Энергия и мощность ГЭС

Энергия, используемая ГЭС, может быть определена из (5.3) путем замены на напор Нпо (5.6) или по (5.7). Однако на ГЭС выработку энергаи и мощность принято измерять на выводах гидрогенератора, поэтому энергия и мощность ГЭС будут определяться с учетом коэффициентов полезного действия гидротурбины и электрогенератора. [c.138]

Для случая, когда ЭЭС рассматривается состоящей из ТЭС и ГЭС, можно считать, что часть нагрузки системы ( , Р ) по энергии и мощности покрывает проектируемая ГЭС [c.115]

Более благоприятные перспективы энергетического использования открываются перед ПЭС, если имеются или специально созданы дополнительные мощность и емкость водохранилищ на ГЭС с целью аккумулирования приливной энергии и последующей выдачи ее в виде дополнительной выработки и мощности ГЭС. В этом случае в отличие от вышеописанной схемы дублирование мощности ПЭС осуществляется от ГЭС (или ГАЭС), где единовременные и особенно эксплуатационные затраты по дополнительным агрегатам (с учетом затрат по водохранилищу и ВЛ) могут быть ниже, чем на ТЭС. Кроме того, при расширении мощности ГЭС, имеющей невысокую степень регулирования стока, может быть получена дополнительная [c.135]

Гидроэнергетический потенциал речного стока и приливов таков, что его практически хватило бы, чтобы обеспечить все потребности мира в энергии примерно до 2000 г. Однако освоению в полной мере этого потенциала препятствует несоответствие размещению населения промышленно-городских центров. Общая установленная мощность ГЭС в ближайшие десятилетия, вероятно, будет расти, однако их доля в суммарной выработке электроэнергии в мире будет снижаться. Гидроэнергия будет преимущественно использоваться для покрытия пиковой части графика нагрузки объединенных энергосистем с целью улучшения работы базисных электростанций, которые должны эксплуатироваться практически постоянно на полную мощность.. Исключение могут составить лишь те районы, где существуют исключительно благоприятные условия для эксплуатации ГЭС в базисном режиме. [c.30]

Такой переход в энергетике нашей страны был впервые осуществлен при решении вопроса о передаче энергии от крупных Волжских ГЭС в Москву и на Урал и Братской ГЭС мощностью 4125 МВт до Иркутска. По проекту Теплоэлектропроекта в 1956 г. была сооружена двухцепная линия электропередачи напряжением 400 кВ от Куйбышева до Москвы длиной (одной цепи) 905 км с возможностью передачи мощности по двум цепям более 1000 МВт. [c.221]

Приведенное в главе второй деление источников гидравлической энергии на естественные и искусственные, конечно, условно. Техника получения гидравлической энергии требует концентрации ее как в части напора Н, так и в части расхода Q. Известно общее выражение для мощности ГЭС [c.117]

Для выполнения этого условия необходимо иметь возможность преобразования постоянной мощности водотока (Л/ ) в переменную рабочую мощность ГЭС (Л/pg). Это преобразование осуществляется при помощи суточного регулирования (СЯ), т. е. при наличии бассейна, собирающего воду в период спада нагрузки (наполнение водохранилища или заряд) и отдающего воду в период возрастания нагрузки (опорожнение или сработка водохранилища). Величину необходимой для суточного регулирования аккумулируемой за сутки энергии будем обозначать Э р. [c.158]

Являясь основным оборудованием ГЭС и представляя собой машину — двигатель, гидравлическая турбина приводит в движение электрогенератор, вырабатывающий электрическую энергию. Мощность турбин крупных современных гидроэлектростанций достигает сотен тысяч киловатт в одном агрегате. [c.99]

