ГОСЭКЗАМЕН Шпаргалка (ИВЭ)

Последовательное и паралл-е соединение насосов; способы запуска насоса и регулир-я подачи. При парал. соединении насосов на одну линию расход в линии равен сумме подач этих насосов, а напоры одинаковы: Q=^∑Q_i, Н=Н_i. При последов. соед-ии насосов расходы всех насосов равны, а напор равен сум. напоров всех насосов: Q=Q_i, Н=^∑Н_i. Запуск: 1) установка насоса с подпором: Н_S<0; 2) заливка всасывающей линии и корпуса насоса водой перед запуском; 3) использ-е вакуум-насосов. Регулир-е подачи: 1) дросселир-е – повыш-е гидравлич. сопрот-я сети с помощью изменения открытия задвижки; 2) измен-е част. вращ. насоса; 3) регулир-е перепуском (только для осевых); 4) изм-е угла установки лопастей РК; 5) изм-е циркуляции потока перед входом в РК (изменение открытия НА); 6) измен-е числа работающих насосов.

Осн. части конструкции наземн. зд. ГЭС, их назнач-е и опред-е осн. размеров. Зд. ГЭС – ГС, в котор. размещ. осн. и вспомогат. оборуд-е ГЭС, системы и хозяйства ГЭС, проточ. часть турбины. Проектир-е зд. ГЭС заключается в: подборе оборуд-я, опред-и размеров проточ. части, конструир-нии зд. ГЭС, расчётов на пр-ть (устойч-ть, общая и местная пр-ть). Осн. факторами, определяющ. размеры зд. ГЭС являются габариты гидроагрегата и проточного тракта. Русловые ГЭС (критерий допустимости Н/D₁ ≤ 7÷9) – входят в состав подпорн. соор-й гидроузла и непосредственно восприн-ют напор. Состав: 1-турбина (бил. 13 и 39), 2-турбин. камера (бил. 15), 3-ОТ (бил. 17), 4-турбин. шахта, 5-подгенераторное простр-во, 6-кратер генератора, 7-генератор, 8-напорная стенка, 9-водопр-к, 10-забральная балка, 11-щитовое отделение, 12-входной оголовок, 13-фунд. плита, 14-галереи системы осушения проточ. части, 15-генерат. этаж, 16-турбин. этаж, 17-перекрытие ОТ, 18-щитовое отделение НБ, 19- верхн. строение зд. станции (колонны, подкрановая балка, балки перекрытия машзала, плиты перекрытия, цементная стяжка и гидроизоляция кровли, машзал, монтажная площадка (бил. 26 и 38)). Размеры агрег. блока с ПЛ-турбиной: длина вдоль потока (от входн. сеч-я турбин. камеры до выходн. сеч-я ОТ) 6,5∙D₁, ширина блока (2,5÷3)∙D₁. Для совмещён. зд. ГЭС (бил. 30) ширина блока может быть увелич. до 4∙D₁. Заглубл-е фунд. плиты под УНБ завис. от выс. отсас-я и размеров ОТ: для верт. ПЛ-турбин высота ОТ ≈2,4∙D₁ (высота ОТ не м/б слишком мала, т.к. при этом снижаются энерг. показатели). Проточ. часть двух смежн. агрегатов разделяется бычком ширин. до 3м, бычки со швами – до 6м. При ширине входн. сеч-я турбин. камеры и выходн. сеч-я ОТ более 10м в них устанавл-ся промежут. бычки толщ. до 1,5м. Турбин. камеры развиты вниз (для уменьш-я верт. размеров блока). При расположении на ск. осн-и фунд-т следует за очертанием дна (для уменьш-я объёма выемки), а на неск. осн-ии котлован здания выбирается на одной отметке. Приплотинные ГЭС: их компоновка предусматр-т подвод воды по турбин. трубопроводам (в теле бет. плотины или открыт. водоводами). Здание примыкает к низовой грани бет. плотины или на некотором расст-и (если плотина грунтовая) от неё, и отделяется швом. Состав – см. русл. здания. Схемы: 1) зд. ГЭС за гравитац. плотиной (гориз.я вставка – для равномерности подвода воды: ÷5∙D₁); 2) за арочной (Саяно-Шушенская); 3) за контрфорсной (зд. ГЭС может распол-ся в пределах контрфорсов или вынесено); 4) в теле гравитац. (при большой ёё высоте); 5) за грунтовой плотиной (Мингечаурская). Высота ОТ (2,3÷3)∙D₁. Трансф-ры – на гориз. вставке, за зд. ГЭС или вынесены на отдельн. площадку. В узк. ущельях зд. ГЭС делают с двухрядным машзалом (Чиркейская) и с водосбросами, проходящ. по кровле. При грунт. плотинах подводящ. водоводы проклад-ся в теле плотины или в обход её. Деривац. ГЭС – отлич-ся от приплотинных агрегатной частью, имеющ. меньшие размеры вследствие меньшего Ø турбин (т.к. большие Н) и генераторов (т.к. высокая частота) → меньшие размеры машзала и грузопод-ть крана. Наличие длинных напорн. водоводов вынужд. устанавл-ть предтурбинные затворы. При применении ковшовых турбин турбинная камера предст. собой металлический кожух с укреплёнными соплами, отвод воды – по лотку.

