Таблиця 4.3 – Розрахункові витрати весняних паводків 5% забезпеченості

 

Район басейну

Площа водозбору (км2)

Басейни рік середнього Дніпра та Сів. Донця

Басейни рік нижнього Дніпра

 

4.2.4 Гідроенергетичні розрахунки.

Вихідними даними для гідроенергетичних розрахунків є відомості про витрати ріки, потреби води на зрошення, водопостачання, графіки навантаження споживачів, характеристика водосховища та турбінного обладнання.

Потужність гідроелектростанції (на клемах електрогенератора) становить:

 

N = Q₀ H k_р h_т h_u h_g,

де N – потужність гідростанції, кВт;

Q₀ – середні багаторічні витрати води через турбіну (норма стоку), м³/с;

Н – розрахунковий напір гідротурбіни, м;

 

 

де Q_i – значення і–тих витрат;

t_i – час дії і–тих витрат;

H_i – напір при і–тих значеннях витрат в і–тий час.

k_р – розрахунковий модульний коефіцієнт:

 

k_р = Q_р / Q₀

 

де Q_р – розрахункові витрати, м/с;

Для Лісостепу k_р =0,35…0,65; Степу – 0,2…0,4.

h_т – ККД турбіни;

h_u – ККД генератора;

h_g – ККД трансмісії.

Кількість агрегатів станції вибирається за умови, що окремі ділянки графіка навантажень забезпечуються роботою одного або декількома турбінами, що працюють з не менш ніж половинним відкриттям і визначається за виразом:

 

 

де Q_р – розрахункові витрати, що відповідають піврічному забезпеченню, м³/с;

Q_min – середні зимові витрати маловодного року 90% забезпеченості або середній мінімум. Для Лісостепу він складає 0,2 , Степу – 0,1 від норми стоку;

с – коефіцієнт, що залежить від швидкохідності (n_s) турбіни і знаходиться за її характеристиками. При їх відсутності користуються наближеними даними:

 

ns
с	0,3	0,43	0,5	0,55	0,77

 

Визначення потужності станції не повинне базуватися на вимозі максимального використання потоку, тому що це може призвести до відносно не тривалого часу його використання. Крім того, слід враховувати, що параметри потоку повинні забезпечити необхідні (номінальні) оберти турбіни при роботі на певне навантаження. Не виконання цієї умови вимагає або зменшувати приєднання навантаження (що призводить до недовиконання виробничого завдання або порушення технологічних вимог), або регулювати її швидкохідність.

 

4.3 Турбіни малих гідроелектостанцій.

 

Всі турбіни, що використовуються на малих гідроелектростанціях, за характером віддачі енергії поділяються на:

– активні – робота здійснюється за рахунок відхилення вільного струменя на лопатках турбіни, при однаковому тиску на всіх її елементах. За числом робочих коліс вони поділяються на одно- та двоколісні, а за числом сопел на кожному колесі на одно- та багато соплові;

– реактивні (напірні) – робота здійснюється під надлишком тиску, що утворюється силою реакції води. Тиск води при вході на робоче колесо більших, ніж на виході.

 

4.3.1 Активні турбіни.

На практиці застосовують два основних типа:

– ковшові (турбіни Пельтона);

– двократні (турбіни Банкі).

Ковшова турбіна (рис. 4.7) складається з направляючого апарату, що регулює надходження води в турбіну, робочого колеса, до валу якого приєднаний електрогенератор.

Направляючий апарат являє собою трубопровід з конічною насадкою, в середині якого розташована голка для регулювання сили струменя або припинення його дії.

Робоче колесо складається з металевого диска, до якого, за колом, розташовані ківшоподібні лопатки, характерною їх особливістю є те, що вони розподілені перетинкою (ножем) на дві рівні частини і мають конфігурацію для плавного руху струменю за поверхнею. Крім того, щоб струмінь не розпорошувався об стінку лопатки, вона має на вільному кінці виріз.

 

 

	1 – направляючий апарат; 2 – робоче колесо; 3 – вал; 4 – патрубок напірного трубопроводу; 5 – регулююча голка; 6 – конус; 7 – механізм керування; 8 – махове колесо; 9 – опорні підшипники; 10 – кожух; 11 – засувка трубопроводу; 12 – водовідвідний лоток.   Рис.4.7 Ковшова турбіна

 

Тип робочого колеса турбіни характеризується коефіцієнтом швидкохідності (або коефіцієнтом питомої кількості обертів) – п_s. Він дорівнює числу обертів турбіни, що подібна вибраній, яка працює в такому ж режимі, з таким же ККД, але з такими розмірами, що розвиває при напорі 1м потужність 0,74 кВт (1к.с.):

 

 

де n – число обертів вибраної турбіни в хвилину;

N – потужність турбіни, кВт;

Н – напір, м.

Коефіцієнт односоплових ковшових турбін знаходиться в межах 4…24 і може бути розрахований при ККД 0,85 як:

 

 

де d – товщина струменю;

D –діаметр колеса (за центрами лопаток).

При цьому 1/60 £ d / D £ 1/10 з найкращою областю ККД в межах 1/16…1/25.

Кількість обертів турбіни залежить від швидкості надходження води:

 

, м/с

де j – коефіцієнт швидкості, що знаходиться в межах 0,97…0,98.

Колова швидкість приймається як:

 

, м/с

 

Приймаючи потрібну кількість обертів – п і обмежуючись п_s = 10…15, визначається необхідний діаметр робочого колеса:

 

Після приведення отриманого значення D до стандартних розмірів визначають дійсне значення кількості обертів:

 

 

Товщина струменя визначається за :

 

 

де Q – витрати води через сопло.

Отримані результати розрахунків вважаються задовільними, якщо відношення d / D не виходить за межі значень, що рекомендовані вище.

В практиці використовують турбіни з наступними співвідношеннями:

 

Діаметр струменю, d,мм	Діаметр робочого колеса, D, м	Коефіцієнт швидкохідності при h=0,8
	0,5	11,5
	0,5	16,5
	0,5
	0,82	18,3
	0,82
	1,0

Двократна турбіна (рис.4.8) складається з направляючого апарата та робочого колеса. Вода, що проходить через колесо, двічі попадає на лопаті.

