Гидроэлектрические станции (гидроэлектростанции)

Гидроэлектрические станции (гидроэлектростанции)

ГИДРОЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ, силовые установки, совокупность устройств для превращения энергии водных источников в электрическую энергию. С этой целью водяная энергия источника, которая при естественном стоке распыляется на преодоление трения в бесчисленных струйках, сосредоточивается на валу водяных турбин, превращается с помощью электрических генераторов в электрическую энергию и передается через повышающие и понижающие подстанции и линию передачи на место потребления.

I. Основные элементы гидроэлектрических станций. К водяной составляющей гидроэлектрических станций относятся: а) захватные сооружения, имеющие целью путем увеличения сечения источника и уменьшения его скорости задержать свободное течение воды, подпереть ее и сосредоточить ее падение в одном месте; б) подводящие сооружения, которые доставляют захваченную воду к турбинам; в) турбинные установки, в которых энергия подведенной под известным напором воды превращается в работу на валу турбины; г) отводящие сооружения, через которые сбрасывается из турбины отработавшая вода, и, наконец, д) регулирующие сооружения для согласования естественного стока воды с потреблением энергии.

Назначение захватных сооружений состоит в том, чтобы в определенном месте реки преградить сток воды и поднять ее горизонт на такую высоту, которая давала бы возможность отвести захваченную воду в сторону - в канал или бассейн необходимой глубины. В зависимости от ряда местных условий, эта задача получает различное конструктивное разрешение. Прежде всего, необходимо обеспечить для турбин подвод воды, по возможности чистой, без посторонних примесей, к которым относятся поверхностный и донный лед, листья, сучья, сено и т. п. сор, наносы (галька и песок). Степень очистки воды влияет в возрастающей прогрессии на стоимость сооружений, и поэтому дать общего решения вопроса нельзя. Во всяком случае, ото льда, сора и наиболее крупных наносов воду очищают обычно в самом начале гидроэлектрических станций, в пределах захватных сооружений. В связи с этим захватные сооружения состоят из плотины для создания подпора воды, спускного шлюза и промывного шлюза, или щита, для удаления отложившихся наносов.

При выборе места для плотины д. б. прежде всего, учтены гидрологические и геологические условия. Создание определенного напора, одного из основных элементов мощности гидроэлектрической станции, определяется горизонтами подпертой воды у плотины. Знание естественного стока воды (см. Гидрология) позволяет наметить нормальный (средний) и наивысший горизонты у плотины. В пределах между этими горизонтами Нмакс. и Нср. плотина должна пропускать высокие воды. Если известен расход высоких вод Q м3/сек и высота переливающегося через водослив слоя воды h м, то но формуле водослива (см. Гидравлика)

Gidroelektrost 1

определится необходимая длина b водослива в м. Значение коэффициента μ колеблется, в зависимости главн. обр. от формы гребня, между 0,6—0,8, а g = 9,81 м/сек2. При невозможности поднять горизонт воды у плотины выше нормального (при низких берегах верхнего бьефа, при опасности затопления, при существовании вышерасположенных гидротехнических сооружений, не рассчитанных на такую высоту горизонта воды, и т. п.) вместо глухих водосливных плотин устанавливаются разборные плотины. Чаще всего применяются плотины со щитовыми и спицевыми затворами, цилиндрические и сегментные. Иногда применяется комбинированный способ глухой плотины с разборной верхней частью. Длина распространения подпора м. б. вычислена с достаточной точностью по формуле l = 2h/i, где h – высота подпора в м, а i - естественный уклон водного источника. Знание местных геологических условий необходимо для обеспечения надежного основания плотины и предупреждения фильтрации под плотиной. При сооружении высоких глухих плотин необходимы тщательные геологические изыскания, причем в большинстве случаев нельзя ограничиваться одним шурфованием, а приходится прибегать к разведочному бурению. Если нельзя довести основание плотины до водонепроницаемого и, лучше всего, скалистого грунта, то необходимо забить возможно глубже шпунтовые ряды перед и за плотиной. Там, где нельзя забить шпунта, необходимо заложить возможно более глубокие бетонные шпоры. Вообще надежное сооружение основания плотины является одним из существенных требований при устройстве захватных сооружений гидроэлектрических станций. Не менее важно и надежное соединение тела плотины с берегами, для чего приходится обычно глубоко врезаться в последние. Телу плотины придают обычно форму подпорной стенки, причем наибольшее разнообразие получает форма задней стены; последняя бывает крутой или пологой, гораздо реже ступенчатой. При крутой стене трудно достигнуть постоянного соприкосновения струи с телом плотины, что понижает коэффициент расхода. Пологий переход струи к горизонтальному направлению обеспечивает большую пропускную способность водослива, но удорожает стоимость плотины, так как требует большего количества кладки. При выборе формы плотины необходимо учитывать также размывающую способность ниспадающей воды. Она, как правило, больше при пологом спуске, так как вода стекает в неукрепленное русло почти без потери приобретенной ею скорости и свою неиспользованную энергию направляет на размыв дна реки; при крутом спуске вода расходует свою кинетическую энергию на вихри и удары и вливается в естественное русло реки, пенясь и бушуя, но со значительно ослабленной способностью размыва. При выборе типа разборных плотин необходимо обращать внимание на возможность быстрой, легкой и точной их разборки и установки. Часто при сооружении плотин приходится иметь в виду интересы судоходства, сплава, рыбоводства и рыболовства и устраивать судоходные шлюзы, плотоспуски, рыбоходы, не говоря уже о донных отверстиях со щитами для промыва верхнего резервуара, находящегося всегда под угрозой засорения и заиления.

Захваченная плотиной вода должна быть направлена к турбинной камере. Обычно у входа в ответвление устраивают порог, имеющий назначение задержать в русле реки наиболее крупные отложения, перекатывающиеся по дну реки. Длина и высота порога должны быть рассчитаны так, чтобы отлагающиеся в русле наносы могли быть промыты при открытии донного щита, но вместе с тем не д. б. значительно стесняемо входное живое сечение, что повело бы к увеличению скорости и втягиванию взмытых наносов, льдин и т. п. Обычно считают допустимыми входные скорости в 0,8—1,2 м/сек. В дополнение к порогу, влияющему на нижние насыщенные наносами слои воды, устраивают плавучие заграждения для задержания или отклонения крупных плавающих тел. Для мелких предметов устанавливают за порогом решетку с крупными отверстиями в 15—20 мм, придавая ей уклон около 70° к горизонту. Обычно все же вода, особенно в половодье, очищается недостаточно, и потому почти на всех гидроэлектрических станциях применяются особые отстойники, основанные на быстром уменьшении скорости втекающей воды вследствие увеличения живого сечения. В качестве примеров могут служить захватные сооружения: гидроэлектрических станций Ванген на реке Ааре в Швейцарии (фиг. 1, размеры показаны в метрах) и у Ниагарского водопада в Северной Америке (фиг. 2).

