Вопросы использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ) актуальны для всех стран мира в силу различных обстоятельств. Для промышленно развитых стран мира, зависящих от импорта топливно-энергетических ресурсов это, прежде всего, энергетическая безопасность. Для промышленно развитых стран, богатых энергоресурсами,- это экологическая безопасность. Для развивающихся стран- это наиболее быстрый путь к улучшению социально-бытовых условий жизни населения, возможность развития промышленности по экологически приемлемому пути. А для всего мира в целом – это возможность уменьшения выбросов парниковых газов.
Однако роль ВИЭ не исчерпывается энергетикой. Они положительным образом влияют на решение трех глобальных проблем человечества: энергетики, экологии, продовольствия.
Как известно, при населении, составляющим 2,4% населения мира, Россия обладает 12% мировых запасов нефти, 35% мировых запасов газа, 16%- угля и 14%- урана. Это создает иллюзию, что по условию наличия топливно-энергетических ресурсов энергетический кризис нам не грозит. Однако ежегодно повторяющиеся острейшие энергетические ситуации в ряде регионов России показывают, что это не так.
Актуальность развития ВИЭ в России обусловлена следующими обстоятельствами:
-
Необходимость обеспечения устойчивого тепло- и электроснабжения населения и производства в зонах децентрализованного энергоснабжения, в первую очередь в районах Крайнего Севера и приравненных к ним территорий.
На топливо и его завоз в районы Крайнего Севера ежегодно затрачиваются огромные финансовые ресурсы, и тем не менее это не гарантирует надежности энергоснабжения. Между тем во всех этих регионах имеются возобновляемые источники энергии, которые могут обеспечить их энергетические потребностями на 70-90%.
-
Важность обеспечения гарантированного минимума энергоснабжения населения и производства (особенно сельскохозяйственного) в зонах неустойчивого централизованного энергоснабжения (в дефицитных энергосистемах).
-
Необходимость резкого снижения вредных выбросов от энергетических установок в городах и местах массового отдыха населения в связи со сложной экологической обстановкой.
7 стр., 3220 словГеография медной промышленности стран мира
... мировой выплавки меди базируется на ресурсах металлолома. Медеплавильная промышленность Великобритании, Франции, ФРГ, Бельгии и других стран выпускает только вторичный металл. Общие запасы меди в мире ... металлы и др. 1. Характеристика ресурсной базы для медной промышленности мира. Территориальное распределение запасов меди. Медная промышленность в своем размещении в основном ориентируется на ресурсы ...
Энергия движения водных потоков в реках обусловлена климатическими, географическими и геодезическими условиями соответствующего региона.
Условия использования энергии водных потоков зависят от изменения стока рек в течение года, изменения уровня средней многолетней гидрообеспеченности в более длительной перспективе из-за изменения климата вследствие естественных причин и техногенной деятельности.
В то же время энергия водных потоков значительно более концентрирована и консервативна, чем энергия других природных источников (ветер, солнце и др.).
Так, если уровень солнечной радиации на Урале изменяется в течение суток в пределах от 50 до 500 Вт/м 2 , плотность энергии ветра составляет при скорости 4 м/с около 200 Вт/м 2 и изменяется в течение суток от 0 до этого значения, то гидравлическая энергия даже небольшой реки (скорость 1 м/с при перепаде высот 1 м) характеризуется потенциалом ~ 10 кВт/м 2 .
К малым рекам относят водотоки длиной 70-100 км, площадь водосборных бассейнов которых не превышает 2000 км 2 .
Протяженность малых рек в России составляет 40 % от общей длины всех рек, а в Свердловской области — более 90 % всех рек.
По существующей классификации ООН к малым относятся ГЭС мощностью до 10 МВт, в том числе:
— микроГЭС -мощностью до 0,1 МВт;
— мини-ГЭС — мощностью от 0,1 до 1 МВт;
— малые ГЭС — мощностью от 1 до 10 МВт.
1.1 Общие сведения о ОАО «СвердНИИхиммаш»
ОАО «СвердНИИхиммаш» — развивающийся инжиниринговый центр ядерного комплекса России, выполняющий функции ведущей организации отрасли по созданию оборудования и сложных технологических комплексов для радиохимического производства, ядерно-топливного цикла, переработки и захоронения радиоактивных отходов.
Имея собственные научно-экспериментальную, конструкторскую и машиностроительную базы, предприятие специализируется на разработке и изготовлении наукоемкого нестандартного высокомеханизированного технологического оборудования с системами управления для атомной промышленности и предприятий народного хозяйства, выполнении проектных, строительно-монтажных работ, разработке и создании «под ключ» комплексов по обращению с радиоактивными отходами (РАО) и отработанным ядерным топливом (ОЯТ) для АЭС и предприятий ядерного топливного центра (ЯТЦ).
Опытное производство предприятия изготавливает стендовое, опытное, опытно-промышленное оборудование от простого: боксы, баки, до уникального технически сложного: центрифуги, герметичные насосы, печи остекловывания радиоактивных отходов (РАО), высокое качество которого обеспечивается современным станочным парком, технологическими возможностями и квалификацией производственного персонала.
Смазка оборудования на металлургических предприятиях
... Трансмиссионное масло (нигрол) для промышленного оборудования вырабатывают по ТУ 38—101—529 ... газ) используется в газостатических и газодинамических подшипниках, имеющих высокие частоты вращения. Масла, получаемые ... одну единицу (л. с.) передаваемой мощности и и корпус редуктора заливают по ... червячных передачах, металлургических машинах и узлах Смазка зубчатых передач. Цилиндрические передачи При ...
Институт имеет лицензии Госатомнадзора и Госгортехнадзора, а также сертификат соответствия требованиям ГОСТ Р ИСО-9001-2001 (ИСО 9001:2000) на систему менеджмента качества организации применительно к научно-исследовательской и проектно-конструкторской деятельности и производству оборудования.
Виды деятельности:
-
Диагностика и обследование существующих производств.
-
Проведение НИОКР для модернизации производств и обоснования конструкторских и технологических решений.
-
Разработка и согласование технических заданий.
-
Разработка конструкторской документации в системе ЕСКД и согласование ее с надзор-ными органами.
