Презентация на тему Содержание

8
Приливная электростанция

11
Схема работы приливной электростанции 12
Устройства ПЭС 16
Реализация ПЭС в России 23
Приливные электростанции за рубежом 26
Достоинства ПЭС 28
Недостатки ПЭС 29
Классификация по прицепу работы 30
Классификация турбин 31

Содержание

41
Расчет мощности приливной ГЭС

42
Определение экономической эффективности ПЭС 47
Перспективы 55
Заключение 56
Список литературы 57
Приложение 1 58
Приложение 2 68

принцип работы ПЭС.
Задачи: изучить конструкцию турбин и рассчитать срок

окупаемости затрат на строительство ПЭС.

Введение

Резкое увеличение цен на топливо, трудности его получения, истощение топливных ресурсов – это видимые признаки энергетического кризиса вызывали в последние годы во многих странах значительный интерес к новым источникам энергии, в том числе к энергии Мирового океана.
В Российской Федерации в настоящее время функционирует мощный водохозяйственный комплекс, обеспечивающий потребности различных отраслей хозяйства и населения в водных ресурсах. В него входят около 2300 водохранилищ объемом от 1 млн. куб. м, более двух десятков тысяч прудов и небольших водохранилищ на малых реках, значение которых выросло в последние годы, но энергетика их востребована на 1%.









Рис. 1 Приливная энергоустановка

целью которой является получение электричества из кинетической энергии волн

(рис.2).


















Рис. 2 Волновая энергоустановка

Рис. 3 Осциллирующий водяной столб
Гидроэлектростанция − это комплекс сооружений

и оборудования, посредством которых энергия потока воды преобразуется в электрическую энергию.
Гидрогенератор - электрическая машина, предназначенная для выработки электроэнергии на гидроэлектростанции. Обычно гидрогенератор представляет собой синхронную явнополюсную электрическую машину вертикального исполнения, приводимую во вращение от гидротурбины, хотя существуют и гидрогенераторы горизонтального исполнения (в том числе капсульные гидрогенераторы).
Рыбохозяйственные сооружения - это рыбоходы и рыбоподъемники для пропуска через гидроузел ценных пород рыб к местам постоянных нерестилищ, рыбозащитные сооружения и сооружения для искусственного рыборазведения.

человеку энергия, заключенная в текущей воде. Запасы ее на

Земле колоссальны. Недаром некоторые ученые считают, что нашу планету правильнее было бы называть не Земля, а Вода – ведь около трех четвертей поверхности планеты покрыты водой.
Использование энергии приливов началось уже в Х в. на берегах Белого и Северного морей для работы мельниц (рис.5,6) и лесопилок. До сих пор подобные приливные электростанции служат жителям ряда прибрежных стран.
Приливная электростанция (ПЭС)- особый вид гидроэлектростанции, использующий энергию приливов, а фактически кинетическую энергию вращения Земли.

Рис. 5 Старая мельница

водяной мельницы (рис.7).
Передаточный механизм от горизонтального вала водяного

колеса к вертикальному валу жернова представляет собой зубчатую деревянную передачу. Лопасти водяного колеса приводятся в движение течением реки либо от свободно падающей воды.

Рис. 7 Водяная мельница

Приливная электростанция (ПЭС) - электростанция, преобразующая энергию морских

приливов в электрическую. ПЭС использует перепад уровней «полной» и «малой» воды во время прилива и отлива (рис.8,9).

Рис. 8 ПЭС

электростанции
Для выработки электроэнергии электростанцией используется энергию прилива.

Первая такая электростанция (Паужетская) мощностью 5 МВт была построена на Камчатке. Для устройства простейшей приливной электростанции (ПЭС) нужен бассейн — перекрытый плотиной залив или устье реки. В плотине имеются водопропускные отверстия и установлены турбины, которые вращают генератор. Во время прилива вода поступает в бассейн, когда уровни воды в бассейне и море сравняются, затворы водопропускных отверстий закрываются.
С наступлением отлива уровень воды в море понижается и напор становится достаточным, тогда турбины и соединенные с ним электрогенераторы начинают работать, а вода из бассейна постепенно уходит (рис.10).

Рис. 10 Схема работы ПЭС

по времени с «малой» или «полной» водой в море,

гидроагрегаты ПЭС либо отключены, либо работают в насосном режиме - подкачивают воду в бассейн выше уровня прилива (или откачивают ниже уровня отлива) и т. о. аккумулируют энергию до того момента, когда в энергосистеме наступит пик нагрузки
(рис. 11). В случае, если прилив или отлив совпадает по времени с максимумом нагрузки энергосистемы, ПЭС работает в генераторном режиме. Так, например, работает ПЭС на 240Мвт, построенная в 1966 в эстуарии р. Ране во Франции.

        Рис. 11 График внутрисуточного регулирования режима работы ПЭС (фрагмент).

разновидностью гидроэлектростанции, разновидностью гидроэлектростанции, предназначены для получения электроэнергии из

энергии воды.
С точностью часов 2 раза в сутки уровень океана то поднимается, то опускается. Это гравитационные силы Луны и Солнца притягивают к себе массы воды (рис.12). Вдали от берега колебания уровня воды не превышают 1 м, но у самого берега они могут достигать 13 м (например, в Пенжинской губе на Охотском море).

Рис. 12 Влияние гравитации на приливы

плавающих или зафиксированных на дне надводных или подводных гидроагрегатов,

преобразующих энергию приливно-отливного течения в электрическую. Для использования энергии приливов нет необходимости полностью перекрывать устье бассейна и создавать напорный фронт. Максимально возможная мощность и максимально возможная выработка энергии получается при определенном гидравлическом напоре воздействующем на турбины, размещаемыми на входе в бассейн ПЭС (в самой узкой его части)(рис.13).