захватное сооружение гидроэлектрической станции Ванген на реке Ааре в Швейцарии

захватное сооружение гидроэлектрической станции у Ниагарского водопада в Северной Америке

Подводящие сооружения должны доставлять воду от места ее захвата к водяной турбине с возможно меньшими потерями количества воды и напора. Подводящие сооружения можно подразделить на открытые, или каналы, закрытые, или штольни, трубопроводы и сооружения смешанного типа, причем в штольнях и трубопроводах вода может протекать свободно или под напором. Поперечные сечения подводящих сооружений определяются путем последовательного подбора, причем за исходную величину принимается расход воды Q м3/сек, пределы же возможных скоростей v определяются: высший - сопротивлением грунта размыву, низший - недопустимостью отложения мелких взвешенных в воде наносов. Подбор сечения канала площадью F в м2 производится по формуле Q м3/сек = F·v, где v м/сек = с√(Ri); R - подводный, или гидравлический, радиус, равный отношению площади к смоченному периметру (в м), i - уклон канала и с - эмпирический коэффициент, определяемый по одной из формул скоростей: Базена, Гангилье и Куттера или других (см. Гидравлика). При напорных круглых штольнях и трубопроводах длиной l м и диаметром d м необходимая высота напора h м определяется по формуле:

Gidroelektrost 4

где ξ и λ - численные коэффициенты. В этой формуле член v2/2g - напор для придания воде начальной скорости, ξ·v2/2g - потери при входе в трубопровод и λ·l·v2/2dg  - потери в самом трубопроводе. В среднем, ξ = 0,01—0,02, λ = 0,03. При длинных проводках первыми двумя членами можно пренебречь и принять h = λ·l·v2/2dg. При любом сечении площадью F и периметром П, h = λ·П·l·v2/8Fg. Диаметр трубопровода определяется из формулы v = 4Q/πd2, а толщина стенки (в см) δ = Pd/2k, где d - внутренний диаметр в см, Р кг/см2 - внутреннее давление(10 м напора соответствует 1 кг/см2), k кг/см2 - допускаемое напряжение материала (для клепаных железных труб - 600 кг/см2, для сварных - 800 кг/см2). Обычно принимаются следующие скорости для отдельных видов подводящих сооружений: для каналов 0,8—1,2 м/сек, для штолен 2—2,5 м/сек, для трубопроводов бетонных и железобетонных 2—2,5 м/сек, деревянных 2,5—3 м/сек, железных - не свыше 5 м/сек.

Подводящие сооружения для бесперебойного действия системы должны иметь целый ряд дополнительных устройств. В начале подводящих сооружений и в конце их, непосредственно перед впуском воды в турбины устанавливаются затворы. Основное требование при устройстве затворов состоит в том, чтобы течение воды мимо них происходило по возможности плавно, без резких возмущений, чтобы они были устойчивы и не подвергались подмыву. Чаще всего применяются щитовые затворы, причем в напорных проводках вместо подъемных щитов и задвижек часто применяются сегментные или цилиндрические щиты. Так как выключение турбин вызывает замедление движения воды в трубопроводе и может вызвать опасное повышение внутреннего давления, то часто устраивают в конце трубопровода предохранительные клапаны или автоматические боковые спуски. Для выравнивания давления в подводящих сооружениях устраивают в конце их напорные башни или бассейны со сбросами излишней воды, промывными приспособлениями для отвода отлагающихся наносов и частой решеткой для возможно полного очищения поступающей в турбины воды. На фиг. 3—6 приведены примеры подводящих сооружений (все размеры показаны в м): напорная башня между штольней и трубопроводом на гидроэлектрической станции на Зилле у Инсбрука (фиг. 3), напорная башня в конце штольни на гидроэлектрической станции Люцерн-Энгельберг (фиг. 4), разрез гидроэлектрической станции на реке Сиуле близ Клермона во Франции (фиг. 5), водослив в безнапорной штольне (фиг. 6).

Напорная башня между штольней и трубопроводом на гидроэлектрической станции на Зилле у Инсбрука

Напорная башня в конце штольни на гидроэлектрической станции Люцерн-Энгельберг

Разрез гидроэлектрической станции на реке Сиуле близ Клермона во Франции

Водослив в безнапорной штольне

В турбинных установках гидравлическая энергия превращается в механическую. Мощность турбин определяется формулой

Мощность турбин определяется формулой

где η - КПД турбин, Н - высота полезного напора в м, Q - количество подводимой в секунду воды в м3, что соответствует мощности гидроэлектрической станции.

Gidroelektrost 10

где η1 - КПД генератора тока.

Водная энергия м. б. использована как потенциальная (вес падающего с высоты Н количества Q воды) или как кинетическая. Если полная высота напора Н превращается в кинетическую энергию, то имеем активные турбины; если же только часть напора превращается в кинетическую энергию, остальная же используется как энергия потенциальная, то имеем турбины реактивные. Самыми распространенными типами турбин на гидроэлектрических станциях являются реактивные турбины Френсиса, пропеллерные турбины вообще, особенно Каплана, и активные турбины Пельтона. КПД турбин этих систем довольно высок и достигает 0,89, а в последнее время в Северной Америке в новых установках удалось поднять КПД турбин Френсиса до 0,93—0,94 и пропеллерных - до 0,91—0,92. В значительной степени это увеличение КПД достигнуто благодаря новым формам всасывающей трубы, как, например: труба Уайта, имеющая форму расширяющегося книзу конуса; труба Муди, в которой по оси трубы помещен бетонный конус, оставляющий для прохода воды лишь кольцеобразное пространство; коленчатые трубы специальных очертаний.

Для каждой турбины данному напору соответствуют определенное число оборотов и в минуту и расход воды Q. Число оборотов для турбин одного и того же типа при одинаковом напоре обратно пропорционально квадратному корню из их мощностей. Каждый тип турбин характеризуется удельным числом оборотов или коэффициентом быстроходности

Gidroelektrost 11

обозначающим число оборотов в минуту турбины, подобной данной и развивающей при 1 м напора мощность в 1 л. с. Значения ns для различных типов турбин перекрывают друг друга, так что возможны различные решения вопроса о выборе типа турбин. Вообще же для больших напоров применяют почти исключительно турбины Пельтона, как наиболее тихоходные. Слишком большие коэффициенты быстроходности при больших напорах грозят кавитацией, т. е. образованием пустот, и разрушением лопаток турбины. Обычно, при напорах более 30 м, коэффициент быстроходности не должен превышать Gidroelektrost 12

