Лекции / Лекция 5 Графики нагрузки энергосистемы. Лекции гидроэнергетические установкиТипы гидроэнергетических установокЛекция 2 ГИДРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ 2.1. Назначение гидроэнергетических установок Гидроэнергетические установки (ГЭУ) предназначены для преобразования механической энергии воды в электрическую или, наоборот, превращения электрической энергии в механическую энергию воды. Они представляют собой предприятия, включающие в себя совокупность гидротехнических сооружений, энергетического и механического оборудования. К ГЭУ в настоящее время относят четыре типа гидроэнергетических станций: гидроэлектрические станции, приливные электростанции, гидроаккумулирующие электростанции и насосные станции. Важным достоинством ГЭУ является то, что они в сравнении с другими энергетическими установками имеют самый высокий коэффициент полезного действия (КПД) при преобразовании энергии. Для сравнения – тепловые электростанции имеют КПД от 40 до 70 %, ГЭУ – 75-95 %. Кроме того, при выработке электрической энергии ГЭУ используют возобновляемый источник энергии. При этом первоисточником данной энергии является солнце, благодаря которому на Земле осуществляется круговорот воды в природе. В последнее время с помощью ГЭУ производится приблизительно 23 % общемирового объема электроэнергии. В то же время этот объём составляет только лишь около 16 % от экономически выгодной к использованию части всех гидроэнергетических ресурсов. Среди ГЭУ наиболее распространенными и мощными являются гидроэлектрические станции. Типы гидроэнергетических установок
Гидроэлектрические станции (ГЭС) – это ГЭУ, которые преобразуют в электрическую энергию механическую энергию водного потока реки. Основными сооружениями ГЭС (рис. 2.1) являются плотина, перегораживающая реку и создающая подъём уровня воды, и здание станции, в котором размещаются основное (гидротурбины, генераторы электрического тока) и вспомогательное оборудование. Вода под действием силы тяжести движется через гидротурбины и вращает их рабочие колеса. С валами рабочих колес жестко скреплены роторы генераторов электрического тока. При вращении роторов генераторы преобразуют механическую энергию водного потока в электрическую, которая затем передаётся в нагрузку. Гидротурбина вместе с соединенным с ней генератором образует гидроагрегат. Высокий КПД ГЭС (~ 90 %) обусловлен тем, что электроэнергия преобразуется из механической энергии непосредственно. Для тепловых станций в технологической цепочке преобразования внутренней энергии топлива в электрическую имеются промежуточные ступени преобразования энергии, связанные с выработкой пара, что, естественно, ведет к снижению КПД станции. Приливные электростанции (ПЭС) – это ГЭУ, которые преобразуют в электроэнергию механическую энергию приливных колебаний уровня моря. Обычно такие колебания происходят два раза в сутки. В некоторых местах морских побережий амплитуда приливных колебаний достигает величины 8–19 м.
ПЭС (рис. 2.2) удобно строить, если на побережье имеется достаточных размеров залив, соединенный с морем нешироким проливом. Этот про pdnr.ru 1.1 Задачи использования водной энергии.Гидромашины. Литература: 1. Смирнов И.Н. Гидравлические турбины и насосы. – М.: Высшая школа, 1969. 2. Ковалев Н.Н. Гидротурбины. Конструкции и вопросы проектирования. – Л.: Машиностроение, 1971. 3. Справочник по гидротурбинам. Под ред. Ковалева Н.Н. – Л.: Машиностроение, 1984. 4. Орго В.М. Гидротурбины. – Л.: изд. Ленинградского университета, 1975. 5. Кривченко Г.И. Гидравлические машины. Турбины и насосы. – М.: Энергоатомиздат, 1983. 6. Щапов Н.М. Турбинное оборудование гидростанций. – М.-Л., Госэнергоиздат, 1955. 7. Байбаков О.В. и Зеегофер О.И. Гидравлика и насосы. – М.: Госэнергоиздат, 1957. 8. Брызгалов В.И., Гордон Л.А. Гидроэлектростанции. – Красноярск. ИПЦ КГТУ, 2002. 9. СТО 17330282.27.140.005-2008 Гидротурбинные установки. Организация эксплуатации и обслуживания. Нормы и требования. ОРГРЭС. 10. СТО 17330282.27.140.006-2008 Гидрогенераторы. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования. Ленгидропроект. 11. СТО 17330282.27.140.007-2008 Технические системы гидроэлектростанций. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования. ОРГРЭС. Лекция 1. Использование водной энергии. Гидроэнергетический потенциал. Технические схемы использования гидроэнергии. Использование гидроэнергетических ресурсов имеет ряд технических и экономических преимуществ перед использованием других энергоресурсов. Преимущества сводятся к следующему:
Однако, в деле использования водной энергии для нужд общества имеется и ряд существенных недостатков, а именно:
Указанные недостатки в значительной мере устраняются тем, что:
Таким образом, необходимость и преимущество использования водной энергии бесспорны и очевидны. 1.2 Гидроэнергетический потенциал.При оценке энергетического потенциала рек следует различать:
По степени освоения экономически эффективных гидроэнергетических ресурсов Россия значительно уступает таким экономически развитым странам, как США и Канада. В таблице 1.1 приведены данные об экономическом потенциале гидроэнергетических ресурсов рек некоторых стран и степени его использования. Табл. 1.1 Данные об экономическом потенциале гидроэнергоресурсов рек некоторых стран и степени его использования.
