Сборник докладов ИСИ 2015

Выводы. Существует ряд вариантов получения энергии за счет утилизации продуктов, образующихся в течение жизненного цикла полигона ТБО. В работе рассмотрен процесс биологической очистки фильтрата с полигона ТБО и представлен эскиз подходящего для данных целей отстойника.

ЛИТЕРАТУРА:

1.Бабаев В.Н. Энергетический потенциал метанообразования при мезофильном анаэробном разложении органической составляющей отходов // В.Н. Бабаев, Н.П. Горох, И.В. Коринько/ Восточно-Европейский журнал передовых технологий. Харьков: Изд-во: ЧП Технологический Центр. 2011. Вып. 4/6 (52). С.59–65.

2.Состояние вопроса об отходах и современных способах переработки [Текст]: учеб. Пособие/ Г.К. Лобачева [и др.]. Волгоград: Изд-во ВолГУ, 2005. 176 с.

3.Вайсман Я.И. Управление метаногенезом на полигонах твердых бытовых отходов/ Я.И Вайсман, О.Я. Вайсман, С.В. Максимова. Пермь: Пермский гос. техн. ун-т, 2003. 232 с.

4.Багрецова Ю.В. Проектирование полигонов ТБО: мероприятия по обращению с фильтратом // Ю.В. Багрецова, А.Г. Воронина, К.Г. Гейде, А.М. Шафикова / Справочник ЭКОЛОГА. М.: Изд-во: Профсоюзное издательство, 2014. Вып. 10 (22).

5.Чернова Н.И. Эффективность производства биодизеля из микроводорослей // Н.И. Чернова, С.В. Киселева, О.С. Попель / Теплоэнергетика. М.: Изд-во МАИК "Наука/Интерпериодика", 2014. Вып. №

6.С.14-21.

УДК 620.91:621.311.24

М.А.Сливканич, М.В.Дюльдин Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого

К ВОПРОСУ ОБ ОЦЕНКЕ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ НА ОСНОВЕ ДАННЫХ БАЗ РЕАНАЛИЗА В П.АМДЕРМА НЕНЕЦКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА

Основными данными для оценки ветроэнергетических ресурсов (ВЭР) в России являются наблюдения сети метеорологических станций Госкомгидромета СССР и Гидрометеослужбы России (ГМС). В среднем плотность покрытия территории России ГМС составляет 51 582 км2, что соответствует расстоянию между метеостанциями около 227 км. В районах Крайнего Севера плотность покрытия территории ГМС еще ниже и значения ВЭР в точке размещения ВЭС, удаленной от метеостанции могут значительно отличаться от измеренных на ней величин.

При отсутствии качественной метеорологической информации используются данные банков реанализа, разработанных научными организациями и институтами. Они основаны на спутниковых наблюдениях, прошедших обработку в глобальных численных моделях прогнозирования погоды (NWP) и представляют собой базы синтезированных значений скорости и направления ветра в узлах расчетной сетки. Основным недостатком этих данных является различная точность в разных регионах мира. Таким образом, для достоверной оценки ВЭР выбор банка реанализа должен быть обоснован либо исследованиями предшественников, проведенных в данном регионе, либо проведением собственных исследований на базе краткосрочных натурных наблюдений в точке размещения ВЭС.

Целью настоящих исследований является оценка достоверности определения ВЭР в конкретной точке на основе данных баз реанализа и выбор базы реанализа, наиболее точно описывающей ветровой поток в Ненецком автономном округе.

Из всех существующих баз реанализа для анализа были выбраны базы, охватывающие всю территорию России (CFSR [1], MERRA [2] и NCEP/NCAR [3]), а также данные вторичного реанализа (Met Office, Vortex), заключающегося в масштабировании первичных данных реанализа в NWP моделях с бόльшим разрешением.

251

Исследование проводится в несколько этапов (рис. 1).

Рис. 1. Алгоритм оценки ВЭР на базе данных реанализа [4]

Для получения достоверной метеорологической информации были использованы краткосрочные натурные измерения специализированным ветроизмерительным комплексом (ВИК) в п. Амдерма Ненецкого автономного округа [5].

