Moin, Vielleicht interessiert Euch dieser kurze Projektbericht. Ich hatte die letzten paar Jahre privat ein kleines wenig mit dem Bau eines 100kW Wasserkraftwerk zu tun. Das war ein Gemeinschaftsprojekt und als Amateurunterfangen durchgezogen. Es handelt sich um ein 100kW WKF an der Westküste nördlich von Vancouver. Gespeist wird es von einem Bach mit ca. 60l/s und 325psi statischen Druck. Der Generator ist ein 1200rpm GE Dreiphasen 115kW 400V Motor der während des Betriebs mit dem Stromnetz permanent verbunden ist. Diese Verbindung stellt sicher, daß die Netzfrequenz und Phase mit dem des extern eingespeisten Netz synchron ist. Dieser Motor wirkt als Alternator, wenn die Pelton Wasserturbine gegen die Drehung des Motorschaftes einen Drehmoment ausübt. Gesteuert wird alles von einem PLC. Das Betriebswasser wird ein paar hundert m höher durch ein Zement geführten Einlass durch zwei 20cm PVC Röhren die das Wasser auf ein sogenanntes "Coanda" Screen leiten, eingefangen. Mit einem Absperrbrett kann man das Wasser absperren. Dieser Screen funktioniert nach dem Coanda Prinzip. und hat dem Zweck, Unrat, Steinchen über das Gitter gleiten zu lassen und führt in den Bach zurück, während das Wasser durch die rechteckigen Spalten in ein Zementeinfangbecken führt und zum Kopftank weitergeführt wird. In dieser Leitung befindet sich auch ein fernsteuerbarer Absperrhahn. Dieser Kopftank fasst rund 8m^3 Wasser. Der Überfluss wird in den Bach zurück geleitet. Das Wasser wird dann über ein fernsteuerbares Auslassventil zur Druckrohrleitung geführt. Dort ist auch das obligatorische Luftausgleichsrohr angeordnet. Das 700m lange und 25cm dicke Druckrohrleitung aus geschweissten PVC führt durch wildes UrWaldgelände/Abhang zum Generatorhaus. Das Hochdruckwasser wird notfalls auch zur Feuerbekämpfung mitverwendet. Bei dem vorhandenen hohen Wasserdruck funktioniert das gut und der Wasserstrahl reicht 100m weit. Der Wassereinlass wird durch einige Webcams über eine 5.8GHz Ethernet Link überwacht. Telemetry und Fernsteuerung über eine verschlüsselte 900 MHz Link. Der Wasserstand wird vom PLC über die Telemetrieverbindung überwacht und regelt die Ausgangsleistung um den Tank nicht leer zu machen. Für den Notfall können die Wasserventil vom Tal aus durch Aktuatoren ferngesteuert werden. Eine kleine Wasserturbine versorgt die Einlasselektronik mit der nötigen Energie. Die Anlage funktioniert auch im Winter. Die Pelton Turbine wird vom PLC hydraulisch reguliert und überwacht. Im Notfall kann man durch einen Stromimpuls den "Deadman" Wasserstrom Deflektor auslösen, der den Zweck hat, das Wasser von den Turbinenschaufeln abzuleiten, um eine Selbstzerstörung der Turbine bei Lastverlust zu verhindern. Ein hydraulisch gesteuerter Speer ermöglicht die Regulierung des Wasserstromes für die Leistungsreglung. Im Stationshaus befindet sich ein 30kVA Stationstrafo der auch 120/240V für benachbarte Unterkünfte bereitstellt. Die Anlage läuft nun schon seit zwei Jahren. In den heissesten Sommermonaten kann es passieren, daß man mit reduzierter Leistung operieren muß. Es gibt da auch diesbezügliche Auflagen seitens der Wasserbehörde die mit Fischbestand zu tun haben. Jedenfalls war es ein faszinierendes Projekt. Der Bau beanspruchte wegen der Amateurmittel einige Jahre. Ich hatte da etwas mit der Telemetrie und FW zu tun. Ich hoffe es hat Euch ein bisschen interessiert. Gerhard
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Hallo Gerhard O., danke für den interessanten Bericht! Wie hoch ist denn die Dauerleistung, die das Kraftwerk mit einer Nennleistung von 100 kW immer, also auch in den trockenen Sommermonaten abgeben kann? Wäre es eventuell rentabler, den Charakter der Anlage von Dauereinspeisung hin in Richtung Primärregelung oder ähnlichem umzuwandeln?
Gerhard O. schrieb: > Es handelt sich um ein 100kW WKF an der Westküste nördlich von > Vancouver. Nunja, 100kW würde ich nicht mehr als "µ" bezeichnen. :-) Gibt es dort auch grössere Probleme mit der wasserrechtlichen Genehmigung solcher Kraftwerke?
Peter M. schrieb: > Hallo Gerhard O., > > danke für den interessanten Bericht! > > Wie hoch ist denn die Dauerleistung, die das Kraftwerk mit einer > Nennleistung von 100 kW immer, also auch in den trockenen Sommermonaten > abgeben kann? Im Spät-Sommer kann es knapp werden. Der PLC überwacht den Kopftank und stellt sicher, daß man die Wasserabnahme im sicheren Bereich betreibt. Sonst wird abgeschaltet. Das dauert meist aber nur ein paar Tage. Da muß also BC-Hydro dann einspringen. Die Wasserentnahme muss sich an die Behördenbestimmungen bzgl. Fischbestand richten. Normalerweise bewegt sich die Leistungentnahme je nach Wasservolumen zwischen 60-115kW. > > Wäre es eventuell rentabler, den Charakter der Anlage von > Dauereinspeisung hin in Richtung Primärregelung oder ähnlichem > umzuwandeln? Kann ich nicht beurteilen. Da müsste ich bei Gelegenheit fragen. Das Projekt kostete übrigens einschließlich Bürokratie fast $400K. Aber man denkt, daß es sich in unter 10J amortisieren wird.
