Состояние и перспективы мировой гидроэнергетики

Использование энергии водных потоков, как и использование ветроэнергии, началось несколько тысяч лет тому назад.

В настоящее время гидроэнергетические ресурсы занимают значительное место среди других энергетических ресурсов. Тем не менее, не весь гидроэнергетический потенциал поверхностного стока может быть использован для выработки электроэнергии. Поэтому Международная энергетическая комиссия (МЭК) подразделяет гидроэнергетические ресурсы на следующие виды гидроэнергтических потенциалов:

- валовый гидроэнергетический потенциал (или общие гидроэнергетические ресурсы) – поверхностный, учитывающий энергию стекающих вод на территории целого района или отдельно взятого речного бассейна, и речной, учитывающий энергию водотока;

- технический гидроэнергетический потенциал представляет собой часть валового потенциала энергии водотока. В традиционной гидроэнергетике технический потенциал определяется как валовый, уменьшенный на величину потерь гидроэнергии в процессе ее преобразования в электроэнергию на ГЭС, а также потери от неиспользуемых участков водотока, различные потери в водохранилище и др.

- экономический гидроэнергетический потенциал (или экономические гидроэнергоресурсы) – часть технического потенциала, использование которой в существующих реальных условиях экономически оправдано, т.е. экономически выгодно для использования.

Величина гидроэнергетических потенциалов не является постоянной, она изменяется во времени в результате совершенствования методов гидрологических расчетов, изменения объемов отборов воды на неэнергетические нужды, роста стоимости ископаемого топлива на земле и роста значимости социально-экологических факторов. Наиболее изменчивыми во времени являются технический и экономический потенциалы.

Для создания необходимой величины напора воды для гидротурбины возводятся сложные гидротехнические сооружения – плотины. Благодаря плотине образуется водохранилище, обеспечивающее гидроэлектростанцию запасами первичного энергоносителя – воды. Отсутствие топливной составляющей в стоимости электроэнергии обеспечивает серьезные преимущества гидроэлектростанций по сравнению с тепловыми станциями.

Однако строительство плотин и водохранилищ является весьма дорогостоящим делом и сопровождается значительным экологическим ущербом для региона. Плотины нарушают свободное течение воды, создают препятствия водному транспорту и обитателям водной фауны. Необходимость регулирования параметров рабочего потока воды на входе турбины определяет наличие определенного не изменяющегося запаса воды в водохранилище. Это означает, что на определенной глубине водохранилища вода застаивается. Застоявшаяся вода вызывает биологические изменения в водоеме, препятствующие нормальному течению подводной жизни.

Кроме того, огромная водная поверхность водохранилища заметно влияет на региональный климат, нивелируя температурный режим, вызывая изменения выпадающих осадков, воздействуя на длительность солнечного сияния и другие метеорологические характеристики.

Несмотря на уровень, достигнутый в области построения мощных ГЭС, их строительство требует вложения колоссальных денежных средств из-за высокой стоимости выполняемых работ при строительстве станции (плотина и водохранилище), оплаты обслуживающего персонала гидроэлектростанции, стоимость выполняемых ремонтных работ. К этому следует добавить длинный строительный период, который создает большую задержку при исполнении проектов, начало которых невозможно без электроэнергии, производимой строящейся ГЭС.

Рентабельность традиционной плотинной ГЭС зависит от следующих жестко-связанных критериев:

- дебит реки на месте строительства гидростанции;

- поперечное сечение места строительства плотины;

- генерируемая мощность ГЭС;

- необходимая потребителям мощность, которая в основном уступает генерируемой мощности станции.

Если дебит относительно малый по сравнению с поперечным сечением реки на месте расположения плотины, то инвестируемые денежные средства для строительства необходимых сооружений гидростанции становятся слишком значительными относительно энергопотенциала реки, в таком случае срок окупаемости гидростанции становится очень длительным и, соответственно, станция будет не рентабельной.

