Перспективы использования малой гидроэнергетики в Сибирском регионе

В связи с интенсивным освоением природных ресурсов, удаленностью населенных пунктов от централизованных источников электроснабжения, в Сибирском регионе сложился большой дефицит энергетических мощностей на значительной части территории Красноярского края. Удов-летворитьпотребности в электроэнергии средствами большой энергетики в ряде случаев экономически и технически нецелесообразно. Эта проблема для ЖКХ и малых сельхозпредприятий может бытьрешена развитием малой энергетики с использованием богатых водных ресурсов.

Варианты использования водных ресурсов для этой цели: низконапорные, деривационные, свободнопоточные микроГЭС. Первые два типа микроГЭС позволяют генерироватьмощности до 200 кВт, но реализуются по индивидуальным проектам с выполнением большого объема работ по возведению плотины и (или) сооружению рукава. Это значительно увеличивает стоимость и сроки реализации проекта, часто приводящего к экологическому ущербу.

Свободнопоточные микроГЭС не наносят экологического ущерба, имеют минимальную стоимость 1 кВт установленной мощности и 1 кВт·ч производимой энергии, мобильны, практически не требуют земляных работ.

Нашим коллективом разработана конструкция свободнопоточной погружной микроГЭС [1], в качестве базовых элементов которой используются низкоскоростной синхронный генератор (НТСГ) новой конструкции [2] и ортогональная турбина, обладающая большей удельной мощностью и быстроходностью. Применение этих двух агрегатов позволяет осуществитьпрямой привод от турбины, что обеспечивает надежную работу погружной микроГЭС. Этот тип изделия, преобразующего кинетическую энергию свободного потока воды в электроэнергию, имеет свою нишу на рынке, обусловленную его гидрологическими и техническими возможностями.

Рынок микроГЭС. Характеристики ниши свободнопоточных микроГЭС следующие: единичная мощность – до 50 кВт, скорость потока воды – не менее 1,6 м/с, глубина в месте установки – не менее 1,8м (при ледоставе –до нижней кромки льда), ширина водного потока в месте установки – не менее 2,5 м при указанной глубине, расстояние потребителя от места установки – до 200 м.

Комплекс предварительных маркетинговых и гидрологических исследований в Красноярском крае и Респуб- лике Алтай, выполненный коллективом в 2005–2009 гг., позволил оценить параметры рынка микроэнергетики, необходимые для определения наиболее востребованных мощностей и масштабов производства нового продукта – погружных свободнопоточных микроГЭС с динамикой их выпуска по годам.

В Красноярском крае неэлектрифицированы и недостаточно электрифицированы Северная, Приангарская, Южная группы районов. Дефицит электроэнергии здесь составляет не менее 50 %. Неудовлетворенная потреб-ностьв электроэнергии по Нижнему Приангарью составляет на данный момент до 150 МВт, а с учетом тенденций развития региона – до 500 МВт.

Республика Алтай привлекательна для инвестиций и располагает 2/3 всех гидроресурсов Западной Сибири, гидроэнергетический потенциал региона оценивается в десятки миллиардов кВт·ч в год. В то же время Республика Алтай – один из немногих регионов РФ, который не производит в заметных количествах электроэнергию, и уже ощущает ее дефицит, особенно в зимние месяцы максимума потребления электроэнергии [3].

Несмотря на различия в энергоснабжении, этим двум регионам, как и всему Сибирскому региону, присуща общая проблема [4] – наличие большого числа неэлект-рифицированных и недостаточно электрифицированных населенных пунктов.

Для этих условий необходимо развитие малой гидроэнергетики. Суммарная потребностьв электроэнергии, которая может быть удовлетворена за счет внедрения объектов малой гидроэнергетики, в частности, микроГЭС, в Красноярском крае и Алтайском регионе, составляет от 529до578МВт.

