Разработка и исследование повышающего гидротрансформатора для гидроэнергетических установок малых и микро ГЭС тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.13, кандидат наук Лямасов, Александр Константинович

• Лямасов, Александр Константинович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Лямасов, Александр Константинович

СОДЕРЖАНИЕ

Основные условные обозначения

Введение

1. Обоснование актуальности проблемы и причины ее возникновения

1.1 Анализ различных вариантов компоновки гидроэнергетических установок

малых и микро ГЭС

1.2 Сравнение различных вариантов компоновки гидроэнергетических установок малых и микро ГЭС

1.3 Экспериментальное исследование лопастного насоса двустороннего входа в турбинном режиме

2. Методика проектирования повышающего гидротрансформатора

2.1 Получение исходной геометрии и параметров ГДТ

2.2 Оценка подачи и напора

2.3 Расчет основных параметров лопастных систем

2.4 Схема последовательного расположения лопастных колес в развертке на плоскость

2.5 Теоретические характеристики повышающей ГДТ

2.5.1 Внешняя характеристика

2.5.2 Внутренняя характеристика

2.6 Уточнение параметров лопастных систем повышающей ГДТ

2.6.1 Теоретическое согласование лопастных систем при учете потерь в

круге циркуляции на заданном режиме работы

2.6.2 Ударные потери в лопастных системах

2.6.3 Потери в межлопаточных каналах

2.6.4 Оценка оптимума КПД

2.6.5 Уточняющий расчет на параметры рабочей точки

3. Трехмерное гидродинамическое моделирование

3.1 Постановка задачи, задание целей моделирования, выбор расчетной области

3.2 Создание геометрической модели выбранной расчетной области

3.3 Наложение па геометрическую модель сетки контрольных объемов

3.4 Задание условий моделирования

3.5 Численное решение системы уравнений Навье-Стокса

3.6 Анализ полученных результатов

3.6.1 Оценка корректности результатов

3.6.2 Работа в расчетной точке

3.7 Математическая модель повышающей ГДП

3.8 Моделирование характеристик лопастных систем ГДТ

3.9 Система уравнений математической модели повышающего ГДТ

3.9.1 Решение системы уравнений для повышающего ГДТ

3.9.2 Решение системы уравнений для повышающей ГДП при работе от реальной гидротурбины

3.10 Пути улучшения свойства самоторможения повышающей ГДП

3.10.1 Улучшение свойства торможения путем изменения характеристики НК

3.10.2 Улучшение свойства торможения путем изменения характеристики ТК

3.11 Регулирование выходной частоты вращения повышающей ГДП

3.11.1 Способы регулирования выходной частоты вращения повышающей ГДП

3.11.2 Регулирование выходной частоты вращения повышающей ГДП байпасированием

4. Конструкция повышающего ГДТ

4.1. Расчет опорных узлов

4.1.1 Вал и опоры валов

4.1.2 Кавитационные явления и выбор давления питания

4.1.3 Расчет действующих сил

4.1.4 Расчет подшипников по динамической грузоподъемности

4.1.5 Уплотнения подшипников

4.2 Расчет корпусных элементов

4.2.1 Корпусные элементы

4.2.2 Уплотнение гидравлической полости

4.3 Размерно-технологический анализ

4.4 ГДТ как сборочная единица

4.4.1 Реализация системы подпитки и охлаждения

Основные выводы и результаты

Список использованной литературы

ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Q -расход (расход в круге циркуляции); Н— напор;

Я/ - теоретический напор; У- мощность; М- момент;

Мг - гидравлический момент;

п - частота вращения;

со - угловая скорость вращения;

КПД, г] - коэффициент полезного действия;

/7г - гидравлический КПД;

/7о - объемный КПД;

?7м - механический КПД;

Г- циркуляция;

/ - передаточное отношение;

К - коэффициент трансформации;

пх- коэффициент быстроходности;

V - коэффициент кинематической вязкости; // -коэффициент динамической вязкости;

р - плотность;

Я - коэффициент мощности;

О - диаметр;

Оа - активный диаметр;

Я - радиус;

/?а - активный радиус;

Ь - ширина проточной части в конкретном сечении; У - площадь;

1т - длина средней линии тока меридионального сечения; £ - шаг лопастной системы; г - количество лопастей (лопаток); и - окружная скорость: IV - относительная скорость;

V - абсолютная скорость:

ри - окружная составляющая абсолютной скорости;

ут меридиональная составляющая абсолютной скорости;

г[> — коэффициент стеснения;

Н - потери напора;

<р - коэффициент ударных потерь;

к - коэффициент прозрачности;

¿о - параметр бесциркуляционного обтекания;

д ускорение свободного падения;

у ,п~ - безразмерное расстояние, безразмерное расстояние по нормали;

и' , мг - безразмерные абсолютная и относительная скорости; Яе - число Рейнольдса;

ЗО - трехмерные методы гидродинамических расчетов; «н» - индекс принадлежности насосному колесу ГДТ; «т» - индекс принадлежности турбинному колесу ГДТ; «р» - индекс принадлежности реакторному колесу ГДТ; «1» - индекс, соответствующий входу в лопастную систему; «2» - индекс соответствующий выходу из лопастной системы; «вх» - индекс соответствующий параметрам ГДГ1 на входе; «вых» - индекс, соответствующий параметрам ГДП на выходе;

ГЭС - гидроэлектростанция;

МГЭС - малая гидроэлектростанция;

ГДТ - гидродинамический трансформатор;

ГДП - гидродинамическая передача;

НК - насосное колесо;

РК - реакторное колесо;

ТК - турбинное колесо;

ВИЗ - возобновляемые источники энергии;

ДЭС - дизельная электростанция;

ВЭС - ветряная электростанция;

СЭС - солнечная электростанция.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и исследование повышающего гидротрансформатора для гидроэнергетических установок малых и микро ГЭС»

ВВЕДЕНИЕ

Диссертация посвящена разработке и исследованию повышающей самотормозящегося гидродинамического трансформатора для гидроэнергетических установок матых и микро ГЭС.

Актуальность темы.

Актуальность темы диссертации определяется тенденцией к поиску технических решений малых ГЭС, обеспечивающих экономическую эффективность проектов.

