Гидроэлектрическая станция

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

  По установленной мощности (в Мвт) различают ГЭС мощные (свыше 250), средние (до 25) и малые (до 5). Мощность ГЭС зависит от напора Н_б (разности уровней верхнего и нижнего бьефа), расхода воды Q (м³/сек), используемого в гидротурбинах, и кпд гидроагрегата _г. По ряду причин (вследствие, например, сезонных изменений уровня воды в водоёмах, непостоянства нагрузки энергосистемы, ремонта гидроагрегатов или гидротехнических 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 энергетического оборудования: на высоконапорных ГЭС применяют ковшовые и радиально-осевые турбины с металлическими спиральными камерами; на средненапорных — поворотнолопастные и радиально-осевые турбины с железобетонными и металлическими 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, гидроаккумулирующие и приливные. В русловых и приплотинных ГЭС напор воды создаётся плотиной, перегораживающей реку и поднимающей уровень воды в верхнем бьефе. При этом неизбежно некоторое 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 гидротехнических сооружений зависит от высоты напора и установленной мощности. У русловой ГЭС здание с размещенными 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.

  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 специальным 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 основное русло перекрывается земляной плотиной, к которой примыкает бетонная водосливная плотина и сооружается здание ГЭС. Такая компоновка типична для многих отечественных 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 гидростатическое давление воды. В этом случае применяется тип приплотинной ГЭС, у которой напорный фронт на всём протяжении перекрывается плотиной, а здание ГЭС располагается за плотиной, примыкает к нижнему бьефу (рис. 5). В состав гидравлической трассы между верхним и нижним бьефом ГЭС такого типа входят глубинный водоприёмник с мусорозадерживающей решёткой, турбинный водовод, спиральная камера, гидротурбина, отсасывающая труба. В качестве дополнительных сооружений в состав узла могут входить судоходные сооружения и рыбоходы, а также дополнительный 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 (Средняя Азия), проектной мощностью 2700 Мвт. Здание ГЭС открытого типа располагается ниже плотины, вода подводится к турбинам по одному или нескольким 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 значительную 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 средний 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 следующей деривационной ГЭС. Деривация выгодна тогда, когда уклон реки велик. Деривационная 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 называется смешанной, т.к. используются оба принципа создания напора. Иногда, в зависимости от местных условий, здание ГЭС выгоднее располагать на некотором 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 основных групп: водозаборное сооружение, водоприёмная плотина и собственно деривация (канал, лоток, безнапорный туннель). Дополнительными 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 Мвт, а с безнапорной отводящей деривацией — Ингурская ГЭС (СССР) мощностью 1300 Мвт.

  На ГЭС с напорной деривацией водовод (туннель, металлическая, деревянная или железобетонная труба) прокладывается с несколькими 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 внутренний 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-Кемано (Канада) проектной мощностью 1792 Мвт.

  ГЭС с напорной отводящей деривацией применяется в условиях значительных изменений уровня воды в реке в месте выхода отводящей деривации или по экономическим соображениям. В этом случае необходимо сооружение уравнительного резервуара (в начале отводящей деривации) для выравнивания неустановившегося потока воды в реке. Наиболее мощная ГЭС (350 Мвт) 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 энергетических системах, что и определяет генераторную мощность, требующуюся для покрытия пиковых нагрузок. Способность ГАЭС аккумулировать энергию основана на том, что свободная в энергосистеме в некоторый период времени (провала графика потребности) электрическая энергия используется агрегатами ГАЭС, которые, 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 отдельных ГАЭС с такими обратимыми гидроагрегатами достигает 1620 Мвт (Корнуол, США).

  ПЭС преобразуют энергию морских приливов в электрическую. Электроэнергия приливных ГЭС в силу некоторых особенностей, связанных с периодическим характером приливов и отливов, может быть использована в энергосистемах лишь совместно с энергией регулирующих электростанций, которые восполняют провалы мощности приливных электростанций в течение суток или месяцев. В 1967 во Франции было завершено строительство крупной ПЭС на р. Ранс (24 агрегата общей мощностью 240 Мвт). В СССР в 1968 в Кислой Губе (Кольский полуостров) вступила в строй первая опытная ПЭС мощностью 0,4 Мвт, на которой 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. Отдельные 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 гидроэнергетических ресурсов по сравнению с топливно-энергетическими ресурсами — их непрерывная возобновляемость. Отсутствие потребности в топливе для ГЭС определяет низкую себестоимость вырабатываемой на ГЭС электроэнергии. Поэтому сооружению ГЭС, несмотря на значительные удельные капиталовложения на 1 квт установленной мощности и продолжительные сроки строительства, придавалось и придаётся большое значение, особенно когда это связано с размещением электроёмких производств (см. Гидроэнергетика).