Т. к. работа на валу турбин должна превращаться в электрическую энергию, а для генераторов электрического тока крайне важно постоянство числа оборотов, то необходимы приспособления для ручного или автоматического их регулирования с целью сохранения неизменного числа оборотов турбины при переменных напоре и расходе воды. Однако, КПД не остается неизменным, а дает при неполной нагрузке турбины значительно меньшие величины, чем при нормальном напоре, соответствующем ns, причем с уменьшением нагрузки турбины КПД падает тем быстрее, чем больше быстроходность турбины. Между мощностями N турбины, расходами воды через одну турбину q и КПД турбины η существует следующая зависимость:

Gidroelektrost 13

При одном и том же КПД в 0,75 для турбин с разной быстроходностью отношения q/qmax = k изменяются от 0,3 (при ns = 80) до 0,7 (при ns = 500). Это различие отдельных турбин учитывают при определении числа агрегатов гидроэлектрической станции. Так, если расходы воды гидроэлектрической станции колеблются между Qmin и Qmax, то, устанавливая число (а) турбин для Qmin, получим, в зависимости от быстроходности турбины, при сохранении КПД около 0,75, qmax = Qmin/ak, а число турбин для работы гидроэлектрической станции полной мощностью

Число турбин для работы гидроэлектрической станции полной мощностью

Т. о., число агрегатов гидроэлектрической станции при сохранении постоянства КПД тем больше, чем больше k, т. е. чем быстроходнее турбины.

Гидроэлектрические станции в зависимости от величины напора делятся на установки низкого (до 10 м), среднего (от 10 до 50 м) и высокого (свыше 50 м) напора. При напорах свыше 10—15 м турбинная камера требовала бы для своей устойчивости и прочности слишком толстых, а, следовательно, и дорогих стен. Поэтому воду заключают в трубы, а турбины - в цилиндрические закрытые железные кожуха, имеющие сходство с котлом, почему такие турбины называются «котельными». При напорах свыше 50 м кожуху турбины, для уменьшения потерь при подходе воды к направляющему колесу, сообщается спиральная форма. При небольших напорах применяется свободный, открытый доступ воды к турбинам, которые обычно устанавливаются тоже открытыми ниже горизонта подводящего канала, т. е. оказываются затопленными. При больших напорах турбины обычно устанавливаются на полу машинного здания рядом с электрическими генераторами.

Турбины бывают с вертикальным или горизонтальным валом. Вертикальные турбины (фиг. 7) обычно применяются на низконапорных гидроэлектрических станциях с открытыми камерами.

Вертикальные турбины

Соединение турбины с валом генератора производится через зубчатую и ременную передачи, так как при небольших напорах число оборотов турбины обычно оказывается меньшим, чем необходимо для генератора той же мощности. Из многоколесных турбин чаще применяются горизонтальные турбины (фиг. 8) при непосредственном соединении с генератором.

Горизонтальные турбины

В средне- и высоконапорных установках также преобладают горизонтальные турбины и непосредственное соединение с генератором, хотя за последние годы начинают все чаще применяться вертикальные турбины. Точно так же при турбинах Пельтона с несколькими насадками встречается и вертикальное расположение вала, так как в этом случае представляется меньше конструктивных трудностей. За последние годы, в целях экономии в помещении, стали устанавливать вертикальные турбины и при высоких напорах.

Мощность турбин сильно растет и достигает в Европе уже 48500 л. с. (турбина Френсиса на гидроэлектростанции Гердекке на Руре). Особенно высокие мощности достигнуты в Северной Америке; например, турбина Френсиса в 70000 л. с. на Ниагаре, турбина Пельтона в 56000 л. с. на Биг-Крик № 2, пропеллерные в 30000 л. с. на Ла-Габель.

Отвод отработавшей воды производится каналами, которым придается правильная форма. При проектировании отводящих каналов надо исходить из того, чтобы при сильных колебаниях горизонта нижнего бьефа машинное здание не затоплялось. На некоторых установках США отводящие каналы используются для искусственного повышения напора при посредстве избытков воды. Так, на установке Алькона водослив заменен 6 трубопроводами, которые берут начало в напорном бассейне и входят в нижнюю часть водоотводной трубы; скорость в конце этого «трубоводослива» - 10,7 м/сек, что производит значительное высасывающее действие на отходящую от турбины воду. На установке Митчел турбины помещены в камерах на особых основаниях, поднимающихся на верховой стороне водослива; вода паводков обтекает эти основания и переливается через водослив непосредственно над выходом отводящей трубы турбины, образуя здесь прыжок воды; таким образом, производится высасывание отработанной воды и, благодаря понижению уровня перед прыжком, непосредственно увеличивается напор. На установке Island Falls ставят эжектор Муди, в котором спиральный подход к турбине расширен книзу настолько, что охватывает и верх отводящей трубы; особый цилиндрический затвор, помещенный непосредственно под турбиной, отделяет отводящую трубу от спирали; при открытии затвора вода из спирали поступает не только в турбину, но и под нее, производя высасывающий эффект на отработанную турбиной воду; при действии эжектора, при уменьшении напора с 18,3 до 15,2 м, турбины еще дают мощность, превышающую нормальную.

Регулирующие сооружения необходимы вследствие колебаний в естественном стоке водного источника, питающего гидроэлектростанцию, и в спросе на энергию. Хотя мощность реки можно считать в течение суток постоянной, но потребление энергии испытывает довольно значительные суточные колебания. Поэтому для полного использования суточной мощности, равной средней суточной нагрузке гидроэлектростанции, необходимо перераспределение (регулирование) наличной энергии водного источника, т. к. иначе значительная часть энергии (например, ночью) не может быть использована. Далее, мощность водного источника в течение года подвергается значительным изменениям, и в большинстве случаев изменения в режиме реки не совпадают с изменениями в спросе на электрическую энергию. Мощность источника меняется также в течение периода лет. Т. о. полное использование энергии реки без искусственного регулирования стока или без применения резерва в виде тепловой электрической станции для покрытия излишков в спросе (так называемых пиков графика нагрузки) оказывается невозможным. Без регулирования наибольшая нагрузка гидроэлектрической станции может соответствовать только мощности реки в самое маловодное время, и в таком случае мощность гидроэлектрической станции, в зависимости от так называемого коэффициента пользования, или нагрузки (отношение средней нагрузки к наибольшей), составит не более 10—45% наличных запасов водной энергии.

