Перспективы малых гидроэлектростанций в предгорных и горных реках

Технический ресурс (потенциал) малых рек России оценивается 382 млрд кВт ч в год, а степень использования этого потенциала составляет примерно 2,2 млрд кВт ч в год (объём производства малыми ГЭС России) [2].

Установить экономический гидроэнергетический потенциал малых рек весьма затруднительно из-за отсутствия технико-экономических показателей, природных и строительнохозяйственных условий сооружения малых ГЭС (МГЭС). Известна приблизительная оценка экономического потенциала (ресурса), составляющая около 55% технического гидропотенциала [3].

Возобновление интереса к МГЭС обусловлен следующими преимуществами малой энергетики.

• 1) Современная гидроэнергетика по сравнению с другими традиционными видами электроэнергетики является наиболее экономичным и экологически безопасным способом получения электроэнергии. Малая гидроэнергетика идет в этом направлении еще дальше. Небольшие электростанции позволяют сохранять природный ландшафт, окружающую среду не только на этапе эксплуатации, но и в процессе строительства. При последующей эксплуатации отсутствует отрицательное влияние на качество воды: она полностью сохраняет первоначальные природные свойства. В реках сохраняется рыба, вода может использоваться для водоснабжения населения.
• 2) В отличие от других экологически безопасных возобновляемых источников электроэнергии — таких, как солнце, ветер, — малая гидроэнергетика практически не зависит от погодных условий и способна обеспечить устойчивую подачу дешевой электроэнергии потребителю.
• 3) Быстрый прогресс в области создания миниатюрных автономных электронных устройств по контролю и регулированию технологических процессов, в том числе и по дистанционному управлению малыми гидрогенераторами, работающими в сети или автономно.

Основными проблемами внедрения МГЭС являются относительно высокая себестоимость оборудования и строительно-монтажных работ.

Стоимость гидроагрегатов мощностью свыше 100 кВт в зависимости от напора составляет 200 — 400 дол. за 1 кВт установленной мощности. Стоимость сооружения МГЭС «под ключ» составляет от 100 до 400% к стоимости оборудования в зависимости от типа сооружения и количества агрегатов на станции.

Перспективным направлением является применение мини ГЭС мощностью от 100 до 1000 кВт и микро ГЭС, мощностью до 100 кВт (далее МкГЭС), на реках в предгорных и горных районах, где сам ландшафт создает необходимый напор воды, что значительно снижает капиталовложения и стоимость сооружения таких электростанций в 2−3 раза ниже в сравнении с МГЭС.

Расчёты показали, что затраты на строительство МкГЭС окупятся за 3,5 — 5 лет. По прогнозам через 3 — 4 года стоимость электроэнергии, получаемой от традиционных источников энергии, увеличиться более чем в 2 раза, поэтому перспективы МкГЭС очевидны.

Перспективным является направление упрощения конструкции МкГЭС, прежде всего, за счёт использования нерегулируемых гидротурбин, а стабилизацию генерируемой электроэнергии осуществлять, используя статические (полупроводниковые) регуляторы, и прежде всего, непосредственных преобразователей частоты (НПЧ) [1, 11].

Известно, что МкГЭС по классификации разделяются в зависимости от принципа использования природных ресурсов, и, соответственно, образующейся концентрации воды.

Наиболее простые и технологичные МкГЭС рукавного типа которые эффективны для использования на предгорных и горных участках рек со значительными уклонами дна реки и большими скоростями потока (рисунок 1). Напор на таких ГЭС создается за счет прокладки напорного рукава. Рукавные ГЭС просты в установке и не требуют сооружения плотины и здания ГЭС. Их можно перемещать с одного места на другое, монтировать за несколько часов и с малыми трудозатратами.

МкГЭС со свободнопоточными гидротурбинами используют скоростной напор течения воды и не требуют возведения специальных гидротехнических сооружений. В таких МкГЭС используются гидротурбины различного типа: осевые, карусельные, гирляндные (рисунок 2). МкГЭС со свободнопоточными турбинами выполняются как с вертикальным, так и с горизонтальным расположением оси вращения вала турбины.

Свободнопоточные турбины имеют следующие недостатки: большие размеры турбины, из-за малого использования напора, и соответственно генерируют небольшую мощность; существует опасность их разрушения во время паводков и ледохода.

