Гидроэнергетика СССР - Гидроаккумулирующие электростанции

Глава двенадцатая
ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

В настоящее время развитие энергетики в европейской части СССР преимущественно осуществляется за счет строительства мощных атомных электростанций, которые наиболее экономично и надежно работают в равномерном эксплуатационном режиме. Несение маневренных функций в энергетических системах при этом возлагается на специальные высокоманевренные электростанции.
В связи с высокой степенью использования в европейском регионе эффективных гидроэнергетических ресурсов для указанной цели наиболее пригодны и экономически оправданы гидроаккумулирующие электростанции, возможность строительства которых связана с наличием крупных рек и требует значительно меньших размеров отчуждений земель, чем сооружение гидроэлектростанций.
По состоянию на 1979 г. в 32 странах мира работало 208 ГАЭС общей мощностью около 44 тыс. МВт (средняя мощность 210 МВт) и в стадии строительства находилось 53 ГАЭС общей мощностью около 38 тыс. МВт. Наиболее мощными ГАЭС являются Ладингтон (1872 МВт), Рэккун-Маунтин (1560 МВт), Бленхейм Джилбоа (1200 МВт) и Кастейк (1200 МВт) в США, Лаго Делио (1040 МВт) в Италии, Вианден (1096 МВт) в Люксембурге, Октутатараги (1212 МВт), Синтойоне (1125 МВт) и Агехара (1088 МВт) в Японии. В стадии строительства находятся такие крупные ГАЭС, как Динорвик (1800 МВт) в Великобритании, Маркерсбах (1050 МВт), в ГДР, Блу Ридж (1600 МВт) и Корнуолл (1200 МВт) в США, Дрейкенсберг (1000 МВт) в ЮАР, Окукиоцу (1000 МВт), Тамахара (1200 МВт) и Такасегава (1280 МВт) в Японии.
Заметный прогресс наблюдается в области разработки гидросилового оборудования ГАЭС, значительно (до 1000 м) выросли максимальные напоры обратимых гидромашин. Рекордными по напорам являются ГАЭС в альпийских странах: Райссек (1770 м) и Эпталь (1655 м) в Австрии, Сан-Фиорано (1418 м) в Италии.
Данные по мощности действующих и строящихся ГАЭС в различных странах мира по состоянию на 1979 г. приведены в табл. 12.1.
В СССР с 1971 г. действует экспериментальная Киевская ГАЭС мощностью 225 МВт, сооружаются Загорская ГАЭС (1200 МВт), и Кайшядорская ГАЭС (1600 МВт), предназначенные для работы соответственно в энергетических системах Центра и Северо-Запада.

Таблица 12.1 Мощность действующих и строящихся гидроаккумулирующих электростанций

Примечание. Мощности указаны в турбинном режиме.

Рис. 12.1. Схема размещения ГАЭС в европейской части СССР.

Рис. 12.2. Принципиальные схемы энергетических комплексов, включающих ГАЭС.
1 — верхний бассейн (пруд-охладитель); 2 — нижний бассейн; 3 — верхнее водохранилище; 4 — нижнее водохранилище (пруд-охладитель); 5 — водохранилище (нижний бассейн).

В европейской части страны, где ощущается наибольший дефицит маневренной электрической мощности, с различной степенью детальности проектных проработок рассмотрена возможность строительства около 300 ГАЭС. По предварительным соображениям на гидроаккумулирующих электростанциях предполагается ввести около 12 тыс. МВт мощности. При этом наряду с «пиковыми» ГАЭС, рассчитанными на работу в турбинном режиме в течение 3—6 ч в сутки, должны сооружаться эффективные «полупиковые» станции, способные вырабатывать электрическую энергию в течение 10—14 ч. В более отдаленном будущем суммарная мощность гидроаккумулирующих установок в СССР может достигнуть 30—40 тыс. МВт (рис. 12.1).
Гидроаккумулирующие электростанции могут строиться изолированно либо в составе энергетических (гидроэнергетических) комплексов, представляющих собой совокупность двух или нескольких электрических станций, объединенных совместным технологическим использованием водоемов, электротехнических и других устройств, а также совместной эксплуатацией. Наиболее эффективным является совместное планомерное строительство отдельных элементов комплекса с поэтапным вводом их в эксплуатацию. Благодаря объединению части строительных и эксплуатационных хозяйств, транспортных коммуникаций, водохранилищ и других сооружений комплекса достигается значительная экономия капиталовложений. Совмещение функций водоемов энергетических комплексов (т. е. объединение бассейнов ГАЭС и прудов- охладителей АЭС) и дополнительное перемешивание в них воды при гидравлическом аккумулировании электроэнергии улучшают охлаждение в системе технического водоснабжения входящих в энергокомплексы тепловых и атомных электростанций. В свою очередь сброс подогретой воды ТЭС и АЭС в аккумулирующие бассейны резко снижает эксплуатационные затруднения, возникающие на ГАЭС в связи с льдообразованием, позволяет облегчить конструкцию крепления откосов. Некоторые возможные схемы взаимного расположения ГЭС, ГАЭС и ТЭС (АЭС) в энергетических комплексах приведены на рис. 12.2, причем ТЭС или АЭС может быть расположена также у нижнего бассейна ГАЭС.