Рис. 13 Схема ПЭС:
1-крыльчатка; 2-диффузор; 3-корпус.

Независимо от типа все волновые установки состоят из основных

частей:
- рабочего тела;
- рабочего органа;
- силового преобразователя;
- системы крепления.











Рис. 14 Волновая энергоустановка
Функциональное назначение каждой из частей состоит в следующем :
Рабочее тело - это среда, воздействующая на силовой преобразователь. Им может быть вода или воздух.

– генератор; 3 – ферма.

1- обтекатель, 2- лопасти турбины,3- концентратор, 4-съемная часть

блока, 5-насос, 6-гидромотор с генератором.

Гидротурбина - ротационный двигатель, преобразующий механическую энергию воды (энергию давления и скоростную) в энергию вращающегося ротора (рис.16).

только вертикальные колебания, но и угловые перемещения в соответствии

с профилем волны. Рабочее тело таких установок состоит из двух или многих поплавков, соединенных между собой шарнирами в виде поршневых насосов или гофрированных “мехов”. Установки используют изменение формы поверхности моря при ветровом волнении (путем изменения углового положения между поплавками) для привода в действие насосов или “мехов”.
Наиболее известной установкой этого типа является “контурный (шарнирный) плот Кокерелля, предложенный в 1972 г. Лабораторные испытания модели плота в масштабе 1/100 показали, что его эффективность составляет около 45 % (рис.17).











Рис. 17 Контурный плот Кокерелля

России

действует экспериментальная ПЭС в Кислой губе на побережье Баренцева моря (рис.19).

На этапе проектирования находится Северная ПЭС мощностью 12 МВт (рис.20). В СССР были разработаны проекты строительства ПЭС в Мезенской губе (мощность 11000 МВт) на Белом море, Пенжинской губе и Тугурском (рис.21) заливе (мощностью 8000 МВт) на Охотском море (табл.1).
В настоящее время статус этих проектов неизвестен, за исключением Мезенской ПЭС, включённой в инвестпроект РАО»ЕЭС».
Пенжинская ПЭС была бы самой мощной электростанцией в мире — проектная мощность 87 ГВт.

Рис. 19 Компоновка ПЭС (проект Кислогубской ПЭС мощностью 450 кВт).

ПЭС; 3- Лумбовская ПЭС; 4-Мезенская ПЭС

ПЭС

России
 

во Франции, Великобритании, Канаде, Китае, Индии, США и других странах.  ПЭС «Ля Ранс»

(рис.22), построенная на  р. Ранс (Северная Бретань) имеет самую большую в мире плотину (длина составляет 800 м). Плотина служит мостом, по которому проходит высокоскоростная трасса, соединяющая города Св. Мало и Динард. Мощность станции составляет 240 МВт.

Приливные электростанции за рубежом

Рис. 22 Общий вид ПЭС (Ля Ранс)

за весь срок эксплуатации
Нет зависимости от уровня выпадаемых в

году осадков
Стоимость энергии самая низкая по сравнению с другими элеткростанциями

Отсутствует выброс вредных газов, в том числе и создающих парниковый эффект в атмосфере, а также золы, радиоактивных тепловых отходов
Отсутствие проблемы, связанные с добычей, транспортированием, переработкой, сжиганием и складированием топлива
На ПЭС гибнет всего 5-10% планктона (на ГЭС 83-99%)
Побережье защищается от отрицательных воздействий штормов
Климатические условия на примыкающих к ПЭС территориях, как правило , улучшаются

Возможность расширения туризма
Нет опастности затопления земельи волныпрорыва в нижний бьеф (в отличие от ГЭС)
Улучшения транспортной системы района, включая возможность строительства дорог на дамбе

25 мин и 24 ч 50 мин) с привычным

для человека периодом солнечных суток (24 ч); в связи с чем возникает сдвиг по фазе между оптимальными генерацией и потреблением энергии;
Изменение высоты прилива с периодом две недели, что приводит к колебаниям мощности ПЭС;
Большие расходы воды при относительно низких напорах приводят к необходимости использования
Строительство возможно только на берегах морей и океанов

полного гидродинамического давления волн
Использующие скорость жидкости
Использующие изменение угла наклона

волновой поверхности

шестью изогнутыми лопастями.
3) Трехъярусная турбина.
4) Двухъярусная турбина с

двумя прямыми лопастями в каждом ярусе.
5) Однолопастная одноярусная турбина.
6) Низконапорная ортогональная турбина

Геликоидная турбина (от греч. «геликс» – спираль

и «эйдос» – вид) – оригинальная турбина, созданная Александром Горловым. Турбина имеет три спирально закрученные лопасти и под действием потока воды способна вращаться в два-три раза быстрее скорости течения (рис.24).

Рис. 24 Сбалансированная геликоидная турбина с винтовыми лопастями
Левый и правый ярусы вращаются в противоположных направлениях. Между ярусами расположен линейный (дуговой) генератор.

генератор является универсальным и может быть применен как в

свободно-поточных агрегатах разной конструкции, так и в системе использования энергии волн в комплексе с энергией течений (рис.25).

Рис. 25 Волно-поточный гидроагрегат прямого действия с ортогональными турбинами и электрогенератором встречного вращения.

Суть его состоит в использовании дельтовидных лопастей, образованных парами

лопастей, очерченных по винтовым линиям встречного направления. В потоках с мало меняющимся направлением течений, например в реках, сбалансированные турбины целесообразно объединить в пару с противоположным направлением вращения и расположением осей турбин в горизонтальной плоскости под острым углом к направлению течения (рис. 26). Такое расположение избавит опорную конструкцию от крутящего момента, действующего на индукторы каждой машины, обеспечит устойчивость системы. При небольшом превышении нагрузки на одну из турбин, система будет поворачиваться, увеличивая нагрузку на противоположную турбину и возвращаясь к равновесию.

