Чисельник: дані при змінному куту нахилу. 1 страница

Знаменник: дані при постійному куту нахилу.

,

де h_ТП – термічна ефективність теплоприймача;

k_пр – приведений коефіцієнт теплопередачі огорожі елементів сонячного нагрівача;

F – площа сонячної енергоустановки;

k_зм, F_зм – коефіцієнт теплопередачі та загальна площа змійовика теплообмінника;

t_в2 – температура води на виході другого контуру;

t₀ – температура навколишнього середовища.

В порівнянні з одноконтурною системою, сумарна ефективність двоконтурної системи складає близько 0,74.

Величина ємності акумулюючого пристрою для сонячної енергоустановки складає:

де S₀ – середньодобова питома величина надходження сумарної енергії сонячної радіації з урахуванням коефіцієнта ефективності колекторів сонячної енергоустановки;

L _s – площа колекторів сонячної енергоустановки;

с – питома теплоємкість акумулюючого матеріалу;

t_п, t_к – початкова та кінцева температура нагрівання води;

m_{min доб} – мінімальна добова величина використання теплоносія.

Залежність місткості акумулятора води на 1м² поверхні колекторів сонячної енергоустановки від середньодобової величини надходження енергії сонячної радіації (коефіцієнт ефективності установки 0,6) поданий на рис.3.5.

Рис. 3.5 Залежність місткості акумулятора на 1м² поверхні геліоустановки від середньодобової величини надходження енергії сонячної радіації (коефіцієнт ефективності установки 0,6).

3.2 Розрахунок фотоелектричних перетворювачів (сонячних батарей).

Фотоелектричне генерування енергії обумовлено просторовим розподіленням носіїв позитивного та негативного зарядів в напівпровідниках. В присутності електричного поля ці заряди здатні створювати електричний струм в зовнішній мережі. Пристрої на напівпровідникових переходах називають фотоелементами (ФЕ) або фотобатареями (ФБ), сонячними елементами (СЕ), сонячними батареями (СБ), сонячними фотоелектричними перетворювачами (СФЕП).

Промислові СФЕП мають ККД, що знаходиться в межах від 10 до 20% і можуть виробляти в день від 1 до 2 кВт×год. електроенергії на 1м² робочої поверхні. Сонячні елементи генерують електричний струм прямо пропорційно інтенсивності сонячного випромінювання.

Сучасні сонячні елементи мають наступні переваги: у них відсутні рухомі частини, що зношуються, вони мають необмежений термін служби, вимагають мінімального обслуговування (або взагалі не вимагають такого), не забруднюють навколишнє середовище. На відміну від електрогенераторів інших типів вони можуть застосовуватися в широких межах потужності - від одного вата і до декількох тисяч мегават.

Сонячні енергоустановки з фотобатареями найчастіше будуються за такою схемою:

– сонячна батарея–аккумулятор–навантаження (або перетворювач роду струму–навантаження).

Сонячна батарея являє собою паралельно-послідовну комбінацію сонячних елементів.

Послідовне сполучення елементів необхідне для отримання робочої напруги:

,

де U_ш – напруга на виході шин сонячної батареї;

U_д – падіння напруги на блокуючих діодах, що увімкнуті в прямому напрямку;

U_п – падіння напруги в проводах між сонячними елементами та електрохімічним акумулятором.

Паралельні ланцюги послідовно з’єднаних елементів забезпечують отримання необхідного струму, що вимагає навантаження.

Загальна площа сонячної батареї, що працює на акумулятор, становить:

,

де Q – кількість електрики необхідної споживачу, А×год.;

k – коефіцієнт, що враховує кількість електрики, яку акумулятор віддає при розрядженні;

N_г – тривалість добового зарядження;

N_д – число діб зарядження;

j_c – щільність зарядного струму.

3.3 Приклади розрахунків.

1. Розрахунок сонячної одноконтурної водонагрівальної установки при вільному режимі теплообміну.