  Одни из первых гидроэлектрических установок мощностью всего в несколько сотен вт были сооружены в 1876—81 в Штангассе и Лауфене (Германия) и в Грейсайде (Англия). Развитие ГЭС и их промышленное использование тесно связано с проблемой передачи электроэнергии на расстояние: как правило, места, наиболее удобные для сооружения ГЭС, удалены от основных 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 Международная электротехническая выставки (1891) открыла широкие возможности для развития ГЭС. В 1892 промышленный 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. А. Пироцкого, И. А. Тиме, Г. О. Графтио, И. Г. Александрова и др., предусматривавших, в частности, использование порожистых участков рр. Днепр, Волхов, Западная Двина, Вуокса и др. Так, например, уже в 1892—95 русским инженером 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 капиталистических групп, связанных с топливной промышленностью. Первая промышленная ГЭС в России мощностью около 0,3 Мвт (300 квт) была построена в 1895—96 под руководством русских инженеров В. Н. Чиколева и Р. Э. Классона для электроснабжения Охтинского порохового завода в Петербурге. В 1909 закончилось строительство крупнейшей в дореволюционной России Гиндукушской ГЭС мощностью 1,35 Мвт (1350 квт) на р. Мургаб (Туркмения). В период 1905—17 вступили в строй Саткинская, Алавердинская, Каракультукская, Тургусунская, Сестрорецкая и др. ГЭС небольшой мощности. Сооружались также частные фабрично-заводские гидроэлектрические установки с использованием оборудования иностранных фирм.

  1-я мировая война 1914—18 и связанный с ней интенсивный рост промышленности некоторых западных стран повлекли за собой развитие действовавших и строительство новых энергопромышленных центров, в том числе на базе ГЭС. В результате мощность ГЭС во всём мире к 1920 достигла 17 тыс. Мвт, а мощность отдельных ГЭС, например Масл-Шолс (США), Иль-Малинь (Канада), превысила 400 Мвт (400 тыс. квт).

  Общая мощность ГЭС России к 1917 составляла всего около 16 Мвт; самой крупной была Гиндукушская ГЭС. Строительство мощных ГЭС началось по существу только после Великой Октябрьской социалистической революции. В восстановительный период (20-е гг.) в соответствии с планом ГОЭЛРО были построены первые крупные ГЭС — Волховская (ныне Волховская ГЭС им. В. И. Ленина) и Земо-Авчальская ГЭС им. В. И. Ленина. В годы первых пятилеток (1929—40) вступили в строй ГЭС — Днепровская, Нижнесвирская, Рионская и др.

  К началу Великой Отечественной войны 1941—45 было введено в эксплуатацию 37 ГЭС общей мощностью более 1500 Мвт. Во время войны было приостановлено начатое строительство ряда ГЭС общей мощностью около 1000 Мвт (1 млн. квт). Значительная часть ГЭС общей мощностью около 1000 Мвт оказалась разрушенной или демонтированной. Началось сооружение новых ГЭС малой и средней мощности на Урале (Широковская, Верхотурская, Алапаевская, Белоярская и др.), в Средней Азии (Аккавакские, Фархадская, Саларская, Нижнебуэсуйские и др.), на Северном Кавказе (Майкопская, Орджоникидзевская, Краснополянская), в Азербайджане (Мингечаурская ГЭС), в Грузии (Читахевская ГЭС) и в Армении (Гюмушская ГЭС). К концу 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 половине 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 11400 Мвт новых гидравлических мощностей и суммарная мощность ГЭС достигла 22200 Мвт (табл. 1). К 1970 в СССР продолжалось строительство 35 промышленных ГЭС (суммарной мощностью 32000 Мвм), в том числе 11 ГЭС единичной мощностью свыше 1000 Мвт: Саяно-Шушенская, Красноярская, Усть-Илимская, Нурекская, Ингурская, Саратовская, Токтогульская, Нижнекамская, Зейская, Чиркейская, Чебоксарская.