Малая энергетика - это на сегодняшний день наиболее экономичное решение энергетических проблем для территорий, относящихся к зонам децентрализованного электроснабжения. По некоторым данным [24] к таким относится около 50-70% территории России, в связи с чем важность источников энергии для автономного энергоснабжения возрастает [68, 26, 4, 73, 36, 82], учитывая также быструю окупаемость, обеспечение социального развития и экологической безопасности, становится ясно, что малые ГЭС соответствуют концепции устойчивого развития [9, 93, 100], что подтверждает актуальность развития данного направления.

Компоновочные решения установок малых ГЭС имеют свою специфику, существенно отличающиеся от крупных гидроэнергетических установок, связанные с особенностями функционирования и технико-экономических показателей, что требует дополнительного анализа.

В условиях рыночной экономики, требующих высокой рентабельности проектов, а также ограниченности серийно выпускаемого гидротурбинного оборудования для малых ГЭС, среди множества вариантов компоновок оборудования можно выделить вариант с применением в качестве гидротурбин лопастных насосов в обращенном режиме в комплектации с серийно выпускаемыми генераторами, что возможно при установке между ними повышающей передачи для увеличения частоты вращения.

Стоит также сказать, что важнейшей особенностью малых ГЭС при работе на автономного потребителя является возможность достаточно резкого изменения электрической нагрузки, сравнимой ио величине с номинальной мощностью агрегата. При этом, также в широких пределах, могут изменяться некоторые ключевые параметры режима работы объекта [35, 22]. Указанные обстоятельства могут приводить к разгону приводной гидротурбины и выходу из строя генератора.

С учетом указанных особенностей и на основании принятых показателей качества среди множества различных вариантов компоновки оборудования малых ГЭС

конкурентоспособным является вариант с применением в качестве повышающей передачи между турбиной и генератором гидродинамической передачи (ГДП).

Анализ технической литературы [1, 8, 31, 32, 33, 37, 42, 43, 69, 70, 103] показал отсутствие существующих методик проектирования повышающих гидродинамических передач и их конструкций.

В литературных источниках встречается лишь классификация гидродинамических трансформаторов, где по возможности работы на режимах с передаточным отношением, большим единицы, выделяют мультипликативные ГДП [70, стр. 129]. Приводится также принципиальная схема работы понижающей передачи в мультипликативном режиме, путем включения в ее конструкцию механического мультипликатора [31, стр. 120].

Таким образом, задача разработки и исследования является актуальной и в подобной постановке в литературе не встречается.

Целыо диссертационной работы является разработка и исследование повышающей ГДП для гидроэнергетических установок малых и микро ГЭС с центробежным насосом в турбинном режиме; сравнительный анализ с возможными функциональными аналогами, исследование гидродинамических процессов в объекте, получение его характеристик, анализ работы. Необходимо также создать методологию расчета параметров повышающей гидродинамической передачи на различные рабочие условия. При этом существенной является задача разработки рациональных конструкторско-технологических решений с параллельной оптимизацией параметров ГДП.

Достижение поставленной цели должно быть реализовано с использование того огромного опыта, который накоплен для гидродинамических передач и других лопастных гидромашин в части анализа и исследования физических явлений и процессов, протекающих в различных элементах объекта.

Хотя, в настоящей работе выбран конкретный случай применения повышающей гидродинамической передачи - малая ГЭС, рассматриваемый объект может быть также использован в качестве элемента других установок, например ВЭС или буровых установок [34. 74, 62].

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

• Провести сравнительный анализ возможных вариантов гидроэнергетических установок малых и микро ГЭС;

• Выполнить экспериментальное исследование в качестве гидротурбин лопастных насосов в обращенном режиме;

• Изучить существующие методики проектирования понижающих ГДП с точки зрения применимости для проектирования повышающих ГДП;

• Разработать адаптированную методологию проектирования повышающих ГДП на примере проектирования конкретной гидромашины;

• Провести численный эксперимент для оптимизации параметров ГДП и получения рекомендаций к проектированию;

• Получить характеристики повышающей ГДП;

• Разработать математическую модель повышающей гидродинамической передачи с целью анализа ее работы в системе гидроэнергетических установок малых ГЭС;

• Разработать конструкцию повышающей гидродинамической передачи с учетом специфики протекающих в гидромашине процессов;

Научная новизна. По результатам решения поставленных задач, можно выделить следующие основные положения:

• Предложена методика оценки параметров центробежных насосов, работающих в качестве турбин, подтвержденная экспериментом;

• Разработана принципиально новая методика расчета рабочих параметров повышающей ГДП, даны рекомендации для минимизации потерь в круге циркуляции и достижения требуемых характеристик;

• На основе исследования характеристик повышающей гидродинамической передачи получена ее математическая модель, позволяющая исследовать влияние внешних параметров на характеристики гидромашины и ее работу в составе гидроэнергитечской установки малой ГЭС;

• На основании анализа полученных характеристик разработай эффективный способ защиты генератора от разгона и регулирования выходной частоты вращения повышающего ГДТ;

• Разработаны методики проведения необходимые прочностных, тепловых и антикавитационных расчетов для запатентованной конструкции повышающего

ГДТ.

Положения выносимые на защиту:

• Математическая модель повышающего гидротрансформатора, результаты исследований на её базе характеристик и свойств повышающего гидротрансформатора.

• Методика проектирования повышающего гидротрансформатора, в том числе с учетом результатов трехмерного моделирования вязкого течения в лопастных системах гидродинамической передачи.

• Технические решения конструкции повышающей гидродинамической передачи и её модификации, обеспечивающие регулирования выходных параметров гидромашины в составе гидроэнергетических объектов малых и микро ГЭС, за счет свойств и характеристик гидротрансформатора.

