ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ МОЩНОСТЬ, ВЫРАБАТЫВАЕМАЯ НЕСАМОХОДНЫМ ГИДРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ СУДНОМ
Авторы:
1.
Мурманский государственный технический университет
2.
Мурманский государственный технический университет
Тип:
Статья
Страницы:
с 92
по 102
Статус:
Опубликован
Получено:
20.05.2018
Одобрено:
25.05.2018
Опубликовано:
25.05.2018
Классификаторы:
УДК 629.51:[621.311.26:620.92]
ГРНТИ 45.01 Общие вопросы электротехники
ГРНТИ 55.42 Двигателестроение
ГРНТИ 55.45 Судостроение
ГРНТИ 73.34 Водный транспорт
ГРНТИ 44.31 Теплоэнергетика. Теплотехника
ГРНТИ 45.01 Общие вопросы электротехники
ГРНТИ 55.42 Двигателестроение
ГРНТИ 55.45 Судостроение
ГРНТИ 73.34 Водный транспорт
ГРНТИ 44.31 Теплоэнергетика. Теплотехника
Язык материала:
русский
Ключевые слова:
электроэнергия, плавучая приливная электростанция, гидроэнергетическое судно, приливная вода, мощность, расчёт
Аннотация (русский):
Изложена методика расчёта электрической мощности, вырабатываемой специализированным несамоходным гидроэнергетическим судном, которое для производства электрической энергии использует возобновляемую энергию приливной волны. Судно строится путём реконструирования действующих или подлежащих утилизации наливных судов и представляет собой энергетический модуль плавучей несамоходной приливной электростанции непрерывного действия (ППЭС - плавучая приливная электростанция). Для оценки эффективности энергетического модуля ППЭС разработана методика расчёта вырабатываемой им электроэнергии, которая учитывает локальный энергетический потенциал потока приливной воды, конструктивные особенности модуля ППЭС и географические координаты места его размещения. На основе разработанной методики выполнен расчёт величины электрической мощности, генерируемой одним модулем ППЭС, который может быть создан путём незначительного изменения конструкций наливных судов известных проектов. Полученные расчётные данные были проанализированы в сравнении с мощностью действующих в северо-западной части России малых гидроэлектростанций и с мощностью, вырабатываемой Кислогубской приливной электростанцией. Плавучие приливные электростанции могут вырабатывать мощности, которые сравнимы с мощностями действующих электростанций приливного (морского) и речного типов. При этом достигается экономическая выгода от использования предложенной конструкции за счёт существенного уменьшения затрат на реализацию ППЭС по сравнению с затратами на строительство приливных и гидроэлектростанций. Плавучая приливная электростанция характеризуется мобильностью и может быть отбуксирована в любую точку береговой зоны, подходящую по параметрам приливной волны. При необходимости мощность плавучей приливной электростанции может наращиваться путём присоединения дополнительных модулей. Установка и эксплуатация ППЭС экологически безопасны. Использование ППЭС является перспективным средством электроснабжения морских прибрежных труднодоступных и малорентабельных районов.
Изложена методика расчёта электрической мощности, вырабатываемой специализированным несамоходным гидроэнергетическим судном, которое для производства электрической энергии использует возобновляемую энергию приливной волны. Судно строится путём реконструирования действующих или подлежащих утилизации наливных судов и представляет собой энергетический модуль плавучей несамоходной приливной электростанции непрерывного действия (ППЭС - плавучая приливная электростанция). Для оценки эффективности энергетического модуля ППЭС разработана методика расчёта вырабатываемой им электроэнергии, которая учитывает локальный энергетический потенциал потока приливной воды, конструктивные особенности модуля ППЭС и географические координаты места его размещения. На основе разработанной методики выполнен расчёт величины электрической мощности, генерируемой одним модулем ППЭС, который может быть создан путём незначительного изменения конструкций наливных судов известных проектов. Полученные расчётные данные были проанализированы в сравнении с мощностью действующих в северо-западной части России малых гидроэлектростанций и с мощностью, вырабатываемой Кислогубской приливной электростанцией. Плавучие приливные электростанции могут вырабатывать мощности, которые сравнимы с мощностями действующих электростанций приливного (морского) и речного типов. При этом достигается экономическая выгода от использования предложенной конструкции за счёт существенного уменьшения затрат на реализацию ППЭС по сравнению с затратами на строительство приливных и гидроэлектростанций. Плавучая приливная электростанция характеризуется мобильностью и может быть отбуксирована в любую точку береговой зоны, подходящую по параметрам приливной волны. При необходимости мощность плавучей приливной электростанции может наращиваться путём присоединения дополнительных модулей. Установка и эксплуатация ППЭС экологически безопасны. Использование ППЭС является перспективным средством электроснабжения морских прибрежных труднодоступных и малорентабельных районов.