Площа нагрівача:

де m – маса води, (100 кг);

с – тепломісткість (1,163 Вт×год./кг·⁰С);

t_k – кінцева температура (55⁰С);

t_n – початкова температура (12...15⁰С);

I – питома величина надходження сумарної сонячної радіації (600...950 Вт/м²);

h – ККД установки (0,5);

t – час нагрівання (< 8год).

2. Розрахунок параметрів двоконтурних сонячних енергетичних установок.

Дано: потреби – 126 МДж/год.; система двоконтурна – в другому контурі швидкісний теплообмінник з параметрами: внутрішній діаметр корпуса D_вн = 0,05м, зовнішній (d_з) та внутрішній (d_вн) діаметр трубок: d_з = 0,016м, d_вн = 0,014м, число трубок z=4, площа живого перетину трубок f_тр=0,00062м², площа між трубного простору f_м.тр=0,00116м². Сонячний колектор – сталевий, коефіцієнт теплоносія покриття ek_вх =0,6, температура навколишнього середовища t₀=28⁰С, потік питомої сумарної сонячної радіації 750 Вт/м²; температура на виході сонячного водонагрівача t^’₁=60⁰С; температура на виході з теплообмінника t^”₁ =30⁰С; температура води на виході з теплообмінника t^”₂=55⁰С; температура води на вході теплообмінника t^’₂=15⁰С. Приведений коефіцієнт теплопередачі сонячного водонагрівача при v=4м/с,k_пр=7,2 Вт/м². Термічна ефективність стального теплоприймача η_ТП=0,975.

1 – сонячний колекутор;

2 – насос;

3– теплообмінник.

Визначити: площу сонячних водонагрівачів (F_СВН), площу водоводяного теплообмінника (F_зм), коефіцієнт теплопередачі теплообмінника (k_зм), термічний ККД системи (h_ТС2) та сумарний ККД системи (h₂).

1. Витрати теплоносія через між трубний простір:

2. Витрати теплоносія через трубки:

3. Швидкість протікання води в міжтрубному просторі:

4. Швидкість води в трубах:

5. Коефіцієнт теплопередачі змійовика теплообмінника:

де m – коефіцієнт, що враховує забрудненість та неповноту дії поверхні теплообмінника;

a₁ – коефіцієнт тепловіддачі від гарячого теплоносія до стінок трубок (перший контур):

a₂ – коефіцієнт тепловіддачі від стінок трубок до холодного теплоносія (другий контур):

де

6. Площа змійовика теплообмінника:

7. Загальна площа сонячних водонагрівачів:

8. Термічна ефективність двоконтурної системи:

9. Сумарна ефективність сонячних водонагрівачів двоконтурної системи:

10.Сумарна ефективність одноконтурної системи:

11.Співвідношення двох систем:

h_ТС1/h_ТС2=0,519/0,426=1,22

4. Розрахунок параметрів фотоелектричних перетворювачів.

Розрахунок проводиться за умов постійного значення освітленості та наявності поєднання однотипних елементів (U_хх, І_кз –const.).

Дано: напруга споживача 9В, струм споживання 4×10^-2А, час споживання – 5год.

Визначити: площу фотобатареї.

1. Кількість електрики, що віддає акумулятор споживачу:

Q= t×I = 5×4×10^-2=0,2А×год.

2. Напруга джерела живлення:

U_дж=1,2 U_а=1,2×9 ≈11В.

3. Кількість елементів:

n = U_дж/ U_е=11/0,4=28шт,

де U_е – робоча напруга кремнієвого перетворювача (елемента фотобатареї).

4. Струмова площа елемента:

де j_c – щільність зарядного струму, 10 мА/см²;

N_г – тривалість зарядження, год.;

N_д – кількість днів зарядження;

k = 1,2...1,4 – коефіцієнт, що враховує збільшення віддачі кількості електрики при розрядженні;

5. U_хх=U_{0 ×}× n= 0,5×28 = 14 В.

6. І_кз= j_опт× S = 20×2.6 =0.052A.