Преобразование потенциальной энергии воды, накопленной в водоемах, в механическую энергию вращения с целью приведения в действие мельниц и других механизмов применялось со времен Римской империи. Преобразование гидроэнергии в электрическую энергию стало возможным в конце XIX в. благодаря открытиям физики и техническому прогрессу. Крупные гидроэлектростанции начали появляться на рубеже XIX и XX вв. В настоящее время в США насчитывается пять гидроэлектростанций (ГЭС) мощностью каждая свыше 1000 МВт. [c.29]

При этом следует отметить, что богатейшие гидроэнергетические ресурсы Сибири и Дальнего Востока пока еще используются недостаточно. Энергия такой крупнейшей реки, как Лена, не используется, а освоение рек бассейна Амура только начато. В значительной степени используется уникальный энергетический потенциал двух крупнейших рек Сибири — Ангары и Енисея. После завершения сооружений каскадов гидроэлектростанций на этих реках установленная мощность их ГЭС достигнет около 43,5 млн. кВт со среднемноголетней выработкой около 200 млрд. кВт-ч. [c.164]

Третье направление возможной энергетической интеграции стран СНГ и Китая связано с экспортом элек1роэнергии. В [17] рассмотрены два маршрута сооружения линий электропередачи (в том числе постоянного тока) из Восточной Сибири в Китай мощностью 5-6 млн. кВт и протяженностью 2,7-3 тыс. км. Сверх того уже идет обмен энергией и мощностью между Амурской обл. России и прилегающими районами Китая, а с окончанием сооружения Бурейской ГЭС он существенно вырастет. В перспективе же можно ожидать более глубокой интеграции электроэнергетических систем Восточной Сибири и Дальнего Востока России с энергообъединениями северо-востока Китая. [c.166]

Сама идея создания гидросиловой установки с электрической передачей энергии на место ее потребления была предложена в 1877 г. инженером Ф. А. Пироцким. При составлении проекта использования и электрификации Днепровских порогов в 1913 г. инженером Б. А. Бахметевым впервые было введено понятие о суточном регулировании расхода воды, установлен принцип применения разборчатых плотин, позволяющих регулировать расходы и поддерживать горизонты воды на требуемой отметке, и введен паровой резерв, допускающий значительное повышение величины используемого расхода воды и тем самым мощности ГЭС [21]. [c.56]

Например, на Чир-Юртской ГЭС на р. Сулак (Дагестанская АССР) приняты гидроагрегаты с поворотно-лопастными турбинами при напоре 43 м (не освоенные до этого в СССР). Эго позволило уменьшить количество агрегатов, повысить мощность ГЭС и увеличить выработку энергии без повышения стоимости строительства. Для высоконапорной Чиркейской ГЭС на р. Сулак разработан тип радиально-осевой турбины с повышенными удельными расходами воды, что позволяет также с меньшим числом гидроагрегатов получить большую суммарную мощность, сокращение ширины подземного машинного помещения на 5 и длины его на м. [c.76]

Структура электрогенерирующих источников существенно дифференцируется в территориальном разрезе в связи с различиями в уровнях и режимах электропотребления, условиях обеспеченности энергоресурсами, сравнительной эффективности транспорта топлива и электроэнергии в разных ЭЭС. В районах Западной Сибири (без Тюмени) основной прирост мощностей будет осуществляться за счет строительства ТЭЦ, преимущественно на кузнецком и привозном канско-ачинском угле, и новой КЭС на канско-ачинском угле, а также за счет получения электроэнергии из Восточной Сибири. В Тюменской РЭЭС в 1-й фазе основную роль в структуре генерирующих мощностей будут играть собственные источники базисной мощности— КЭС и ТЭЦ на газе. В дальнейшем основной прирост генерирующих мощностей будет осуществляться за счет получения энергии от Сибирских ГЭС или КЭС КАТЭКа и частично за счет развития собственных источников — КЭС и ТЭЦ на газе. В Восточной Сибири, для которой характерна хорошая обеспеченность не только дешевым топливом, но и гидроресурсами, удельный вес ГЭС составит к концу 1-й фазы примерно 40%, а остальная часть будет приходиться на КЭС и ТЭЦ, преимущественно на канско-ачинских и иркутских углях, а также местных углях Забайкалья. [c.214]