Ключевые слова:
электроэнергия, плавучая приливная электростанция, гидроэнергетическое судно, приливная вода, мощность, расчёт
электроэнергия, плавучая приливная электростанция, гидроэнергетическое судно, приливная вода, мощность, расчёт
Использование экологически чистой и возобновляемой энергии морских приливов является актуальным направлением энергетики в XXI веке. Приливные электростанции (ПЭС), в отличие от тепловых, атомных и гидроэлектростанций, не имеют таких негативных последствий своей работы, как вредные выбросы в атмосферу, подтапливание земель, кроме того, они потенциально не опасны для человека. Величина приливной энергии, по сравнению с гидроэнергией рек, в среднем имеет малые сезонные изменения, что позволяет более равномерно вырабатывать энергию ПЭС. Согласно общепринятой лунной теории Исаака Ньютона, силы притяжения Луны и Солнца приводят к появлению ритмичных перемещений морских вод. Приливы чередуются с отливами теоретически через 6 ч 12 мин 30 с. Когда Земля, Луна и Солнце находятся в сизигии, наблюдается сильный прилив, который называется сизигийным, или «большой» водой. А если Солнце находится в квадратуре к прямой Земля - Луна, то в это время наступает слабый прилив (квадратурный, или «малая» вода). Сизигийный и квадратурный приливы повторяются через каждые семь дней. Кроме воздействия Солнца и Луны, приливы и отливы зависят и от других факторов: влияния движения иных небесных тел, морских течений, ветра, характера береговой линии, глубины воды. Существуют другие теории, объясняющие появление и особенности приливов, например, теория опрокидывающихся водоворотов. Для практического использования энергии приливной воды скорость потока не должна быть меньше 1,2 м/с. Однако в открытом океане поток слишком медленный, он имеет скорость менее 0,1 м/с. Поэтому мест, подходящих для применения приливной энергии, не слишком много. Наиболее пригодными являются устья рек, впадающих в моря и океаны, и узкие и мелкие заливы. В них возникают самые сильные и высокие приливные волны. На территории Российской Федерации самые большие приливы наблюдаются в заливе Шелихова в Пенжинской губе на Камчатке (северный створ с высотой прилива 13,4 м и южный створ с высотой прилива 11 м), здесь проектируется Пенжинская ПЭС. Высота приливов в губе Кислая в Баренцевом море, где установлена Кислогубская ПЭС, составляет 3,95-5 м. В Мезенском заливе на побережье Белого моря наблюдается высота прилива до 10,3 м, здесь проектируется Мезенская ПЭС. Высота прилива в Охотском море в районе проектирования Тугурской ПЭС достигает 9 м. Всего в настоящее время в России определены семь мест для строительства ПЭС: в створах морей Баренцева, Белого и Охотского. Конструкция и принцип действия плавучей приливной электростанции Перспективным направлением использования приливной энергии являются разработки в области плавучих приливных электростанций (ППЭС). В работе [1] предложена конструктивная модель мобильной приливной электростанции наплавного типа, выполненной на базе наливного несамоходного судна, которое специальным образом реконструируется в гидроэнергетический блок, названный НГЭС - несамоходное гидроэнергетическое судно (рис. 1). Рис. 1. Конструктивная схема и принцип действия наплавного блока плавучей приливной электростанции: 1 - ортогональная турбина, соединённая с генератором посредством дифференциалов; 2 - входные задвижки, перекрывающие водоводы; 3 - водоводы, образующие вертикальный бассейн 1 (танки 2 и 4); 4 - водоводы, образующие вертикальный бассейн 2 (танки 1 и 3); 5 - воздуховоды