Регулирование стока бывает суточным, годовым или многолетним и достигается тем, что избыток воды за время малой нагрузки, большого стока (паводка) или за годы с обильными осадками накапливается в особых резервуарах, или водохранилищах, и расходуется затем в моменты наибольшей нагрузки или в засушливое время. Определение объема водохранилища является основной задачей проектирования гидроэлектростанции, так как от этого зависит, в конечном счете, мощность установки и регулярность ее действия. В отличие от тепловых станций, мощность которых определяется ожидаемой нагрузкой, выяснение мощности гидроэлектростанции исходит из условий стока, а при его регулировании - из объема водохранилища. Поэтому и ошибка в расчетах м. б. допущена скорее в сторону преувеличения, чем преуменьшения, так как с увеличением высоты водоудержательной плотины количество собираемой воды изменяется со все увеличивающейся прогрессией, и каждый лишний метр кладки отражается все меньшей составной частью на стоимости энергии. При расчетах надо исходить из того, чтобы потребность в воде покрывалась из водохранилища даже в самое засушливое время (месяц, год), и чтобы к началу периода низких вод водохранилище было наполнено. Сам расчет можно производить аналитически или графически. Основными элементами расчета являются величина естественного стока и нагрузка станции, выражаемая в единицах объема воды, т. е. в количестве используемой воды, причем необходимо учитывать и потери воды на испарение и фильтрацию в водохранилище и подводящих сооружениях. Можно строить календарные графики распределения этих элементов и из них определять необходимый объем водохранилища. Если в начале графика (фиг. 9) водохранилище пусто, то за время Т необходимый объем водохранилища д. б. W = S4 = S1 + S3 – S2.

Gidroelektrost 17

Но чаще сток изображают (фиг. 10) в виде интегральной кривой, у которой каждая ордината равна объему протекшей воды от начала подсчета за время t; разность ординат y2 – y1 равна объему протекшей за время t1 воды.

Gidroelektrost 18

Средний сток выражается прямой ОЕ, а используемое гидроэлектростанцией количество воды - прямой ОЕ1, или интегральной же кривой, обычно наклоненной к горизонту под меньшим углом, чем линия среднего стока. Необходимый объем водохранилища получается в виде отрезка V1 ординаты между касательными к крайним точкам перегиба кривой А по обе стороны линии ОЕ, параллельными линии используемого расхода ОЕ1. При полном регулировании стока линии ОЕ и ОЕ1 совпадают, и объем водохранилища равен отрезку V.

При постройке больших водохранилищ с высокими водоудержательными плотинами особенное значение приобретают их прочность и устойчивость, так как прорыв такой плотины грозит большим затоплением. Поэтому расчет должен производиться особенно точно, и все нормы и коэффициенты должны браться особенно осторожно. На основания плотин необходимо обратить самое серьезное внимание и, как правило, возводить их только на вполне надежных скалистых грунтах, не останавливаясь перед большими расходами. Кроме того, необходимо всеми способами бороться с фильтрацией воды, как под основание, так и через тело плотины. Одна из известных старых испанских плотин в Пуетесе, высотой в 50 м, была прорвана спустя 11 лет после постройки только потому, что одна часть основания плотины не была доведена до скалы.

При многолетнем регулировании надо принимать во внимание сток наиболее засушливого года. Однако если потребление энергии нельзя сократить на время наинизшего стока в засушливые годы, то в нормальные годы часть естественного стока не будет использована. Во избежание этого устанавливают дополнительные тепловые резервы (теплосиловые установки), покрывающие в засушливые годы недостающую энергию воды и позволяющие более полно использовать средние условия стока реки.

Годовое регулирование стока связано в большинстве случаев с устройством водохранилищ или использованием озер; его можно достигнуть, однако, и путем совместного использования энергии двух рек с противоположным водным режимом, у которых периоды высоких и низких вод не совпадают и, взаимно покрывая друг друга, дают более или менее равномерный сток на протяжении года. Суточное регулирование допускает, помимо устройства особых резервуаров (фиг. 11) и теплового резерва, и регулирование с помощью аккумуляторов и насосных установок.

Особые резервуары для суточное регулирование воды

Первый способ применим при небольших гидроэлектростанциях с генераторами постоянного тока; он заключается в том, что параллельно с генератором включается аккумулятор, который заряжается в часы малой и разряжается в часы усиленной нагрузки. При применении насосов излишек мощности основного агрегата передается вспомогательному, состоящему из электромотора, центробежного насоса высокого давления и высоконапорной турбины (фиг. 12); в часы малой нагрузки насос, приводимый в движение электромотором, накачивает воду из верхнего или нижнего бьефа в высокорасположенный суточный сберегательный бассейн; в часы большой нагрузки работа насоса прекращается, вода из бассейна под напором поступает в турбину, которая вращает электромотор и превращает его из двигателя в дополнительный генератор.

Высоконапорная турбина

КПД η1 системы равен отношению между количеством N2 энергии, получаемой от вспомогательной динамо-машины, и излишком N1 энергии реки в период малой нагрузки, т. е. η1 = N2/N1. Величина КПД η1 в значительной степени зависит от местных топографических условий, позволяющих расположить запасный резервуар около гидроэлектростанции на достаточной высоте. На гидроэлектрической станции Рокки (США) суточное регулирование производится путем перекачивания воды в часы избытка энергии из нижнего бьефа в верхний.

При выборе наивыгоднейшей мощности гидроэлектростанции необходимо найти такую зависимость мощности от водохранилища и теплового резерва, при которой стоимость единицы получаемой энергии была бы наименьшей. Т. о., помимо технических соображений, необходимо учесть и все экономические факторы. В частности, унификация тока и кустование станций, широко проводимые за последние годы, позволяют поставить вопрос о регулировании работы гидроэлектрических станций на более широкую базу, чем это возможно при обособленной работе каждой гидроэлектрической станции. Наиболее широкие перспективы в этом отношении имеются в СССР благодаря национализации природных источников энергии и крупной промышленности.

II. Гидроэлектрические станции в главнейших странах. Рост и современная мощность гидроэлектростанций характеризуются статистическими данными, опубликованными в начале 1928 г. Геологическим комитетом США. Согласно этим данным, мощность гидроэлектростанций во всем мире составляла: в 1920 г. 23 млн., в 1923 г. 29 млн., а в конце 1926 г. 33 млн. л. с. В конце 1926 года мощность гидроэлектростанций распределялась по частям света следующим образом (в тыс. л. с.):

В конце 1926 года мощность гидроэлектростанций распределялась по частям света

Мощность гидроэлектростанций в отдельных государствах составляла (в тыс. л. с.):

Мощность гидроэлектростанций в отдельных государствах

В Швейцарии из старых гидроэлектрических станций самой мощной является Лауфенбург на Рейне (фиг. 13), мощностью в 60000 л. с.

В Швейцарии из старых гидроэлектрических станций самой мощной является Лауфенбург на Рейне

Самыми высоконапорными гидроэлектростанциями являются: Вуври, мощностью в 6700 л. с., подводящая воду из горного озера Таней (1416 м над уровнем моря), с напором в 950 м, и Вернайя на Роне, обладающая напором в 500 м и мощностью в 6000 л. с. О быстроте развития гидроэлектростанций в Швейцарии можно судить по следующим данным: общая мощность вновь построенных или расширенных гидроэлектростанций составила за десятилетие 1891—1900 гг. 121000 л. с., 1901—1910 гг. - 387000 л. с., 1911—1920 гг. - 620000 л. с. и 1921—1926 гг. - 586000 л. с. К концу 1926 г. общая мощность гидроэлектрических станций достигла 1867000 л .с., и была начата постройка 8 новых крупных гидроэлектрических станций, из которых наиболее мощными являются: Вернайя (111000 л. с.), Рибург-Шверштадт (56000 л .с.) и Гандек (100000 л .с.).