Рис. 12.3. Константиновская ГЭС — ГАЭС (вариант).

По аналогии с гидроэлектростанциями, работающими в активном режиме, ГАЭС подразделяются на станции приплотинного типа, использующие концентрированный перепад уровней, создаваемый плотиной, и станции деривационного типа, использующие перепад между двумя бассейнами, соединенными наземными или туннельными водоводами. В условиях СССР ГАЭС приплотинного типа могут быть эффективными, как правило, только при совместной установке обратимых гидроагрегатов с агрегатами прямого действия, т. е. в виде ГЭС—ГАЭС, или при использовании для насосного аккумулирования водохранилищ, созданных для других народнохозяйственных задач.
Такое решение рассматривалось еще в 1962 г., как один из вариантов компоновки комплексного Могилев-Подольского (Днестровского) гидроузла. В здании ГЭС предполагалось установить шесть агрегатов прямого действия мощностью 600 МВт и шесть обратимых гидроагрегатов общей мощностью 252 МВт (в турбинном режиме). Однако при разработке технического проекта схема ГЭС—ГАЭС не была принята. Более экономичным оказалось сооружение отдельной Днестровской ГАЭС мощностью 2160 МВт, расположенной в 10 км от створа ГЭС. В качестве нижнего бассейна ГАЭС будет использоваться водохранилище-контррегулятор на Днестре, предназначающееся для выравнивания расходов ГЭС в суточном разрезе. Таким образом, ГЭС и ГАЭС общей мощностью 2860 МВт связаны совместным использованием водохранилищ, т. е. образуют гидроэнергетический комплекс, органически входящий в состав комплекса всего Днестровского гидроузла. Использование общей строительной базы позволит снизить стоимость строительства Днестровской ГАЭС на 56 млн. руб., что составляет 15%. Преимущество отдельного размещения ГАЭС в данном случае обусловлено большим напором (158 м вместо 45) и, как следствие, значительно более дешевым и компактным гидросиловым оборудованием, а также возможностью развития мощности ГАЭС. В приплотинной варианте эта возможность была ограничена длиной фронта станционной части бетонной плотины и объемом нижнего бассейна.