Водные ресурсы России составляют около 11% мировых ресурсов. Согласно исследованиям проведенным около 30 лет назад, экономический потенциал водных ресурсов нашей страны оценен в 852 млрд. кВтч. В России наибольший экономический потенциал сосредоточен в Восточно-Сибирском регионе – 350 млрд. кВтч, Дальневосточном – 294 млрд. кВтч и Западно-Сибирском – 77 млрд. кВтч. На начало 2000 г. этот потенциал использован на 23,4 %, в том числе в Европейской части на 46,6%, в Сибири на 19,7%, на Дальнем Востоке всего лишь на 3,3%. Табл. 1.2 Региональное распределение гидроэнергетического потенциала России.
studfiles.net 1.3 Технические схемы использования гидроэнергии.1.3.1 Типы гидроэнергетических установок.Гидроэнергетические установки используемые для преобразования энергии водного потока в электрическую, посредством гидравлических турбин, приводящих во вращение электрические генераторы, получили широкое распространение в мире. Главный фактор этого – восполнимость источника, энергии водотока. Гидроэнергетические установки в зависимости от способа преобразования энергии воды, имеют следующие разновидности: ГЭС, ГАЭС, ПЭС. ГЭС – Гидроэлектростанции сооружаются на реках и используют для выработки электроэнергии энергию речного водотока. В России действуют 64 ГЭС мощностью выше 30 МВт, в т.ч. 23 ГЭС мощностью 300 МВт и более. Выработка электроэнергии ГЭС эквивалентна 60 млн. т. у. т. в год. Работа гидростанций не зависит от социально-экономический ситуации в стране. Там где не было нарушено объективное соотношение доли электроэнергии ГЭС в общем балансе, там в самых сложных условиях перехода к рынку перерыва в электроснабжении не было. ГАЭС – Гидроаккумулирующие электростанции предназначаются для покрытия пиков графика электрической нагрузки энергосистемы с использованием электроэнергии в период глубоких провалов нагрузки. ГАЭС практически не нуждается в постоянном водотоке, поскольку для работы, использует воду накопленную в водохранилище. Этим водохранилищем (верхний бассейн) может быть озеро, море или искусственный бассейн. Такое водохранилище нуждается в подпитке лишь на потери – фильтрацию воды, испарение. Но для работы ГАЭС необходим еще один – нижний бассейн. Между этими двумя бассейнами и образуется напор, необходимый для работы ГАЭС, как гидростанции, вырабатывающей электроэнергию в часы пика нагрузки в энергосистеме. В этот период вода из верхнего бассейна через турбины срабатывается в нижний бассейн. В часы провала нагрузки, когда появляется «свободная» электроэнергия, ГАЭС работает как насосная станция, перекачивая воду из нижнего бассейна в верхний. В зависимости от природных условий здание ГАЭС размещается на поверхности земли или под землей, сейчас все чаще приобретают распространение подземные ГАЭС. ПЭС – Приливные электростанции. ПЭС для выработки электроэнергии используют энергию морских приливов и отливов. Приливы являются следствием взаимного притяжения системы Земля – Луна – Солнце. Они поднимают уровень морей у берегов до нескольких метров, с периодичностью 12 часов 25 минут. Наивысший прилив наблюдается у берегов Канады и достигает 19 метров. В России высокие приливы до 10 м наблюдаются в заливах Белого и Охотского морей. Идея ПЭС заключается в следующем: залив (губа, фиорд) отсекается от моря плотиной с водопропускными отверстиями. Во время прилива отверстия открыты, в залив поступает вода и уровень повышается. К началу отлива отверстия закрываются. В открытом море при отливе уровень понижается, а в заливе при закрытых отверстиях – нет. В створе плотины образуется перепад уровней (напор), который используется для производства электроэнергии. Установленная мощность действующей на сегодня Кислогубской ПЭС составляет 400 кВт, практически опытно-промышленная установка. Таким образом, неоспоримые преимущества ГЭС, заключающиеся в их маневренности, стабильности производства электроэнергии в кризисных экономических ситуациях, низкой себестоимости электроэнергии, комплексном использовании водных ресурсов, экономии органического топлива, отсутствии загрязняющих выбросов и т. д. остаются основой в планировании освоения гидроресурсов с тем, чтобы обеспечить объективную долю мощности и электроэнергии ГЭС в энергосистемах. studfiles.net Лекция 5 Графики нагрузки энергосистемыЛекция 5. Графики нагрузки энергосистемы. 5.1 Энергетические системы Для начала вспомним что является электрической станцией и какими они могут быть. Электрической станцией называется комплекс оборудования и устройств, основным назначением которого является преобразования используемого источника энергии в электрическую, т. е. выработка электроэнергии для снабжения ею промышленного, сельскохозяйственного производства, коммунального хозяйства и транспорта. Электростанции делятся по признакам: 1. По виду используемого источника энергии:
Использующие кинетическую энергию водотоков ГЭУ включают в себя:
Электростанции, использующие нетрадиционные источники делятся на возобновляемые источники:
Не возобновляемые нетрадиционные источники энергии: - термоядерная энергетика, 2. По виду вырабатываемой энергии: - тепловые электростанции, вырабатывающие только электрическую электроэнергию - конденсационные (КЭС), - тепловые электростанции, вырабатывающие электрическую и тепловую энергию (ТЭЦ). 3. По виду теплового двигателя:
-электростанциями с двигателями внутреннего сгорания ( ДЭС - дизельные). 4. По назначению электростанций:
Та часть энергосистемы, которая охватывает только электроустановки электростанций и электрических сетей, а также приемники электроэнергии называется электроэнергетической системой (рис. 1).
Рис. 1 Принципиальная схема ЭЭС. Особенности энергетических систем 1. Одновременный цикл производства, распределения и потребления электроэнергии. 2. Высокая степень автоматизации всех стадий электроэнергетического процесса. 3. Возможность использовать все возможные виды энергетических ресурсов: нефть, газ, уголь, торф, гидроресурсы и прочее. 4. Разнообразный состав генерирующих источников. 5. Непрерывность функционирования системы, при возможности отключения её отдельных элементов. 6. Энергосистема включает в себя разнообразную и разветвленную транспортную систему в виде линий электропередачи и распределительных сетей. 7. Энергетическая система динамична во времени и в пространстве. 5.2 Графики нагрузки ЭС. Основной характеристикой режима работы энергосистемы являются графики нагрузки. Активная мощность, потребляемая в данный момент времени всеми потребителями энергосистемы, включая собственные нужды электростанций и потери мощности в электрических сетях, называется её нагрузкой. Кривая изменения нагрузки во времени P(t) называется графиком нагрузки (рис 2).