Гидросиловое оборуд-е ГАЭС; типы агрегатов; схемы двухмашин. агрегатов; особ-ти подбора обратим. гидромашин при проектир-и ГАЭС. Применяют 2-х, 3-х и 4-х машин. схемы. РО обратимые г/м прим-ся при Н=70÷700, диагональные ПЛ г/м – при Н=80÷100, осевые – при Н=5÷20, при Н=600÷700 прим-ют 3-х машин. агрегаты с ковшев. турбинами и многоступенч. насосами. Напор при работе в турбин. реж. всегда меньше, чем в насосном, поэтому обратимую г/м подбирают по насосн. режиму. Подбор: 1) по 4-х квадрантн. универс. хар-ке для насосн. режимов выбирают зону, в которой Δ^η=2÷3% и опред-ют n`<sub>I MAX</sub> и n`_{I MIX}; 2) получен. зону переносят в квадрант турбинных режимов. По задан. N_MAX в турбин. режиме и принятому расч. напору Н_P опред-ют Ø: D₁=√(N_Т/(9,81∙ ∙Q`<sub>I Р</sub>∙Н<sub>Р</sub>∙√Н<sub>Р</sub>∙<sup>η</sup>)), округляют в больш. сторону. Знач-е Q`_{I Р} берется на лин. огранич. мощности при средн. знач-и n`<sub>I</sub>; 3) по задан. n`_{I MAX} и n`<sub>I MIX</sub> и принятым в 1-ом приближ. напорам устанавл-т номинальн. част. вращ-я n=n`_{I MIN}∙√H_{H MAX}/D₁=n`_{I MAX}∙√H_{H MIN}/D₁. При этом принятые знач-я Н_MIN и Н_MAX корректируют для получ-я одинак. частоты вращ-я; 4) произв-ся проверка условий работы в турбин. режиме и устанавл-ся окончат. знач-е расч. напора; 5) опред-ся выс. всасыв-я в насосном режиме: Н_S≤10-НБ/900-h_ВС-k_σ∙σ∙H (h_ВС - потери напора в низовом напорном водоводе, k_σ – к-т запаса (1,1÷1,2)); 6) отметку РК в 1-ом приближ-и принимают равной: РК=НБ_MIN-(0,1÷0,15)∙Н. См. также бил. 32.

Типы, констр-и и размеры подводн. части зд. ГЭС. Высотн. полож-е агрегатной части зд. ГЭС плане опред-ся отм. оси РК: РК=НБ+Н_S. Ширина агрег. блока опред-ся шириной турбин. камеры и бычка между смежными агрегатами. Обычно ширина агрег. блока равна (3÷3,5)∙D₁ и постеп. уменьш-ся по мере увелич-я D₁. Ширина водопр-ка с бычком приним-ся равной шир. агрег. блока. Уменьшить ширину блока можно, увеличив отнош-е высоты турб. камеры к ее ширине. Для метал. камер приним. эллиптич. ф-мы поперечн. сеч-я. Ширина агрег. блока приплотин. и дер. зд. ГЭС опред. размерами турб. камеры и составляет (4÷4,1)∙D₁; уменьшить ширину можно, примен. СК ромбового или овальн. сечения. Длина изогнутой ОТ не белее (3,5÷4)∙D₁. В здании среднего и высокого напора примен. метал. СК кругового сеч-я. При средн. напорах размеры камеры опред. размеры агр. блока, агрегат располаг-ся несимметрично отн-но оси блока. При высок. Н и небольших размеры СК и ОТ уменьшаются и разм. агрег. блока зависят от размеров генератора и располож-я вспом. оборуд. При примен-и верт. конич. или раструбных ОТ для отвода воды устр-ся отводящий канал (напорный или б/н). Агр. блок станции с активными турбинами: нет турб. камеры, вместо ОТ коллектор, заканч-ся соплами, безнапорная отводящ. камера. Агр. блоки с капсульными агр. ОТ: (см. также бил. 17) изогнутые, прямоосные (горизонт. и верт.), раструбные. Проектир. так, чтобы они не выходили за габариты СК. Ось агрегата распол. несимметрично относит-но стенок ОТ. Все размеры ОТ опред-ся в долях от Ø ее горловины D₂: высота h=(2÷2,7)∙D₂; ширина h=(2,2÷2,7)∙D₂. Если В₅ больше 8м, то в ОТ устраив-ся промежут. бычок, делящий сеч-е пополам, а В₅ увелич. на толщ. бычка. Диффузор ОТ может иметь наклон α≤12°.

