На территории бывшего СССР эксплуатируется около 2000 водохранилищ емкостью свыше 1 млн. м2каждое. Большинство водохранилищ построены без ГЭС и предназначены для орошения земель, водоснабжения населения и промышленности. Создаваемые плотинами гидроузлов таких водохранилищ напор и попуски в нижний бьеф могут быть использованы для выработки электроэнергии.
Пристройка малых ГЭС к неэнергетическим водохранилищам обеспечит повышение эффективности комплексного использования водных ресурсов, уменьшит или полностью исключит затраты на создание напорного фронта, водохранилища, водосборных сооружений, на переустройство нижнего бьефа, основание стройплощадки (прокладка дорог, электроснабжение строительства) и др. Эти затраты соизмеримы со стоимостью энергетического тракта малой ГЭС, а зачастую значительно превышают ее.
Пруды и копани объёмом меньше 1 млн. м2обладают небольшим энергетическим потенциалом, потому что основной объём воды из них забирается из верхнего бьефа, а сбросы в нижний бьеф состоят только из санитарного попуска, составляющего незначительную величину, устанавливаемую по летнему минимальному стоку 85 %-го по обеспеченности году.
Снижение уровней верхнего бьефа, следовательно, и напора, на ряде гидроузлов по отношению к максимальному достигает 50...60 %. Эффективное использование гидроэнергетического потенциала таких водохранилищ возможно по таким схемам: применение многоскоростных турбин, соединяемых с генератором через редуктор с постоянной частотой вращения; применение многоскоростных генераторов; установка на одной ГЭС турбин, рассчитанных на разные напоры.
2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ МАЛЫХ ГЭС
Основные, исходные положения при проектировании современных малых ГЭС: малые ГЭС должны быть полностью автоматизированы и работать без постоянного эксплуатационного персонала, что повышает их экономическую эффективность; проектирование конкретных объектов должно вестись, как правило, на основе унифицированных проектных решений.
Эти условия позволяют снизить стоимость ГЭС и обеспечить быстрый ввод ГЭС после получения заказа на проектирование.
2.1. Основные схемы использования водной энергии
Чтобы превратить энергию текущей воды в электрическую, необходимо, как это следует из (1.12), иметь определенные значения расхода и напора. В естественных условиях концентрированные в определенном месте напоры и гарантированные расходы встречаются крайне редко. Обычно равнинные реки имеют уклоны свободной поверхности i = 0,05...0,1 % ° (0,05...0,1 мпадения высоты на 1 км длины реки), горные – 5...10 % °. Поэтому необходимые для турбины ГЭС напоры создают искусственно.
В зависимости от местных топографических и инженерно-гидрогеологических условий, величины напоров, расходов и к.п.д. ГЭС применяют различные схемы гидроузлов и конструкции ГЭС.
По способу создания напора малые ГЭС подразделяются на плотинные, деривационные, смешанные (плотинно-деривационные) и малые ГЭС при готовом напорном фронте (на перепадах каналов, в системах водоснабжения и др.).
В состав ГЭС в зависимости от её типа входят головной узел, деривация (в деривационных и смешанных ГЭС) и силовой узел.
Головной узел представляет собой глухую или водосливную плотину при помощи, которой можно поднять уровень воды в верхнем бьефе до расчетной высоты с целью подачи воды в напорный бассейн ГЭС или в деривацию. Головной узел включает также водоприемник, водосброс и водовыпуск.
Деривация представляет собой группу водопроводящих напорных или безнапорных сооружений (каналы, штольни, трубопроводы и т.д.), при помощи которых вода из реки (водохранилища) подается в напорный бассейн ГЭС.
Силовой узел состоит из напорного трубопровода, берущего начато от напорного бассейна и соединенного с турбинами, здания станции и отводящего канала. В здании ГЭС установлены турбины с генераторами и вспомогательное оборудование.
Плотинные схемы. Это наиболее распространенные схемы энергетического использования равнинных малых рек со сравнительно малыми уклонами. Напор на гидроустановке создается сооружением плотины перегораживающей реку и подпирающей в ней воду (рис. 2.1). Водное пространство перед плотиной носит название верхнего бьефа (ВБ), водное пространство ниже плотины называется нижним бьефом (НБ).