Робоче колесо являє собою циліндр з торцевими вертикальними дисками, в які, за колом, встановлені горизонтальні лопатки з поверхнею певної кривизни.

Направляючий апарат виконаний у вигляді трубопроводу з шиберною заслінкою.

Недоліком двократних турбін є вплив на їх роботу коливання нижнього б’єфу. При застосуванні відсмоктувальних труб вплив вищевказаних факторів зменшується до мінімуму.

1– направляючий апарат; 2- робоче колесо; 3- робочі лопатки; 4- вал турбіни; 5- торцеві диски; 6- заслінка; 7- механізм ручного керування; 8- напірний трубопровід; 9- відвідний лоток.

Рис.4.8 Двократна турбіна.

 

4.3.2 Реактивні турбіни.

Реактивні турбіни виконують за різними конструкціями (рис.4.9) і поділяють:

– за положенням валу на вертикальні та горизонтальні;

– за підводом води на: відкриті (турбіна розташовується у відкритій камері; вода підводиться відкритим каналом), закриті (розташовується в металевому кожусі; вода підводиться закритим трубопроводом), комбіновані (турбіна розташовується в закритій бетонній камері; вода підводиться відкритим каналом);

– за числом коліс: одно– та двоколісні на одному валі.

В конструкцію реактивних турбін входять три основні частини:

– направляючий апарат;

– робоче колесо;

– відсмоктувальна труба.

Направляючий апарат, призначений для регулювання подачі води в робоче колесо турбіни і складається з двох кілець, між якими розташовані поворотні лопатки.

Робочі колеса реактивних турбін розрізнюють за формою (рис.4.10). Водяний потік, просуваючись вздовж лопаті, діє на неї силою реакції струменя і обертає вал, до якого вони кріпляться.

 

 

У радіально-осьових турбін вхідний діаметр колеса перевищує вихідний, але при коефіцієнті швидкохідності біля 200 вони зрівнюються, а при подальшому зростанні – вхідний діаметр стає меншим вихідного.

У пропелерних турбін n_s = 500...1000. Вони розвивають високий ККД тільки при повному навантаженню і при зменшенні навантаження ККД різко падає.

Реактивні турбіни розташовують у:

– відкритих каналах (рис.4.11) – форма прямокутна; вода підводиться відкритим лотком; розміри залежать від розмірів вибраної турбіни і будуть складати – ширина (3,5...4)D (3,5 відноситься для коліс з діаметром 0,5 м; 4 – при D = 1м), довжина приймається на 10...15% більшою ширини, глибина береться або за каталогом, або приймається h_min =(1,6…2) D (для горизонтальних – (3...3,5)D);

 

	Рис. 4.11 Відкриті прямокутні турбінні камери

 

 

– закритих камерах (рис.4.12) – застосовують при напорах більше 5м. Вони мають форму равлика або спіралей таврового перетину. Форма камери та її розміри визначаються заводом-виготівником турбін.

а – вертикальна турбіна у відкритій камері; б – горизонтальна турбіна з сухим коліном у відкритій камері; в – горизонтальна турбіна з мокрим коліном у відкритій камері; г – двоколісна горизонтальна турбіна у відкритій камері; д – горизонтальна турбіна в кожуху; е – двоколісна горизонтальна турбіна в кожуху; є – вертикальна турбіна в закритій бетонній камері; ж – горизонтальна турбіна в металевій спіральній камері; з – вертикальна турбіна в металевій спіральній камері. Рис. 4.9 Конструкційні схеми реактивних турбін.

 

Рис. 4.12 Турбіна в закритій бетонній камері.

 

Всмоктувальні труби – призначені для підвищення ККД шляхом підтримки пониженого тиску за робочим колесом (рис.4.13). Так як її виконують з розширенням на виході, то швидкість потоку знижується, а це, згідно залежності

зменшує втрати повного напору гідростанції.

На практиці висоту відсмоктування приймають 1...3 м (інколи 4 м).

За формою відсмоктуючі труби (рис.4.14) поділяють на:

– прямі вертикальні конічні;

– вертикальні конічні з верхнім коліном;

Область пониженого тиску

h – розрядження в точці а при заповненні труби без руху води;

Dh – додаткове зниження тиску в горловині труби, що викликане рухом води із пониженою вихідною швидкістю.

Рис. 4.13 Схема установки та робота відсмоктувальної труби.

 

– раструбна вертикальна;

– похилена колінчаста з верхнім коліном;

– вигнута з нижнім поворотом.

а- пряма конічна; б- колінчаста; в- раструбна; г- похила колінчаста; д- вигнута. Рис. 4.14 Форми всмоктувальних труб

Для попередження захвату повітря при роботі, трубу занурюють на 0,3...0,5м у воду, але відстань до дна відвідного каналу повинна складати 1...1,5 діаметра робочого колеса (для раструбних вона менше і складає 0,5D).

Кут конусності виконується менше 14...16⁰. При збільшенні кута з’являються водяні вихрі, що збільшують гідравлічні втрати. Вихідну швидкість потоку обмежують до 1...2 м/с. Якщо таку умову не можна виконати, то застосовують вигнуті труби.

 

4.4 Електрообладнання малих гідроелектростанцій.

Система електрообладнання малих гідроелектростанцій умовно розбивається на силовий блок (генератор, підвищуючий трансформатор), блок автоматичного керування та захисту робочого обладнання, блок сигналізації.

Кількість агрегатів, як правило, складає 1...2. Генератор вибирається низьковольтним (0,4 кВ) з виведеними трьома фазами та нулем (для створення систем занулення та заземлення). Між генератором та споживачами шинами утворюється блок комутації та вимірювання (автоматичні вимикачі, запобіжники, трансформатори струму та контрольно-вимірювальна апаратура).

За видом розташування вала генератори поділяються на:

– вертикальні;

– горизонтальні.