-
Изготовление оборудования, включая входной контроль качества материалов, курирование изготовления и стендовые испытания на собственных производственных мощностях и в заводских условиях по внешней кооперации.
-
Инжиниринговые услуги:
- выполнение проектных работ;
— комплектация покупными изделиями;
— авторское сопровождение при изготовлении, монтаже, пуско- наладке оборудования;
— обучение обслуживающего персонала;
— комплектная поставка по нормам АЭС и предприятий ядерного топливного цикла (ЯТЦ);
— проведение строительно-монтажных и пуско-наладочных работ;
— разработка и создание «под ключ» комплексов по обращению с РАО и ОЯТ для АЭС и предприятий ядерного топливного цикла;
— сервисное обслуживание.
Работы СвердНИИхиммаша были представлены на многочисленных отечественных и зарубежных выставках и отмечены медалями, Почетными грамотами, Дипломами и другими престижными наградами. Наиболее крупным присуждены Ленинская премия, Государственные премии СССР и РФ, премии Правительства СССР и РФ.
На территории института имеется 12 производственных корпусов: корпуса №№1, 6, 3, 12, 20, 4; цех №1, цех № 2, РСУ, гараж, склады, ВВО. С помощью института потребляют энергию 13 сторонних организаций, 7 организаций соцкульбыта. Основные объекты — площадка №1 и площадка №2, к 1 площадке относятся: корпуса №№1, 6, 3, 12, 20, 4, РСУ, цех№1, цех №2; к 2 площадке относятся: склады, гараж, ВВО.
2 ввода электроэнергии: 1-Уралхиммаш, 2- подстанция Нижнеисетская.
2 ввода теплоэнергии: 1- Уралхиммаш, 2- коллектор БРА через сети теплосетей Уралхиммаш.
Турбобур — забойный гидравлический двигатель
... и представлял собой гидравлический двигатель, выполненный на базе одноступенчатой осевой турбины, вал которой через промежуточный многоярусный планетарный редуктор приводил во вращение долото. Проблема реализации турбинного бурения была решена П.П. ...
Таблица 1.1
Фактическое потребление электроэнергии
Потребление,
кВт.ч.
Тариф,
Руб./ кВт.ч.
Затраты,
тыс. руб.
Производство
3 879 680
2,03
7 881
Соцкультбыт 1
385 317
2,97
1 144
Соцкультбыт 2
19 347
3,58
69
Итого
4 284 344
9 095
Таблица 1.2
Фактическое потребление теплоэнергии
Потребление,
руб./Гкал
Тариф,
Руб./ Гкал
Затраты,
тыс. руб.
Производство
10 410
486,6
5 065
Производство 2
4 980
674,89
3 361
Соцкультбыт
2 124
674,89
1 433
Итого
17 514
9 859
Диаграмма 1.1
Потребление электроэнергии института
Затраты на энергоресурсы считаем по формуле:
, (1)
где П-потребление энергии,
Т-тариф,
1.18- коэффициент, учитывающий НДС
Считаем экономию как разницу затрат на плановое потребление и фактическое потребление энергии.
В таблице 3 представлено
Таблица 1.3
Таблица 1.3 – Экономия (тыс. руб.) при потреблении тепловой и электрической энергии
Энерго-
ресурсы
Бюджет
Факт
от бюджета
(+)-эконом.
(-)-перерасход
Произв.
в тыс .руб.
с НДС
Соцкульт.
в тыс .руб.
с НДС
Всего
в тыс .руб.
с НДС
Произв.
в тыс .руб.
с НДС
Соцкульт.
в тыс .руб.
с НДС
Всего
в тыс .руб.
с НДС
Всего
в тыс .руб.
Назначение требования состав схемы и параметры анализ существующих ...
... ведущей трубы; 6 — вертлюг; 7 — стояк; 8 — крюкоблок Рисунок 1. Схема расположения вертлюга в буровой Вертлюг является пятой, обеспечивающей возможность ... устройств и с большим числом ступеней турбины. Дальнейшее совершенствование турбобуров способствовало широкому распространению ... пластов, состоящее из двух последовательных видов работ: укрепления (крепления) ствола скважины опускаемыми трубами, ...
с НДС
Эл. энергия
11 106
2 540
13 647
9299
1432
10732
2 915
Тепло
11 591
1 845
13 437
9942
1690
11633
1 803
Всего
22 697
4 385
27 084
19 242
3 123
22 366
4 718
2.1. Типы гидравлических двигателей
Гидравлические двигатели — машины для превращения энергии движущейся воды в механическую энергию. По устройству и характеру действия гидравлические двигатели делятся на водяные колеса и турбины. По характеру взаимодействия с водным потоком гидравлические двигатели могут быть активного либо реактивного типов.
Общая классификация гидравлических двигателей приведена на рисунке 2.1
Рисунок 2.1
Общая классификация гидравлических двигателей
Кроме типов гидравлических двигателей, приведенных в данной классификации имеется большое количество комбинированных двигателей и двигателей других конструкций.
2.2. Гидравлические турбины
Гидравлические турбины состоят, как правило, из двух колес — неподвижного и подвижного. Первое — направляющее, второе — рабочее, преобразующее силу движущейся воды в механическую работу. В камеры направляющего колеса вода поступает из кожуха, закрывающего механизм турбины со всех сторон. В этих камерах вода разбивается на отдельные, направляемые определенным образом струи, которые с большой скоростью падают на лопатки подвижного колеса. При этом водяные струи стремятся отжать лопатки подвижного колеса в сторону и этим приводят колесо в движение.
Форма лопаток подбирается так, чтобы струи входили в них без удара и, лишь постепенно отклоняясь от первоначального направления, давили на лопатки.
Отработанная вода выливается через центр турбины в сбросной канал. В турбине, в отличие от водяного колеса, вода действует на все лопатки сразу, а не на часть их, как в колесе и турбина может иметь при той же мощности гораздо меньший размер.
Доклад 1 — копия. Доклад По технологии «Гидравлический двигатель» ...
... применяются только при низких давлениях рабочей жидкости Гидромотор Гидромотор (гидравлический мотор) — гидравлический двигатель, предназначенный для сообщения выходному звену вращательного движения на неограниченный угол ... в основном кинетической энергии потока рабочей жидкости. Примером такого двигателя может служить турбина, на лопасти которой направляется струя жидкости под давлением. У ...