для отвода сжатого воздуха из танков в пневмотурбину; 6 - генератор; 7 - выдвижные подвижные стойки, предназначенные для горизонтального выравнивания и закрепления наплавного блока на грунте В процессе реконструкции тело танкера переоборудуется таким образом, что внутри него создаётся водоток забортной приливной воды в танки, сгруппированные в два основных вертикальных бассейна. Третий горизонтальный бассейн образуется с помощью системы водоводов (3, 4), по которым внешняя приливная вода поступает в танки (рис. 2). Рис. 2. Схема наполнения танков приливной водой Цикл работы модуля ППЭС обеспечивается попеременным наполнением приливной водой и освобождением двух вертикальных бассейнов. При этом один из бассейнов наполняется до уровня «малой» воды, в то время как другой бассейн - до уровня «большой» воды. Использование двух бассейнов в конструкции ППЭС позволяет сбалансировать неравномерности суточной выработки электроэнергии. Принцип конструирования приливной электростанции с использованием двух вертикальных бассейнов защищён патентом [2]. Два ортогональных турбинных агрегата 1 работают на общий генератор 6. Агрегаты размещаются в турбинном водоводе, который оборудуется в машинном отделении судна, предварительно освобождённом от собственного оборудования. Гидротурбина размещается на пути водотока в теле танкера и соединяется с гидрогенератором. Если амплитуда прилива является достаточно высокой (более 4 м), то танки заполняются таким напором воды, которого достаточно для вращения гидротурбины. Наплавное судно ППЭС буксируется к месту использования, устанавливается у береговой линии на грунт, выравнивается горизонтально с учётом рельефа дна и высоты прилива. Для этого используются специальные выдвижные подвижные стойки 7, размещённые в нескольких точках обоих бортов судна. При выборе рационального места размещения ППЭС приходится решать комплексную задачу, учитывающую следующие показатели и условия: - ожидаемый объём потребления энергии; - напор или высота прилива воды, которыми характеризуется выбранное место размещения ППЭС; - объёмный расход воды и скорость водотока; - размеры напорного водовода; - ожидаемый объём производства энергии; - расстояния и мощности, передаваемые по линиям электропередач от генератора к потребителям; - наличие системы резервирования энергии и систем регулировки расхода и т. п. В настоящей работе предлагается методика расчёта электрической мощности, вырабатываемой мобильным модулем приливной электростанции, реализованной на базе наливного несамоходного судна. Для получения требуемой суммарной мощности можно совместно использовать несколько модулей ППЭС. Математическая модель и методы расчёта электроэнергии, вырабатываемой плавучей приливной электростанцией Эффективность использования электроэнергии, вырабатываемой ППЭС, реализованной на базе наливного несамоходного судна, определяется локальным энергетическим потенциалом потока приливной воды. Результатом работы ППЭС является преобразование механической мощности воды (Рм), вращающей турбину, в мощность электрическую (Рэ), которая вырабатывается генератором и численно равна ей по величине: Рэ = kРм, (1) где k = g/1 000 - коэффициент пересчёта механической мощности Рм, кгс×м/с, в мощность электрическую Рэ, кВт; g - ускорение силы тяжести (свободного падения), м/с2, для пресной (дистиллированной) воды при температуре 4 оС g » 9,81; 1 000 - масштабный коэффициент пересчёта электрической энергии Рэ, Вт, в электрическую энергию в кВт (1 кВт = 1 000 Вт). Механическая мощность (кгс×м/с) создаётся