Всі вертикальні генератори встановлюються в сухому приміщенні і зв’язані з гідротурбіною валом.

Горизонтальні агрегати мають наступні конструкційні виконання:

– прямоточні агрегати з генераторами, у яких ротор розташований на периферії лопатей осьового робочого колеса турбіни;

– капсульні агрегати, в яких генератор розташований в капсулі, що повністю обтіпається водою;

– агрегати, в яких генератор розташований в сухому приміщенні і з’єднаний з турбіною валом (найбільш розповсюджена система).

Горизонтальні генератори можуть агрегатуватись з вертикальними турбінами за допомогою відповідної трансмісії.

В залежності від потужності станції, горизонтальні генератори застосовуються до 0,5...1 МВт, а вертикальні, як правило, у всіх інших більших за потужністю.

За типом електромашини застосовують синхронні та асинхронні генератори.

При конструюванні системи електрообладнання станції, необхідно звернути увагу на особливості роботи гідрогенератора, що полягає в наступному. При різкому зниженні навантаження (або втрати його) регулятор потоку води повністю закриває трубопровід через 2...4 с. Цього часу достатньо, щоб машина досягла та перевищила критичну швидкість (інколи в 2...3 рази номінальну швидкість обертання). Тому гідрогенератори крім підсилених конструкційних елементів повинні мати підвищені махові маси, що зменшує вплив коливань навантаження. Маховий момент ротора гідроагрегата з відкритою камерою та автоматичним регулятором швидкості обертання визначається як:

 

де GD² – мінімальний маховий момент, тм²;

N – потужність генератора, кВА;

n – частота обертання.

Звідси витікає, що для підвищення махового моменту ротора треба збільшувати його діаметр, тому що він змінює момент інерції в квадратичній залежності, а вага – в першому ступеню.

Згідно нормативним вимогам гідрогенератори протягом 2 хвилин повинні витримувати підвищення швидкості обертання на 80%, а перевантаження за струмом – 50%.

 

4.4.1 Вибір потужності генератора електростанції.

Потужність генераторів електростанції повинна відповідати максимальній потужності найбільш навантаженій ділянці добового графіка з врахуванням втрат на всіх елементах системи передачі електроенергії від джерела до споживача та власні втрати електростанції. Тобто:

 

 

де Р_max – потреби потужності за графіком навантаження;

Р_п – втрати потужності при передачі електроенергії;

Р_в – втрати електроенергії на власні потреби;

cosj – коефіцієнт потужності генераторної установки при номінальній її роботі.

Значення коефіцієнта потужності на діючих станціях визначають за відповідними приладами або розрахунковим способом за експериментальними даними. Для станцій, що проектуються, його величину приймають як і на аналогічних діючих станціях, що мають подібне навантаження та схему електропостачання, або на базі наближених розрахунків.

При роботі гідроелектростанцій в автономному режимі, слід враховувати зниження напруги в мережі при пуску електродвигунів:

 

 

де Р_к.з. – потужність короткого замикання генератора;

Р_к.дв. – потужність короткого замикання двигуна.

При цьому допустиме відношення потужності генератора та двигуна (без врахування повітряної лінії та автоматичного регулювання напруги) при холостому ході генератора Р_г /Р_дв = 5...25, а при 50% навантаженні генератора Р_г /Р_дв = 3...15. При конструюванні енергетичного вузла станцій, треба враховувати, що максимально допустима втрата напруги повинна бути не більше 20% при роботі асинхронних двигунів в мережі. Якщо вони відсутні, то пуск обмежується умовами розгону – початковий момент робочої машини складає одну третину номінального моменту асинхронного двигуна, але допустима втрата напруги складає не більше 40%. При запуску двигуна вхолосту – втрати не повинні перевищувати 60% номінального значення напруги.

На стійкість роботи двигунів, що ввімкнуті, впливає не тільки втрата напруги при приєднанні нових двигунів, але й тривалість часу роботи на пониженій напрузі. Тоді мінімальна допустима втрата напруги складе:

 

 

де U_Н – номінальна напруга;

k_p – ступінь завантаження двигуна за моментом;

a – перевантажувальна здатність двигуна за моментом.

Так для двигунів Р_Н = 1...15 кВт при М_с = М_Н – const. та DU = 20% втрата напруги з умов стійкості не повинна тривати більше 0,5...1,5 с, а при DU = 50% – не більше 0,05...0,2 с.

4.4.2 Синхронні генератори.

Застосовуються при автономному режимі роботи:

– на ізольованого споживача промислової частоти;

– на місцеву малопотужну систему (якщо потужність синхронного генератора перевищує потужність системи більше ніж на 15%);

– в системах більше 3МВт як найбільш економічно доцільні

При застосуванні серійних синхронних генераторів (типу ЕСС) при під’єднанні до гідротурбін слід враховувати, що вони мають малий момент інерції (призводить до зменшення динамічної стійкості), високу частоту обертання ( викликає необхідність застосування додаткового обладнання).

Промисловість спеціально для малих гідроелектростанцій випускає:

– вертикальні синхронні генератори серії СВ потужністю від 3 до 9 МВт, номінальною частотою від 125 до 750 об/хв., ККД 95...98%;

– горизонтальні синхронні генератори серії СГ потужністю від 0,5 до 10 МВт, 6,3 та 10 кВ, частота обертання від 187,5 до 1500 об/хв..

 

 

4.4.3 Асинхронні генератори.

Асинхронні генератори, що працюють на загальну енергомережу спрощують електрообладнання станції, тому що не вимагають застосування регулятора точного регулювання обертів гідротурбіни, регулятора напруги генератора, пристроїв збудження, гасіння поля, синхронізації як для роботи синхронного генератора. Але слід врахувати, що для збудження, асинхронні генератори споживають реактивну потужність із мережі в тій же кількості, як і електродвигуни відповідної потужності та коефіцієнту потужності.

При роботі асинхронного генератора в автономних системах головною проблемою постає необхідність забезпечення збудження. Збудження здійснюється:

– за способом утворення реактивної потужності;

– за способом керування збудженням.