В зависимости от организации движения водного потока через лопаточный аппарат гидравлические турбины могут быть активного либо реактивного типа (рис.2.2).
Рисунок
Схема активной турбины
а – схема турбиной установки; б – рабочее колесо; 1 — верхний бьеф; 2 – трубопровод; 3 – сопло; 4 – рабочее колесо; 5 – кожух; 6 – отклонитель; 7 – лопатки (ковши)
В турбине реактивного типа движение возникает вследствие реакции на отталкивание воды от лопастей.
На рисунке 2.3 показаны схемы конструкций наиболее распространенных реактивных гидравлических турбин.
Рисунок 2.3
Общий вид рабочих колес реактивных турбин
а – радиально-осевая; б – пропеллерная; в – поворотно-лопастная; г– двухперовая; д – диагональная
2.3. Типы гидроэлектростанций.
Общая классификация гидроэлектростанций
Рисунок 2.5
Классификация гидравлических машин ГЭС
На рисунке 2.6 приведены схемы создания напора в плотинных и деривационных ГЭС.
Рисунок
Схема создания напора
а – с помощью плотины; б – с помощью деривационного канала; 1 – канал; 2 – напорный бассейн; 3 – турбинные водоводы; 4 – здание ГЭС; 5 – русло реки; 6 – плотина
По условиям размещения гидрогенераторов и здания ГЭС высоконапорные электростанции делятся на следующие:
-
русловые — гидрогенераторы установлены в теле плотины;
-
приплотинные — гидрогенераторы установлены в отдельном здании за плотиной и соединены с верхним бьефом водоводами.
5 стр., 2140 словЭкономическая часть дипломной работы строительство
... страниц. Презентация, представляющая отчет о выполненной дипломной работе и результаты работы. ПЕРЕЧЕНЬ ВОПРОСОВ, ПОДЛЕЖАЩИХ РАЗРАБОТКЕ В ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКЕ Постановка задачи Общая часть Практическая часть, Экономическая часть, Заключение:, Приложения:, Список используемой литературы, ...
Для мини- и микроГЭС чаще всего используются низконапорные, свободно-поточные и рукавные типы.
Рукавный тип ГЭС, Свободно-поточные ГЭС
В качестве гидродвигателя применяется водяное колесо подливного типа).
Схемы понтонных свободно-поточных микроГЭС приведены на рисунках 2.7-2.8.
Данная установка разработана компанией “НИСТЭН”.
Рисунок 2.7.
Схема понтонной свободно-поточной микроГЭС:
1 – турбинный узел; 2 – генератор; 3 — редуктор; 4 – преобразователь частоты; 5 – механизм погружения и подъема турбин; 6 – плавсредство
Рисунок 2.8.
Конструкция наплавной микроГЭС (ТОО “НИСТЭН”)
1 – турбинный узел; 2 – генератор; 3 – редуктор; 4 – преобразователь частоты; 5 – механизм погружения и подъема турбин; 6 – плавсредство
Наибольшее распространение у нас в стране и в мире получили низконапорные мини- и микроГЭС .
Этот тип ГЭС характеризуется широким спектром технических решений по выбору типа гидравлического двигателя и компоновке оборудования. На рисунке 2.9 приведена схема отечественныой микроГЭС.
Рисунок 2.9
Схема микроГЭС АОЗТ «МНТО ИНСЭТ» (г. С.Петербург) с горизонтальной радиально-осевой турбиной 
2.4. Коэффициент полезного действия ГЭС.
Коэффициент полезного действия ГЭС показывает, какая часть гидравлической энергии преобразуется в полезную форму (электрическую).
Наиболее полно все потери энергии на ГЭС учитывает КПД-нетто:
н э = гк м эл ген пр (1 Э сн ), (2.1)
где
гк
м
эл ген
пр
Специфика формирования технологической части дипломного проекта
... с ограничением сроков реализации и оформления результатов. Роль технологической части дипломной работы Технологический раздел дипломной работы играет важнейшую роль в подготовке и оценке новоиспеченного специалиста. ... цикла и пр.). Какие источники информации кладут в основу технологической части дипломной работы? Технологическая часть ВКР представлена в виде всевозможных расчетов, схем и графиков, ...
Э сн — относительный расход энергии на собственные нужды ГЭС (освещение, аппаратура, КИП и др.).
Как правило, для мини- и микроГЭС с турбинами значения этих коэффициентов находятся в следующих интервалах:
гк
пр
Таким образом, КПД-нетто может изменяться в пределах:
н min эл = 0,7 0,97 0,95 0,96 0,9 = 0,56;
н max эл = 0,9 0,99 0,96 0,98 0,98 = 0,82
Часто наряду с КПД-нетто рассматривают КПД-брутто ГЭС — данные коэффициента связывает соотношение
н эл = бр эл (1 Э сн ).
(2.2.)
3. Расчет валового энергетического потенциала гидроузла
3.1. Основные характеристики ГТС
Таблица
Наименование характеристик ГТС
Наименование ГТС (по балансу)
плотина
водосброс
Тип
Сборная
2 шт.
Год начала строительства
1724г.
1724г.
Год ввода во временную эксплуатацию
1724г.
1724г.
Год ввода в постоянную эксплуатацию
1724г.
1724г.
Балансовая стоимость на год включения в Регистр, млн. руб.
5,24
Процент износа на год включения в Регистр, %
35
Максимальная высота, м
10,5
Длина, км
0,25
0,0067*2
Тип основания и метод его подготовки
Курсовая работа санитарно техническое оборудование зданий
... санитарным приборам, водоразборную, смесительную и запорную арматуру. Ввод водопровода в здание представляет собой подземный трубопровод, подводящий воду от наружной сети к зданию. ... водоснабжения и канализации жилого многоэтажного дома с техническим подпольем и плоской кровлей. Количество этажей в ... труба. Поливочный кран размещается в нише цокольной части наружной стены. С наружной стороны в ...