  Табл. 1. — Развитие ГЭС в СССР за период 1965—80

  Табл. 2. —Крупнейшие ГЭС мира

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

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

  Крупнейшим районом гидроэнергостроительства СССР до 50-х гг. 20 в. традиционно была Европейская часть территории Союза, на долю которой приходилось около 65% электроэнергии, вырабатываемой всеми ГЭС СССР. Для современного гидроэнергостроительства характерно: продолжение строительства и совершенствование низко- и средненапорных ГЭС на рр. Волге, Каме, Днепре, Даугаве и др., строительство крупных высоконапорных ГЭС в труднодоступных районах Кавказа, Средней Азии, Восточной 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 Дальнего Востока — Енисее, Ангаре, Лене и др. ГЭС, сооружаемые в богатых гидроэнергоресурсами районах Сибири и Дальнего Востока, вместе с тепловыми электростанциями, работающими на местном органическом топливе (природный газ, уголь, нефть), станут основной энергетической базой для снабжения дешёвой электроэнергией развивающейся промышленности Сибири, Средней Азии и Европейской 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, М., 1967; Никитин Б. И., Энергетика гидростанций, М., 1968; Электрификация СССР. 1917—1967, под ред. П. С. Непорожнего, М., 1967; Труды Гидропроекта. Сборник 16, М., 1969; Гидроэнергетика СССР. Статистический обзор, М., 1969.

  Г. подразделяются по мощности на Г. малой мощности — до 50 Мвт, средней — от 50 до 150 Мвт и большой мощности — свыше 150 Мвт и по частоте вращения — на тихоходные (до 100 об/мин) и быстроходные (свыше 100 об/мин). Отечественные и зарубежные Г. нормального использования имеют диапазон генерируемого напряжения от 8,8 до 18 кв; коэффициент мощности (cos ) от 0,8 до 0,95; кпд быстроходных Г. 97,5—98,8%, тихоходных — 96,3—97,6%.

  Первые советские Г. мощностью 7,25 Мвт были созданы в 1925 на заводе «Электросила» (Ленинград) для Волховской ГЭС им. В. И. Ленина. В начале 30-х гг. на Днепровской ГЭС были установлены Г. мощностью 65 Мвт, а в 1939—40 изготовлены для того времени крупнейшие по моменту вращения, габаритам и массе Г. для Угличской и Рыбинской ГЭС. Созданы уникальные Г. для Братской (1960) и Красноярской (1964) ГЭС мощностью 225 и 508 Мвт и капсульные Г. (20 Мвт) с водяным охлаждением для Череповецкой ГЭС; установлены обратимые гидроагрегаты на Киевской гидроаккумулирующей электростанции; в 1966 на заводе «Уралэлектротяжмаш» изготовлен опытный экономичный высоковольтный (110 кв) Г. мощностью 20 Мвт; проектируется (1971) Г. на 650 Мвт для установки на Саяно-Шушенской ГЭС.

  При конструировании и монтаже Г. особое внимание уделяют креплению вращающихся частей гидроагрегата и охлаждению обмоток ротора и статора. По расположению и конструкции опорного подшипника (подпятника) различают подвесные и зонтичные Г. В подвесном Г. опорный подшипник, воспринимающий все вращающихся частей гидроагрегата, а также осевое давление воды на рабочее колесо турбины, расположен выше ротора генератора, на верхней крестовине агрегата. В зонтичном Г. подпятник располагается под ротором генератора, на нижней крестовине или на крышке турбины; вал генератора вращается в двух или трёх направляющих подшипниках. Мощные тихоходные Г. обычно велики по размерам; для уменьшения их габаритов и снижения веса целесообразно зонтичное исполнение. Пример Г. зонтичного типа — гидрогенератор Красноярской ГЭС (рис. 1): частота вращения 93,8 об/мин, диаметр ротора 16 м и масса 1640 т. Для быстроходных Г. меньших габаритов предпочтительна конструкция подвесного типа, которая по сравнению с зонтичной обладает большей устойчивостью к механическим колебаниям ротора, имеет меньший диаметр опорного подшипника и проще в монтаже. Примером может служить гидрогенератор Братской ГЭС (рис. 2): частота вращения 125 об/мин, диаметр ротора 10 м, масса 1450 т.

  Для охлаждения крупных генераторов (до 300 Мвт) обычно применяется замкнутая система вентиляции: косвенная, или поверхностная, когда воздух обдувает обмотку с поверхности, и форсированная, когда воздух подаётся внутрь проводника с током или между проводниками. Значительно более эффективно охлаждение обмоток статора дистиллированной водой с форсированным воздушным охлаждением обмотки ротора. Применение форсированного охлаждения повышает коэффициента использования Г., снижает расход изоляции, меди и активной стали.

  Возбуждение Г. обычно осуществляется от вспомогательного генератора постоянного тока, установленного на валу; на крупных Г. имеется дополнительно подвозбудитель для возбуждения вспомогательного генератора. В некоторых случаях для этой цели используется синхронный генератор с выпрямителями, который одновременно служит и вспомогательным генератором.

