Малая гидроэнергетика в децентрализованном энергоснабжении. Реферат. Малая гидроэнергетика в децентрализованном электроснабжении

• Название: Малая гидроэнергетика в децентрализованном электроснабжении
• Анкор: Малая гидроэнергетика в децентрализованном энергоснабжении
• Дата: 03.12.2020
• Размер: 139.39 Kb.
• Имя файла: Реферат .docx
• Тип: Реферат; #156669

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«МОСКОВСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра «Энергетические установки для транспорта и малой энергетики»

Дисциплина «Исследование альтернативных топлив для энергоустановок»

РЕФЕРАТ

Тема: «Малая гидроэнергетика в децентрализованном электроснабжении»

Выполнил студент_____________________________________/Чебан В./

Преподаватель____________________________________/Апелинский Д.В./

Москва 2020

Оглавление

1. 
   Микрогидроэлектростанции……………………………………………. 2
   

1.1 Введение…………………………………………………………...3

1.2 История…………………………………………………………….4

1.3 Конструкция и параметры………………………………………..6

1.4 Варианты построения стабилизирующих систем………………10

2. 
   Технико-экономические характеристики автономных микрогидроэлектростнций …………………………………………….. 14
   

Вопросы для самопроверки………………………………………………....19

Список литературы………………………………………………………….20

1. Микрогидроэлектростанции

1.1 Введение

Существенное место по запасам и масштабам использования занимает энергия потоков воды. Объясняется это высокой энергетической плотностью потока воды и относительной временной стабильностью режима стока большинства рек. Большая плотность воды по сравнению с воздухом (в 846 раз) определяет, при прочих равных условиях, соответствующее уменьшение массогабаритных и стоимостных показателей рабочего колеса гидротурбины по сравнению с ветроколесом. Стабильность потока воды и широкие возможности по регулированию его энергии позволяют использовать более простые и дешевые системы генерирования и стабилизации параметров производимой электроэнергии. В итоге, гидроэлектростанции производят более дешевую электроэнергию по сравнению с ветроэлектростанциями, а также с энергоустановками, использующими другие виды возобновляемых энергоресурсов. Следует отметить, что гидроэлектростанции могут устанавливаться практически на любых водотоках: от небольших ручьев до крупнейших рек. Соответственно изменяется и мощность их гидроагрегатов. В настоящее время принята следующая классификация: станции мощностью до 100 кВт – микроГЭС, от 100 до 1000 кВт – миниГЭС, от 1000 до 10000 кВт – малые ГЭС и свыше 10000 кВт – крупные гидроэлектростанции. Конструкция и принципы построения этих классов энергоустановок могут существенно отличаться.

Станции класса «мини» и более мощные обычно используют в своей конструкции плотину, обеспечивающую запас воды в водохранилище и необходимый напор воды на гидротурбине. МикроГЭС отличаются большим разнообразием конструктивных исполнений. Они могут строиться, как и более мощные станции, с использованием плотины, могут быть деривационного типа с использованием напорного трубопровода или канала. Наконец, микроГЭС могут устанавливаться в речной поток без всяких гидротехнических сооружений – свободопоточные микроГЭС.