Земляная
Гидромеханическое оборудование (тип, количество)
Электрические лебедки – 2 шт.;
ручные тали – 2 шт.;
затворы – 2шт. металлические;
шандоры – 2шт. деревянные
Максимальный проектный расход, м
165
Фактический макс. расход при наличии ограничений проектной водопропускной способности, м 3 /с
136
Гидротехнический узел плотины имеет два водосливных отверстия шириной 6.7 м. Стены и днище проемов выполнены из массивных железобетонных конструкций.
Управление затворами плотины осуществляется электромеханическим оборудованием, расположенным на втором этаже павильона управления. Здание павильона двух этажное, представляет собой прямоугольную в плане этажерку.
В результате осмотра надземных несущих строительных конструкций гидротехнического узла и павильона, в местах возможного доступа обнаружены признаки деформации некоторых конструкций.
Так, монолитное железобетонное перекрытие, на которое установлено подъемное оборудование, на отдельных участках имеет трещины шириной раскрытия до 1 мм в сечениях железобетонных балок и монолитных плит покрытия. Отсутствует сцепление рабочей арматуры с бетоном в контурных железобетонных балках. Железобетонная сливная плита имеет разрушение защитного слоя бетона. В железобетонных плитах перекрытия сливных отверстий бетон исчерпал ресурс морозостойкости, разрушившись местами на глубину до 300мм. В момент осмотра земляного тела плотины было обнаружено, что с правой стороны нижнего бьефа фильтруется и скапливается вода, образуя заболоченный участок территории (= 30 — 50 м 2 ), имеются выходы подземных вод — «ключи».
Высота земляной плотины – 10,5 м, напор на плотину – 8,5 м, длина до 250 м.
Водосбросные отверстия плотины рассчитаны на пропуск расхода водыобеспеченностью1%, в размере 136 м 3 /с, при нормальных условиях эксплуатации и проверены на пропуск расхода обеспеченностью 0,1%, в размере 165 м3/с, с повышением горизонта на 0,5 м против нормально-подпертого.
Объем водохранилища при нормально-подпертом горизонте на отметке 229 м составил 10,25 млн.м
Общая длина земляной плотины, включая заложенные в ней сооружения, около 210м, а ширина по гребню плотины – 37м. Абсолютные отметки по гребню плотины колеблются в пределах 228,3 – 228,8м. Верховой откос земляной плотины укреплен стенкой из каменной кладки на известковом растворе, расположенной предположительно на свайном ростверке; высота стенки колеблется в пределах 1 – 1,5м. Низовой откос плотины также укреплен каменной и подпорной стенкой на известковом растворе; высота этой стенки достигает 7,0 – 8,0м. В сопряжении с берегами земляная плотина имеет уширения, откосы которых хорошо задернованы.
3.3.2 Водосбросное сооружение
Водосбросное сооружение расположено в теле плотины, в 120м, от правого берега и состоит из понурного лотка, длиной в 17,5м, и водобойной части длиной 16,8м. Водобойная часть сооружения представлена в виде двух каменных сводов, перекрывающих отверстия шириной по 7,0м, опирающихся на боковые каменные стены. В водохранилище, перед входом в понурный лоток водосброса установлена льдоудержательная стенка.
3.3.3 Водозаборное сооружение
Водозаборное сооружение расположено в теле плотины в 70м от правого берега. Понурная часть имеет длину 17,5м, а водобойная часть – 18,2м. Впереди понурного лотка устроена льдоудержательная стенка. Водобойный лоток имеет форму прямоугольника в плане, шириной 4,2м. По середине лотка уложен металлический трубопровод диаметром 2,5м. Вход в трубопровод перекрывается деревянным щитом. В части прилегающей к щитовой стенке водобойный лоток перекрыт проезжим мостом, шириной около 9,0м.
3.3.4 Водохранилище
Образованное плотиной Н-Исетское водохранилище занимает долину р.Исеть и, частично, долину ее притока р.Патрушихи. В части примыкающей к плотине, правый берег водохранилища крутой, а левый берег – пологий. По мере отдаления вверх от плотины оба берега делаются низкими, пологими. Водохранилище при нормально подпертом горизонте (227,1м) имеет зеркало 380 гектаров и объем – 12,75 млн.м 3 .
3.3.5 Состояние земляной плотины
Длительный срок службы земляной части плотины и отсутствие в низовом откосе выклинивающейся воды указывает на значительные запасы прочности.
К недостаткам земляной части плотины относится:
-
Неодинаковое возвышение гребня ее над подпертым горизонтом, как по продольному профилю, так и в каждом поперечном сечении плотины.
-
Частичное разрушение каменной стенки, крепящей верховой откос.
Обильная фильтрация наблюдается в нижнем бьефе в основании внешних стенок устоев обоих сводов водосбросного сооружения, вследствие разрушения сливной его части.
Диаграмма
Диаграмма
-
-
Водно-энергетический расчет
-
Диаграмма
Диаграмма
Мощность ГЭС определяется по формуле:
(3.2)
В качестве исходных данных для проектирования ГЭС берутся среднемесячные расходы воды Q i и расчётный напор h .
Исходные данные для Нижне-Исетского водохранилища ( h =8,5 м ) приведены в таблице 3.2:
Таблица 3
Месяц
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
Средние месячные расходы воды Q , м 3 /с
2,48
3,23
7,06
24,86
24,68
10,84
12,41
12,01
8,72
7,24
5,67
2,99
Среднемесячная эквивалентная мощность ГЭС P г , кВт
172,9
225,1
492,1
1733
1720
755,5
864,9
837,1
607,8
504,6
395,2
208,4
Т, ч
744
672
744
720
744
720
744
744
720
744
720
744
Поиск оптимального значения установленной мощности
максимально возможная величина вырабатываемой годовой электроэнергии в кВтч.
Т i – количество часов в i — том месяце.
Условие нормировки функции :
( Q в-са =0, весь потенциал водоёма расходуется на выработку электроэнергии)
Среднесуточное время работы гидроагрегата на номинальной мощности
Таблица
P,кВт
Pопт, кВт
Кол-во дней, Д
Ч, часов
производство энергии, кВтЧ
Т, часов
172,9
730,1
31
744
128605
10,4
225,1
28
672
151288
12
492,1
31
744
366109
15,3
1733
30
720
1247574
24
1720
31
744
1279826
24
755,5
30
720
543995
24
864,9
31
744
643543
24
837,1
31
744
622800
24
607,8
30
720
437604
24
504,6
31
744
375443
24
395,2
30
720
284543
24
208,4
31
744
155052
12,8
Годовая выработка эл. энергии, кВтч
6236382
Диаграмма
Возьмем несколько значений коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) и посмотрим, где экономическая эффективность капитальных вложений достигнет максимума. Максимум и будет самой экономически выгодной оптимальной мощностью.
