Расчет и проектирование генератора от энергии рек

МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И НОВЫХ ТЕХНОЛОГИИ

РЕСПУБЛИКИ ТАДЖИКИСТАН

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКА РЕСПУБЛИКИ ТАДЖИКИСТАН

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ТАДЖИКИСТАНА

ФАКУЛЬТЕТ: «СТР»

Кафедра: «ТТИ и СО»

Курсовая работа

По дисциплине: «Стандартизация и классификация системы энергоменеджмента»

На тему: «Расчет и проектирование генератора от энергии рек»

Выполнил: студент 3-го курса

Тошов Пайрав

Душанбе-2015

Содержание

Введение

. Водно-энергетические расчеты ГЭС

1.1 Определение возможных расходов на ГЭС

.2 Определение среднесуточной мощности ГЭС

.3 Выбор места ГЭС в графике нагрузки гидросистемы

.4 Определение расчетного расхода ГЭС

.5 Выбор основного оборудования, размеров и количества

.6 Определение диаметра рабочего колеса, частоты вращения турбины, допустимой высоты всасывания и подбор генератора

.7 Выбор типа турбинной камеры

.8 Компоновка и основные размеры

.9 Определение высотного положения основных элементов ГЭС

. Определение основных параметров комбинированной ветроэлектрической установки (ВЭУ+ДЭС)

.1 Расчет энергетических и конструктивных параметров энергоустановки

.2 Оценка экономической эффективности инвестиций в устройство комбинированной ветроэлектрической установки (ВЭУ)

Выводы

Список использованной литературы

Введение

В соответствии с известным явлением в природе, называемом "Круговорот воды в природе", вода является возобновляемым источником.

Вода, текущая в руслах рек, обладает механической энергией. Проходя по руслу реки, вода постепенно теряет свою потенциальную энергию. Некоторая часть ее переходит в кинетическую, скоростную энергию движущихся масс. Большая часть энергии затрачивается на работу по преодолению сил трения между частицами воды, между водным потоком русла, размывая и перемещая наносы. В конечном итоге……рассеивается по длине реки.

Однако механическая энергия воды или гидравлическая непрерывно возобновляется. С помощью гидротехнических сооружений и специального оборудования можно использовать энергию водного потока, установив турбину и пропуская через них расход Q под созданным напором H, можно получить соответствующую мощность N. Использованием энергии воды занимается гидроэнергетика.

1. Водно-энергетические расчеты ГЭС

.1 Определение возможных расходов на ГЭС

Таблица 1. Определение расходов на ГЭС

Таблица 2. Определение напоров ГЭС

∑Н=94,99м

По таблице 2 строим график напоров ГЭС

Располагаемые водные ресурсы определены в нашей работе гидрографом расчетного маловодного года 75% обеспеченности. При отсутствии регулирования стока, уровень воды в ВБ принимаем постоянным и равным vНПУ=90м. Уровень воды в НБ определяется величиной расхода (Q), поступающим в НБ при ГЭС. Для каждого месяца определяется напор по формуле:

=v ВБi - v НБi

Расчет по определению напоров приведен в таблице 2.

По данным таблицы 2 определяются максимальные и минимальные уровни в НБ и соответствующие им напоры:

vНБ_min = 81.85м Н_min = 7,14 м

vНБ_mах = 82,86м Н_max = 8,75м

Средневзвешенный напор равен:

- расчетный период времени; t =1

Принимаем расчетный напор равным средневзвешенному напору.

.2 Определение среднесуточной мощности ГЭС

Обеспеченная среднесуточная мощность - это мощность, которая обеспечивается водотоком в течение заданного периода времени (месяц) и выражается в %.

Расчетная обеспеченность выбирается в зависимости от технико-экономического расчета с учетом характеристик системы удельного веса ГЭС в энергосистеме. Принимаем N_{ср. сут} = 75-90%.

Таблица №3. Определение среднесуточной мощности.

,

где Q_i - расход реки в данный расчетный период;

N_i - напор в створе гидроузла в данный расчетный период;

з_а - коэффициент полезного действия агрегата (з_а = 0,87);

По таблице 3 строим график определения среднесуточной мощности ГЭС

Принимаем N_{ср. сут.} = 4481кВт, соответствующую 80%.