Однако далеко не всякое речное русло обеспечивает необходимые гидротехнические показатели, соответствующие требованиям установки агрегата. Поэтому необходимо выявитьместа конкретных установочных точек вида «река – населенный пункт», для установки свободнопоточных микроГЭС с учетом требований к ним, изложенных в статье.

Исследования выполнены по рекам Красноярского края, республикам Хакасия, Тува и Алтай.

Решающим критерием отбора объекта является его доступность: наличие автодорог и (или) возможность, сроки доступа к нему речным путем (по данным Енисей- ского речного пароходства) для доставки изделия к месту установки.

В Ермаковском районе находится уникальный природный парк «Ергаки». Важнейшей задачей при развитии парка является энергообеспечение хозяйственных объектов и инфраструктуры природного парка (ПП) «Ергаки» автономными энергоустановками при обеспечении экологической безопасности. Решая эту задачу, можно в ПП со-здатьдемонстрационную зону использования экологически чистых источников энергии: свободнопоточных и деривационных микроГЭС, ветроэнергоустановок.

Экономическая целесообразность выбора как типа микроГЭС, так и ее основных параметров, может быть оценена по разработанным коллективом расчетным моделям, после локализации мест установки и требований заказчика по прогнозируемому энергопотреблению.

В результате многолетних исследований коллективом созданы математические модели рабочих процессов: гидродинамики ортогональной турбины и ее энергетики, электромагнитных процессов в НТСГ, работоспособнос ти изделия . Без реализации этого этапа невозможно про ектирование микроГЭС для конкретных условий.

Синтез параметров турбины. Для условий свободного потока лучшим КПД и достаточно высокой энергетикой при простоте конструкции обладает ортогональная турбина. В ортогональной турбине скорость движения лопасти в несколько раз превышает скорость набегающего на нее потока.

Структурная схема математической модели приведена на рис. 1.

Математическая модель энергетики и кинематики ортогональной гидротурбины представляет собой совокупность аналитических методов, реализованных программно, и численных методов, реализованных в ANSYS

CFX. Она позволяет синтезироватьпо потребляемой мощности и гидрологии потока, рассчитать основные параметры турбины, а затем оптимизироватьгеометрию лопастей.

Энергетические характеристики турбины зависят от сил, действующих на ее лопасти. Разработанная математическая модельоснована на определении тянущей силы лопасти, возникающей вследствие наклона вектора подъемной силы крыла по отношению к ее хорде при ненулевых углах атаки.

Коэффициенты лобового сопротивления C_x , подъемной силы C_y , аэродинамического момента C_m смещения центра давления C_d определяются углом атаки б. По ре-зультатамчисленныхэкспериментоввAnsysCFX (рис. 2) определяются сила лобового сопротивления F_x , подъемная сила лопасти F_y , аэродинамическиймомент M_Z .

Коэффициент тянущей силы C _t с учетом фактического положения центра давления определяется следующим образом:

Ct=Rd (Cysin(α-γ-β)-Cxcos(α-γ-β)), (1) R где R – радиус вектор, определяющий положение центра хорды в полярной системе координат, связанной с осью вращения турбины; Rd – радиус-вектор, определяющий положение центра давления в полярной системе координат, связанной осью вращения турбины; γ – угол между Rd и R.

Определение энергетических характеристик турбины по этой методике сводится к вариации U в заданном диапазоне и определению коэффициента мощности:

_{C =} C t ⋅ U ⋅ W ² ⋅ S t

^{Cn =} V ² S t

Объединив уравнение движения ортогональной тур- бины с результатами численного моделирования процесса

Рис. 1. Структура математической модели энергетики ортогональной турбины

аб

Рис. 2. Моделирование взаимодействия потока с лопастью в Ansys CFX: а – линии тока; б – поле скоростей

обтекания крыла, приходим к выводу, что эффективность работы крыла зависит от режима работы турбины.

Энергетическая эффективностьтурбины зависит от сочетания геометрических характеристик турбины, скорости реки и геометрии профиля лопасти. Выбор оптимальной комбинации этих параметров, как показали исследования, наиболее эффективен с применением генетического алгоритма [5].