Рис. 26 План расположения пары сбалансированных турбин со встречным вращением роторов.

на рабочее колесо и используются схемы с одной струей

или двумя струями, которая требует специальной формы разветвления. 
В этом месте пролив перекрывается плотиной приливной электростанции мощностью 1200МВт состоящей из трех горизонтальных агрегатов. Высота прилива 4 м позволяет электростанции работать в оптимальном режиме.
Приливные электростанции оборудуются обратимыми горизонтальными турбинами (рис.27), которые независимо от направления прилива меняют часы работы, подстраиваясь в ритм энергосистемы. Если мощность ПЭС падает и нет большой потребности в электроэнергии, то генератор превращается в мотор, а турбина - в насос, подкачивающий воду из моря в бассейн для подъема горизонта прилива.

Рис. 27 Горизонтальная турбина

Электростанция содержит корпус с открытым входом и выходом установленных

на вертикальных валах вращения, связанных с электрогенераторами, гидротурбин виде барабанов, на наружных поверхностях которых закреплены лопасти (рис.28). На входе и выходе корпуса установлены вертикальные щиты, направляющие приливный поток на лопасти гидротурбин с обеспечением их вращения. Представляющий гидротурбину барабан состоит из соединенных основаниями двух конусов, на наружных поверхностях которых по винтовой линии прикреплены лопасти таким образом, что начало каждой на нижней вершине конуса барабана смещено по ходу его вращения относительно конца на второй верхней вершине барабана на 1-2 шага лопастей. На нижней конусной части барабана лопасти имеют форму вращения виде цилиндра, а в верхней части барабана лопасти повторяют при вращении форму конуса. Поворотные вертикальные штанги приливных щитов установлены от продольной оси симметрии корпуса по обе стороны на расстоянии [прил.2].
Изобретение повышает эффективность преобразования энергии приливов в электрическую энергию.

4-лопасти, 5-вертикальные оси вращения, 6-щиты-затворы, 7- оси щитов, 8-закрылки

гидротурбин

в зависимости от относительной скорости потока на подходе к

турбине:
1 - оптимизированная турбина A.M. Горлова, испытанная в бассейне при скорости протяжки 0,6 – 2,4 м/с; 2 - турбина с шестью изогнутыми лопастями; 3 - трехъярусная турбина, в = 0,45; 4 -двухъярусная турбина с двумя прямыми лопастями в каждом ярусе a = 0,4; 5-тоже, что и 4, но при
a = 0,3; 6 - однолопастная одноярусная турбина б = 0,25;
8-10 - модели одноярусных агрегатов одного диаметра 1950 мм с разным числом одинаковых лопастей (профиль NACA0015) и затенением 0,308

поперечно- струйным турбинам, работающим в потоке жидкости или газа

внутри напорной проточной камеры. Характерная особенность ортогональной турбины состоит в том, что лопасти, закрепленные на роторе турбины, имеют крыловидный профиль, обтекание которого потоком среды создает подъемную силу, проекция (тангенциальная составляющая) которой на направление кругового движения лопасти обеспечивает тянущую силу лопасти, причем в рабочем режиме скорость движения лопасти в несколько раз превышает скорость набегающего на нее потока. Эта особенность делает целесообразным применение ортогональных турбин в низконапорных потоках [прил.1].

Рис. 30 Вертикальная турбина:
1- ротор, 2- лопасти, 3-камера, 4,5-отверстия, 6-выступ, 7-верхняя грань, 8,9- боковые грани, 10-дифлекторы, 11-обтекатель, 12-стабилизатор, 17-затвор, 18-водный напор

коэффициента эффективности CP(V/U), связывающего скорость потока на подходе к

турбине U0 с ее мощностью Р и площадью поперечного сечения Ω:
кВт

где: CP – коэффициент эффективности;
U0 – скорость потока на подходе к турбине, м/c;
Р – мощность, кВт;
Ω – площадь поперечного сечения, м2.



кВт

(1)

Мощность ортогональной турбины во многих случаях удобно связывать не со скоростью потока, а с линейной скоростью лопастей V и площадью поверхности лопастей Ωb, полагая:

(2)

где: CN – коэффициент мощности;
V – линейная скорость лопастей, м/с;
Ωb – площадь поверхности лопастей, м2.

Коэффициенты СР и CN связаны тождеством:

(3)

приливной энергетики достаточно просты. Предположим, что бассейн ПЭС наполняется

при высокой воде и опустошается через турбины при малой воде (рис. 31). Пусть бассейн имеет постоянную площадь A, остающуюся покрытой водой при малой воде. Допустим, что поступившая в бассейн вода имеет массу ρAR ,сосредоточенную в центре тяжести на высоте R/2 от уровня малой воды, и что вся вода вытекает из бассейна при малой воде. Потенциально максимальную энергию от прилива можно получить, если вся вода падает с высоты R/2

до условий малой воды, таким образом, часть потенциальной энергии

прилива не может быть преобразована.
2) Турбины ПЭС должны работать при низком напоре и при больших скоростях потоков – условия необычные для имеющейся обычной гидроэнергетической практики.
Невозможно равномерно снабжать потребителей электроэнергией из-за изменения уровня воды в бассейне. На рисунке 32 показано, что ПЭС может работать как при опустошении бассейна, так и при его наполнении. Оптимальная станция, использующая реверсируемые гидроагрегаты, которые, кроме того, можно еще использовать и в насосном режиме для повышения уровня в бассейне, может перерабатывать до 90% потенциальной энергии прилива.