1.3 Выбор места ГЭС в графике нагрузки гидросистемы

Для принятия мощности ГЭС определяем среднесуточную выработку энергии:

кВт∙ч

Наиболее целесообразен режим работы ГЭС, когда она работает совместно с другими электростанциями и покрывает пик графика нагрузки.

Полученная от ГЭС электроэнергия, таким образом, на графике должна размещаться в верхней части.

Строим график нагрузки энергосистемы, строим график анализирующей кривой. Совместно рассматривая оба графика, определяем установленную мощность ГЭС. Результаты расчета для построения графиков представлены в таблице 4.

Таблица №4 Определение координат анализирующей кривой

 (тыс. кВт.)

График нагрузки энергосистемы, анализирующая кривая представлены на рис.3. Установленную мощность определяем графически, она равна:

кВт,

где N_{раб. гар} - рабочая гарантированная мощность ГЭС.

1.4 Определение расчетного расхода ГЭС

Расчетный расход ГЭС определяется по формуле:

м³/с

где N_{раб. гар -} рабочая гарантированная мощность ГЭС (определена графически)р. - средневзвешенный напор (расчетный), м

за. - КПД агрегата, принимаем за=0,9.

Определяем количество энергии, вырабатываемой ГЭС за время работы:

где ф_гэс- время работы ГЭС (ф_гэс =2200ч).

Годовая выработка электроэнергии определяется:

Результаты расчетов:

. Н_р=7,92м 2. N_{ср. сут}=4481кВт 3. Q_p=131.56 м³/с

.  кВт 5. мВт∙ч 6. мВт∙ч

1.5 Выбор основного оборудования, размеров и количества агрегатов ГЭС, типа турбины

Работы турбины в зоне высоких КПД обеспечиваются в случае, если выполняются условия:

 - минимальная мощность турбины

 - мощность турбины

 - номинальная мощность турбины причем

где m - коэффициент снижения мощности генератора; m =0.25-0.35.

Принимаем m =0,25

где N_{а -} мощность гидроагрегата

з_{г. -} КПД генератора, з_г=0,93-0,97. Принимаем з_г = 0,93

 или

Имея: и

Минимальная мощность турбины определяется как:

Мощность одного агрегата определится, как: N_a=3422.4кВт

Номинальная мощность турбины определится, как:

Определим число агрегатов ГЭС по формуле:

Принимаем:

Для принятого числа агрегатов уточняем мощность одного агрегата по формуле:

Коэффициент полезного действия турбины определяется соотношением:

где з_{Т -} КПД турбины, з_a - КПД агрегата; з_a= 0,86-0,88. Принимаем з_a=0,86, з_Г - КПД генератора, Определяем мощность турбины:

Условие работы турбины приведенное выше должно выполняться.

Определяем расчетный расход турбины:

По сводному графику областей применения турбин при известной мощности турбин  и расчетном напоре  принимаем поворотно-лопастную турбину марки ПЛ-15.

.6. Определение диаметра рабочего колеса, частоты вращения турбины, допустимой высоты всасывания и подбор генератора

Данные для расчета:

. расчетный расход турбины

. расчетный напор

. расчетно-приведенный расход

Диаметр рабочего колеса определяется:

где  - диаметр рабочего колеса в см (м)

Стандартный диаметр рабочего колеса : 224,236,250,265,280,300 (см)

Принимаем =280 см

Для турбины ПЛ-15 = 2,1…3,5 м^0,5/с, принимаем =2,1 м^0,5/с.

Частота вращения турбины определяется по формуле:

где =150-165 об/мин.

Принимаем =150 об/мин

Стандартная частота вращения турбины

n_ст=214; 187,5; 167; 150; 138,4 (об/мин)

Допустимая высота всасывания определяется по формуле:

Где H_a - величина атмосферного воздуха_a=10 м возд. ст.

у - допустимый коэффициент кавитации ПЛ турбины

у =0,7 - 0,8; принимаем у =0,7

К - поправочный коэффициент, К=1,1

Допустимая высота всасывания относительно оси турбины является определяющим для минимально допустимой величины уровня воды в НБ. Кавитация возникает в результате резкого понижения давления, которое может проходить при перемещении потока в область более высокого давления. В потоке образуются кавитационные пузырьки, которые схлопываются, излучая при этом ударную волну. Возникновение этого явления опасно для турбинного агрегата и турбинной камеры, т.к. ведет к их разрушению.