Практическая значимость результатов, полученных в диссертационной работе, состоит в том, что применение повышающих ГДП на гидроэнергетических установках малых и микро ГЭС может дать экономический эффект, в связи с уменьшением закупочной стоимости оборудования и повышения надежности его работы при режимах изменения электрической нагрузки. Возможность реального достижения данного эффекта обусловлена тем, что в работе

• Проведен сравнительный анализ различных вариантов компоновки гидроэнергетических установок малых и микро ГЭС;

• Получены экспериментальные данные, позволяющие говорить об эффективном использовании в качестве турбин малых и микро ГЭС лопастных насосов двустороннего входа в обращенном режиме. Даются рекомендации по модернизации проточной части гидроагрегатов;

• Установлены гидродинамические качества рабочих колес исследуемого повышающего ГДТ;

• Получены характеристики повышающей ГДП. Даются рекомендации по возможности корректировки характеристик ГДТ;

• Выявлено свойство торможения повышающих ГДП, ограничивающее увеличение частоты вращения генератора при уменьшении внешней нагрузки. Указанное свойство обеспечивает защиту генератора при сбросе нагрузки без использования средств автоматики и дополнительных механизмов, а также повышает надежность работы гидроэнергетических установок при изменении электрической нагрузки.

• Разработана конструкция повышающего ГДТ, обладающая высокой технологичностью в условиях мелкосерийного производства. Предложены варианты модификаций конструкций, обеспечивающие возможность регулирования передачи.

Личный вклад автора заключается в:

• проведении обзора и анализа литературных данных, проведение патентного поиска;

• разработке методики и проведение экспериментальных и расчетно-теоретических исследований насосов двустороннего всасывания в турбинном режиме;

• разработке методики определения основных рабочих и геометрических параметров повышающего ГДТ;

• проведении многократного решения трехмерной гидродинамической задачи для лопастных систем повышающего ГДТ;

• разработке математической модели повышающего ГДТ;

• исследовании работы и получении характеристик повышающего ГДТ при изменении нагрузки;

• разрабоже способа защиты генератора от разгона гидротурбины и способа регулирования выходной частоты вращения повышающего ГДТ путем байпассирования рабочего насосного колеса;

• разработке запатентованной конструкции повышающего ГДТ, обладающего большей эффект ивностью по сравнению с существующими аналогами за счет уменьшения потерь на дисковое трение.

Степень достоверности и апробация работы.

Достоверность полученных результатов обусловлена использованием строгих математических методов, методов компьютерного моделирования, экспериментальными данными.

Результаты диссертационной работы и основные положения, содержащиеся в ней, были представлены и обсуждены па представительных семинарах и конференциях, в том числе:

• Заседания кафедры гидромеханики и гидравлических машин НИУ «МЭИ», Москва, 2012-2013.it.

• На общеуниверситетской научно-практической конференции «Студенческая весна-2012», Москва, 2012 г.

• На второй Всероссийской научно-практической конференции Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем «Энерго-2012», Москва, 2012 г.

• На 17-ой международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Гидромашины, гидроприводы и гидропневмоавтоматика», Москва, 2013 г.

• На научном семинаре по вопросам использования возобновляемых источников энергии, повышения энергоэффективности и энергосбережения, Москва, 2013 г.

• На 19 и 20 международной научно-технической конференциях студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика», Москва, 20132014гг.

Внедрение.

Результаты диссертационной работы Л. К. Лямасова предполагается использовать в новых разработках ООО «Фирма МАГИ-Э» в 2014-2015 г.г. при проектировании и сооружении малых ГЭС, что позволит сократить стоимость основного оборудования малой ГЭС и повысить рентабельность проектов о чем свидет ельствует Акт о внедрении.

Публикации.

По материалам диссертационной работы опубликованы следующие печатные работы:

По перечню ВАК:

• Лямасов А.К. Проектирование повышающей гидродинамической передачи // Современные проблемы науки и образования - 2013. - № 3. URL: http://www.science-education.ru/l 09-9364.

• Лямасов A.K. Исследование работы гидромашин малой ГЭС: центробежного насоса в обращенном режиме и гидродинамической передачи / Орахелашвили Б.М. // Вестник УГАТУ.- Т.17. №3 (56). - с. 189-193.

• Лямасов А.К. Малая ГЭС с насосом в обращенном режиме в качестве турбины и с повышающей гидродинамической передачей. / Орахелашвили Б.М., Семенова Е.А. // Энергетик. №2, 2014 г .63-65 с.

Патент:

• Лямасов А.К. Гидродинамическая передача повышающая самотормозящаяся / Орахелашвили Б.М.: Пат. РФ, МПК, Заявлено ; Опубл., Бюл. №34.

Статьи в других изданиях:

• Лямасов А.К. Повышающая самотормозящаяся гидродинамическая передача малых ГЭС. / Орахелашвили Б.М. // Сборник статей общеуниверситетской научно-практической конференции «Студенческая всса-2012». Москва, 2012 г. Изд-во МГТУ им. Баумана. Т. XII, часть 3. - С. 386-390.

• Лямасов А.К. Исследование работы обращенных центробежных насосов в качестве турбин малых ГЭС / Орахелашвили Б.М. // Труды второй Всероссийской научно-практической конференции Повышение надежности и эффективности

эксплуатации электрических станций и энергетических систем «Энерго-2012», Москва. 2012 г., Издательский дом МЭИ. - с. 377-380.

• Ли.масов А.К. Регулирование и самоторможение повышающей гидродинамической передачи / Орахелашвили Б.М. // Сборник докладов 17-ой международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Гидромашины, гидроприводы и гидропневмоавтоматика», Москва, 2013 г. Изд-во: МГТУ им. Баумана,- с. 150-154.

• Лямасов А.К. Численное исследование повышающей гидродинамической передачи / Орахелашвили Б.М. // Тезисы докладов 19 международной научно-технической конференциях студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика», Москва, 2013 г. Т.4 - с. 191

• Лямасов А.К. Обеспечение теплового баланса и безкавитационной работы повышающей гидродинамической передачи / Орахелашвили Б.М. // Тезисы докладов 20 международной научно-технической конференциях студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика», Москва, 2014 г. Т. 4-е. 193

1. Обоснование актуальности проблемы и причины се возникновения

Исследования энергетического потенциала малой энергетики России [68, 26, 4, 73, 36, 82], показывают, что она обладает огромными запасами возобновляемых источников энергии, причем, вследствие се географического положения, размеров, разнообразия климата и особенностей местности, виды ВИЭ существенно варьируются. Это отличает Россию от многих меньших по размеру стран, где из-за однородности географических условий доминирует один вид ВИЭ.

