ГИДРОЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СТАНЦИЯ

ГИДРОЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СТАНЦИЯ гидроэлектростанция (ГЭС), комплекс сооружений и оборудования, посредством
к-рых энергия потока воды преобразуется в электрич. энергию. ГЭС состоит
из последовательной цепи гидротехнических сооружений, обеспечивающих необходимую
концентрацию потока воды и создание напора, и энер-гетич. оборудования,
преобразующего энергию движущейся под напором воды в механич. энергию вращения
(см. Гидротурбина), к-рая, в свою очередь, преобразуется
в электрич. энергию (см. Гидрогенератор ).

Рис. 1. Схема концентрации
падения реки плотиной: ВБ - верхний бьеф; НБ -нижний бьеф; Н- напор брутто.

Напор ГЭС создаётся концентрацией
падения реки на используемом участке (аб) плотиной (рис. 1), либо деривацией
(рис. 2), либо плотиной и деривацией совместно (рис. 3). Осн. энергетич.
оборудование ГЭС размещается в здании ГЭС: в машинном зале электростанции
- гидроагрегаты, вспомогат. оборудование, устройства автоматич. управления
и контроля; в центральном посту управления - пульт оператора-диспетчера
или автооператор гидроэлектростанции. Повышающая трансформаторная подстанция
размещается как
внутри здания ГЭС, так и в отд. зданиях или на открытых площадках. Распределителъные
устройства зачастую располагаются на открытой площадке. Здание ГЭС может
быть разделено на секции с одним или неск. агрегатами и вспомогат. оборудованием,
отделённые от смежных частей здания. При здании ГЭС или внутри него создаётся
монтажная площадка для сборки и ремонта различного оборудования и для вспомогат.
операций по обслуживанию ГЭС.

Рис. 2. Схема концентрации
падения реки деривацией (подводящей): ВБ- верхний бьеф; НБ - нижний бьеф;
Нб -напор брутто.

Рис. 3. Смешанная схема концентрациипадения
реки плотиной и деривацией: ВБ - верхний бьеф; НБ - нижний бьеф; Нб - напор
брутто.

По установленной мощности
(в Mвт) различают ГЭС мощные (св. 250), средние (до 25) и малые (до 5).
Мощность ГЭС зависит от напора Нб (разности уровней верхнего и нижнего
бьефа), расхода воды Q (м³/сек), используемого в гидротурбинах,
и кпд гидроагрегата . По ряду причин (вследствие, напр., сезонных изменений
уровня воды в водоёмах, непостоянства нагрузки энергосистемы, ремонта гидроагрегатов
или гидротехнич. сооружений и т. п.) напор и расход воды непрерывно меняются,
а кроме того, меняется расход при регулировании мощности ГЭС. Различают
годичный, недельный и суточный циклы режима работы ГЭС.

По максимально используемому
напору ГЭС делятся на высоконапорные (более 60 м), средненапорные (от 25
до 60 м) и низконапорные (от 3 до 25 м). На равнинных реках напоры редко
превышают 100 м; в горных условиях посредством плотины можно создавать
напоры до 300 м и более, а с помощью деривации - до 1500 м. Классификация
по напору приблизительно соответствует типам применяемого энергетич. оборудования:
на высоконапорных ГЭС применяют ковшовые и радиально-осевые турбины с металлич.
спиральными камерами; на средненапорных - поворотноло-пастные и радиально-осевые
турбины с железобетонными и металлич. спиральными камерами, на низконапорных
- поворотнолопастные турбины в железобетонных спиральных камерах, иногда
горизонтальные турбины в капсулах или в открытых камерах. Подразделение
ГЭС по используемому напору имеет приблизительный, условный характер.