Основными направлениями использования МкГЭС является обеспечение электроэнергией возле горных и предгорных рек кемпингов, коттеджей, которые удалены от энергосистем. Поэтому автономные МкГЭС способны решить проблему электроснабжения. Эффективность строительства МкГЭС определяется в сравнении затрат на их создание с затратами на альтернативное электроснабжение с использованием воздушных или кабельных линий электропередачи, а также дизельных электростанций (ДЭС).

гидроэлектростанция малый энергетика гидротурбина Важным является вопрос расчёта мощности водного потока и соответственно генератора электроэнергии МкГЭС. Известно, что работа водного потока непрерывна за счет непрерывности расхода. Энергия воды, или гидравлическая энергия, непрерывно возобновляется круговоротом воды в природе (испарение с поверхности морей и океанов, конденсация и выпадение осадков, которые собираются в реках и снова возвращаются в моря и океаны). Круговорот воды в природе происходит под действием солнечной энергии. Следовательно, использование водной энергии есть одновременно и использование непрерывно возобновляемой энергии Солнца.

В руслах реки масса воды под действием силы тяжести перемещается с высоких отметок на низкие. Текущая вода непрерывно совершает работу, теряя энергию на преодоление сил трения между частицами воды и между водным потоком и руслом.

Следовательно, всякий водоток является носителем энергии. Для того чтобы определить её численное значение рассмотрим произвольный участок реки между створами I — I и II — II длиной L с разностью отметок воды в начале и конце участка, А — Б = Н (рисунок 3).

Выделим малый фрагмент участка реки между сечением 1 — 1 и 2 — 2 длиной l, в пределах которого сохраняются постоянными уклон, средняя скорость течения воды V и площадь живого сечения S. Объём воды на участке l будет S l, а масса воды.

(1).

где — плотность воды.

За промежуток времени dt элемент l силовой влечения воды gSl сместится вдоль русла на величину ds = Vdt, а центр приложения силы тяжести в вертикальном направлении сместится на расстояние.

(2).

Работа, совершаемая силой тяжести за время dt, будет определяться по формуле.

(3).

Мощность водного потока в пределах l, т. е. работа в единицу времени.

(4).

где — расход воды в реке; - проекция длины на вертикаль (элементарный напор).

Мощность водного потока на участке L складывается из суммы мощностей фрагментов, т. е.

Вт, (5).

где = 1000 кг/м3; g = 9,81 м/с2.

Тогда мощность водного потока в кВт.

(6).

Энергия воды на участке реки, т. е. работа в течение времени Т часов, выраженная в кВт ч, будет определяться по формуле.

(7).

Формулы (6) и (7) выражают потенциальную мощность и энергию водного потока. Полностью использовать эту энергию на МГЭС невозможно, она будет меньше за счёт потерь энергии в сооружениях, подводящих воду к турбинам, в самих турбинах и генераторах.

Следовательно, мощность турбины МГЭС.

(8).

где Т — КПД турбины.

Значение КПД турбины зависит от её конструкции, размеров и изменяется при изменении нагрузки.

Электрическая мощность генератора электроэнергии.

(9).

На рисунке 4 приведены зависимости мощности МкГЭС от расхода (Q) и напора (Н) воды. Как видно из рисунка 4 наиболее эффективным направлением является разработка МкГЭС на предгорных и горных реках, поскольку напор воды создается естественным образом, что значительно уменьшает капиталовложения в строительство.

Для МкГЭС, содержащие нерегулируемые турбины, расход воды определяется по формуле.

(10).

(11).

где — коэффициент расхода подводящего трубопровода; - площадь камеры рабочего колеса; - коэффициент питания; и — длина и диаметр подводящего трубопровода; - коэффициент сопротивления трубопровода.

Как известно частота вращения турбин МкГЭС применяемых в горных и предгорных реках находится в пределах 100−300 об/мин. Поэтому одна из особенностей работы генераторных узлов МкГЭС является применение в их конструкции мультипликаторов (редукторов частоты вращения) или использование многополюсных генераторов с учётом, что частота тока в России f =50 Гц и определяется по формуле.

(12).

где р — число пар полюсов генератора; n — частота вращения вала турбины.

В отечественной и зарубежной практике на МкГЭС для преобразования механической энергии в электрическую, как правило, используются синхронные генераторы, реже генераторы постоянного тока и асинхронные генераторы (АГ) [4, 11].

С улучшением электротехнических характеристик полупроводниковых приборов и конденсаторов, необходимых для возбуждения АГ в настоящее время ограничения по их применению практически сняты. Кроме того, АГ имеют выше показатели надежности в сравнении с синхронными генераторами и устройства включения на параллельную работу также имеют упрощенную конструкцию [5].

