Круговорот воды в природе
 Скачать 3.82 Mb.
|
1.7 Выбор типа турбинной камерыТурбинная 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:    α =1,1 Определи фактическую скорость на выходе:  где Fвых - площадь поперечного сечения на выходе из отсасывающей трубы, определяется:  где Вs - ширина отверстия  hs - высота отверстия  1.8 Компановка и основные размерыВ соответствии рекомендациями для русловых ГЭС с поворотно-лопастными турбинами при диаметре рабочего колеса  =2,8м и напоре Нр=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 ¼. 1.9 Определение высотного положения основных элементов ГЭСОтметка верха лопастей рабочего колеса:  Отметка машинного зала  Отметка оси турбины  Отметка дна водоприемной камеры  Отметка низа отсасывающей трубы  2. Определение основных параметров комбинированной ветроэлектрической установки (ВЭУ+ДЭС)Исходные данные: 1. Количество потребителей электроэнергии (крестьянских дворов) в населенном пункте: Мп=10 2. Норма выработки электроэнергии в расчете на одного потребителя в год: nп=2150кВт·ч в год 3. Общее время работы ВЭУ за год (сутки в год): τ =315сут 4. Средняя скорость ветра за время работы ВЭУ: Vср=4,8м/с 5. Коэффициент мощности ветряного колеса (ВК): Cр=0,41 6. Удельные капиталовложения в 1 кВт установленной мощности ВЭУ: kВЭУ=1075 долл. /кВт 7. Удельные капиталовложения в 1 кВт установленной мощности паротурбинной ТЭС: kпТЭУ=550 долл. /кВт 8. Стоимость единицы условного топлива: Рт=217 долл. /т у. т. 2.1 Расчет энергетических и конструктивных параметров энергоустановкиПотребность в электроэнергии (Есп) за год для всех потребителей населенного пункта определяется:   в год.Количество электроэнергии (ЕсВЭУ), которое должно поступить от ВЭУ за время τ определяется:  Требуемая средняя развиваемая мощность ВЭУ (Nп ВЭУ) определяется:  где ηг= 0,95 - КПД генератора, ηр= 0,9 - КПД редуктора. Требуемая мощность воздушного потока (Nо) определяется:  где Ср= 0,41 - коэффициент мощности ВК ВЭУ. Определение радиуса (R) и диаметра (D) ВК, если известна требуемая мощность воздушного потока (N0) и средняя скорость ветра (VСР) за время работы ВЭУ (τ) проводим по формуле:  где N0 записывается с учетом того, что 1 кВт = 103 кг м2 /с3. После вычисления радиуса находим диаметр ВК:  "Ометаемая" площадь (Fвк) ВК определяется, как:  Удельная мощность (n0), которую "снимает" ВК с 1 м2 "ометаемой" площади будет:  1кВт=1000Вт Высоты (H) башни ВЭУ принимается из условия:  Принимаем Н= 10,79м Среднегодовая удельная выработка энергии на 1 м2 "ометаемой" площади (ес) определяется:  Установленная мощность ВЭУ (NустВЭУ) при заданной расчетной скорости ветра Vр= м/с (р-1,225 кг/м3 - плотность воздуха)  Коэффициент используемой установленной мощности (kисВЭУ) определяется следующим отношением:  Объем предотвращенной эмиссии углекислого газа (VугВЭУ), если выработка 1 кВт ч электрической энергии на органическом топливе сопровождается выбросом 0,5 кг СО2, определяется:  Пересчет электроэнергии, вырабатываемой ВЭУ, в тепловую энергию (QВЭУ), если 1 кВт ч = 860 ккал дает нам следующее:  ккал в годГодовая экономия условного топлива (ВВЭУ) в случае, если ВЭУ замещала бы традиционная энергоустановка, работающая на органическом топливе и имеющая такую же установленную мощность, составляет:  где Q рп - низшая рабочая теплота сгорания условного топлива, Q рп= 7000 ккал/кг у. т.; ηту-КПД традиционной энергоустановки; ηту=0,35 Определение общего (tзам) и фактического (tфакт) количества часов работы замещающей ВЭУ установки (ДЭС):   где kисДЭС - коэффициент использования установленной мощности ДЭС. Определение количества электроэнергии (∆ЕсДЭС), которое должна вырабатывать ДЭС:  Определение требуемой мощности ДЭС (NтрДЭС):  где ηак=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 NустДЭС=8 кВт. Уточним фактическое время работы ДЭС (NустДЭС = 8 кВт) с учетом остановки на техобслуживание (tфактДЭС):  Результаты расчетов: 1. Потребность в электроэнергии Есп =21500 кВт ч в год. 2. Электроэнергия, вырабатываемая ВЭУ: ЕсВЭУ =18554,8 кВт ч 3. Электроэнергия, вырабатываемая замещающей энергоустановкой (ДЭС): ∆Ес=2945,2кВт ч в год. 4. Средняя развиваемая мощность ВЭУ: NпВЭУ = 2,87кВт 5. Установленная мощность NустВЭУ=6,395кВт 6. Коэффициент использования установленной мощности КисВЭУ=0,45 7. Площадь ''ометаемая'' Fвк=54,08м2 8. Диаметр D=8,3м 9. Удельная мощность ветрового потока n0= 129,44Вт/м2 10. Удельная выработка электроэнергии ec =343.1кВт ч/ м2 11. Высота башни ВЭУ Н= 10,79 м 12. Годовая экономия условного топлива ВВЭУ =6513 т у. т. 13. Предотвращенная эмиссия углекислого газа VугВЭУ=9,28 т 14. Фактическое время работы замещающей ВЭУ установки (ДЭС) tфактДЭС=409,06ч 15. Установленная мощность ДЭС: NустДЭС=8 кВт |