Рис. 2 Типичный суточный график нагрузки ЭС. Характерные показатели суточного графика нагрузки это: -максимальная суточная нагрузка Рмакс; - минимальная суточная нагрузка Р мин; - среднесуточная нагрузка Р сут. Среднесуточная мощность равна суточной выработке деленой на 24 часа. Различают три зоны графика нагрузки: 1. Между осью абсцисс и Рмин. - базовая (базисная) нагрузка 2. Между среднесуточной нагрузкой Рср.сут. и Р макс. - пиковая. 3. Между Рмин и Рср.сут. Показатели суточного графика нагрузки 1. Продолжительность использования максимума нагрузки в часах
Эсут. - полная потребляемая электроэнергия за 1 сутки. 2. Продолжительность использования установленной мощности, под которой понимается суммарная номинальная активная мощность всех генераторов электростанций энергосистемы:
3. Коэффициент использования установленной мощности
4. Коэффициент заполнения (полноты, плотности) графика нагрузки – отношение среднесуточной нагрузки к максимальной
Коэффициент заполнения колеблется от 0.5 для крупных энергосистем до 0.95-0.97 для энергосистем с преобладанием энергоемких промышленных предприятий. Коэффициент заполнения переменная величина: в субботу и воскресенье он возрастает. Летом тоже. При одном и том же составе потребителей энергии графики нагрузки будут различны в зависимости от времени года. Для большинства районов России в зимнее время за счет возрастания бытовой нагрузки общая за сутки нагрузка системы будет выше, чем летняя. Аналогичная картина будет и для экстремальных значений нагрузки (максимальная нагрузка будет в зимние сутки, а минимальная — в летние). В годовом разрезе можно построить графики максимальной, средней и минимальной нагрузок (рис 3). Рис.3 Годовые графики нагрузки энергосистем 5.3 Интегральная кривая нагрузки Из хронологического графика может быть получен график продолжительности и интегральная кривая нагрузки. Интегральной кривой суточного графика нагрузки называется зависимость суточной выработки энергии от мощности. Эта зависимость выражается формулой:или конкретнее .Обратите внимание при построении ИКН ось ординат перевернута и направлена сверху вниз. Рис. 4 Интегральная кривая нагрузки Интегральная кривая характеризует зависимость прироста суточной выработки энергии DЭ от прироста нагрузки энергосистемы DР и строится методом графического интегрирования суточной кривой продолжительности нагрузки или непосредственным подсчетом соответствующих элементарных выработок энергии по площади суточного (хронологического) графика нагрузки энергосистемы. Рассмотрим порядок построения ИКН одним из методов. 1. Переменная часть суточного графика нагрузки системы делится на несколько (например, 10) равных частей, характеризующих элементарные приращения нагрузки DР. Каждому приращению нагрузки DР соответствует элементарное приращение суточной выработки DЭ, количественно равное площади элемента графика нагрузки между двумя горизонталями, ограничивающими элементарное приращение нагрузки DР. 2. Подсчитываются элементарные приращения суточной выработки электроэнергии DЭ (по площади соответствующих элементов графика нагрузки по графику, либо табличным способом). 3. Выбираем масштаб по оси абсцисс: предельная суточная выработка энергии системой – это средняя мощность умноженная на 24 часа. 4. На горизонтальной оси Э справа налево откладываются последовательно элементарные приращения суточной выработки DЭ1, DЭ2 и т.д. в линейном масштабе, выбранном в п.3 5. Каждая точка интегральной кривой, отвечающая какому-либо элементарному приросту нагрузки (например, DР1) и выработки (например, DЭ1), определяется пересечением горизонтали, ограничивающий элементарный прирост нагрузки, с вертикалью, проведенной через точку горизонтальной оси координат (оси Э), ограничивающую соответствующую величину приращения выработки. Применение ИКН Построенная кривая может быть использована и для расчета Эс при задании Nc от 0 до Р макс. Пусть, например, задана максимальная рабочая мощность l-й ГЭС Nl и ее суточная выработка Э/. Для определенности пусть Эl = Э2—Э1, a Nl = N.2—N1. Тогда решением задачи будет зона графика нагрузки, размещенная между горизонтальными линиями, соответствующими пиковым мощностям N2 и N1 на рисунке 5. Практически это будет означать, что прямоугольный треугольник abc с катетами (Эl, Nl) совместится с треугольником a'b'c' на интегральной кривой. Рис. 5 Применение ИКН Наиболее широко интегральная кривая нагрузка используется при проектировании ГЭС и ГАЭС, причем отличие полученного по ней режима ГЭС или ГАЭС от оптимального (подробнее можно ознакомиться в § 12.3 Гидроэнергетика 1981 г.) будет тем меньше, чем больше ограничений накладывается на их режим и чем меньше удельный вес этих станций в энергосистеме. Рассмотренный способ приближенного расчета суточного режима ГЭС весьма прост и нагляден. Однако он применим только при независимости режимов разных ТЭС и ГЭС друг от друга. В противном случае возможно получение ситуации, показанной на рисунке 6а. Здесь треугольники abc и def для двух ГЭС (/-й и (/ + 1)-ой) взаимно перекрывают друг друга на интегральной кривой нагрузки. В подобном случае требуется принятие дополнительных условий для определения режимов каждой ГЭС. Например, для рис. 6б принято условие максимального участия двух ГЭС в покрытии пиковой части графика нагрузки. В связи с этим (/+1)-я ГЭС, как обладающая большими возможностями регулирования, будет работать как в пиковой, так и в базовой части графика нагрузки системы. Рис. 6 Точно так же можно определять и режимы группы ГЭС при заданном порядке их размещения в графике нагрузки системы и известных максимальных рабочих мощностях. Следует предостеречь от характерной ошибки в расчетах режимов группы ГЭС, для каждой из которых заданы Э и N. Она возникает, если совместный режим этих станций определяют по общему треугольнику с катетами, равными сумме всех Э и N. Подобный прием можно применять либо только для базовой части графика нагрузки системы, либо при априорной уверенности в том, что все частные треугольники с катетами Э и N размещаются в зоне существования общего независимо друг от друга. Исходные данные по энергосистеме для водно-энергетических расчетов: - район, в котором расположена энергосистема; - годовой максимум нагрузки Рсmax энергосистемы; - число часов использования годового максимума нагрузки Tc; - укрупненная структура генерирующих мощностей тепловых электростанций; - установленная и гарантированная мощности существующих ГЭС. Эту информацию, как правило, можно найти на сайте системного оператора studfiles.net Типы гидроэнергетических установок. | Бесплатные курсовые, рефераты и дипломные работыГЭУ представляет собой совокупность гидротехнических сооружений, энергетического и механического оборудования. На ГЭУ различают верхний и нижний бьефы. Водное пространство перед подпорными сооружениями, например перед плотиной, имеет более высокую отметку уровня и называется верхним бьефом (ВБ). Водное пространство за плотиной, за зданием станции и т. д. имеет низкие отметки уровней и называется нижним бьефом (НБ). Отметка уровня воды обозначается V или V с соответствующим числом, которое показывает высоту над уровнем моря (абсолютная отметка) или над какой-либо другой плоскостью сравнения (условная отметка). На ПЭС бьефы имеют попеременное значение. Во время прилива море является верхним бьефом, опорожненный бассейн — нижним бьефом. В период отлива отметки уровня в … бассейне более высокие (ВБ), а в море более низкие (НБ). Гидроэлектрические станции. На ГЭС гидравлическая энергия преобразуется в электрическую энергию. Для ГЭС необходимы расход Q, м3/с и сосредоточенный перепад уровней Н0 (рис. 2-1), т. е. напор, м.