По схеме использования водных
ресурсов и концентрации напоров ГЭС обычно подразделяют на русловые, приплотинные,
деривационные с напорной и безнапорной деривацией, смешанные, гид-роаккумулирующие
и приливные. В русловых и при плотинных ГЭС напор воды создаётся плотиной,
перегораживающей реку и поднимающей уровень воды в верхнем бьефе. При этом
неизбежно нек-рое затопление долины реки. В случае сооружения двух плотин
на том же участке реки площадь затопления уменьшается. На равнинных реках
наибольшая экономически допустимая площадь затопления ограничивает высоту
плотины. Русловые и приплотинные ГЭС строят и на равнинных многоводных
реках и на горных реках, в узких сжатых долинах.

В состав сооружений русловой
ГЭС, кроме плотины, входят здание ГЭС и водосбросные сооружения (рис. 4).
Состав гидротехнич. сооружений зависит от высоты напора и установленной
мощности. У русловой ГЭС здание с размещёнными в нём гидроагрегатами служит
продолжением плотины и вместе с ней создаёт напорный фронт. При этом с
одной стороны к зданию ГЭС примыкает верхний бьеф, а с другой - нижний
бьеф. Подводящие спиральные камеры гидротурбин своими входными сечениями
закладываются под уровнем верхнего бьефа, выходные же сечения отсасывающих
труб погружены под уровнем нижнего бьефа.

Рис. 4. Разрез здания Волжской
ГЭС имени 22-го съезда КПСС: 1 - водоприёмник; 2 - камера турбины; 3 -
гидротурбина; 4 - гидрогенератор; 5 - отсасывающая труба; 6 - распределительные
устройства (электрические); 7 - трансформатор; 8 - портальные краны; 9
- кран машинного зала; 10 - донный водосброс; НПУ - нормальный подпорный
уровень, м; УНБ - уровень нижнего бьефа, м.

В соответствии с назначением
гидроузла в его состав могут входить судоходные шлюзы или судоподъёмник,
рыбопропускные сооружения, водозаборные сооружения для ирригации и водоснабжения.
В русловых ГЭС иногда единственным сооружением, пропускающим воду, является
здание ГЭС. В этих случаях полезно используемая вода последовательно проходит
входное сечение с мусорозадерживающими решётками, спиральную камеру, гидротурбину,
отсасывающую трубу, а по спец. водоводам между соседними турбинными камерами
производится сброс паводковых расходов реки. Для русловых ГЭС характерны
напоры до 30-40 м; к простейшим русловым ГЭС относятся также ранее строившиеся
сельские ГЭС небольшой мощности. На крупных равнинных реках осн. русло
перекрывается земляной плотиной, к к-рой примыкает бетонная водосливная
плотина и сооружается здание ГЭС. Такая компоновка типична для мн. отечеств.
ГЭС на больших равнинных реках. Волжская ГЭС им. 22-го съезда КПСС- наиболее
крупная среди станций руслового типа.

При более высоких напорах
оказывается нецелесообразным передавать на здание ГЭС гидростатич. давление
воды. В этом случае применяется тип припло-тинной ГЭС, у к-рой напорный
фронт на всём протяжении перекрывается плотиной, а здание ГЭС располагается
за плотиной, примыкает к нижнему бьефу (рис. 5). В состав гидравлич. трассы
между верхним и нижним бьефом ГЭС такого типа входят глубинный водоприёмник
с мусорозадерживающей решёткой, турбинный водовод, спиральная камера, гидротурбина,
отсасывающая труба. В качестве дополнит, сооружений в состав узла могут
входить судоходные сооружения и рыбоходы, а также дополнит, водосброс.
Примером подобного типа станций на многоводной реке служит Братская ГЭС
на р. Ангара.

Другой вид компоновки приплотинных
ГЭС, соответствующий горным условиям, при сравнительно малых расходах реки,
характерен для Нурекской ГЭС на р. Вахш (Cp. Азия), проектной мощностью
2700 Мвт. Здание ГЭС открытого типа располагается ниже плотины, вода подводится
к турбинам по одному или неск. напорным туннелям (см. рис. 2 в ст. Гидроузел).
Иногда здание ГЭС размещают ближе к верхнему бьефу в подземной (подземная
ГЭС) выемке. Такая компоновка целесообразна при наличии скальных оснований,
особенно при земляных или набросных плотинах, имеющих значит, ширину. Сброс
паводковых расходов производится через водосбросные туннели или через открытые
береговые водосбросы.