Полная четырехквадрантная характеристика обратимой радиально-осевой гидромашины; зоны режимов. I квадр.: турбинный (Q>0, n>0, M>0) и тормозной (Q>0, n>0, M<0). II квадрант: обратные насосные режимы. III квадрант – режимы противотока. IV квадрант – насосные режимы.

Монт. площадка и средства коммуникации (перемещ-я персонала и оборуд-я) наземных зданий ГЭС. МП предназ. для сборки и ремонта оборуд-я. Размеры МП рассчит-ся на одновремен. сборку или разборку 1-го агрег. (при кол-ве агрегатов 8÷10) или 2-х (при к-ве агрег. >10). МП располаг-ся в торце зд. ГЭС и имеет равную с ним ширину. Длина МП опред-ся схемой и перечнем расклад-го на ней оборуд-я. Обычно на ней располаг-ся: верхн. крестовина генер-ра, возбуд-ль, ротор генератора, подпятник, крышка турбины, сервомоторы, РК, площадка для въезда транспортной платформы, трансформат. яма. Обычно длина МП равна 1÷1,2 расст-я между осями агрег., макс. 1,5. При определ-и размеров МП необход. также учит. зону действ. крюка крана машзала. Выс. МП завис. от отм. подъездн. путей. В месте установки ротора генер-ра (наиб. тяж. детали) перекрытия усилив. или устраив. «роторную тумбу», опирающ. на основн. массив бетона. Под МП распол-ся вспомог. помещения (склады, мастерские, насосное оборуд-е, сист. осушения). См. также бил. 38.

Кавитация в гидромашинах и ее учет при проектир-и зд. ГЭС и насосных станций. Кавитация – возникновение в турбулентном потоке разрывов сплошности ж-ти (каверн). Происходит за счет пониж-я давл-я в ж-ти до давл-я нас. водяных паров. Воздействие кавитации на г/машину: в рез-те возрастания гидр. потерь падает КПД и уменьшается расход, возникает шум и повышенные вибрации, происходит быстрый износ рабочей пов-ти. Чтобы исключ. кавитацию необх. огранич. высоту отсасывания Н_S≤10-/900-σ_Т∙Н, ( – абс. отм. НБ; σ_Т – расч. к-т кавитации турбины). В верт. РО и Д турбинах Н_S отсчит. от нижней кромки НА, в верт. осевых турб. – от оси поворота лопастей РК; в горизонт. турб. – от верхней точки РК. Кавитация в насосе возникает во входной части РК. Чтобы исключ. кавитацию, необх. ограничить высоту всасывания: Н_S≤H_В^ДОП-V²/(2∙g)-h_ВС (H_В^ДОП – допустимая вакуумметрич. высота, h_ВС – высота всасыв-я насоса).