Константиновская ГЭС— ГАЭС приплотинного типа (рис. 12.3) на р. Южный Буг проектируется в составе Южно-Украинского энергетического комплекса. Здание ГЭС— ГАЭС встроено в бетонную водосливную плотину, обеспечивающую подъем уровня воды на 47,5 м. Оно запроектировано из восьми одноагрегатных секций, в каждой из которых размещается один обратимый агрегат мощностью 50 МВт и два пролета поверхностного водосброса. Общая пропускная способность водосброса составит 14 500 м³/с. Размеры здания (с монтажной площадкой): длина 254, ширина 73, максимальная высота 83 м. Рассматривается также вариант расположения здания Константиновской ГЭС—ГАЭС вне плотины, с совмещением его со зданием Ташлыкской ГЭС. В этом случае подвод воды к агрегатам ГЭС—ГАЭС в турбинном режиме и соответственно отвод в насосном режиме будут осуществляться по туннелям в обход подпорного сооружения.
Весьма эффективным может оказаться использование напора, создаваемого высокими плотинами в горных районах, для целей гидроаккумулирования. Примером совмещения ГЭС—ГАЭС с арочной плотиной высотой 271,5 м, создающей водохранилище головного узла плотинно-деривационной гидроэлектростанции, является вариант компоновки здания Ингурской ГЭС—ГАЭС (рис. 12.4). По первоначальному проекту предполагалось использовать арочную плотину исключительно для создания регулирующего водохранилища каскада, состоящего из основной станции мощностью 1300 МВт и четырех Перепадных ГЭС общей мощностью 340 МВт. При разработке технического проекта арочной плотины было выдвинуто предложение использовать создаваемый ею бьеф и значительный напор для целей гидроаккумулирования. К тому же потребовалось осуществлять санитарные попуски воды через Ингурскую плотину, благодаря чему создались предпосылки для сооружения при ней ГЭС—ГАЭС. В целях повышения выработки
энергии на ГЭС—ГАЭС предполагается перебросить в основное водохранилище Ингурской ГЭС сток р. Маганы. Для обеспечения возможности аккумулирования воды в нижнем бьефе арочной плотины проектируется создать соответствующую емкость, что достигается строительством в 4 км ниже створа основного подпорного сооружения плотины из грунтовых материалов высотой 53 м.
Здание ГАЭС при высокой арочной плотине Ингурской ГЭС компоновочно удачно вписывается в головной узел. Оно примыкает непосредственно к массивному фундаменту (пробке) арочной плотины, при этом почти не требуется дополнительная врезка в скальное основание, что обеспечивает минимальные объемы работ по зданию ГАЭС. Достаточно просто решается также конструкция водоприемника, совмещенного с глубинными отверстиями для сброса максимальных расходов (рис. 12.4). В здании ГАЭС предусмотрена установка трех обратимых агрегатов общей мощностью 750 МВт (в турбинном режиме) и двух агрегатов прямого действия общей мощностью 456 МВт.
Благодаря высокому напору Ингурской ГЭС—ГАЭС удельная металлоемкость и стоимость гидросилового оборудования этой станции значительно ниже, чем на других. Поскольку здание Ингурской ГЭС— ГАЭС не воспринимает гидростатического напора, а лишь перекрыто железобетонной плитой, защищающей его от попадания воды при сбросе максимальных расходов через отверстия в арочной плотине, удельный расход бетона на 1 кВт установленной мощности ГАЭС также исключительно низок.

Технико-экономические показатели блока Ингурской ГЭС—ГАЭС
Расчетный напор, м .. 178,4
Мощность, МВт: в турбинном режиме . 250
в насосном режиме .. 280
Объем бетона, тыс. м³ ... 50
Масса основного энергетического оборудования, т 2116
Удельные показатели на 1 кВт мощности в турбинном режиме: объем бетона, м³/кВт . 0,20
масса основного оборудования, кг/кВт . 8,5