в течение которых инвестиции будут погашены нарастающим доходом.
Первый

год: 703450 -94440 = 609010;
Второй год: 609010-82842 = 526168;
Третий год: 526168 - 72668 = 453500;
Четвертый год: 453500 - 63744 = 389756;
Пятый год: 389756 - 55916 = 333840;
Шестой год: 333840-49049=284791;
Седьмой год: 284791-43026=241765;
Восьмой год: 241765-37742=204023;
Девятый год: 204023-33107=170916;
Десятый год: 170916-29041=141875;
Одиннадцатый год: 141875-25476=116399;
Двенадцатый год: 116399-22346=94053;
Тринадцатый год: 94053-19602=74451;
Четырнадцатый год: 74451-17195=57256;
Пятнадцатый год: 57256-15083=42173;
Шестнадцатый год: 42173-13231=28942;
Семнадцатый год: 28942-11606=17336;
Восемнадцатый год: 17336-10181=7155;
Девятнадцатый год: 7155/8930=0,8
Срок окупаемости составляет 18,8 года.

Мирового океана – энергетика приливных течений на шельфе. Но

существовавшие до сих пор технологии, связанные с долговременным строительством огромных плотин по ряду экологических и экономических причин сдерживали реальное применение этого вида энергии океана.
Пока в России «думали», в мире уже построили около двух десятков ПЭС различной мощности: промышленные ПЭС во Франции, Великобритании, Канаде, США, Южной Корее и Ирландии, экспериментальные в Канаде и Норвегии, несколько микроэлектростанций в Китае. В ближайшие годы могут быть построены приливные электростанции в Индии, Бразилии, Шотландии и Аргентине. В целом, благоприятные условия для строительства ПЭС имеются в 23 странах мира. Локомотивом отрасли может статья Южная Корея, которая в 2011 году построила крупнейшую в мире ПЭС мощностью 254 МВт. Сейчас Корейские власти активно интересуются российскими разработками. Так, в мае 2012 года замминистра промышленности и торговли РФ Георгий Каламанов сообщил, что корейцы не только интересуются российскими технологиями, но и готовы инвестировать в российские проекты. Это заявление позволяет надеяться, что в ближайшее время отрасль найдет инвесторов и может начать стремительное развитие. Но, к сожалению, активность российских властей по развитию отрасли пока остается минимальной, так как наш энергетический рынок насыщен традиционными источниками энергии.
В связи с проявлением интереса потенциальными иностранными инвесторами отметим, что стоимость различных проектов по строительству ПЭС в России оценивается в сумму от 5 до 30 млрд. рублей, а сроки окупаемости вложений могут составить от 7 до 15 лет. Единственным игроком на российском рынке приливных электростанций является государственная компания ОАО «Русгидро» (и ее дочерние структуры). Все оборудование для существующих блоков ПЭС изготавливалось на ОАО «ПО «Севмаш», а ведущими научными институтами выступают московские НИИ «Энергетических сооружений» и НИИ «Гидропроект».

Заключение

ПЭС, это та же ГЭС, только разность уровней воды образуется за счёт приливов и отливов.
ПЭС не загрязняют атмосферу как ТЭС, не затопляют земли как ГЭС, не представляют радиационной опасности как АЭС.
Технически они не сложнее ГЭС, только в отличие от реки здесь дамбой перекрывается какой-нибудь залив или, где уровень приливов-отливов меняется на 10 м. в сутки.
ПЭС смогут обеспечить до 15% потребностей человечества в электричестве.
Выдаваемую мощность ПЭС можно легко и на будущие определить на каждый день путем расчетов, так как движение луны и солнца нам известно, тем самым можно рассчитать сколько нам нужно с аккумулировать электрической энергии для пиковых нагрузок.
Сейчас в мире действует десяток таких станций, самая мощная – 240 МВт во Франции.
В Росси на данный момент существуют 5 нереализованных проектов ПЭС и одна действующая (Кислогубская ПЭС). Данная проблема обусловлена большим сроком окупаемости.

Список литературы:

Бернштейн Л. Б., Приливные электростанции в современной энергетике. - М., 1961.
Дробнис В.Ф. «Гидравлика и гидравлические машины», изд. Москва, 1987 г. – 199 с
Жибра Р.В. «Статья из http://www.sever-rost.ru/news экологические проблемы, связанные с гидроэлектростанциями», Москва, 2009 год.
Лятхер В.М., Иванов И.И., Скосарева С.М.//Гидротехническое строительство, 1986. - С. 142-145.
Непорожний П.С., Обрезков В.И.; «Введение в специальность: гидроэлектроэнергетика.» изд. Москва, 1982 г. - 303 с.
Смил В. Энергетика: мифы и реальность. Научный подход к анализу мировой энергетической политики. – М.: АСТ-Пресс Книга, 2012. – С.83-89.
Усачев И.Н. Приливные электростанции. - М.:Энергия, 2002. Усачев И.Н. Экономическая оценка приливных электростанций с учетом экологического эффекта// Труды XXI Конгресса СИГБ. - Монреаль, Канада, 16-20 июня 2003.

ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ
(21), (22)

Заявка„ 2009103828/06, 05.02.2009

(24) Дата начала отсчета срока действия патента„ 05.02.2009

(45) Опубликовано„ 10.06.2010 Бюл. № 16

(56) Список документов, цитированных в отчете о поиске„ RU 2044155 C1, 20.09.1995. SU 1606731 A1,
15.11.1990. RU 2307949 C1, 10.10.2007. DE
29823019 U1, 11.03.1999. JP 52001245 A,
07.01.1977.