Типы, конструкции и размеры верхнего строения здания ГЭС. Закрытое зд. ГЭС – все оборуд-е наход-ся под крышей зд. Высота и ширина верхн. стр. опред-ся размещением оборуд-я и усл. его доставки в агр. блок или на МП. Транспортировка ротора над генератором позв. уменьш. ширину машзала до (1,2÷1,3)∙D_ГЕН. Уменьш. высоты – примен. разборного агрегата, в котором вал отсоедин. от ротора. При смещении трансп-го обор. относит-но оси зд. верхн. стр-ние располаг. несимметрично относит-но продол. оси зд. При наличии на подводящих водоводах предтурб. затворов, кот. обслуж. главный кран, ось смещ. в сторону НБ. Полуоткрытое зд. имеет значит-но меньшие размеры. За пределы зд. выносится только главн. кран, что позв. пониз. высоту зд. Сборка и разборка агр-тов произв. через съемное перекрытие (крышку) над кажд. агр-том, кот. снимается краном или сдвигается на катках. Крышка – метал. каркас с покрытием, имеет кругл .или прямоуг. форму. МП тоже закрывают крышкой. На крупных ГЭС использ-ся дополнит. малый кран для транспортир. вспомогат. обор., обслуж. МП. При малом числе агр-тов примен. мостовые краны, перемещ. по эстакаде. Открытое зд. не имеет машзала, генератор располог. под съемным колпаком, вспом. оборуд-е – на разных этажах агрегатн. части зд. и под МП. Редко использ. из-за неудобства ремонта.

Компоновочно-технолог. схема зд. ГЭС; состав и размещ-е вспомог. систем. Зд. ГЭС предст. собой гидрот. соор-е, в котором с помощ. комплекса гидросилового, электрич., механич. и вспомогат. оборуд-я осущ-ся преобраз-е механич. энергии воды в электрич-ю, передаваемую потребителям. Вспомог. обор-е включает в себя системы технич. водоснабж-я, пневмат. хоз-во, маслян. хоз-во, сист. откачки воды из проточн. части турбины. Технич. водоснабж-е – предназнач. для снабж-я водой узлов и охладителей агрегата и др. обор.(устр. для водяной смазки напр. подшипников турбин, воздухоохладители и теплообменники генераторов, маслоохладители трансформ-ов). Осн. треб-я – обеспеч-е необх. расхода воды и давл-я. Система ТВ м/б насосной с забором воды из НБ, самотечной с забором воды из напорн. водовода и из НБ. Для исключ-я засорения устанавл. сетчат. фильтры. Пневматич. хоз-во – обеспеч. сжатым воздухом гидросил. и электрообор-е, машины и устр-ва для рем. р-т. Сущ. 2 сист. сжат. воздуха: низк. (0,8МПа) и высок. давл. (6,3МПа). Сост. из компрессоров, воздухосборников и воздуховодов. Маслян. х-во – обеспеч. оборуд-я и устр-в турбин. (смазочным) и трансформат. (изоляционным) маслами. Включ. ёмкости для хран-я чистого и слива отработ. масла, трубопроводы ко всем точкам подачи масла, маслонасосные агр-ты и обор-е. для очистки масла. Коммуникации и ёмкости для турб. и трансформ. масел делают раздельными. Сист. откачки воды из проточной части – откачка воды при провед. осмотров и рем. работ. Сост. из сбросных трубопр. с запорн. орг., сливного коллектора или галереи, приемной ёмк-ти и насосн. агр., рассчит. на откачку воды не более чем за 4 ч. Предусм-ся дренажные устр-ва для удал. протечек и фильтрац. воды. Противопожарн. и сантехнич. устр-ва – сист. автомат. тушения, сист. противопож. водоснабжения, отопление, питьевое водоснабжение, вентиляция, система кондициониров-я и др.

Совмещён. зд. ГЭС – имеют различную конструкцию: 1) водослив размещён над зданием ГЭС (со монолитным или, для меньших напоров, съёмным перекрытием); для понижения высоты машзала применена развитая вниз СК и зонтичный тип агрегата; недостаток – сложность выполнения надёжного уплотнения; трансформаторы – на бычках; 2) с напорными водосбросами, проходящими над турбинной камерой (турбинная камера развита вниз, её отверстия сильно заглублены и их очистка затруднена) или под турбинной камерой (турбинная камера развита вверх, высота ОТ увеличена и, => увеличена площадь ключевого сечения водосбросов); для постижения макс. эжекции желательно симметричное расположение водосбросов; размер блока увеличивается на 10%; 3) водослив размещён над зд. ГЭС с горизонт. капсульным агрегатом или Страфло; примен. при Н≤25м; при малой высоте плотины капсула м/б вынесена в ВБ; примен-е прямоосной ОТ позволяет значительно снизить потери, уменьшить ширину агрег. блока и повысить отм. заложения фунд. плиты. Совмещённые здания ГЭС позволяют снизить объемы бетонных работ на 20% и капвложения на 10%. Недостатки: усложнение строительной части, много тонкостенных конструкций, много гидроизоляцион. работ.