капиталовложения (по всей установке),    руб/кВт 75

В настоящее время Ингурский гидроузел осуществляется без ГАЭС. Вопрос о строительстве ГАЭС будет решен при возникновении соответствующей необходимости в энергетической системе. Рассматривается также вариант Ингурской ГЭС—ГАЭС, рассчитанный на работу в полупиковом режиме. При этом установленная турбинная мощность снизится примерно до 450—500 МВт и удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности возрастут соответственно до 160— 180 руб. Однако в указанных условиях вся мощность ГЭС—ГАЭС может быть использована в энергосистеме Закавказья, что существенно повысит ее эффективность.
К ГЭС—ГАЭС приплотинного типа можно отнести приливные электростанции с обратимыми капсульными гидроагрегатами. Такая компоновка осуществлена, в частности, на экспериментальной Кислогубской ПЭС. Возможности промышленного освоения приливной энергии изучаются в нашей стране в научном и проектном плане применительно к побережьям Белого и Охотского морей.
Наибольшее распространение в практике строительства за рубежом и при разработке проектов отечественных ГАЭС получили станции деривационного типа. Их можно подразделить по следующим признакам:
по напорам: на низконапорные — до 40—60 м, средненапорные —  до 120—150 м и высоконапорные;
по расположению здания ГАЭС: на надземные, подземные или полуподземные;
по конструкции и назначению бассейнов: с созданием специальных бассейнов (наземных или подземных) и с использованием в качестве бассейнов естественных или искусственных водоемов;
по конструкции водоподводящих сооружений: с открытым расположением стальных или железобетонных трубопроводов и с туннелями;
по составу основного гидроэнергетического оборудования: с обратимыми гидромашинами и двигателями-генераторами по двухмашинной схеме, с насосами и гидротурбинами при обратимых двигателях-генераторах по трехмашинной схеме и с отдельным турбинно-генераторным и насосно-двигательным оборудованием по четырехмашинной схеме (подробнее см. гл. 17).
Благодаря развитию энергетического машиностроения, в частности, обратимых гидроагрегатов и муфт сцепления, рассчитанных на передачу мощности до 200 МВт и более, ГАЭС с четырехмашинными схемами в настоящее время практически не строят. Однако использование насосной и гидравлической электростанций, объединенных совместным эксплуатационным режимом, может оказаться эффективным в составе крупных энергетических или оросительно-обводнительных комплексов, систем межбассейновых перебросок стока и т. и. Так, по технологической схеме Южно-Украинского энергетического Комплекса оборот воды из Ташлыкского водохранилища совершается через турбины остропиковой Ташлыкской ГЭС (1800 МВт), работающие в насосном режиме, обратимые агрегаты Константиновской ГЭС—ГАЭС (400 МВт) и через насосы мощностью 200 МВт, установленные на насосной станции первого подъема. Таким образом, весь комплекс можно рассматривать как сочетание двухмашинной и четырехмашинной ГАЭС, а также гидроэлектростанции.
Для современного энергомашиностроения характерно создание обратимых гидромашин на высокие и сверхвысокие напоры, что позволяет строить ГАЭС по двухмашинной схеме на напоры, достигающие 1000 м и более (ГАЭС Ла Кош с напором 933 м во Франции и Чиотас Пиастра 1060 м в Италии). Такая тенденция вызвана двумя причинами: значительно меньшим объемом зданий ГАЭС (и, следовательно, меньшей их стоимостью) при установке в них обратимых гидроагрегатов, чем при трехмашинной схеме оборудования (рис. 12.5); характером зависимости удельных стоимостных показателей ГАЭС от напоров, т. е. снижением удельных капиталовложений на 1 кВт установленной мощности (рис. 12.6) по мере роста напора.

