тию их из хо­зяйств. обо­ро­та, подъ­ё­му грун­то­вых вод и, как след­ст­вие, к из­ме­не­нию тем­пе­ра­тур­но­го ре­жи­ма во­ды, за­бо­ла­чи­ва­нию и свя­зан­но­му с этим ухуд­ше­нию са­ни­тар­но-эпи­де­мио­ло­гич. ус­ло­вий ме­ст­но­сти. Из-за уве­ли­че­ния зер­ка­ла вод­ной по­верх­но­сти рез­ко воз­рас­та­ют по­те­ри во­ды на ис­па­ре­ние. Ле­том и осе­нью темп-ра во­ды в во­до­хра­ни­ли­ще из-за зна­чи­тель­но­го его объ­ё­ма ста­но­вит­ся ни­же, чем в ре­ке (ниж­нем бье­фе). Это при­во­дит к бо­лее ран­не­му ле­до­ста­ву, со­кра­ща­ет сро­ки на­ви­га­ции, не­бла­го­при­ят­но воз­дей­ст­ву­ет на фау­ну. В рай­оне во­до­хра­ни­ли­ща из­ме­ня­ет­ся ми­кро­кли­мат, по­вы­ша­ет­ся влаж­ность воз­ду­ха, час­то об­ра­зу­ют­ся ту­ма­ны. При этом сни­жа­ет­ся сред­не­го­до­вая сум­ма осад­ков, из­ме­ня­ют­ся на­прав­ле­ние и ско­рость вет­ра, умень­ша­ет­ся ам­пли­ту­да ко­ле­ба­ний темп-ры в те­че­ние су­ток. Уве­ли­че­ние дав­ле­ния на дно ре­ки мо­жет при­вес­ти к соз­да­нию ус­ло­вий для по­вы­ше­ния сейс­мич. ак­тив­но­сти в ре­гио­не. Час­тые ко­ле­ба­ния уров­ня во­ды в во­до­хра­ни­ли­ще при­во­дят к пе­ре­фор­ми­ро­ва­нию его бе­ре­гов и дна, со­про­во­ж­да­ют­ся об­ра­зо­ва­ни­ем под­вод­ных от­ме­лей. На дне во­до­хра­ни­ли­ща (во­до­ёмов) на­ка­п­ли­ва­ют­ся ты­ся­чи тонн осад­ков (как пра­ви­ло, ядо­ви­тых, за счёт сли­ва пром. и бы­то­вых сто­ков в ре­ку). Это прак­ти­че­ски на­все­гда вы­во­дит тер­ри­то­рию из даль­ней­ше­го ис­поль­зо­ва­ния, да­же в слу­чае спус­ка во­до­хра­ни­ли­ща. Ли­к­ви­да­ция во­до­хра­ни­лищ по­тре­бу­ет до­пол­нит. строи­тель­ст­ва же­лез­ных и шос­сей­ных до­рог и за­труд­не­на так­же тем, что совр. су­да при­спо­соб­ле­ны к бóльшим глу­би­нам, чем в ре­ках с не­за­ре­гу­ли­ро­ван­ным сто­ком, и за­ме­на их на су­да с мень­шей осад­кой по­тре­бу­ет зна­чит. фи­нан­со­вых за­трат.

ГЭС на гор­ных ре­ках удоб­ны тем, что не свя­за­ны с за­то­п­ле­ни­ем боль­ших тер­ри­то­рий, но они мо­гут быть опас­ны из-за до­воль­но вы­со­кой ве­ро­ят­но­сти ка­та­ст­роф вви­ду сейс­мич. не­ста­биль­но­сти этих рай­онов. Зем­ле­тря­се­ния при­во­дят к ог­ром­ным жерт­вам; так, в 1963 при про­ры­ве пло­ти­ны ГРЭС в Вай­о­не (Ита­лия) по­гиб­ло бо­лее 2 тыс. чел., а в 1979 в шта­те Гуд­жа­рат (Ин­дия) при про­ры­ве пло­ти­ны на ГЭС «Мор­ви-Ма­чу» – бо­лее 15 тыс. че­ло­век.