Harald W. schrieb: > Gerhard O. schrieb: > >> Es handelt sich um ein 100kW WKF an der Westküste nördlich von >> Vancouver. > > Nunja, 100kW würde ich nicht mehr als "µ" bezeichnen. :-) > Gibt es dort auch grössere Probleme mit der wasserrechtlichen > Genehmigung solcher Kraftwerke? Ja, die Bürokratie war, wie ich hörte, recht nervig und die Genehmigungen dauerten lange (5J). Auch mussten hydrologische Atteste beantragt werden. Wahrscheinlich sind da die Grenzen "fließend"😊 Hier steht, daß 100kW noch als micro eingestuft wird: https://en.wikipedia.org/wiki/Micro_hydro
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Gerhard O. schrieb: > Hier steht, daß 100kW noch als micro eingestuft wird Naja, als ich in der Überschrift 'Mikro' gelesen hatte, hätte ich auch nicht 100kW erwartet 😀. Was bekommt ihr für die kWh beim Verkauf? Wenn ich beispielhaft mit 10ct rechne, dann sind das >80 k$ im Jahr, da sollte trotz Wartungskosten schon rentabel sein und die Amortisation in 10 Jahre müssten passen ... Jedenfalls ein Lob für die Initiative!
Klaus H. schrieb: > Gerhard O. schrieb: >> Hier steht, daß 100kW noch als micro eingestuft wird > > Naja, als ich in der Überschrift 'Mikro' gelesen hatte, hätte ich auch > nicht 100kW erwartet 😀. Ich dachte früher, daß da eher "Mini" gerechter wäre. > Was bekommt ihr für die kWh beim Verkauf? Da müsste ich nachfragen. Wenn mir jetzt die Erinnerung keinen Streich spielt, hörte ich mal was um 5-8ct. Werde es ggf. berichtigen, wenn ich mit meinem Kumpel gesprochen habe. > Wenn ich beispielhaft mit 10ct rechne, dann sind das >80 k$ im Jahr, da > sollte trotz Wartungskosten schon rentabel sein und die Amortisation in > 10 Jahre müssten passen ... > > Jedenfalls ein Lob für die Initiative! Danke. Ich werde es weiterleiten😊
1 | Hier sind ein paar technische Daten: |
2 | |
3 | |
4 | Intake weir |
5 | intake weir height 70 cm cut through solid rock |
6 | intake weir control manual control using steel stop bars |
7 | notch width 50 cm |
8 | notch height 50 cm |
9 | water flow by weir all excess is bypassed, visually monitored |
10 | penstock filter coanda wedge wire screen 24 by 48 inches |
11 | cleanouts one 3 inch drain in filter box |
12 | Intake monitoring |
13 | daily demand 60 liters per second for full power out |
14 | water level monitoring level available by radio telemetry |
15 | fish specis no fish in upper reach of creek |
16 | access private gated road and short hike |
17 | Penstock Intake |
18 | type of system 'run of the river', meaning no water storage |
19 | concrete volume less than one cubic meter of concrete |
20 | weir elevation 770 feet |
21 | flow control 8 inch butterfly valves |
22 | stored volume 8000 liters |
23 | storage time 2.5 minutes at full power demand |
24 | Pipe Line |
25 | pipe material polyethylene plastic |
26 | length 2200 feet |
27 | operating head 228 meters, 750 feet |
28 | diameter 8 and 10 inch |
29 | dimension ratio thickness DR 17 to DR 7.3 |
30 | joints fusion welded and mechanical couplings |
31 | coating none needed |
32 | anchors direct burial, concrete thrust blocks and cables |
33 | operating pressure 325 psi |
34 | penstock efficiency varies with flow, 90 % |
35 | head loss depends on flow, 10% is typical of other systems |
36 | construction access pipe is all pulled up from property below |
37 | Power House |
38 | construction 2 by 6 framed and insulated walls on heavy slab |
39 | size existing 24 by 32 building |
40 | elevation 10 feet above creek level |
41 | location 120 feet back from creek |
42 | access roads on property |
43 | Turbine
|
44 | turbine type Pelton wheel |
45 | runner diameter approximately 18 inch pitch diameter |
46 | nozzle diameter adjustable to 1.25 inch |
47 | number of nozzles 1 only |
48 | operating speed 1200 RPM |
49 | capacity 100 kW |
50 | operating head 228 meters, 750 feet static |
51 | water requirement up to 60 liters per second |
52 | control method injector nozzle control operated by hydraulic servo pumps |
53 | protection computer monitored sensors on all points |
54 | life expectancy decades, depends on water silt |
55 | manufacturer Dependable Turbines, Surry BC |
56 | Generator
|
57 | capacity 125 kva |
58 | capacity 100 kW continuous, no more tarif restriction on output |
59 | power factor Capacitor corrected to >0.95 |
60 | voltage 480 V, 3 phase |
61 | amperage 90 A |
62 | exciter none, induction motor grid tied |
63 | minimum load 5 kw |
64 | manufacturer Westinghouse |
65 | excess power use all power sent to grid of which used as necessary |
