- •Общая энергетика.
- •Современные способы получения электрической энергии.
- •1.1. Тепловые конденсационные электрические станции.
- •1.2. Теплоэлектроцентрали.
- •1.3. Газотурбинные установки
- •1.4. Парогазовые установки
- •1.5. Гидравлические электрические станции.
- •1.6. Аккумулирующие электрические станции
- •1.7. Приливные электрические станции
- •1.8. Магнитогидродинамическое преобразование энергии
- •1.9. Геотермальные электростанции
- •1.10. Ветровые электростанции
- •1.11. Класификация электрических станций.
- •1.12. Солнечные электростанции
- •1.13. Использование морских возобновляемых ресурсов
- •Тепловые электрические станции и их технологическая схема.
- •Термодинамический цикл паротурбинных электростанций.
- •2.2. Способы производства электрической и тепловой энергии.
- •2.3.Принципиальная технологическая схема тэц
- •2.5. Двухвальные турбоагрегаты.
- •3. Производство пара на электрической станции.
- •3.1. Место и значение парового котла в системе электростанции
- •3.2. Классификация паровых котлов
- •3.3. Технологическая схема производства пара
- •3.4. Основные характеристики паровых котлов
- •4. Котельные установки.
- •4.1. Паровой котел и его основные элементы
- •4.2. Поверхности нагрева парового котла
- •4.3. Конструкции отечественных паровых котлов.
- •4.4. Тепловой баланс парового котла.
- •5. Паровые и газовые турбины.
- •5.1. Действие рабочего тела на лопатки
- •5.2. Активные турбины
- •5.3. Реактивные турбины
- •5.4. Мощность и кпд турбины
- •5.5. Классификация турбин
- •5.6. Конденсационные устройства паровых турбин
- •5.7. Газотурбинные установки (гту)
- •5.8. Турборасширительные машины
- •6. Технологические схемы аэс
- •6.1. Аэс с водо-водяными энергетическими реакторами
- •6.2. Аэс с канальными водографитовыми кипящими реакторами
- •6.3. Аэс с реакторами на быстрых нейтронах
- •7 Повышение эффективности использования топливно-энергетических ресурсов.
- •7.1. Основные способы организации энергосберегающих технологий.
- •7.2. Утилизация вторичных (побочных) энергоресурсов (вэр)
- •8. Типы гидроэнергетических установок и схемы использования водной энергии
- •8.1. Типы гидроэнергетических установок.
- •8.2. Напор, расход и мощность гидроэнергетических установок
- •8.3. Основные схемы использования водной энергии
- •8.4. Особые схемы использования водных ресурсов
- •8.5. Схемы насосного аккумулирования энергии
- •8.6. Схемы использования энергии приливов
- •9. Гидравлические турбины.
- •9.1. Классификация гидротурбин
- •9.2. Активные гидротурбины.
- •9.3. Реактивные гидротурбины
- •9.4. Основные элементы проточного тракта реактивных гидротурбин
- •9.5. Кавитация
- •Гидроэлектростанции и основы использования водной энергии.
- •10.1. Состав и компоновка основных сооружений гэс
- •10.3. Здания гэс.
- •10.4. Водохранилище, нижний бьеф и их характеристики.
- •10.5. Регулирование речного стока водохранилищами гэс.
- •10.6. Каскадное и комплексное использование водных ресурсов.
9.4. Основные элементы проточного тракта реактивных гидротурбин
Каждому типу гидротурбин присущи свои особенности в их проточном тракте. Рассмотрим только наиболее часто применяемые реактивные гидротурбины.
Основными элементами проточной части реактивных гидротурбин (рис. 9.7) кроме описанного ранее рабочего колеса, являются: турбинная (спиральная) камера 1, статор турбины 2, направляющий аппарат 3, камера с рабочим колесом 4, отсасывающая труба 5, камера рабочего колеса 6.
Вода из верхнего, бьефа низконапорных ГЭС поступает непосредственно к турбинной камере, предназначенной для подвода воды на рабочее колесо. В высоконапорных гидроэлектростанциях вода к турбинной камере направляется по трубопроводу.