Электроэнергетич. системы; графики их нагрузки; особ-ти использования электроэнергии ТЭС, АЭС и ГЭС в графике нагрузки. Совокупность эл. станций, связан. между собой линиями электро-передач, распред. подстанций образ-т энергосистему. Осн. режимной х-кой, определяющей ее работу, явл. график нагрузки энергоснабж-я. Суточный график нагрузки характериз-ся 3-мя знач. мощности: N_MAX, N_MIN и N_СР.СУТ. В суточн. графике нагрузки различ. 3 зоны: от N_СР до N_MAX – пиковая, от N_MIN до N_СР – полупиковая, от 0 до N_MIN – базисная. ГЭС и ГАЭС размещ. в пиковой и полупиковой частях графика, а ТЭС и АЭС – в базисной.

Особ-ти зданий ГАЭС с 2-х, 3-х и 4-х машинными агрегатами. 2-х машин. схема (рис.) – популярна за сч. исключ-я одной гидромашины, муфты и части затворов, что снижает высоту здания (и стоимость) на 30 %. Зд. ГАЭС практич. полностью копирует зд. ГЭС, только повышенная H_S требует понижения отм. пола машзала (или увеличения длины вала). Схемы эл. соединений больше, чем у ГЭС. ОТ в насосн. режиме играет роль водоприёмника (часто в ней ставят сороуд. решётки, что даже повышает КПД). Минусы: несовпадение зон оптим. КПД в турбин. и насосн. режимах по приведён. частоте; противоположное направл-е вращ-я турбины и насоса, что усложняет регулир-е (пуск и смена режима) и снижает манёвренность. 3-х машин. схема (рис.) – чаще для H > 300; позволяет принять одинак. направл-е вращ-я (т.к. СК турбины и насоса закручены в разн. стороны). Насос всегда ниже турбины (этим обеспечивается бóльшая H_S насоса) и меньше её. Между насосом и турбиной – муфта сцепления (для отсоединения насоса в турб. режиме). Для уменьш-я заглубл-я насоса иногда ставят доп. малый насос, создающий подпор. В подводящ. водоводе примен. анкерная опора с развилкой. Две основные конструкции: с общей шахтой и с раздельной. 4-х машин. схема – наиб. дорогая, примен. для больших H и позвол. использ-ть преим-ва насоса и турбины, расчитанных каждый на свой режим работы.

Ур-е водн. баланса, методы его решения при ВЭР, их задачи и исх. данные, алгоритм графич. метода решения. ВЭР – расчёты по регулированию стока и опред-ю условий работы ГЭС. Задачи ВЭР: опред-е осн. энергет. параметров ГЭС (N_УСТ, Э_ГОД, H_РАСЧ), опред-е параметров вдхр., объёмов используемого на ГЭС стока и хол. сбросов. Исходн. данные: данные о речном стоке (гидрограф), данные по вдхр. (батиграф. кривая), по НБ, об испарении воды, осадках, фильтрац., толщ. льда, начале ледостава и ледохода, данные о водопотреблении и водопользовании, суточн. графики нагрузки энергосистемы для характерн. периодов. Ур-е водн. баланса – позволяет опред-ть водохозяйствен. и энергетич. показатели водотока при регулир-нии стока: Q_ПОТР = Q_БЫТ–Q_ПОТ–F_ВБ∙dz_ВБ/dt (Q_БЫТ – задаваемый приток воды в вдхр, Q_ПОТ – потери воды на испарение и т.п., z_ВБ – задаётся режимом регулир-я стока и завис. от t). Т.к. Q_ПОТР=Q_ГЭС–Q_ХОЛ.СБ, то: Q_ГЭС–Q_ХОЛ.СБ = Q_БЫТ–Q_ПОТ–F_ВБ∙dz_ВБ/dt. Итоговое выраж-е: N_ГЭС/(9,81Hη_Тη_Г)–Q_ХОЛ.СБ=Q_БЫТ–Q_ПОТ–F_ВБ∙dz_ВБ/dt. Дополнительно: H=z_ВБ-z_НБ-h_ПОТ, z_НБ=ƒ(Q_НБ). Решение м/б выполнен. 3 методами: календарным (точный, но трудоёмкий), на ЭВМ (позвол. быстро сравнивать разн. варианты), графическим (нагляден и быстр). Алгоритм графич. метода: 1) строится гидрограф Q_БЫТ=ƒ(t); 2) строится лучевой масштаб (на основе среднегод. расхода Q_СР, направленного гориз-но, и масштабов объёма и времени); 3) строится интегр. кривая стока W=ƒ(t) (в косоугольной сист. коорд.); 4) строится эквидистантная линия (выше интегральной на W_ПЛЗ); 5) между двумя кривыми строится линия потребления (способ "натянутой нити"); 6) по батиграфич. зависи-ти z_ВБ=ƒ(W) строится график z_ВБ=ƒ(t) (объёмы берутся между линией потреб-я и эквидист. линией); 7) по завис-ти z_НБ=ƒ(Q_ГЭС) строится график z_НБ=ƒ(t) (объёмы берутся на линии потребления); 8) строится график H=ƒ(t) (с учётом потерь h_ПОТ); 9) по формуле N=9,81Q_ГЭСHη_Тη_Г строится график N=ƒ(t); 10) строится график зави-ти мощности от обеспеч-ти N=ƒ(P); 11) для нахождения уст. мощности (N_УСТ=N_{РАБ.ГАР}+N_ДУБЛ+N_РЕЗ) по заданн. графику нагрузки энерго-системы N_ЭС=ƒ(t_СУТ) строится анализир. кривая N_ЭС=ƒ(Э) (см. бил.35).