В деривационных ГЭС концентрация
падения реки создаётся посредством деривации; вода в начале используемого
участка реки отводится из речного русла водоводом, с уклоном, значительно
меньшим, чем ср. уклон реки на этом участке и со спрямлением изгибов и
поворотов русла. Конец деривации подводят к месту расположения здания ГЭС.
Отработанная вода либо возвращается в реку, либо подводится к след, деривационной
ГЭС. Деривация выгодна тогда, когда уклон реки велик. Деривац. схема концентрации
напора в чистом виде (бесплотинный водозабор или с низкой водозаборной
плотиной) на практике приводит к тому, что из реки забирается лишь небольшая
часть её стока. В др. случаях в начале деривации на реке сооружается более
высокая плотина и создаётся водохранилище; такая схема концентрации падения
наз. смешанной, т. к. используются оба принципа создания напора. Иногда,
в зависимости от местных условий, здание ГЭС выгоднее располагать на нек-ром
расстоянии от конца используемого участка реки вверх по течению; деривация
разделяется по отношению к зданию ГЭС на подводящую и отводящую. В ряде
случаев с помощью деривации производится переброска стока реки в соседнюю
реку, имеющую более низкие отметки русла. Характерным примером является
Ингурская ГЭС, где сток р. Ингури перебрасывается туннелем в соседнюю р.
Эрисцкали (Кавказ).

Сооружения безнапорных деривационных
ГЭС состоят из трёх осн. групп: водозаборное сооружение, водоприёмная плотина
и собственно деривация (канал, лоток, безнапорный туннель). Дополнит, сооружениями
на ГЭС с безнапорной деривацией являются отстойники и бассейны суточного
регулирования, напорные бассейны, холостые водосбросы и турбинные водоводы.
Крупнейшая ГЭС с безнапорной подводящей деривацией - ГЭС Роберт-Мозес (США)мощностью
1950 Mem, а с безнапорной отводящей деривацией - Ингурская ГЭС (СССР) мощностью
1300 Mвт.

На ГЭС с напорной деривацией
водовод (туннель, металлич., деревянная или железобетонная труба) прокладывается
с неск. большим продольным уклоном, чем при безнапорной деривации. Применение
напорной подводящей деривации обусловливается изменяемостью горизонта воды
в верхнем бьефе, из-за чего в процессе эксплуатации изменяется и внутр.
напор деривации. В состав сооружений ГЭС этого типа входят: плотина, водозаборный
узел, деривация с напорным водоводом, станционный узел ГЭС с уравнительным
резервуаром и турбинными водоводами, отводящая деривация в виде канала
или туннеля (при подземной ГЭС). Крупнейшая ГЭС с напорной подводящей деривацией
- Нечако-Ке-мано (Канада) проектной мощностью 1792 Mвm.

ГЭС с напорной отводящей
деривацией применяется в условиях значит, изменений уровня воды в реке
в месте выхода отводящей деривации или по экономич. соображениям. В этом
случае необходимо сооружение уравнит. резервуара (в начале отводящей деривации)
для выравнивания неустановившегося потока воды в реке. Наиболее мощная
ГЭС (350 Mвт) этого типа - ГЭС Харспронгет (Швеция).

Особое место среди ГЭС занимают
гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) и приливные электростанции (ПЭС).
Сооружение ГАЭС обусловлено ростом потребности в пиковой мощности в крупных
энергетич. системах, что и определяет генераторную мощность, требующуюся
для покрытия пиковых нагрузок. Способность ГАЭС аккумулировать энергию
основана на том, что свободная в энергосистеме в нек-рый период времени
(провала графика потребности) электрич. энергия используется агрегатами
ГАЭС, к-рые, работая в режиме насоса, нагнетают воду из водохранилища в
верхний аккумулирующий бассейн. В период пиков нагрузки аккумулированная
т. о. энергия возвращается в энергосистему (вода из верхнего бассейна поступает
в напорный трубопровод и вращает гидроагрегаты, работающие в режиме генератора
тока). Мощность отд. ГАЭС с такими обратимыми гидроагрегатами достигает
1620 Мвт (Корнуол, США).