Турбинные камеры. Различают открытые и спиральные турбинные камеры. Для малых турбин (0^1,6 м) и низких 'напоров (9—10 м) турбинные камеры выполняются открытыми. Для средних и крупных турбин — спиральными. При Этом, если напор менее 40 м, спирали изготовляются бетонными таврового сечения (рис.. 9.8,а), при более высоких напорах — металлическими (сварными или литыми) круглого сечения (рис. 9.8,6).
Площадь входного сечения спирали зависит от расхода и скорости потока. Для сохранения постоянной скорости воды в спирали сечение последней уменьшается по мере поступления воды в направляющий аппарат. Угол охвата спирали <р°Мако отсчитывается от начального сечения до ее концевой части, называемой зубом -спирали: В бетонных спиральных камерах этот угол принимается не менее 180°, для стальных достигает 345—360°. Снижение угла φ°макс для низконапорных ГЭС приводит к уменьшению ширины подводящего водовода (размер В на рис. 9.8) и объема строительных работ.
Статор турбины служит для передачинагрузки на фундамент ГЭС от вращающихся частей агрегата, осевого усилия воды и массива здания электростанции, расположенного над спиралью. Статор обычно состоит из отдельно поставленных колонн, связанных между собой при помощи верхнего и нижнего поясов. Число колонн по соображениям уменьшения сопротивлений потоку обычно выбирается вдвое меньше числа направляющих лопаток. Конструктивно колонны располагаются так, чтобы между выходной кромкой колонны и направляющей лопаткой оставался достаточный зазор. Размеры колонны в плане, их конфигурация и расположение целиком определяются геометрическими данными спирали, условиями обтекания, а также условиями прочности.
Направляющий аппарат служит для подвода воды к рабочему колесу, регулирования расхода в соответствии с развиваемой мощностью генератора, закрытия доступа воды к турбине при ее остановке и создания определенного направления (закрутки) потока.
Направляющий аппарат состоит из двух опорных колец и подвижных лопаток обтекаемой формы, размещенных между этими кольцами Лопатки с помощью регулирующего кольца 1 (рис. 9.9) могут одновременно поворачиваться вокруг собственных осей 5 на определенный угол, образуя одинаковые просветы а0, называемые открытием направляющего аппарата.
Регулирующее кольцо поворачивается под воздействием специальных механизмов системы регулирования (сервомоторов), прикрепляемых тягой 4 Число подвижных лопаток зависит от размеров турбины, определяемых диаметром рабочего колеса, и колеблется от 12 до 32 (при Di>8,5 м)
Камера рабочего колеса представляет собой металлическое кольцо (см. рис. 9.5), в котором размещается рабочее колесо осевых турбин. К нижнем части камеры непосредственно примыкает отсасывающая труба.
Отсасывающая труба предназначена для отвода воды из рабочего колеса турбины и нижним бьеф и оказывает большое влияние, па энергетические показатели турбины.
При прямоосной отсасывающей трубе используемый турбиной напор определяется не разностью отметок между верхним и нижним бьефом, а разностью отметок между верхним бьефом и выходом из рабочего колеса. В этом случае напор, равный по величине высоте расположения рабочего колеса над уровнем нижнего бьефа, называемый высотой отсасывания и обозначаемый Ив (рис. 9.10) теряется.
При такой конструкции скорости в потоке воды на выходе из отсасывающей трубы значительно меньше, чем на входе в нее, а следовательно, потери кинетической энергии уменьшаются. Однако применение конических прямоосных отсасывающих труб для больших турбин приводит, к необходимости значительного заглубления подземной части здания ГЭС, что влечет за собой дополнительную затрату средств и увеличение объема работ. Поэтому такие трубы применяются для турбин с диаметром до 1,5—2 м. При больших диаметрах турбин используются изогнутые отсасывающие трубы (рис.. 9.11), состоящие из конически расходящегося патрубка 1, колена 2 и горизонтального раструба 3. Такие трубы дают возможность уменьшить заглубление здания ГЭС.
Основные габариты изогнутой отсасывающей трубы определяются для поворотно-лопастных турбин высотой h=(1,9÷2,3)D, и длиной L=(3,5÷4,5).Di. Для раднально-асевых турбин эти размеры несколько выше. Вообще по энергетическим показателям всегда предпочтительнее более высокая труба, однако, как указывалось выше, с ростом h увеличивается объем работ и стоимость сооружения ГЭС.