Плотинная схема энергетического использования может осуществляться в зависимости от типа речной долины равнинной реки и напора в двух вариантах: без выхода подпорного уровня на пойму и с выходом на неё (рис. 2.2).
Первая схема (рис. 2.2, а) рекомендуется для рек с широкой поймой и глубоко врезанным руслом. В этом случае отметка нормального подпорного уровня назначается так, чтобы при возведении плотины вода не выходила из основного русла реки. Для такой схемы характерны русловая компоновка здания ГЭС с небольшими напорами (от 1,5 до 4,5 м)и небольшая мощность станции (от нескольких сотен до одного-двух тысяч киловатт).
На равнинных реках с относительно неширокой глубоко врезанной поймой и слаборазвитым руслом целесообразно создавать ГЭС с водохранилищем сезонного регулирования с затоплением поймы (рис. 2.2, б).
Деривационные и смешанные схемы. Такие схемы широко применяются в практике строительства малых ГЭС главным образом в горных и предгорных районах. Вода из реки отводится специальным каналом с малым уклоном, значительно меньшим, чем уклон реки. Благодаря этому вода в конце канала оказывается на более высокой отметке, чем в естественном русле, в результате чего полученный сосредоточенный напор воды может быть использован на турбинах гидростанции.
Схемы деривационных станций могут быть следующими:
· деривация вдоль реки. Такие схемы применяют на реках со значительными уклонами и скоростями течения (рис. 2.3, а);
· деривация на спрямлении русла реки(рис. 2.3, б) Спрямляя деривацией отдельные излучины реки, можно получить значительные напоры ГЭС даже на реках с небольшим уклоном;
· переброска стока из одной реки в другую(рис. 2.3, в). Такие схемы применяют, когда две соседние реки разделены невысоким и коротким водоразделом и имеют разное высотное положение. Это позволяет на короткой деривации, соединяющей обе реки, получить значительный напор. Так построена Сторожевская МГЭС в Ставропольском крае мощностью 880 кВт на канале, соединяющем реки Кяфар и Бижгон. При длине деривации около 3 км напор ГЭС составляет 31м.
Рисунок 2.1 – Схема создания напора плотиной
Рисунок 2.2 – Плотинные схемы малых ГЭС:
а – без выхода отметок нормального подпорного уровня (НПУ) на пойму; б – с затоплением поймы; 1 – здание ГЭС; 2 – водосбросная плотина; 3 – глухая плотина
Схемы малых ГЭС при готовом напорном фронте. В качестве створов с готовым напорным фронтом могут использоваться водохранилища неэнергетического назначения, перепады каналов, трубопроводы систем водоснабжения (коммунально-бытового, промышленного, сельскохозяйственного). По способу создания напора такие малые ГЭС можно отнести либо к плотинным, либо к деривационным.
В состав сооружений большинства неэнергетических водохранилищ входят плотина из грунтовых материалов, паводковый водосброс и водовыпуск для пропуска в нижний бьеф расходов в заданном режиме. Часто водосброс и водовыпуск совмещены в одном сооружении. В гидроузлах на скальном основании водовыпуск устраивается в виде тоннелей в береговых склонах на участке примыкания плотин.
|
|
|
Рисунок 2.3 – Схемы деривационных малых ГЭС:
а – с деривацией вдоль реки; б – на спрямлении русла реки; в – переброска стока из одной реки в другую; 1 – головной узел; 2 – деривация; 3 – напорный бассейн; 4 – напорный трубопровод; 5 – здание ГЭС;
6 – холостой сброс
Водовыпуски гидроузлов на нескальном основании устраиваются трубчатыми в теле грунтовых плотин. При таких компоновках гидроузла пристройку ГЭС целесообразно осуществлять путем подключения к концевой части водовыпуска отдельных ниток подводящих турбинных водоводов.
При существующих и строящихся гидроузлах такое решение позволит построить малую ГЭС без коренной реконструкции водовыпуска и перерыва нормального режима эксплуатации водохранилища.
МГЭС на перепадах каналов целесообразно строить по типу деривационных. На канале перед входом в быстроток (или перепад) происходит переключение расходов из канала в параллельное русло с подводом воды к напорному бассейну и турбинным водоводам. На строящихся каналах целесообразно строительство МГЭС вместо перепадного сооружения.
Таким образом, многообразие возможных схем сооружения МГЭС значительно. Выбор оптимальной схемы требует соответствующего технического и экономического обоснования.