  Лит.: Бернштейн Л. Б., Прямоточные и погруженные гидроагрегаты, М., 1962; Зунделевич М. И., Прутковский С. А., Гидрогенераторы, М. — Л., 1966; Костенко М. П., Суханов Л. А., Аксенов В. Н., Современные мощные гидрогенераторы, М., 1967; Электрические машины и аппараты. 1966—1967, М., 1968.

  Различают Г. с. общие, применяемые почти для всех видов использования вод, и специальные, возводимые для какой-либо одной отрасли водного хозяйства. К общим Г. с. относятся: водоподпорные, водопроводящие, регуляционные, водозаборные и водосбросные. Водоподпорные сооружения создают напор или разность уровней воды перед сооружением и за ним. К ним относятся: плотины (важнейший и наиболее распространённый тип Г. с.), перегораживающие речные русла, и речные долины, поднимающие уровень воды, накапливаемой в верхнем бьефе, дамбы (или валы), отгораживающие прибрежную территорию и предотвращающие её затопление при паводках и половодье на реках, при приливах и штормах на морях и озёрах.

  Водопроводящие сооружения (водоводы) служат для переброски воды в заданные пункты: каналы, гидротехнические туннели, лотки, трубопроводы. Некоторые из них, например каналы, из-за природных условий их расположения, необходимости пересечения путей сообщения и обеспечения безопасности эксплуатации требуют устройства других Г. с., объединяемых в особую группу сооружений на каналах (акведуки, дюкеры, мосты, паромные переправы, заградит, ворота, водосбросы, шугосбросы и др.).

  Регуляционные (выправительные) Г. с. предназначены для изменения и улучшения естественных условий протекания водотоков и защиты русел и берегов рек от размывов, отложения наносов, воздействия льда и др. При регулировании рек используют струенаправляющие устройства (полузапруды, щиты, дамбы и др.), берегоукрепительные сооружения, ледонаправляющие и ледозадерживающие сооружения.

  Водозаборные (водоприёмные) сооружения устраивают для забора воды из водоисточника и направления её в водовод. Кроме обеспечения бесперебойного снабжения потребителей водой в нужном количестве и в требуемое время, они защищают водопроводящие сооружения от попадания льда, шуги, наносов и др.

  Водосбросные сооружения служат для пропуска излишков воды из водохранилищ, каналов, напорных бассейнов и пр. Они могут быть русловыми и береговыми, поверхностными и глубинными, позволяющими частично или полностью опорожнять водоёмы. Для регулирования количества выпускаемой (сбрасываемой) воды водосбросные сооружения снабжают гидротехническими затворами. При небольших сбросах воды применяют также водосбросы-автоматы, автоматически включающиеся при подъёме уровня верхнего бьефа выше заданного. К ним относятся открытые водосливы (без затворов), водосбросы с автоматическими затворами, сифонные водосбросы.

  Специальные Г. с. — сооружения для использования водной энергии — здания гидроэлектрических станций, напорные бассейны и др.; сооружения водного транспорта — судоходные шлюзы, судоподъёмники, маяки, и др.. сооружения по обстановке судового хода, плотоходы, бревноспуски и пр.; портовые сооружения — молы, волноломы, пирсы, причалы, доки, эллинги, слипы и др.; мелиоративные — магистральные и распределительные каналы, шлюзы-регуляторы на оросительных и осушительных системах; рыбохозяйственные — рыбоходы, рыбоподъёмники, рыбоводные пруды и т.п.

  В ряде случаев общие и специальные сооружения совмещают в одном комплексе, например водосброс и здание гидроэлектростанции (т. н. совмещенная ГЭС) или др. сооружения для выполнения нескольких функций одновременно. При осуществлении водохозяйственных мероприятий Г. с., объединённые общей целью и располагаемые в одном месте, составляют комплексы, называемые узлами Г. с. или гидроузлами. Несколько гидроузлов образуют водохозяйственные системы, например энергетические, транспортные, ирригационные и т.п.