Мощность ГЭС зависит как от количества воды, так и от перепада между водной поверхностью водохранилища и уровнем установки гидроагрегата этот перепад называется напором. Вода, поступающая на турбину под высоким напором, имеет большую потенциальную энергию, чем при малом напоре, и поэтому На высоконапорной электростанции требу- ется меньший расход воды для получения одинаковой мощности. Чем выше напор, тем меньше необходимые габариты турбины, что уде-евляет стоимость всего сооружения. Но ысокий напор не всегда удается создать мощ-ость ГЭС и количество вырабатываемой ею Роэнергии в основном зависят от топографических условий в районе размещения водо- [c.29]

Гидроэнергетическая составляющая является традиционным источником энергии, поскольку использование гидроэнергии ведется давно н предельные потенциальные запасы могут быть вычислены, в то же время энергия падающей воды является возобновимым н в общем (хотя н не обязательно во всех частных случаях) неистощимым источником энергии. Наибольшие потенциальные ресурсы гидроэнергии имеются в развивающихся странах, где в настоящее время использовано только 7 % потенциальных возможностей по сравнению с 46 % в странах—членах ОЭСР. Суммарный мировой гидроэнергетический потенциал оценивался среднегодовой выработкой 35 млн, ТДж, одна из последних переоценок дает всего 25 млн. ТДж, что примерно соответствует 2 млрд, т нефти. Конечно, использование всего гидроэнергетического потенциала невероятно, но выработка, эквивалентная 1,5 млрд, т нефти, может быть достигнута к 2050 г., что составит примерно 6 % суммарного производства энергетических ресурсов. Хотя эта цифра весьма скромна, не следует забывать, что в ряде стран гидроэнер-1Т1Я является важнейшим энергоисточником и что в 1976 г. на ГЭС приходилось 23 % мирового производства электроэнергии. Согласно одному из прогнозов, гидроэнергия, включая приливные станции, в Канаде составит 60 % суммарного производства электроэнергии в 1990 г., причем к этому времени предстоит сооружение больших мощностей ГЭС и ПЭС, чем установлено к настоящему времени. Канада является примером страны, где крупные ГЭС играют ведущую роль в ряде других стран, особенно развивающихся, целесообразно строительство мелких станций в некоторых странах предпочтительнее крупные многоцелевые гидросооружения, предусматривающие ирригацию и контроль за паводками. Есть сведения, что в КНР за последнее десятилетие построено 50 тыс. ГЭС со средней мощностью 34 кВт каждая. Характер развития гидроэнергетики зависит от многочисленных факторов. Мощности ГАЭС обычно не включаются в мощности ГЭС, однако они уменьшают потребности в пиковом оборудовании. Значение хранения энергии будет неизбежно возрастать по мере развития использования возобновимых энергоисточников, поскольку для некоторых из них характерны перерывы в поставках энергии. [c.360]

Оценивая эту сторону вопроса, необходимо также учитывать,, что наибольшее снижение к, п. д. турбин из-за кавитационноабразивного износа имеет место приблизительно к концу паводка на горных реках (особо богатых наносами), а ухудшение характеристик ГЭС к наиболее дефицитному по энергии и стоку зимнему периоду особенно нежелательно. Кроме того, если снижение к. п. д. турбин в течение летнего паводка может в некоторых случаях и не сопровождаться уменьшением мощности и выработки (форсирование расхода при наличии избыточного стока), то в зимне-весенний период в связи с недостатком стока снижение к. п. д. сопровождается уменьшением как гарантированной мошности, так и количества выработанной электроэнергии. Реальная стоимость этой недовыработанной энергии, конечно, гораздо выше, чем в остальные времена года. [c.17]