2.2. Определение основных параметров малых ГЭС
Основными энергетическими параметрами малых ГЭС являются установленная мощность и число гидроагрегатов, годовая выработка электроэнергии, расчетный напор, расчетный расход.
Установленная мощность ГЭСопределяется номинальной мощностью установленных на ней агрегатов - турбин и генераторов.
Величина установленной мощности зависит от мощности водотока, от возможности вести суточное регулирование стока и той роли, которую будет играть электростанция: будет ли она работать изолированно от других электростанций или войдёт в энергетическую систему и т.п.
До настоящего времени нет общепринятой методики для определения этой основной энергетической характеристики МГЭС.
Установленная мощность Руст ГЭС, как правило, определяется с учетом гарантированной (обеспеченной) мощности Pгар, резервной мощности Pрез и дублирующей (сезонной) мощности Pсез:
Руст=Ргар + Рре, + Рсез,. (2.1)
Все величины определяются исходя из анализа кривой продолжительности мощностей по водотоку, графика суточной электрической нагрузки и возможности суточного регулирования водохранилищем, а также специальных энергоэкономических расчетов для каждого конкретного проекта.
Гарантированную мощность принято рассчитывать на расход 9-месячной обеспеченности либо на средний зимний или декабрьский расход маловодного года. В том случае, если вновь создаваемая ГЭС пристраивается к водохранилищам неэнергетического назначения, гарантируемая мощность определяется по полезной водоотдаче 95-процентной обеспеченности в нижний бьеф.
Для более полного использования стока многоводного периода (паводка, половодья) далее производят энергоэкономические расчеты по размещению на малой ГЭС сезонной мощности.
Если ГЭС работает в энергосистеме, в установленную мощность должна входить также резервная мощность. Последняя складывается из эксплуатационного (2...3 % от пика нагрузки), аварийного (10% от пика нагрузки) и ремонтного резерва.
Этот способ определения установленной мощности применим для малых приплотинных ГЭС.
Для определения основных параметров МГЭС, пристраиваемых к водохозяйственным объектам, необходимы следующие исходные данные:
· многолетний ряд наблюдений за стоком в нижнем бьефе или внутригодовое распределение попусков в расчетном маловодном году и году 50 %-ной обеспеченности;
· уровенный режим водохранилища;
· кривая связи расходов и уровней в нижнем бьефе Q = f(z).
Основные параметры малых ГЭС определяются исходя из использования на ГЭС попусков в нижний бьеф и установки на унифицированного оборудования. Напоры ГЭС НГЭС в каждый момент времени определяются как разность уровней верхнего (УВБ) и нижнего (УНБ) бьефов, за вычетом потерь напора в проточном тракте Δh:
НГЭС = УВБ – УНБ – Δh. (2.2)
Уровень воды в верхнем бьефе в каждый момент времени определяется по графику изменения уровня в водохранилище, уровень воды в нижнем бьефе – расходом воды, поступающей в нижний бьеф (независимо от того, идет ли он через турбины, через водосброс или другие сооружения) по кривой:
Q = f(z).
За расчетный напор ГЭС Нр принимается средневзвешенный напор:
(2.3)
Значение Нр уточняется при выборе гидротурбин. Мощность Рi в каждый момент времени tt определяется с учетом КПД гидроагрегата по приведенным формулам.
Больший интерес представляет расчет установленной мощности микроГЭС. С этой точки зрения наиболее интересно предложение Д. А. Соколовского об учете коэффициента максимального использования водотока, величина которого зависит от характера режима водотока, т.е. только от гидрологического фактора. Экономические соображения и характер нагрузки должны быть учтены дополнительно.
Установленная мощность ГЭС, работающих без регулирующего бьефа с коэффициентом полезного действия гидроэнергетической установки 0,7, может быть определена по формуле:
Pуст = 7 ·Q0 ·kp% ·H (2.4)
или при наличии бьефа с суточным регулированием:
(2.5)
где Руст – установленная мощность, кВт; Qo – норма стока, м3/с;
кр% – расчетный модульный коэффициент р – %обеспеченности;
Н – напор, м; Т – число часов работы станции в сутки.
Величину кр %Д. А. Соколовский предлагает определять по максимальному коэффициенту использования водотока φс. Для определения φс необходимо рассмотреть следующие гидрологические характеристики использования водотока: кривые продолжительности средних суточных расходов или модульных коэффициентов, среднюю длительность использования данного расхода.