1.2 История

Исторически, первые гидроэлектростанции относились к классу микроГЭС, и время их появления совпадает с успехами в промышленном освоении электромашинных генераторов. Такие простейшие, часто полукустарные установки имели широкое распространение, особенно в сельской местности. В частности, в СССР в 1937 году доля гидроэнергии в сельскохозяйственном электроснабжении достигала 11% До войны малая гидроэнергетика развивалась у нас главным образом путем индивидуального строительства электростанций из элементов, выпускавшегося в то время специального оборудования и использования подходящих узлов и деталей от автомобилей, сельскохозяйственной техники и т.д. Основные теоретические и опытно-конструкторские разработки проводились во Всесоюзном институте гидромашиностроения (Москва) под руководством профессора Квятковского B.C., в Ленинградском индустриальном институте, во Всесоюзном институте гидротехники и мелиорации (Москва) и других организациях. Результатом этих работ явилась первая отечественная серия автоматизированных микроГЭС из 22 типов, спроектированная и принятая к производству на Ленинградском заводе "Электросила". В этих микроГЭС использовались турбины типов "Каплан" и "Френсис" с вертикальной осью вращения и диаметром рабочих колес от 200 до 500 мм. Турбины были рассчитаны на рабочие напоры от 2 до 35 метров при расходах воды от 50 до 1200 литров в секунду. Заводская марка этих турбин имела обозначение "К". Мощность агрегатов составляла ряд от 0,7 до 55,2 кВт. Станции снабжались генераторами завода "Электросила": мощностью менее 8 кВт типа "П" и более 8 кВт – генераторами переменного тока 220/380 В типа "MСB". МикроГЭС имели автоматические регуляторы частоты вращения на базе масляного насоса, которые воздействовали на угол поворота лопастей турбины, и угольные регуляторы возбуждения электромашинных генераторов . Эта серия микроГЭС впервые имела полный набор автоматических устройств, необходимых для стабилизации параметров производимой электроэнергии в любых режимах работы станции. Однако уровень развития техники того времени не позволил обеспечить приемлемых потребительских и производственно-технологических качеств станций. В этом смысле, полностью автоматизированные микроГЭС опережали технический уровень своего времени. По результатам испытаний пришлось признать необходимость свести автоматизацию агрегатов к немногочисленным, хотя и грубым, но надежно действующим деталям. Следует отметить, что упрощение конструкции микроГЭС, прежде всего, сводилось к использованию нерегулируемых гидротурбин и, соответственно, совершенствованию электрической части станций, в первую очередь генераторов. Гидроэнергия использовалась путем построения крупных ГЭС, которые, наряду с известными достоинствами, обладают рядом существенных недостатков, особенно с экологической точки зрения. В нашей стране, в отличие от большинства зарубежных, где развитие микрогидроэнергетики осуществлялось параллельно с другими энергоисточниками, эти работы приходилось начинать практически с нуля. В то же время, создание современных автоматизированных микроГЭС требует проведения глубоких исследований, необходимость которых объясняется сложностью процессов преобразования потока воды в электроэнергию со стабильными параметрами. Эта область исследований объединяет такие разделы науки и техники как гидротехника, электромашиностроение, теория автоматического регулирования, преобразовательная техника, вопросы электроснабжения. Между тем, современные достижения в области электромашиностроения, полупроводниковой и преобразовательной техники привели к появлению нового класса электрических машин, который получил название вентильных.

Вентильные машины обладают принципиально новыми свойствами и позволяют решать ранее недоступные задачи.

Например, вентильные электрические машины позволяют строить на их основе автономные источники электропитания, обеспечивающие генерирование высококачественной электроэнергии при минимальных требованиях к приводному двигателю. Применительно к микроГЭС, это дает возможность строить автоматизированные гидроагрегаты с нерегулируемыми турбинами. Как показал еще довоенный опыт, именно это направление развития микроГЭС в наибольшей степени отвечает как производственно-технологическим, так и эксплуатационным требованиям. Обзор зарубежной информации также показывает, что микроГЭС с применением вентильных электрических машин получают в настоящее время наибольшее распространение во всем мире. Тенденция к упрощению гидротехнической части станций существенно повышает требования к устройствам генерирования электроэнергии и стабилизации ее параметров. Соответственно, вопросы, связанные с исследованиями режимов работы электромашинных генераторов микроГЭС в комплексе со статическими полупроводниковыми системами регулирования величины и частоты выходного напряжения, приобретают первостепенное значение для создания современных микрогидроэлектростанций.