Генератор служит для преобразования механической энергии в электрическую. Необходимая мощность генератора определяется:

По мощности генератора определяем тип генератора.

Принимаем тип генератора МС-323-14/8 (из таблицы 5)

Таблица 5

.7 Выбор типа турбинной камеры

Турбинная камера для поворотно-лопастной турбины горизонтальной компоновки применяется прямоугольного сечения. Размеры турбинной камеры являются определяющими для размеров сооружений и соответственно стоимости ГЭС.

Определение размеров отсасывающей трубы принимаются от условий отвода воды рабочего колеса в НБ с наименьшими потерями. Скорость на выходе зависит от расчетного напора ГЭС:

 б =1,1

где F_вых - площадь поперечного сечения на выходе из отсасывающей трубы, определяется:

где В_s - ширина отверстия  h_s - высота отверстия

1.8 Компоновка и основные размеры

В соответствии рекомендациями для русловых ГЭС с поворотно-лопастными турбинами при диаметре рабочего колеса =2,8м и напоре Н_р=7.92м, принимаем горизонтальную компоновку гидроагрегата. Тип турбинной камеры: прямоосная, прямоугольная, S - образная отсасывающая камера. Водоприёмник выполняется, как одно целое создание ГЭС. Он образуется сороудерживающей решеткой, ремонтными затворами (шандорами) и основными затворами.

Высота верха водоприемника назначается из условия его незатопления, форсированного уровня воды, высоты волны.

Расстояние от входа в турбинную камеру до оси лопастей рабочего колеса турбины определяется, как:

Длина горизонтальной проекции S-образной отсасывающей трубы определяется:

Ширина отсасывающей трубы на выходе:

Высота отсасывающей трубы на выходе:

Ширина камеры на входе водоприемника равна на выходе:

Длина завершающей части S - образной отсасывающей трубы:

Завершающая часть S - образной отсасывающей трубы сопрягается с откосом в НБ по заложению ј.

.9 Определение высотного положения основных элементов ГЭС

Отметка верха лопастей рабочего колеса:

Отметка машинного зала

Отметка оси турбины

Отметка дна водоприемной камеры

Отметка низа отсасывающей трубы

гидроэлектростанция турбина энергоустановка

2. Определение основных параметров комбинированной ветроэлектрической установки (ВЭУ+ДЭС)

Исходные данные:

. Количество потребителей электроэнергии (крестьянских дворов) в населенном пункте: М_п=10

. Норма выработки электроэнергии в расчете на одного потребителя в год: n_п=2150кВт·ч в год

. Общее время работы ВЭУ за год (сутки в год): ф =315сут

. Средняя скорость ветра за время работы ВЭУ: V_ср=4,8м/с

. Коэффициент мощности ветряного колеса (ВК): C_р=0,41

. Удельные капиталовложения в 1 кВт установленной мощности ВЭУ: k^ВЭУ=1075 долл. /кВт

. Удельные капиталовложения в 1 кВт установленной мощности паротурбинной ТЭС: k_п^ТЭУ=550 долл. /кВт

. Стоимость единицы условного топлива: Р_т=217 долл. /т у. т.

.1 Расчет энергетических и конструктивных параметров энергоустановки

Потребность в электроэнергии (Е_с^п) за год для всех потребителей населенного пункта определяется:

в год.

Количество электроэнергии (Е_с^ВЭУ), которое должно поступить от ВЭУ за время ф определяется:

Требуемая средняя развиваемая мощность ВЭУ (N_п^ВЭУ) определяется:

где з_г= 0,95 - КПД генератора,

з_р= 0,9 - КПД редуктора.

Требуемая мощность воздушного потока (N_о) определяется:

где С_р= 0,41 - коэффициент мощности ВК ВЭУ. Определение радиуса (R) и диаметра (D) ВК, если известна требуемая мощность воздушного потока (N₀) и средняя скорость ветра (V_СР) за время работы ВЭУ (ф) проводим по формуле:

где N₀ записывается с учетом того, что 1 кВт = 10³ кгм² /с³.