Рис. 12.5. Зависимость удельных объемов зданий ГАЭС и подземных машинных залов на 1 кВт установленной мощности от напора.
1 — Ладингтон; 2 — Загорская; 3 — Ингурская; 4 — Кастейк; 5 — Синтойоне; 6 — Бэр-Свэмп; 7 — Кош; 8 — Такане; 9 —  Хорнберг; 10 — Нумаппара; 11 — Гримзель; 12 — Вилларино; 13 — Круахан; 14 — Маркерсбах; 15 — Вианден; 16 — Ко-Труа- Пон; 17 — Нортфилд-Маунтин; 18 — Ревэн; 19 — Кисеняма; 20 — Тамет III; 21 — Лаго-Делио; 22 — Валдек II; 23 — Длоуге-Стране. О — наземные здания; Δ — подземные машинные залы, оборудованные вертикальными агрегатами по двухмашинной схеме или горизонтальными по трехмашинной схеме; □ —то же, оборудованные вертикальными агрегатами по трехмашинной схеме.

Большое значение имеет также расстояние, на котором находится гидроаккумулирующая станция от центров потребления пиковой мощности и генерирования базисной энергии, поскольку стоимость транспорта электроэнергии может оказывать решающее влияние на выбор типа и местоположения ГАЭС. Поэтому поиск участков с наиболее благоприятными топографическими, геологическими и строительно-хозяйственными условиями для строительства гидроаккумулирующих станций должен вестись с учетом расположения ГАЭС по отношению к центрам потребления и выработки энергии.
Анализ топографических условий в центральной и северо-западной зонах европейской части СССР, где ощущается наиболее острая потребность в строительстве ГАЭС, показывает, что максимальные перепады естественного рельефа на перспективных площадках не превышают 110—120 м. Выявлен ряд площадок, близких между собой по рельефу и другим природным условиям, что позволяет в настоящее время на базе головного проекта Загорской ГАЭС создать унифицированный проект ГАЭС на напор 85— 120 м, предусмотрев в нем широкую типизацию сооружений и оборудования.
К сооружениям гидроаккумулирующих электростанций предъявляются некоторые специфические требования, связанные главным образом с особенностями их работы: частыми переключениями из турбинного в насосный режим, быстрыми и значительными по амплитуде колебаниями уровней в бассейнах, переменами направления движения водных потоков в бассейнах, значительными по абсолютному значению расходами воды, достигающими на крупных ГАЭС среднего напора 2000 м³/с. К этому следует добавить опасность обводнения склонов, на которых расположены сооружения ГАЭС, за счет фильтрации воды из верхнего бассейна или водоводов. Это явление особенно нежелательно при указанных выше условиях размещения площадок ГАЭС на склонах, находящихся в естественных условиях предельного равновесия.
Поэтому при устройстве верхних бассейнов ГАЭС следует обращать серьезное внимание на их гидроизоляцию, а также на перехват возможного фильтрационного потока путем тщательного дренирования зоны бассейна и траншеи напорных водоводов.
В отечественной практике проектирования приняты две схемы устройства гидроизоляции верхних бассейнов на нескальных основаниях, применение которых зависит от конкретных условий площадки. Так, в основании верхнего бассейна Киевской ГАЭС залегают пески и супеси, подстилаемые мощным и выдержанным по всей площади бассейна (кроме подводящего канала) пластом озерных глин с отметкой кровли примерно на 15 м ниже проектной отметки дна сооружения. По контуру бассейна выполнена глинобетонная диафрагма путем заполнения цементоглинистым раствором специально пройденной для этой цели траншеи с вертикальными стенками. Эта диафрагма толщиной 0,5 и глубиной до 20 м пересекает насыпной грунт дамбы, пески и супеси и сопрягается с водоупором. Подводящий канал к водоприемнику ГАЭС имеет железобетонные подпорные стенки и противофильтрационное устройство в виде глиняного экрана толщиной около 2 м, последний сопрягается с диафрагмой и естественным водоупором.
Если дно бассейна сложено малопроницаемыми грунтами, то достаточно произвести укатку поверхностного слоя и предусмотреть последующую его защиту от размывов и механических повреждений (Загорская и Кайшядорская ГАЭС). В этом случае водонепроницаемый элемент дамбы, образующей бассейн, должен надежно сопрягаться с основанием. Крепление откосов дамб осуществляется обычно железобетонными плитами толщиной 15—25 см по тщательно подобранной дренажной подготовке. Плиты рассчитываются на воздействие ледяного покрова.
В относительно благоприятных условиях с точки зрения льдообразования находятся ГАЭС, у которых нижние бассейны представляют собой крупные естественные или искусственные водоемы (Киевская, Кайшядорская). В этих водоемах быстро образуется ледяной покров, в связи с чем температура воды, поступающей в верхний бассейн, устойчиво поддерживается в пределах 1—2°С выше нуля. Трехлетний опыт зимней эксплуатации Киевской ГАЭС не выявил каких-либо затруднений. Максимальная толщина ледяного покрова в холодную зиму 1975/76 г. достигала 80 см, а количество намерзшего льда 6—8 м³ на 1 м длины дамбы. Потери полезного объема бассейнов в результате льдообразования обязательно должны учитываться при проектировании, причем они будут тем меньше, чем короче длина дамб по отношению к площади бассейна, т. е. при его круговом очертании. Таким образом, круглые по форме бассейны обеспечивают не только сокращение объемов строительных работ, но при прочих равных условиях дают эффект в части увеличения полезного объема.
В проектах Загорской и Кайшядорской ГАЭС в качестве варианта конструкции крепления откосов дамб верхнего бассейна рассматривалась также асфальтобетонная облицовка. В окончательном варианте этот тип облицовки не был принят, поскольку геологические условия площадок позволили обеспечить надежную гидроизоляцию бассейна с применением местных суглинков, а в качестве крепления асфальтобетон заменялся обычным железобетоном. 

Рис. 12.7. Теребля-Рикская и Тереблинская ГАЭС (проект).
а — план; б — разрез по напорному тракту Теребля-Рикской ГАЭС; в — то же Тереблинской ГАЭС; 1 — водоприемник существующей ГЭС; 2 — деривационный туннель ГЭС; 3 — здание ГЭС; 4 — плотина; 5 — водоприемник Теребля-Рикская ГАЭС; 6 — подводящие низконапорные туннели ГАЭС; 7 —  помещение затворов; 8 — водовыпуск ГАЭС; 9 — уравнительный резервуар ГАЭС; 10 — подводящие высоконапорные туннели ГАЭС; 11 — верхний бассейн Тереблинской ГАЭС; 12 — здание Тереблинской ГАЭС; 13 — Березовский гидроузел.