66 | weight and size 2000 pounds |
67 | Model # induction motor |
68 | Transformer
|
69 | location no transformer at hydro site. |
70 | voltage ratio 480 volts to 208 volts |
71 | type outdoor, air cooled |
72 | capacity 125 kVa |
73 | protection lockable breakers, plc, interconnect relay |
74 | transformer efficiency 95% is typical |
75 | Power delivery cable |
76 | length 200 meters |
77 | diameter 2 inches |
78 | conductors 3 main conductors in one cable |
79 | voltage 480 |
80 | operating ampacity 120 amps at 100 kw |
81 | breaker ampacity 175 amps |
82 | wire gauge 250 MCM ACWU |
83 | cable cost approximately $ 7,000 |
84 | anchoring direct burial one meter deep in sand and on surface |
85 | Telemetry & control |
86 | monitor and control stand alone PLC controller at power house |
87 | grid protection generator intertie relay at power house |
88 | intake measurements filter condition, weir level, creek flow below weir, water temperature |
89 | head tank measurements tank level, battery level and camera control |
90 | security environment alarms, video surveillance, audio feed |
91 | data availability displayed in power house, data to be available on line |
92 | Economics
|
93 | present grid power cost $ 31,700 in 2013 |
94 | $ value of hydro to be determined as power production varies |
95 | pay back time depends on need for and cost of BC Hydro grid power |
96 | value of electricity generated power will more than offset the anual local consumption |
97 | storage of power no battery or other form of storage practical |
98 | excess energy use all generated power will be used, much of it to provide heat and hot water |
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Klaus H. schrieb: > Gerhard O. schrieb: >> Hier steht, daß 100kW noch als micro eingestuft wird > > Naja, als ich in der Überschrift 'Mikro' gelesen hatte, hätte ich auch > nicht 100kW erwartet 😀. > Was bekommt ihr für die kWh beim Verkauf? Das ist eine komplizierte Sache. An der Westküste haben sie ein Verbundnetz von Kanada bis zu Mexico runter und da spielt kompliziert Markt und Verkaufspolitik (eMafia😊) mit. Ich habe mit meinem Kumpel gesprochen. Die Preise bewegen sich momentan um 8ct herum. Das ändert sich aber mit Markt Bedingungen. Der zu rechnende Bereich liegt je nach Verbrauchs und Marktlage zwischen 3-20ct. Wetter spielt da auch mit. In trockenen Jahren kann der Preis wesentlich höher sein. Auf fixen Kontrakt kann man sich da nicht verlassen. Ist ähnlich wie bei anderen Kommoditäten. > Wenn ich beispielhaft mit 10ct rechne, dann sind das >80 k$ im Jahr, da > sollte trotz Wartungskosten schon rentabel sein und die Amortisation in > 10 Jahre müssten passen ... > > Jedenfalls ein Lob für die Initiative! ...
Meine Gratulation. Eine heftig grosse Installation. Ich verfolge ein kleineres Projekt auf Youtube (Marty T) welcher eine kleinere Turbine standalone, ohne Netzverbund auf seinem Grundstueck im Outback betreibt. Wer auch immer alle Beitraege negativ bewertete... allenfalls passt Mikrocontroller und Elektronik nicht.
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Purzel H. schrieb: > Wer auch immer alle Beitraege negativ bewertete... Der arme, gestörte Scriptkiddie macht das. Purzel H. schrieb: > allenfalls passt Mikrocontroller und Elektronik nicht. Ich sehe das als Projekt an. Werden zwar nur sehr wenige nachbauen, aber trotzdem...
Ich finde es Klasse! Vielen Dank für die Vorstellung. (Auch wenn ich’s nicht nachbauen werde ;-) )
Super Projekt! Und sagt was ihr wollt, ein Lämpchen mit der Beschriftung 'Turbine Enabled' wollte ich auch schon immer haben :-)
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Lothar M. schrieb: > Purzel H. schrieb: >> Wer auch immer alle Beitraege negativ bewertete... > Der arme, gestörte Scriptkiddie macht das. Und das mal abzustellen ist wohl zuviel verlangt? Mittlerweile sinds schon 5 Negativbewertungen pro Beitrag, kann mir keiner erzählen, daß man das nicht ausfiltern kann.
Letzte Woche gab es Hochwasser auf dem Weg zum Kraftwerk. Dem WKW ist nichts passiert, weil es hoch genug angelegt ist und befindet sich ganz am Ende des Bild links zur Seite. Vor zwei Wochen gab es massiven Schneefall in der Region und dann stiegen die Temperaturen und alles schmilzt gerade. Das Bild ist 3-4 Tage alt. Mittlerweile hat sich die Lage wieder normalisiert. Der Bachspiegel im Wald war auch doppelt so hoch wie normal. Gerade vor dem Bug befindet sich unter dem Boot eine 5m lange Bach Brücke.