В Германии до 1914 г. не было гидроэлектростанций мощностью свыше 50000 л. с. После войны построен целый ряд гидроэлектростанций, из которых четыре - на реке Изаре: Финзинг, Ауфкирхен, Эйттинг и Фромбах - обладают общей мощностью в 82200 л .с.; гидроэлектростанция Тегинг - 76000 л .с.; гидроэлектростанция Цверибах в Бадене использует напор в 485 м; гидроэлектростанция Кахлет на Дунае, построенная в 1927 г. (фиг. 14), обладает мощностью в 65000 л .с.; гидроэлектростанция в Гердекке на Руре применяет насосную установку и обладает мощностью в 150000 л .с.

Гидроэлектростанция Кахлет на Дунае, построенная в 1927 г., обладает мощностью в 65000 л .с.

Во Франции из старых установок наиболее мощной была в свое время гидроэлектростанция Люшон на озере Оо в Пиренеях, мощностью 25000 л. с., с напором 870 м. К началу 1925 г. общая мощность действовавших гидроэлектростанций равнялась 1050000 л. с., строившихся - 465000 л. с. и проектированных - 5440000 л. с., всего же - 6955000 л. с.

В Италии имеется ряд станций с напором свыше 500 м: Изола на реке Полья (N = 24000 л. с., Н = 900 м); Гольо и Верампио на р. Деверо (N = 20000 л. с. каждая, Н = 520 и 565 м); Сондрио на р. Маллеро (N = 15000 л. с., H = 550 ж); Роббия на реке Кавальяско (N = 7200 л. с., H = 620 м); Маканьо на реке Делио (N = 3900 л. с., H = 648 м); Прата, водохранилище у Неаполя (N = 7200 л. с., H = 580 м) и Фадальто (N = 74000 л. с.). Последняя гидроэлектростанция до 1926 г. была наиболее мощной. В 1927 г. построены еще две мощные гидроэлектростанции: Мезе в Ломбардии (N = 80000 л. с.) и Тимпа-Гранде в Калабрии (N = 60000 л. с.). Из новых гидростанций в конструктивном отношении замечательна станция Когинас в Сардинии (N = 32000 л. с.), станционное помещение которой целиком устроено под землей (фиг. 15).

Гидроэлектростанция Когинас в Сардинии (N = 32000 л. с.), станционное помещение которой целиком устроено под землей

Норвегия - страна белого угля по преимуществу. Наибольшей гидроэлектростанцией является здесь Рьюкане в 220000 л .с. Из новых гидроэлектростанций необходимо отметить Сауде III, мощностью в 90000 л. с. В 1926 г. Американское акционерное общество взяло концессию на утилизацию водопада Кинсарвик, где имеется в виду постройка высоконапорной гидроэлектростанции (N = 116000 л. с., H = 860 м). Гидроэлектростанция в Тиссефальдене располагает мощностью в 142000 л. с., в фиорде Глом - 80000 л. с. Намечается к постройке ряд новых высоконапорных гидроэлектростанций большой мощности, в частности у водопада Скьегедальс (N = 77000 л. с., H = 343 м).

В Швеции наибольшей является гидроэлектростанция у Трольгеттана (N = 80000 л. с. при расходе воды 350 м3/сек), более крупных установок, свыше 50 тыс. л. с., в Швеции нет. Построенные за последние годы гидроэлектростанции в Лилла Эдет, Стора Коппарбергс, Кронгфорс и др. имеют мощность от 15000 до 37000 л. с. Быстрый темп использования водных сил виден из сравнения общей мощности гидроэлектростанций: в 1915 году 636000 л. с., в 1920 году 1030000 л. с., в 1926 году 1211000 л. с.

В США общая мощность гидроэлектростанций к 1 января 1928 года достигла 12296000 л. с., тогда как общая потенциальная энергия рек составляет свыше 38 млн. л. с., при расходе в течение 90%-ного годового периода, и около 60 млн. л. с. - при 6-месячном расходе. В горных областях западного побережья преобладают высоконапорные установки (до 726 м), в средних и восточных частях -  установки средних и низких напоров. Гидроэлектрические станции на Ниагарском водопаде, из которых две находятся на американском и три на канадском берегу, могут использовать до 550000 л. с. (наименьшая гидроэлектрическая станция - 50400 л. с., наибольшая гидроэлектрическая станция, Онтарио, - 205000 л. с.).

Голова оросительного канала Бойс с гидроэлектростанцией в США

На американской гидроэлектростанции воду раньше подводили к турбинам трубопроводом, на новых же гидроэлектростанциях она падает в отвесной шахте; станционные здания устраиваются под землей; отработанная вода отводится тоннелем (фиг. 16).

Отработанная вода отводится тоннелем

Гидроэлектростанция в Сан-Мори на Мичигане (N = 46000 л. с.) использует наибольший расход в 900 м3/сек. Весьма мощными являются гидроэлектростанции Шиппинг-Порт (N = 136500 л. с.) и на р. Сускеганна (N = 100000 л. с., Н = 10 м). Первая, а также установка Уолленпаупак (N = 56000 л. с.) замечательны тем, что они работают автоматически и управляются на расстоянии, из другого места. Наибольшей гидроэлектростанцией США является законченная в 1921 году установка Месл-Шолз с четырьмя турбинами по 30000 и четырнадцатью по 35000 л. с., при напоре 29 м. Общая мощность 610000 л. с. Длина плотины 944 м, высота - 29,9 м над постелью реки и 42,7 м над основанием, ширина по низу 30,8 м, с тюфяком - 48,8 м; длина здания силовой станции 366 м, ширина 49 м, высота 41 м; длина подпора воды 24 км. Наиболее крупными гидроэлектростанциями, строящимися в настоящее время, являются: Конивинго с 7 турбинами по 54000 л. с. каждая (при полном же развитии мощность достигнет 594000 л. с.) и Чут-Кейвон мощностью в 1000000 л. с. Характерны две строящиеся в Калифорнии установки по высоте напора: Бек-Крик - 781 м и Биг-Крик - 650 м.