Перший спосіб реалізується за допомогою використання конденсаторів як пасивного реактивного джерела, що має ємкісну провідність та за допомогою статичного перетворювача (вентильне збудження), в якому реактивна потужність ємкісного характеру утворюється напівпровідниковим джерелом реактивної потужності.

За способом керування збудженням асинхронні генератори поділяються на:

– з безперервним керуванням за збуренням (або відхиленням);

– з релейним керуванням;

– з імпульсним керуванням за фазою та частотою.

Як правило, асинхронні генератори використовують на станціях, що працюють на чисто освітлювальне (активне) навантаження. При цьому допускається під’єднання до 25% силового навантаження з умовою, що потужність найбільшого двигуна в даній мережі складає не більше 10% потужності генератора. Асинхронні генератори не рекомендується застосовувати на станціях потужністю більше 20 кВА.

 

 

4.4.4 Автоматизація гідроелектростанцій.

Автоматичні пристрої гідроелектростанцій повинні забезпечити:

– дистанційний або автоматичний пуск агрегату;

– синхронізацію генератора та під’єднання його до мережі (при потребі);

– завантаження агрегатів (набирання та зміна потужності);

– підтримання встановленого рівня швидкості обертання та напруги;

– контроль роботи основних вузлів агрегату та подача попереджувальних сигналів про порушення роботи вузлів станції;

– дистанційна зупинка агрегатів;

– аварійна зупинка обладнання;

– гальмування агрегатів після від’єднання від мережі в зв’язку з їх зупинкою;

– попередження самовільного запуску агрегатів.

Вибір технічних засобів автоматики проводиться в наступному порядку:

1. Вибір контрольно-вимірювальних приладів.

Вибирають прилади, що випускаються серійно. При виборі враховують:

- параметри середовища, що керуються і в якому працює прилад (температура, тиск, вологість, запиленість, вібрація та ін.);

- рівень і характер величини, що контролюється;

- відстань між точками виміру та вторинними приладами;

- наявність механічної дії (удари, вібрація);

- наявність джерел живлення.

Контрольно-вимірювальні прилади забезпечують технологічні норми, в межах яких повинен знаходитись параметр, що керується, об’єкту. Користуються наступними метрологічними показниками:

- для контролю та регулювання виробничих процесів з високим ступенем точності – застосовують прилади класу точності 0,2 (похибка ±0,2%). для контролю та регулювання виробничих процесів з середнім ступенем точності – застосовують прилади класу точності 0,5 (похибка ±0,5%);

- для мнемосхем, пультів, пунктів контролю та сигналізації (не високої точності) – клас точності 1 (±1%);

- шкали приладів вибирають такі, щоб значення величини, що вимірюється, вкладалось в другу половину або в останню третину шкали.

При виборі враховується інерційність приладу (повинна бути меншою ніж інерційність об’єкту) - Т_{вим.прил}£ (0,2...0,3)Т_об.

2. Вибір датчиків

До датчиків висувають наступні вимоги:

- лінійність і однозначність статичної характеристики (не лінійність не перевищує 0,1...0,3%);

- висока чутливість (крутизна);

- стабільність характеристик в часі;

- швидкодія;

- стійкість до хімічної дії навколишнього середовища та того, що контролюється;

- висока здатність до перевантажень;

- взаємозаміна однотипних пристроїв;

- мінімальна зворотна дія на параметр, що контролюється;

- простота монтажу та обслуговування.

Датчики вибираються в два етапи:

перший – за родом параметра, що контролюється, вибирають різновид датчика;

другий – за каталогом знаходять його типорозмір.

Датчики підбирають таким чином, щоб величина, що вимірюється, знаходилась в межах 1/3...2/3 діапазону його виміру.

3. Вибір виконавчих механізмів

Вибір соленоїдних приводів зводиться до розрахунку котушки електромагнітів за напругою та тяговим зусиллям.

Електродвигунні виконавчі механізми вибираються в залежності від значення моменту необхідного для повороту заслінок (М_д ³ М_з).

4. Проектування пристроїв електроджерел систем автоматики

При проектуванні схем і систем електроживлення розробляють такі питання:

- вибір і обслуговування схем електроживлення, роду струму, значення напруги та потужності джерела (в системах контрольно-вимірювальних приладів та автоматики доцільно застосовувати таку ж напругу як і для електроживлення об’єкту без додаткового перетворення);

- розрахунок і вибір апаратури керування та захисту кіл живлення;

- вибір і розрахунок систем освітлення щитів і пристроїв електроживлення;

- вибір систем живлення електроінструментів для виконання монтажних і ремонтно-експлуатаційних робіт;

- розрахунок перетинів і вибір марок проводів, що живлять розподільчі мережі;

- вибір способу прокладки електропроводок проводами та кабелями.

Схеми електроживлення поділяються на живлячу (лінія від джерела живлення до щита) та розподільчу (лінія від щита до електроспоживача) мережу.

В залежності від розташування щитів живлення контрольно-вимірювальної апаратури та автоматики мережі можуть бути:

- радіальними – застосовують в тих випадках, коли щити живлення розташовують в різних напрямках від джерела та відстань між щитами більша, ніж від джерела до щита;

- магістральними – використовуються для електроживлення групи щитів, якщо відстань між ними значно менша відстані до джерел живлення. Бувають з одно- та двостороннім живленням;

- радіально-магістральні.

Розподільчі мережі захищають тільки від струмів короткого замикання. При виборі автоматичних вимикачів додержуються таких вимог:

U_ав ³ U_мер ; I_Н.роз > I_спож ; I_{Н авт} > I_спож ; I_{макс. авт} ³ I_{3-ф. к.з.}.

При виборі запобіжників:

U_зап ³ U_мереж; I_{макс зап} ³ I_3-ф.к.з.; I_зап ³ I_спож;

І_{плав встав} = І_пуск/a, a=2,5 – нечасті пуски (5...10с); a=1,6...2,0 – важкі пуски (10...40с).