Одним из наиболее экономически эффективных способов получения электроэнергии является выработка ее на гидроэнергетических установках микро и малых ГЭС (МГЭС). Покажем сравнительный анализ МГЭС с наиболее распространенной па сегодняшний день установкой для получения энергии - дизельными электростанциями (ДЭС). Сравнительные показатели представим в следующей таблице:

Таблица 1

Установленная мощность 40 кВт ДЭС МГЭС

1 Выработка электроэнергии, кВт-ч/год 320000 320000

2 Расход топлива, л/год 95000 -

л .5 Стоимость топлива, тыс. руб./год 1900 -

4 Стоимость основного оборудования в контейнерном исполнении, тыс. руб. 750 1700

5 Стоимость гидротехнических сооружений, тыс. руб. - 800

6 Эксплуатационные расходы, тыс. руб./год 350 350

7 Затраты, тыс. руб.

1 год 750 2500

2 год/ Себестоимость электроэнергии руб./кВт-ч 2250/ 7,03 350/ 1,10

3 год/ Себестоимость электроэнергии руб./кВт-ч 2250/ 7,03 350/ 1,10

8 Экономия средств за 3 года, тыс. руб. - 2050

Из таблицы видно, что использование МГЭС в сравнении с ДЭС, в особенности с учетом роста стоимости углеводородов, экономически эффективнее. Аналогичным окажется сравнение с иными способами получения энергии, использующими топливо.

По данным фирмы «МНТО ИНСЭТ», занимающейся производством оборудования для МГЭС и их строительством, при совмещенном графике разработки проектной

документации, изготовления оборудования, строительства и монтажа малая ГЭС вводится в эксплуатацию за 15-18 месяцев. Себестоимость электроэнергии, вырабатываемой на подобной ГЭС, составляет не более 1,0-1,1 рублей за 1 кВт-ч, что существенно ниже, чем стоимость электроэнергии, фактически реализуемой энергосистемой. Таким образом, затраты на строительство окупятся за 3,5-5 лет.

Рассмотрим также сравнительную стоимость оборудования различных типов малых энергетических установок на 1 кВт мощности.

Таблица 2

Тип энергетической Основное Стоимость Ограничения

' установки , оборудование оборудования руб. на один кВт мощности.

МГЭС 1 Гидротурбина, генератор ! 30 000-50 000 до 4-5 МВт

вэс 1 Вет рогенератор 1 40 000-100 000 до 2-4 МВт

сэс (фотовольтаические) 1 Солнечная батарея 50 000-60 000 7,5 МВт -32 600 модулей

На основании представленных сравнительных характеристик, а также учитывая потенциал мощностей и такие преимущества как стабильность выработки электроэнергии ясно, что для потребителя выгоднее развивать и внедрять малую гидроэнергетику. Кроме того, малая гидроэнергетика может снизить негативное влияние постоянного увеличения потребления энергии на окружающую среду. Существенным ограничением становится лишь наличие подходящих водотоков.

Согласно классификации к малым ГЭС относятся станции с установленной мощностью до 25-30 МВт. Учитывая неравномерность стока малых рек и отсутствие на МГЭС водохранилищ сезонного регулирования, можно ограничить единичную мощность агрегата величиной 4-5 МВт.

Использование матых гидроэлектростанций в России вовсе не новое, а хорошо забытое старое: в 50-60-х годах у нас работало несколько тысяч малых ГЭС. Сегодня их количество едва достигает нескольких сотен штук. В связи с этим стоит отметить, что реконструкция выведенной ранее из эксплуатации малой ГЭС обойдется в 1,5- 2 раза дешевле. Возможные места сооружения МГЭС на существующих гидротехнических объектах:

- Очисшыс сооружения городов и предприятий;

- Оросительные каналы;

- Мелиорационные плотины;

- Сбросы тепловых станций.

Интерес к программам развития малой гидроэнергетики обусловлен не только резким повышением стоимости энергоносителей, но и следующими обстоятельствами:

- ужесточением требований к охране окружающей среды;

- сельскохозяйственным и промышленным освоением отдаленных районов и необходимостью их электрификации;

- трудностями с финансированием освоения крупных водотоков;

- совершенствованием технологии проектирования, строительства и эксплуатации малых ГЭС (модульные, контейнерные, «Прометей»).

Задачу создания МГЭС можно разложить на три части:

1. Гидротехнические сооружения:

оценка расчетных параметров станции - напор, расход, установленная мощность;

2. Основное оборудование:

выбор типа, размера и частоты вращения гидротурбины, числа агрегатов, выбор типа электрической машины;

3. Система управления и защиты:

назначение параметров регулирования - мощность, частота тока, напряжение; номенклатура контролируемых параметров.

Подход к оценке каждой из этих составляющих существенно отличается от проектирования крупных ГЭС, поскольку МГЭС не является её уменьшенной копией, а представляет собой принципиально отличающееся сооружение. В её состав не входят многие системы, необходимые для обеспечения жизнедеятельности крупных объектов.

Стоит отметить, что до настоящего времени отсутствуют единые требования и стандарты на оборудование для матых ГЭС и четкая система сертификации данного оборудования. В этих условиях потенциальные потребители малых ГЭС, в стремлении получить максимальный эффект при минимальных вложениях, зачастую идут на приобретение некомплектного оборудования, отказываются от использования современных средств контроля и автоматизации оборудования, а в результате получают прямо противоположный эффект.

Как известно нагрузка потребителя изменяется как в течение суток, так и в течение недели и года.

С 2 4 Ь Й *и 12 14 '(, 1>; 20 22 24

Члс суток

Рис. 1.1 Типовые суточные графики на1рувки 1 - отопительный период рабочего дня, 2 - отопи Iельный период выходного дня, 3 - межотопительный период рабоче! о дня, 4 - межогонительный период выходного дня.

Очевидно, что изменение нагружи може! иметь иной характер, однако любое значительное изменение нагрузки накладывает на оборудование МГЭС, а в особенности на С1анции, рабошющие на обеспечение электроэнергией населенные пункты, требования по обеспечению возможности регулирования и защиты генератора от разгона гидротурбины. Данное требование должно учитываться при компоновке малых гидроэнергетических установок необходимым оборудованием.