Следует подчеркнуть, что устройство асфальтобетонного покрытия требует тщательно отработанной технологии.
Одна из эффективных схем деривационных гидроэлектростанций использует естественную разность уровней смежных речных долин. При наличии в составе таких схем водохранилищ появляется возможность создания на их базе верхних аккумулирующих бассейнов ГАЭС. По этому принципу предполагалось запроектировать в Закарпатье Теребля-Рикскую ГАЭС мощностью около 1500 МВт при существующей ГЭС того же названия, использующей перепад 212 м между долинами рек Теребля и Рика с водохранилищем на р. Теребля (рис. 12.7). При этом в обжитом районе потребовалось бы создать достаточно емкое водохранилище на р. Рике, образующее нижний бассейн. Параллельно существующему туннелю Теребля-Рикской ГЭС требовалось построить три других длиной около 3 км каждый.
В принятом варианте предлагается использовать для целей гидроаккумулирования значительно больший напор (свыше 500 м). Существующее Тереблинское водохранилище будет использовано не в качестве верхнего, а в качестве нижнего бассейна. Верхний бассейн полезного объема 4,4 млн. м³ намечено расположить на водоразделе между реками Теребля и Рика, при этом площадка, занимаемая бассейном, не представляет хозяйственной ценности. Из-за повышения в 2,5 раза напора ГАЭС снижается амплитуда колебания уровней воды в Тереблинском водохранилище, берега которого сложены малоустойчивыми породами карпатского флиша (песчаниками, алевролитами, аргиллитами). Первоочередная Тереблинская ГАЭС намечается мощностью 1400 МВт. Мощность Теребля-Рикской ГАЭС, которая должна строиться во вторую очередь, в связи с наличием двух верхних бассейнов (водораздельного и Тереблинского) может возрасти до 2000 МВт. Заслуживает внимания конструкция верхнего бассейна Тереблинской ГАЭС (на полускальном основании), предусматривающая замену традиционной распластанной дамбы экономичной железобетонной стенкой уголкового очертания.
Водоприемники ГАЭС, как правило, представляют собой отдельно стоящие сооружения. Для обеспечения минимальных гидравлических потерь при противоположных направлениях движения воды и спокойного подвода (отвода) воды особое внимание обращается на плавность геометрических очертаний сооружений. Оригинальное решение водоприемника Загорской ГАЭС обеспечивает относительно постоянную форму эпюры давления под подошвой сооружения независимо от уровня воды в бассейне. Это исключает возможности «раскачивания» и повышает фильтрационную надежность на контакте между бетоном водоприемника и засыпкой. Важным является вопрос о необходимости установки сороудерживающих решеток на водоприемниках ГАЭС в замкнутых бассейнах. В проектах такие решетки обычно предусматривают со стороны нижнего бассейна, имеющего значительную приточность. На водоприемниках верхнего бассейна, огороженного и защищенного от попадания в него каких-либо предметов, такая предосторожность является излишней.
Наиболее сложным сооружением в составе ГАЭС Являются водоводы. Наземные трубопроводы крупных ГАЭС за рубежом выполнены, как правило, стальными. Однако применение стальных высоконапорных водоводов для ГАЭС сопряжено с повышенной опасностью аварий, поскольку нарушение сплошности оболочки может вызвать лавинообразное нарастание повреждения, а обеспечение высокого качества сварных швов при их огромном количестве и значительных толщинах металла затруднено. Применение стальных конструкций водоводов приводит также к значительному расходованию дефицитных и дорогостоящих высокопрочных легированных сталей. Поэтому в СССР в последнее время рассматриваются возможность применения железобетонных и сталежелезобетонных конструкций водоводов с предварительным напряжением и без него.

Проекты открыто расположенных сталежелезобетонных водоводов разработаны для Кайшядорской и Загорской ГАЭС. Длина водоводов Загорской ГАЭС 649 м, максимальный напор 160 м, внутренний диаметр 7,5 м, на участке примыкания к зданию ГАЭС он уменьшается до 5,5 м. Сравнивались варианты стальных, железобетонных и сталежелезобетонных трубопроводов различных конструкций. При этом расход металла в сталежелезобетонном варианте ниже примерно на 20 %, экономия наиболее дефицитного стального проката составляет около 10 тыс. т. Применение сталежелезобетонных водоводов обеспечивает также снижение стоимости основных сооружений. В проекте принят вариант сборной конструкции из элементов длиной 4,4 м, с толщиной стенок 40 см (при стальной облицовке толщиной 10 мм). Масса сборного элемента составляет 150 т. Отдельные элементы спариваются, а затем объединяются в секции длиной 40 м, стыкующиеся через компенсаторы. 