посредством давления воды на гидротурбину: Рм = Gh / t, (2) где G - вес воды, создающей давление на турбину, кгс; h - разница высоты уровней приливной волны на полной и малой воде, создающая рабочий напор воды на гидротурбину, м; t - время заполнения танков НГЭС, с; G / t = Q - объёмный расход воды через определённое сечение, кгс/с. Плотность воды r, как известно, определяется массой единичного объёма в кг/м3. В общем случае она зависит от минерализации, температуры, количества растворённых солей в воде, давления высших слоёв воды. Однако с практической точки зрения плотность воды в основном определяется солёностью и мало зависит от температуры и давления. Так, плотность дистиллированной воды в широком диапазоне температур близка к максимальной, равной 1 000 кг/м3 при t = 3,98 °С (табл. 1). Таблица 1 Плотность воды в зависимости от температуры и солёности Вид воды Температура, °С Плотность, кг/м3 Вода дистиллированная -5 999,30 Вода дистиллированная 0 999,87 Вода дистиллированная 4 1 000,00 Вода дистиллированная 10 999,73 Вода дистиллированная 15 999,13 Вода дистиллированная 20 998,23 Вода дистиллированная 25 997,07 Вода морская -* 1 010,00-1 060,00 Вода морская 18 (0,5 % раствор соли) 1 010,00 Вода морская 18 (3 % раствор соли) 1 030,00 Вода морская 18 (6 % раствор соли) 1 050,00 Вода морская (усредненное значение) 4 1 026,00 * - общие сведения. Плотность морской воды принимает значения от 1 010 до 1 060 кг/м3, но в среднем считается равной 1 025 кг/м3 [3]. Плотность морской воды можно определить, воспользовавшись доступными океанологическими таблицами. Плотность морской воды зависит от моря (океана) и близости впадающих рек. Солёность воды в океанах почти повсеместно близка к 35 ‰, а в морях распределена неравномерно. Так, наименьшей солёностью отличаются воды северной части Ботнического залива и Финского залива, которые входят в акваторию Балтийского моря. Солёность вод Красного моря и восточной части Средиземного моря, напротив, является наибольшей. Солёные озёра, например Мёртвое море, отличаются содержанием ещё более высокого уровня солей в своих водах [4]. От плотности морской воды зависит осадка судна, которую нужно учитывать при буксировке и установке ППЭС на грунт. Плотность воды некоторых морей указана в табл. 2. Таблица 2 Плотность морской воды Море Плотность, кг/м3 Море Плотность, кг/м3 Азовское 1 006,00-1 014,00 Охотское 1 025,50-1 027,00 Балтийское 1 010,00 Средиземное 1 023,00-1 027,00 Баренцево 1 025,00 Чёрное 1 012,00-1 013,00 Каспийское 1 180,00 Японское 1 025,50-1 027,00 Электрическая мощность, кВт, вырабатываемая ППЭС, с учётом (1) и (2) определяется из выражения Рэ = gηппэсQh ∙ 10-3, (3) где ηппэс - КПД ППЭС, определяемый как произведение КПД ортогональной турбины η и КПД генератора m: ηппэс = ηm. Объёмный расход воды через определённое сечение определяется скоростью прилива (объёмной скоростью потока), м3/с: Q = vS, где S - площадь поперечного сечения водотока (водозабора), м2; v - средняя скорость потока воды, м/с. Площадь поперечного сечения водозабора гидроустановки ППЭС, м2, зависит от конструкции судна после переоборудования и равна S = Bвод hвод; Bвод ≤ B; hвод ≥ Dт, где Bвод - ширина водозабора, которая не превышает ширины судна B, м; hвод - высота водозабора, которая не может быть меньше, чем диаметр турбины Dт, м. Напор воды, подводимой к гидротурбине, определяется с учётом полного (статического) и рабочего (динамического) напора. Полный напор H, м, определяется расстоянием по вертикали между верхней точкой приливной воды и точкой