(72) Автор(ы)„
Историк Борис Львович (RU),
Шполянский Юлий Борисович (RU)

(73) Патентообладатель(и)„ Историк Борис Львович (RU),
Шполянский Юлий Борисович (RU)

Адрес для переписки„
119334, Москва, ул. Косыгина, 5, кв.35, М.Б.
Щедрину

(54) НИЗКОНАПОРНАЯ ОРТОГОНАЛЬНАЯ ТУРБИНА

(57) Реферат„
Изобретение относится к ветро- и
гидроэнергетике и может быть применено на приливных электростанциях, низконапорных речных гидроэлектростанциях, на волновых электростанциях, на ветроэлектростанциях с концентраторами ветровой энергии. Турбина содержит ротор 1 с лопастями 2 крыловидного профиля, установленный поперек проточной камеры 3. В камере 3 выполнен, по меньшей мере, один поперечный выступ 6, верхней

гранью 7

поверхности

примыкающий с зазором к цилиндра, сметаемого

лопастями 2. В сечении, перпендикулярном оси ротора 1, боковая грань поперечного выступа,
обращенная к подводящему отверстию 4 проточной камеры 3, выполнена вогнутой, а, по меньшей мере, одна касательная к этой грани образует с отрезком прямой, связывающим точку касания с осью ротора 1, острый угол в направлении подводящего

отверстия 4 проточной камеры 3. Изобретение направлено на увеличение кпд турбины за счет
снижения относительной мощности холостых струй в проточной камере ортогональной турбины. 9 з.п. ф-лы, 6 ил.

R U

2 3 9 1 5 5 4

C 1

C 1

2 3 9 1 5 5 4

R U

Cwp.:

INTELLECTUAL PROPERTY, PATENTS AND TRADEMARKS

(12) ABSTRACT OF INVENTION
(21), (22)

Application„ 2009103828/06, 05.02.2009

(24) Effective date for property rights„ 05.02.2009

(45) Date of publication„ 10.06.2010 Bull. 16

Mail address„
119334, Moskva, ul. Kosygina, 5, kv.35, M.B. Shchedrinu

(72) Inventor(s)„
Istorik Boris L‘vovich (RU), Shpoljanskij Julij Borisovich (RU)

(73) Proprietor(s)„
Istorik Boris L‘vovich (RU), Shpoljanskij Julij Borisovich (RU)

(54) LOW HEAD ORTHOGONAL TURBINE
(57) Abstract„
FIELD„ power industry.
SUBSTANCE„ invention can be implemented at
tidal power plants, low head river hydro-power plants, wave power plants, and at wind-turbine electric plants with concentrators of wind power. The turbine consists of rotor 1 with blades 2 of wing- shaped profile installed across flow-through chamber
3. At least one cross lug 6 is made in chamber 3; upper facet 7 of lug with a gap adjoins surface of a
cylinder swept off with blades 2. In section perpendicular to axis of rotor 1 the side facet of the cross lug facing supplying aperture 4 of flow- through chamber 3 is concave; while at least one tangent to this facet forms acute angle with a section of straight line connecting tangent point with axis of rotor 1; this acute angle is directed to supplying aperture 4 of flow-through chamber 3.
EFFECT„ increased efficiency of turbine due to

reduction of reference power of idle jets in flow- through chamber of orthogonal turbine.
10 cl, 6 dwg

R U

2 3 9 1 5 5 4

C 1

C 1

2 3 9 1 5 5 4

R U

Cwp.:

относится к ветро- и гидроэнергетике и может быть применено

на приливных электростанциях (ПЭС), низконапорных речных гидроэлектростанциях
(ГЭС), на волновых электростанциях, на ветроэлектростанциях с концентраторами
ветровой энергии и др.
Уровень техники
Низконапорные ортогональные турбины относятся к реактивным поперечно- струйным турбинам, работающим в потоке жидкости или газа внутри напорной проточной камеры. Характерная особенность ортогональной турбины состоит в том, что лопасти, закрепленные на роторе турбины, имеют крыловидный профиль, обтекание которого потоком среды создает подъемную силу, проекция (тангенциальная составляющая) которой на направление кругового движения лопасти обеспечивает тянущую силу лопасти, причем в рабочем режиме скорость движения
лопасти в несколько раз превышает скорость набегающего на нее потока. Эта особенность делает целесообразным применение ортогональных турбин в низконапорных потоках. Другая особенность этих турбин заключается в том, что при круговом движении лопастей они обтекаются потоком среды, формируемым проточной камерой, в нестационарном режиме с двухкратным изменением направления обтекания профиля лопасти за каждый оборот ротора. Эта особенность приводит к тому, что эффективность ортогональной турбины определяется не только конструкцией ротора и лопастей, но и, в значительной степени, конфигурацией проточной камеры. При этом важную роль играет зазор δ между поверхностью цилиндра, сметаемого лопастями турбины, и поверхностью проточной камеры, который в ортогональных турбинах во избежание гидроударов приходится выполнять в 10-20 раз большим, чем аналогичный зазор в осевых турбинах.
Известна ортогональная поперечно-струйная турбина, содержащая ротор с лопастями крыловидного профиля, установленный поперек проточной камеры с подводящим и отводящим отверстиями, которая в сечениях, перпендикулярных оси ротора, прямолинейно сужается к ротору так, что камера вблизи ротора меньше его диаметра D. В зоне вращения ротора проточная камера расширяется по дуге окружности с диаметром, превышающим диаметр D на величину зазора δ (см. Лятхер В.М. Комплекс приливных электростанций, обеспечивающий заданный график выдачи мощности, Гидротехническое строительство, 1998, №12, с.48, рис.8).
Недостаток данного технического решения - низкий кпд ортогональной турбины.
По данным канадских исследователей, проводивших испытание модели ортогональной турбины с подобной проточной камерой, максимальный кпд такой турбины не превышает 0,37 (см. Fahre T.D., Pratte B.D. and Swan D. The Darrieus Hydraulic Turbine - Mode and Field Experiment. Fourth International Symposium on Hydro Power Fluid Machinery. Anaheim, California, December, 1986. American Society of Mechanical Engineers).
Известна также выбранная в качестве прототипа ортогональная турбина,
содержащая ротор с лопастями крыловидного профиля, установленный поперек проточной камеры, в которой выполнен, по меньшей мере, один поперечный выступ, верхней гранью примыкающий с зазором к поверхности цилиндра, сметаемого лопастями, при этом в сечении, перпендикулярном оси ротора, верхняя грань поперечного выступа смещена относительно поперечной оси проточной камеры поворотом на острый центральный угол (см. RU 2044155 С1, 20.09,1995, F03B1/00).
Данное решение использовано на нескольких опытно-промышленных установках. Наиболее мощная из них с вертикальной ортогональной турбиной диаметром 5 м