1.3 Конструкция и параметры

Обычно микроГЭС содержит в своей конструкции такие обязательные элементы как гидротурбина, электромашинный генератор, система стабилизации выходного напряжения и ряд элементов, наличие и конструкция которых зависит от типа и особенностей станции: определенные гидротехнические сооружения, запорная арматура, балластные нагрузки и т.д. В качестве гидродвигателей, преобразующих энергию потока в механическую энергию приводного вала генератора, в той или иной степени используются все типы гидротурбин: поворотно-лопастные, радиально-осевые, импульсные, осевые, турбины с горизонтальной и наклонной осями вращения и т.д.

Как правило, микроГЭС не требуют возведения сложных гидротехнических сооружений – плотин. Поэтому их турбины устанавливаются либо в свободном потоке воды, либо в специальном напорном трубопроводе. Для работы в свободном потоке воды применяют, в основном, гидротурбины активного типа, типичным примером которых могут служить водяные мельницы. Достоинством активных турбин является их максимальная простота и относительная жесткость механических характеристик. Тем не менее, низкая частота вращения и малый коэффициент полезного действия активных гидродвигателей ограничивают их применение в гидроэнергетике. Напорный трубопровод позволяет повысить энергию рабочего потока воды, применять более эффективные типы гидротурбин реактивного типа.

Мощность, развиваемая гидротурбиной, определяется из выражения: , где γ – вес единицы объема воды; Q – расход воды; Н – рабочий напор; Ω – угловая частота вращения; ηТ – полный КПД турбины.

Трубопровод микроГЭС может выполняться из стальных, бетонных, резиновых и других труб, широко применяемых в оросительных системах. Его стоимость существенно зависит от рельефа местности, определяя целесообразность применения микроГЭС, прежде всего в горных районах с большими уклонами русла реки.

Следует отметить, что мощность и частота вращения гидротурбины определяют расчетную мощность генератора, его массу, габариты и стоимость. В общем случае эти параметры связаны соотношением где D – внутренний диаметр статора электрической машины; lδ – расчетная длина воздушного зазора; Р – расчетная полная мощность; Ω – частота вращения; А – линейная нагрузка; Bδ – магнитная индукция в воздушном зазоре; σ – коэффициент пропорциональности.

При относительно постоянных значениях расчетной мощности и электромагнитных нагрузок генератора его объем, характеризующийся произведением , определяется частотой вращения Ω. С этой точки зрения, быстроходные гидротурбины позволяют использовать генераторы, обладающие хорошими массогабаритными показателями и низкой стоимостью. Применительно к низконапорным микроГЭС, преимущественное распространение получили реактивные гидротурбины пропеллерного типа с номинальной частотой вращения от 1000 до 3000 об/мин. Этот тип турбин позволяет исключить мультипликатор из состава гидроэнергоустановки.



Рис 1. Характеристики кидротурбины типа к-245 D =289мм, Н=9м

На рис. 1 показаны экспериментальные мощностные и механические характеристики нерегулируемой пропеллерной гидротурбины типа К-245, диаметром 289 мм, при напоре Н = 9 м, для двух положений открытия направляющего аппарата (а) . Как видно из рис. 30 мощность, развиваемая гидротурбиной, равна нулю в двух случаях:

1) при Ω = 0, когда происходит протекание воды, но нет вращения и, следовательно, работа не совершается – энергия воды растрачивается на гидравлическое сопротивление;

2) при Ω = Ωу, когда под действием напора воды турбина развивает максимальные обороты, растрачивая энергию на гидравлические и механические сопротивления. Угонная частота вращения Ω у гидротурбины пропеллерного типа достигает 2–2,5 номинальной частоты. С уменьшением открытия направляющего аппарата мощность турбины и максимальная частота вращения уменьшаются, поскольку падают расход воды и энергия потока. Следовательно, частота вращения гидроагрегата может существенно изменяться в зависимости от энергии рабочего потока воды и колебаний величины мощности нагрузки, уравновешивающей мощность, развиваемую гидродвигателем.

Очевидно, что особое внимание при создании микроГЭС необходимо обращать на системы стабилизации ее рабочих режимов.