Критерии расчетной обеспеченности определяются из специальных вероятностных экономических расчетов, в которых фигурируют ущербы от дефицитов энергии или воды [Л. 24, 71]. На основе таких расчетов разработаны рекомендации по целесообразным значениям нормативов расчетных обеспеченностей, в зависимости от небольшого числа наиболее влияющих факторов (удельного веса ГЭС в знергосистеме и т. п.). Однако на величины расчетных обеспеченностей влияет значительно большее число факторов, причем эти факторы не остаются постоянными для каждой конкретной энергосистемы, так как в энергосистемах постоянно вводятся новые генерирующие мощности и линии электропередач, изменяются графики нагрузки потребителей, меняется резерв по мощности и энергии и т. п. Поэтому следовало бы постоянно корректировать нормативы расчетных обеспеченностей по результатам соответствующих расчетов для каждой конкретной энергосистемы, а не на основе обобщенных расчетов, относящихся к абстрактным типовым энергосистемам. [c.15]

Рассмотрим чисто энергетические ограничения (2-7) и (2-8), которые определяются балансами энергии и пиковых мощностей в энергосистеме. Так, минимально допустимая энергия 25рд(,.ыин1 определя- ется минимальным участием ГЭС в покрытии графика нагрузок энергосистемы (при этом тепловые станции работают с полной мощностью). [c.31]

Ограничения по суммарной энергии ГЭС н по суммарной пиковой мощности ГЭС учитываются лишь для энергосистем с достаточно развитыми линиями электропередач, когда возможен взаимообмен мощностями между разными частями энергосистемы. Большинство совре-меннь[х энергосистем удовлетворяют этому условию. В тех же случаях, когда такой взаимообмен мощностями- невозможен, в дополнение к условиям (2-7) и (2-8) должны учитываться подобные же условия для некоторых отдельных ГЭС или групп ГЭС (для обеспечения удовлетворения минимальных энергетических потребностей отдельно тех районов, где расположены эти ГЭС). [c.31]

Аналогично, но с некоторыми допущениями, могут быть построены линии гарантированного режима диспетчерского графика для группы из /п совместно работающих ГЭС (такое построение имеет смысл производить лишь тогда, когда в энергосистеме возможен свободный взаимообмен мощностями ГЭС, что обычно имеет место). При этом все водохранилища также сводятся к одному суммарному водохранилищу с энергоемкостью, равной сумме энергоемкостей водохранилищ всех ГЭС. Вместо расходов воды, притекающих к суммарному водохранилищу, следует рассматривать энергию всей реки, т. е. сумму бытовых расходов реки, умноженную на некоторые средние рабочие напоры и средние коэффициенты а, которые входят в формулу подсчета энергии. "Эрэс =aQpH -At. Энергоемкость каждого водохранилища также подсчитывается путем умножения полезного объема водохранилища на средние для каждой ГЭС рабочие напоры и коэффициенты а. [c.115]

В рассматриваемой перспективе сохраняются относительно благоприятные условия для широкого использования гидроэнергетических ресурсов Сибири. К ним, в частности, относятся районообра-зуюш,ий эффект гидростроительства, обеспечение прямой экономии топлива, привлекательность использования мощностей новых ГЭС для покрытия переменных нагрузок в ЕЭЭС, решение проблем энергоснабжения северных районов Западной Сибири, а также создание народнохозяйственного резерва энергии на случай отклонений в сроках реализации отдельных производственных программ развития ЭК Сибири. Вместе с тем существуют факторы, снижающие общую энергоэкономическую эффективность сибирских ГЭС. Главный из них — удорожание гидростроительства ввиду его перемещения во всех более удаленные и неосвоенные районы. [c.213]