Таблица 12.2 Сопоставление вариантов Загорской ГАЭС при установленной мощности 1200 МВт

Вся конструкция покоится на двух параллельных железобетонных балках, опирающихся на два ряда буронабивных свай, что должно исключить возможные неравномерные осадки.
Здания гидроаккумулирующих электростанций деривационного типа отличаются от аналогичных им зданий ГЭС, главным образом, большим заглублением, вызванным значительной высотой всасывания обратимых гидромашин.
Для Загорской, Кайшядорской и других серийных ГАЭС с напором около 100 м приняты на основании технико-экономического сопоставления гидроагрегаты единичной мощностью 200 МВт (табл. 12.2).
В дополнение к приведенным в табл. 12.2 данным следует заметить, что при единичной мощности агрегатов 300 МВт диаметр трубопроводов достигает 9 м, что вызывает затруднения при изготовлении и монтаже трубопровода. Дополнительные трудности появляются также в связи с большим заглублением котлована здания ГАЭС.
В здании Загорской ГАЭС устанавливаются шесть агрегатов (рис. 12.8). Размеры здания: ширина 57, длина 142, высота 50 м. Оно разрезано по длине на две секции, в каждой из которых размещены три агрегатных блока. Монтажные площадки, а также опирающиеся на них служебно-производственные корпуса расположены по торцам секций и консольно выступают на 22,4 м в каждую сторону. Соблюдено четкое разделение помещений: со стороны верхнего бьефа располагаются выводы генераторов и электротехническое оборудование, со стороны нижнего бьефа — ресиверы и другое вспомогательное оборудование. В связи со значительным заглублением агрегатов пол машинного зала находится на 18,4 м ниже планировочной отметки. Пазуха над водоводами засыпается грунтом. Объем бетона по зданию 228 тыс. м³ (0,19 м³/кВт), расход арматуры 38,5 кг/м³.

Рис. 12.8. Здание Загорской ГАЭС (разрез).
1 — обратимая гидромашина; 2 — гидрогенератор-двигатель; 3 — мостовой кран; 4 — трансформатор; 5 — служебно-производственный корпус.

Рациональное решение, позволяющее избежать устройства глубокого котлована, предложено для здания Тереблинской ГАЭС (рис. 12.9). На ГАЭС предусмотрена установка четырех обратимых и двух агрегатов прямого действия на напор 505 м. Общая мощность агрегатов 1400 тыс. МВт. Объем бетона по зданию ГАЭС составляет 178 тыс. м (0,13 М/кВт).
В качестве нижних бассейнов ГАЭС можно использовать существующие водоемы или создавать их специально для этой цели. Так, водохранилище построенной в 1959 г. Каунасской ГЭС на Немане служит нижним бассейном Кайшядорской ГАЭС; ряд ГАЭС намечается создать на водохранилищах Днепровского и Волжского каскадов. Преимуществом такого решения является исключение необходимости значительных отчуждений территорий, снижение стоимости ГАЭС. Однако при этом могут возникнуть затруднения, связанные с возможностью попадания рыбы в агрегаты ГАЭС.

Рис. 12.9. Здание Тереблинской ГАЭС (проект).
1 — существующая плотина; 2 — машинный зел; 3 — подводящий сталежелезобетонный водовод; 4 —  то же отводящий; 5 — водосброс.