По кривой обеспеченности водохранилища для каждого значения КИУМ рассчитаем
Р =
где —
Эгод = Руст * 8760 * КИУМ
Ц — экономическая эффективность вложений
Ц = Эгод / К
К – капиталовложения, руб.
Куд = 350, удельные капвложения за 1 кВт, долл.
Курс доллара – 37 руб.
К = 350 * 30 * Руст
Таблица 3.4
КИУМ
Q
Р, кВт
Э, кВт*ч
К
Ц
1
2
142
1240504
1491000
0,084
0,7
4,5
319
1953793
3339000
0,584
0,5
8
566
2481007
5943000
0,417
0,35
11,5
814
2496513
8547000
0,292
0,175
14
991
1519617
10500000
0,148
0,1
16,5
1168
1023415
12264000
0,083
Диаграмма
Выводы
-
Насыпная часть плотины в основном сложена плотными суглинками, практически не фильтрующими. Коэффициент фильтрации насыпных суглинков в среднем равен 0,00000173 см/сек.
-
Подстилающими грунтами насыпных грунтов тела плотины являются в основном аллювиальные пески четвертичного возраста. Коэффициент фильтрации аллювиальных песков равен 0,0051 см/сек, для деревянистых образований коэффициент фильтрации равен 0,008 см/сек.
-
Как грунтовые воды, так и поверхностные по содержанию в них аммиака и агрессивной углекислоты, являются водами сильно агрессивными по отношению к бетону на портландцементе.
Для составления технического проекта необходимо на площадке плотины провести дополнительно колонковое бурение с целью выявления мощности аллювиальных отложений и залегания кровли коренных пород, а так же определения фильтрационных свойств аллювиальных отложений и коренных пород методом опытных откачек.
4. Построили кривую обеспеченности водохранилища, по этой кривой определили оптимальную величину установленной мощности. Так же определили КИУМ, мощность.
5. На основании данных и расчетов, приведенных в предыдущих разделах (Расход воды – 3-10 м3/с, напор – 8,5 м, мощность – 300-400 кВт), выбираем подходящее оборудование.
4. Выбор целесообразной установленной мощности для выработки электроэнергии
4.1 Компоновочные решения для микроГЭС
В приведенном примере здание ГЭС примыкает к плотине со стороны нижнего бьефа и не воспринимает напор верхнего бьефа, что позволяет существенно облегчить его конструкцию, особенно в подводной части. Давление верхнего бьефа передается на здание ГЭС через турбинный водовод — оно невелико и учитывается при расчетах отдельных опорных конструкций здания.
Для случая с напорным трубопроводом (рис.5.5) типовое здание ГЭС должно быть выполнено с вертикальной радиально-осевой турбиной, спиральным подводом воды и прямоосной конической отсасывающей трубой. Для него при D 1=1 м объем бетона Wбет=138 м 3 .
При использовании в качестве водовода безнапорного лотка целесообразно использовать здание ГЭС с открытой турбинной камерой. Для него при D 1=1 м и Н=4 м объем бетона составит W бет = 93 м 3 .
В качестве альтернативного варианта может быть рассмотрено русловое здание ГЭС с напорной турбинной камерой, вертикальной радиально-осевой турбиной, спиральным подводом воды и прямоосной конической отсасывающей трубой. Проточная часть блоков зданий русловых ГЭС состоит из водоприемника, турбинной камеры и отсасывающей трубы. Размеры подводной части определяются диаметром рабочего колеса D 1, максимальной и минимальной глубиной нижнего бъефа Hmax и Нmin, высотой отсасывания Hs , компоновкой агрегата, типом и габаритными размерами турбинной камеры и отсасывающей трубы.
Таким образом, для
На основе рассмотренных вариантов можно сделать вывод о том, что для
микроГЭС, строящихся в данных условиях, наиболее предпочтительным является здание ГЭС с открытой турбинной камерой и подводом воды с помощью безнапорных лотков рис 4.1
Здание микроГЭС с безнапорными водоводами
Рисунок 4.1
Здание микроГЭС с напорным трубопроводом
Рисунок 4.2.
Одним из перспективных направлений на современном этапе развития малой гидроэнергетики является создание секционных малых ГЭС, собираемых из блок-секций полной заводской готовности, включая комплектную поставку оборудования, например конструкция малой ГЭС. В агрегатной блок-секции установлен гидроагрегат мощностью 600 кВт. Кроме гидроагрегата в блок-секции установлен автоматический регулятор частоты вращения, выполненный в едином блоке с МНУ. Все системы управления, автоматики, возбуждения генератора вынесены в секцию управления и автоматики, одну на два гидроагрегата.
Несущие конструкции блок-секции изготовлены из металла, а ограждающие — из легких панелей. Съемная крышка позволяет выполнять монтажные операции с оборудованием при помощи автокрана.
На месте строительства возводится фундаментная часть малой ГЭС, включая подводящий и отводящий тракты. Блок-секции устанавливаются на фундамент, выполняется стыковка трубопроводов, опускается в отводящую камеру отсасывающая труба, и рама гидроагрегата крепится анкерами. После этого малая ГЭС готова к работе.
Применение секционных ГЭС большой мощности ограничено габаритами гидроагрегата, а также блок-секции, что обусловлено возможностями транспортных средств.
Напорные трубопроводы.
Напорная деривация является сооружением дорогостоящим, требующим, как правило, устройства уравнительного резервуара, и поэтому на малой ГЭС может быть применена лишь в исключительных случаях, например на трассе переброски стока из одной реки в другую. В этом случае напорная деривация выполняется в виде туннеля.
Турбинными водоводами принято называть участок напорных трубопроводов от водоприемника или уравнительного резервуара до гидротурбины.