В Канаде в конце 1927 года мощность всех гидроэлектростанций составляла 4883000 л. с., при потенциальной энергии рек в 20000000 л. с., для годового расхода и КПД 80% и 33000000 для 6-месячного расхода. В 1900 г. общая мощность гидроэлектростанций Канады составляла 170000 л. с., в конце 1910 г. - 975000, в конце 1914 г. - 1946000 и в конце 1920 г. - 2508000 л. с. В конце 1927 г. имелось 10 гидроэлектростанций с мощностью свыше 100000 л. с. каждая. На одной Ниагарской системе мощность гидроэлектростанций, эксплуатируемых одной компанией, составляет 872000 л. с. Из наиболее мощных гидроэлектростанций, помимо Ниагарской, можно отметить: Айль-Малинь на реке Сагеней, N = 540000 л. с., на водопаде Сидар, N = 197000 л. с. (расход воды на одну турбину 105 м3/сек), Шоуиниген, N = 191500 л. с., с турбинами мощностью в 41000 л. с. каждая, Гранд-Мер, N = 176000 л. с., Ла-Габель, N = 120000 л. с. Из строящихся больших установок следует отметить гидроэлектростанцию на водопаде Поган, мощностью 272000 л. с.

Куинстон на реке Ниагаре мощностью 525000 л. с. (Канада)

Айль-Малинь на реке Сагеней, N = 540000 л. с. (Канада)

Ла-Габель на реке св. Лаврентия (Канада)

В СССР наибольшая гидроэлектростанция Волховская N = 75000 л. с., за нею следуют: Земо-Авчальская у города Тифлиса (N = 16000—33000 л. с.), Эриванская (6000 л. с.) и Ташкентская (6000 л. с.). Строятся или запроектированы гидроэлектростанции (к 1928 году): Днепровская (300000 л. с.), Свирская (112000 л. с.), Рионская (40000 л. с.), Самурская (81000 л. с.), Миатлинская на реке Сулаке (56000 л. с.) и 20 меньших установок общей мощностью до 500000 л. с.

III. Проектирование гидроэлектростанций. При составлении проекта гидроэлектростанции необходимо исследовать целый ряд технических и экономических условий и, исходя из них, установить тип и мощность гидроэлектростанции, взаимное расположение и размеры основных ее элементов. Так как отдельные элементы обычно на 70% и более представляют собою гидротехнические сооружения всех видов, на долю же станционного здания, где расположены турбины, генераторы и распределительные устройства, приходится лишь остальная часть проекта, то решающее влияние при проектировании имеют водные условия гидроэлектростанции. С экономической стороны каждая гидроэлектростанция должна удовлетворять следующим требованиям: 1) доставляемая ею энергия не д. б. дороже энергии тепловой станции; 2) потребитель д. б. в состоянии оплачивать энергию по цене, определяемой условиями хозяйственного расчета установки; 3) при отсутствии рынка сбыта энергии д. б. обоснованная уверенность в появлении рынка в будущем. Если вблизи имеется или может быть дешево доставлено необходимое сырье, то обилие дешевой водной энергии (по цене не более 0,4—0,6 коп. за 1 kWh) обычно создает перспективы для развития электрохимической, электрометаллургической или бумажной промышленности и создания рынка для электрической энергии. Для получения дешевой энергии существенно важны незначительные колебания мощности станции в течение года или высокий коэффициент нагрузки станции, для того чтобы установленная мощность могла быть использована максимально, например, 7000—8000 ч. из полного годового числа 8760 ч. Однако, режим громадного большинства рек не обеспечивает постоянной мощности при значительном использовании реки. Использование же небольшого расхода, хотя и обеспеченного почти круглый год, вызывает удорожание энергии вследствие больших первоначальных затрат. Таким образом, для снабжения энергией всех названных отраслей промышленности уместнее всего использование мощного потока с выравненным стоком.

Возможен, однако, и иной порядок использования водной энергии. Иногда бывает целесообразно использовать расход реки, обеспеченный лишь в течение 6 или 4 месяцев, или даже 100 дней в году, с тем, чтобы в период недостатка воды работала вспомогательная тепловая станция. Обычно промышленность и коммунальные хозяйства снабжаются электрической энергией тепловыми станциями по значительно более высокой цене: от 3 коп. за 1 kWh для станций весьма большой мощности до 6—7 коп. для станций в 3—5 тыс. л. с.; при дальнейшем уменьшении мощности стоимость 1 kWh энергии тепловой станции еще более возрастает. При таких ценах смешанная энергия оказывается нередко гораздо более дешевой, чем энергия одной только тепловой станции.

При разработке технической стороны проекта, прежде всего, надлежит приступить к выбору места для гидроэлектростанции. В этих целях рациональный порядок изысканий требует предварительного рекогносцировочного объезда реки опытными инженерами-строителями и геологами. Наивыгоднейшими местами являются узкие и глубокие ущелья, сокращающие расходы на устройство плотины. Если выше ущелья находится расширенная часть тальвега, пригодная для создания водохранилища, то это является особенно благоприятным обстоятельством, так как позволяет одновременно с получением напора на станции иметь также и запас воды для выравнивания естественного стока реки. Указанные природные условия имеются в горных частях СССР, преимущественно на Кавказе. Благоприятными геологическими условиями необходимо считать не слишком глубокое залегание надежного скалистого основания под наносным слоем речного ложа, а также водонепроницаемость пород при проектном напоре. При наличии сплошных пород с временным сопротивлением свыше 1000 кг/см2 не следует останавливаться при изысканиях даже перед алмазным бурением. Важно также наличие площадки, хотя бы на одном берегу, близ предполагаемого гребня плотины; такая площадка необходима для удобства работ и для рационального пропуска паводков в обход тела плотины при ее эксплуатации. Расширенный участок реки на месте станции весьма важен для обеспечения минимальной амплитуды колебания горизонта воды нижнего бьефа.

Выбрав место для гидроэлектростанции, приступают к определению возможной мощности станции на основе гидрологического описания избранного потока, к выяснению предположительной потребности и условий производства работ (пути сообщения, карьеры камня, песка и гравия, условия размещения строительных работ). Если до приступа к упомянутому обследованию не велось регулярных измерений расхода реки, то близ намечаемых сооружений устраивают водомерный пост (см. Водомерные наблюдения), с измерением расходов не реже одного раза в неделю. Определение меженних и других расходов можно производить по данным соседних рек, пользуясь методом аналогии, что при наличии непосредственных измерений на исследуемой реке в течение 1—2 лет и при отсутствии резких климатических особенностей сравниваемых районов, дает иногда возможность весьма точно установить режим неизученной реки.

Топографические исследования при рекогносцировках сводятся к приближенному построению продольного профиля тальвега и  ряда поперечников, в целях ориентировочного определения объема водохранилища, условий проектирования сооружений, установки и схемы рационального размещения последних. В случае установок небольшого напора рекогносцировочными изысканиями устанавливается наивыгоднейшее место устройства плотины и станции при ней, обеспечивающее необходимый напор при минимальных затоплениях и издержках на сооружения.