Кривая продолжительности суточных расходов в многолетнем распределении служит для характеристики гидросиловой мощности реки и возможности выработки энергии.
Так как расчетное значение кр %может превышать минимальный расход за период работы МГЭС, можно рекомендовать установленную мощность использовать в нескольких агрегатах. В каждом конкретном случае в зависимости от технологических требований потребителя и шкалы номинальных мощностей МГЭС выбирается то или иное количество агрегатов.
В общем случае можно ориентироваться на характеристики водотока. Тогда число агрегатов определяется по формуле Б. Е. Веденеева:
(2.6)
где QP %–расчетный расход; Qmin –расчетный минимальный расход за период работы ГЭС; т – коэффициент, зависящий от коэффициента быстроходности турбины ns и определяемый по универсальной характеристике турбины.
Величина Qmin определяется в зависимости от периода работы электростанции. Если она работает в течение года, то Qmin равен среднему зимнему расходу маловодного года 90% обеспеченности или среднему минимуму. Если ГЭС работает только в летне-осеннюю межень, то Qmin определяется как средний минимум за этот период.
Для малых равнинных рек в зимнюю межень характерно перемерзание водотоков, поэтому для этих районов предлагается установленную мощность сельских микроГЭС рассчитывать только по стоку летне – осенней межени.
3. ГИДРОСИЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ МАЛЫХ ГЭС
Термин «гидросиловое оборудование» объединяет то оборудование, которое служит для преобразования гидравлической энергии в электрическую (с заданными параметрами). Исходя из этого к гидросиловому оборудованию малой ГЭС относят гидротурбины с регулятором частоты вращения, гидрогенератор с системой возбуждения, предтурбинный затвор.
Гидротурбина,преобразующая гидравлическую энергию в механическую энергию вращающего вала, характеризуется следующими основными энергетическими расчетными параметрами: напором (давлением) воды перед входом в турбину, частотой вращения, соответствующей оптимальному к.п.д., и расходом воды, соответствующим первым двум параметрам. Мощность гидротурбины выражают через напор и расход:
PT = 9,81 QHηT, (3.1)
где РТ – мощность на валу гидротурбины, кВт; Q – расход воды, м3/с; Н – напор нетто, м; ηT – КПД турбины при соответствующих Н, Q и частоте вращения.
Частота вращения п, соответствующая оптимальным условиям работы гидротурбины, зависит от геометрии ее проточной части (быстроходности гидротурбины) и определяется по коэффициенту быстроходности ns.
По характеру передачи энергии потока воды рабочим органам гидравлические турбины подразделяются на реактивные (с избыточным давлением, т.е. напорноструйные) и активные (свободноструйные).
В реактивных турбинах происходит преобразование всех видов энергии потока (энергии положения z, энергии давления p/pg и кинетической энергии v 2 / 2 g) в механическую.
Активные турбины работают под действием свободной струи, обладающей только кинетической энергией v 2 / 2 g.
По конструктивным признакам реактивные турбины подразделяются на радиально-осевые (РО), пропеллерные (Пр), поворотно-лопастные (ПЛ) и диагональные (Д), активные турбины – на ковшовые свободноструйные и двукратные (рисунок 3.1).
Радиально-осевые турбины применяются обычно при напорах от 20 до 350 м; поворотно-лопастные и пропеллерные – при напорах от 1 до 40 м; ковшовые – при напорах от 20 до 1500 м.
В зависимости от расположения вала турбины делятся на вертикальные (при расположении вала вертикально) и горизонтальные (при расположении вала горизонтально).
Гидротурбины подразделяются на малые, средние и крупные.
К малым относятся гидротурбины, у которых диаметр рабочего колеса D < 1,2 мпри низких напорах и D < 0,5 мпри высоких, а мощность составляет не более 1000 кВт. К средним относятся гидротурбины, у которых 1,2 < D < 2,5 мпри низких напорах и 0,5< D < 1,6 мпри высоких, мощность 1000 кВт < NT < 15000 кВт.
Коэффициент быстроходности отражает основные свойства каждого типа рабочего колеса и зависит от типа гидротурбины. Ограничением к применению гидротурбин высокой быстроходности является кавитация в проточной части гидротурбины и, как следствие, разрушение гидротурбины.