По схеме водоподачи различают раздельный, групповой и объединенный подводы воды к гидротурбинам. Предпочтение той или иной схеме может быть отдано после их технико-экономического сопоставления с учетом конкретных условий. Однако можно сформулировать ряд общих положений, позволяющих облегчить такой выбор. Раздельный подвод воды целесообразен:
1) при небольшой длине водоводов, когда их объединение будет связано с устройством дополнительных конструктивных элементов, задвижек, развилок и др.;
2) при возможности использования стандартных труб (стальных или сборных железобетонных), если объединенная схема исключает такую возможность;
3) при ограничении размеров элементов трубопровода по условиям транспортировки.
Объединенный подвод воды применяют в случае использования в качестве турбинного водовода либо туннеля, либо бетонной галереи, а также если толщина стального трубопровода определяется не прочностными расчетами, а конструктивными соображениями, что приводит к значительной экономии металла.
Турбинные трубопроводы современных малых ГЭС выполняются либо из железобетона, либо из стали. При небольших напорах и расходах возможно применение водоводов из полимерных или асбестоцементных труб, выпускаемых промышленностью.
Стальные трубопроводы наиболее универсальны и предназначены для широкого диапазона напоров и расходов гидротурбины в различных природных условиях. Сдерживает их применение дефицит металла (в основном листового металла для сварных трубопроводов), необходимость проведения антикоррозионных мероприятий как при строительстве, так и в процессе эксплуатации. Стальные трубопроводы могут быть проложены как открыто, так и закрыто.
При открытой прокладке трубопроводы выполняются разрезными, т.е. состоящими из отдельных секций, соединенных компенсаторами (температурными или температурно-осадочными).
Каждая секция имеет одну анкерную опору, воспринимающую осевые усилия, и промежуточные опоры, не препятствующие осевым перемещениям и воспринимающие только усилия, нормальные оси трубопровода (составляющие собственного веса трубопровода и воды).
Анкерные опоры намечаются к установке в местах поворота оси трубопровода. В пределах секции трубопровод прямолинеен.
Закрытые (или засыпанные) трубопроводы не испытывают значительных температурных воздействий и выполняются неразрезными, Неразрезным выполняется также и открытый криволинейный участок трубопровода, где температурные деформации компенсируются за счет изменения кривизны оси водовода. При определении диаметра турбинного водовода необходимо руководствоваться экономичностью принятого решения и необходимостью ограничения скорости во избежание гидравлического удара.
Для стальных труб предварительное определение экономически наивыгоднейшего диаметра может выполняться по приближенной формуле:
D эк =( 7 √5.2* Q 3 макс )/Н 0 . (4.1)
Время полного закрытия регулирующего органа гидротурбины принимают равным от 3 до 8 с. При работе малых ГЭС в энергосистеме в целях отказа от уравнительного резервуара возможно увеличение Ts до 30-40 с. Если диаметр, определенный по формуле (5.9) при Ts = 3-8 с, значительно больше экономически наивыгоднейшего, следует увеличивать Ts , прибегая к дополнительным мерам, ограничивающим разгон гидроагрегата (увеличение махового момента за счет установки либо генератора с утяжеленным ротором для вертикальных гидроагрегатов, либо маховика для горизонтальных гидроагрегатов).
Толщина оболочки стального трубопровода может быть определена по «котельной» формуле:
δ
где р — внутреннее давление, кг/см 2 ; D — внутренний диаметр трубопровода, см; R — расчетное сопротивление стали, кг/см 2 .
Толщина оболочки стального трубопровода по конструктивным соображениям должна быть не менее:
δ , MM
При
При 1 <= D < 1, 6 м ……..… 8
При 1,6 <= D < 4 м ……….. 10
Железобетонные трубопроводы могут применяться на малых ГЭС в основном в виде стандартных сборных раструбных труб, изготавливаемых в соответствии с ГОСТ 12586.0-83*. (* ГОСТ 12586.0—83. Трубы железобетонные напорные виброгидропрессованные. Технические условия.)
Такие трубы выпускаются промышленностью диаметром 500-1600 мм на напоры до 200 м. Они укладываются на подготовку из грания либо бетона.
Выполнение турбинных водоводов из монтолитного железобетона, а также сталежелезобетонными едва ли целесообразно вследствие технологических сложностей. Исключением могут оказаться трубопроводы большого диаметра ( D > 2м).
Водоприемники
По конструкции напорные водоприемники могут быть плотинными, береговыми или башенными. Плотинные водоприемники, размещаемые в теле бетонной плотины, характерны для больших плотинных ГЭС, а для малых ГЭС такое решение является достаточно редким, поскольку для малых ГЭС высокие бетонные плотины сооружаются редко. Береговые водоприемники устраиваются в случае создания малых ГЭС при водохранилище с высокой плотиной из грунтовых материалов.
Наиболее распространенными являются башенные водоприемники. Их основной признак — отдельностоящая башня с водоприемными отверстиями. Верх отверстий заглублен под минимальный уровень верхнего бьефа на 0,5-1,0 м. Площадь отверстий назначена из условия обеспечения скорости воды на неочищаемой решетке не более 0,5 м/с, на очищаемой 1-1,2 м/с. Башенный водоприемник, как правило, имеет паз ремонтного заграждения, располагаемый за решеткой. В случае отсутствия в здании малой ГЭС предтурбинного затвора ремонтное заграждение выполняется в виде затвора, пригодного для опускания в движущийся поток.
Для очистки решетки от мусора перёд ней может быть предусмотрен паз грейферного механизма.
Безнапорные водоприемники обычно являются составной частью головного узла деривационной малой ГЭС.
Основная проблема, стоящая перед проектировщиками при разработке таких сооружений, — борьба с попаданием донных наносов в энергетический тракт. Она решается применением комплекса компоновочных и конструктивных мероприятий.
К компоновочным мероприятиям следует прежде всего отнести размещение водоприемника на вогнутом берегу реки, куда в результате поперечной циркуляции потока устремляются свободные от донных наносов поверхностные струи. Водоприемник при этом рекомендуется располагать ниже середины криволинейного участка русла. При отсутствии подходящего поворота русла могут быть использованы инженерные способы создания искусственной поперечной циркуляции потока, в качестве одного из них можно рекомендовать струенаправляющие системы М.В. Потапова.