По окончании рекогносцировочных обследований и по составлении технических схем использования реки переходят к подробным обследованиям на местах. Эти обследования должны установить: 1) изменение расходов воды в реке в течение среднего гидрологического года, что необходимо для решения вопроса о регулировании расхода с помощью водохранилища и для определения максимального расхода воды, экономически выгодного для станции; 2) расходы исключительно засушливого года, позволяющие определить мощность вспомогательной тепловой станции; 3) абсолютный максимум расхода, необходимый для расчета отверстий плотин, пропускающих паводки; 4) амплитуду колебаний горизонтов воды у плотины и станции, характер льдообразования и прохода льда; 5) объем водохранилища в функции от высоты плотины; 6) последовательность полноводных, средних и засушливых годов при многолетнем регулировании стока; 7) нужды ирригации, предъявляемые к используемой реке, и остаточные расходы, свободные для утилизации; 8) количество и минералогический состав донных и взвешенных наносов, с особым выявлением кварцевых наносов крупностью от 0,15 мм и выше (т. к. кварцевые наносы крупностью 0,20 мм, и более, при известном их количестве, являются причиной быстрого износа турбин); 9) атмосферные осадки в бассейне реки, по данным метеорологических станций (обильные данные об осадках за много лет нередко облегчают задачу отыскания среднего года); 10) план в горизонталях мест использования реки (в гористых местах горизонтали д. б. проведены через 3—5 м, в равнинных - через 0,5 м), причем в холмистых и равнинных местах применяется нивелир, в гористых - тахиметр; однако, при наличии длинного тоннеля от плотины к станции необходимо связать нивелиром горизонты воды у плотины и у станции, пользуясь при этом в диких горных местах дорогами; 11) данные для определения эмпирических коэффициентов гидравлических формул; 12) геологические разрезы по оси плотины, зданию станции, трасе канала (тоннеля), склону, намеченному для трубопроводов, и по другим местам сооружения (бурение и шурфование обязательны); 13) рост потребления энергии по месяцам расчетного года (через 5—10 лет); 14) наличие строительных материалов в районе работ, условия их добычи и транспорта, лабораторные данные по испытанию материалов; 15) пути сообщения, их состояние и потребные затраты на их ремонт; потребность в новых дорогах и затраты на них; 16) условия постройки временного поселка с хозяйственными помещениями, мастерскими и пр.

На основе указанных данных возможно приступить к составлению проекта установки, характер которого иногда выясняется лишь путем сравнения конкурирующих между собой вариантов использования реки. Основной вопрос, возникающий при этом, - величина используемого расхода воды. Для решения этого вопроса пользуются кривой продолжительности расходов, на которой по оси абсцисс наносится число дней в году, а по оси ординат - обеспеченный расход воды q в м3/сек. Пример такой кривой дан на фиг. 17, показывающей расход воды на р. Сулак на Миатлинской гидроэлектростанции.

Расход воды на р. Сулак на Миатлинской гидроэлектростанции

Площадь, ограниченная любой горизонтальной прямой АВ, отвечающей расходу qi, осями координат и кривой продолжительности, изображает объем воды Q, протекающей через турбины в год, при использовании в них максимального расхода. При этом задачу можно ставить двояким образом: 1) найти наивыгоднейший утилизируемый расход, отвечающий минимальной стоимости энергии; 2) найти максимальный расход, обеспечивающий стоимость энергии не свыше заданной. В зависимости от технической схемы утилизации, т. е. от состава сооружений гидроэлектростанции и их стоимости, искомая величина qi может оказаться расходом трехмесячным, четырехмесячным, шестимесячным или каким-нибудь другим. Основное задание исходит, конечно, от потребителя, которому может оказаться ненужной даже шестимесячная мощность установки. Быстрота отыскания решения - вопрос опытности проектирующего. Лучший путь - установление реальных расценок на работы и ориентировочное определение стоимостей S1, S2, S3, ... установки при расходах q1, q2, q3, .... и выработках энергии A1, А2, А3, ... в kWh; взяв 9—10% от величины S и разделив на А, получим стоимость годовой выработки 1 kWh при данном расходе q, т. е. S/10A. Величина А определяется из величины Q (объем воды, прошедшей через турбины, в м3) и напора нетто Н (в м) по формуле:

Gidroelektrost 32

где η1 - КПД турбины по данным завода, η2 - КПД генератора по тем же данным. При переменной величине Н приходился строить кривую изменения мощности станции в течение года, N = 13,33η1·q·Н. Площадь, ограниченная кривой мощности и координатами, дает в известном масштабе величину выработки энергии А в kWh. Имея разные значения величины, находим путем подбора требуемое решение, устанавливающее величину используемого расхода. Для начальной ориентировки полезно искать указания в данных существующих гидроэлектростанций. Однако, в случае регулирования при помощи водохранилища, мощность на валу турбин при использовании водохранилища будет значительно меньше расчетной мощности, а, следовательно, и подавно меньше мощности на валу турбин при наполненном водохранилище. Мощность станции в этом случае надо определять по покрываемому гидроэлектростанцией максимуму расчетного годового графика потребления. Установленную мощность станции на незарегулированном потоке, использованном в значительной мере, принимают по утилизируемому расходу, так как резервных агрегатов, при наличии вспомогательной тепловой станции, в настоящее время не ставят; к тому же в течение значительной части года один из основных агрегатов установки фактически является резервным. Резервный агрегат устанавливается при отсутствии тепловых станций, а также при использовании расходов 9-месячных и даже 6-месячных.

Принимая для ориентировочных соображений о мощности станции η1 = 0,80 и η2 = 0,93, получим:

Gidroelektrost 33

Эти три формулы дают представление о работе станции за длительный период, а не только за первый год службы машин, когда КПД их может быть значительно выше.

Т. к. суточный график потребления обычно представляет собою ломаную линию, то при отсутствии регулирующих водохранилищ, необходимо иметь поток, обеспечивающий суточный максимум нагрузки; при этом в часы ослабленной нагрузки часть воды будет бесполезно протекать в реке, не попадая в турбины. При невозможности обеспечить годичное или сезонное регулирование расхода необходимо стремиться достигнуть хотя бы суточного регулирования для более полного использования потока, естественным стоком обеспечивающего среднесуточную мощность, что уже гарантирует бесперебойную работу станции.

Установление величины используемого расхода дает возможность приступить к определению всей технической схемы утилизации и основных данных для проектирования сооружений, из которых на первом месте стоят захватные сооружения, т. е. плотины, шлюзы, решетки и отстойник. Вопрос об отстойнике приобретает особую остроту при песчаных наносах, в особенности кварцевых. Швейцарский инженер Р. Кёхлин предложил простой, экономичный и весьма действительный способ отстаивания быстро выпадающих наносов, обеспечивающий хороший промыв отстойника (фиг. 18); при этом способе вода в отстойнике движется снизу вверх со скоростью меньшей скорости осаждения вредных наносов (т. е. с диаметром зерен ≥0,2 мм для кварцевых наносов и ≥0,5 мм для других).