1.1. Анализ различных варианюв компоновки гидроэнергетических установок малых и микро ГЭС

С точки зрения компоновки основною оборудования можно выделить две основных схемы гидроэнергетических установок малых и микро ГЭС: установки «Турбина - Генератор» и установки «Турбина — Повышающая передача - Генератор».

а) б)

Рис. 1.2. а - уешновки «Турбина - Генератор» и б -установки «Турбина - Повышающая

передача - Генератор».

Решение «Турбина - Генератор» является наиболее традиционным, поскольку применяется на крупных ГЭС. В условиях больших мощностей имеется возможность и достаточное технико-экономическое обоснование для проектирования и применения

турбины и генераторов для конкретного объекта. Также обязательными являются системы управления и защиты.

Указанные схемные решения гидроэнергетических установок могут также иметь различные исполнения. Рассмотрим следующую структуру:

Гидроэнергетическая установка МГЭС

«Турбина - Генератор»

«Турбина - Повышающая передача - Генератор»

Турбина

с

о

ко а ц

—

с.

а

Повышающая передача

Нерегулируемая

о. о

о о

Л X

а.

о

£

Л

СЗ 2

Регулируемая

I

о. о

п.

га

о г

я X

о о

о га

о ¡2

я

га

о е.

2 с

я П

- 2

и |

2. «

а.

о

о а.

х

с.

о

и

л

Генератор

а с.

о е. х

п.

о

и

га а о

с.

р

га п. о

о. о

и

о

га

п.

= «

Р 5

5 3

В- =

а ^ о.

— со

Рис. 1.3. Структурная схема элементов оборудования МГЭС

Анализ схемы (Рис. 1.3.) показывает, что существует множество различных вариантов компоновки. Получаемые в результате гидроэнергетические установки должны соответствовать ряду требований, основные из которых - возможность стабилизации и регулирования выходных параметров МГЭС, а также защита от разгона гидротурбины.

При удовлетворении данным требованиям схемные решения могут доукомплектовываться дополнительным оборудованием. Для сравнения различных вариантов следует принять показатели качества:

• удельная стоимость оборудования, Бг , руб/кВт;

• эффективность, выраженная КПД, Г|(,бШ;

• диапазон регулирования, А!;

• надёжность Ь, часов. Из группы показателей безотказности примем среднюю наработку на отказ. Выбор обусловлен мировой тенденцией по переводу МГЭС на работу с удалённым оператором без действующих постоянных служб эксплуатации станции;

• возможное отклонение частоты электрического тока (качество электроэнергии), Д1~,

Гц.

С целью последующего анализа рассмотрим элементы схемных решений, отмечая их характеристики и особенности функционировании, ориентируясь па выделенные показатели качества.

Турбина базовой модели

Как уже было отмечено, не существует единого стандарта на оборудование МГЭС, в результате чего не сформирован и параметрический ряд ГТ.

При создании номенклатуры малых гидротурбин необходимо определить параметрический ряд машин с рационально выбранным интервалом. В качестве одного из вариантов предлагается получить данный интервал на основании коэффициента кавитации. Возможен также вариант создания номенклатуры на базе коэффициента быстроходности.

Лучшие высоконапорные турбины имеют на линии ограничения мощности коэффициент кавитации не менее 0,035. Учитывая это, из выражения для допустимой высоты отсасывания получим предельное значение напора, который может быть использован существующими реактивными модельными гидротурбинами. В результате получаем, H макс = 188 м.

Па основании данных о коэффициенте кавитации и значении напора были определены зоны работы 8 серий гидротурбин: от серии А - с максиматьпым напором и минима1ьным коэффициентом кавитации, до серии H - с минимальным напором и максимальным коэффициентом кавитации.

Для полученных серий гидротурбин были подобраны возможные модели:

Таблица 3

Серия i lima« M Ilmini M Базовая Hs опт Q ., л/с i J i/2 n, об/мин

модель 95% min i 1

¡А 180 90 PO 230/791д 170 640 420 | 1.52 3000

! В 105 55 ФГ2 207 870 560 ; i.55 1500

' С 65 35 PO 75/841 a 294 1170 850 ' 1.38 1500

. D 40 20 PO 45/820 320 1430 1040 1.38 1500

H 24 12 ПЛ 40/800 440 1650 620 2.66 1000

F 14 7 11Л 20/810 550 1800 660 2.72 1000

G 8.5 4 ПЛГК 25/3166 700 2400 800 i 3.0 600

i H i 5 л Г1ЛГК 15/984 720 3000 1000 ! 3.0 428

На основании универсальных характеристик существующих модельных турбин можно назначить диапазон их работы по приведенному расходу (см. Табл. 3).

Для РО турбин максимальный приведенный расход (Q'i макс) примем на линии 5% запаса мощности, а для осевых и диагональных турбин - на линии максимального угла установки лопасти рабочего колеса при оптимальной приведенной частоie вращения. Минимальное значение (Q'i мин) примем на соответствующих изолиниях КПД.

Коэффициент KD, определяющий ряд нормальных диаметров получим в виде:

„2 _ ^ 1 _ Q / тах

° ~ Тг~ ~ 7Г '

и 1 V / min

Анализ показал, что значения Кр для РО турбин составляет 1,38, а для осевых турбин превышает 2,3. Тогда ряды диаметров получим в виде: для РО- 0,20; 0,24; 0,28; 0,32; 0,38; 0,45; 0,54; 0,62; 0.72; 0,85; 1,0; 1,18; 1,36 м. для ПР - 0,28; 0,38; 0,54; 0.72; 1,0; 1,38; 1,9 м.

В результате была получена сводная диаграмма, позволяющая выбрать гидротурбину для конкретных параметров малого водоюка (см. Рис. 1.4).