Особенности зданий малых ГЭС. Малые ГЭС – ГЭС с мощностью до 10 МВт и диаметром РК до 3 м. Классификации: по схеме создания напора: напорные (русловые) и безнапорные (приплотинные и деривац-е); по напору: до 20 – низконапорн., 20-75 – средненапорн., более 75 – высоконап.; по расположению РК: гориз. и вертик.; по режиму работы: параллельно с энергосистемой, изолированно. В малых ГЭС стараются использовать типовые решения и конструкции, унифицирован. элементы, упрощённые расчёты. Рис.: 1 – русловая с открытой турбин. камерой и прямоосной ОТ; 2 – приплотинная с вертик. РО турбиной, спиральным подводом воды и изогнутой ОТ; 3 – приплотинная с наклонной осевой турбиной и кожуховым подводом воды.

Анализирующая кривая графика суточной нагрузки, определение рабочей гарантированной и дублирующей мощностей. Анализ. кривая строится для опред-я рабочей гарантир-й, и => установл. мощности: N_УСТ=N_{РАБ.ГАР}+N_ДУБЛ+N_РЕЗ. Рабочая гарантир. мощность – минимально гарантированная мощность ГЭС, учитываемая при выборе мощностей других ГЭС. Исх. данн. для расчётов служит график изм-я среднесут. мощности за неск. лет N=ƒ(t). По нему строится график зависимости мощности от обеспеч-ти N=ƒ(P), с которого опред-ся обеспеченная мощность N_ОБ=N_80% и суточная выработка Э_ОБ=24∙N_ОБ. Далее заданный график суточной нагрузки энергосистемы N_ЭС=ƒ(t_СУТ) разбивается по вертикали на ряд полос и площадь каждой полосы, характеризующих выработку, откладывается на графике N_ЭС=ƒ(Э). На полученной т.о. анализ. кривой откладывается обеспеченная выработка Э_ОБ и строится т.н. анализ. треугольник. Находится такое его положение, при котором две его точки касаются анализ. кривой. Вертикальное ребро треугольника характеризует величину N_{РАБ.ГАР}, а его высотное положение – место работы ГЭС в графике суточной нагрузки (пик, полупик, базис). Дублирующая мощность – дополн. мощность, которую может выдавать ГЭС. Она негарантированна, и => она не снижает уст. мощностей ТЭС в энергосистеме. Опред-е дублир. мощности состоит в сопоставл-и затрат по ГЭС и по ТЭС (см. последний рис.). Увелич-е мощности ГЭС сверх N_{РАБ.ГАР} приводит к дополнит. вложениям, но и к дополнит. доходу. Расчёт дубл. мощности (в табличн. форме для 12 мес.): 1) z_ВБ=НПУ, z_НБ=ƒ(Q_БЫТ); 2) потери h_W=ƒ(Q_ГЭС); 3) напот H_Т=z_ВБ-z_ВБ-h_W; 4) мощность N_ГЭС=9,81H_ТQ_ГЭСη_Тη_Г; 5) график обеспеч-ти мощности p=n/(12+1)∙ 100%; 6) выбирается обеспеченная мощность N_ОБ и наносится на график N_ГЭС=ƒ(t); 7) зона графика от N_ОБ до N_MAX делится на неск. полос ΔN и вычисляются их площади ΔЭ; 8) вычисляются приращения издержек ΔИ=α₀∙K и дохода ΔД=ΔЭ∙b_ОТП; 9) строится график ΔИΔД=ƒ(N); 10) если N_{РАБ.ГАР} больше мощности в точке пересечения кривой и прямой (рис.), то N_ДУБЛ=0, иначе N_ДУБЛ=N_УСТ-N_{РАБ.ГАР} (N_УСТ – точка пересечения).