7. P_max=x× U_хх× І_кз =(0,6...0,8) × 14×0,052 = 0,51 Вт.

8. Загальна площа батареї:

S =S_e × n= 2,6 × 28 = 72,8 см² (0,007м²).

Контрольні питання до глави 3.

1. Які переваги має сонячна енергія порівняно з традиційними видами палива?

2. За якими основними напрямками проводиться освоєння сонячної енергії?

3. На які групи поділяються теплові системи сонячних енергетичних установок?

4. Які можуть бути сонячні теплові системи за характером руху теплоносія?

5. За яким виразом обчислюється площа сонячних колекторів одно контурної системи?

6. Яку величину складає ефективність двоконтурної системи порівняно з одноконтурною?

7. За якою схемою будують сонячні електроустановки з фотобатареями?

8. Як розрахувати загальну площу сонячних батарей, що працюють на акумулятор?

4 КОНСТРУЮВАННЯ МАЛИХ ГІДРОЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ

Поверхня України поділена мережею річкових долин, балок і ярів з численними водотоками, починаючи від маленьких струмочків періодичної дії до великих рік, таких як Дніпро і Дністер.

Водозабори великих і багатьох середніх річок розташовані в кількох геоморфологічних областях, тому окремі їх ділянки різняться між собою. Малі річки течуть в межах однієї геоморфологічної області, тому різниця поміж їх окремими ділянками незначна.

Річкова мережа України розподіляється за наступними основними водозаборами:

– басейн р. Вісли - охоплює річки північного заходу республіки;

– басейн р. Дунаю, до якого належать річки басейнів Тиси і Прута, а також кілька річок, що впадають в Дунай або в Придунайські озера нижче гирла Прута;

– басейн р. Дністра - включає річки східних схилів Українських Карпат, а також річки Подільської височини;

– водозабір р. Південного Бугу - охоплює річки Подільської та Придніпровської височини;

– басейн р. Дніпра - перетинає Україну з півночі на південь і охоплює річки багатьох геоморфологічних областей;

– між Дунаєм і Дністром є близько 70 річок, що течуть в Причорноморській низовині і впадають у лимани Чорноморського узбережжя або у море;

– водозабір Сіверського Донця, правобережні притоки р. Дону;

– річки, що впадають в Азовське море та його лимани і затоки.

Для розрахунків гідрографічних характеристик використовуються опубліковані матеріали Держкомгідромету СРСР. Якщо річка протікає територією кількох суміжних держав, гідрографічні характеристики розраховуються для частини її водозабору, що розміщена безпосередньо в Україні, і, залежно від розмірів цієї частини водозабору, відноситься до відповідної градації малих річок.

За уточненими даними, більша частина України (98% площі) належить до басейнів Чорного і Азовського морів і тільки 2% її площі - до басейну Балтійського моря.

4.1 Основні схеми та склад споруд малих гідроелектростанцій.

Гідроенергетика є однією з найбільш розвинених галузей енергетики на основі відновлюваних джерел енергії, причому в останній час проводиться досить чіткий поділ на велику гідроенергетику, яку відносять до традиційних застосувань, та малу гідроенергетику, що визначається як один із напрямів відновлюваної енергетики.

Головною перевагою гідроенергетики є дешевизна генерованої на ГЕС електроенергії. Відсутність паливної складової в процесі отримання електроенергії при впровадженні невеликих ГЕС дає позитивний економічний та екологічний ефект. Необхідно відмітити, що ГЕС великої потужності, при спорудженні яких з землекористування вилучаються значні площі продуктивних земель, негативно впливають на стан в економічній, екологічній та соціальній сферах регіонів, де вони впроваджуються.

Згідно міжнародної класифікації (норматив ООН) до обладнання великої гідроенергетики відносять станції, нижня межа потужності гідроенергетичного обладнання яких становить 30 МВт, до малої гідроенергетики – станції, верхня межа потужності гідроенергетичного обладнання становить 30 МВт.