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Moin, Das Bild zeigt den Einlass und das Absperrventil der Staudruckleitung. Draussen, hinter der Wand befindet sich ein 2 Kubikmeter großer im Boden eingelassener Druckblock. Das Absperrventil erlaubt Demontage der Turbineneinheit und Injektor Hydraulik für Service, ohne daß die Staudruckleitung geleert werden müsste. Das Meßinstrument oben zeigt den aktuellen Betriebsdruck an, der nominal bei 25 Bar (325psi) liegt. Gerhard
Dieter D. schrieb: > Wird da eine Peltonturbine angetrieben? Moin, Ja, das ist eine 1200 rpm Peltonturbine mit einem Shaufelzentraldurchmesser (Pitch Diameter) von 45cm und 100kW Nennleistung. Der Düsendurchmesser ist rund 4cm. Die Düse wird hydraulisch dynamisch justiert um den jeweiligen aktuellen Lastanforderungen zu genügen. Diese Turbinen werden in B.C. hergestellt. Zwischen Düsenstrahlöffnung und Schaufeln befindet sich noch ein Schwerkraft ausgelöster Fall-fallender Deflektor um die Turbine im Notfall durch einen elektromagnetischen Auslöse Impuls von der SPS sofort in einen sicheren Zustand bringen zu können. Dieser Deflektor wird durch einen Hydraulikkolben in Arbeitsposition gehoben und dort durch einen elektromagnetisch auflösbaren Arretierungshaken in Position gehalten, so dass ein Impuls genügt, ihn freizuzugeben . Eine unkontrollierte Überhöhung der Drehzahl ohne Last würde zur baldigen Selbstzerstörung führen. Die Hydraulikmotoren und Ventile arbeiten mit 24V und werden von der SPS (PLC) gesteuert. Der Start- und Abschaltvorgang wird durch die SPS vollautomatisch durch geführt. An der Schalttafel befinden sich die Bedien- und Überwachungselemente. Die SPS lässt sich fern überwachen und steuern. Die Anlage macht übrigens im Betrieb ziemlich viel Lärm. Ohne gute Ohrenschützer ist das Laufgeräusch ziemlich unangenehm laut. Gruß, Gerhard https://app.bchydro.com/accounts-billing/electrical-connections/net-metering.html https://www.simscale.com/blog/pelton-turbine/ https://www.dtlhydro.com/other.htm https://www.dtlhydro.com/projects.htm
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Moin, Hier sind noch einige Bilder: Bild 1034 zeigt den sogenannten "Thrustblock", ein schwerer Betonklotz, der dynamische Kräfte die in der Druckleitung wirken, vom Turbinenkomplex isolieren. Bilder 1017, 1018 zeigen die Turbinensteuerhydraulik. Bild 1017 zeigt die Einlass Speer-Steuerung. Dieser Hydraulikmotor wird von der SPS in Realzeit kontrolliert und regelt lastabhängig die Stärke des Wasserstrahls. Bild 1018 zeigt das Hydraulik Reservoir mit den zugehörigen 24V Motoren. Dieser Block wird von der SPS angesteuert. Bild 1021 zeigt den "Deadman" Sicherheits Deflektor. Dieser durch die Schwerkraft betätigte Kontrollarm mit schwerem Gewicht, lenkt den auf die Turbinenschaufeln gerichteten Wasserstrahl so ab, daß die Turbine dann schnell zum Stillstand kommt. Die Auslösung geschieht durch das Öffnen eines Ventils. Bei Auslösung dreht sich der Arm durch das Gewicht in den sicheren Bereich. Die vollautomatische SPS-Startsequenz pumpt zuerst in den Hydraulischen Kolbenheber bis die Halteöse vom Auslöser geschnappt gehalten wird. Dann öffnet sich das Speer langsam und lässt die Turbine langsam anlaufen, bis Nennleistung erreicht wird. Bild 1019 zeigt das große Absperrventil mit Handrad. Der Rohrdurchmesser ist 20cm. Ein Manometer mit 40 Bar Vollausschlag zeigt den aktuellen Betriebsdruck der Anlage. Typischer Arbeitsdruck ist um 20 Bar. Bild 1025/1026 zeigen das Innere der Hauptschalttafel (und Kumpel) mit der SPS auf der linken Seite. Die sechs großen ölgefüllten Kondensatoren dienen zur Powerfactor Korrektur. Je zwei für eine Phase. Bild 1028 zeigt eine Großaufnahme des Westinghouse Dreiphasenmotors mit gekoppelter Antriebsturbine. Ein magnetischer Sensor an der Kopplungsmuffe liefert Drehzahlmessung an die SPS. Bild 1030/1008 die Vorderansicht der Schalttafel. Bild 1024 zeigt den Monitor. Der Powerfactor ist nicht ganz optimal. 0.9+ wäre anzustreben. Bild 1023 zeigt das HMI Bedienfeld zur Parametrisierung. Bild 1022 die Abdeckung des Wasserablaufsumpfes. Zwei 20cm gewellte unterirdische Abflußrohre leiten das Wasser in den Bach zurück. Bild 1033 zeigt den Anschluß der Feuerlösch-Hauptleitung, von einem separaten Reservoir kommend. Über eine 900 MHz Telemetrie Link erfasst die SPS den Wasserstand im 8000l Haupttank. Bei Normalleistung wäre der ohne neue Wasserzufuhr in 2 1/2 Minuten leer. Hoffe, es interessiert Euch. Gerhard
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Gerhard O. schrieb: > Hoffe, es interessiert Euch. Und ob. Das sieht nach einer durchdachten, wenn auch recht aufwendigen Steuerung aus. What a very cool project, guys!
Matthias S. schrieb: > Gerhard O. schrieb: >> Hoffe, es interessiert Euch. > > Und ob. Das sieht nach einer durchdachten, wenn auch recht aufwendigen > Steuerung aus. What a very cool project, guys! Dankeschön. Ich werde es meinen Kumpeln ausrichten!
Gerhard O. schrieb: > Bild 1019 zeigt das große Absperrventil mit Handrad. Der Rohrdurchmesser > ist 20cm. Ein Manometer mit 40 Bar Vollausschlag zeigt den aktuellen > Betriebsdruck der Anlage. Typischer Arbeitsdruck ist um 20 Bar. Für uns von psi auf bar umgerechnet oder tatsächlich mit bar skaliert? > Bild 1028 zeigt eine Großaufnahme des Westinghouse Dreiphasenmotors mit > gekoppelter Antriebsturbine. ... > Bild 1024 zeigt den Monitor. Der Powerfactor ist nicht ganz optimal. > 0.9+ wäre anzustreben. 77VA / 65Watt, das hat gerade nichts zu tun?