Устойчивость колебаний и критическая площадь сечения УР. Колеб-я уровня в УР возник. при переходн. процессах и завис. от разности нач. и конечного расходов: чем разница больше, тем и ампл-да колеб-й больше. Т.к. в деривации и УР присутствуют гидравлич. потери, то в принципе любые колебания будут затухающими, а система – устойчива. Однако т.к. агрегаты имеют регуляторы мощности, поддерживающие постоянство её знач-я (N=const), то ампл-да колебаний увеличивается и они могут стать незатухающими, а система – неустойчивой. Для предотвращения этого площадь попереч. сечения УР д/б больше некоторого критич. значения F_КР, определяемого по формуле Тома: F_КР=F_ДЕР∙L_ДЕР/(2∙^g∙k∙H_Т), (k – коэф-т потерь в деривации, k=h_W/V²_ДЕР), F=1,1∙F_КР.

Выбор обеспеченной мощности ГЭС по водотоку, работа ГЭС в пике и базисе, виды и назначение резервной мощности. Режим регулир-я стока "по водотоку" – один из 4 режимов (на макс. выровнен. расход, на получение пост. мощности, диспетчерский), используется в деривац. схемах создания напора (?) (УВБ принимается пост.). Расчёт: 1) строится гидрограф бытовых расходов; 2) строится графики z_ВБ=ƒ(t) (прямая горизонт. линия) и z_НБ=ƒ(t); 3) строится график H_Т=ƒ(t): H_T=H_СТ-h_W=z_ВБ-z_НБ-h_W; 4) строится итоговый график изм-я мощности ГЭС по водотоку N_ГЭС=ƒ(t): N_ГЭС=9,81H_Т∙ Q_ГЭСη_Тη_Г. Базис: от N=0 до N_MIN. Полупик: от N_MIN до N_СР. Пик: от N_СР до N_MAX. Большую часть года ГЭС работает в пике, покрывая колебания графика. В период паводка, когда происходят холостые сбросы и среднесуточная мощность ГЭС выше N_ОБ, зона работы смещается в полупик и даже в базис, и ГЭС работает на полную мощность. А пик в это время должен покрываться ГАЭС. Резервная мощность N_РЕЗ должна обеспечивать бесперебойную работу энергосистемы в целом. Она включает: аварийный резерв N_АВ (запас мощности на случай поломки одного агрегата в энергосистеме, максим-го. по мощности), нагрузочный резерв N_НАГР (восприятие внеплановых колеб-й нагрузки), ремонтный резерв N_РЕМ (для кратковременной замены намеченных к ремонту агрегатов), народо-хозяйственный резерв (учёт сверхпланового роста потребления).

Монтажная площадка и средства коммуникаций в поздемных ГЭС. Монт. площадка – помещ-е для сборки оборуд-я ГЭС в период стр-ва и его ремонта в период экспл-ии. Обычно МП располагается в торце машзала, её размеры определяются схемой раскладываем. оборуд-я и рассчит-ся на одновременный ремонт одного или 2 агрегатов (при n_а>10). Как правило, длина МП превышает длину агрег. блока. Обслуживается МП краном машзала. Под МП располаг-ся вспомогат. помещения (мастерские, насосные и т.д.). В подз. ГЭС МП соединяются с поверхн-ю земли горизонтальными транспортн. туннелями (i_MAX=1:7) или вертик. шахтами с размерами, способными пропустить оборуд-е. В шахтах устраивают лестницы и лифты. Если в подз. ГЭС всего 2 агрегата (Храмская2), то МП располагают между ними (уменьшение длины и высоты выработки машзала). Часто со стороны торцевой стены МП делается спец. ниша, в котор. уходит часть крана, что позвол. подвести его крюк непосредств. к торцевой стене. Для удаления избыточн. теплоты, выделяемой агрегатами, производят принудит. вентил-ю (по трубам в туннелях). В подз. ГЭС обязательно устраиваются аварийные выходы для персонала.