После вычисления радиуса находим диаметр ВК:

"Ометаемая" площадь (F_вк) ВК определяется, как:

Удельная мощность (n₀), которую "снимает" ВК с 1 м² "ометаемой" площади будет:

кВт=1000Вт

Высоты (H) башни ВЭУ принимается из условия:

Принимаем Н= 10,79м

Среднегодовая удельная выработка энергии на 1 м² "ометаемой" площади (е_с) определяется:

Установленная мощность ВЭУ (N_уст^ВЭУ) при заданной расчетной скорости ветра V_р= м/с (р-1,225 кг/м³ - плотность воздуха)

Коэффициент используемой установленной мощности (k_ис^ВЭУ) определяется следующим отношением:

Объем предотвращенной эмиссии углекислого газа (V_уг^ВЭУ), если выработка

кВтч электрической энергии на органическом топливе сопровождается выбросом 0,5 кг СО_{2, о}пределяется:

Пересчет электроэнергии, вырабатываемой ВЭУ, в тепловую энергию (Q^ВЭУ), если

кВтч = 860 ккал дает нам следующее:

ккал в год

Годовая экономия условного топлива (В^ВЭУ) в случае, если ВЭУ замещала бы традиционная энергоустановка, работающая на органическом топливе и имеющая такую же установленную мощность, составляет где Q_р^п - низшая рабочая теплота сгорания условного топлива,

Q_р^п= 7000 ккал/кг у. т.;

з_ту-КПД традиционной энергоустановки; з_ту=0,35

Определение общего (t_зам) и фактического (t_факт) количества часов работы замещающей ВЭУ установки (ДЭС):

где k_ис^ДЭС - коэффициент использования установленной мощности ДЭС.

Определение количества электроэнергии (∆Е_с^ДЭС), которое должна вырабатывать ДЭС:

Определение требуемой мощности ДЭС ⁽N_тр^ДЭС):

где з_ак=0,9 - КПД аккумулятора с учетом его зарядки на время техобслуживания.

По таблице принимаем ближайшее большее значение установленной мощности ДЭС, в данном случае ДЭС марки АД-8-Т400 установленной мощностью N_уст^ДЭС=8 кВт.

Уточним фактическое время работы ДЭС (N_уст^ДЭС = 8 кВт) с учетом остановки на техобслуживание (t_факт^ДЭС):

Результаты расчетов:

. Потребность в электроэнергии Е_с^п =21500 кВтч в год.

. Электроэнергия, вырабатываемая ВЭУ: Е_с^ВЭУ =18554,8 кВтч

. Электроэнергия, вырабатываемая замещающей энергоустановкой (ДЭС): ∆Е_с=2945,2кВтч в год.

. Средняя развиваемая мощность ВЭУ: N_п^ВЭУ = 2,87кВт

. Установленная мощность N_уст^ВЭУ=6,395кВт

. Коэффициент использования установленной мощности К_ис^ВЭУ=0,45

. Площадь ''ометаемая'' F_вк=54,08м²

8. Диаметр D=8,3м

. Удельная мощность ветрового потока n₀= 129,44Вт/м²

. Удельная выработка электроэнергии e_c =343.1кВтч/ м²

. Высота башни ВЭУ Н= 10,79 м

. Годовая экономия условного топлива В^ВЭУ =6513 т у. т.

. Предотвращенная эмиссия углекислого газа V_уг^ВЭУ=9,28 т

. Фактическое время работы замещающей ВЭУ установки (ДЭС) t_факт^ДЭС=409,06ч

. Установленная мощность ДЭС: N_уст^ДЭС=8 кВт

2.2 Оценка экономической эффективности инвестиций в устройство комбинированной ветроэлектрической установки (ВЭУ)

Определение технико-экономических показателей ДЭС, если известны общее и фактическое время работы ДЭС (, ); капитальные вложения в приобретение ДЭС: , стоимость капитального ремонта ; стоимость техобслуживания ; стоимость топлива при цене за 1 кг Ц_топ=10 руб, , здесь q - 2,6 кг/ч - удельный расход топлива.