Задача формализована так, что ее решение кодирует-сяввиде вектора генов параметров лопасти ортогональной турбины, включающего длину хорды лопасти, максимальную толщину профиля, вогнутость профиля, размах крыла, положение максимальной толщины, ординаты точек верхнего и нижнего контуров профиля.

Задача поиска оптимального профиля формулируется как задача нахождения максимума функции приспособленности f ( x ₁, x ₂,…, x_n ), описывающей мощностьтур-бины.

Входными параметрами генетического алгоритма оптимизации профиля лопасти турбины, являются массив профилей крыла, каждый элемент которого это набор точек, описывающих геометрию профиля; доступное для поиска оптимального решения время либо требуемое значение коэффициента отбора мощности турбины; выходной поток данных модуля проектирования ортогональной турбины. Выходной поток данных – модифицированный набор точек геометрии лопасти.

В созданной среде автоматизированного моделирования рабочих процессов ортогональной турбины с использованием расчетных моделей в среде ANSYS CFX выполнен комплекс численных экспериментов по улучшению характеристик профиля лопасти и траверсы турбины, позволивший существенно повыситьее удельную мощностьи устойчивостьв режиме перегрузок.

Синтез параметров генератора. Особенностью свободнопоточной микроГЭС является низкая частота вращения турбины, определяемая скоростью свободного потока воды в пределах 60–150 об/мин. Промышленность не выпускает ни обычных, ни герметичных генераторов мощностью до 50 кВт с такой частотой вращения.

Потребительские свойства микроГЭС во многом реализуются за счет НТСГ. Основные конструктивные особенности НТСГ: увеличение числа полюсов до 60, возбуждение от постоянных магнитов неодим–железо–бор больших энергий, надежная обмотка с рядовой укладкой проводников и изоляцией типа «монолит», сдвоенная конструкция с разделенным статором. Все эти решения привели к снижению массогабаритных характеристик генератора и позволили применитьэффективные технологии изготовления и сборки.

Отправным пунктом синтеза параметров НТСГ является создание математической модели электромагнитных процессов в нем, необходимой для поиска эффективного сочетания параметров генератора. В этой модели должны бытьявно выражены функциональные взаимосвязи геометрических параметров генератора и его выходных характеристик [6].

Основа модели генератора – развертка машины с по- стоянными магнитами, пятизонная расчетная модель, а также общие решения уравнений магнитостатики для дискретно-однородной полосы с постоянными магнитами (рис. 3).

По полученным в [6] значениям магнитных индукций возбуждения В _{2 y} и реакции якоря В _{3 y} с учетом их пространственного сдвига на угол нагрузки Θ уравнение фазного тока статорной обмотк _⋅ и определится:

j ⋅ω⋅ W _ф ⋅ B 2 y ⋅ l _δ ⋅τ

I ф. =

.(3) z _Н

r1+j⋅xл+j⋅ω⋅Wф⋅lδ⋅τ⋅uпсл⋅(Y-X+Z)-

Числительв выражении (3) представляет собой ЭДС магнитного поля ротора, тогда как синхронное индуктивное сопротивление имеет вид xd =j⋅ω⋅Wф⋅lδ⋅τ⋅uпсл⋅(Y-X+Z)+j⋅xл.    (4)

Основной характеристикой синхронного генератора с постоянными магнитами является зависимостьвыход- y fewww^w®

μ=∞

;|            Z-V          i

t|     Остов ротора

Конструктивный зазор

! Зубцовый слой статора

Воздушный зазор i i i i

*

Магнит

μ=∞

i |

Остов ротора

Рис. 3. Расчетная модельактивной части генератора ного напряжения генератора от тока якоря при постоянной угловой скорости вращения ротора и характере нагрузки (U= f(I)при Ω = const, cos ϕ =const). Выражение для фазного тока (4) позволяет получитьвнешнюю характеристику генератора. Внешняя характеристика генератора P = 1 кВт представлена на рис. 4.