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

наплавном блоке «Малая Мезенская ПЭС», пристыкованном к свободному водоводу

Кислогубской ПЭС (см. Усачев И.Н., Шполянский Ю.Б.,
Историк Б.Л., Пастухов В.П., Кондрашов Ю.В., Бородин В.В., Савченков С.Н., Кушнерик В.И. Сооружение типового наплавного энергоблока для приливных электростанций. Гидротехническое строительство, 2007, №9, с.2-8).
Турбина-прототип является более совершенной„ по результатам ее натурных испытаний, проведенных в 2007 г., достигнуто максимальное значение кпд турбины 0,64. Этот уровень кпд делает применение ортогональных турбин на ПЭС России экономически оправданным и предпочтительным по сравнению с совершенными, но значительно более дорогими осевыми поворотно-лопастными
турбинами капсульных агрегатов (см. Историк Б.Л., Прудовский A.M., Усачев И.Н., Шполянский Ю.Б. Применение ортогональной турбины на приливных электростанциях. Гидротехническое строительство, 1988, №12, с.35-44).
Недостаток прототипа состоит в следующем.
Под действием перепада давлений между входным и выходным отверстиями проточной камеры в зазоре δ формируются мощные холостые струи, проходящие мимо лопастей турбины и не выполняющие полезной работы. Холостые струи уносят часть энергии потока, подводимого к турбине и протекающего через ее проточную камеру, и, тем самым, снижают кпд турбины. Уменьшение зазора δ уменьшает
относительную мощность холостых струй. Однако этот зазор нельзя сделать малым,
исходя только из конструктивных соображений точности изготовления турбины, как это обычно делают для осевых турбин. С уменьшением зазора 5 до конструктивно допустимой величины в ортогональной турбине возникают локальные области повышенного давления, приводящие к гидроударам при прохождении лопастей над выступами проточной камеры. При этом возникает сильный гидродинамический шум, резко увеличиваются нагрузки на лопасти и снижается кпд турбины. Величина
зазора 5, необходимая для предотвращения гидроударов, создающих разрушительную нагрузку на лопасти, может достигать 0,02-0,04 от диаметра D ортогональной турбины, что в 10-20 раз больше, чем у осевых турбин.
Прототип содержит выступы на стенках проточной камеры, отклоняющие пристеночный поток от прямого попадания в зазор 5, что улучшает распределение общей мощности потока между рабочими и холостыми струями и, тем самым, увеличивает кпд турбины. Однако возможности по отклонению пристеночного потока и соответствующего увеличения кпд ортогональной турбины использованы в прототипе не полностью.
Раскрытие изобретения
Задача изобретения - увеличить кпд турбины за счет дальнейшего снижения относительной мощности холостых струй в проточной камере ортогональной турбины.
Задача решена в низконапорной ортогональной турбине, содержащей ротор с
лопастями крыловидного профиля, установленный поперек проточной камеры, имеющей, по меньшей мере, один поперечный выступ, верхней гранью примыкающий с зазором к поверхности цилиндра, сметаемого лопастями, при этом в сечении, перпендикулярном оси ротора, боковая грань поперечного выступа, обращенная к подводящему отверстию проточной камеры, выполнена вогнутой, а, по меньшей мере, одна касательная к этой грани образует с отрезком прямой, связывающим точку касания с осью ротора, острый угол в направлении подводящего отверстия проточной камеры.

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

развития, которые могут быть применены в частных случаях его

осуществления и состоят в том, что„
в сечении, перпендикулярном оси ротора, отрезок прямой, соединяющий ось ротора с любой точкой на верхней грани поперечного выступа, образует с поперечной осью проточной камеры острый угол в направлении вращения ротора;
проточная камера в сечении, перпендикулярном оси ротора, выполнена с соблюдением центральной симметрии относительно оси ротора;
в проточной камере перед боковой гранью поперечного выступа, обращенной к
подводящему отверстию проточной камеры, установлен, по меньшей мере, один струенаправляющий элемент;
на роторе смонтирован с возможностью поворота вокруг оси ротора самоустанавливающийся в потоке среды обтекатель;
верхняя грань выступа образована пересечением его боковых граней или концентричной ротору цилиндрической поверхностью среза, пересекающей боковые грани выступа;
лопасти выполнены прямолинейными с постоянным по длине лопасти крыловидным профилем и закреплены на роторе параллельно его оси с помощью дисков или кронштейнов обтекаемой формы;
торцы лопастей фиксированы дисками или кольцами. Краткое описание фигур чертежей
Фиг.1 иллюстрирует пример конструкции предлагаемой турбины для использования в однонаправленном потоке среды (который характерен, например,
для ГЭС или ветроэлектростанции с преобладанием определенного направления ветра).
На фиг.2 показан разрез Б-Б фиг.1.
Фиг.3 иллюстрирует пример конструкции предлагаемой турбины для использования в потоке среды, периодически меняющем свое направление (который характерен, например, для ПЭС или волновой электростанции).
На фиг.4, 5 и 6 представлены пространственные изображения возможных
вариантов конструкции ротора ортогональной турбины, примеры простых и технологичных конструкций ротора 1 с двенадцатью прямолинейными лопастями 2, которые имеют постоянный по длине лопасти 2 крыловидный профиль и закреплены параллельно оси ротора 1.
На фиг.4 показан пример закрепления на роторе 1 лопастей 2 с помощью двух дисков 13 и радиальных кронштейнов (спиц) 14 обтекаемой формы.
На фиг.5 показан пример ротора 1, аналогичный показанному на фиг.4, в котором торцы лопастей 2 фиксированы кольцами 15.
На фиг.6 - фиксированы дисками 16.
Осуществление изобретения с учетом его развития
Низконапорная ортогональная турбина (см. фиг.1, 2 и 3) содержит ротор 1 с
лопастями 2 крыловидного профиля и проточную камеру 3. Ротор 1 установлен в опорах вращения поперек камеры 3. При такой установке ротора его ось располагается поперек потока рабочей среды, протекающего через торцевые отверстия 4 и 5 камеры 3. Поток рабочей среды, вращающий ротор 1, может представлять собой поток жидкости, например воды, или поток газа, например воздуха. На фиг.1 и 3 показан частный случай осуществления изобретения, когда на двух противоположных стенках камеры 3 выполнено по одному поперечному выступу 6. Выступ 6 имеет верхнюю грань 7 и боковые грани 8 и 9. Своей верхней