Выбор наиболее подходящей для использования базы реанализа производится на основании анализа двух критериев: коэффициентов детерминации при МСР анализе и среднегодовых ВЭР, полученных в результате численного моделирования. Наиболее близкие значения среднегодовых скоростей,

Оценка природных ВЭР является основным этапом при проектировании ВЭС, однако, большие различия в оценке природных ВЭР могут незначительно сказаться на оценке выработки электроэнергии ввиду нелинейности кривой мощности ВЭУ. Поэтому, в дополнение к оценке ВЭР, была рассчитана выработка электроэнергии ВЭУ, расположенной в точке натурных наблюдений. В качестве ВЭУ была рассмотрена установка типа nED 100 производства компании Norvento enerxia (Испания) установленной мощностью 100 кВт с высотой башни 29,5 м. Выбор типа ВЭУ обоснован использованием в северных регионах ВЭУ малой мощности с расширенным диапазоном рабочих температур [6].

В табл. 1 приведено сравнение ветроэнергетических характеристик, полученных на основе ветромониторинга.

Таблица 1 Результаты корреляционного анализа и численного моделирования на основе данных реанализа

*Примечания: r2speed – коэффициент детерминации по скорости ветра, Э – годовая выработка электроэнергии ВЭУ nED 100 с учетом 10% потерь

252

Из анализа таблицы видно, что значение природных ВЭР (Ne), полученных с использованием баз реанализа занижают ВЭР в среднем на 20-40%, а технические ресурсы (Э) – на 8-15%. Для повышения точности оценок ВЭР предложено установить поправочные коэффициенты для баз данных MERRA и CFSR, как наиболее достоверно описывающих ветровой режим рассматриваемого региона [4]. Решение данной задачи возможно двумя способами:

1. Установление поправочных коэффициентов для природных и технических (атехн) ВЭР исходя из соотношений:

технических ресурсов (Э, МВт∙ч/год) на основе данных реанализа и натурных измерений за одинаковый период наблюдений соответственно.

2. Установление поправочного коэффициента для ряда скоростей (аv). В этом случае численное моделирование ветрового потока проводится на основе видоизмененных рядов значений скоростей ветра в каждом узле соответствующей базы реанализа. Поправочный

где Vi и VВИК – средние величины скоростей ветра на основе данных реанализа и натурных измерений соответственно за одинаковый период наблюдений.

На основе формул (1) и (2) были вычислены поправочные коэффициенты для банков реанализа CFSR и MERRA. На их основе рассчитаны значения природных и технических ВЭР в точке натурных наблюдений, за исключением NeMCP и ЭMCP, полученных на основе рядов, синтезированных на базе натурных измерений с помощью МСР анализа (табл. 2).

Таблица 2

Поправочные коэффициенты для баз реанализа CFSR и MERRA и оценки ВЭР на их основе

Выводы. Оценка ВЭР по данным Атласа ветров России [7], перечитанным на высоту 40,8 м для рассматриваемой территории составляет 675-725 Вт/м2. Полученные на основе поправочных коэффициентов значения ВЭР попадают в заданный диапазон, что говорит о достоверности оценок. При значительном разбросе полученных оценок природных ВЭР, разброс прогнозируемой среднемноголетней выработки электроэнергии ВЭУ в пределах 10%. В связи с различиями рабочих характеристик для разных типов ВЭУ при оценке технических ВЭР, наиболее универсальным является поправочный коэффициент по скорости аv, который составляет 1,15 и 1,13 для банков реанализа CFSR и MERRA соответственно.

Исследования проводятся под руководством д.т.н., проф. Елистратова В.В. в рамках Президентского гранта НШ-2240.2014.8 государственной поддержки ведущих научных школ РФ.

253

ЛИТЕРАТУРА:

1Saha, Suranjana et al., 2010: The NCEP Climate Forecast System Reanalysis. Bull. Amer. Meteor. Soc., 91, pp. 1015–1057.

2Rienecker et al. MERRA: NASAs modern-era retrospective analysis for research and applications J. Clim., 24 (2011), pp. 3624–3648.

3Kalnay, E. et al, 1996. The NCEP/NCAR 40-Year Reanalysis Project. Bulletin of the American Meteorological Society, vol. 77, pp. 437–471.

4Сливканич М.А., Дюльдин М.В., Елистратов В.В. Использование данных баз реанализа для

повышения достоверности оценки ветроэнергетических ресурсов // Сборник тезисов Международного Конгресса «Возобновляемая энергетика XXI век: энергетическая и экономическая эффективность» REENCON-2015. 27-28 октября 2015 г / Под ред. к.ф.-м.н Д.О. Дуникова, д.т.н. О.С. Попеля и чл.-корр. РАН Филиппова С.П. М.: ОИВТ РАН-ВШЭ, 2015, с. 304-309.