ПЭС преобразуют энергию морских
приливов в электрическую. Электроэнергия приливных ГЭС в силу нек-рых особенностей,
связанных с периодич. характером приливов и отливов, может быть использована
в энергосистемах лишь совместно с энергией регулирующих электростанций,
к-рые восполняют провалы мощности приливных электростанций в течение суток
или месяцев. В 1967 во Франции было завершено строительство крупной ПЭС
на р. Ране (24 агрегата общей мощностью 240 Мвт). В СССР в 1968 в Кислой
Губе (Кольский п-ов) вступила в строй первая опытная ПЭС мощностью 0,4
Мвт, на к-рой ныне проводятся экспериментальные работы для будущего строительства
ПЭС.

По характеру использования
воды и условиям работы различают ГЭС на бытовом стоке без регулирования,
с суточным, недельным, сезонным (годовым) и многолетним регулированием.
Отд. ГЭС или каскады ГЭС, как правило, работают в системе совместно с конденсационными
электростанциями (КЭС), теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), атомными электростанциями
(АЭС), газотурбинными установками (ГТУ), причём в зависимости от характера
участия в покрытии графика нагрузки энергосистемы ГЭС могут быть базисными,
полупиковыми и пиковыми (см. Энергосистема).

Важнейшая особенность гидроэнерге-тич.
ресурсов по сравнению с топливно-энергетич. ресурсами - их непрерывная
возобновляемость. Отсутствие потребности в топливе для ГЭС определяет низкую
себестоимость вырабатываемой на ГЭС электроэнергии. Поэтому сооружению
ГЭС, несмотря на значит, удельные капиталовложения на 1 квт установленной
мощности и продолжит, сроки строительства, придавалось и придаётся большое
значение, особенно когда это связано с размещением электроёмких производств
(см. Гидроэнергетика).

Одни из первых гидроэлектрич.
установок мощностью всего в неск. сотен вт были сооружены в 1876-81 в Штангассе
и Лауфене (Германия) и в Грейсайде (Англия). Развитие ГЭС и их пром. использование
тесно связано с проблемой передачи электроэнергии на расстояние: как правило,
места, наиболее удобные для сооружения ГЭС, удалены от осн. потребителей
электроэнергии. Протяжённость существовавших в то время линий электропередач
не превышала 5-10 км; самая длинная линия 57 км. Сооружение линии электропередачи
(170 км) от Лауфенской ГЭС до Франкфурта-на-Майне (Германия) для снабжения
электроэнергией Междунар. электротехнич. выставки (1891) открыла широкие
возможности для развития ГЭС. В 1892 пром. ток дала ГЭС, построенная на
водопаде в Бюлахе (Швейцария), почти одновременно в 1893 были построены
ГЭС в Гельшене (Швеция), на р. Изар (Германия) и в Калифорнии (США). В
1896 вступила в строй Ниагарская ГЭС (США) постоянного тока; в 1898 дала
ток ГЭС Рейнфельд (Германия), а в 1901 стали под нагрузку гидрогенераторы
ГЭС Жонат (Франция).