Для ориентировочных расчетов при отсутствии заводских характеристик гидротурбины можно пользоваться среднестатистическими зависимостями коэффициента быстроходности от напора:
ns = (3200-4100) H -0,5(для ПЛ турбин); (3.2)
ns = (2350-3500) H -0,5(для РО турбин). (3.3)
Таблица 3.1 – Коэффициент быстроходности nS
| Тип турбин | nS |
| Ковшовые | 10…50 |
| Радиально-осевые: тихоходные средней быстроходности быстроходные | 70…150 150…250 250…400 |
| Пропеллерные и поворотно-лопастные: средней быстроходности быстроходные | 550…750 750…950 |
| 
|
Рисунок 3.1 – Общий вид рабочих колес реактивных турбин
а – радиально-осевая; б – пропеллерная; в – поворотно-лопастная;
г – двухперовая; д – диагональная
В нашей стране проектировщики чаще выбирают гидротурбину не по коэффициенту быстроходности, а по конкретным характеристикам гидротурбин отечественных заводов.
После продолжительного перерыва в производстве оборудования для малых ГЭС с 1983 года в СССР вновь начались планомерные работы по изучению и практическому использованию малой гидроэнергетики, энергомашиностроительные заводы приступили к разработке гидросилового оборудования для малых ГЭС на современном технологическом уровне.
Большой интерес вызывает гидрооборудование акционерного межотраслевого научно-технического объединения «ИНСЭТ» из Санкт-Петербурга. С 1988 года оно специализируется на работке, серийном изготовлении и монтаже микроГЭС мощностью от 3 до 100 кВт и гидроагрегатов для малых ГЭС единичной мощностью до 5000 кВт.
3.1. МикроГЭС
МикроГЭС – один из наиболее ранних видов ГЭС в истории развития гидроэнергетики. Созданная в 1940-е годы номенклатура гидротурбин включала все основные типы, применявшиеся в гидроэнергетике: радиально-осевые, пропеллерные, ковшовые.
В СССР строительство микроГЭС в пятидесятые годы осуществлялось в крупных масштабах. Они обеспечивали коммунально-бытовые потребности в электроэнергии сельских населенных пунктов, мелких промышленных объектов и др.
Сооружение микроГЭС возможно для энергоснабжения изолированных от энергосистемы (или требующих резервирования) потребителей. Например, микроГЭС мощностью 100 кВт может обеспечить электроэнергией сельский поселок с населением 200 человек или животноводческий комплекс на 300 голов крупного рогатого скота. МикроГЭС могут быть не только источником электроэнергии, но и прямым приводом различных машин.
Для применения микроГЭС особенно перспективны объекты со значительным преобладанием энергопотребления в летний период над зимним, поскольку множество малых рек в зимний период практически не имеет стока, а сезонное его регулирование существенно снижает экономическую эффективность микроГЭС.
Применительно к различным природным условиям можно выделить два типа микроГЭС: реализующие потенциальную энергию и реализующие кинетическую энергию водотока.
Примерами первого типа являются микроГЭС с традиционным оборудованием, русловые либо деривационные, а также рукавные малые переносные гидроэлектростанции (РПМГЭС) (разновидность деривационных).
В настоящее время налажено производство РПМГЭС мощностью 1,5 кВт на Чебоксарском заводе «Энергозапчасть». РПМГЭС состоит из гидроэнергоблока, напорного водовода длиной 100 м,блоков возбуждения и регулирования. Гидроэнергоблок включает в себя направляющее устройство, формирующее струю воды, и двукратную турбину, соединенную с электрогенератором. Водовод представляет собой гибкий рукав, который прокладывается по берегу, спрямляя извилистый водоток. В верхней части рукава имеется водозаборник с регулятором расхода, в качестве генератора используется асинхронный электродвигатель. Применение РПМГЭС ограничивается водотоками горного типа с уклоном 6 мна 100 мрукава. В отдельных случаях при наличии водонапорной плотины неэнергетического назначения РПМГЭС может использовать напор на плотине. Для увеличения мощности РПМГЭС необходимо увеличить либо напор за счет увеличения длины рукава, либо расход за счет увеличения диаметра рукава, но то и другое приведет к увеличению массы всей установки и потере её мобильности.