Основные сооружения ГЭС, расположенной на равнинной реке-плоти на, перегораживающая реку и создающая подъем уровня воды, т. е. сосредоточенный перепад уровней, п здание станции, в котором размещаются гидравлические турбины, генераторы электрического тока и другое механическое и электрическое оборудование. При необходимости строятся судоходные шлюзы, водозаборные сооружения для орошения, водоснабжения, рыбопропускные сооружения и др. На ГЭС вода под действием силы тяжести движется из верхнего бьефа в нижний и вращает рабочее колесо турбины, на одном валу с которым находится ротор генератора электрического тока. Иногда при сравнительно небольшой мощности генератора применяютпромежуточнуюпередачу (редуктор или мультипликатор)-для увеличения частоты вращения и уменьшения массы генератора. Турбина и генератор вместе образуют гидроагрегат. В турбине гидравлическая энергия воды превращается в механическую энергию вращения рабочего колеса турбины вместе с ротором генератора, где происходит преобразование механической энергии в электрическую. Среди крупных ГЭУ всех видов наиболее распространенными и наиболее мощными являются ГЭС. В 1978 г. крупнейшей гидроэлектростанцией мира была Красноярская ГЭС (на р. Енисей), мощностью 6 млн. кВт. Вводимая в эксплуатацию с 1978 г. Саяно-Шу-шенская ГЭС (на р. Енисей) при полном развитии будет иметь мощность более 7 млн. кВт. Б. НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ Гидроэнергетическая установка, предназначенная для перекачки воды с низких отметок на высокие и для перемещения воды в удаленные пункты, называется насосной станцией (НС). На НС устанавливаются насосные агрегаты, у которых на одном валу находится насос и электрический двигатель. НС является потребителем электрической энергии. НС имеют большое распространение. Они применяются для коммунально-бытового и промышленного водоснабжения, для водоснабжения ТЭС, в ирригационных системах для подачи воды на поля, расположенные на высоких отметках или в удаленных районах, на судоходных каналах, пересекающих высокие водоразделы, и т. д. Крупнейшая насосная станция — Каховская с суммарной подачей воды 530 м3/с, расчетным напором 25 м и суммарной мощностью электродвигателей 168 МВт. Насосные станции канала Иртыш — Караганда рассчитаны на подъем воды на 418 м и суммарную подачу 76 м3/с на расстояние 458 км. Их суммарная мощность 350 МВт. В. ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ГАЭС выполняет функции НС и ГЭС. В часы пониженных нагрузок энергосистемы, например ночью, ГАЭС работает как НС, потребляет электрическую энергию и перекачивает воду из нижнего бассейна в верхний, расположенный на какой-либо возвышенности. Днем и, особенно, вечером, когда электропотребление в системе увеличивается, вода из верхнего бассейна пропускается через турбины в нижний бассейн; в это время ГАЭС работает как ГЭС — вырабатывает и отдает электрическую энергию в систему. Имеются ГАЭС не только с суточным, но и с недельным и даже с .сезонным аккумулированием энергии. Вследствие потерь ГАЭС отдает в систему около 70—75 % электрической энергии, получаемой ею из системы. Тем не менее эти станции выгодны, так как они потребляют более дешевую, а иногда и «бросовую» электроэнергию в ночные часы, в период малой нагрузки системы, а отдают более дорогую энергию в часы -пик нагрузки. Заполняя ночные провалы и снимая утренние и вечерние пики электрической нагрузки системы, ГАЭС существенно улучшают технические условия работы ТЭС, позволяют уменьшить их удельный расход топлива на 1 кВт-ч выработки электрической энергии и в конечном итоге дают экономию топлива в системе. В СССР построена Киевская ГАЭС мощностью 225 МВт и строится Загорская ГАЭС мощностью 1200 МВт. Составлен проект крупнейшей гидроаккумулирующей электростанции Холейпи (США) мощностью 2500 МВт. Г. ПРИЛИВНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Морские приливные электростанции (ПЭС) используют приливные колебания уровня моря, которые обычно происходят два раза в сутки. В некоторых пунктах обжитых морских побережий приливные колебания достигают 8—10 м. Наибольшая величина прилива 19,6 м наблюдается в заливе Фаиди (Канада). Во Франции: построена ПЭС Раис мощностью 240 МВт. В СССР около Мурманска построена оригинальная опытная Кислогубская ПЭС небольшой мощности.