1000

D см - ш ш оа оа оз си (зишнан [из

D см

= 1 28 | | | ¡ 44 | | 72 IUP 138 | ' | !■)() |

01

1 10 Расход, куб.м./с

—»—24 м

14 м п

8м р

—*— 5м —

-*-Зм

105 м р

65 м о

х 40 м 1—'

—*— 24 м

-Ы-5кВг

N-ЮкВт

-N 20кВт -N-50nBr -N'IOOkBt N-200kBt

- N-500kBt N=1MBt n=2mbt

- N-5MBT -\ lOMBi

Рис. 1.4. Сводная диаграмма для выбора гидротурбин малых и микро ГЭС Покажем также перечень гидроагрегатов, широко использующихся для выработки электроэнергии крупнейшим представителем по введению в эксплуатацию малых и микро ГЭС России - фирмы ОАО «ИНСЕТ»:

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Лямасов, Александр Константинович, 2014 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алексопольский Д.Я. Гидродинамические передачи. М.: Машиностроение, 1963. 274 с.

2. Андриевский A.A., Валюхов С.Г., Витошкин A.A. Энергосберегающие конструкции и технологии для промышленных предприятий // Конверсия в машиностроении. 2003. №6. С. 3032.

3. Барабащук В.И. Кредиицер Б.П. Мирошнеченко В.И. Планирование эксперимента в технике. К.: Техника, 1984. 200 с.

4. Бахмат Г.В., Степанов O.A. Нетрадиционные источники энергии. Тюмень: ТюмГПГУ, 1997. 108 с.

5. Белов Г.А. Высокочастотные тиристорно-транзисторные преобразователи постоянного напряжения. М.: Энергоатомиздат, 1998. 167 с.

6. Белов И.А., Исаев С.А. Моделирование турбулентных течений: Учебное пособие. СПб: Балт. Гос. Техн. Ун-т, 2001. 108 с.

7. Беляев С.Г. Надежность и экономическая эффективность крупных насосных станций: автореф. дис. на соиск. ученой степени д-ра техн. наук. СПб. 1995. 35 с.

8. Бим-Бад Б.М., Кабаков М.Г., Стесин С.П. Атлас конструкций гидромашин и гидропередач. М.: Инфа-М, 2004. 135 с.

9. Бобылев С.Н., Гирусов Э.В., Перелет P.A. Экономика устойчивого развития: Учебное пособие. М.: Ступени, 2004. 303 с.

10. Ботвинник М.М., Шакарян Ю.Г. Управляемая машина переменного тока. М.: Издательство Наука, 1969. 540 с.

11. Бурковский В.Л., Каревский Д.В. Анализ потерь энергии при изменении расхода и напора // Промышленная информатика. Воронеж: ВГТУ, 2005. С. 140-144

12. Быков A.A. Исследование пространственных течений жидкости в каналах гидромашин: автореф. дис. на соиск. ученой степени канд. техн. наук. Харьков. 1974. 20 с.

13. Викторов Г.В. Трехмерная задача для решеток лопастей гидромашин //Тр. МЭИ. 1972. Вып. 132. С. 66-79.

14. Волгин Л.И. Основы метрологии, оценка погрешностей измерений, измерительные преобразователи. М.: МГУС, 2002. 129 с.

15. Волков A.B., Панкратов С.Н. Разработка методологических основ увеличения надежности и повышения экономичности функционирования энергетического насосного оборудования // Насосы. Эффективность и экология: Тез. докл. Меж дун ар. науч.-техн. конф. М. 2005. С. 5-7.

16. Волков A.B., Давыдов А.И., Хованов Г.П. Экспериментальные исследования эффекта гидрофобизации твердых поверхностей и элементов центробежных насосов // Промышленная энергетика .2010. №11. С. 41-44.

17. Вильнер Я.М., Ковалев Я.Т., Некрасов Б.Б. Справочник-пособие по гидравлике, гидромашинам и гидроприводам. Минск: Вышейшая школа, 1985. 382 с.

18. Гидродинамическая передача повышающая самотормозящаяся: патент 2511189 РФ/А.К. Лямасов., Б.М. Орахелашвили

заявл. 18.04.2012; опубл.27.06.2013.

19. Голубев А.И., Колонтай М.В. Разработка и исследование рабочего колеса центробежного насоса, уравновешенного от дейст вия гидравлической осевой силы // Гидрогазодинамика, гидравлические машины и гидропневмосистсмы: 'Груды Междунар. науч.-техн. науч.-метод. конф. М. 2006. С. 65-68.

20. Гусин П.В. Лопастные насосы Ч. 1: Общие сведения и основы теории. Пермь: Перм. гос. техн. ун-т, 1995. 169 с.

21. Деро А. Р. Неполадки в работе асинхронного двигателя. Ленинград: Энергия, 1976. 320 с.

22. Домбровский В.В., Коломейцева М.Б., Орахелашвили Б.М. Моделирование гидроэнергетических процессов малой ГЭС для задачи управления частот ой гидроагрегата // Электрические станции. 2002. №2. С. 37-44

23. Дорфман Л.А. Численные методы в гидромеханике турбомашин. Л.: Энергия, 1974. 272 с.

24. Дьяков А.Ф. Малая энергетика России: проблемы и перспективы. М.: НТФ Энергопресс, Энергетик, 2003. 128 с.

25. Дунин-Барковский И.В. Взаимозаменяемость, стандартизация и технические измерения. Учебник для вузов. Изд. 2-е перераб. и доп. М.: Машиностроение, 1975. 352 с.

26. Елисгратов В.В. Основные методы гидравлического аккумулирования энергии возобновляемых источников: автореф. дисс. д-ра техн. наук. СПб. 1996. 37 с.

27. Емцсв Б.Т. Техническая гидромеханика. М.: Машиностроение, 1978. 463 с.

28. Ермаков С.М. Математическая теория планирования эксперимента. М.: Наука. 1983. 392 с.

29. Зотов Б.Н. Теоретические характеристики и КПД насосов // Насосы и оборудование. 2007. №6. С. 38-40.

30. Зуев Ю.Ю. Основы создания конкурентоспособной техники и выработки эффективных решений. М.: МЭИ, 2006. 402 с.

31. Кабанов В.И. Гидропневмоавтоматика и гидропривод мобильных машин. Лопастные машины и гидродинамические передачи: учебное пособие для вузов. М.: Вышэйшая школа, 1989. 183 с.

32. Карцев Л.В. Гидродинамические передачи. Ч. М.: МГТУ. 1992. 142 с.

33. Карцев Л.В. Гидродинамические передачи. Ч. 2, Изд-во МГТУ, 2004. 156 с.