Перетин проводів мереж систем живлення вибирається з умов нагрівання електрострумом та за механічною міцністю з подальшою перевіркою за втратою напруги. Кабельні проводки прокладають відкрито, а також в стальних лотках, коробах і каналах. Застосовують проводи з алюмінієвими та мідними жилами.

5. Проектування щитів і пультів.

Щити систем автоматики поділяють:

- за виконанням – на відкриті (панельні) і захищені (шафні);

- за призначенням – на оперативні (ведеться контроль та керування технологічним процесом) та неоперативні (безпосередньо не використовуються оператором);

- за місцем установки:

а) місцеві (біля автоматизованої установки);

б) агрегатні (апаратура для одного агрегату);

в) блочні (апаратура декілька агрегатів);

г) центральні (апаратура всього технологічного процесу);

д) допоміжні (щити з лічильниками, з живленням).

Прилади та апаратуру на лицьовій стороні щита і пульта розміщують з умов ефективної роботи оператора та його безпеки. Апаратура, яка виділяє багато теплоти (резистори, лампи), розміщується в верхній частині щитів. Апаратура з рухомими струмоведучими частинами розташовується так, щоб вони не могли самостійно замкнути коло під дією власної маси.

Для електропроводки щитів і пультів застосовують проводи з мідними жилами.

Підлога в щитовій повинна бути не електропровідною. Норма освітленості при штучному освітленні 550...1100 лк (при зчитуванні приладів), 220...550 лк – при ведені записів, 100 лк – при ремонті, 20...50 лк – в проходах.

6. Проектування пристроїв заземлення

Заземленню підлягають металеві частини установок, що безпосередньо не знаходяться під напругою, але в будь-який час на них може з’явитися небезпечний для життя рівень напруги.

Не треба заземляти:

- корпуси приладів, що стоять на металевих заземлених щитах;

- корпуси електроспоживачів, що виконані повністю із діелектрика.

В мережах з глухо заземленою нейтраллю використовують, як заземлення, провідники: нульові проводи, стальні труби електропроводок, алюмінієві оболонки кабелів. При цьому забороняється застосовувати нульові проводи для заземлення однофазних електроспоживачів. Забороняється використовувати, як заземлення, свинцеві оболонки кабелів, металорукави, металеві конструкції коробів і лотків, тому що вони самі повинні бути заземлені. Мінімально допустимий перетин мідних заземлювачів складає 1мм², алюмінієвих – 2,5 мм².

 

 

4.5 Приклади розрахунків.

1. Гідрологічний розрахунок.

Дано: річка басейну середнього Дніпра; площа водозбору F=600км². Гідрологічні дані – відсутні.

1. За картою ізоліній водотоку приймаємо норму стоку М₀ = 3л/с.

2. Середні багаторічні витрати ріки складають:

Q₀ = M₀F =3×600 = 1800л/с =1,8м³/с.

3. Стік середнього року:

W₀ = Q₀T = 1,8×31,54×10⁶=56,77×10⁶=57млн. м³

4. Коефіцієнт варіації багаторічного стоку:

C_v=0,723-0,213lgM₀ – 0.063lg(F+1)=0,723-0,213lg3 – 0,063lg601=0,446

5. Коефіцієнт асиметрії c_s=2 C_v=0,9.

6. Середньорічні витрати:

Найменування	Позна-чення	Забезпеченість, %
Відхилення ординати при Cv=1 та Cs=0.9	Ф	2,96	1,86	1,34	0,77	0, 0,4	0,11	-0,15	-0,38	-0,61	-0,73	-1,15	-1,35	- -1,66
Відхилення ординати при Cv=0,45	ФСv	1,33	0,84	0,6	0,35	0,18	0,049	-0,068	-0,171	-0,275	-0,329	-0,518	-0,608	-0,747
Модульний коефіцієнт при Cv=0,45	к=Ф Cv +1	2,33	1,84	1,6	1,35	1,18	1,049	0,932	0,829	0,725	0,671	0,482	0,392	0,253
Середні річні витрати, м/с	KQ0	4,19	3,31	2,88	2,43	2,12	1,89	1,68	1,49	1,31	1,21	0,87	0,71	0,46

 

7. Теоретична крива забезпечення витрат річкою.

%

Q,м3/с

8.Внутрішній розподіл стоку річки.

Місяці та декади	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
Показники	1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3
Коефіцієнт для рік середнього Дніпра (К)	0,3	0,3	0,5	2,2	8,0	2,8	1,9	1,3	0,9	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,7	0,7	0,6	0,8	1,0	0,5
Витрати,м3/с (KQ0)	0,54	0,54	0,9	4,0	14,4	5,0	3,4	2,3	1,6	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,3	1,3	1,1	1,4	1,8	0,9

 

9. Гідрограф витрат:

 

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII

Q,м3/с

 

 

10. Визначення максимальних витрат весняного паводку:

 

 

де А – величина елементарного шару стоку, що забезпечений на відповідний відсоток (визначається за довідковою літературою)

 

2. Вибір встановленої потужності та числа агрегатів гідроелектростанції.

 

Дано: гідростанція розташована на рівнині в Лісостеповій зоні на річці басейну середнього Дніпра, середні річні витрати 1,8 м³/с.

Визначити: потужність та кількість агрегатів станції.

1. Потужність гідростанції на шинах генератора, що працює окремо від системи та при наявності добового регулювання:

де N – потужність, кВт;

Q₀ – середні багаторічні витрати (або норма стоку), м³/с;

A – коефіцієнт, що залежить від способу з’єднання турбіни з генератором:

Тип гідростанції	Значення А
при безпосередньому під’єднанні турбіни з генератором	7,0
при пасовій передачі	6,5
при зубчастій передачі	6,3
при двійній передачі	6,0

 

k_p – розрахунковий модульний коефіцієнт:

k_p=Q_p/Q₀,

де Q_p – розрахункові витрати в м³/с.