днища судна, в которой вода выходит из турбины (см. рис. 1). Рабочий напор h определяется разностью между полным напором и давлением или гидравлическими потерями, возникающими в результате трения и турбулентности в водоводе. Величина потерь, м, зависит от типа и материала водовода, его диаметра, длины, количества изгибов и других параметров и определяется как h = H - hтр - hдоп, где hтр - потери на трение в водоводе; hдоп - дополнительные или местные потери, возникающие в связи с засорением водозабора, а также из-за бифуркации на сужениях и расширениях, в клапанах, задвижках и прочих элементах. Гидравлические потери (сопротивление) обусловлены наличием вязкого трения на участках различных гидравлических систем (гидроприводах, трубопроводах и другом гидрооборудовании). Они представляют собой невозвратные потери удельной энергии на нагрев и выделение теплоты. Различают два вида гидравлических потерь: - общие потери на трение, пропорциональные длине трубы, которые возникают при равномерном течении жидкости в прямой трубе с постоянным сечением; - местные гидравлические потери, которые возникают в результате изменений размера и формы трубы, деформирующих водоток, например, внезапное расширение или сужение трубы, клапан, поворот и др. Величина потерь напора в водоводе на трение, м, согласно [5], определяется как hтр = JL, где J - гидравлический градиент; L - длина водовода, м. Для определения гидравлического градиента используем практическую формулу [5] J = avmDгn, где v - средняя скорость водотока, м/с; Dг - диаметр водовода гидравлический, м; a, n, m - коэффициенты, зависящие от особенностей материала водовода, они учитывают степень шероховатости поверхностей стенок водовода и защиты внутренних поверхностей. Например, расчёт потерь на трение в закрытых водоводах производят при значениях коэффициентов материала [5]: - для стального водовода: 0,885 (а); 1,8 (n); 1,17 (m); - для бетонного водовода: 0,917 (а); 2,0 (n); 1,25 (m). Гидравлический диаметр, м, - это характеристика поперечного сечения потока воды, которая определяется по формуле Dг = 4S / A, где S - площадь поперечного сечения потока, м2; A - периметр поперечного сечения потока, м, по которому поток соприкасается с твёрдыми стенками водовода (смоченный). Формулы расчёта гидравлического диаметра для различных форм поперечного сечения потока при условии полного заполнения канала водой представлены в табл. 3. Таблица 3 Расчётные формулы гидравлического диаметра Форма поперечного сечения потока Формула гидравлического диаметра, м Круг (сечение трубы) Dг = D, D - геометрический диаметр трубы Кольцо Dг = D - d, D - наружный диаметр кольца; d - внутренний диаметр кольца Прямоугольник Dг = 2ab / (a + b), a - уровень (высота) заполнения канала; b - ширина канала В приближенных расчётах потери энергии жидкости в гидравлической системе можно полагать пропорциональными квадрату скорости V2 жидкости. Тогда расчёт потерь на трение, м, в закрытых водоводах ППЭС произведём с использованием уравнения Дарси-Вейсбаха: hтр = fLV2 / 4Dгg = fLV2 / 4g (2/√π)√Sвод » 0,22fLV 2 / g√Sвод, где f - безразмерный коэффициент (приводится в гидрологических таблицах в зависимости от степени шероховатости водовода и числа Рейнольдса); g - ускорение силы тяжести, м/с2. Ускорение силы тяжести в инженерных расчётах принимается равным 9,81 м/с2, хотя у поверхности Земли его величина может изменяться в зависимости от времени суток, географической широты и других факторов. Например, на экваторе g » 9,780 м/с2, а на полюсах g » 9,832 м/с2. Для приблизительных