Возрастающие энергетичеекие мощности, различный состав генерирующих источников (ГРЭС, ТЭЦ, АЭС, ГЭС), имеющих различные к. п. д. в быстроменяющихся ситуациях, разветвленная электрическая сеть с большими потоками и перетоками энергии между энергетическими системами, наконец, быстроменяю-щаяся динамика нагрузок по различным районам не только затрудняют, но и делают невозможным оптимальное ручное управление. Единственно правильным выходом из создавшегося трудного положения в диспетчерском управлении является широкое использование вычислительной техники. Современные ЭВМ, оснащенные устройствами оперативной и внешней памяти, способны по заранее составленной программе рассчитывать за короткое время многие варианты нагрузок для отдельных электростанций, энергосистем, давать расчеты параметров слолсных сетей, перетоков мощностей. [c.41]

Тепловые и атомные элект ростанции могут сооружаться в местах, приближенных к основным потребителям электроэнергии. Степень этого приближения определяется эффективностью транспортирования органического топлива для ТЭС, а также наличием источников технического водоснабжения и обеспечением требований экологии — для ТЭС и АЭС. Производство электрической энергии на ГЭС определяется речным стоком, т. е. зависит от природных условий, в то время как на ТЭС и АЭС вьцрабатываемая электроэнергия практически может быть постоянной, определяемой продолжительностью использования в течение года установленной мощности этих электростанций. Так как гидроэлектростанции обладают высокой маневренностью (пуск в действие и набор нагрузки гидрогенераторов производится в течение нескольких минут, для паротурбогенера-торов для этого требуется не менее 3—4 ч), они наиболее эффективно используются энергосистемами для покрытия пиков электрических нагрузок. [c.154]

Интересным примером деривационной ГЭС является Канадская электростанция, использующая энергию Ниагарского водопада. Пусковая ее мощность составляет 1070 тысяч киловатт. Вода для работы турбин этой электростанции забирается в 3,5 километрах выше водопада, проводится по двум подземным пятнадцатиметрового диаметра туннелям на глубине 100 метров под канадским городом Найагара Фоллс и открытому каналу двадцатиметровой глубины, из которого вода поступает в двенадцать трубопроводов, подающих ее к турбинам. Высота падения воды равна 78,5 метрам, мощность каждой турбины — 73 600 киловатт. [c.136]

Один из прогнозных энергетических балансов был разработан Д. Котзе для ЮАР. Энергетические балансы были предварительно разработаны на каждый год с 1933 г. по 1972 г. с использованием переводных коэффициентов из работы ООН, 1963 г. Далее составлялись прогнозы на 1980 г. и 2000 г. Определенные допущения принимались относительно установленной мощности АЭС и ГЭС, а также того, что вся нефть импортируется. Возможность увеличения производства жидкого топлива из угля не учитывалась, хотя, как уже указывалось, имелись планы сооружения нового, более крупного предприятия. Результатом этой довольно тщательно выполненной работы является вывод, что ЮАР будет обеспечивать себя собственной энергией, за исключением нефти, а уран сможет экспортировать. Производство и потребление угля в ЮАР в 2000 г. оценивается более чем в 150 млн. т, однако, исходя из промышленных запасов угля в стране 16 431 млн. т, максимальные возможности добычи угля к 2030 г. могут составить 200 млн. т, что показывает определенный экспортный потенциал. [c.272]

Как известно, эконсмические оценки по типам электростанций" в принципе могут быть получены как оценки оптимального плана в результате расчетов по линейным математическим моделям оптимизации структуры энергосистем, увязанным должным образом с решением задачи оптимизации топливно-энергетического баланса [129, 168]. Однако размеп-ность таких моделей ограничивается вычислительными возможностями современных ЭЦВМ, что приводит к необходимости использовать в них весьма укрупненную и агрегированную исходную информацию. Кроме того, в этих моделях достаточно сложен, а в ряде случаев практически невозможен учет нелинейных зависимостей, в частности режимов электропот-реблевия и технико-экономических характеристик оборудования. Б связи с этим получаемые с помощью линейных моделей оптимизации структуры энергосистем результаты, в том числе и оценки оптимального плана, следует рассматривать как сугубо укрупненные и характеризующие лишь основные направления развития энергосистем, такие, как масштабы развития отдельных типов электростанций (ГЭС, КЭС, АЭС) и размеры магистральных перетоков мощности и энергии. Дальнейшая же детализация решений по развитию различных типов электростанций, в частности ТЭС, долн<на производиться с применением нелинейных математических моделей и в том числе специальных моделей по определению экономических оценок ТЭС. [c.211]