5MEASNET Procedure: Evaluation of Site Specific. Wind Conditions. Version 1. November 2009.

6Елистратов В.В., Конищев М.А. Ветродизельные электростанции для автономного энергоснабжения северных территорий России // Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» №11 (151) 2014, с. 62-71.

7Старков А.Н., Ландберг Л., Безруких П.П., Борисенко М.М. Атлас ветров России. М.: МожайскТерра, 2000. 560 с.

УДК 621.22

Е.А.Афанасьева Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого

ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЭС

Внастоящее время в России эксплуатируется около сотни ГЭС и, практически, на всех имеются проблемы, связанные с охраной окружающей среды. Их решение целесообразно было бы совместить с начинающимися работами по реконструкции и техническому перевооружению действующих электростанций. Для этого необходима достоверная многоплановая информация о характере воздействий гидроэнергетических объектов на природную среду, ущербах и экологической ситуации в зоне их влияния.

ВСанкт-Петербургском Политехническом университете на протяжении длительного периода времени проводились исследования по проблемам изучения состояния природной среды в районах действующих ГЭС методом анкетирования служб эксплуатации. Полученные результаты позволили обобщить и проанализировать информацию, сгруппировать факторы влияния на окружающую среду, а также выделить основные направления требуемых природоохранных мероприятий.

Впроцессе строительства и эксплуатации водохранилищ ГЭС отмечены следующие факторы влияния гидроэнергетических объектов на окружающую среду: подтопление и затопление, изменение гидрологического режима, изменение гидрохимического режима, изменение климата, загрязнение нефтепродуктами, промышленными и масляными отходами. Подтопление земель связано с изъятием из оборота сельскохозяйственных земель, затопление полезных ископаемых является необратимым процессом.

Впроцессе эксплуатации водохранилищ ГЭС происходят сбои в течении реки, что негативно сказывается на гидрологическом режиме. Полученный неустановившийся режим ведет к снижению скорости водообмена, обусловливающего постепенное осаждение органических и минеральных веществ [1]. Этот процесс приводит к заиливанию и уменьшению полезной емкости водохранилища. В процессе эксплуатации происходит нарушение термического режима, зависящего от глубины водохранилища. В глубоких водохранилищах наблюдаются процессы теплообмена, на которые оказывает влияние также скорости течения [2].

254

Термическое взаимодействие воды и воздуха влияет на выравнивание глубинной температуры водохранилища, результатом такого процесса является изменение условий образования ледяного покрова.

Врайонах строительства и эксплуатации гидросооружений наблюдаются изменения климата в нижнем бьефе. Специалисты из служб эксплуатации водохранилищами ГЭС отмечают повышение влажности воздуха и увеличение туманов [3]. Температурный режим воздуха характеризуется, как правило, понижением температуры весной и в первой половине лета, и повышением температуры во второй половине лета и осенью [1].

Одним из значительных факторов влияния ГЭС на окружающую среду являются проблемы качества воды в водохранилище. Загрязнения нефтепродуктами, которые поступают со сточными водами, масловыбросы в нижний бьеф и цветение ведут к ухудшению качества воды: она становится непригодной для использования в сельском хозяйстве и для бытового и промышленного водоснабжения. Изменение качества воды влияет на уровень минерализации, что в целом меняет гидрохимический режим. Мониторинг наблюдений за данным режимом следует проводить на всех стадиях проектирования, строительства и эксплуатации ГЭС.

Защита ихтиофауны при водозаборах является одной из наиболее важных природоохранных проблем современной гидроэнергетики. В основном, рыбозащитные мероприятия сводятся к воспрепятствованию прохода рыбы через опасные сооружения или к обеспечению минимальной травмированности при ее пропуске. Второй путь является предпочтительным для естественной миграции. Это требует разработки новых конструкций турбин, обеспечивающих наименьшие перепады давления на пути миграции рыбы [4].