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

выступ 6 примыкает с зазором 5 к поверхности цилиндра

диаметром D,
ометаемого лопастями 2 при вращении ротора 1.
На фиг.1 и 3 турбины показаны в сечениях, перпендикулярных оси ротора 1, которая в этих сечениях обозначена точкой О. Через точку О проходит продольная ось проточной камеры 3, перпендикулярная плоскостям отверстий 4 и 5, и ортогональная ей поперечная ось С-С камеры 3. Боковые грани 8 выступов 6 обращены к отверстию 4, а боковые грани 9 - к отверстию 5 камеры 3.
В турбине, предназначенной для использования в однонаправленном потоке среды
(см. фиг.1, 2), отверстие 4 предназначено для подвода потока к ротору 1 и является подводящим. Обращенные к этому отверстию грани 8 выступов 6 выполнены в показанном сечении вогнутыми.
В турбине, предназначенной для использования в потоке среды, периодически меняющем свое направление (см. фиг.3), каждое из отверстий 4 и 5 предназначено для
подвода потока среды, соответствующего направления к ротору 1 и, следовательно, оба этих отверстия являются подводящими. В этом случае боковые грани 8, обращенные к подводящему отверстию 4, и боковые грани 9, обращенные к подводящему отверстию 5, выполнены в показанном сечении вогнутыми.
На фиг.1 и 3 также видно, что в показанном сечении на вогнутой грани (грань 8 на фиг.1 и грани 8 и 9 на фиг.3) выступа 6 имеется точка, в которой касательная к грани
образует с отрезком прямой, связывающей точку ее касания с осью ротора 1, острый угол ψ1 или ψ2 в направлении соответствующего подводящего отверстия камеры 3.
Кроме того, на фиг.1 и 3 видно, что в показанном сечении отрезок прямой длиной D/2+δ, соединяющий ось О ротора с точкой на верхней грани 7 поперечного
выступа 6, образует с поперечной осью С-С камеры 3 острый угол (α1 или α2 на фиг.1
и α на фиг.3) в направлении вращения ротора 1. Направление вращения ротора ортогональной турбины (ротор вращается в сторону тупого носка крыловидного профиля лопасти 2) не зависит от направления потока среды и показано на фиг.1 и фиг.3 стрелкой.
На фиг.1 показан частный случай, когда верхняя грань 7 выступа 6 образована линией пересечения его боковых граней 8 и 9, а на фиг.3 - другой частный случай, когда верхняя грань 7 выступа 6 образована концентричной ротору 3 цилиндрической поверхностью среза, пересекающей боковые грани 8 и 9. В последнем случае
выступы 6 в показанном сечении имеют форму «каблука».
В частных случаях осуществления изобретения углы α1 или α2, показанные на фиг.1,
могут быть неравными. При этом возможно отрицательное значение одного (только одного) из углов (α1 или α2), т.е. один из выступов 6 может быть смещен от поперечной оси проточной камеры по окружности диаметром D+2δ, в направлении, обратном направлению вращения ротора 1.
В турбине, показанной на фиг.3, поперечные выступы 6 на противоположных стенках турбинной камеры выполнены в показанном сечении с соблюдением центральной симметрии относительно оси ротора (точки О). В этом случае угол α одинаков для обоих выступов 6 в одном сечении камеры 3.
Следует отметить, что в различных сечениях камеры 3, перпендикулярных оси ротора 1, углы α, α1 или α2 могут не сохранять своих значений. При этом верхняя
грань 7 выступа 6 может располагаться не параллельно оси ротора, а представлять собой кривую или ломаную линию на поверхности цилиндра диаметром D+2δ. Этим может быть достигнута постепенность (во избежание гидравлического удара) прохода лопастей 2 над верхней гранью 7 выступа 6 при относительно малом зазоре δ.