Здесь индекс з означает заменяющая. Напомним, что полный энергобаланс должен учесть мощности резервные, ремонтные и связанные. Эти уточнения проводятся после экономического расчета рабочих мощностей по условиям 9-42. Для каждого варианта энергетических параметров ГЭС—N , Э , устанавливается величина для расчетной многолетней обеспеченности величины ущерба от недодачи энергии или издержки по дополнительным мощностям, долженствующих обеспечить возможную недодачу. С другой стороны, должея быть проведен анализ эффективности принимаемого варианта параметров ГЭС в водохозяйственной части комплекса, связанной с сооружением ГЭС. Эта эффективность может быть выражена увеличением или уменьшением расчетных издержек для водохозяйственного комплекса Эту [c.115]

Основными экономическими показателями являются капиталовложения и издержки производства. Относя их к мощности и выработке, получают четыре относительных показателя, которые могут также быть и дифференциальными (донолнительными). Предлагаются аналитические и графические формы представления энергоэкономических показателей для ГЭС и ТЭС. Комплексно представление экономических и энергетических показателей выливается в энергоэкономическую характеристику, которая может строиться как для случаев вливания энергии в базу, так и при вливании ее в пик нагрузки. [c.116]

Все виды гидроэнергетических расчетов связаны с взаимопереходами от расхода к мощности Q, и от стока к энергии ----- 3. Так как в обычном случае мощность зависит от четырех аргументов N= = iV(Q, Н, найти аналитическое выражение для этой зависимости невозможно. Впоследствии при анализе зксплоатационных характеристик ГЭС будут показаны возможности получения эмпирических аналитических выражений, особенно для случая ir) =r onst, сводящего выражение для мощности к виду N = N Q,H,r ). [c.154]

Для лучщего использования ГЭС как по мощности, так и по энергии ввиду несовпадения бытового режима гидромощностей с режимом нагрузок необходимо проведение регулирования, т. е. при помощи водохранилища перераспределения стока, а отсюда и энергии ГЭС во времени. [c.172]

На современных крупных гидроэлектростанциях (ГЭС) устанавливают, как правило, реактивные гидротурбины — радиальноосевые и поворотнолопастные. Получают распространение также диагональные и горизонтальные капсульные гидротурбины. Мощность турбины определяется расходом и напором водотока. Напором называется разность между отметками уровней воды верхнего и нижнего бьефов гидроузла. Он характеризует запас энергии единицы веса жидкости. [c.5]

В эксплуатационной задаче гарантированные требования энергетики к ГЭС определяются условием, чтобы ГЭС совместно с ТЭС (при работе лоследиих в режиме максимальных нагрузок) обеспечивали покрытие по мощности и выработке энергии заданного графика нагрузок энергосистемы. Гарантированные требования судоходства, ирригации и прочих водопотребителей и водопользователей определяются условиями обеспечения нормальной запроектированной водоотдачи. [c.9]

Расчеты по критерию максимума выработки гидроэнергии могут проводиться для гарантированных и дефицитных по энергии условий и энергосистем в таких случаях тепловые станции работают полной мощностью и для снил<ения дефицитов энергоснабжения нул<но получать максимальную выработку гидроэнергии. При етом на основе отдельного расчета вначале требуется установить, в каком соотношении в разные интервалы расчетного периода времени должны находиться суммарные выработки энергии всех ГЭС. В последующем расчете по критерию максимума выработки гидроэнергии ищется оптимум при условии, что суммарная выработка гидроэнергии распределяется между разными расчетными интервалами времени в соответствии с ранее установленными соотношениями. [c.14]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...