34. Кашкаров A.II. Ветрегенератор, солнечные батареи и другие полезные конструкции, М.: ДМК, 2011. 143 с.

35. Коломейцева М.Б. Митрофанов В.Е., Пихлецкий В.В. Система регулирования частоты вращения и напряжения мини-ГЭС с помощью ЭВМ // Электричество. 1998. №7. С. 27-31.

36. Коновалов В.В. Состояние и перспективы развития энергетики. Барнаул: АлтГТУ, 2001. 114 с.

37. Кочкарев А.Я. Гидродинамические передачи, М.Машиностроение, 1971. 239 с.

38. Крутов В.И., Грушко В.В., Попов А.Я Основы научных исследований. М.: Высш. Шк., 1989. 400 с.

39. Курылев A.A. Повышение надежности и долговечности динамического оборудования // ECOPUMP.RU 2007. Эффективность и экологичность насосного оборудования: Тез. докл. Междунар. науч.-техн. конф. М. 2007. С. 33.

40. Кутателадзе С.С., Миронов Б.П., Накоряков В.Е. Экспериментальное исследование пристенных гурбулентиых течений. Новосибирск: Наука, 1975. 166 с.

41. Кузин Ф.А. Методика написания, правила оформления и порядок защиты: практическое пособие для аспиратов и соискателей ученой степени. Кандидатская диссертация. 7-е изд., доп. М.: Ось-89. 2005. 224 с.

42. Лаптев Ю.Н. Автотракторные гидротрансформаторы. М.: Машиностроение, 1973. 280 с.

43. Лаптев Ю.Н. Динамика гидромеханических передач. М.: Машиностроение, 1983. 423 с.

44. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа: Учебное пособие. 3-е изд. М.: Наука, 1970. 904 с.

45. Ломакин A.A. Центробежные и осевые насосы. М.: Машиностроение, 1966. 364 с.

46. Лопастные насосы: Справочник / Папир А.Н., Умов В.А. Под общ. ред. Зимницкого В.А. и Умова В.А. Л.: Машиностроение. Ленингр. оил-ние 1986. 334 с.

47. Лямасов А.К. Проектирование повышающей гидродинамической псредачи//5аепсе-education.ru: современные проблемы науки и образования .2013. URL. http://ww\\.science-education.ru/l 09-9364 (дата обращения 13.06.2013)

48. Лямасов Л.К. Исследование работы гидромашин малой ГЭС: центробежного насоса в обращенном режиме и гидродинамической передачи // Вестник УГАТУ. Т. 17. №3 (56), 2013. С. 189-193.

49. Лямасов А.К., Орахелашвили Б.М. Исследование работы обращенных центробежных насосов в качестве турбин малых ГЭС // Труды второй Всероссийской научно-практической конференции Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем «Энерго-2012». М., 2012. Издательский дом МЭИ. С. 377-380.

50. Лямасов А.К., Орахелашвили Б.М. Повышающая самотормозящаяся гидродинамическая передача малых ГЭС // Сборник статей общеуниверситетской научно-практической конференции «Студенческая весна-2012». М., 2012. МГТУ им. Баумана.

Т. XII, часть 3. С. 386-390.

51. Лямасов А.К., Орахелашвили Б.М.. Семенова Е.А. Малая ГЭС с насосом в обращенном режиме в качестве турбины и с повышающей гидродинамической передачей // Энергетик. №2. 2014. С. 63-65.

52. Лямасов А.К. Расчет и уточнение параметров повышающей гидродинамической передачи // Вестник МЭИ. Т. 1. 2014.

53. Лямасов А.К., Орахелашвили Б.М. Регулирование и самоторможение повышающей гидродинамической передачи // Сборник докладов 17-ой международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Гидромашины, гидроприводы и гидропневмоавтоматика». М., 2013. МГТУ им. Баумана. С. 150-154.

54. Лямасов А.К., Орахелашвили Б.М. Численное исследование повышающей гидродинамической передачи // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Тезисы докладов 19-й международной научно-технической конференции студентов и аспирантов. Москва. 2013. Т.4 С. 191.

55. Лямасов А.К., Орахелашвили Б.М. Обеспечение теплового баланса и безкавитационной работы повышающей гидродинамической передачи // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Тезисы докладов 20-й международной научно-технической конференции студентов и аспирантов. Москва. 2014. Т. 4 С. 193

56. Машин А.Н. Профилирование проточной части рабочих колес центробежных насосов. М.: МЭИ, 1976. 54 с.

57. Машин А.Н. Расчет и проектирование спирального о I вода и полуспирального подвода центробежного насоса . М.: МЭИ, 1980. 42 с.

58. Михайлов А.К.. Малюшенко В.В. Лопастные насосы. М.: машиностроение. 1977. 289 с.

59. Нарбут А.Н. Гидротрансформаторы. М.: Машиностроение, 1966. 215 с.

60. Новицкий П.В., Зограф H.A. Оценка погрешностей результатов измерений. Л.: Энергоагомзидат, 1985. 248 с.

61. Орлов П.И. Основы конструирования: Сиравочно-методичсскос пособие. В 2-х ки. М.: Машиностроение, 1988. 560 с.

62. Островский И.Р. Сирик В.Ф. Резерв эффективности роторного способа бурения // Паук, пр. Донец, нац. техн. ун-ту. Сер. прн.-геол . 2011. Вип. 87/28. С. 180-187.

63. Перевощиков С.И. Гидродинамика центробежных насосов. Тюмень: Изд-во Тюменск. неф!егаз ун-та, 2002. 160 с.

64. Псрсль Л.Я. Подшипники качения: Расчет, проектирование и обслуживание опор. Справочник. М.: Машиностроени, 1983. 543 с .

65. Повх И.Л. Техническая гидромеханика. Л.: Машиностроение, 1976, 504 с.

66. Пфлейдерер К. Лопаточные машины для жидкостей и газов. М.: Машиностроение, 1960. 682 с.

67. Сазонов Ю.И. Проектирование механизмов передач. М.: МЭИ, 2004. 44 с.

68. Старостин В.И., Карпов В.В., Горюнов В.Н. Энергетика. Современное состояние и прогнозы. Омск: ОмГТУ, 1996. 68 с.