Дата добавления: 2014-04-19; просмотров: 3. Поделиться с ДРУЗЬЯМИ:refac.ru 7.1 Напор, используемый гэс.Лекция 7 Основные параметры, влияющие на мощность ГЭУ. Характеристики бьефов. Напорные характеристики гидроэнергетических установок. Баланс напоров и расходов гидроэнергетических установок. Виды потерь напора и расхода. Мощность ГЭС является функцией не только расхода, но и напора, поэтому процесс водно-энергетического регулирования связан с учетом того и другого. Верхний бьеф ГЭС. Для получения на ГЭС напора естественное падение участка реки сосредоточивается в одном месте с помощью плотины или деривационных сооружений. Однако создать у турбин ГЭС напор, равный по величине полному падению реки на данном участке, никогда не удается. При работе ГЭС часть естественной энергии реки должна расходоваться на продвижение воды от начала используемого участка реки до турбин и от турбин до выхода в естественное русло реки. Такие потери напора и энергии реки всегда неизбежны. Сначала мы рассмотрим потери напора в верхнем бьефе ГЭС. Поверхность воды в водохранилище может быть горизонтальной, как это показано на рис. 1, только в том случае, когда в нем нет никакого
течения воды. При наличии притока воды в водохранилище и работе ГЭС поверхность воды в водохранилище всегда имеет криволинейную форму. Продольный разрез по оси водохранилища изображен на рис. 2. Если известны гидравлические характеристики водохранилища и величина протекающего через него расхода воды, то всегда можно найти форму кривой свободной поверхности, т. е. кривую подпора с помощью способов, излагаемых в курсе гидравлики. Вследствие криволинейности свободной поверхности воды в водохранилище разность уровней воды, измеренных в верхнем бьефе у плотины и в нижнем бьефе ГЭС, Нпл=Zвб-Zнб всегда меньше полного падения на используемом участке на величину потерянного напора АНподп (рис. 2). Если плотина служит для образования регулирующего стока водохранилища, уровень воды у плотины меняется во времени. Колебания уровня воды в водохранилище при регулировании происходят в некоторых определенных пределах. Верхний предел или нормальный подпорный горизонт (НПГ) или нормальный подпорный уровень (НПУ) представляет собой то наивысшее положение уровня воды в водохранилище, при котором ГЭС и сооружения гидроузла работают с соблюдением нормальных запасов надежности, предусматриваемых техническими условиями. Выше отметки НПУ уровень воды в водохранилище может, как правило, подниматься сравнительно редко, во время пропуска многоводных паводков. Нижний предел или горизонт мертвого объема (ГМО) или уровень мертвого объема (УМО) определяется условиями получения от ГЭС оптимальных в технико-экономическом отношении величии мощности и энергии в периоды опорожнения и заполнения объема водохранилища, используемого для регулирования стока. Этот объем, называемый полезным или рабочим объемом, ограничен зеркалами воды на отметках НПУ и УМО у плотины. Опорожнение полезного объема водохранилища, связанное с регулированием стока, приводит к снижению уровней воды в верхнем бьефе и соответствующему уменьшению действующих на ГЭС величин напоров в период сработки водохранилища. С изменением положения уровня воды у плотины ГЭС меняется форма кривой подпора. Вследствие этого меняется также и величина потерь напора на подпорной кривой. Если водохранилищем служит озеро, находящееся в подпоре от плотины ГЭС, то положение уровня воды у плотины зависит от положения- уровня воды в озере (гоз) и от величины расхода воды, используемого в каждый момент ГЭС. Примерный вид такой зависимости показан на рис. 3.
У деривационных ГЭС, где плотина служит не для создания напора, а только для обеспечения работы водоприемных сооружений, она имеет обычно небольшую высоту, и поэтому потери на кривой подпора в большинстве случаев ничтожно малы. Потери напора в деривационных сооружениях могут достигать большой величины и определяются гидравлическими расчетами. Они зависят от величины расхода воды, пропускаемого через деривационные сооружения, и их гидравлических характеристик. Часть напора теряется также в турбинных трубопроводах; и в других сооружениях, через которые проходит вода, например в предохранительных решетках и затворах. Для крупных русловых ГЭС, пропускающих через свои сооружения большие объемы воды, абсолютная величина потерь энергии при малой величине потерянного напора может достигать очень больших значений. Так, например, для Волжской ГЭС имени В. И. Ленина или Сталинградской ГЭС, у которых средний годовой объем используемого в турбинах стока будет составлять более 200 км3, дополнительная потеря напора, равная всего, лишь 1 см, приведет к годовой потере энергии в размере около 4,5*106 кВт-ч. Для замены этой потерянной энергии нужно было бы ежегодно сжигать более 2,5 • 106 кг угля. Нижний бьеф ГЭС Действующий на ГЭС напор определяется не только положением уровня воды в верхнем бьефе, но также и положением уровня воды в нижнем бьефе. Колебания уровня воды в нижнем бьефе зависят от величины расхода воды, пропускаемого через турбины, через водосбросные устройства и через различные другие сооружения — судоходные шлюзы, лесосплавные лотки, рыбоходы и прочие. Для установившегося равномерного режима положение уровня воды в нижнем бьефе ГЭС находится по кривой зависимости уровня от расхода воды (рис. 4). Во многих случаях кривая зависимости уровня воды от расхода не занимает одного постоянного положения. Одной из причин для этого является образование ледяного покрова в русле реки в зимнее время. Как известно, для одного и того же уровня воды
где Q3—величина расхода воды в зимнее время при наличии ледяного покрова; QJl—величина расхода воды в летнее время при открытом русле; k3—коэффициент, меньший единицы. Величина коэффициента k3 в течение зимы часто непостоянна. Во многих случаях вследствие трудности определения действительной величины коэффициента k3 она принимается постоянной, равной средней величине, полученной в результате гидрометрических измерений. Тогда для зимнего времени получается постоянная кривая зависимости уровня воды oт величины расхода в нижнем бьефе ГЭС. Такая кривая показана на рис. 4 пунктиром. Второй причиной изменения кривой зависимости уровня воды от величины расхода в нижнем бьефе ГЭС может служить зарастание русла реки водной растительностью в теплое время года. Обычно это явление наблюдается на малых реках с медленным течением и илистым дном. На больших реках зарастание русла водной растительностью не может оказать заметного влияния на положение уровня воды в нижнем бьефе ГЭС.