Рис. 4. Внешняя характеристика

Электромеханическая мощность, развиваемая ротором синхронной машины с беспазовым статором, равна приращению действительной части потока вектора Пой-нтинга при переходе через границу ротор – воздушный зазор. После подстановки в выражение магнитой индукции реакции якоря и фазного тока (4) уравнение примет вид

b

P = 2 p ⋅ l _δ ⋅υ⋅ Re ∫μ ₀ ⋅ u _псл ×

×               j⋅ω⋅Wф⋅B3y⋅τ⋅lδ               × r1+j⋅xл+j⋅ω⋅Wф⋅S⋅μ0⋅uпсл⋅Y⋅(X+Z)-zН

⎛π⋅b ⎞*

× Y ⋅ ( X + Z ) ⋅ sin ⎜ +Θ⎟⋅ Hdx .          (5)

⎝τ ⎠

Уравнение (5) позволяет анализироватьвлияние геометрических параметров на перегрузочную способность генератора.

Разработанная математическая модельобеспечивает хорошую сходимостьрасчетных и экспериментальных характеристик проектируемого генератора, позволяет добиться снижения массы и габаритов, повышения жесткости внешней характеристики.

Результаты стендовых испытаний образцов НТСГ доказали их работоспособность, соответствие техническим условиям (рис. 5). Очевидные резервы повышения эффективности НТСГ: увеличение сечения магнита при оптимальном его размещении в ограниченном пространстве; снижение пазового рассеяния.

Необходимостьповышения единичной мощности микроГЭС (от 1–3 до 20–30 кВт), применение свободнопоточных микроГЭС на крутосклонных реках (с увеличенной скоростью течения до 3,5–5 м/с) требуют новых конструктивных решений, коррекции математических моделей электромагнитного расчета торцевого генератора.

Испытания генератора и микроГЭС. Адекватность математической модели генератора подтверждена его стендовыми испытаниями (рис. 6). Исследования работоспособности образца НТСГ из установочной партии подтвердили соответствие его характеристик требованиям технического задания и технических условий, что позволяет вести работы по его сертификации.

Корректностьмодели турбины подтверждена натурными испытаниями опытных образцов микроГЭС мощностью 1, 3 и 10 кВт, трех образцов установочной партии микроГЭС мощностью 1 кВт.

Стендовые испытания генераторов и натурные испытания микроГЭС свидетельствуют о соответствии изделий требованиям технического задания и технических условий, подтверждают правильность основныхконст-руктивных решений.

Автоматизация проектирования и анализа работоспособности. Обеспечитьработоспособность микроГЭС в целом и ее компонентов на этапе проектирования невозможно без использования сочетания CAD- и САЕ-си-стем. Использование этих информационных технологий позволяет сократитьсроки и трудоемкость проектирова-

Рис. 5. Исследование на стенде характеристик НТСГ

ния, обеспечитькачество изделия, избежать многих оши- бок, осуществлятьгибкую корректировку проекта в ходе его выполнения. Примером такого комплекса программ является сочетание SolidWorks, Ansys Multiphysics и Ansys CFX под интерфейсом Workbench.

Впервые была предложена модельанализа силового взаимодействия системы ротор–статор, проверена ее корректность в физическом эксперименте на опытном образце НТСГ.

Сила тяжения ротора к статору рассчитывается по формуле

F =

B ²

^y ⋅ l δ ⋅τ , 2 ⋅μ ₀

где B_y – сумма векторов магнитной индукции реакции якоря В _{3 у} и ротора B _{2 y} .

Наиболее сложной задачей является вычисление суммарной погрешности обработки. Это объясняется недо- статочным количеством данных по элементарным погрешностям обработки, отсутствием частных методик по расчету технологических процессов по критерию точности. Поэтому технологу в некоторых случаях приходится самостоятельно разрабатывать план и анализировать результаты. В наиболее сложных случаях для снижения трудоемкости расчет целесообразно выполнятьна вычислительных машинах.