Hallo Manfred, Manfred P. schrieb: > Gerhard O. schrieb: >> Bild 1019 zeigt das große Absperrventil mit Handrad. Der Rohrdurchmesser >> ist 20cm. Ein Manometer mit 40 Bar Vollausschlag zeigt den aktuellen >> Betriebsdruck der Anlage. Typischer Arbeitsdruck ist um 20 Bar. > > Für uns von psi auf bar umgerechnet oder tatsächlich mit bar skaliert? Wir rechnen mit psi. Der Nominaldruck ist um 320 psi. Rund 15 psi sind 1 Bar. > >> Bild 1028 zeigt eine Großaufnahme des Westinghouse Dreiphasenmotors mit >> gekoppelter Antriebsturbine. > ... > >> Bild 1024 zeigt den Monitor. Der Powerfactor ist nicht ganz optimal. >> 0.9+ wäre anzustreben. > > 77VA / 65Watt, das hat gerade nichts zu tun? Unterhalb der drei numerischen LED Anzeigen sind zwei LEDS: eines für den kW- und das andere für den MW Bereich😊 und lesen als 77kVA oder 65kW umgerechnet respektiv. Diese LEDS sind im orangen Feld und mit KILO und MEGA beschriftet. Zu anderen Zeiten beobachtete ich bis zu 115kVA. Im Bereich des grünen Rings befindet sich der Drehzahl Sensor mit Anschlußkabel. Der Drehzahlsensor ist m.W.n. ein Reluktanztyp. Gruß, Gerhard
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Manfred P. schrieb: > Gerhard O. schrieb: >> Bild 1019 zeigt das große Absperrventil mit Handrad. Der Rohrdurchmesser >> ist 20cm. Ein Manometer mit 40 Bar Vollausschlag zeigt den aktuellen >> Betriebsdruck der Anlage. Typischer Arbeitsdruck ist um 20 Bar. > > Für uns von psi auf bar umgerechnet oder tatsächlich mit bar skaliert? > >> Bild 1028 zeigt eine Großaufnahme des Westinghouse Dreiphasenmotors mit >> gekoppelter Antriebsturbine. > ... > >> Bild 1024 zeigt den Monitor. Der Powerfactor ist nicht ganz optimal. >> 0.9+ wäre anzustreben. > > 77VA / 65Watt, das hat gerade nichts zu tun? Hallo Manfred, Noch eine Frage: ist Deine grüne Markierung auf die Alu Auffangwanne gerichtet oder den Drehzahlsensor? Ich habe keine Offizielle Begründung dafür, ausser, daß der Motor scheinbar dort irgendwelche Schmierungsröhrchen aufweist und sich "unordentlich" benimmt. Der Motor muß schmierungstechnisch von Zeit zu Zeit gewartet werden. Jedenfalls vermute ich, daß die Wanne etwaigen Überschuss abfangen soll. Gruß, Gerhard
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Gerhard O. schrieb: > Noch eine Frage: ist Deine grüne Markierung auf die Alu Auffangwanne > gerichtet oder den Drehzahlsensor? Natürlich auf die Aluschale. > Ich habe keine Offizielle Begründung > dafür, ausser, daß der Motor scheinbar dort irgendwelche > Schmierungsröhrchen aufweist und sich "unordentlich" benimmt. Erinnert an meine Ölheizung, wo ich beim Austausch der Pumpe keine neuen Dichtringe zur Hand hatte. Für die Nörgler: Die Dichtung habe ich ein paar Tage später ersetzt, das ist wieder in ordnungsgemäßem Zustand! Bei 'Deinem' Generator wird es einen erheblichen Aufwand machen, Dichtungen zu wechseln, da ist wohl die Tropfschale sinnvoll, bis die nächste Wartung ansteht.
Gerhard O. schrieb: > Hoffe, es interessiert Euch. Auf jeden Fall! Herzlichen Dank für den Bericht und die neuen Bilder! Grüße, Brt
Manfred P. schrieb: > Gerhard O. schrieb: >> Noch eine Frage: ist Deine grüne Markierung auf die Alu Auffangwanne >> gerichtet oder den Drehzahlsensor? > > Natürlich auf die Aluschale. Da war ich mir auch ziemlich sicher;-) > >> Ich habe keine Offizielle Begründung >> dafür, ausser, daß der Motor scheinbar dort irgendwelche >> Schmierungsröhrchen aufweist und sich "unordentlich" benimmt. > > Erinnert an meine Ölheizung, wo ich beim Austausch der Pumpe keine neuen > Dichtringe zur Hand hatte. > > Für die Nörgler: Die Dichtung habe ich ein paar Tage später ersetzt, das > ist wieder in ordnungsgemäßem Zustand! Brav;-) > > Bei 'Deinem' Generator wird es einen erheblichen Aufwand machen, > Dichtungen zu wechseln, da ist wohl die Tropfschale sinnvoll, bis die > nächste Wartung ansteht. Ich las übrigens das Westinghouse Handbuch vom Motor. Lager- und Dichtungswechsel sollten nach Möglichkeit in einer entsprechend ausgerüsteten e-Motorenwerkstatt vorgenommen werden. Ich kann mir vorstellen, dass man das auch an Ort und Stelle erledigen kann, sofern die nötigen Flaschenzüge und Gestelle und Spezialwerkzeuge zur Verfügung stehen. (Ich hätte eigentlich im Generatorraum in der Mitte einen hinausführenden T-Träger für eine Laufkatze Befestigung längsweise installiert). Ich vermute, dass ein Lagerwechsel fast ein Fall für eine E-Motorwerkstatt wäre. Aber das ist nicht mein Metier. Ich kann mich erinnern, dass da von regelmäßigen Schmierungen geschrieben stand. Der Motor wiegt ja einige hundert kg. Ich kann mich erinnern, dass zur Aufstellung ein extrem langer Spezial-Gabelstapler eingesetzt wurde um das Aggregat genau auf den vorgesehenen Rahmen zu platzieren. Sah ziemlich abenteuerlich aus, dieser Vorgang.