Впоследнее десятилетие одной из важных проблем является выделение парниковых газов в водоемах и водохранилищах. Это явление обусловлено микробным разложением органического вещества, содержащегося в затопляемых водохранилищами почвах и растительности, а также поступающего с водосбора и обусловленных геоэкологическими характеристиками размещения, гидрологическими параметрами и длительностью эксплуатации водохранилища. В водохранилищах масса органического вещества разлагается в течение короткого времени с выделением парниковых газов, за счет этого круговорот парниковых газов резко ускоряется. Уровень выбросов парниковых газов колеблется в зависимости от таких факторов, как площадь и тип затопленной территории, глубина водоема

иего форма, местный климат, продолжительность и размер ледяного покрова, площадь наводных растений, качество воды, режим работы гидроузла, а также от экологических, физико-географических и социально-экономических характеристик речного бассейна [5]. Структура факторов влияния ГЭС на окружающую среду представлена на рисунке.

Ряд природоохранных мероприятий и строительство природоохранных сооружений предопределены промышленным освоением береговой зоны водохранилища. К таким мероприятиям относятся:

станции биологической, физико-химической и механической очистки производственных и коммунальных сточных вод;

водоохранные зоны с комплексом технологических, лесомелиоративных, агротехнических, гидротехнических, санитарных и других мероприятий, направленные на предотвращение загрязнения, засорения и истощения водных ресурсов;

установки по сбору нефти, мазута, мусора и других объектов, включая суда-сборщики и нефтеочистные станции;

установки сооружения для сбора, транспортировки, переработки и ликвидации жидких производственных отходов, сточных вод;

полигоны и установки для обезвреживания вредных промышленных отходов, загрязняющих водные объекты;

255

Группы факторов влияния ГЭС на ОС

Рис. Структура факторов влияния ГЭО на окружающую среду

береговые сооружения для приема с судов хозяйственно-бытовых сточных вод и мусора для утилизации, складирования и очистки;

основные коммуникации для отвода и очистки промышленных и хозяйственно-бытовых сточных вод (включая ливневые) и соответствующих сооружений на них;

санитарная очистка населенных пунктов, предприятий и животноводческих ферм, расположенных в зоне затопления, вывозкой загрязненного грунта и сжигания мусора.

Выводы. Анализируя вышесказанное, можно сделать вывод, что обозначенные проблемы, связанные с эксплуатацией водохранилищ ГЭС, требуют внимательного анализа и принятия решений для устранения отрицательных воздействий на окружающую природную среду, которые могут проявиться через многие годы после завершения строительства ГЭС и заполнения водохранилищ.

В настоящее время перед обществом и, в первую очередь, перед научноисследовательскими и экологическими организациями стоит задача – доказать собственникам ГЭС необходимость проведения работ по предотвращению на вновь создаваемых и снижению негативного влияния на существующих водохранилищах.

ЛИТЕРАТУРА:

1.Васильев Ю.С., Хрисанов Н.И., Кудряшева И.Г. Анализ экологических последствий от воздействий ГЭС (по фактическим данным) // Гидротехническое строительство, № 8, 1991. С. 10-12.

2.Масликов В.И., Кудряшева И.Г. Первоочередные природоохранные мероприятия на действующих ГЭС России// Сб. трудов «Каскады комплексных гидроузлов на реках Европы». Межд. научн. конф. II круглый стол гидроэнергетики Висла-Волга». Влоцлавек. 2004. С. 96-98.

3.Корпачев В.П. и др. Загрязнение и засорение водохранилищ ГЭС древесно-кустарниковой растительностью, органическими веществами и влияние их на качество воды. М. Изд-во «Академия

Естествознания». 2010. С.1-56.

4.Кудряшева И.Г., Масликов В.И. Основные направления обеспечения экологической безопасности ГЭС при их реконструкции. РД 153-34.2-02.409-2003. Методические указания по оценке влияния гидротехнических сооружений на окружающую среду.

5.Федоров М.П., Елистратов В.В. и др. Исследования эмиссии парниковых газов с водохранилищ ГЭС России // Гидротехническое строительство. №11. 2014. С.52-58.

256

УДК 622.23

И.Ю.Азарова Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого

МЕХАНИЗМЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОБЪЕКТОВ НА ОСНОВЕ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКАХ ЭНЕРГИИ

Введение. Повышение энергоэффективности объектов возобновляемой энергетики требует ускоренного принятия нормативно-правовых актов, которые будут способствовать более широкому их использованию, что обусловлено исчерпаемостью и высокой стоимостью органических ресурсов, используемых в районах децентрализованного электроснабжения

[1].

Цель работы – обоснование механизмов повышения эффективности объектов на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ).

Для стимулирования развития энергетики на возобновляемых источниках энергии принят ряд нормативных документов таких, как дополнительная плата за мощность (ДПМ), энергосервисные контракты и лизинг.