Гидравлические машины: признаки классификации, принципы действия, турбины и насосы, области применения. Гидравлическая машина – устройство, передающее механич. энергию ж-ти рабочему органу, или наоборот (насос). Классиф-я: турбины, насосы, обратимые гидромашины. Турбины: реактивные: осевые турбины (Каплана) (пропеллерные, ПЛ, капсульные, Страфло; Н до 80 м, D₁≤10,5 м), диагональные (40-200 м), РО-турбины (Френсиса) (40-700 м; D₁≤8 м); активные: ковшовые (Пельтона) (Н более 400 м). Насосы: 1) объёмные: плунжерный насос (подача толчками с перерывами), поршневой насос (подача толчками без перерывов), диафрагменный, шестерённый (для систем смазки), винтовые (перекачка масла); 2) динамические (бил. 19): лопастные (осевые, диагональн., центробежн.), вихревой, струйный. Напор, развиваем. объёмн. насосами органичен только прочностью деталей насосов, поэтому вентиль на напорн. трубопроводе во время работы насоса нельзя закрывать. Обратим. гидромашины – использ. на ГАЭС с двухмашин. схемой (двигатель-генератор и насос-турбина). Напор в турбин. режиме всегда меньше, чем в насосном (потери вычитаются, а не прибавляются). При подборе обрат. гидромашины следует исходить из Н для насосного режима. Виды: РО-обратимые, диагональн., многоступенч. обратимые (лев. рис.), двухколёсные.

Особенности подземных зд. ГЭС, варианты размещения предтурбинных затворов. Особ-ти подз. ГЭС: возможность выбора такого располож-я зд. ГЭС, при котор. обеспеч-ся наибольшая целесообразность располож-я др. элементов подз. ГЭС; выполнение строит. конструкций облегчённого типа за счёт использования несущей способности породы; возм-ть строит-ва и экспл-ии в любых климат. услов. и в любое время года; малое влияние на экологию; сложность и повышенная тщательность изыскательских работ; часто сложные инж.-геол. условия проходки; повышенные затраты энергии на собств. нужды (пост. искусств. освещ-е и вентиляция); повышенные потери энергии из-за удалённости трансф-ов. Размещение затворов: на ГЭС с крупными агрегатами предтурб. затворы и затворы ОТ располаг-ся в отдельн. выработке на некотор. расст. от машзала (трёхзальная компоновка), соединённой с ним туннелем (Храмская2); если ГЭС выполнена по головной схеме, то затворы располагают в глубин. водопр-ке. При небольших размерах агрегатов (при средних и больших Н) затворы размещ. в машзале, максим. приближая их к агрегатам (для уменьш-я шир. выработки); часто затворы поворачивают в плане, размещая их в межагрегатн. пространстве (Ингури).

Схемы реактивных вертикальных турбин: основные элементы, способы регулирования расхода. Реактивные турбины: осевые (Каплана) (пропеллерные, ПЛ, капсульные, Страфло; Н до 80 м, D₁≤10,5 м), диагональные (40-200 м), РО-турбины (Френсиса) (40-700 м, D₁≤8 м). Основные элементы: самостоятельно. Способы регулирования расхода: в реактивных турбинах регулирование расхода осуществляется направляющим аппаратом, углом установки лопастей φ и даже кольцевым затвором (Рогунская ГЭС, не построена) а в активных – иглой в сопле и дефлектором.

Состав соор-й деривац. ГЭС, услов. примен-я напорн. и безнапорн. дериваций. Состав соор-й: 1) головной узел (соор-я для создания подпора в реке, очистки воды и направл-я её в деривацию): плотина, водосброс, водопр-к, отстойник, шугосброс; 2) деривац. водовод: напорный (туннель, трубопровод) и безнапорный (канал, туннель); на трассе безнапорного водовода возможна установка БСР, акведуков, дюкеров, защитных устройств от камнепадов; 3) станционный узел: напорн. бассейн, аварийный водосброс, сорозащитное устройство, УР, турбинные водоводы, здание ГЭС, отводящий водовод. Условия прим-я: если сущ-ет вдхр., обеспеч-щее регулир-е стока и повышающ. напор, то для забора воды на отметке УМО прим-ся напорн. водопр-ки, и => возможна только напорн. деривация; если вдхр. отсут., то забор воды м/б произведён безнап. водопр-м и возможно прим-е безнапорн. деривации (канала, туннеля), которая часто более дёшева.