Испаряемость

Годовая испаряемость на равнинах России колеблется от 150-200 мм в сибирских провинциях тундр до 1000 мм в полупустынях и пустынях Прикаспийской низменности. В тайге наиболее характерные величины испаряемости составляют 450-500 мм, в провинциях смешанных лесов – 600-700 мм, в степях – 800-900 мм.

Потери на испарение с водной поверхности водохранилищ в среднем составляют 1,9% прихода, причем по некоторым крупным водохранилищам пределы колебаний могут составлять от 1,2 до 9%. Наибольшие потери на испарение характерны для водохранилищ южных районов Европейской территории.

Увлажнение территории определяется по соотношению между количеством выпадающих атмосферных осадков и испаряемостью. При этом если осадки превышают испаряемость, возникает избыточное увлажнение и часть выпавшей влаги удаляется из данной местности в виде стока. Недостаточное увлажнение территории связано с тем, что осадков выпадает меньше, чем может испариться.

Подземные источники.Примерно 37,5 млн. км³, или 98% всей пресной воды в жидком состоянии приходится на подземные воды, причем ок. 50% из них залегает на глубинах не более 800 м. Однако объем доступных подземных вод определяется свойствами водоносных горизонтов и мощностью откачивающих воду насосов. Запасы подземных вод в Сахаре оцениваются примерно в 625 тыс. км³. В современных условиях они не пополняются за счет поверхностных пресных вод, а при откачке истощаются. Некоторые наиболее глубоко залегающие подземные воды вообще никогда не включаются в общий круговорот воды, и только в районах активного вулканизма такие воды извергаются в форме пара. Однако значительная масса подземных вод все же проникает на земную поверхность: под действием силы тяжести эти воды, двигаясь вдоль водонепроницаемых наклоннозалегающих пластов горных пород, выходят у подножий склонов в виде источников и ручьев. Кроме того, они откачиваются насосами, а также извлекаются корнями растений и затем в процессе транспирации поступают в атмосферу.

Поверхностные источники.Лишь 0,01% от общего объема пресной воды в жидком состоянии сосредоточена в реках и ручьях и 1,47% – в озерах. Для накопления воды и постоянного обеспечения ею потребителей, а также для предотвращения нежелательных паводков и производства электроэнергии на многих реках сооружены плотины. Наибольшие средние расходы воды, а следовательно, и наибольший энергетический потенциал имеют Амазонка в Южной Америке, Конго (Заир) в Африке, Ганг с Брахмапутрой в южной Азии, Янцзы в Китае, Енисей в России и Миссисипи с Миссури в США.

2.2 Основные понятия и зависимости для ведения водноэнргетических расчетов.

Гидроэнергетические установки преобразуют механическую энергию падающей воды в электрическую на гидравлических (ГЭС), гидроаккумулирующих (ГАЭС) и приливных (ПЭС) электростанциях при их работе в турбинном режиме или преобразуют электрическую энергию в механическую энергию подъема воды на насосных станциях (НС), а также на ГАЭС и ПЭС при их работе в насосном режиме.

Количество механической энергии текущей жидкости в любом произвольно выбранном сечении потока определяется по уравнению Бернулли:

(1.1)

где Z0 — высота центра тяжести рассматриваемого живого сечения потока над плоскостью сравнения или потенциальная энергия положения (рис. 1.1); p/ρg — пьезометрическая высота, равная глубине погружения центра тяжести того же живого сечения под уровень воды или потенциальная энергия давления, м; av2/2g — скоростная высота, или скоростной напор, или кинетическая энергия, м; р — избыточное давление, равное разности абсолютного давления в данной точке потока рабс и атмосферного на поверхности воды ратм, т. е. р=рабс—Ратм (давление в СИ выражается в Па или МПа; на уровне моря ратм = = 100000 Па=0,1 МПа); ρ — плотность жидкости, кг/м3; g— ускорение свободного падения, м/с2; v — средняя ско­рость течения воды в данном живом сечении, м/с; а —ко­эффициент Кориолиса, учитывающий неравномерность распределения скоростей воды по живому сечению.

Плотность воды р, протекающей через турбины ГЭС, зависит, хотя и незначительно, от ее температуры (табл. 1.1); в проектных расчетах она принимается, как правило, равной 1000 кг/м3. Плотность соленой воды, ис­пользуемой на ПЭС, принимается равной 1030 кг/м3.

Таблица 1.1

Ускорение свободного падения g в зависимости от гео­графического положения ГЭУ колеблется незначительно: от 9,825 на Крайнем Севере до 9,782 на Юге. В проектных расчетах обычно принимается g=9,81.