 

Кліматичні зони	Максимальний коефіцієнт використання водотоку, jc max	Модульний коефіцієнт, kp	Розрахункова забезпеченість (в місяцях)
Лісостепова зона	0,23...0,24	0,35...0,65	3...7
Степ	0,12...0,14	0,2...0,4	3...7
Гірські райони	0,41...0,43	0,5...1,5	3...7

Н – розрахунковий напір, м;

При відсутності даних про водотік, розрахунок проводиться за формулою Томана (в низьконапірних установках коливання рівня не рекомендується перевищувати 20% межу від повної величини напору):

Т – кількість годин роботи гідроелектростанції на добу.

Приймаємо: генератор ЕСС5-92-4 75кВА

2. Визнання кількості агрегатів гідроелектростанції:

де Q_p – розрахункові витрати, що відповідають 6–місячній забезпеченості, м³/с;

Q_min – середні зимові витрати маловодного року 90% забезпеченості або середній мінімум, що визначається за таблицею:

Зона або район	Забезпечення витрат, в долях від норм стоку
max	1міс	3міс	6міс	9міс	min
Лісостеп	20...50	1,5...2,5	0,5...0,8	0,2...0,5	0,1...0,3	0,0...0,2
Степ	20...50	1,0...2,0	0,2...0,6	0,1...0,3	0,0...0,2	0,0...0,1

 

с – коефіцієнт, що залежить від швидкохідності турбіни і визначається за універсальними характеристиками турбін. При попередніх розрахунках приймають наступні значення:

Швидкохідність турбіни, ns
Коефіцієнт с	0,3	0,43	0,5	0,55	0,77

 

3. Вибір турбін гідроелектростанцій.

Приклад №1.

Дано: витрати через турбіну 1,8 м³/с, напір 5 м.

Визначити: тип турбіни.

1. Можлива потужність турбіни:

За зведеним графіком вибираємо турбіну радіально-осьову марки Ф300-ВО з діаметром колеса 710мм.

Проведемо перерахунок отриманих результатів до заданих умов:

 

Тип і серія турбіни	D=710мм
H, м	N, кВт	Q,м3/с	n, об./хв.
Ф300-ВО		6,02	0,71
		67,3	1,59

 

При витратах 1,59 м³/с потужність становить:

2. Вибір генератора та типу передачі.

Приймаємо ЕСС5-92-4, 75кВА, 1500об./хв., h=0,9.

Передача – клинопасова – h=0,98.

Потужність агрегату буде складати:

N_агр=75× 0,98× 0,9=66,2 кВт

Номінальна потужність агрегату:

N_агр=67,4× 0,98× 0,9=59,4 кВт

Запас потужності складає 15,6 кВт.

 

Приклад №2.

Дано: H=2,4м; Q=2,9 м³/с

Визначити: підібрати турбіну.

1. При відсутності в заводських документах на турбіну потрібних значень витрат, користуються залежністю:

Цим витратам відповідає турбіна ПрК70-ВО-120 при j = – 5⁰ для якої Q =1,9 м³/с, n₁=139об./хв., N₁=16,2 кВт.

Для вибраної турбіни:

– витрати води ;

– число обертів ;

– потужністькВт.

2. Підбір турбінної камери та відсмоктуючої труби.

Приймаємо квадратну відкриту камеру з розмірами сторін 4 м і мінімальною глибиною 1,95 м. Гранична висота відсмоктування знаходиться за графіком вибору турбін. Напору 2,4 м відповідає h_s=6м.

Якщо гідростанція знаходиться на певній висоті над рівнем моря (наприклад 100м), то гранична висота відсмоктування складе:

H_s=h_s – a/900 = 6 – 0,11 =5,89м

– за коефіцієнтом кавітації:

H_s = H_a – a/900 –sH = 10,33 – 0,11– 1,25 2,4 =7,22м

Приймаємо 6м.

Довжина труби відсмоктування визначається за геометричними розмірами камери:

L = H – h + h_загл = 2,4 – 1,95 + 0,55 =1м

Діаметр труби:

D₄=D₃+2LtgQ/2 = 1,21 + 2×1×tg7.5⁰=1,47м

Площа вихідного перерізу

F_вих=0,25pD²₄=1,69м²

Вихідна швидкість

 

Швидкісний напір:

м (6,2% від напору).

кВт

Напір,м

 

Зведений графік зон застосування турбін.

Контрольні питання до глави 4.

1. Як поділяються гідроелектростанції за потужністю?

2. Як поділяються гідроелектростанції за величиною використання напору?

3. Як поділяються гідроелектростанції за способом створення напору?

4. Що входить до комплексу гідроспоруд пригребельно-заплавних електростанцій?

5. Що входить до комплексу гідроспоруд пригребельно-руслових електростанцій?

6. Що входить до комплексу гідроспоруд дериваційних електростанцій?

7. Що входить до комплексу гідроспоруд гребельно-дериваційних електростанцій?

8. Розкрийте зміст основних стадій проектування малих гідроелектростанцій?

9. В чому полягає мета гідрологічних розрахунків?

10. Назвіть основні показники гідрологічних розрахунків?

11. Як визначається об’єм водосховища?

12. Що є вихідними даними для гідроенергетичних розрахунків7

13. Від яких чинників залежить потужність гідроелектростанції?

14. На які види поділяються турбіни малих гідроелектростанцій за характером віддачі енергії?

15. На які типи поділяють активні турбіни малих гідроелектростанцій?

16. Що таке коефіцієнт швидкохідності робочого колеса турбіни?

17. Опишіть конструкцію двократної турбіни.

18. За якими конструкціями виконують реактивні турбіни?

19. Для чого призначені всмоктувальні труби реактивних турбін і за якою формою вони виконуються?

20. Як поділяються генератори малих гідроелектростанцій за видом розташування вала?

21. Які типи генераторів застосовують на малих гідроелектростанціях?

22. В яких випадках застосовують синхронні генератори на малих гідроелектростанціях?

23. Яка виникає головна проблема при застосуванні асинхронних генераторів в автономних системах?