C учетом конкретных значений влияния отдельных факторов на перепад воздушного зазора суммарный допуск вероятностным методом можно записать следующим образом:

^ΔΣ ротор ⁼      Σ i ⁶ = 1 ( K i ⋅Δ i ).              (7)

K где Δi – величина перепада воздушного зазора из-за i-го фактора. Поскольку точность обработки ротора соответствует нормальному закону распределения погрешностей, то коэффициенты Ki можно принятьравными 1.

Изменение значения K позволяет определитьвероят-ностьбрака. В серийном производстве перепад зазора за счет погрешностей изготовления ротора не должен пре-высить0,1 мм. Это значение следует принять за основу при вычислении силы тяжения в расчете напряженно-деформированного состояния генератора, в действительности в большинстве экземпляров торцевой электрической машины этот перепад будет ниже.

Результаты исследования расчетной модели силового взаимодействия системы статор–ротор показали, что деформации диска ротора зависят от величины воздуш- ного зазора, рассчитанного для уровня, совпадающего с центром масс магнитов. В свою очередьследствием деформаций диска является переменный воздушный зазор между ротором и статором, что оказывает влияние на величину силы тяжения, а еще на изменение воздушного зазора влияет погрешности изготовления конструкции и сборки узла.

В CAD-среде создана расчетная твердотельная модель исследуемой торцевой машины, полученная на основе реальной конструкции этой сборочной единицы, которая позволяет дискретизироватьпо полюсам переменную по ве-личинесилутяжения, передаваемуювCAE-средуANSYS. Габаритные размеры и топология расчетной модели эквивалентны реальным размерам ротора и статора.

Разработанная расчетная модельдля определения величины воздушного зазора в силу постановки, максимального учета действующих факторов влияния и обоснованного выбора модельных параметров и возможностей программной среды позволяет получитьдостоверные данные о величине воздушного зазора между дисками ротора и статора, а также о прочности элементов конструкции.

Для повышения точности и достоверности результатов анализа работоспособности элементов НТСГ разработана комплексная модель, позволяющая учесть не только электромагнитное воздействие, но и веськомплекс технологических погрешностей (погрешности изготовления ротора генератора, деформации диска ротора, деформации корпуса и щитов, податливостьподшипниковых опор), влияющих на взаимодействие системы ротор–статор. Это позволило обосноватьназначение технологических допусков и прогнозироватьработоспособность НТСГ.

Выполнен комплекс исследований механической работоспособности компонентов микроГЭС с верификацией этих моделей средствами численного моделирования в ANSYS и физических экспериментов.

Для сокращения времени от заказа до производства создается интегрированная система, включающая централизованное хранилище данных, базы конструкторских и технологических данных, CAD/CAE/CAM/PLM-комп-лекс программ, который частично уже апробирован и используется. Интегрированная среда должна бытьсда-на в эксплуатацию в 2011 г.

С 2011 г. планируется провести технологическую подготовку промышленного производства микроГЭС на ФГУП «НПП «Радиосвязь» и начать выпуск сертифицированных свободнопоточных микроГЭС мощностью 3 и 5кВт.

Рис. 6. Натурные испытания микроГЭС на Енисее

Выводы. Исследования рынка малой энергетики и гидрологии рек Сибири свидетельствуют о целесообразности выпуска сотен микроГЭС в год.

Коллективом созданы математические модели рабочих процессов, методики расчета, конструкции, необхо димые для коммерциализации проекта.

Неоднократно подтверждена корректностьи точность разработанных моделей и методик проектирования, соответствие характеристик разработанных микроГЭС их расчетным параметрам.

Создается интегрированная система, включающая централизованное хранилище данных, базы конструкторских и технологических данных, CAD/CAE/CAM/PLM-комплекс программ, которая вместе с повышением качества проектирования позволяет существенно сократить время от заказа до производства изделия.