Третья причина, вызывающая изменение зависимости уровня воды от расхода, — размыв дна реки в нижнем бьефе ГЭС. Опыт эксплуатации построенных ГЭС показывает, что после начала работы ГЭС при наличии легко размываемых грунтов дно реки понижается. Понижение дна реки в нижнем бьефе ГЭС уже в течение нескольких первых лет эксплуатации может достигать нескольких десятков сантиметров. Вследствие этого кривая зависимости уровня воды от величины расхода смещается, как это показано на рис. 5, из положения 1 в положение 2. На положение уровня воды в нижнем бьефе ГЭС могут оказывать влияние и другие условия. К их числу относится, например, подпор воды. Подпор может создаваться, если ниже ГЭС по течению реки имеются препятствия для свободного движения воды — перекаты, острова, резкие сужения или повороты русла реки. Подпор может вызываться также искусственными сооружениями — мостами или плотинами. Временный подпор может появиться вследствие образования в русле реки ниже ГЭС ледяных заторов во время весеннего ледохода или зажоров во время движения шуги зимой. Одной из причин, вызывающих переменный подпор, может быть наличие крупного притока, впадающего в реку ниже ГЭС, как изображено на рис. 6.
На рис. 7 показано положение кривых подпора от нижележащей плотины при постоянной отметке уровня воды у этой плотины, но при различной величине расходов воды в реке. Как видно из графика, с увеличением расхода воды влияние подпора на положение уровня воды в нижнем бьефе ГЭС уменьшается. На рис. 8 построена кривая зависимости уровня от расхода воды в нижнем бьефе ГЭС для этого случая. При расходе, равном нулю, уровень воды в нижнем бьефе ГЭС таков же, как и уровень воды в нижележащем водохранилище (кривая 2). При некотором достаточно большом расходе воды эта кривая сливается с кривой, соответствующей полному отсутствию подпора (кривая 1). Для других положений уровня воды у нижележащей плотины должны быть построены и другие кривые зависимости уровня воды в нижнем бьефе ГЭС от расхода. Примерный вид такого семейства кривых показан на рис. 9. Колебания уровня воды в нижнем бьефе ГЭС в некоторых случаях могут происходить совершенно независимо от величины расхода воды, проходящего через турбины ГЭС. Такие случаи встречаются у тех деривационных ГЭС, у которых отработанная вода сбрасывается не в ту же реку, из которой она забирается, а в другую реку, озеро или море. Если отработанная вода, выходящая из турбин такой деривационной ГЭС, сбрасывается в другую реку, колебания уровня воды в нижнем бьефе ГЭС зависят от соотношения величин расходов воды, проходящих через турбины ГЭС, и расходов воды в той реке, в которую сбрасывается отработанная вода ГЭС. При сбросе воды в озеро колебания уровня воды в нижнем бьефе ГЭС обычно имеют годовой цикл. Наиболее высокий уровень воды в нижнем бьефе наблюдается после таяния снега или после дождей. При сбросе воды в море колебания уровня воды в нижнем бьефе ГЭС имеют более короткий цикл — 1 или 2 раза в сутки в зависимости от характера морских приливов и отливов. Приливно-отливные колебания уровня воды в нижнем бьефе ГЭС могут достигать величины нескольких метров.
Во время паводка, когда в реке проходят самые большие расходы воды, уровень в нижнем бьефе ГЭС поднимается очень сильно. У низконапорных ГЭС в это время может наблюдаться значительное уменьшение их мощности вследствие уменьшения напора, а некоторые ГЭС даже совершенно прекращают свою работу во время паводков. Но в некоторых случаях можно все же в это время увеличить действующий на ГЭС напор, а следовательно, и мощность ГЭС с помощью специальных эжектирующих устройств, понижающих уровень воды, в нижнем бьефе ГЭС. studfiles.net Гидроэнергетическая установкаИзобретение относится к энергетике. Гидроэнергетическая установка содержит гидравлическую турбину с генератором, установленную на выходе турбинного трубопровода, соединенного с хранилищем, приемную камеру, запорную арматуру, компрессорную станцию, сообщенную воздуховодом с обратным клапаном с приемной камерой. Воздуховод расположен над гидравлической турбиной. Один датчик уровня расположен в приемной камере, а второй - в хранилище. Корпус установки выполнен в виде вертикальной цилиндрической камеры и установленного внутри него на расстоянии цилиндра, образующих сборный канал, соединяющий приемную камеру с хранилищем. Верхняя часть цилиндра загнута внутрь под углом 90° для слива жидкости в хранилище. Торец верхней части цилиндрической камеры имеет два отверстия, одно - для отвода воздуха, другое - для заполнения хранилища жидкостью. По периферии торца и по периметру верхней части внутренней боковой стороны цилиндрической камеры установлены магниты. Верхняя часть хранилища расположена внутри верхней части цилиндра, а нижняя часть его имеет воронкообразную форму, соединенную по центру с турбинным трубопроводом, переходящим в верхний части в вертикальный цилиндрический корпус для запорной арматуры. Корпус приемной камеры выполнен в виде расширяющейся книзу воронки, края которой соединены с нижней частью цилиндра. Верхняя часть воронки имеет овальную форму, и в ней расположены выход турбинного трубопровода с гидравлической турбиной и генератором. Лопасти турбины снабжены магнитами, а в качестве запорной арматуры использована заглушка, установленная внутри вертикального цилиндрического корпуса, нижняя часть которого имеет отверстия для прохода жидкости. Заглушка соединена со штоком электропривода, а в качестве жидкости использована ферромагнитная жидкость. Изобретение обеспечивает получение электроэнергии при ограниченном объеме жидкости. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к области энергетики, а именно к сооружениям для получения электроэнергии при ограниченном объеме воды, и может быть использовано во многих отраслях промышленности. Известна гидроэнергетическая установка, включающая гидравлическую турбину с генератором, установленную на выходе турбинного трубопровода, соединенного с водохранилищем, водоприемную камеру и водоприемную установку для возврата воды в водохранилище (кн. Гидроэнергетические станции. Под Ред. Ф.Ф.Губина и Г.И.