В 2011 г. в Федеральный закон «Об электроэнергетике» были внесены изменения, предусматривавшие дополнительный механизм поддержки: содействие ВИЭ предполагалось оказывать через рынок мощности. Значительным шагом вперед в направлении создания базы регулирования, призванной содействовать производству чистой энергии в России, является Постановление № 449 «О механизме стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности» от 28.05.2013 г. – новая российская схема поддержки на основе платы за мощность. В данном документе приводятся Правила, устанавливающие порядок расчета цены на мощность, поставляемую по ДПМ квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе ВИЭ.

Величина удельных эксплуатационных затрат индексируется за период с 01.01.2012 г. до 01.01 года, в котором производится продажа мощности, коммерческим оператором оптового рынка в соответствии с изменением индекса потребительских цен за период с декабря 2011 г. до декабря года, предшествующего году, в котором производится продажа мощности, определяемого и публикуемого федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по формированию официальной статистической информации. Порядок получения коммерческим оператором оптового рынка указанного значения индекса потребительских цен определяется договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Величины удельных эксплуатационных затрат генерирующих объектов в 2012 г. принимаются равными следующим среднемесячным значениям:

-для солнечной генерации – 170 тыс. руб./МВт;

-для ветровой генерации – 118 тыс. руб./МВт;

-для гидрогенерации – 100 тыс. руб./МВт.

Для определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, коммерческий оператор оптового рынка ежегодно рассчитывает с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, норму доходности инвестированного в генерирующий объект, функционирующий на основе использования возобновляемых источников энергии, капитала за i-й год, которая определяется по формуле [2]:

257

где НДб – базовый уровень нормы доходности инвестированного в генерирующий объект, функционирующий на основе использования ВИЭ, капитала, устанавливаемые в размере 14% и 12% – для объектов, инвестиционные проекты по строительству которых были отобраны в ходе конкурсного отбора, проведенного до и после 01.01.2015 г. соответственно; ДГО – средняя доходность долгосрочных государственных обязательств, используемая при расчете цены на мощность для поставщиков мощности, определяемая для i-го года в порядке, установленном федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и социально-экономического развития; ДГОб – базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств, устанавливаемый в размере 8,5%.

Плата за мощность в РФ зависит от того, в какой мере электростанции удовлетворяют всем требованиям, касающимся готовности к производству электроэнергии. В случае, если электростанции не удовлетворяют требованиям в отношении готовности (наличия мощности), плата за мощность будет уменьшена с помощью использования определенных коэффициентов. Договор о предоставлении мощности генерирующих объектов ВИЭ является долгосрочным договором, который предоставляет право инвесторам проектов ВИЭ на получение доли прибыли от регулирования цен, определяемых на основе установленной мощности генерирующих объектов [3].

В соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» Правительство РФ должно разработать договорные условия, регулирующие предоставление мощности генерирующим объектам ВИЭ с учетом необходимости достижения общероссийского стратегического целевого показателя развития возобновляемой электроэнергетики в России (на нее должно приходиться 4,5% всего объема производства и потребления к 2020 г.).

Одним из важнейших механизмов повышения энергетической эффективности объектов ВИЭ является энергосервис. Этот механизм позволяет реализовать энергоэффективные проекты с привлечением финансирования энергосервисной компании (ЭСКО), что, в свою очередь, значительно снижает финансовую нагрузку на заказчика.

Энергосервисный контракт представляет собой особую форму договора, направленную на экономию эксплуатационных расходов за счет повышения энергоэффективности и внедрения энергоэффективных технологий (затраты на проект возмещаются за счет достигнутой экономии средств, получаемой после внедрения энергосберегающих технологий). Преимущества энергосервиса:

-от потребителя энергоресурса не требуется предварительное «вложение средств»;

-часть риска достижения необходимой экономии берет на себя специализированная энергосервисная компания, которая проводит экспертизу и реализует проекты;

-затраты на проект возмещаются платежами из полученной экономии расходов на оплату

энергоресурса.

Несмотря на все преимущества данной формы договорных отношений, существует ряд факторов, сдерживающих внедрение энергосервисных контрактов: отсутствие исчерпывающей нормативно-правовой базы и четких механизмов государственного контроля.