Уравнение движения системы "гидротурбина - генератор" имеет вид: где Mm – механический момент, развиваемый гидротурбиной; Mг – момент сопротивления генератора; J – момент инерции вращающихся частей; Ω – угловая частота вращения гидроагрегата.

В зависимости от условий в микрогидроэлектростанциях применяются практически все типы гидротурбин: поворотно-лопастные, радиально-осевые, ковшовые, капсульные и др. Для максимального упрощения и удешевления гидроагрегатов достаточно широко используется стандартное насосное оборудование. Насосы предназначены для работы в одном режиме, что определяет их простоту и меньшую стоимость по сравнению с регулируемыми турбинами, мощность которых приводится в соответствие с мощностью нагрузки путем регулирования расхода воды или поворотом рабочих лопастей. Генератор является важнейшим элементом электрооборудования автономной энергоустановки. Кроме основного назначения, заключающегося в генерировании электрической энергии, генератор должен выполнять определенные функции по стабилизации или регулированию параметров, характеризующих её качество. Поэтому одним из требований, предъявляемых к генератору автономной электроустановки, является управляемость. В агрегатах микроГЭС в основном применяются генераторы переменного тока синхронного или асинхронного типов. Преимуществами асинхронных генераторов являются высокая надежность, малые габариты, низкая стоимость, простота включения на параллельную работу. К основным их недостаткам относятся необходимость в конденсаторной батарее для самовозбуждения и относительная сложность регулирования выходного напряжения. Синхронные машины имеют несколько большие габариты и массу, а также более дороги, чем асинхронные. Тем не менее, меньшая мощность возбуждения и простота возбуждающих и регулирующих устройств в ряде случаев делают более предпочтительным применение в микроГЭС синхронных генераторов.

В зависимости от условий работы энергоустановки, можно рекомендовать применение асинхронных генераторов, если станция работает на мощную электрическую сеть или на пассивную автономную нагрузку. При автономном режиме работы на нагрузку с изменяющимся коэффициентом мощности преимущества имеют микроГЭС, построенные на основе синхронных генераторов.

1.4 Варианты построения стабилизирующих систем

К основным показателям качества источников электропитания в соответствии с ГОСТ 4.171-85 относятся параметры выходного напряжения, характеризуемые номинальной величиной и частотой. Поэтому, важнейшим элементом энергоустановки является система стабилизации, обеспечивающая статически устойчивый режим работы гидроагрегата и стабилизацию его выходного напряжения. Методы построения системы стабилизации частоты переменного тока автономного источника электропитания можно разделить на две группы: стабилизация частоты вращения приводного двигателя и генерирование переменного тока стабильной частоты при изменяющейся скорости привода. Основные варианты построения стабилизирующих систем показаны на рис 2

Рис. 2 Варианты построения систем стабилизации. W – энергия потока воды; ГТ – гидротурбина; Г – генератор; Н – полезная нагрузка; АБН – автобалластная нагрузка; ППС – привод постоянной скорости; МВИ – машинно-вентильный источник.

Регулирование частоты вращения турбины заключается в изменении угла поворота рабочих лопастей или регулировании расхода воды. При этом происходит выравнивание мощности, развиваемой турбиной, и мощности нагрузки. В микрогидроэлектростанциях наибольшее распространение получило регулирование расхода воды путем изменения величины открытия направляющего аппарата. Схема энергоустановки с регулированием частоты вращения турбины путем изменения энергии рабочего потока или угла атаки рабочих лопастей показана на рис.2, а. Основными недостатками регулируемых турбин являются усложнение их конструкции, а также необходимость в электромеханической системе регулирования частоты вращения установки.