Гідроелектрична станція – комплекс гідротехнічних споруд, що обладнані гідромеханічним та електричним устаткуванням і призначений для перетворення енергії водяного потоку в електричну.

За потужністю гідроелектростанції умовно поділяються:

– мікро – потужністю до 100 кВт (0,1МВт). Вони призначені для енергозабезпечення окремих підприємств, віддалених селищ. Радіус дії цих станцій до 1 (інколи 2…5) км. Розподіл енергії здійснюються напругою до 10кВ. Будівельна частина відрізняється простотою конструкції, гідромеханічне обладнання складається з одної або двох турбін;

– міні – від 100 до 1000 кВт (0,1…1 МВт). Призначені для групи споживачів, що розташовані в радіусі 20…25 км, або для енергопостачання відносно великого підприємства. Розподіл електроенергії проводиться напругою 10кВ. Гідромеханічне обладнання складається з двох – трьох турбін. Працюють найчастіше паралельно з центральною енергосистемою;

– малі – від 1000 до 10000 кВт (1…10 МВт). Призначені для енергозабезпечення споживачів в радіусі до 50…60 км. Розподіл електроенергії здійснюється напругою 10…35 кВ. Працюють паралельно з центральною енергосистемою.

За величиною використання напору:

– низьконапірні – мікро – до 15 м, міні – 20 м, малі – 25 м;

– середньонапірні – мікро 15 – 50 м, міні 20 – 100 м, малі 25 – 130 м;

– високонапірні – мікро – > 25 м, міні – > 100 м, малі – > 130 м.

За способом створення напору гідроелектростанції споруджуються за наступними схемами:

– пригребельні;

– дериваційні;

– гребельно-дериваційні (мішані).

4.1.1 Схеми пригребельних гідроелектростанцій.

Пригребельні станції, в основному, розташовують на рівнинних річках, що мають невеликі уклони, малі швидкості течії та явно виражені заплави. Напір у них створюється греблею, а будівля станцій розташовується в нижньому б’єфі безпосередньо біля греблі.

В залежності від місцевих умов розрізнюють пригребельно-заплавні (рис.4.1, 4.2) та пригребельно–руслові (рис.4.3) гідроелектростанції.

1– турбіна; 2- генератор; 3- мостовий кран; 4- затвори; 5- міст; 6- глуха земляна гребля; 7- водозливна бетонна гребля; 8- бики; 9- будівля ГЕС; 10– відсмоктувальна труба.

Рис. 4.1 Схема пригребельно-заплавної ГЕС з бетонною греблею

Нижній б’єф Верхній б’єф

1– будинок ГЕС; 2- водоприймальник; 3- глуха гребля;

4- водозливна гребля; 5- водовідвідний канал.

Рис.4.2 Пригребельно-заплавна схема ГЕС.

У пригребельно-заплавних вода затоплює крім основного русла ще і заплаву до її корінних берегів. Напір коливається в межах 2,5...20 м. Це дає можливість регулювати стік ріки різними способами. Крім того, вони менше зазнають вплив коливання напору під час проходження весняних паводків, що дозволяє протягом всього року забезпечити безперебійну подачу електроенергії споживачу.

Нижній б’єф

Верхній б’єф

1-гребля; 2 - лінія електропередачі; 3 - будівля ГЕС. Рис. 4.3 Пригребельно-руслова схема ГЕС.

До недоліків даних гідроелектростанцій відносять:

– затоплення значних площ заплавних земель;

– великі обсяги будівельних гідротехнічних робіт та капіталовкладень.