24. Що повинні забезпечувати автоматичні пристрої малих гідроелектростанцій?

5 КОНСТРУЮВАННЯ БІОГАЗОВИХ УСТАНОВОК .

 

Біомаса є одним із найбільш поширених відновлюваних джерел енергії. В енергетиці під поняттям “біомаса” розуміють органічні речовини, які шляхом фотосинтезу утворюються рослинами і можуть бути використані для отримання енергії. Біомасу можна розділити на дві основні групи:

– первинна біомаса,

– вторинна біомаса.

Джерелом первинної біомаси є наземний та водний рослинний світ; вторинної - відходи біомаси, що утворюються після збору та переробки первинної біомаси в товарні продукти і відходи, що обумовлені життєдіяльністю людей та тварин (деревина, солома, рослинні відходи сільського господарства, відходи тваринництва та птахівництва, органічна частина побутових і промислових відходів).

Щорічно на Землі за допомогою фотосинтезу утворюється біля 120 млрд. т сухої органічної речовини, що є енергетичним еквівалентом 40 млрд. т нафти.

Відповідно до оцінок Світової енергетичної ради і Комітету ООН з нових і нетрадиційних відновлюваних джерелах енергії, одним з найважливіших відновлюваних джерел енергії в ХХІ столітті буде біомаса - як в розвинених індустріальних країнах, так і в країнах, що розвиваються. Ресурси біомаси в різних видах є майже у всіх регіонах і майже в кожному із них може бути налагоджена її переробка в енергію і паливо. В подальшому при правильній організації репродукції і збору біомаси та при застосуванні сучасних технологій її утилізації доля енергії біомаси в загальному енергоспоживанні може значно зрости.

 

 

5.1 Технологічна схема біогазової установки.

Одним з ефективних шляхів доповнення та заміни традиційних паливно-енергетичних ресурсів, особливо в сільській місцевості, є виробництво та використання біогазу, що утворюється в результаті використання технологій метанового зброджування відходів рослинної та тваринницької біомаси. Для виробництва біогазу є придатними різноманітні відходи агропромислових виробництв, як містять целюлозу та різні види цукрів, що, при застосуванні певних технологічних умов, підлягають ферментації – проходженню біохімічних процесів, кінцевим результатом яких є отримання біогазу та концентрованих органічних добрив.

В останні роки застосування біогазових технологій отримали розповсюдження як в країнах, що розвиваються, так і в промислово розвинених країнах, особливо в Західній Європі, де приблизно 75% біогазового обладнання припадає на невеликі установки з ємністю реакторів від 100 до 300м³, що утилізують в основному відходи тваринництва. Доцільність автономного енергозабезпечення ферм із власного джерела енергії та необхідність зменшення шкідливих викидів в оточуюче середовище роблять енергетичний біогазовий блок обов’язковим елементом сучасних сільськогосподарських комплексів.

Вміст органічних речовин у біомасі, що піддається ферментації, становить:

· у стоках – 0,04…0,06%;

· у харчових відходах –15%;

· у гної та гноївці – 15…20%.

Виробництво біогазу суттєво залежить від складу вихідного матеріалу, тобто речовини, що завантажується до ферментаційної камери.

Середня кількість біогазу, яку можна отримати з 1м³ виділень тварин, оцінюється у 20…25м³, хоча рентабельною кількістю в техніко-економічному відношенні вважаються 30…35м³. Таку кількість газу можна отримати шляхом сполучення виділень тварин та господарських відходів з іншою речовиною, яка відрізняється високим вмістом сухої органічної маси, а саме з відходами підприємств харчової промисловості або рослинною масою (особливо травою з площ під паром). За існуючими даними, додавання 10% за масою силосу з кукурудзи при вологомісткості 30% до гноївки (W=85%) збільшує виробництво біогазу на 50-60%, а додавання 5% за об’ємом відходів гліцерину (від виробництва ефіру при W=71%) збільшує кількість біогазу, що виробляється, на 60-70%. Значно збільшує вихід біогазу на одиницю об’єму сировини додавання жирів і комунальних стоків з господарств, розміщених неподалік.

Сировину, що завантажується, можна поділить на 3 основних категорії:

· сільськогосподарську - гноївка, гній (враховуючи більшу гідратацію лише як додатковий матеріал), енергетичні культури, залишки біомаси та інше;

· промислову - крохмаль, відходи скотобоєнь, молочних, цукрових заводів, фармацевтичної, косметичної та паперової промисловості тощо;

· господарську – органічні відходи, комунальні стоки, обрізки саду тощо.

Ферментаційний матеріал можна також розділити на основний (ферментація якого може протікати самостійно, без додавання інших речовин) та допоміжний. Основним ферментаційним матеріалом вважають гній, гноївку, молоду траву, а допоміжним – рослинні відходи від фруктів, органічні відходи, залишки їжі, жири, мелясу, органічні продукти, що розпадаються природно-біологічним шляхом, господарські стоки тощо.

В процесі анаеробної ферментації приймають участь різні види мікроорганізмів; з точки зору температурних умов проходження реакцій можна виділити два основних види мікроорганізмів - термофіли, активні при 45…70 ^оС, та мезофіли, активні при 20…40 ^оС.

Сукупність газів, що виділяються в процесі анаеробної переробки біомаси, містять 60…70% метану, 30…40% вуглекислого газу, домішок сірководню, водню, аміаку та окислів азоту. Вилучення шкідливих компонентів біогазу є обов’язковим при експлуатації біоенергетичного обладнання. Його вихід з установки залежить від якісних показників вхідної сировини (органічний склад, вміст твердих частинок) та від параметрів процесу метаногенезу (температури, кислотного показника середовища, тривалості бродіння, наявності інгібіторів і каталізаторів).

Основні технологічні операції, що забезпечують виконання процесу утворення біогазу, наступні:

– збирання та підготовка вхідної сировини;

– метанове бродіння;

– розподіл отриманих продуктів на газову та тверду (рідку) складові;

– використання продуктів технологічного процесу.