Сумма энергий положения z0 и давления p/ρg равна отметке уровня воды в бьефе z:

(1.2)

Напор - брутто выражается через разность удельных энергий потока в верхнем и нижнем бьефах ГЭС:

(1.3)

Если на ГЭС установлены реактивные турбины (поворотно-лопастные, радиально-осевые, диагональные), то в водно-энергетических расчетах пренебрегают скоростным напором, поэтому

(1.4)

При установке на ГЭС активных турбин (ковшовых) учитывается лишь скоростной напор, поэтому

(1.5)

Вода, поступающая к гидроагрегатам, должна пройти различные оградительные и направляющие сооружения, например защитные стенки, решетки, трубопроводы и т.д., в которых часть энергии потока теряется. Эти потери называются потерями напора Δh. Разность напора-брутто и потерь напора является напором-нетто:

(1.6)

Часть энергии потока теряется внутри самой гидравлической турбины. Эти потери складываются из потерь напора на гидравлическое трение о стенки водопроводящих каналов турбины, механических потерь в подшипниках и подпятнике и пр. и учитываются с помощью коэффициента полезного действия турбины ηт. При превращении механической энергии вращения рабочего колеса турбины в электрическую в гидрогенераторе также имеют место потери энергии, электрические и механические, учитываемые коэффициентом его полезного действия ηг. Произведение ηт ηг есть коэффициент полезного действия гидроагрегата ηа.

Энергия, содержащаяся в объеме воды W, определяется произведением веса этого объема (Wρg) на удельную энергию:

(1.7)

где W — объем воды, м3; Q — расход воды, м3/с; t — время, с.

Единица энергии в СИ — джоуль: 1 Дж=1 Н·м.

Разность количеств механической энергии, содержащейся в начальном и конечном сечениях рассматриваемого участка водотока, например между верхним и нижним бьефами ГЭС, т. е. энергия участка Эуч, используется турбинами ГЭС для выработки электроэнергии:

(1.8)

(1.9)

Где

(1.10)

где Q_ГЭС — расход воды через ГЭС;

Q_ПР — расчетный, проектный приток в водохранилище гидроузла;

Q_В-ЩА— расход сработки (+) или наполнения (—) водохранилища;

Q_сб — поступление воды через водосбросные и водосливные сооружения, называемое обычно холостым сбросом;

Q_шл — затраты воды на шлюзование, рыбоход;

Q_Ф— потери воды на фильтрацию;

Q_НБ — расход воды в нижнем бьефе гидроузла;

Q_ЕСТ— естественный приток к створу гидроуз ла;

Q_БЕЗВ — безвозвратное водопотребление выше створа гидроузла;

Q_ИСП — потери воды на дополнительное испарение; QЛ — потери воды на льдообразование.

Расход воды Q выражается в м3/с.

Затраты воды на шлюзование, работу рыбоходов, шугосбросов и других специальных сооружений, а также потери воды на фильтрацию называют возвратными потерями воды или неэнергетическими затратами стока Q_B, они равны Qшл+Q_Ф.

Количество электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС в 1 с, т. е. мощность ГЭС Qгэс, вычисляется по формуле:

(1.11)

Единица мощности в СИ — ватт, 1 Вт=1 Дж/с.

В энергетике мощность исчисляется в киловаттах (кВт), а выработка электроэнергии — в киловатт-часах (кВт-ч). Соотношения между единицами энергии и мощности даны в таблицах 1.2 и 1.3.

Таблица 1.2

Таблица 1.3

Кроме того, мощность и выработка электроэнергии исчисляются в мегаваттах (МВт) и мегаватт-часах (МВт·ч), гигаваттах (ГВт) и гигаватт-часах (ГВт·ч), тераваттах (ТВт) и тераватт-часах (ТВт·ч).

1 ТВт = 1000 ГВт = 10⁶ МВт = 10⁹ кВт = 10¹² Вт;

1 ТВт·ч = 1000 ГВт·ч = 10⁶ МВт·ч = 10⁹ кВт·ч = 10¹² Вт·ч

Формулы (1.9) и (1.11) при исчислений Nгэс в кВт, Эгэс в кВт-ч имеют следующий вид:

;

(1.12)

Здесь Нн — в м, Q_ГЭС — в м3/с, W_T3C — в м3.

Затраты электроэнергии на работу насосной станции и ГАЭС в насосном режиме определяют по формулам:

(1.13)

Отличие формул (1.13) от (1.12) заключается лишь в использовании ηа в знаменателе и разном исчислении значений Нн: для ГЭС Нн=Нбр—Δh, а для НС Hн=Hбр+ Δh, где Δh — потери напора.

Общим понятием водноэнергетические расчеты охватывается совокупность операций, выполняемых для вычисления выработки электроэнергии на ГЭС, ГАЭС, ПЭС или затрат электроэнергии на НС, ГАЭС, ПЭС в условиях разной водности потока применительно к различным параметрам гидроузлов (при проектировании) и правилам использования стока (как при проектировании, так и при эксплуатации).

Расчетам предшествует этап создания модели работы гидроузлов и постановки задачи.

Таким образом, расчеты могут быть

ü Водохозяйственные

ü Водноэнергетические проектные

ü Водноэнергетические эксплуатационные