Комплекс гідроспоруд пригребельно-заплавних станцій складається із:

– греблі – водонапірна споруда, що за характером роботи, яка виконується, поділяється на глуху (тільки створює напір води) та водозливну (крім підпору, здійснює скидання надлишків води з водоймища);

– будівлі гідроелектростанції – споруда, де розташовується гідромеханічне (турбінне обладнання) та електричне (генераторне обладнання) устаткування;

– водоприймальні споруди – здійснює подавання з водоймища до турбін;

– водовідвідного каналу – відводиться відпрацьована вода від будівлі гідроелектростанції до основного русла ріки нижче греблі.

У випадках, коли річка використовується як транспортний засіб або для рибництва, зрошення, створюють додаткові гідроспоруди у вигляді шлюзів, водозабірних споруд і рибоходів.

Глуха гребля не споруджується у випадку, коли заплава ріки вузька, а витрати надлишку води відносно великі. В даному разі створ являє собою одну водозливну греблю.

Пригребельно-руслові гідроелектростанції (рис.4.3) розташовуються на рівнинних ріках з широкими заплавами та високими берегами русла. Напір створюється греблею не вище відміток бровок обох берегів ріки. В даному випадку вода не повинна затоплювати заплавні землі (основна перевага). Такі гідроелектростанції будують при умові уклону поверхні води менше 0,0005 і при ширині заплави понад 700 м. Вони низьконапірні – не вище 5м.

Гідроспоруди пригребельно-руслових електростанцій складаються із:

– водозливної греблі;

– будівлі гідроелектростанції з водоприймальною спорудою (об’єднані) – розташовується в лінії створу.

Водовідвідний канал відсутній, тому що будівля станції безпосередньо розташована в руслі ріки і витримує натиск води.

Створ під руслову гідроелектростанцію вибирається на прямолінійній ділянці ріки з більш-менш сталим гідравлічним режимом, щоб уникнути звуження русла, що призведе до розмивання берегів і поглиблення дна безпосередньо за створом зведених споруд.

Водоскидні споруди розраховують на руслову витрату, тому що під час проходу паводка (максимальні витрати) отвори греблі повністю відкривають, горизонти зрівнюються, напір зникає і гідроелектростанція зупиняється.

Таким чином, регулювання стоку неможливе і це призводить до переривання в енергозабезпеченні споживача (основний недолік).

4.1.2 Дериваційні схеми гідроелектростанцій.

Характерною особливістю дериваційних станцій є те, що напір у них створюється не греблею, а конструкційно-технологічним обладнанням, що здійснює підведення води до станційного вузла та відведення води від нього водоводами. Дериваційні гідроелектростанції є високо напірними – до 200 м (рис.4.4, 4.5).

Водяний потік підводиться до станції за допомогою каналів, лотків, штолень, тунелів або трубопроводів. Вибір типу підведення залежить від геодезичних та геологічних умов. Величина мінімального уклону та втрат напору в дериваційних водоводах досягається за рахунок гладкості внутрішньої поверхні їх стінок, правильної форми поперечного перерізу та прямолінійності ділянок деривації. Слід завважити, що чим більший уклон, тим вигідніша дериваційна схема.

Дериваційний канал

1 – водоприймач; 2 – затвор; 3 – напірний басейн; 4 – трубопровід; 5 – будівля ГЕС.

Рис. 4.4 Схема ГЕС з безнапірною деривацією.

1 – гребля; 2 – гребінь греблі; 3 – зрівняльний резервуар; 4 – дериваційний напірний водовід; 5 – турбінний трубопровід; 6 – будівля ГЕС.

Рис.4.5 Схема ГЕС з напірною деривацією.