МикроГЭС кинетического типа устанавливаются непосредственно в водотоке. Примерами их являются разработанные и применявшиеся в СССР гирляндные ГЭС конструкции Б. С. Блинова, триплексная вертикальная Ю. М. Новикова, штанговая плоскопараллельная и плоскоподъемная М. И. Логинова и др.
Известны поперечные и торцовые гирляндные ГЭС. Поперечная гирляндная ГЭС состоит из нескольких гидротурбин, жестко закрепленных на стальном тросе (выполняющем роль гибкого вала), редуктора и гидрогенератора. Трос с гидротурбинами располагается в воде поперек реки и удерживается на обоих берегах якорями или анкерными опорами. Сила лобового сопротивления гирлянды гидротурбин при обтекании ее водным потоком натягивает трос. Благодаря этому гирлянда не опускается на дно реки, и создаются условия для передачи крутящего момента от гидротурбины к тросу, а от него к редуктору, расположенному на берегу. На узких водотоках возможна установка торцовой гирляндной ГЭС вдоль берега. Рост мощности таких ГЭС достигается увеличением числа турбин на одном тросе, а также увеличением количества гирлянд, работающих на один электрогенератор. При внешней простоте гирляндные ГЭС не получили широкого применения из-за незащищенности от плавающих предметов и невозможности работы при значительных колебаниях уровня водотока.
Фирмой «МНТО ИНСЭТ» выпускаются микроГЭС широкого диапазона расходов и напоров. В комплект поставки входят энергоблок, водозаборное устройство и устройство автоматического регулирования. На рис. 1.6 дана схема установки микроГЭС «ИНСЭТ» при существующем напорном фронте.
Рисунок 3.2 – Схема установки микроГЭС
Имеется успешный опыт эксплуатации оборудования на перепадах уже существующих плотин, каналов, систем водоснабжения и водоотведения промышленных предприятий и объектов городского хозяйства, очистных сооружений, оросительных систем и питьевых водоводов. Более 150 комплектов оборудования поставлено заказчикам в различные регионы России, страны СНГ, а также в Японию, Бразилию, Гватемалу, Швецию и Латвию.
Основные технические решения, использованные при создании оборудования, выполнены на уровне изобретений и защищены патентами. Оборудование изготавливается серийно и отличается высокими технико-эксплуатационными показателями.
Основные технические характеристики микрогидроэлектростанций.
Таблица 3.2 – Микрогидроэлектростанции с пропеллерными турбинами
| Параметры | 10ПР | 10ПР | 15ПР | 15ПР | 50Пр |
| Напор, м | 0,6 – 4,0 | 2,2 – 4,0 | 1,3 – 5,0 | 3,5 – 15,0 | 10,0 – 50,0 |
| Мощность, кВт | 1,0 – 4,5 | 1,5 – 8,0 | 1,75 – 3,5 | 3,5 – 7,0 | 4,0 – 10,0 |
| Расход, м3/с | 0,07 – 0,14 | 0,10 – 0,21 | 0,10 – 0,20 | 0,15 – 0,3 | 0,36 – 0,80 |
Продолжение таблицы 3.2
| Частота вращения, мин-1 | 600, 750 | ||||
| Номинальное напряжение, В | +15 –30 | +15 –30 | +15 –30 | +15 –30 | +15 –30 |
| Номинальная частота тока, Гц | 50 +2,5 | 50 +2,5 | 50 +2,5 | 50 +2,5 | 50 +2,5 |
Таблица 3.3 – Микрогидроэлектростанции с диагональными турбинами
| Параметры | 50D | 100D |
| Мощность, кВт | 10 – 50 | до 100 |
| Напор, м | 10 – 25 | 25 – 55 |
| Расход, м3/с | 0,05 – 0,28 | 0,19 – 0,25 |
| Частота вращения, мин-1 | 1500; 3000 | |
| Номинальное напряжение, В | 230 + 15 –30 | 400 +25 –50 | 230 +15 –30 | 400 +25 –50 |
| Номинальная частота тока, Гц | 50 +2,5 | 50 +2,5 |
Таблица 3.4 – Гидроагрегаты с пропеллерными турбинами
| Параметры | ГА1 | ГА8 | Пр15 | Пр30 |
| Мощность, кВт | 100 – 330 | 150 – 1350 | до 130,0 | до 290,0 |