расчётов можно воспользоваться эмпирической формулой g » 9,780327 (1 + 0,0053024sin2φ - 0,0000058sin22φ) - 3,086 ∙ 10-6 h, (4) где φ - географическая широта размещения судна ППЭС; h - высота над уровнем моря, м. Выражение (4) применимо для ограниченного диапазона высот, принимающих значение от 0 до нескольких десятков километров, в пределах которого изменение ускорения силы тяжести при изменении высоты является практически линейным. При более точных расчётах необходимо использовать одну из моделей гравитационного поля Земли с учётом поправок, связанных с вращением Земли, приливными воздействиями и другими факторами. Среднестатистическим значением ускорения силы тяжести на широтах Северного морского пути (СМП) является g = 9,82 м/с2. Для сравнения ускорение силы тяжести для некоторых северных городов, находящихся на широтах СМП, приведено в табл. 4 в порядке убывания значений. Таблица 4 Значения ускорения силы тяжести в районах некоторых городов Название города Географические координаты Высота над уровнем моря, м Ускорение силы тяжести, м/с2 долгота, в. д. широта, с. ш. Мурманск (РФ) 33° 05′ 00″ 68° 58′ 00″ 50 9,8255 Архангельск (РФ) 40° 32′ 0″ 64° 33′ 0″ 7 9,8225 Сыктывкар (Республика Коми, РФ) 50° 49′ 00″ 61° 40′ 00″ минимальная - 75, максимальная - 172 9,8205 Осло (Норвегия) 10° 45′ 10″ 59° 54′ 40″ 28 9,8193 Стокгольм (Швеция) 18° 04′ 00″ 59° 20′ 00″ 45 9,8184 С учётом усреднённого значения ускорения силы тяжести приближенная расчётная формула для определения потерь на трение, м, в водоводах ППЭС при использовании на широтах СМП принимает вид hтр » 0,0225fLV 2 Sвод-0,5. Для определения местных потерь в водоводе используем выражение, предложенное в [5]: hдоп = exV 2 / 2g » 0,05eдоп V 2, где εх - коэффициент, учитывающий гидравлические потери на сгибах, сужениях и т. д. Значения εх можно определить по справочнику гидравлических сопротивлений [6]. Вес воды G, проходящей через турбину ППЭС и создающей на неё давление, равен весу воды, которая помещается в наполняемых танках, и определяется их суммарной ёмкостью V, м3: G = grV, (5) где g - ускорение силы тяжести, м/с2; r - плотность воды, кг/м3. Электрическая мощность, кВт, вырабатываемая ППЭС, с учётом (1)-(3) определяется из выражения Рэ = kηппэсQh = gηппэсQh ∙ 10-3 = gηппэсGh ∙ 10-3 / t. (6) Таким образом, наиболее подходящими местами для размещения ППЭС, в соответствии с (6), являются прибрежные зоны, где приливы имеют большую амплитуду. С учётом (5) и (6) получаем: Рэ = g2ηппэсrVh ∙ 10-3 / t. (7) Объём воды V, наполняющей танки, регулируется с помощью подвижных выдвижных стоек с учётом высоты прилива и осадки судна при установке модуля ППЭС на грунт. Принимая во внимание (7), максимально возможная мощность, кВт×ч, вырабатываемая двухбассейновым модулем ППЭС в одном цикле «прилив - отлив», выражается уравнением Рэ = g2ηнгэсrSтhтh ∙ 10-3 / t, где Sт - суммарная площадь танков, равная площади приливных вертикальных бассейнов, м2; hт - высота танков, м. Время заполнения приливной водой одного бассейна ППЭС при двухбассейновой конструкции равно половине цикла «прилив - отлив» tпр » 6,2 ч. С учётом коэффициентов перевода в СИ (1 т = 1 000 кг, 1 ч = 3 600 с) получаем окончательную расчётную формулу для определения мощности гидрогенератора ППЭС, кВт: Рэ = g ηппэс G h ∙ 10-3 ∙ 103 / 6,2 ∙ 3 600 = 4,48gηппэсGh ∙ 10-5; (8) Рэ = 4,48g2ηппэсrVh ∙ 10-5; (9) Рэ = 4,48 g2ηппэсrSтhтh ∙ 10-5. (10) Для усреднённого расчёта выработки электроэнергии, кВт⋅ч, в одной из формул (8)-(10) необходимо учесть количество рабочих часов Т: W = TРэ. Расчётным можно выбирать период Т, равный одному часу, суткам, неделе, месяцу, году. Выбор гидроагрегата ППЭС следует производить также с учётом климатических особенностей конкретного региона и местного законодательства в области использования гидроэнергетических ресурсов. Например, при круглогодичной эксплуатации ППЭС в районе СМП выработка электроэнергии возможна только в период открытой воды, поэтому важным критерием являются даты начала и конца ледовых явлений. Во многих странах мира строго регулируются вопросы, связанные с использованием стока рек, чтобы предотвратить негативное влияние на качество и уровень воды и экосистему. Эффективность применения плавучих приливных электростанций Анализ эффективности применения ППЭС выполнен с учётом расчётных данных, полученных по предложенной методике. Расчёт величины электрической мощности, генерируемой одним модулем ППЭС, выполнен с использованием среднестатистических значений параметров в формулах. Для примера выполним расчёт мощности ППЭС, реконструированной на базе судна дедвейтом (G) 80 000 т. Пусть высота прилива составляет h = 15 м. Принимаем значение ускорения силы тяжести для северных широт g = 9,82 м/с2. Пусть КПД ортогональной турбины ППЭС равен среднестатистическому значению КПД ортогональных турбин и составляет η = 0,75, а КПД генератора ППЭС равен среднестатистическому значению КПД генераторов и составляет μ = 0,95. По формуле (8) получаем мощность, кВт: Рэ = 4,48gημGh ∙ 10-5 = 4,48 ∙ 9,82 ∙ 0,75 ∙ 0,95 ∙ 80 000 ∙ 15 ∙ 10-5 = 376,15. Задав рабочий период Т равным одному году, получаем годовую выработку электроэнергии, ГВт∙ч: W = 376,15 ∙ 24 ∙ 365 = 3,30. Для оценки возможного энергетического эффекта от использования ППЭС рассчитаны величины ожидаемой выработки электрической мощности для случаев, если предложенная реконструкция была бы выполнена на некоторых нефтеналивных судах известных проектов, имеющих различные валовые вместимости. Результаты расчёта представлены в табл. 5. Таблица 5 Ожидаемая электрическая мощность, вырабатываемая одним модулем ППЭС, выполненным на базе нефтеналивных судов с различной валовой вместимостью Тип судна Электрическая мощность ППЭС Pэ, кВт, при рабочем напоре воды h, м Название Осадка, м Дедвейт G, т 5 10 15 20 25 Яре Викинг 24,6 565 000,0 885,6 1 771,3 2 657,0 3 542,6 4 428,3 Ti Europe 24,5 420 000,0 658,5 1 317,0 1 975,5 2 634,0 3 292,5 Кубань 17,0 150 500,0 236,0 471,8 708,0 944,0 1 180,0 Победа 13,5 84 500,0 132,5 264,9 397,4 529,8 662,5 Пабло Неруда 12,2 51 480,0 80,7 161,4 242,1 322,8 403,5 Смольный 10,1 37 000,0 58,0 116,0 174,0 232,0 290,0 Оценить полученные результаты можно, сравнив данные расчёта ожидаемой выработки электрической мощности одним модулем ППЭС с мощностями, которые вырабатывают действующие на территории России ПЭС и малые гидроэлектростанции. Для сравнения выбраны данные по электростанциям, расположенным на северо-западе России: - Кислогубская ПЭС (Баренцево море, Кольский полуостров, Кислая губа) [7]; - малые ГЭС Сунского Каскада ОАО «ТГК-1»: Суури-Йоки, Пиени-Йоки, Харлу, Хямекоски, Питкякоски, Игнойла (Приладожье, запад Карелии) [8]. Данные по мощностям выбранных электростанций обобщены и отображены в табл. 6 (в круглых скобках указан год постройки или последней модернизации электростанций). Таблица 6 Электрическая мощность действующих электростанций Тип Название Краткая характеристика Мощность (одного агрегата), кВт ПЭС Кислогубская 2 агрегата по 200 кВт (1968 г.) 1 агрегат 200 кВт и 1 агрегат 1 500 кВт (2009 г.) 200 1 500 ГЭС Игнойла турбина