Bert schrieb: > Gerhard O. schrieb: > >> Hoffe, es interessiert Euch. > > Auf jeden Fall! Herzlichen Dank für den Bericht und die neuen Bilder! > > Grüße, Brt Es war mir ein Vergnügen! Gruss, Gerhard
Gerhard O. schrieb: > Die sechs großen ölgefüllten Kondensatoren dienen zur Powerfactor > Korrektur. Je zwei für eine Phase. Sehen aus wie die aus einer Mikrowelle. Der Blick vom Kanu aus... Hammer! Gerhard O. schrieb: > Ich hätte eigentlich im Generatorraum in der Mitte einen hinausführenden > T-Träger für eine Laufkatze Befestigung längsweise installiert Das würde bestimmt Wartungskosten sparen wenn man den generator "Mal eben" in den nächten passenden Anhänger verladen kann. So ohne extra Geräte an und ab zu transportieren. Toller Bericht! Vielen Dank.
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Gerhard O. schrieb: > Ich vermute, dass ein Lagerwechsel fast ein Fall für eine > E-Motorwerkstatt wäre. Das erinnert mich an meine Lehre in der damaligen DDR. Wir hatten dort in unserer Installationsfirma so eine Werkstatt. Die Motoren wurden aufgeschraubt und mit einem Meissel und Holzhammer wurden die Windungen durchtrennt und entfernt. Der Motor wurde gereinigt (wie weiß ich gar nicht mehr); Windungen auf Holzschablonen gewickelt; mit Hartpapier ummantelt und mit Holzhammer und Holzkeil wieder in das Motorgehäuse "geklopft". Das ganze kam auch noch in eine Tonne mit einen sehr "elektrisch" riechenden Lack der eine bräunliche Farbe auf alles zauberte. Der Lagerwechsel war nicht der Rede wert, rausklopfen, reindrücken fertig. Wenn der Motor fertig war ging es noch zu einer Prüftafel, ja in etwa so wie es bei Frankenstein im Laboratorium zu finden war. Der Motorwickler hat das alles mit viel Erfahrung gemacht, der musste nichts mehr messen der hatte das alles irgendwie im gefühl und die Windungen hatten auch alle perfekt gepasst. War auch eine interessante Persönlichkeit, ein Relikt seiner Zeit. Vergleichbar mit Alfred Tetzlaf aus "Ein Herz und eine Seele", mit Ärmelschonern und einer Weltanschauung einer vergangenen Zeit. Aber eigentlich auch eine Seele von Mensch.
Gerhard O. schrieb: >> Natürlich auf die Aluschale. > Da war ich mir auch ziemlich sicher;-) Aber es hat nicht geklappt, mich aus der Reserve zu locken :-) Gerhard O. schrieb: > Im Bereich des grünen Rings befindet sich der Drehzahl Sensor mit > Anschlußkabel. Der Drehzahlsensor ist m.W.n. ein Reluktanztyp. Gerhard O. schrieb: >> Für die Nörgler: Die Dichtung habe ich ein paar Tage später ersetzt, das >> ist wieder in ordnungsgemäßem Zustand! > Brav;-) Ich bin kein Umweltfreak, aber habe mal einem Bekannten gesagt, dass ich ihn mit seinem Motorrad nicht mehr hier sehen möchte, wenn er zu blöd ist, den Motor ordentlich abzudichten. Ich hatte das gleiche Modell und da hat nach einer Überholung nichts gekleckert - sorgfältig gearbeitet. > Ich las übrigens das Westinghouse Handbuch vom Motor. Lager- und > Dichtungswechsel sollten nach Möglichkeit in einer entsprechend > ausgerüsteten e-Motorenwerkstatt vorgenommen werden. Ich kann mir > vorstellen, dass man das auch an Ort und Stelle erledigen kann, sofern > die nötigen Flaschenzüge und Gestelle und Spezialwerkzeuge zur Verfügung > stehen. So etwa, da ist ein Dichtring für 3 Dollar verschlissen, aber für den Wechsel braucht man drei Monteure, schweres Gerät und zwei Tage Ausfallzeit. Da ist es legitim, das zu beobachten, bis es kritisch wird oder man aus anderen Gründen Hand anlegen muß: Manfred P. schrieb: > Bei 'Deinem' Generator wird es einen erheblichen Aufwand machen, > Dichtungen zu wechseln, da ist wohl die Tropfschale sinnvoll, bis die > nächste Wartung ansteht.