69. Стесин С.П, Яковенко Е.А. Гидродинамические передачи. М.: Машиностроение, 1973. 352 с.

70. Стесин С.П, Яковенко Е.А. Лопастные машины и гидродинамические передачи. М.: Машиностроение, 1990. 240 с.

71. Топаж Г.И. Расчет интегральных показателей гидромашины. Л.: ЛГУ, 1989. 208 с.

72. Трусов С.М. Автомобильные гидротрансформаторы. М.: Машиностроение, 1977. 270 с.

73. Тюменцев А.Г. Нетрадиционные возобновляемые источники энергии. Улан-Удэ: изд-во ВСГТУ, 2000. 176 с.

74. Фатеев Е.М. Ветродвигатели и ветроустановки.М.: Изд-во ОГИЗ, 1947 . 546 с.

75. Фортов В.Е., Макаров A.A. Тенденции развития мировой энергетики и энергетическая стратегия России//Вестник Российской Академии наук. 2004. Т. 74, №30. С. 195-208.

76. Численное решение прямой трехмерной гидродинамической задачи для исследования и проектирования лопастных систем гидромашин: Учебное пособие / Г.М. Mopi унов, В.М. Горбань. С.Н. Панкратов. A.B. Волков. М.: МЭИ. 2001. 36 с.

77. Чунихин A.A. Электрические аппараты. М.: Энергоатомиздат. 1988 . 720 с.

78. Шварцбурд Б.И. Выбор материалов при конструировании гидравлических машин. М.: МЭИ. 1976. 22 с.

79. Шварцбурд Б.И. Технология производства гидравлических машин. М.: Машиностроение, 1978. 352 с.

80. Шварцбурд Б.И. Размерные цепи в гидромашинах. М.: МЭИ, 1974. 40 с.

81. Шенк X. Теория инженерного эксперимента. М.: Мир, 1972. 381 с.

82. Шихин Н.Д. Малые энергоэкономичные комплексы с возобновляемыми источниками энергии. М.: Готика, 2000. 263 с.

83. Ливинский А.П. Разработка эффективных автономных систем энергообеспечения поселков крайнего севера на основе использования дизельных энергетических комплексов: автореф. дисс. на соиск. учен. степ, к.т.н. М., 2000. 19 с.

84. Этинберг И.Э., Раухман Б.С. Гидродинамика гидравлических турбин. Л.: Машиностроение, 1978 . 280 с.

85. AXSYS CFX-Solver Theory Guide. Release 14.5. October 2012. AXSYS CFX-Solver Modeling Guide. Release 14.5. October 2012.

86. Arriaga, M. Pump as turbine a pico-hydro alternative in lao peoples democratic republic. Renew. Energy 2010. 35. pp. 1109-1115.

87. Carcangiu, S., Montisci, A. A Building-Integrated Eolic System for the Exploitation of Wind Energy in Urban Areas. In Proceedings of the 2012 IEEE International Energy Conference and Exhibition (ENERGYCOX). Florence. Italy. 9-12 September 2012. pp. 172-177.

88. Carravetta, A., Fecarotta, O., Sinagra, M. A cost benefit analisys for hydropower production in water distribution networks by pump as turbine (PAT). J.Water Resour. Plan. Manag. 2013,

doi: 10.1061/(ASCE)WR. 1943-5452.0000384.

89. Da Conceicao Cunha, M., Ribeiro, L. Tabu search algorithms for water network optimization. Eur. J. Oper. Res. 2004. 157. pp. 746-758.

90. Der Feind in meiner Pumpe//Produktion. 2001. №39. pp. 12-13.

91. Determining the real cost of powering a pump // World Pumps. 2008. №3. pp. 22-23.

92. Fecarotta, O., Carravetta, A., Ramos, H. CFD and comparisons for a pump as turbine: Mesh reliability and performance concerns. Int. J. Energy Environ. 2011. 2. pp. 39-48.

93. Jackson, T. Prosperity Without Growth . 2009. 134 p.

94. Laufer J. The structure of turbulence in fully developed pipe flou // XASA Tech Repts. 1954. №1174. pp. 1 — 18.

95. Kluge Manfred. Designed for continuous use // Chem. Plants and Process. 2005. V. 38. - №3. pp. 10-11.

96. Krivchenko G.I. Hydrolic machines: turbines and pumps. 1993

97. Manring Xoah D. Measuring pump efficiency: uncertainty considerations // Trans. ASME. J. Energy Resour. Tcchnol. 2005. V. 127. № 4. pp. 280-284.

98. Muggli F., Holbein P., Dupont Ph. CFD calculation of a mixed How pump characteristic from shutoffto maximum flow// Trans. ASME. J. Fluids

Eng. 2002. №3. pp. 798-802.

99. Xatanasabapathi S.R., Kshirsagar J.T. Pump As Turbine - An Experience With CFX-5.6. Corporac Rescrch and Eng. Division, Kirloskar Bros. Ltd.

100. Peter A. Victor. "Managing without Growth. Slower by Design, not Disaster". 2008. [Edward Elgar Publishing]

101. Punys. P.; Dumbrauskas, A.; Kvaraciejus, A.; Vyciene, G. Tools for small hydropower plant resource planning and development: A review of technology and applications. Energies 2011. 4. pp. 1258-1277.

102. Vieira, F., Ramos, H.M. Hybrid solution and pump-storage optimization in water supply system efficiency: A case study. Energy Policy 2008. 36. pp.4142^1148.

103. Robert Bosch, Hydrodynamic couplings and converters. Automotive Handbook (3rd ed.). pp. 539

104. Song Huaijun, Zhang Caiyun, Han Luxia. Centrifugal pump efficiency rising methods // Jieneng jishu. 2005. №3. pp. 247-250.

105. Sven Baumgarten, Wolfgang Guden. Pumps as Turbines. Techno - a guide to current technical developments. 11th Issue, July 2005. pp. 1-9.

106. Yassi, Y., Hashemloo, S. Improvement of the efficiency of the Agnew micro hydro turbine at part loads due to installing guide vanes mechanism. Energy Convers. Manag. 2010. 51. 1970-1975.