В России существовали, но
так и не были реализованы детально разработанные проекты ГЭС русских учёных
Ф. A. Uu-роцкого, И. А. Тиме, Г. О. Графтио, И. Г. Александрова и др.,
предусматривавших, в частности, использование порожистых участков pp. Днепр,
Волхов, Зап. Двина, Вуокса и др. Так, напр., уже в 1892-95 русским инж.
В. Ф. Добротворским были составлены проекты сооружения ГЭС мощностью 23,8
Мвт на р. Нарова и 36,8 Мвт на водопаде Б. Иматра. Реализации этих проектов
препятствовали как косность царской бюрократии, так и интересы частных
капиталистич. групп, связанных с топливной пром-стью. Первая пром. ГЭС
в России мощностью ок. 0,3 Мвт (300 кет) была построена в 1895-96 под руководством
русских инженеров В.Н.Чиколева и P. Э. Классона для электроснабжения Охтинского
порохового з-да в Петербурге. В 1909 закончилось строительство крупнейшей
в дореволюц. России Гиндукушской ГЭС мощностью 1,35 Мвт (1350 кет) на р.
Мургаб (Туркмения). В период 1905-17 вступили в строй Саткинская, Алавердин-ская,
Каракультукская, Тургусунская, Сестрорецкая
и др. ГЭС небольшой мощности. Сооружались также частные фабрично-заводские
гидроэлектрич. установки с использованием оборудования иностранных фирм.

1-я мировая война 1914-18
и связанный с ней интенсивный рост пром-сти нек-рых зап. стран повлекли
за собой развитие действовавших и строительство новых энергопром. центров,
в т. ч. на базе ГЭС. В результате мощность ГЭС во всём мире к 1920 достигла
17 тыс. Мвт, а мощность отд. ГЭС, напр. Масл-Шолс (США), Иль-Малинь (Канада),
превысила 400 Мвт (400 тыс. квт).

Общая мощность ГЭС России
к 1917 составляла всего ок. 16 Мет', самой крупной была Гиндукушская ГЭС.
Строительство мощных ГЭС началось по существу только после Великой Октябрьской
социалистич. революции. В восстановит, период (20-е гг.) в соответствии
с планом ГОЭЛРО были построены первые крупные ГЭС - Волховская (ныне Волховская
ГЭС им. В. И. Ленина) и Земо-Авчалъская ГЭС им. В. И. Ленина. В годы первых
пятилеток (1929-40) вступили в строй ГЭС - Днепровская, Ниж-несвирская,
Рионская и др.

К началу Великой Отечеств,
войны 1941-45 было введено в эксплуатацию 37 ГЭС общей мощностью более
1500 Мет. Во время войны было приостановлено начатое строительство ряда
ГЭС общей мощностью около 1000 Мвт (1 млн. квт). Значит, часть ГЭС общей
мощностью около 1000 Мет оказалась разрушенной или демонтированной. Началось
сооружение новых ГЭС малой и средней мощности на Урале (Широковская, Верхотурская,
Алапаевская, Белоярская и др.), в Cp. Азии (Аккавакские, Фархадская, Саларская,
Нижнебуэсуйские и др.), на Северном Кавказе (Майкопская, Орд-жоникидзевская,
Краснополянская), в Азербайджане (Мингечаурская ГЭС), в Грузии (Читахевская
ГЭС) и в Армении (Гюмушская ГЭС). К кон. 1945 в Советском Союзе мощность
всех ГЭС, вместе с восстановленными, достигла 1250 Мвт, а годовая выработка
электроэнергии - 4,8 млрд. квт-ч.

В начале 50-х гг. развернулось
строительство крупных гидроэлектростанций на р. Волге у гг. Горького, Куйбышева
и Волгограда, Каховской и Кременчугской ГЭС на Днепре, а также Цимлянской
ГЭС на Дону. Волжские ГЭС им. В. И. Ленина и им. 22-го съезда КПСС стали
первыми из числа наиболее мощных ГЭС в СССР и в мире. Во 2-й пол. 50-х
гг. началось строительство Братской ГЭС на р. Ангаре и Красноярской ГЭС
на р. Енисее. С 1946 по 1958 в СССР были построены и восстановлены 63 ГЭС
общей мощностью 9600 Мвт. За семилетие 1959-65 было введено 11 400 Мвт
новых гидравлич. мощностей и суммарная мощность ГЭС достигла 22200 Мвт
(табл. 1). К 1970 в СССР продолжалось строительство 35 пром. ГЭС (суммарной
мощностью 32 000 Мвт), в т. ч. 11 ГЭС единичной мощностью свыше 1000 Мет'.
Саяно-Шушенская, Красноярская, Усть-Илимская, Нурекская, Ингурская, Саратовская,
Токтогульская, Нижнекамская, Зейская, Чиркейская, Чебоксарская.