Из-за наличия в системе регулирования инерционных элементов частота выходного напряжения может изменяться в широких пределах.. Упростить конструкцию турбин и добиться большего быстродействия регуляторов частоты возможно путем регулирования величины нагрузки энергоустановки. Такая возможность определяется зависимостью частоты вращения турбины от развиваемой ею мощности, которая в автономной системе электроснабжения потребляется электрической нагрузкой. Следовательно, выбирая соответствующую нагрузку источника электропитания, можно стабилизировать частоту вращения генератор-приводная турбина. Изменять величину нагрузки микроГЭС возможно включением на выход генератора регулируемой балластной нагрузки. Если под «балластной» понимать некоторую полезную нагрузку, то данный способ стабилизации подразумевает автоматическое перераспределение электрической мощности между некоторыми потребителями, часть из которых допускает снижение величины питающего напряжения или его отключение. Схема энергоустановки с автобалластным регулированием выходных параметров представлена на рис. 2, б. Достоинством данного способа является полное исключение электромеханических устройств из системы стабилизации частоты вращения гидродвигателя. Замена их статическим регулятором выгодна и с точки зрения улучшения характеристик микроГЭС, и с точки зрения чисто экономической. Так, по данным, стоимость регулятора автобалласта может составлять лишь 20% от механического регулятора гидротурбины.

Системы с автобалластным регулированием имеют высокое быстродействие, что положительно сказывается на качестве выходного напряжения. За счет стабилизации частоты вращения гидроагрегата, в рассматриваем типе энергоустановок, могут применяться общепромышленные генераторы без большого запаса механической прочности, а в качестве гидродвигателя – насос в турбинном режиме.

Одним из способов стабилизации частоты вращения электрического генератора, входящего в состав энергоустановки с нерегулируемым двигателем, является применение приводов постоянной скорости (ППС), которые обеспечивают постоянство частоты вращения выходного вала при изменяющейся в определенных пределах частоте вращения приводной турбины. Схема такой установки показана на рис. 2, в. ППС применительно к микроГЭС является аккумулятором механической энергии, которая запасается в виде воды, поднятой в резервуар.

Машино-вентильные источники электропитания позволяют стабилизировать частоту генерируемого переменного тока при изменяющейся в широком диапазоне частоте вращения привода (системы типа переменная скорость – постоянная частота, ПС – ПЧ). Достоинствами таких устройств являются высокое качество выходного напряжения и независимость электрических параметров генератора от режима работы турбины. Недостатки подобных систем заключаются в их сложности, а значит, более высокой стоимости. Кроме того, нерегулируемая турбина определяет повышенные требования к механической мощности генератора. Для пропеллерных турбин угонное число оборотов в 2,5 раза превышает частоту вращения при номинальном режиме. В то же время для общепромышленных электрических машин допускается превышение номинальной частоты вращения не более чем на 30%. Поэтому возникает необходимость либо использовать специальные электрические машины, способные работать в широком диапазоне изменения частоты вращения, либо ограничивать частоту вращения гидротурбины. Схема установки, содержащей машинно-вентильный источник электропитания (МВИ), показана на рис. 2, г. Таким образом, способ построения и стабилизации выходных электрических параметров микроГЭС зависит от напора воды, характеристик двигателя и от структуры и состава нагрузок. В результате обзора существующих конструкций микроГЭС можно сделать вывод, что наиболее перспективным вариантом автономной станции является установка, содержащая машинно-вентильный источник электропитания. Среди различных машинно-вентильных систем существенными преимуществами обладают системы стабилизации автобалластного типа.

Опыт разработки и эксплуатации микроГЭС доказал, что наиболее перспективным вариантом построения станций является бесплотинная конструкция с автобалластной системой стабилизации напряжения. Именно по этому принципу выполнено большинство автономных систем электроснабжения, которые успешно эксплуатируются во многих странах мира: США, Японии, Китае, Дании, Швеции и т.д. Также, следует отметить, что микроГЭС автобалластного типа могут выполняться в различных модификациях, например.

В настоящее время основные усилия разработчиков микроГЭС направлены на совершенствование систем стабилизации выходного напряжения энергоустановки, что позволяет использовать максимально простое и дешевое гидротехническое оборудование. В результате стоимость микроГЭС снижается при одновременном повышении её надежности.

