Курсовая работа (т): Расчет и проектирование генератора от энергии рек

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

Время t, мес.	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
Расход Q, м3/с	60	60	80	90	170	120	95	70	90	120	80	60

Таблица 2. Определение напоров ГЭС

Уровни, напоры, м.	Периоды
	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
Отметка ВБ, м.	90	90	90	90	90	90	90	90	90	90	90	90
Отметка НБ, м.	81,85	81,85	82,18	82,3	82,86	82,5	82,34	82,1	82,3	82,5	82,18	81,85
Напор Н, м.	8,75	8,75	7,82	7,7	7,14	7,5	7,66	7,9	7,7	7,5	7,82	8,75

∑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.

Месяцы	Расход Q, м3/с	Напор Н, м	Мощность Ni, кВт	Мощность Ni, кВт
I	60	8,75	4480,72	10359,42
II	60	8,75	4480,72	7681,23
III	80	7,82	5339,31	7681,23
IV	90	7,7	5914,55	6210,70
V	170	7,14	10359,42	5914,55
VI	120	7,5	7681,23	5914,55
VII	95	7,66	6210,70	5339,31
VIII	70	7,9	4719,69	5339,31
IX	90	7,7	5914,55	4719,69
X	120	7,5	7681,23	4480,72
XI	80	7,82	5339,31	4480,72
XII	60	8,75	4480,72	4480,72

,

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

№ слоя	Мощность слоя Р, тыс. кВт	Продолжительность слоя t, ч	Энергия слоя Е, тыс кВт∙ч.	Координаты кривой Е, тыс кВт∙ч.
1	2	2	4	4
2	1	4	4	8
3	1	6	6	14
4	1	8	8	22
5	1	16	16	38
6	1	18	18	56
7	1	22	22	78
8	8	24	192	270

 (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

Тип генератора	n	N
МС-322-12/6	1000	2000
МС-323-14/8	750	3040
МС-324-8/10	600	2800

.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.