В случае, когда дебит велик по сравнению с геометрией реки, но энергопотенциал реки намного выше необходимой потребителям энергии, то станцию строят с запасом установленной мощности, когда не включают все турбины, а лишь столько, сколько надо для производства необходимой потребителям энергии. Такая станция имеет длительный срок окупаемости, и также нерентабельна, пока не появятся новые потребители электроэнергии для включения запасных турбин.

Учитывая вышесказанное, в настоящее время крупные гидроэлектростанции строятся достаточно редко. Проектирование таких объектов проводится весьма тщательно с максимальным учетом всех компонентов строительства и эксплуатации станции.

Значительно меньше проблем возникает при сооружении малых гидроэлектростанций (МГЭС), которые не затапливают большие площади, проще в строительстве и хорошо подходят для установки серийного оборудования, что дает возможность их массового применения. Они могут строиться как на малых, так и на средних и больших реках, при частичном использовании их стока, и одновременно сооружаться на разных водохозяйственных объектах, таких как каналы, водопады и т.п.

В настоящее время нет общепринятого во всех странах мира понятия малой ГЭС. Предлагаются классификации по различным параметрам, отражающим особенности этих станций: по мощности, напору, режиму работы, степени автоматизации, по способу создания напора.

Во многих странах в качестве основной энергетической характеристики малой ГЭС принята ее установленная мощность. Наиболее часто к малым ГЭС относят ГЭС, мощность которых не превышает 5 МВт (Австрия, Испания, Индия, Канада, Франция, Германия). В некоторых странах малыми называют ГЭС мощностью до 2 МВт (Италия, Норвегия, Швеция, Швейцария). Комитет ООН попромышленному развитию ЮНИДО относит к категории малых ГЭС мощностью до 5 МВт.

Многообразие классификаций малых ГЭС вызвано следующими факторами: различием природных условий, уровнем развития энергетического хозяйства страны, особенностью процедуры согласования и утверждения проектов малых ГЭС и другими. Иногда происходит изменение принятой классификации.

В России ГЭС с общей установленной мощностью от 1 до 30 МВт относят к малым ГЭС. Кроме этого введено дополнительное ограничение по диаметру рабочего колеса гидротурбины – не более 3 метров.

В России принята следующая классификации малых ГЭС:

1. По напору

- низконапорные, < 20 метров;

- средненапорные, = 20-75 метров;

- высоконапорные, > 75 метров.

2. По режиму работы:

- работающие параллельно с энергосистемой;

- работающие на изолированного потребителя параллельно с другим источником.

3. По степени автоматизации:

- полуавтоматизированные – работающие при наличии дежурного персонала;

- автоматизированные – работающие без дежурного персонала.

4. По условиям создания:

- стационарные;

- мобильные (микроГЭС).

Другие предложения по классификации малых ГЭС:

- по характеру использования стока – на свободном или зарегулированном стоке;

- по участию в графике нагрузок – пиковые, полупиковые, базисные;

- по расположению в составе гидроузла – русловые, приплотинные, деривационные.

Такая многообразная классификация понятия малой гидроэнергетики чрезвычайно осложняет решение задачи расчета всех видов гидроэнергетического потенциала, так как параметры МГЭС, необходимые для определения валового, технического и экономического потенциалов, в каждой стране разные.

Общий потенциал гидроэнергетики на земном шаре составляет около 10 ТВт, однако на сегодня только 15% является экономически рентабельным к использованию, что дает потенциал в 1,5 ТВт. В табл. 6.1 представлены данные гидроэнергетического потенциала некоторых стран. Из нее следует, что наибольший потенциал имеют Китай и Россия.

Учитывая важность использования потенциала малых рек, во многих странах, таких как США, Франция, Австрия, Швейцария, Япония, разработаны или разрабатываются программы по его освоению. Программы освоения ресурсов малых рек являются частью национальных энергетических программ, формирование которых определялось задачей сокращения потребления импортируемого органического топлива. Это достигалось путем структурной перестройки энергоемких технологий, реализацией энергосберегающих, прогрессивных мероприятий и по возможности максимальным вовлечением местных возобновляемых энергоресурсов. Такие программы были приняты в США, Великобритании, Франции, ФРГ, Италии, Японии, Китае и других странах.