Реализованные в формате энергосервиса проекты по внедрению энергоэффективных технологий показали значительные преимущества данного подхода для заказчика, позволяющие в кратчайшие сроки и практически без финансовых затрат реализовывать энергоэффективные проекты. Энергосервисный контракт значительно снижает затраты на энергию и другие затраты (до 30%). Имеющийся высокий потенциал повышения эффективности работы инфраструктурных компаний России обусловливает перспективность внедрения энергоэффективных технологий в формате энергосервиса по всей стране [1].

В рамках круговой схемы сотрудничества потребитель энергоресурсов не расходует свои средства для реализации проекта энергосбережения (рис. 1).

258

Рис. 1. Круговая схема сотрудничества при заключении энергосервисных контрактов

Для предприятий, решивших сделать крупные вложения в собственное материальнотехническое развитие, максимально подходит лизинг, позволяющий учитывать интересы всех участников (рис. 2). Лизинг предоставляет финансирование проектов по повышению энергоэффективности и модернизации предприятий [4].

Рис. 2. Схема лизинговой сделки

Общая экономия при использовании лизинга по сравнению с покупкой основных средств с использованием кредита составляет в среднем 5-10% от стоимости предмета лизинга с учетом дисконтирования денежных потоков. Использование лизингового механизма приобретения оборудования является экономически эффективным, так как при этом сохраняется чистая прибыль лизингополучателя.

Выводы. В работе приведены механизмы повышения энергоэффективности объектов ВИЭ, позволяющие повысить их инвестиционную привлекательность как на уровне государственной, так и муниципальной поддержки, а также частного капитала.

ЛИТЕРАТУРА:

1. Рябин Т.В., Давыдов Е.Ю. Научно-технический журнал «Энергия единой сети», «Энергосервисные контракты как механизм повышения энергоэффективности».

259

2.Официальный интернет-портал International Finance Corporation [Электронный ресурс]: Программа IFC по развитию возобновляемых источников энергии в России / Новая схема поддержки возобновляемой энергетики на основе платы за мощность – Электрон. дан. – Режим доступа: http://www.ifc.org, свободный. – Загл. с экрана.

3.Официальный интернет-портал Biogas Energy [Электронный ресурс]: Развитие законодательной базы по возобновляемым источникам энергии – Электрон. дан. – Режим доступа: http://biogasenergy.ru, свободный. – Загл. с экрана.

4.Жолнерчик С.С. «Современная рыночная электроэнергетика Российской Федерации». М.: АНО «Учебный центр НП «Совет рынка».

УДК 621.311.24-827

Г.И.Артебякина Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого

ВОДНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ МАЛОЙ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ ДЕРИВАЦИОННОГО ТИПА

В России к малой гидроэнергетике относят гидроэлектростанции, мощность которых не превышает 30 МВт [1]. Источниками для нее могут быть малые и средние реки, а также перепады высот на озерных водосбросах, на оросительных каналах ирригационных систем и др. Малая гидроэнергетика особенно важна для отдаленных, труднодоступных и изолированных энергодефицитных районов, которые не подключены к Единой энергетической системе, а также для локального водоснабжения небольших городов и поселений.

Цель работы. Анализ использования балансового метода для проведения водноэнергетических расчетов, результаты которых являются основой для проведения энерго- технико-экономических и финансовых расчетов, позволяющих оценить эффективность возведения сооружений МГЭС [2].

Для проведения водно-энергетического расчета необходимы следующие исходные данные:

заявленная мощность МГЭС;

внутригодовое распределение расхода воды в средний, многоводный и маловодные годы по водности;

статический напор ст, м;

длина напорной деривации l, м.

Мощность МГЭС в киловаттах (кВт) рассчитывается по формуле

где – ускорение свободного падения, м/с2; Q – расход воды, поступающий на гидроагрегаты, м3/с; Н – рабочий напор с учетом потерь статического давления в напорном водоводе, сороудерживающих и рыбозаградительных решетках; т, г– коэффициенты полезного действия турбины и генератора.

При этом следует разделять установленную и фактическую мощность ГЭС. Установленная мощность ГЭС – это суммарная мощность всех ее агрегатов. Фактическая мощность ГЭС – величина переменная, зависит от расхода воды, напора и других факторов [3]. Значительное влияние на расчетную мощность оказывают потери напора в трубопроводе, связанные с его протяженностью и диаметром.

где – коэффициент гидравлического трения; – длина водовода, м; – скорость движения воды в трубопроводе, м/с; – диаметр водовода, м; – ускорение свободного падения, м/с2.

260