| Напор, м | 1,0 – 9,0 | 9,0 – 25,0 | 2,0 – 12,0 | 4,0 – 30,0 |
| Расход, м3/с | 2,3 – 6,2 | 2,5 – 7,0 | 0,44 – 1,5 | 0,38 – 1,3 |
| Частота вращения, ротора турбины, мин-1 | 200 – 350 | 500; 600 | 600; 750; 1000 | 750; 1000; 1500 |
| Номинальное напряжение, В | 400; 6000 | 400; 6000; 10000 | 230/400 | 230/400 |
| Номинальная частота тока, Гц | 50 +2,5 | 50 +2,5 | 50 +2,5 | 50 +2,5 |
Таблица 3.5 – Гидроагрегаты с радиально-осевыми турбинами
| Параметры | ГА2 | ГА4 | ГА9 | ГА11 |
| Мощность, кВт | ||||
| Напор, м | 30 – 100 | 25 – 60 | 70 – 120 | 80 – 160 |
| Расход, м3/с | 0,4 – 1,2 | 0,4 – 1,4 | 0,8 – 3,2 | 1,0 – 4,3 |
| Частота вращения, ротора турбины, мин-1 | 1000; 1500 | 750; 1000 | 750; 1000 | |
| Номинальное напряжение, В | 400; 6000 | 400; 6000 | 6000; 10000 | 6000;10000 |
| Номинальная частота тока, Гц | 50 +2,5 | 50 +2,5 | 50 +2,5 | 50 +2,5 |
Таблица 3.6 – Гидроагрегаты с ковшовыми турбинами
| Параметры | ГА5 | ГА10 |
| Мощность, кВт | 145 – 620 | 290 – 3000 |
| Напор, м | 150 – 250 | 200 – 450 |
| Расход, м3/с | 0,13 – 0,33 | 0,19 – 0,90 |
| Частота вращения, ротора турбины, мин-1 | 500 – 600 | 750 – 1000 |
| Номинальное напряжение, В | 400; 6000 | 400; 6000; 10000 |
| Номинальная частота тока, Гц | 50 +2,5 | 50 +2,5 |
Таблица 3.7 – Выпуск Иркутской фирмой «ЭСТ» серийных установок для микро ГЭС со следующими характеристиками:
| Модель | Мощность | Напряжение тока, В | Номинальная частота тока, Гц | Напор, м | Расход, м3/с | Цена |
| 10 Пр | до 10 кВт | 1 – 4,5 | 0,07 – 0,14 | 198 000 р. | ||
| 50 Пр | до 50 кВт | 230 / 400 | 1,0 – 10,0 | 0,36 – 0,80 | 896 000 р. |
Харьковским ГПО «Монолит» выпускаются установки микроГЭС, предназначенная для электроснабжения потребителей в местах, удаленных от линий электропередач, расположенных возле водоемов, обеспечивающих создание рабочего напора от 2,5 до 7 м водяного столба с расходом воды для мощностей:
Таблица 3.8 – Характеристики установок микроГЭС Харьковского ГПО «Монолит»:
| Мощность, кВт | Расход воды, м3/с |
| 0,16 (оптимальный) | |
| 5 – 10 | 0,5 (максимальный) |
| 15 – 50 | 0,4 – 1,3 |
В комплект микро ГЭС входят:
1) энергоблок, состоящий из гидротурбины и трехфазного генератора переменного тока;
2) блок(и) регулирования напряжения и частоты (для генератора мощностью 5 или 10 кВт – 1 блок, для генератора мощностью 15, 25, 50 кВт соответственно 2,3 и 5 блоков с модулем распределителем);
3) комплекты нагрузочных сопротивлений и кабелей.
Простота конструкции и надежность работы оборудования не требует специальной подготовки при монтаже и обслуживанию Микро ГЭС.
Таблица 3.9 – Основные технические характеристики
| Диапазон мощности генератора | 5 – 50 кВт |
| Номинальное фазное напряжение | 220 В |
| Род тока | переменный синусоидальный трехфазный |
| Номинальная частота, | 50 Гц |
| Отклонение напряжения при изменении автономной нагрузки от 10 % до 100 % номинальной мощности, | не более 5 % |
| Установившееся отклонение напряжения при неизменной симметричной нагрузке, | не более 3 % |
Существуют новые разработки по «двигателям для утилизации энергии текущей среды» или безплотинных ГЭС нового поколения. Предлагается оригинальный, ранее не использовавшийся ни в одной из существующих конструкций, способ использования энергии как водного потока любого вида (рек, ручьев, приливов, морской волны и т.д.) так и движения воздушных масс. При этом используется естественный поток, без предварительного преобразования (строительства дамб, каналов, напорных труб).