Таблица 6.1 – Использование гидроэнергетического потенциала

В части освоения гидроэнергетических ресурсов, национальными программами использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии, на первых этапах, предусматривается разработка мероприятий по восстановлению и реконсервации ранее выведенного из эксплуатации оборудования МГЭС.

Кроме того, рассматриваются способы повышения эффективности уже использующихся водотоков: ведется строительство МГЭС при существующих и планируемых к возведению плотинах, образующих водохранилища, используемые для водохозяйственных целей; имеется возможность устанавливать МГЭС на перепадах каналов, питьевых и производственных водотоках, водосбросах ТЭС, промышленных и канализационных стоках.

Одним из решений является техническое перевооружение действующих МГЭС. В Австрии проведено исследование, целью которого было определение возможного энергетического эффекта от модернизации малых гидроэлектростанций, находящихся длительное время в эксплуатации. По статистическим данным в 1978 году 56% таких ГЭС находились в эксплуатации 50 и более лет, 72% – 29 лет и более. 64% МГЭС работают при напорах менее 20 метров и оснащены, в основном, турбинами радиально-осевого типа. Результаты исследования показали, что модернизация, включая замену морально и технически устаревшего оборудования, повышение эффективности использования напора реки путем расчистки отложений в нижнем бьефе, снижение гидравлических потерь в водоприемниках и деривациях, вместе с оптимизацией эксплуатационных режимов позволяют значительно улучшить эффективность работы МГЭС.

Производство оборудования для комплектации МГЭС чрезвычайно широко развито, и спрос находят гидроагрегаты практически всех существующих видов и схем на любые необходимые параметры расхода и напора.

Более 130 фирм из 28 стран производят и поставляют комплектно оборудование для МГЭС мощностью от нескольких киловатт до сотен киловатт.

Как правило, в развитых странах Европы и Северной Америки строительство МГЭС обусловлено экономическими и экологическими условиями, желанием максимально использовать имеющийся гидроэнергетический потенциал, соответственно, агрегаты МГЭС работают параллельно с мощными энергосистемами, и к ним предъявляются менее жесткие требования к качеству генерируемой электрической энергии. Тогда как в странах Латинской Америки, Азии, Африки МГЭС зачастую являются единственными источниками электроэнергии районов, а в ряде случаев и стран, и к ним предъявляются жесткие требования в части надежности и качества электроснабжения.

Отношение доли электроэнергии, выработанной на МГЭС, к общей выработке на ГЭС, во всем мире постепенно возрастает и достигает в некоторых странах значительных величин: 23,4% в Японии, 12,6% в Чехии, 18,3% в КНР.

Одним из непременных условий успешного развития объектов малой гидроэнергетики, как, впрочем, и вообще всей возобновляемой энергетики является наличие государственной законодательной поддержки организаций и частных лиц, занимающихся внедрением и эксплуатацией МГЭС. Во многих странах действуют льготы производителям электроэнергии на возобновляемых источниках энергии.

Принятие законов, обязывающих энергоснабжающие организации принимать электроэнергию МГЭС по повышенной стоимости, привело во многих странах к значительному увеличению ввода новых МГЭС. В Австрии повышен тариф на электроэнергию в течение первых трех лет эксплуатации МГЭС. В Финляндии дается государственная субсидия инвестору МГЭС в размере до 30% стоимости ее строительства, а во Франции размер такой субсидии достигает 95%. Португальское правительство гарантирует собственнику МГЭС получение прибыли от продажи электроэнергии в течение намеченного срока возврата капиталовложений или в течение первых восьми лет эксплуатации. В Великобритании правительство гарантирует возвращение инвестиций при продаже электроэнергии от возобновляемого источника энергии на срок 15 лет.