Таким образом, эксплуатационные издержки для ДЭС составляют:

Определение капитальных вложений (К_п^ВЭУ) в устройство ВЭУ:

Определение общих капитальных вложений (∑К_п^ВЭУ), если ВЭУ дополняется дизель - генераторной установкой (ДЭС):

Определение удельного расхода топлива (b^ТЭС) для традиционной энергетической установки:

где з_ту - КПД традиционной энергетической установки, з_ту = 0,35;

- теоретический эквивалент условного топлива, г у. т. /кВтч

Определение удельной экономии затрат на топливе (∆С_т) при устройстве ВЭУ+ДЭС вместо традиционной энергетической установки:

где Р_т=217 долл. /т у. т. - стоимость единицы условного топлива;

∆С_т рассматривается как нижняя граница тарифа на электроэнергию, которая в отсутствии ВЭУ+ДЭС была бы выработана традиционной энергоустановкой.

С учетом мировых цен на топливо принимаем

Определение эксплуатационных издержек (И_эк^ВЭУ) при работе ВЭУ (норма издержек эксплуатации согласно рекомендациям Минтопэнерго РФ):

 долл. в год.

Определение общих эксплуатационных издержек (∑И_эк) в случае, если ВЭУ дополняется дизель-генераторной установкой:

долл. в год.

Суммарный годовой экономический эффект (Э_ф^сум) при совместной работе ВЭУ и дизель-генераторной установки (доход минус издержки) составит:

долл.

Срока окупаемости общих капитальных вложений в случае, если ВЭУ дополняется дизель-генераторной установкой:

Предельно допустимый срок окупаемости капитальных вложений составит

лет,

где n - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, n = 0,12.

Должно выполняться условие:  - тогда вложения эффективны.

В нашем случае  (8,3<13,27), следовательно, вложения неэффективны.

Вывод: Устройство ВЭУ, дополненной дизель-генераторной установкой, не окупится в течение допустимого срока. Определение значений предельно допустимых удельных (∆k^пр) и общих (К_п^пр) капитальных вложений в устройство ВЭУ +ДЭС:

∆С_т - удельная экономия затрат на топливе

Вывод: Капитальные вложения в устройство ВЭУ (+ДЭС) меньше предельно допустимых значений. Альтернативный вариант.

Вместо ВЭУ+ДЭС электроэнергия поступает от традиционной энергоустановки с такими же энергетическими показателями

Определение капитальных вложений в обеспечение электроэнергией от традиционной энергоустановки, при условии, что:

Тогда:

Определение потребности в топливе (В^ТЭС) для традиционной установки:

Определение эксплуатационных издержек (затрат) для традиционной энергоустановки с учетом затрат на закупку топлива:

где k_эк^ТЭС=1 - коэффициент повышения эксплуатационных издержек с учетом доли закупки топлива в общих затратах на эксплуатацию традиционной установки

Р_т - стоимость единицы условного топлива

Определение годового экономического эффекта (Е_ф^ТЭС) в случае обеспечения потребителя электроэнергией от традиционной энергоустановки:

Определение срока окупаемости (Т_ок^ТЭС) капитальных вложений в устройство традиционной энергетической установки:

Вывод: Устройство традиционной установки вместо ВЭУ+ДЭС не окупится в течение нормативного срока.

Заключение

Результаты выполненного технико-экономического расчета не подтверждают целесообразность устройства комбинированной энергетической установки (ВЭУ+ДЭС) и традиционной энергоустановки. Следовательно, ищем другой альтернативны вариант.

Список использованной литературы

1. Дж. Трайделл, А. Уей "Возобновляемые источники энергии". М: Энергоиздат, 1990г.

2.      Беляев Ю.М." Концепция альтернативной экологически безопасной энергетики". Краснодар: "Сов. Кубань", 1998г.

.        Ревель П., Ревель Ч. "Среда нашего обитания". Кн.3 " Энергетические проблемы человечества". Москва: "Мир", 1985г.

.        "Малая гидроэнергетика" (под редакцией Л.П. Михайлова) М: "Энергоиздат", 1989г.

.        "Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников в России". "Наука", 2000г.

.        Потапов В.М., Ткаченко П.Е., Юмманов О.А. "Использование водной энергии" М: "Колос", 1972г.

.        Виленский П.Л., Ливишц В.Н., Смоляк С.А. "Оценка эффективности инвестиционных проектов: теория и практика" (учебное пособие). 2-е издание М: "Дело", 2002г.