мощностью 2 700 кВт (2002 г.) 2 700 ГЭС Питкякоски турбина мощностью 1 280 кВт (1947 г.) 1 280 ГЭС Харлу два агрегата мощностью 3 000 кВт (1952 г.) 1 500 ГЭС ГЭС Суури-Йоки, Пиени-Йоки три агрегата по 640 кВт (1946 г.) 640 ГЭС Хямескоски шесть станций общей мощностью 3 580 кВт (1903г.) 597 На рис. 3 приведены графики расчётной ожидаемой электрической мощности при различных уровнях волны для однотурбинных ППЭС на базе рассмотренных проектов нефтеналивных судов (наклонные линии) и электрической мощности различных действующих электростанций (горизонтальные линии). Рис. 3. Ожидаемая электрическая мощность однотурбинных ППЭС на базе нефтеналивных судов и мощность действующих электростанций Анализ графиков подтверждает практическую целесообразность применения ППЭС. Ожидаемая выработка электрической энергии сравнима по величине с энергией, вырабатываемой известными действующими электростанциями морского (приливного типа) и электростанциями речного исполнения, идентичными по размерам. Заключение Экономическая выгода от использования ППЭС, оборудованных на базе несамоходных наливных судов, очевидна. Вырабатываемые ими мощности, адекватные по величине мощностям современных действующих электростанций, в сочетании с минимальными затратами на оборудование и практически неограниченными (в пределах зон достаточной приливной волны) возможностями по размещению и мобильности, делают ППЭС привлекательными источниками возобновляемой энергии. Особенно интересен вариант оборудования ППЭС на базе запрещённых к использованию и достаточно распространённых в настоящее время однокорпусных танкеров. В этом случае оборудование ППЭС является отличной альтернативой утилизации. Установка ППЭС, в отличие от ПЭС или ГЭС, экологически безопасна. Модуль ППЭС не перекрывает залива или устья реки, не приводит к заболачиванию местности, не оказывает влияния на изменение прилива и поэтому не приводит к нарушению прибрежных и водных экосистем. Применение ППЭС также исключает негативные последствия для населения. Проведённые на основе разработанной методики расчёта исследования показали, что использование ППЭС является перспективным средством электроснабжения морских прибрежных труднодоступных и малорентабельных районов, удовлетворяющих требованиям по размещению: скорость потока не менее 1,2 м/с, высота прилива не менее 4 м.
1. Борисова Л. Ф., Коробко А. Н. Несамоходное гидроэнергетическое судно для обеспечения электрической энергией труднодоступных районов Арктики и Дальнего Востока // Вестн. Мурм. гос. техн. ун-та. 2015. Т. 18. № 4. С. 595-600.
2. Пат. 125586 Рос. Федерация, Приливная электростанция / Коробко А. Н., Коробко Н. А., Коробко Е. А.; заявл. 15.10.2012; опубл. 10.03.2013; Бюл. № 7.
3. Краткий справочник физико-химических величин / под ред. А. А. Равделя, А. М. Пономарёвой. СПб.: Иван Фёдоров, 2003. С. 15.
4. Вейль П. Популярная океанография. Л.: Гидрометеоиздат, 1977. 504 с.
5. Расчёты и выбор микро ГЭС. URL: http://weswen.ru/hydro_calculations/ (дата обращения: 29.12.2017).
6. Идельчик И. Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям / под ред. М. О. Штейнберга. М.: Машиностроение, 1992. C. 10.
7. Крживка В. Приливные электростанции // Молодой учёный. 2013. № 11. С. 120-126.
8. Малая Киикская ГЭС. URL: http://blog.rushydro.ru/?p=9580 (дата обращения: 08.01.2018).
9. Усачёв И. Н., Шполянский Ю. Б., Историк Б. Л. Приливные электростанции (ПЭС) - источник энергии, запасаемый в водороде. URL: http://nnhpe.spbstu.ru/wp-content/uploads/2015/01/Statiya_NIIES.pdf (дата обращения: 10.01.2018).