Данный способ отбора мощности водного потока является наиболее выгодным и с экологической точки зрения, так как совершенно не нарушает естественного русла реки, занимая от 1 % до 10 % площади, тем самым, не препятствуя свободному перемещению речной фауны и флоры в отличие от существующих ГЭС.
Конструкция представляет собой систему (два ряда) лопастей прямоугольной формы (плоская пластинка) оси которых делят их на две не равные части, большая из которых всегда (за счёт действия потока) находится за осью дальше по потоку. Тем самым достигается минимальное её вращение вокруг своей оси и, следовательно, наименьшие турбулентные завихрения. Оси лопастей своей верхней и нижней частями, в свою очередь, закреплены на верхней и нижней, замкнутых в кольца – цепях ПРЛ (либо на любом другом гибком элементе). Цeпи передают усилие через звёздочки (рабочие колёса) на два вертикальных вала, с которых механическая энергия движущейся среды (воды, воздуха и т.п.) через гибкую муфту и промежуточный вал передаётся на валы электрогенераторов. Валы установки через подшипники скольжения (качения) жёстко закреплены на каркасе установки, имеющим закрытые на 2/3 боковые и глухую нижнюю стенки, что не препятствует поступлению дополнительной воды из окружающего потока через верх и 1/3 боковых стенок установки. В одном каркасе рационально размещать минимум три установки.
Положение лопастей по отношению к основному потоку регулируется неподвижными направляющими для цепи и подвижными для большей из сторон лопасти, а, меняя расстояние между подвижной направляющей для лопасти и неподвижной для цепи мы задаем необходимый угол поворота между лопастью и направлением основного потока от 0 ° до 45 °, добиваясь тем самым оптимального режима работы установки либо останавливая её полностью. Таким образом, поток воздействует на лопасть фактически перпендикулярно, под 90 °. Один из валов установки имеет натяжное устройство, регулирующее натяжение цепей. Лопасти должны иметь свободу вращения на своих осях, а оси так же свободно вращаться в креплениях к цепям. Между лопастью и местом крепления к цепи на осях должны устанавливаться ролики, которые и будут двигаться по неподвижным направляющим, удерживая тем самым цепь постоянно в перпендикулярном положении относительно направления основного потока.
В отличие отныне существующих источников электроэнергии данная конструкция создавалась «подручной», приемлемой для ручного изготовления, монтажа и обслуживания. Она позволяет использовать комплектующие из уже выпускающегося на сегодня оборудования: сельскохозяйственная техника, отслужившего свой срок автотранспорта и т.п.
Размеры лопастей, их количество, соответственно и прочность цепи подбираются в зависимости от ширины и глубины реки, а количество установок в длину реки – от необходимой мощности потребления.
Под принятые характеристики изготавливается соответствующий корпус, желательно из трубы, для получения дополнительной плавучести. Каркас делается разборным, что позволит собирать его на месте эксплуатации без привлечения грузоподъёмных механизмов.
Размеры блоков не ограничены, в зависимости от необходимой мощности и размеров реки.
Именно это и позволяет наиболее полно использовать каждый кубический метр потока движущейся среды и использовать возникающие центробежное и центростремительное ускорения, значительно увеличивающие как скорость движения потока, так и действие силы тяжести, разделённого на секции, потока движущейся среды. В нашем случае – реки.
Рисунок 3.3 – Гидроэнергоблоки безплотинных ГЭС нового поколения с двумя установками
Рисунок 3.4 – Микро ГЭС в сборе
Рисунок 3.5 – Поток на выходе установки υ = 3,14 м/с
(отсутствие торсионных полей)
Рисунок 3.6 – Поток на входе в установку υ = 1 м/с
4. МЕТОДИКА ВЫБОРА И РАСЧЁТА ВЭС
4.1. Методика выбора ветроэнергетической установки
Для энергоснабжения технологических процессов ветроэнергетические установки выбираются по основным энергетическим характеристикам: мощности; диа