2. Технико-экономические характеристики автономных микрогидроэлектростанций

Для определения технических и экономических критериев эффективности электроснабжения от микроГЭС из кадастра гидроэнергетических ресурсов должны быть определены следующие основные показатели для предполагаемого места установки станции:

– средний уклон реки, ΔН (м/км);

– средний расход воды водотока в период летней межени, Q (м 3 /с);

– средняя скорость течения в период летней межени, V (м/с);

– число часов в году с открытым руслом, Ч.

На первом этапе определяется техническая возможность применения микроГЭС в данном месте. Возможности создания и/или использования имеющегося геометрического напора воды (Н) для выработки энергии зависят, прежде всего, от рельефа местности, определяющего продольные уклоны рек на разных их участках. Благодаря неодинаковой устойчивости подстилающих горных пород к размыву, тектоническим движениям и многим другим факторам, реки имеют не плавную форму, характерную для профиля равновесия, а изломанную форму продольного профиля. Соответственно, многие реки имеют аномальные уклоны, скорость течения воды на которых может намного превышать среднюю. Поэтому выбор конкретного места установки станции должен производиться с учетом карты аномальных уклонов рек для данной территории.

Средняя скорость течения реки может значительно изменяться в зависимости от времени года, и минимальна, как правило, в период ледостава и летней межени. На данном уровне развития техники, техническая реализация проекта электроснабжения автономного объекта от микроГЭС возможна при минимальной скорости течения водотока в месте установки станции V min (м/с) более 1 м/с.

На втором этапе анализа определяется мощность установки, которая может быть установлена на данном водотоке. Работа водного потока осуществляется под действием силы тяжести, точнее, ее проекции на направление движения, поэтому действие воды определяется разностью уровней воды в начале и конце рассматриваемого участка реки. При разности уровней Н (м) на длине участка L (м) и среднем расходе воды Q (м 3 /с), мощность микроГЭС Р (Вт), которую можно установить на рассматриваемом участке составит:



где η – коэффициент полезного действия гидроэлектроагрегата; ρ – плотность воды, кг/м^3; g – ускорение свободного падения, м/с 2 . Коэффициент полезного действия гидроэлектроагрегата зависит от η турбины и электрического генератора и в расчетах принимается равным 0,75; плотность воды ρ = 1000 кг/м^3 , g = 9,81 м/с^2 .

Расчет капитальных затрат:

Капитальные затраты на микроГЭС напрямую связаны с ее мощностью. Однако, стоимость 1 кВт установленной мощности электроустановки с увеличением полной мощности станции, как правило, уменьшается. В связи с этим, в расчетах выделяются 3 диапазона мощностей микроГЭС с разной удельной стоимостью 1 кВт установленной мощности:

Исходными данными для определения удельной стоимости 1 кВт установленной мощности микроГЭС является стоимость продукции ведущих российских фирм разработчиков и производителей оборудования для малой гидроэнергетики. Комплектность поставки, массогабаритные характеристики и стоимость микроГЭС с пропеллерными и диагональными турбинами АОЗТ "МНТО ИНСЭТ" приведены в литературе . Продукция зарубежных фирм имеет стоимость в 1,5–2,5 раза выше отечественных аналогов.

Существенной особенностью микроГЭС являются значительные различия в конструктивном построении станций на малые, до 2 м, и большие напоры. Наиболее эффективны для микроГЭС быстроходные пропеллерные турбины, выпускаемые отечественными производителями на напоры от 2 м и выше. На малые напоры наиболее перспективным вариантом является применение погружных свободно-поточных гидротурбин, использующих для получения мощности скорость течения воды в водотоках. В России опыт изготовления поперечно-струйных и свободно-поточных турбин имеет, например, Санкт-Петербургская фирма «Энерго-Альянс», специализирующаяся на проектировании турбин, способных при низких напорах пропускать большие расходы и производить значительные мощности. Погружные гидроагрегаты на основе свободно-поточных турбин не требуют значительных затрат на строительные и монтажные работы по установке станции на месте, но удельная стоимость комплектных установок на их базе значительно выше.