Нижний бассейн Загорской ГАЭС будет расположен в долине р. Кунья и образован земляной намывной плотиной высотой до 27 м. В состав сооружений входит водосброс (водовыпуск), рассчитанный на расход 160 м /с. В целях улучшения санитарного состояния прилегающей территории в зоне выклинивания подпора, созданного плотиной, хвостовая часть бассейна отгорожена дамбой с поверхностным водосбросом. Это сооружение обеспечивает постоянный уровенный режим на расположенном выше участке реки. Для повышения устойчивости склонов долины, подверженных в пределах бассейна переменному гидродинамическому воздействию, предусмотрено их уположение до 1:6. Для улучшения гидравлического режима намечено устройство прорезей и струенаправляющих дамб по дну бассейна.
Следует иметь в виду, что гидроаккумулирующие электростанции в центральных и северо-западных районах будут строиться в сложных природных условиях. Склоны речных долин здесь обычно сложены флювиогляциальными отложениями, склонными к образованию оползней, что является фактором, усложняющим и удорожащим строительство. В таких случаях может оказаться целесообразным строительство ГАЭС с подземными бассейнами, оптимальный напор которых достигает 1200 м и не зависит от условий рельефа. Благоприятные инженерно-геологические условия для сооружения таких ГАЭС имеются на северо-западе, юго-западе и в центре европейской части СССР. Здесь от поверхности на глубину свыше 3000 м залегают прочные кристаллические породы, в которых могут быть пройдены значительные по размерам выработки. Исходя из условий напряженного состояния горных пород предельно возможной глубиной заложения ГАЭС с подземным бассейном в настоящее время следует считать 1200—1300 м. При этом надо иметь в ввиду, что подземные бассейны будут располагаться в прочных породах и, несмотря на значительные размеры (оптимальное сечение примерно 20x30 м), не потребуется устройства бетонной обделки.
Благодаря тому что при сооружении серии ГАЭС с подземным бассейном напор может приниматься стандартным, имеется возможность полной унификации таких ГАЭС в части оборудования, конструкций и методов производства строительно-монтажных работ. Поскольку оптимальный напор ГАЭС с подземным бассейном в 10 раз и более превышает возможный напор ГАЭС с открытыми бассейнами, в центральных и северо-западных районах европейской части СССР размеры отчуждения земель для создания поверхностных (верхних) бассейнов соответственно значительно меньше, чем для ГАЭС обычного типа. Принципиальное компоновочное решение ГАЭС мощностью 1200 МВт на напор 1200 м приведено на рис. 12.10. В качестве верхнего бассейна такой ГАЭС может быть использован любой достаточно крупный водоем. При его площади около 2 км амплитуда колебаний уровня не превышает 1 м. Верхний бассейн соединен с водоприемником ГАЭС коротким каналом глубиной 5 м и шириной по дну 30 м. Откосы и дно канала облицованы бетоном. Водоприемник на расход 120 м³/с запроектирован в виде воронки и отделен от верхнего бассейна заградительной стенкой, оборудованной сороудерживающими решетками, ремонтными затворами и соответствующими механизмами. Шахта-водовод диаметром 6,5 м имеет обделку толщиной 1 м и облицована металлом. Зона скалы, прилегающая к обделке, укрепляется цементацией. При подходе к подземному машинному залу шахта переходит в горизонтальный коллектор, разветвляющийся на шесть водоводов диаметром 2 м. Общая длина водовода около 1300 м, максимальная скорость воды в нем 8 м/с. В машинном зале размером по выломке 23X40X125 м размещено гидросиловое и электротехническое оборудование. Перед турбинами и насосами установлены соответственно шаровые и игольчатые затворы. Помещение оборудовано двумя мостовыми кранами грузоподъемностью 200 т каждый. Зал запроектирован без бетонной обделки; прочность скального массива по плоскостям стен и своду увеличивается за счет установки анкерной крепи с металлической сеткой и железобетонных арок с шагом 8—10 м.   На ГАЭС предполагается установить шесть агрегатов по 200 МВт, состоящих из генератора-двигателя и обратимой многоступенчатой гидромашины (подробнее см. гл. 17).

Со стороны нижнего бьефа в отдельной скальной выломке размером 14X13X12 м находится галерея для обслуживания ремонтных затворов нижнего бьефа, оборудованная мостовым краном грузоподъемностью 20 т. В этой же галерее установлены повысительные трансформаторы. Выдача мощности, вентиляция, подача оборудования и перевозка обслуживающего персонала осуществляются по трем шахтам диаметром 8 м (в проходке), которые связывают машинный зал и помещение ремонтных затворов с поверхностью земли.
Подземный бассейн представляет собой систему галерей овального сечения 32x20 м общей протяженностью примерно 3500 м. Галереи запроектированы без бетонной обделки, предусмотрено анкерное крепление скалы и установка сетки. Основные объемы работ при строительстве ГАЭС такого напора мощностью 1200 МВт с подземными бассейнами составят: подземная выломка 2400 тыс. м³, укладка бетона 135 тыс. м³; установка металлоконструкций и механизмов (без основного оборудования) 5,4 тыс. т. Описание методов и механизмов по производству горных работ при строительстве ГАЭС с подземными бассейнами выходит за рамки настоящей книги. Можно только заметить, что такое оборудование есть и изготовляется в СССР.
Результаты достаточно подробных расчетов, учитывающих реальную стоимость горнопроходческих работ, показывают, что удельные капиталовложения на строительстве ГАЭС с подземными бассейнами мощностью 1—2 млн. кВт. на напор 1200 м составляют 140—150 руб/кВт. Это подтверждает конкурентоспособность ГАЭС такого типа с другими источниками маневренной мощности в европейской части СССР. Если учесть возможность полной стандартизации оборудования и производственных процессов при строительстве, то можно прогнозировать дальнейшее снижение удельных капиталовложений.