Раздел 8. Нефть и газ

Напори ГЕС. Статичний напір Нст дорівнює різниці відміток верхнього й нижнього б'єфів, м:

де верхній б'єф (ВБ) і нижній б'єф (НБ) – відповідно ділянки річки вище водопідпірної споруди ГЕС і нижче будинку ГЕС.

Напір брутто Hбр дорівнює різниці питомих енергій потоку у верхньому б'єфі в перетині 1–1 перед входом у водоприймач ГЕС і в нижньому б'єфі в перетині 2–2 за відсмоктувальними трубами гідротурбін (мал. 2.7), м:

На ГЕС частина енергії йде на гідравлічні втрати при русі води в її проточному тракті.

Напір нетто Н, що використовується гідротурбіною, дорівнює різниці напору брутто й гідравлічних втрат напору hвт ( по довжині й місцевих) у водоприймачі, підвідних і відвідних водоводах (каналах, тунелях, трубопроводах) ГЕС.

Напір брутто Нбр для практичних розрахунків можна прийняти рівним Нст, якщо знехтувати різницею кінетичної енергії потоку у верхньому б'єфі біля водоприймача ГЕС і у нижньому б'єфі за відсмоктуючими трубами, яка зазвичай вкрай мала.

Напір нетто, що діє безпосередньо на турбіну, становить:

Н=Нст – hвт.

На ГЕС із активними ковшовими турбінами з випуском води із сопла в атмосферу є додаткові втрати напору hд (див. мал. 2.7, в).

Розрахунковий напір Нр дорівнює мінімальному напору, при якому забезпечується установлена потужність ГЕС.

Енергія й потужність ГЕС. Вироблення електроенергії ГЕС і її потужність прийнято визначати на виводах генераторів, у зв'язку із чим у розрахунках враховується коефіцієнт корисної дії гідроагрегату, який визначає гідравлічні, механічні й електричні витрати енергії у турбіні й генераторі.

Енергія ГЕС і потужність визначаються з виразів:

NГЕС=9,81QHη,

Мал. 2.7. Схеми визначення напорів ГЕС: а – руслова ГЕС; б – дериваційна ГЕС; в – ГЕС із ковшовими турбінами

де ЕГЕС і NГЕС виражено відповідно у кВт·год і кВт (1 кВт·год =3600 кДж); η – коефіцієнт корисної дії гідроагрегата, рівний η = ηт ηг; ηт, ηг – к.к.д. відповідно турбіни та генератора.

Установлена потужність ГЕС Nуст дорівнює сумі паспортних (номінальних) потужностей генераторів, установлених на ГЕС, і становить:

Nуст=9,81QHpη; Nуст=nагрNг, где Q – витрата ГЕС при розрахунковому напорі; Nг – номінальна потужність генератора; nагр – кількість гідроагрегатів.

Установлена потужність зазвичай відповідає максимальній потужності, яку може видати ГЕС.

Водосховища ГЕС або природні водойми (озера), здійснюючи регулювання сильно змінюваних у річці витрат (багаторічних, сезонних, тижневих, добових), дозволяють найбільш ефективно використовувати установлену потужність ГЕС із підвищенням кількості вироблюваної електроенергії або забезпеченням роботи ГЕС у піковій зоні добового графіка навантажень енергосистеми.

Гарантована потужність ГЕС. На підставі розрахунків забезпеченості середньодобових потужностей за багаторічним рядом з урахуванням регулювання знаходяться потужність заданої розрахункової забезпеченості, яка для ГЕС зазвичай становить 90–95%, і відповідне їй добове вироблення електроенергії. У результаті розміщення цього вироблення електроенергії у певній зоні розрахункового добового графіка навантажень енергосистеми (у піковій або напівпіковій зоні) визначається гарантована потужність Nгар. Установлена потужність ГЕС завжди значно вища гарантованої, що дозволяє більш повно використовувати енергію водотоку.

Річний виробіток електроенергії ГЕС не є постійним, змінюючись залежно від обсягу стоку й ступеня його регулювання. При цьому при багаторічному регулюванні нерівномірність вироблення електроенергії по роках буде зменшуватися.

Середньобагаторічне вироблення електроенергії ГЕС є одним з основних техніко-економічних показників і визначається за формулою

де Еi – середньорічне вироблення; – середньобагаторічне вироблення; n – кількість років, за багаторічним рядом спостережень.

Для оцінки загального часу роботи ГЕС в енергосистемі визначається умовне число годин використання установленої потужності в році Т за формулою

Кількість годин використання установленої потужності в році характеризує ступінь нерівномірності роботи протягом року й доби. При роботі ГЕС в основному у режимі покриття пікової зони графіку навантажень Т≤2000 год, а в напівпіковій зоні Т зростає до 4000 год.

Втрати напору на ГЕС орієнтовно можуть становити 1–5%, причому вони менші при гребельній схемі й безнапірній деривації та збільшуються при напірній деривації.

Коефіцієнт корисної дії гідросилового устаткування (гідроагрегата) орієнтовно може скласти 90–94% залежно від типу та характеристик турбіни й генератора. У цілому на ГЕС потенційна енергія водотоку перетворюється в електричну з високим к.к.д. на рівні 86–93%.

Режим експлуатації ГЕС в енергосистемах характеризується роботою з повною потужністю безупинно протягом доби зазвичай лише у період паводків, а в інші сезони року ГЕС працює у режимі покриття пікової частини графіку навантажень у середньому 3–5 год на добу, у режимі покриття напівпікової частини – 5–15 год на добу, а також використовується в якості аварійного й частотного резервів. При необхідності забезпечення постійних санітарно-екологічних та інших попусків частина агрегатів ГЕС працює безупинно.