К конструктивным мерам следует отнести решения, обеспечивающие промывку осажденных наносов. Это водоприемник «тирольского» типа с донной водозаборной галереей, защищенной от попадания наносов решеткой. Недостатком его является регулярное засорение решетки крупными наносами. Более надежную работу показывают шахтные водоприемники. В них вертикальные решетки не подвержены засорению донными наносами, однако забиваются плавающим мусором и требуют периодической промывки.
При наличии большого числа мелких фракций наносов существует опасность их выпадения в отводящей галерее и ее засорения, поэтому весьма ответственным является обеспечение скоростей воды, при которых заиление не произойдет.
4.2 Выбор вспомогательного оборудования
4.2.1 Гидрогенераторы
Гидрогенератор служит для преобразования механической энергии вращения вала гидроагрегата в электрическую энергию требуемых параметров по частоте тока и напряжению.
Как правило, на малых ГЭС применяются синхронные явно полюсные гидрогенераторы с вертикальным, горизонтальным, а иногда и с наклонным расположением вала. В последнее время получили распространение установки с асинхронными гидрогенераторами, включающие специальные преобразователи частоты и батареи конденсаторов для обеспечения работы гидроагрегата на изолированную нагрузку.
Основными параметрами гидрогенератора являются электрическая мощность, частота вращения и напряжение на его выводах.
Полная электрическая мощность гидрогенератора, кВ-А
S = 1,73* U * I (4.3)
где U — линейное напряжение на выводах, кВ; I — фазный ток статора, А.
Активная мощность гидрогенератора, кВт,
N г = S * cosφ , (4.4)
где
О выборе мощности гидрогенератора
n c = 3000/2р, (4.5)
где р — число пар полюсов гидрогенератора.
Эта частота вращения должна быть возможно близкой к оптимальной частоте вращения гидротурбины для обеспечения надежной и экономичной работы гидроагрегата. Для работы малой ГЭС на сеть местного района напряжение гидрогенератора выбирается равным 10,5 или 6,3 кВ, и только для очень малых гидрогенераторов (мощностью менее 250 кВт) можно принимать напряжение 0,4 кВ.
Конструктивно гидрогенератор состоит из пяти основных узлов: ротора с полюсами, статора с обмоткой, опорных конструкций, подшипников и системы возбуждения. В зависимости от расположения вала (горизонтальное или вертикальное) эти узлы принимают соответствующие формы.
При выборе размеров и конструктивного исполнения гидрогенераторов следует ориентироваться в первую очередь на использование серийных генераторов для дизельных электростанций, так как это позволяет, во-первых, получить освоенный генератор и, во-вторых, снизить его стоимость за счет серийности. Однако при таком выборе следует учесть два важных отличия гидрогенераторов от генераторов для дизельных электростанций:
1) более высокую разгонную частоту вращения, т.е. ту частоту, которую достигнет генератор после внезапного полного сброса нагрузки при сохраняющейся мощности турбины. Если для стандартных синхронных генераторов превышение частоты вращения при сбросе нагрузки принято 20%, то для гидрогенераторов это превышение составляет 50-80% при соединении с радиально-осевыми гидротурбинами и до 120% при соединении с поворотно-лопастными.
Это обстоятельство требует более прочных материалов и креплений для ротора гидрогенератора и более строгой его балансировки;
2) более высокие осевые усилия от рабочего колеса гидротурбины. Если турбина не имеет своего подпятника, то это дополнительное усилие должно восприниматься подшипниками гидрогенератора.
Серийные горизонтальные гидрогенераторы имеют частоты вращения 250, 500, 750, 1000 и 1500 об/мин. Столь высокие частоты вращения присущи только гидротурбинам небольшой мощности и при высоких напорах. Низконапорные гидротурбины имеют частоты вращения 125-300 об/мин. Для таких случаев становится весьма заманчивой идея установки между гидротурбиной и гидрогенератором повышающей передачи (мультипликатора).
Это может быть цилиндрический или планетарный мультипликатор для гидроагрегата с горизонтальным валом или конический для горизонтальной гидротурбины и вертикального гидрогенератора. Установка мультипликатора кроме сокращения размеров и стоимости гидрогенератора позволяет выбрать оптимальную частоту вращения гидротурбины путем подбора рационального передаточного отношения. При расчете мощности гидротурбины в этих случаях необходимо учитывать потери в мультипликаторе: около 3% для тщательно изготовленных планетарных и около 5% для цилиндрических.
Для вертикальных низконапорных гидротурбин применяются гидрогенераторы мелкосерийного изготовления, похожие на генераторы средних по мощности ГЭС. Эти генераторы имеют, как правило, подвесное исполнение с опорой подпятника на верхнюю крестовину. Основным их отличием от генераторов крупных ГЭС является система вентиляции, которая для мощности менее 3 тыс.кВт может приниматься разомкнутой без установки специальных водяных воздухоохладителей.
Конструктивное исполнение современных генераторов претерпело незначительные изменения по сравнению с конструкциями 50-х годов. Однако современная технология позволила значительно повысить их надежность за счет применения термореактивной изоляции на эпоксидных связующих и надежных подпятников с эластичными металлопластмассовыми сегментами. Применение статической тиристорной системы возбуждения вместо вращающихся машин постоянного тока снижает габариты генераторов, повышает надежность и качество регулирования напряжения.
В этом случае гидроагрегат имеет только генераторные подшипники, рабочее колесо турбины и маховик (для увеличения инерции вращения частей) расположены на консолях вала генератора. Этот генератор, кроме того, имеет современную бесщеточную систему возбуждения, что в целом повышает надежность этой системы.
Ориентировочно определить характеристики и габариты синхронных гидрогенераторов с частотой вращения свыше 500 об/мин можно на основе каталогов на генераторы дизель-электрических станций, но для крупных вертикальных гидрогенераторов с частотами вращения 125-250 об/мин пока таких каталогов не существует. Поэтому их размеры и масса должны определяться на основе данных заводов-изготовителей.