Кривченко. М.: Энергия, 1980, с.73-74, рис.8.1, схема 1). Недостатком известной установки являются большие затраты энергии извне из-за возврата воды в водохранилище. Известна гидроэнергетическая установка, включающая гидравлическую турбину с генератором, установленную на выходе турбинного водовода, соединенного с водохранилищем, водоприемную камеру и водоприемную установку для возврата воды в водохранилище, состоящую из не менее чем двух групп камер, сообщенных водоводами, такого же количества рычагов, соединенных поплавками, поплавковых камер, соединенных водоводами гибких камер, а каждый водовод имеет запорную арматуру (патент РФ №2081966, МПК Е02В 9/00, за 1997 г.). В этой гидроэнергетической установке, наиболее близкой к предлагаемой, из-за сложности конструкции снижется надежность работы установки, а также необходимы затраты энергии извне для возврата воды в водохранилище. Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в повышении надежности работы за счет упрощения конструкции, в снижении затрат энергии извне за счет притяжения магнитами ферромагнитной жидкости. Для достижения этого технического результата гидродинамическая установка, включающая гидравлическую турбину с генератором, установленную на выходе турбинного трубопровода, соединенного с хранилищем, приемную камеру, запорную арматуру, дополнительно содержит компрессорную станцию, сообщенную воздуховодом с обратным клапаном с приемной камерой, при этом воздуховод расположен над гидравлической турбиной, два датчика уровней, один из которых распложен в приемной камере, другой - в хранилище, а корпус установки выполнен в виде вертикальной цилиндрической камеры и установленного внутри него на расстоянии цилиндра, образующих сборный канал, соединяющий приемную камеру с хранилищем, верхняя часть цилиндра загнута внутрь под углом 90° для слива жидкости в хранилище, причем торец верхней части цилиндрической камеры имеет два отверстия, одно - для отвода воздуха, другое - для заполнения хранилища жидкостью, при этом по периферии торца и по периметру верхней части внутренней боковой стороны цилиндрической камеры установлены магниты, верхняя часть хранилища расположена внутри верхней части цилиндра, а нижняя часть его имеет воронкообразную форму, соединенную по центру с турбинным трубопроводом, переходящим в верхней части в вертикальный цилиндрической корпус для запорной арматуры, корпус приемной камеры выполнен в виде расширяющейся книзу воронки, края которой соединены с нижней частью цилиндра, причем верхняя часть воронки имеет овальную форму, и в ней расположены выход турбинного трубопровода с гидравлической турбиной и генератором, при этом лопатки турбины снабжены магнитами, а в качестве запорной арматуры использована заглушка, установленная внутри вертикального цилиндрического корпуса, нижняя часть которого имеет отверстия для прохода жидкости, причем заглушка соединена со штоком электропривода, а в качестве жидкости использована ферромагнитная жидкость. Кроме того, корпуса наружной вертикальной и приемной камер выполнены из стеклопластика, а в качестве гидравлической турбины использована гидрореактивная турбина. Отличительными признаками предлагаемой гидроэнергетической установки являются наличие компрессорной станции, сообщенной воздуховодом с обратным клапаном с приемной камерой, расположение воздуховода над гидравлической турбиной, двух датчиков уровней, один из которых расположен в приемной камере, другой - в хранилище, выполнение корпуса установки в виде вертикальной цилиндрической камеры и установленного внутри него на расстоянии цилиндра, образующих сборный канал, соединяющий приемную камеру с хранилищем, верхняя часть цилиндра загнута внутрь под углом 90° для слива жидкости в хранилище, наличие на торце верхней части цилиндрической камеры двух отверстий, одного - для отвода воздуха, другого - для заполнения хранилища жидкостью, установление по периферии торца и по периметру верхней части внутренней боковой стороны цилиндрической камеры магнитов, расположение верхней части хранилища внутри верхней части цилиндра, нижняя часть его имеет воронкообразную форму, соединенную по центру с турбинным трубопроводом, переходящим в верхней части в вертикальный цилиндрический корпус для запорной арматуры, выполнение корпуса приемной камеры в виде расширяющейся книзу воронки, края которой соединены с нижней частью цилиндра, выполнение верхней части воронки овальной формы, в которой расположен выход турбинного трубопровода с гидравлической турбиной и генератором, снабжение лопастей турбины магнитами, использование в качестве запорной арматуры заглушки и установление ее внутри вертикального цилиндрического корпуса, имеющего в нижней части отверстия для прохода жидкости, соединение заглушки со штоком электропривода, использование в качестве жидкости ферромагнитной жидкости. Кроме того, выполнение корпусов наружной вертикальной и приемной камер из стеклопластика, использование в качестве гидравлической турбины гидрореактивной. Благодаря наличию этих признаков повышается надежность работы установки за счет упрощения конструкции, сокращаются затраты энергии извне для возврата жидкости в хранилище, за счет притяжения магнитами ферромагнитной жидкости увеличивается напор на гидравлическую турбину, а это увеличивает ее мощность и позволяет получать достаточно дешевую электроэнергию, не оказывающую вредного воздействия на окружающую среду. На чертеже изображена схема гидроэнергетической установки. Гидроэнергетическая установка содержит хранилище 1, в нижней части которого имеется турбинный трубопровод 2. На выходе турбинного трубопровода 2 установлена гидрореактивная турбина 3 с генератором 4, которые расположены внутри приемной камеры 5, сообщающейся с хранилищем 1. Установка имеет компрессорную станцию 6, расположенную вне ее, соединенную с приемной камерой 5 с помощью воздуховода 7 с обратным клапаном 8, расположенного над гидрореактивной турбиной 3. Корпус установки выполнен в виде вертикальной цилиндрической камеры 9, в торцевой верхней части которой выполнены два отверстия, одно отверстие 10 - для отвода воздуха, другое отверстие 11 - для заполнения хранилища жидкостью, а по