Ориентируясь на цены компании «Энерго-Альянс» в расчетах для микроГЭС, устанавливаемой на водотоках на напоры до 2 м, принята следующая удельная стоимость 1 кВт установленной мощности энергоустановки:



Можно найти полную стоимость комплектного гидросилового оборудования:



кР – коэффициент затрат на установку станции (о.е.), в расчетах принимается постоянным, равным 0,05;

кН – коэффициент, учитывающий изменение затрат на установку станции в зависимости от среднего уклона русла реки (о.е.), в первом приближении может быть принят: при ΔН < 1,0 м/км, кН = 0,5; при ΔН = 1,0 – 4,0 м/км, кН = 1,0; при ΔН = 4,0 – 10,0 м/км, кН = 0,8; при ΔН > 10,0 м/км, кН = 0,4.

После определения поправочных коэффициентов, стоимость строительных и монтажных работ по установке станции определяется из выражения:



Количество кВт·ч электроэнергии, которое способна выработать станция в год, определяется из выражения:

Расчет эксплутационных расходов:

В качестве основного гидросилового оборудования микроГЭС используются гидротурбина, электрический генератор и система автоматического управления, срок службы которых составляет, как правило, от 10 до 25 лет. Соответственно, в расчетах принимается значение Т = 15 лет. Топливная составляющая в эксплутационных расходах при получении электроэнергии от микроГЭС принимается равной нулю. Так как современные конструкции микроГЭС обеспечивают полностью автоматизированный режим работы, то годовые расходы на эксплуатацию станции сводятся к периодической ревизии и чистке водозаборного устройства и смазке механических вращающихся частей установки. При этом величина расходов на эксплуатацию станции практически не зависит от её мощности и конструктивного выполнения. В связи с этим, в расчетах величина расходов на эксплуатацию станции любой мощности принимается постоянной, зависящей от минимального размера оплаты труда (МРОТ): Сэкс= 36·МРОТ. Величина затрат на ремонт определяется в зависимости от стоимости комплектной установки и стоимости строительных и монтажных работ по установке станции:



где крем – коэффициент затрат на ремонт (о.е.), принимаемый в расчетах равным 0,2.

Вопросы для самопроверки:

1. 
   
   Какими причинами обусловлено использование энергии потоков воды для выработки электроэнергии?
   
2. 
   Назовите классификацию ГЭС по мощности
   
3. 
   
   В чем выгодные отличия микроГЭС от остальных типов ГЭС?
   
4. 
   
   Какие элементы содержит в своей конструкции микроГЭС?
   
5. 
   Напишите формулу, по которой определяется мощность гидротурбины и объясните ее составляющие
   
6. 
   Напишите уравнение движения системы «гидротурбин – генератор» и объясните ее составляющие.
   
7. 
   Назовите основные варианты построения систем стабилизации МикроГЭС.
   
8. 
   Назовите основные недостатки регулируемых турбин.
   
9. 
   От чего зависит способ построения и стабилизации выходных электрических параметров.
   
10. 
    
    Какие основные показатели должны быть определены для предполагаемого места установки станции?
    

Список литературы.

1. Кажинский Б.Б. Гидроэлектрические и ветроэлектрические станции малой мощности. – М.: Госпланиздат, 1946. – 135 с.

2. Оборудование для малых ГЭС. «Jnt. Water Power and Dam Const.» 1986, 38, №4, с. 41-50

3. Соколов Д.Я. Использование водной энергии. – М.: Машгиз, 1960. – 343 с.

4. Проектирование электрических машин./Под ред. И.П.Копылова. – М.: Энергия, 1980. – 496 с.

5. Балагуров В.А. Проектирование специальных машин переменного тока. – М.: Высшая школа, 1982.