В 60-х гг. наметилась тенденция
к снижению доли ГЭС в общем мировом произ-ве электроэнергии и всё большему
использованию ГЭС для покрытия пиковых нагрузок. К 1970 всеми ГЭС мирапроизводилось
ок. 1000 млрд. квт-ч электроэнергии в год, причём начиная с 1960 доля ГЭС
в мировом произ-ве снижалась в среднем за год примерно на 0,7 %. Особенно
быстро снижается доля ГЭС в общем произ-ве электроэнергии в ранее традиционно
считавшихся "гидроэнергетическими" странах (Швейцария, Австрия, Финляндия,
Япония, Канада, отчасти Франция), т. к. их экономический гидроэнергетический
потенциал практически исчерпан.

Несмотря на снижение доли
ГЭС в общей выработке, абсолютные значения произ-ва электроэнергии и мощности
ГЭС непрерывно растут вследствие строительства новых крупных электростанций.
В 1969 в мире насчитывалось св. 50 действующих и строящихся ГЭС единичной
мощностью 1000 Мвт и выше, причём 16 из них - в Сов. Союзе.

Дальнейшее развитие гидроэнергетич.
строительства в СССР предусматривает сооружение каскадов ГЭС с комплексным
использованием водных ресурсов в целях удовлетворения нужд совместно энергетики,
водного транспорта, водоснабжения, ирригации, рыбного х-ва и пр. Примером
могут служить Днепровский, Волжско-Камский, Ангаро-Енисей-ский, Севанский
и др. каскады ГЭС.

Крупнейшим р-ном гидроэнергострои-тельства
СССР до 50-х гг. 20 в. традиционно была Европ. часть терр. Союза, на долю
к-рой приходилось ок. 65% электроэнергии, вырабатываемой всеми ГЭС СССР.
Для совр. гидроэнергостроитель-ства характерно: продолжение строительства
и совершенствование низко- и средне-напорных ГЭС на pp. Волге, Каме, Днепре,
Даугаве и др., строительство крупных высоконапорных ГЭС в труднодоступных
р-нах Кавказа, Cp. Азии, Вост. Сибири и т. п., строительство средних и
крупных деривационных ГЭС на горных реках с большими уклонами и использованием
переброски стока в соседние бассейны, но главное - строительство мощных
ГЭС на крупных реках Сибири и Д. Востока - Енисее, Ангаре, Лене и др. ГЭС,
сооружаемые в богатых гидроэнергоресурсами р-нах Сибири и Д. Востока, вместе
с тепловыми электростанциями, работающими на местном ор-ганич. топливе
(природный газ, уголь, нефть), станут осн. энергетич. базой для снабжения
дешёвой электроэнергией развивающейся пром-сти Сибири, Средней Азии и Европ.
части СССР (см. Единая электроэнергетическая система).

Лит.: Аргунов П. П., Гидроэлектростанции,
К., 1960; Денисов И. П., Основы использования водной энергии, М.-Л., 1964;
Энергетические ресурсы СССР, [т. 2] - Гидроэнергетические ресурсы, M.,
1967; Никитин Б. И., Энергетика гидростанции, M., 1968; Электрификация
СССР. 1917 - 1967, под ред. П. С. Непорожнего, M., 1967; Труды Гидропроекта.
Сборник 16. M., 1969; Гидроэнергетика СССР. Статистический обзор, M., 1969.
В. А. Прокудин.

А Б В Г Д Е Ё Ж З И Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Ъ Ы Ь Э Ю Я