Маховой момент гидрогенератора, т·м
GD 2 =3,2 ( D i 2 — D i 0 2 ) · l t , (4.6)
D i 0 — внутренний диаметр обода ротора, м; для малых генераторов D i 0 = D i -1,7; для крупных генераторов D i 0 = D i — 2,5.
Общую массу гидрогенератора, т, принимают в зависимости от
G г = 24 · D i · l t (4.7)
Массу ротора генератора следует принимать равной половине общей массы гидрогенератора.
На малых ГЭС, работающих в энергосистеме, в целях удешевления электротехнического оборудования могут устанавливаться асинхронные генераторы, более простые в изготовлении и эксплуатации. При установке асинхронных генераторов на малых ГЭС, работающих на достаточно мощную энергосистему, их возбуждение обеспечивается энергосистемой. Следует лишь учесть, что асинхронный генератор для своей работы требует частоту вращения на 2-3% выше синхронной (на значение скольжения), а также необходимость установки батарей конденсаторов при высоких требованиях со стороны системы к компенсации реактивной мощности. Кроме того, следует учитывать, что напряжение у асинхронного генератора изменяется от нагрузки (на 18% от холостого хода до полной нагрузки).
В последнее время (пока для микроГЭС) получила распространение схема установки асинхронного генератора с нерегулируемой турбиной и преобразователем частоты, приспособленная к работе как с энергосистемой, так и на изолированного потребителя. В этом случае для самовозбуждения асинхронного генератора устанавливается батарея конденсаторов, а поддержание частоты тока обеспечивается преобразователем частоты. Такие установки мощностью 1,5-10 кВт доведены до уровня промышленных образцов, такие установки изготовлены в КиргНИОЭ. Эти схемы обеспечивают удовлетворительные характеристики тока и напряжения для бытовых потребителей. По мере развития электронной технологии (в части преобразователей частоты) такие схемы найдут широкое применение и для более мощных ГЭС. Например, фирма «Кортина» (Англия) выпускает серийные преобразователи частоты для работы с асинхронными генераторами до мощности 500 кВт. В бывшем СССР изготовлены преобразователи частоты (для пуска генераторов-двигателей ГАЭС) мощностью 15 тыс-кВт.
4.2.2.ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
К электротехническому оборудованию малых ГЭС относятся генераторы с системой возбуждения, выключатели генераторные и линейные, повышающие трансформаторы, ячейки генераторного напряжения со сборными шинами при установке на ГЭС двух или трех гидроагрегатов, шкафы управления и электрических, а также механических защит.
Большое число малых ГЭС имеют один гидроагрегат, поэтому для них схема электрических соединений весьма простая: блок генератор-трансформатор — ВЛ с установкой одного или двух выключателей. При работе на изолированную нагрузку устанавливается только генераторный выключатель. При установке на ГЭС двух-трех генераторов выполняется сборная система шин генераторного напряжения с одним повышающим трансформатором и генераторными выключателями у каждого генератора. При установке асинхронных генераторов к сборным шинам присоединяется батарея конденсаторов для компенсации реактивной мощности и обеспечения самовозбуждения генераторов.
Для питания потребителей собственных нужд в случае, если генераторное напряжение принято 6 или 10 кВ, устанавливается трансформатор собственных нужд, подключаемый к сборным шинам генераторного напряжения через предохранители.
Все потребители собственных нужд должны снабжаться переменным током напряжением 380/220 В, включая системы управления и защиты, кроме пусковых устройств агрегата и аварийной сигнализации, которые должны питаться постоянным током от небольшой аккумуляторной батареи напряжением 24 В.
При установке на малой ГЭС микропроцессора его электроснабжение обеспечивается специальным блоком питания, получающим энергию как от сети собственных нужд, так и от аккумуляторной батареи 24 В при пуске ГЭС с нуля и в период остановки.
Распределительное устройство генераторного напряжения может выполняться на типовых заводских ячейках наружной и внутренней установки. Последнее по условиям безопасности предпочтительнее. Применение специального несерийного электротехнического оборудования для малых ГЭС нежелательно, так как это может в дальнейшем создать трудности с обеспечением запасными частями и заменой вышедших из строя ячеек или их оборудования. Это же относится и к системам автоматики и электрических защит. Прогресс в электротехнике, по-видимому, позволит в ближайшем будущем размещать электрические шкафы и ячейки в зданиях малых ГЭС без значительного увеличения площади помещений, определяемых установкой основного гидросилового оборудования.
5. Обоснование использования мини-ГЭС
Целесообразность выбора мини-ГЭС исходит из технико-экономических расчетов, т.к. себестоимость 1 кВт*ч, полученная с МГЭС будет равна 1,74 руб., что гораздо меньше тарифа используемого институтом 2 руб. 38 коп.
Подбор оборудования для МГЭС сводится к выбору гидротурбин, так как она является главным элементом преобразования механической энергии в электрическую. Учитывая исходные данные по ГТС ( напор, расход), а также водноэнергетический расчет с определением оптимальной величины мощности произведена выборка по представленному оборудованию.
Выбрали гидротурбину Пр 10-120 гидроагрегата ГА1 производства АОЗТ «МНТО ИНСЕТ» ( г. С.-Петербург).
При этом руководствовались принципом, чтобы основные параметры для проектируемой МГЭС попадали в наиболее узкий диапозон характеристик представленного оборудования. Важным фактором при отборе являлась стоимость оборудования, приведенная на 1 кВт установленной мощности.
Заключение
1. Анализ конструкции ГТС Н.-Исетского водохранилища, расчеты водно-энергетических характеристик показали возможность размещения МГЭС. Требования надежности электропроизводства в условиях широкого изменения расходных характеристик показывают целесообразность установки многоагрегатной МГЭС.
2. Уровень ожидаемого энергопроизводства составляет 3213600 кВт*ч в год при структуре МГЭС 5*100 кВт.
3. Оптимальная структура МГЭС ( количество агрегатов) определялись по минимальной себестоимости вырабатываемой электроэнергии, которая составила для оптимального варианта 1,74 руб. за 1кВт*ч.
4. Производство энергии на МГЭС обеспечивает энергоснабжение на
ОАО « Сверд НИИХиммаш» (4284344 кВт*ч) на 99%, а также позволяет в перспективе реализовать режим энергообеспечения в период дневного максимума потребления.