Matthias S. schrieb: > Super Projekt! > Und sagt was ihr wollt, ein Lämpchen mit der Beschriftung 'Turbine > Enabled' wollte ich auch schon immer haben :-) Moin, Das hat eigentlich einen ernsten Hintergrund. Wenn das Lämpchen durch Kommando an geht, bedeutet das, daß das Schwerkraft betätigte Deflektorschild mittels Hydraulik-Kolben hoch in Arbeitsstellung gebracht wird, um die Turbinenschaufeln für den Wasserstrahl des Einlass-Speers freizugeben. Sollte aus irgendeinen Grund die Turbine schnellstmöglich in den Ruhestand gebracht werden, löst der PLC oder manuell durch Personal am Katastrophenschalter an der Schalttafel die Arretierung und der Deflektorshield wird durch die Schwerkraft alleine in die Abschirmposition gebracht. Zusätzlich wird ein Teil des Umgelenkten Wasser Jets auf die Rückseite der Schaufeln gelenkt um die Turbine schnell zum Stillstand bringen zu können. Solange der PLC noch eingreifen kann, würde dann auch Speer abgeriegelt. Das möglicherweise noch fliessende Wasser vom Einlass-Speer fällt dann einfach in den Sump und zum Bach zurück. Ob die Turbine einen Fliehkraftauslöser gegen zu hohe gefährliche Umdrehungszahlen aufweist, ist mir momentan nicht bekannt. Die Anzeige "Turbine Enabled" bezieht sich also spezifisch auf den überwachten Zustand des freigegebenen Deflektorschilds. Gerhard
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Moin, So sieht es am Wassereinlass während starker Schneefälle aus. Zur Zeit stürmt und schneit es dort. Man sieht in der rechten oberen Ecke das Coanda Wassereinlassbecken und die zwei Einlassröhren. Camera-Beleuchtung ist Infrarot. Gerhard
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Tolles Projekt! Glückwunsch. Im Vergleich zu anderen Anlagen in BC ist es tatsächlich µ-generation. Habe einige Fragen. * der Generator ist ein induction-motor von GE mit einer fixen Kompensation mit total pf>0.95 * Ist der cut-in-deflector schnell genug um einen Drehzahlanstieg – und damit Selbsterregung - zu vermeiden? Die Spannung würde dann unkontrolliert hoch gehen, und zu einer Zerstörung führen. * Gibt es für Kleinanlagen von BC bestimmte elektrische Anschlussbedingungen? zB: IEEE1547? * Ist Inselbetrieb auch möglich? Also ein Betrieb ohne Netzkopplung. Vermute nicht, da ich kein Schwungrad gesehen habe. * Welchen Druck hält die Rohrleitung stand? Statisch sind es immerhin schon 25bar. D.h. die Regelung wird eher langsam sein um Druckwellen (water-hammer) zu vermeiden. Ich bin beeindruckt. Weiter so! Johann
Johann schrieb: > Tolles Projekt! Glückwunsch. > Moin, Danke. Ich werde es ausrichten😊 > Im Vergleich zu anderen Anlagen in BC ist es tatsächlich µ-generation. Ja. Das stimmt. Hier ist ein Link zu einem größeren Projekt (650kW) meines Kumpels mit Konstruktions-Einzelheiten: https://en.wikipedia.org/wiki/Malibu_Hydro https://www.malibuhydro.com/ https://www.malibuhydro.com/existinghydro.htm (früher) > > Habe einige Fragen. Ich werde versuchen, darauf einzugehen: > * der Generator ist ein induction-motor von GE mit einer fixen > Kompensation mit total pf>0.95 Dieser pf wird leider nicht ganz erreicht. In dee Praxis bewegt er sich zwischen 0.85-0.9. Größere Abweichungen können zu Gebühren seitens BCHydro führen. > > * Ist der cut-in-deflector schnell genug um einen Drehzahlanstieg – und > damit Selbsterregung - zu vermeiden? Die Spannung würde dann > unkontrolliert hoch gehen, und zu einer Zerstörung führen. Wir sprachen gestern übrigens davon. Die Peltonturbine hat vom Hersteller genug Sicherheit eingebaut, um sich nicht selbst zu zerstören. Ohne Last würde sich die Drehzahl lediglich verdoppeln. Das Schaufelrad hat ausreichend statische Reserven um nicht auseinanderzufliegen. Da sind die Lager und der Motor eher gefährdet. Ein "Run Away" Zustand ist nur möglich, wenn die Verbindung zum Netz unterbrochen wird. Sonst würde der Motor die zugeführte mechanische Energie absorbieren. Bei 115kW ist da auf Grund der hydrostatischen Kapazität ohnehin Schluß. Die Failsafe Hydraulik ist imstande, innerhalb einer s den Deflektor in den sicheren Zustand zu bringen. Das ist ganz schön laut. Um diesen Vorgang einzuleiten, muß lediglich die 24V Ventilstromzufuhr unterbrochen werden. Der PLC hat dazu die nötigen Vorkehrungen. Der Katastrophen-Pilzschalter an der Schalttafel würde das auch initiieren. (Der Lärm der Turbinenanlage ist übrigens beträchtlich. Ohne guten Ohrenschutz ist es sehr unangenehm). Die Spannung kann ohne Netzverbindung nicht ansteigen. Das ist ein großer Vorteil des Konzepts im Vergleich zu selbsterregten anderen Anlagen, die dafür sehr notwendige Schutzvorkehrungen wie Last-Diversion benötigen. (Bei Gleichstrom Batterieladesystemen ist das sehr kritisch, weil die Schutzschalter den Gleichstrom nur bis 30V schalten dürfen, um Lichtbogenbildung zu unterbinden. Höhere Spannungen sind da nur mit teuren Komponenten beherrschbar. Solche DC Anlagen müssen sehr sorgfältig ausgeführt werden. Ein Lichtbogenvorfall wäre sehr kostspielig, da es dann allerhand Kleinholz geben kann und mögliche Brandgefahr besteht). > > * Gibt es für Kleinanlagen von BC bestimmte elektrische > Anschlussbedingungen? zB: IEEE1547? BCHydro hat da ihre eigenen Bedingungen und installierte auch die Netzverbindung und nahm die Anlage ab. Das wurde alles vorschriftsmäßig erledigt. Inwiefern formale Standards im Spiel sind, ist mir unbekannt. > > * Ist Inselbetrieb auch möglich? Also ein Betrieb ohne Netzkopplung. > Vermute nicht, da ich kein Schwungrad gesehen habe. Nicht mit diesem