  В соответствии с их значением для народного хозяйства Г. с. (объекты гидротехнического строительства) в СССР делятся по капитальности на 5 классов. К 1-му классу относятся основные постоянные Г. с. гидроэлектрических станций мощностью более 1 млн. квт; ко 2-му — сооружения ГЭС мощностью 301 тыс. — 1 млн. квт, сооружения на сверхмагистральных внутренних водных путях (например, на р. Волге, Волго-Донском канале им. В. И. Ленина и др.) и сооружения речных портов с навигационным грузооборотом более 3 млн. условных т; к 3-му и 4-му классам — сооружения ГЭС мощностью300 тыс. квт и менее, сооружения на магистральных внутренних водных путях и путях местного значения, сооружения речных портов с грузооборотом 3 млн. условных т и менее. К 5-му классу относятся временные Г. с. Объекты мелиоративного строительства также делятся по капитальности на 5 классов. В зависимости от класса в проектах назначают степень надёжности Г. с., т. е. запасы их прочности и устойчивости, устанавливают расчётные максимальные расходы воды, качество стройматериалов и т.п. Кроме того, по классу капитальности Г. с. определяется объём и состав изыскательских, проектных и исследовательских работ.

  Характерные особенности Г. с. связаны с воздействием на Г. с. водного потока, льда, наносов и др. факторов. Это воздействие может быть механическим (статические и гидродинамические нагрузки, суффозия грунтов и др.), физико-химическим (истирание поверхностей, коррозия металлов, выщелачивание бетона), биологическим (гниение деревянных конструкций, истачивание дерева живыми организмами и пр.). Условия возведения Г. с. осложняются необходимостью пропуска через сооружения в период их постройки (обычно в течение нескольких лет) т. н. строительных расходов реки, льда, сплавляемого леса, судов и пр. Для возведения Г. с. необходима широкая механизация строительных работ. Используются преимущественно монолитные и сборно-монолитные конструкции, реже сборные и типовые, что обусловливается различными неповторяющимися сочетаниями природных условий — топографических, геологических, гидрологических и гидрогеологических. Влияние Г. с., особенно водоподпорных, распространяется на обширную территорию, в пределах которой происходит затопление отдельных земельных площадей, подъём уровня грунтовых вод, обрушение берегов и т.п. Поэтому строительство таких сооружений требует высокого качества работ и обеспечения большой надёжности конструкций, т.к. аварии Г. с. вызывают тяжёлые последствия — человеческие жертвы и потери материальных ценностей (например, аварии плотины Мальпассе во Франции и водохранилища Вайонт в Италии привели к человеческим жертвам, разрушению городов, мостов и промышленных сооружений).

  Совершенствование Г. с. связано с дальнейшим развитием гидротехники, особенно теоретических и экспериментальных исследований воздействия воды на сооружения и их основания (гидравлика потоков и сооружений, фильтрация), с изучением поведения скальных и нескальных грунтов в качестве основания и как материала сооружений (механика грунтов, инженерная геология) с разработкой новых типов и конструкций Г. с. (облегчённые высоконапорные плотины, приливные ГЭС и др.), требующих меньших затрат времени и средств на их возведение.

 

  Лит. см. при ст. Гидротехника.

Самой мощной гидроэлектростанцией в мире считается Итайпу на границе (Бразилии и Парагвай). За ней следуют Гранд-Кули (США), Гури (Венесуэла), Тукуруи (Бразилия), Санься (Китай). Крупнейшая ГЭС России — Саяно-Шушенская, шестая по величине ГЭС мира. На седьмом месте в мировой табели о рангах находится вторая по величине в России — Красноярская ГЭС

Дизельные генераторы до 520кВт Продажа, сервис, монтаж. "Под ключ". Бесплатное обследование участка! mydiesel.ru  Шкаф рнаспреде­лительный ШР-200-2М, ШР-600-2М, ШР-1200-2М от производителя! Доставка по РФ и СНГ transformatoryoptom.­ru

B2BContext

• 
  Понедельник, 26 Октябрь 2009, 8:30
  
• 
  Гидро
  
• 
  1,814 смотрели
  
• 
  Нет комментариев
  

Лидерами по выработке гидроэнергии на гражданина являются Норвегия, Исландия и Канада. Наиболее активное гидростроительство на начало 2000-х ведёт Китай, для которого гидроэнергия является основным потенциальным источником энергии, в этой же стране размещено до половины малых гидроэлектростанций мира.

Декоративная светотехника! Гирлянды (LED) , деревья (LED) , салюты, сетки, занавесы. Доставка по России. svetdiodi.ru  Краны шаровые. Производство! Доставка по все России! Цены ниже на 20%! npp-gks.clients.ru

B2BContext

• 
  Среда, 11 Ноябрь 2009, 23:10
  
• 
  АВАРИИ, Гидро
  
• 
  911 смотрели
  
• 
  Нет комментариев
  

Начало формы

С по Примеры: 2001/06/21, 247AD, 585BC

Конец формы