В настоящее время отечественной и зарубежной промышленностью МкГЭС оснащаются системой с балластной нагрузкой, представляющей собой набор нагревательных элементов т. е. активной нагрузкой. Балластная нагрузка позволяет обеспечивать стабилизацию потребляемой мощности от генератора, а также поддерживать требуемую частоту и уровень напряжения ГЭС. Однако балластная нагрузка значительно усложняет конструкцию МкГЭС и понижает её показатели надёжности и КПД соответственно [7].

Для снижения затрат на капиталовложения и эксплуатацию электрической части МкГЭС в системах стабилизации напряжения и частоты целесообразно применять нетрадиционные технические решения гидроагрегатов. В частности, экологически выгодно является применение мультипликаторов для увеличения частоты вращения турбины с одновременным повышением числа пар полюсов генератора. Это позволяет исключить из конструкции балластную нагрузку и применять непосредственные преобразователи частоты (НПЧ), способных одновременно стабилизировать напряжение и частоту тока независимо от изменения частоты вращения гидротурбины, величины и характера нагрузки [6, 11].

В зависимости от требований потребителей к надёжности электроснабжения, к качеству электроэнергии и роду тока, схемы МкГЭС могут иметь структуры, приведенные на рисунке 5. Если потребители не требуют бесперебойного электроснабжения, то инверторы И и аккумуляторные батареи АБ могут быть исключены из структурных схем (см. рисунок 5). Кроме того, для повышения надёжности электроснабжения к общим шинам могут подключаться ветроэлектрические станции (рисунок 5, а, б) и солнечные фотоэлектрические станции (рисунок 5, в).

Таким образом, перспективным является направление разработки и внедрения в предгорные и горные районах МкГЭС, что позволит не нарушая экологической обстановки уменьшить дефицит электроэнергии.

• 1. Атрощенко В. А., Григораш О. В. Непосредственные преобразователи частоты с улучшенными техническими характеристиками для систем автономного электроснабжения // Электротехника — 1997. — № 11. — с.56 -60.
• 2. Григораш О. В., Коваленко В. П., Воробьев Е. В., Власов А. Г. Перспективы возобновляемых источников электроэнергии в Краснодарском крае // Труды КубГАУ. — Краснодар. — 2012. — № 39 (06). — С.123 -126.
• 3. Григораш О. В., Тропин В. В., Оськина А. С. Об эффективности и целесообразности использования возобновляемых источников энергии в Краснодарском крае // Политематический сетевой электронный журнал Кубанского государственного аграрного университета (Научный журнал КубГАУ). — Краснодар: КубГАУ, 2012. — № 83 (09). С. 188 — 199.
• 4. Григораш О. В., Божко С. В., Попов А. Ю. и др Автономные источники электроэнергии: состояние и перспективы: Монография. — Краснодар: ВУЦ ВВС. — 2012. — 174 с.
• 5. Григораш О. В. Асинхронные генераторы в системах автономного электроснабжения // Электротехника — 2002. — № 1. — с.22 — 26.
• 6. Григораш О. В., Квитко А. В., Алмазов В. В. и др. Непосредственный трехфазный преобразователь частоты с естественной коммутацией / Патент на изобретение RUS 2 421 867. 12.05.2010.
• 7. Григораш О. В., Гарькавый К. А., Квитко А. В., и др. Устройство стабилизации напряжения и частоты ветроэнергетической установки / Патент на изобретение RUS 2 443 903. 12.05.2010.
• 8. Григораш О. В., Степура Ю. П., Квитко А. В. Структурно-параметрический синтез автономных систем электроснабжения // Ползуновский вестник. — 2011. — № 2−1. — С. 71−75.
• 9. Григораш О. В., Попов А. Ю., Квитко А. В. и др. Удельная масса и предельная мощность бесконтактных генераторов электроэнергии // Труды КубГАУ. — Краснодар. — 2011. — № 29. — С.198 -202.
• 10. Григораш О. В., Квитко А. В., Хамула А. А. Ресурсы возобновляемых источников энергии Краснодарского края // Политематический сетевой электронный журнал Кубанского государственного аграрного университета (Научный журнал КубГАУ). — Краснодар: КубГАУ, 2013. — № 08. С. 207.
• 11. Григораш О. В. Статические преобразователи электроэнергии систем автономного электроснабжения сельскохозяйственных потребителей: дис. … д-ра техн. наук. / О. В. Григораш; КубГАУ. — Краснодар, 2003. — 338 с.