 

5.1.1 Збирання та підготовка вхідної сировини.

Вирішує такі питання:

– накопичення сировини ( в об’ємі дози завантаження метантенка);

– доведення сировини до технологічної вологості (згущення або розбавлення. Згущення проводиться в спеціальних спорудах – відстійниках, що можуть бути за конструктивним виконанням горизонтальними та вертикальними. Їх конструювання будується за методикою, що базується на кінематиці випадання завислої речовини в осад. Розбавлення сировини – це вимушена операція, яку здійснюють добавленням рідкої фракції стоків з обов’язковим перемішуванням);

– видалення інорідних включень (каміння, металевих та дерев’яних фрагментів. Застосовують решітки різних конструкцій);

– подрібнення твердих складових сировини (за допомогою перекачуючого насоса-подрібнювача);

– підігрівання вхідної сировини до технологічної температури (подача не підігрітої маси в реактор порушує технологічний процес в реакторі і різко знижує вихід газу. Для підігрівання використовують вертикальні теплообмінники системи “труба в трубі” або барботажні пристрої – пропуск теплих газів через шар сировини.).

 

5.1.2 Метанове бродіння.

Здійснюється в схемах періодичної безперервної та ступінчастої (двостадійної) технології. Періодична схема вимагає застосування декілька реакторів, щоб забезпечити безперервність отримання газу. При цьому, якщо один працює, то інший завантажується (слід врахувати, що розвантажування здійснюють на 0,7…0,8 величини робочого об'єму з метою залишку мікрофлори для початку нового циклу бродіння). Крім того, така схема не можлива без газгольдеру, тому що в робочий об’єм реактора не повинен проникнути кисень (зменшується життєдіяльність анаеробних мікроорганізмів). За проточною схемою процес завантаження метантенку проходить або безперервно, або через певні проміжки часу з одночасним видаленням відповідного об’єму маси, що відбродила (об’ємно-доливний спосіб). Головною технологічною умовою проточної системи є відповідність між швидкістю росту кількості мікроорганізмів та швидкістю протоку сировини. При такій умові інтенсивність бродіння максимальна. Щоб підвищити швидкість розкладання біомаси, процес бродіння проводиться у дві стадії – кисла (виділення СО₂) та метанова (виділення СН₄) – в одному реакторі.

За конструкцією метантенки виконуються горизонтальними та вертикальними. За ступенем знезаражування – однопорожнинними та дво– (трьох) порожнинними.

Нагрівальні пристрої метантенка виконують вбудованими в стінку камери і розташовані в нижній частині за периметром у формі змійовика, в якому циркулює вода з температурою 60…70 ⁰С. Крім такої системи підігрівання, застосовують спосіб пропуску пари через шар субстрату (може призвести до відхилення технологічної норми вологості) та використовують виносні теплообмінники типу “труба в трубі”.

Для забезпечення рівномірності параметрів бродіння у всьому об’ємі реактора, застосовують операцію перемішування за допомогою механічних, гідравлічних та пневматичних пристроїв.

 

5.1.3 Розподіл продуктів ферментації (бродіння).

Збирання газової складової здійснюється в газгольдерах низького (до 5кПа), середнього (2…20кПа) та високого (більше 2ГПа) тиску.

Найбільш розповсюдженими газгольдерами низького тиску є “мокрі” газгольдери. Конструктивно вони складаються з рухомої частини (ковпак), що занурюється в басейн з водою (нерухома частина) (рис. 5.1). Під ковпак підводиться газопровід. Висота ковпака визначає висоту водяного резервуара. Щоб не збільшувати розміри резервуару, ковпак виконують телескопічним (рис. 5.2). Інші конструктивні рішення “мокрих” газгольдерів подані на рис. 5.3.

 

а) б)

 

 

1 – ковпак; 2 – басейн.

Рис. 5.1 Мокрий газгольдер після видалення (а) та заповнення (б)

 

 

 

 

1 – басейн; 2,3,4 – складові ковпаку; 5,6 – гідравлічні затвори.

Рис. 5.2 Мокрий газгольдер з телескопічними кільцями.

 

Основним недоліком даних установок, крім високої матеріалоємкості, є необхідність їх побудови в опалювальних приміщеннях або влаштовувати обігрівання гідравлічного затвору в холодний період року.

а – постійного об’єму суміщеного з метантенком (р =1...3кПа);

б – змінного об’єму суміщеного з метантенком та плівковою кришкою (р =1кПа);

в,г – змінного об’єму суміщеного з метантенком (р < 5кПа).

Рис. 5.3 Газгольдери мокрі низького тиску.

Щоб уникнути останнього недоліку, застосовують так звані “сухі” газгольдери (рис. 5.4). Їх можна розміщувати на відкритому повітрі.

 

 

 

а,б,в – з регулюванням (підтримуванням) тиску за допомогою противаг;

г – з регулюванням (підтримуванням) тиску пневматичним способом.

Рис. 5.4 Газгольдери сухі низького тиску з гнучкими елементами.

 

Резервуари для збирання газу середнього та високого тиску виконуються циліндричної або сферичної форми. Газ в них подається компресорними установками, що є енерговитратним елементом біогазової установки.

Тверда складова бродіння проходить технологічну операцію збезводнення шламу за допомогою наступних методів: гравітаційного, динамічного, відцентрового, флотаційного або їх комбінацій. Найчастіше застосовують гравітаційні (вертикальні та горизонтальні ) відстійники або дугові сита та віброгрохоти (динамічний метод).

 

 

5.1.4 Використання продуктів ферментації.

Тверду та рідку частини використовують як високоякісні органічні добрива.

Використання газової складової для виробництва електроенергії можливе лише при тривалій експлуатації генераторної установки. Кількість газу, що необхідна для виробництва електроенергії, подана в таблиці 5.1

Слід обов’язково враховувати, що річне завантаження повинно бути рівномірно розподілене протягом року, а в електроенергію перетворюється лише 30% енергії газу. 55…60% викидної теплоти необхідно утилізувати за допомогою теплообмінного устаткування.