Дериваційна схема дериваційної станції складається із споруд:

– головного вузла, до якого входять:

а) невисока гребля (забезпечує нормальне надходження необхідної витрати води у водоприймач, проходження паводкових вод і змивання наносів у зоні забору води у водоприймач);

б) водоприймач (розширена частина дериваційного каналу, що прилягає до греблі, і подає воду з верхнього б’єфу безпосередньо в канал. Поріг

водоприймача облаштовується захисною решіткою від сміття та льоду і відсічним затвором, що припиняє надходження води в канал);

в) відстійник (декілька камер з вхідними та вихідними затворами та промивними отворами, і призначений для осадження та подальшого видалення небезпечних для турбіни фракційних наносів);

– деривації – забезпечують підведення води від головного вузла до станційного комплексу, а також відведення спрацьованої води до русла ріки. До складу деривації входять також допоміжні споруди – акведуки, мости, труби під каналом для пропуску вод під час злив, комунікації, що перетинають транспортні лінії;

– станційного вузла, до якого входять:

а) водонапірний басейн (при відкритій деривації) або зрівняльний резервуар (при закритій деривації) для розподілу потоків, що подаються до турбін;

б) турбінні напірні трубопроводи;

в) будівля гідроелектростанції з водовідвідним каналом.

4.1.3 Гребельно-дериваційні (змішані) схеми гідроелектростанцій.

Змішана схема (рис.4.6) побудови станції застосовується в місцевостях з уклонами, що коливаються в межах 0,005...0,01. Напір створюється одночасним використанням греблі та дериваційних споруд. Гідроелектростанції, що побудовані за даною схемою, несуть в собі переваги і недоліки попередніх схем. При відсутності затоплювання земель, меншими питомими витратами на одиницю встановленої потужності, у них ускладнена система регулювання стоку, важкі умови експлуатації в зимовий період (шуга, лід).

1 – гребля; 2 – дериваційний канал; 3 – напірний басейн; 4 – будівля ГЕС; 5 – напірний трубопровід; 6 – водовідвідний дериваційний канал.

Рис. 4.6 Змішана (гребельно-дериваційна) схема ГЕС.

4.1.4 Основні стадії проектування малих гідроелектростанцій.

Процес проектування гідроелектростанцій складається з двох етапів:

1. Складання загальної схеми енергетичного використання ріки або групи річок (водноенергетична схема).

2. Складання проекту гідростанцій у вибраному створі ріки.

На першому етапі проводять наступні розслідування:

– топографічні – виконують для планово-висотного обґрунтування проекту (дає можливість заздалегідь визначити доцільність будівництва);

– гідрологічні – вивчення режиму ріки та витрати води у створі гідроелектростанції;

– інженерно-геологічні та гідрогеологічні – для визначення показників міцності та надійності споруд гідроелектростанції.

Проектування станції проводиться за трьома послідовними стадіями:

– проектне завдання –в ньому подається схема використання водопотоку на вибраній ділянці, характеристика споживачів, що під’єднуються до станції (графіки навантаження, типи базових споруд та їх основні розміри, техніко-економічні матеріали (укрупнені кошториси, висновки про економічну доцільність будівництва станції);

– технічний проект – основний документ для будівництва, в якому остаточно встановлюються всі техніко-економічні показники, типи та конструкції споруд, вартість та строки будівництва;

– робочі креслення.

4.2 Гідрологічні та гідроенергетичні розрахунки при конструюванні малих гідроелектростанцій.

Мета гідрологічних розрахунків полягає у визначенні річного розподілу середніх (багаторічних) витрат ріки, що є вихідними даними гідроенергетичного розрахунку складових об’єктів станції.

4.2.1 Основні показники гідрологічних розрахунків.

Норма стоку – відношення середнього багаторічного значення витрат ріки (за 40…50 років) до площі водозбирання. Цей показник характеризує середню величину стоку з басейну.

Модуль стоку – виражає норму стоку в питомих одиницях, тобто відношення кількості води (в л/с), що стікає з одного квадратного кілометра водозбору:

л/с з 1км²,

де Q ₀ – середні багаторічні витрати, м³/с;

F – площа водозабору в км².

Об’єм стоку:

W = Q₀T,

де T – число секунд в періоді, за який вимірюється стік (для року – 31,54×10⁶ с).

Річна висота води (шару стоку):

Модульний коефіцієнт – відношення величини стоку за певний період до середнього багаторічному значенню стоку (за той же період);