периферии торца и по периметру верхней части внутренней боковой стороны камеры 9 установлены магниты 12 и 13 соответственно. Внутри цилиндрической камеры 9 на расстоянии установлен цилиндр 14, между которыми образуется сборный канал 15, соединяющий приемную камеру 5 с хранилищем 1. Верхняя часть цилиндра 14 загнута внутрь о под углом 90° для слива жидкости в хранилище 1. Верхняя часть хранилища 1 расположена внутри верхней части цилиндра 14, а нижняя часть хранилища 1 имеет воронкообразную форму, соединенную по центру с турбинным трубопроводом 2, переходящим в верхней части в вертикальный цилиндрический корпус 16, имеющий в нижней части отверстия 17 для прохода жидкости, а внутри корпуса 16 установлена с возможностью возвратно-поступательного движения заглушка 18 со штоком 19 от электропривода. Корпус приемной камеры 5 выполнен в виде расширяющейся книзу воронки, концы которой соединены с нижней частью цилиндра 14, а верхняя часть воронки имеет овальную форму, в которой расположены выход турбинного трубопровода 2 с гидрореактивной турбиной 3 и генератором 4. В нижней части приемной камеры 5 установлен датчик уровня 20 и в верхней части хранилища 1 установлен датчик 21. Лопасти гидрореактивной турбины 3 снабжены магнитами 22. Корпус вертикальной цилиндрической камеры 9 и корпус приемной камеры 5 выполнен из стеклопластика. В установке вместо жидкости использована ферромагнитная жидкость. Гидроэнергетическая установка работает следующим образом. Резервуар хранилища 1 через отверстия 11 заполняют ферромагнитной жидкостью до уровня датчика 21, заглушка 18 штоком 19 закрывает с помощью дистанционного управления (на чертеже не показано) вход в турбинный трубопровод 2, получая для пуска гидроэнергетической установки (ГЭУ) энергию. Одновременно запускают компрессорную станцию 6, сжатый воздух от которой поступает через воздуховод 7, клапан 8 в приемную камеру 5, создавая в верхней части камеры 5 заданное давление. Далее с помощью дистанционного управления открывают шток 19 с заглушкой 18, которая по корпусу 16 поднимается вверх. Ферромагнитная жидкость по турбинном трубопроводу 2 под напором падает в приемную камеру 5 на лопасти гидрореактивной турбины 3, на которых установлены магниты (электромагниты) 22, которые притягивают ферромагнитную жидкость и через сопла турбины 3 выбрасывают жидкость, создавая реактивную силу на выходе, турбина начинает вращаться, вращая через механизм редуцирования вал генератора 4, который вырабатывает ток. Магниты 12 и 13, установленные по периферии торца и по периметру верхней части внутренней боковой стороны камеры 9, поднимают ферромагнитную жидкость до уровня нижней части хранилища 1 и входа турбинного трубопровода 2. Ферромагнитная жидкость после выхода из турбины 3 попадает в грот, образовавшейся за счет давления сжатого воздуха от компрессорной станции 6, благодаря чему в верхней части приемной камеры 5 поддерживается определенный уровень ферромагнитной жидкости, фиксируемый датчиком уровня 20, поэтому ферромагнитная жидкость не достигает ни работающей турбины 3, ни генератора 4, а следовательно, не оказывает сопротивления их работе. За счет магнитов 12 и 13 в вертикальной камере 9 и избыточного давления сжатого воздуха в образовавшемся гроте приемной камеры 5 ферромагнитная жидкость по сборному каналу 15 поднимается вверх и поступает обратно в резервуар хранилища 1, заглушка 18 штоком 19 закрывает вход в турбинный трубопровод 2. Цикл завершается. Выработанная генератором 4 электрическая энергия передается потребителям. Таким образом, предложенная гидроэнергетическая установка упрощает конструкцию, надежна в работе, увеличивает мощность, сохраняет экологию. Были проведены полупромышленные испытания предлагаемой гидроэнергетической установки, которые показали ее надежность работы, запланировано ее внедрение на 1 квартал 2007 года в Республике Татарстан, г. Казань, с. Пестрецы, ООО " Пестречинская керамика". 1. Гидроэнергетическая установка, включающая гидравлическую турбину с генератором, установленную на выходе турбинного трубопровода, соединенного с хранилищем, приемную камеру, запорную арматуру, отличающаяся тем, что она снабжена компрессорной станцией, сообщенной воздуховодом с обратным клапаном с приемной камерой, при этом воздуховод расположен над гидравлической турбиной, двумя датчиками уровней, один из которых расположен в приемной камере, другой - в хранилище, а корпус установки выполнен в виде вертикальной цилиндрической камеры и установленного внутри нее на расстоянии цилиндра, образующих сборный канал, соединяющий приемную камеру с хранилищем, верхняя часть цилиндра загнута внутрь под углом 90° для слива жидкости в хранилище, причем торец верхней части цилиндрической камеры имеет два отверстия, одно - для отвода воздуха, другое - для заполнения хранилища жидкостью, при этом по периферии торца и по периметру верхней части внутренней боковой стороны цилиндрической камеры установлены магниты, верхняя часть хранилища расположена внутри верхней части цилиндра, а нижняя часть его имеет воронкообразную форму, соединенную по центру с турбинным трубопроводом, переходящим в верхней части в вертикальный цилиндрический корпус для запорной арматуры, корпус приемной камеры выполнен в виде расширяющейся книзу воронки, края которой соединены с нижней частью цилиндра, причем верхняя часть воронки имеет овальную форму и в ней расположены выход турбинного трубопровода с гидравлической турбиной и генератором, при этом лопасти турбины снабжены магнитами, а в качестве запорной арматуры использована заглушка, установленная внутри вертикального цилиндрического корпуса, нижняя часть которого имеет отверстия для прохода жидкости, причем заглушка соединена со штоком электропривода, а в качестве жидкости использована ферромагнитная жидкость. 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что корпусы вертикальной цилиндрической и приемной камер выполнены из стеклопластика. 3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что в качестве гидравлической турбины использована гидрореактивная турбина. www.findpatent.ru |
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