Эко­ло­гич. ор­га­ни­за­ции рас­смат­ри­ва­ют строи­тель­ст­во ма­лых ГЭС как тех­но­ло­гии, ща­дя­щие ок­ру­жаю­щую сре­ду, и под­дер­жи­ва­ют раз­ви­тие ма­лой гид­ро­энер­ге­ти­ки. Про­ве­де­ны ис­сле­до­ва­ния (1990–2000) по оп­ре­де­ле­нию ко­ли­че­ст­вен­но­го ущер­ба ок­ру­жаю­щей сре­де, вы­зван­но­го ге­не­ра­ци­ей элек­тро­энер­гии от 8 ис­точ­ни­ков: бу­ро­го и ка­мен­но­го уг­ля, неф­тя­но­го то­п­ли­ва, при­род­но­го га­за, ядер­но­го то­п­ли­ва, вет­ра, сол­неч­ных фо­то­эле­мен­тов и ма­лых ГЭС. В ре­зуль­та­те по­лу­че­ны сле­дую­щие вы­во­ды: ма­лые ГЭС в це­лом в 31 раз ме­нее вред­ны для ок­ру­жаю­щей сре­ды, чем тра­диц. ис­точ­ни­ки, а 1 кВт·ч элек­трич. энер­гии, про­из­ве­дён­ный ма­лы­ми ГЭС, в 300 раз чи­ще, чем при сжи­га­нии бу­ро­го уг­ля. См. так­же Гид­ро­энер­ге­ти­ка.

Общий или суммарный КПД электростанций

Сумма КПД электрического и теплового КПД называется КПД использования топлива. Чем выше электрический и суммарный КПД, тем экономичнее работа электростанции. На АЭС и ГРЭС чаще всего тепло не используется и суммарный КПД равен электрическому. При расчете технико-экономического обоснования строительства (ТЭО) станции берется суммарный КПД. При выполнении проета отдельно разрабатывается схема выдачи электрической и тепловой мощности. Для стимулирования более высокого коэффициента использования топлива принят ФЗ-261 энергосбережение и о повышении энергетической эффективности.

Электрический КПД станций, работающие на сжигании органического топлива

При сжигании органического топлива для расчетов КПД берется удельная теплоемкость топлива.

Тип генерации

Расшифровка

Электрический КПД

Сырье

Сезонность

ТЭС

тепловые, вырабатывают электрическую энергию

33-35%

Уголь, газ, мазут, торф

способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний

ТЭЦ

 вырабатывающие электроэнергию + тепло (расстояние передачи тепла не более 20-30 км);

35-38%

Уголь, газ, мазут, торф

способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний

ГРЭС

государственные районные электростанции

36-44%

Уголь, газ, мазут, торф

способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний

ПГУ

Парогазовые установки

50-65%

Газ

способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний

ГТЭС

Газотурбинные электростанции

30-35%

Газ

способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний

ГПЭС

Газопоршневые электростанции

40-46%

Газ, дизтопливо (возможно на сырой нефти и жидких и газообразных нефтепродуктах)

способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний

Классификация и конструктивные отличия

Естественный перепад высот на реках, который обеспечил бы нужный напор, почти не встречается в природе. Поэтому самой сложной задачей при возведении конструкции является строительство напорных сооружений. В зависимости от их типа и классифицируют гидростанции:

  1. Плотинная. Реку со спокойным течением перегораживают плотиной, высота которой определяет выходную мощность. Внутри стены проходят вертикальные или наклонные каналы, направляющие воду к генератору, благодаря созданному напору.
  2. Деривационная. На реках со слишком бурным для плотины течением сооружают отводы в виде закрытых тоннелей или открытых каналов с нужным наклоном, корректирующим давление воды. Заканчивается система отводов зданием электростанции.
  3. Плотинно-деривационная. Смешанный тип используют, когда для создания ровного напора воды требуется возведение бассейна суточного или сезонного регулирования между рекой и отводным тоннелем или между деривационной системой и станцией.
  4. Приливная. Принцип работы гидроэлектростанции приливного типа не отличается от плотинной. Только вместо русла реки перегораживают прибрежный участок морского бассейна с высоким уровнем прилива, во время которого вода накапливается в водохранилище.
  5. Аккумуляторная. ГАЭС отличается от обычной ГЭС наличием аванкамеры перед водозабором напорного канала. Из этого объемного резервуара вода подается на турбину, но может поступать и в обратном направлении, так как на станциях ставят обратимые генераторы – двигатели. Ротор в них может вращаться в обратную сторону, не вырабатывая, а потребляя электричество и заставляя систему работать как накачивающий насос.

ГАЭС строят при необходимости компенсировать резкий рост энергопотребления в пиковые часы. Наличие гидроаккумулятора позволяет достигнуть максимального КПД в отдельные моменты, а когда он не нужен, переключить станцию в режим насоса и накопления воды. При этом она работает от собственного электричества, полученного в режиме генератора.

Оцените статью:
Оставить комментарий
Adblock
detector