Способ отстаивания быстро выпадающих наносов, обеспечивающий хороший промыв отстойника

На своем пути вода встречает сетку-успокоитель, способствующую быстрому осветлению воды. Промыв совершается донными спусками, идущими в нижний бьеф и работающими под напором. Вода поднимается вверх обычно со скоростью 5—10 см/сек (на практике). Для установления размеров отстойника надо знать гидравлическую крупность зерен, т. е. скорость выпадения наносов в стоячей воде. Эти скорости, определенные опытным путем Газеном, Уили и др., приведены в таблице.

Скорость выпадения наносов в стоячей воде

Эти данные соответствуют температуре воды в 10°; с повышением температуры скорость выпадения увеличивается в n раз по формуле:

Gidroelektrost 36

Скорость выпадения частиц, диаметр которых d > 1 мм, составляет, по исследованиям профессора Марцоло, от 100√d до 120√d мм/сек. Для расчета отстойников важно знать степень осветления воды при заданных размерах отстойника. Если t - время, потребное для выпадения на дно частицы в спокойной воде, а - время отстоя, т. е. частное от деления объема отстойника на количество воды, протекающей в 1 секунду через отстойник, то для выпадения 7/8 всех частиц вредной крупности необходимо иметь a/t = 7; для выпадения 3/4 частиц a/t должно быть = 1 и для выпадения 1/2 частиц a/t должно быть = 1. Таким образом, зная а и крупность наносов и определив по таблице их скорость выпадения на дно при данной глубине отстойника, можно найти степень осветления воды. Обычно при проектировании задаются скоростью движения воды в отстойнике по направлению к каналу в 0,20—0,30 м/сек. По опытам Фламана и Белстерли, при малых глубинах отстойника зерна наносов выпадают с большей скоростью, чем при больших, что надо объяснить вязкостью жидкости. Глубину отстойника желательно иметь в 2—3 м, отступая в сторону увеличения лишь под давлением местных условий. Длина отстойника должна быть достаточной для выпадения наносов в текущей воде, в которой наносы падают не отвесно; эта длина l (в м) теоретически равна v·h/u, где v - скорость движения воды в отстойнике в м/сек, u - скорость выпадения наносов в м/сек, a h - глубина отстойника в м; иначе говоря, I = q/su, где q - расход воды в отстойнике в м3/сек, s - сечение отстойника, перпендикулярное движению воды, в м2.

При проектировании подводящих сооружений необходимо учитывать, что высоконапорные гидроэлектростанции требуют обычно скалистого грунта. Установки низкого напора, не свыше 12—13 м, выгодны на мягких наносных грунтах, а до 15 м - на глинистых грунтах; скалистое основание позволяет увеличить напор, причем становится выгодным подавать воду к турбинам короткими металлическими трубопроводами. Местные природные условия нередко дают возможность самых разнообразных решений вопроса о технической схеме установки, в частности о подводящих сооружениях.

Устройство здания гидроэлектростанции рядом с плотиной

Нередки случаи устройства здания гидроэлектростанции в плотине или рядом с плотиной (фиг. 19); иногда напор получается путем проведения канала (фиг. 20) или устройства плотины в целях увеличения его.

Иногда напор получается путем проведения канала

В тех же целях, при благоприятных топографических и геологических условиях, канал нередко переходит в безнапорный тоннель (фиг. 21).

Канал нередко переходит в безнапорный тоннель

Высокая стоимость металлических (железных) трубопроводов при большой длине и большом напоре ложится тяжелым бременем на всю установку, вследствие чего при напорах в 15—45 м весьма целесообразно применение железобетонных трубопроводов, а при меньших напорах - даже деревянных. В СССР первый железобетонный напорный трубопровод (d = 1,80 м при Нрасч. = 31 м) запроектирован и выстроен в 1927 году на Боровенской гидроэлектростанции по детальным указаниям автора. Максимальный расчетный напор современных железобетонных трубопроводов - 54 м (установка Сан-Тюль). Помимо дороговизны металлических трубопроводов побудительной причиной применения железобетона и дерева в трубопроводах являются современные длительные сроки изготовления металлических трубопроводов (обычно не менее года), задерживающих открытие установок. Что касается всасывающих труб, по которым выходит вода из турбин, то заводские лаборатории Европы и Америки установили разные типы, сильно отличающиеся друг от друга, и поэтому проектирование всасывающих труб обусловлено требованиями заводов, выполняющих заказы на турбины и справедливо рассматривающих всасывающую трубу, как часть турбины; заводы задают и очертание всасывающей трубы, гарантирующее договорный коэффициент полезного действия турбин.

Строительная стоимость гидроэлектростанции настолько зависит от особенностей установки, что нельзя вывести общих формул. Богатая литература по водным силам дает возможность некоторых первоначальных подсчетов путем сравнения с существующими гидроэлектростанциями. Однако в этих случаях никогда нельзя забывать чисто местных условий, могущих внести значительные изменения во все расчеты, как то: наличие строительных материалов на месте или вблизи работ, способы и стоимость их доставки, геологические и топографические условия места гидроэлектростанции, продолжительность рабочего сезона, условия труда и его оплата и т. п. Во всяком случае, можно считать установленным, что строительная стоимость единицы мощности уменьшается с увеличением последней; при равной мощности стоимость растет с уменьшением уклона реки; чем равномернее сток, тем меньше стоимость. Произведенные автором сравнения строительной стоимости и эксплуатационных расходов 9 различных американских гидроэлектростанций, мощностью от 1000 до 100000 л. с., дали среднюю строительную стоимость установленной л. с. в 67 долларов (при колебаниях от 44 до 114 долларов), а стоимость 1 kWh энергии, при коэффициенте нагрузки k = 1,50, в 0,32 цента (при колебаниях от 0,22 до 0,46 цента).

Себестоимость энергии гидроэлектростанции на шинах станции определяют следующие элементы: 1) % на затраченный капитал, 2) амортизация, 3) ремонт, 4) штаты и связанные с ними расходы, 5) отопление, освещение и проч., 6) обтирка и смазка, 7) страхование. Капитал, затраченный для государственных установок СССР, пока не погашается; проценты на капитал для тех же установок в СССР принимаются в размере 6 годовых; последний вид расходов является главным: он составляет 2/3 всех расходов. Мировая практика (исключая СССР, где еще не накопилось достаточного опыта службы гидроэлектростанций) установила, что ежегодные расходы по всем перечисленным статьям, т. е. себестоимость годовой выработки энергии установки, составляют примерно 9,5% от затраченного капитала, включая 1,75% на погашение капитала (в 30 лет, из 4% годовых, считая по сложным %).

 

Источник: Мартенс. Техническая энциклопедия. Том 5 - 1929 г.