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

и 3 также показаны установленные рядом с вогнутыми боковыми

гранями выступов 6 струенаправляющие элементы (дефлекторы) 10. На фиг.1 показаны два
дефлектора у верхнего выступа и один дефлектор у нижнего. На фиг.3 показаны два дефлектора 10 (по одному с каждой стороны выступа 6), которые установлены с соблюдением центральной симметрии. Между вогнутой гранью выступа 6 и ближайшим дефлектором 10 (см. фиг.1 и 3), а также между двумя соседними дефлекторами 10 у верхнего выступа 6 (см. фиг.1) образуются струенаправляющие каналы, усиливающие струенаправляющий эффект вогнутой боковой грани выступа 6.
На фиг.3 также показан смонтированный на роторе 1 самоустанавливающийся в потоке среды обтекатель 11 с хвостовым стабилизатором 12. Обтекатель смонтирован в подшипниковых опорах, например в опорах скольжения (на фиг.3 не показаны).
Положение обтекателя 11 при течении жидкости слева направо показано сплошной линией, а его положение при обратном течении - пунктиром. Обтекатель 11 уменьшает
потери напора при обтекании потоком среды вала ротора 1, что дополнительно увеличивает кпд турбины.
Работа предлагаемой турбины описывается на примере ее использования в потоке воды.
При наличии некоторого минимального напора на жалюзийном затворе 17,
установленном, например, в подводящем напорном водоводе 18 (см. фиг.2, на фиг.3
затвор условно не показан), затвор 17 открывается (жалюзи поворачиваются и занимают положение, показанное на фиг.1). Через камеру 3 протекает поток, направленный поперек оси ротора 1 и поперек лопастей 2 крыловидного профиля. Тангенциальная составляющая воздействующей на лопасть 2 подъемной силы направлена по касательной к окружности диаметром D, ометаемой лопастями 2 ротора 1.
В любом положении ротора 1 для некоторых лопастей 2 эта сила является тянущей, а для некоторых тормозящей, т.е. препятствующей движению лопасти 2 в сторону ее тупого носка. Однако суммарный момент тянущей силы от всех лопастей 2 для неподвижного ротора 1 направлен в сторону тупого носка профиля лопасти 2.
Поэтому если ротор 1 снять с имеющегося рабочего тормоза, он начинает вращение и саморазгон. По мере увеличения частоты вращения ротора 1 и скорости движения лопастей 2 по круговой трассе вначале медленно, а затем быстро увеличивается момент тянущей силы и интенсивность разгона ротора 1. При достижении определенной частоты вращения ротора 1 включается полезная нагрузка, например путем включения в сеть генератора, вал которого сопряжен с ротором 1. Ротор прекращает разгон и переходит в рабочий режим вращения.
Описанная выше форма выступов с вогнутой указанным образом боковой гранью, обращенной к подводящему торцевому отверстию камеры 3, позволяет, варьируя параметр ψ, оптимизировать угол атаки потока, набегающего на лопасти 2, для увеличения вращающего момента ротора с сохранением положительного
направления тянущей силы его лопастей практически на всей круговой трассе их движения, исключая только короткие участки трассы у верхних граней 7 выступов 6, где происходит быстрая смена направления циркуляции потока вокруг лопасти и ее тянущая сила проходит через нулевое значение.
Направление в сторону втекающего потока касательной к боковой грани выступа вблизи его верхней грани способствует перераспределению мощности потока от
холостых струй к рабочим, обтекающим лопасти турбины, и, тем самым, увеличению кпд турбины.

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

при смене направления приливной волны напор воды снижается до

нуля. Если в этом случае турбину останавливают, то новое включение в ее работу может
быть произведено после того как напор воды достигнет необходимого минимума. Для этого при нулевом напоре и отсутствии течения воды по водоводу затвор 17 закрывают.
Применение предлагаемой ортогональной турбины на низконапорных ГЭС и на ПЭС может дать значительный экономический эффект. Увеличение кпд ортогональной турбины за счет предлагаемого технического решения оценивается по результатам проведенных расчетов как минимум в 5%. Это дает применительно к Мезенской ПЭС установленной мощностью 8000 МВт увеличение выработки электроэнергии примерно на 2 миллиарда кВт·ч в год по сравнению с прототипом.

Формула изобретения
Низконапорная ортогональная турбина, содержащая ротор с лопастями крыловидного профиля, установленный поперек проточной камеры, имеющей, по меньшей мере, один поперечный выступ, верхней гранью примыкающий с зазором к поверхности цилиндра, ометаемого лопастями, при этом в сечении, перпендикулярном оси ротора, боковая грань поперечного выступа, обращенная к подводящему отверстию проточной камеры, выполнена вогнутой, а, по меньшей мере, одна касательная к этой грани образует с отрезком прямой, связывающим точку касания с осью ротора, острый угол в направлении подводящего отверстия проточной камеры.
Турбина по п.1, отличающаяся тем, что в сечении, перпендикулярном оси ротора, отрезок прямой, соединяющий ось ротора с любой точкой на верхней грани поперечного выступа, образует с поперечной осью проточной камеры острый угол в
направлении вращения ротора.
Турбина по п.1, отличающаяся тем, что проточная камера в сечении, перпендикулярном оси ротора, выполнена с соблюдением центральной симметрии относительно оси ротора.
Турбина по п.1, отличающаяся тем, что в проточной камере перед боковой
гранью поперечного выступа, обращенной к подводящему отверстию проточной камеры, установлен, по меньшей мере, один струенаправляющий элемент.
Турбина по п.1, отличающаяся тем, что на роторе смонтирован с возможностью поворота вокруг оси ротора самоустанавливающийся в потоке среды обтекатель.
Турбина по п.1, отличающаяся тем, что верхняя грань выступа образована пересечением его боковых граней.
Турбина по п.1, отличающаяся тем, что верхняя грань выступа образована концентричной ротору цилиндрической поверхностью среза, пересекающей боковые грани выступа.
Турбина по п.1, отличающаяся тем, что лопасти выполнены прямолинейными с постоянным по длине лопасти крыловидным профилем и закреплены на роторе
параллельно его оси.
Турбина по п.8, отличающаяся тем, что лопасти закреплены на роторе с помощью дисков или кронштейнов обтекаемой формы.
Турбина по п.8, отличающаяся тем, что торцы лопастей фиксированы дисками или кольцами.

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50