Motor. Auch müßte der Governor anders regeln, da in diesen Fall auch die Frequenz exakt eingehalten werden müsste. (das 650kW System in der Link ist in der Tat ein Inselsystem. Dort ist auch Lastdiversion zum Schutz notwendig, das in zahlreiche Bouler bewerkstelligt wird. Ich hoffe, es mir übrigens eines Tages ansehen zu können. Eine tentative Einladung ist in der Tat vorhanden). > > * Welchen Druck hält die Rohrleitung stand? Statisch sind es immerhin > schon 25bar. D.h. die Regelung wird eher langsam sein um Druckwellen > (water-hammer) zu vermeiden. Das kann ich ohne Rückfrage nicht beantworten, da ich nichts mit diesen Aspekt zu tun hatte. Die (geschweißten) Rohre sind um 12mm dick. Ich sah übrigens Videos vom Schweißvorgang. Das wird mit einer portablen Rundschweiß-Maschine gemacht. Da muß auch mächtig geheizt werden, um die nötigen Bedingungen zum Schweißen herzustellen. Was Wasserhammer betrifft, wurde die PLC Governor SW sorgfältig "optimiert, um diese Möglichkeit zu vermeiden und ist m.W. auch noch nicht vorgekommen. > > Ich bin beeindruckt. Weiter so! Freut mich. Ich werde es weiterleiten. > Johann Gerhard
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Gerhard O. schrieb: >> Im Vergleich zu anderen Anlagen in BC ist es tatsächlich µ-generation. > Ja. Das stimmt. Hier ist ein Link zu einem größeren Projekt (650kW) > meines Kumpels mit Konstruktions-Einzelheiten: Danke für die rasche Antwort. Ich kenne von BC-Hydro nur MICA. Habe mich früher aber auch mit Compact-Hydro beschäftigt. Hier noch meine (selbst erlebten) Erfahrungen: * Reactive power compensation: Vorsicht bei der Auslegung. Der Trafo + Leitung mit Kondensator bildet einen Schwingkreis. Diese könnte im Bereich von 5x60Hz bzw. 7x60Hz liegen. Dann werden die 5./7. Oberschwingung vom Netz "abgesaugt" und die Kompensation überlastet. * Load-rejection: Durch die sehr kleine Schwungmasse geht die Drehzahl (und damit auch die Frequenz) schnell hoch und es kommt zu Selbsterregung. Die einzige Lösung: Schnell einen Widerstand parallel zum Kondensator schalten um das System zu entregen. Bild: Beispiel Simulation mit verschiedenen Kondensatoren - Widerstand wird nach 150ms zugeschaltet. Man sieht wie schnell die Spannung hoch geht. Das Problem hier: Den Zustand der Netztrennung schnell zu erkennen (Lastsprungrelais). Es kann auch am anderen Ende der Leitung getrennt werden. * water-hammer: Durch schnelle Regelbewegungen kommt es zu Druckwellen im penstock. Kann bis zur Katastrophe führend (Grand Dixence in CH) oder auch in Schottland. * Inselbetrieb: hatte ich übersehen. Geht nicht, da man die Spannung nicht regeln kann. Johann
Moin, Hier ein Bild vom Wassertank unter Schnefallbedingungen... Gerhard
Johann schrieb: > Gerhard O. schrieb: >>> Im Vergleich zu anderen Anlagen in BC ist es tatsächlich µ-generation. >> Ja. Das stimmt. Hier ist ein Link zu einem größeren Projekt (650kW) >> meines Kumpels mit Konstruktions-Einzelheiten: Hallo Johann, > > Danke für die rasche Antwort. Ich kenne von BC-Hydro nur MICA. Habe mich > früher aber auch mit Compact-Hydro beschäftigt. Oh ja. MICA. Der ist eine Nummer größer:-) > > Hier noch meine (selbst erlebten) Erfahrungen: > * Reactive power compensation: Vorsicht bei der Auslegung. Der Trafo + > Leitung mit Kondensator bildet einen Schwingkreis. Diese könnte im > Bereich von 5x60Hz bzw. 7x60Hz liegen. Dann werden die 5./7. > Oberschwingung vom Netz "abgesaugt" und die Kompensation überlastet. > * Load-rejection: Durch die sehr kleine Schwungmasse geht die Drehzahl > (und damit auch die Frequenz) schnell hoch und es kommt zu > Selbsterregung. Danke. Das ist gut zu wissen. In diesen Projekt scheint es allerdings keine Probleme damit zu geben. Die Governor SW Tuning scheint das ausreichend im Griff zu haben. Ich könnte mal fragen. > Die einzige Lösung: Schnell einen Widerstand parallel zum Kondensator > schalten um das System zu entregen. Bild: Beispiel Simulation mit > verschiedenen Kondensatoren - Widerstand wird nach 150ms zugeschaltet. > Man sieht wie schnell die Spannung hoch geht. Das Problem hier: Den > Zustand der Netztrennung schnell zu erkennen (Lastsprungrelais). Es kann > auch am anderen Ende der Leitung getrennt werden. Bezieht sich das auf Inselbetrieb? Da kann ich aber nicht mitreden, weil ich mit diesen Aspekt nichts zu tun hatte. Das wurde von einer Firma, die da viel Erfahrung hat, bearbeitet. Ich weiß nicht, ob das hier wirklich zutrifft. Bei dieser Anlage hier, ist die Last sehr gutmütig, weil die lokalen Verbraucher ihre typisch 30+kW abzweigen und der Rest von BCHydro absorbiert wird. Solche Schwankungen kann die PLC gesteuerte Speer-Hydraulik bequem handhaben. > * water-hammer: Durch schnelle Regelbewegungen kommt es zu Druckwellen > im penstock. Kann bis zur Katastrophe führend (Grand Dixence in CH) oder > auch in Schottland. Interessant. Ich vermute, daß der Tonnenschwere Beton Thrustblock dagegen nicht ankommt, oder? Ich fragte meinen Kumpel vor ein paar Jahren und der meinte, dass sie das gut im Griff haben. Wie, kann ich nicht beurteilen. > * Inselbetrieb: hatte ich übersehen. Geht nicht, da man die Spannung > nicht regeln kann. Ja. Stimmt. Das Grid-Tie Konzept hat diesbezüglich große Vorteile. Eine Inselanlage ist Kontroll-technisch wesentlich anspruchsvoller und muß sehr sorgfältig eingestellt werden. Beim Malibu Projekt, fiel kürzlich eine High Tech Steuereinheit aus und mußte ausgewechselt werden. Gerhard > > Johann
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