Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее бескавитационной работы
Отметка расположения рабочего колеса гидротурбины для обеспечения её бескавитационной работы определяется по формуле
(12.13)
где Zнб(Qнб) – отметка уровня воды в нижнем бьефе при расходеQнб, соответствующем расчетному значению высоты отсасыванияHS.
Расчетное значение высоты отсасывания HSопределяется наиболее неблагоприятным с точки зрения кавитации режимом работы гидротурбинного оборудования. Полное представление о таких режимах дает кавитационная характеристика, которая представляет собой совмещение кривой связи нижнего бьефаZнб(Qнб) и характеристикиHS(Qнб) при различном числе работающих агрегатов ГЭС. Анализ кавитационной характеристики показывает, что наиболее опасными с точки зрения кавитации, т.е. требующими наибольшего заглубления являются, как правило три режима: работа одного агрегата с установленной мощностью при отметке НПУ, работа ГЭС с установленной мощностью при отметке НПУ и работа всех агрегатов с установленной мощностью при расчетном по мощности напоре.
Высота отсасывания HSвычисляется по формуле
(12.14)
где В – барометрическое давление, равное 10,33м вод.ст; k- коэффициент запаса по кавитации при переходе от модельной гидротурбины к натурной, принимаемый равным 1,05-1,15;- коэффициент кавитации, определяемый по главной универсальной характеристике для расчетных условий; Н – напор турбины, определяемый уровнем верхнего бьефа иZнб(Qнб);Zх.пл.– разность высотных отметок двух характерных плоскостей модельной и натурной турбин, которая определяется следующим образом: для осевых горизонтальных капсульных турбин (ПЛ-ГК)Zх.пл.= -D1/2; для осевых вертикальных ПЛ-турбинZх.пл.=0; для вертикальных ПЛД и РО-турбинZх.пл.=В0/2.
Высота направляющего аппарата натурной турбины В0пересчитывается с модели по формуле
Во=ВомD1н/D1м, (12.15)
где В0м,D1м– соответственно высота направляющего аппарата и диаметр рабочего колеса модельной гидротурбины.
Из всех полученных расчетных значений HSвыбирают такое значение, котороеприводит к наибольшему заглублению оборудования, т. е. обеспечивает бескавитационную работу турбин во всех рассматриваемых режимах работы. Если оказалось, что требуется слишком большое заглубление, которое осуществить технически сложно или экономически нецелесообразно, то возможно наложение ограничения на наиболее неблагоприятный режим работы агрегатов по условиям кавитации, которое приведет к уменьшению заглубления.
Полученные параметры гидротурбинного оборудования позволяют наметить соответствующие варианты параметров гидрогенераторов. На ГЭС обычно устанавливаются трехфазные синхронные гидрогенераторы серийного типа вертикального или горизонтального исполнения.
Основными параметрами гидрогенератора являются полная, или кажущаяся, мощность, напряжение, синхронная частота вращения, коэффициент мощности cosφ и коэффициент полезного действия. Синхронная частота вращения принимается равной частоте вращения рабочего колеса гидротурбины. Коэффициент мощности обычно изменяется в пределах 0,8—0,85.
Полная мощность определяется по формуле
где Na — установленная мощность агрегата.
Гидрогенератор подбирается по справочным данным серийных типов по расчетным значениям его полной мощности и синхронной частоте вращения. Полная мощность выбранного серийного гидрогенератора обычно превышает ее расчетное значение.
Каждый гидрогенератор имеет свою рабочую характеристику в виде функции изменения его КПД от нагрузки, выраженной в относительных единицах.
Для экономического сопоставления всех конкурирующих вариантов основного оборудования, помимо рассмотренных выше расчетных параметров, необходимо определить среднемноголетнюю выработку электроэнергии проектируемой ГЭС с учетом фактического переменного КПД основного оборудования. В первом приближении в качестве среднемноголетней выработки можно принять выработку электроэнергии с учетом не всего имеющегося гидрологического ряда расходов воды, а только для условий расчетного года средней водности.
Для определения этой выработки электроэнергии необходимо воспользоваться исходной информацией о характерных режимах работы проектируемой ГЭС и результатами водно-энергетического расчета регулирования стока для средневодного года. По этим данным известны в каждом расчетном интервале Qгэс и Hгэс и соответствующая им при постоянном КПД средняя и рабочая мощности ГЭС. Очевидно, что если фактический КПД основного оборудования будет отличаться от принятого ранее среднего его значения, то при тех же напоре и расходе в данном расчетном интервале мощность и выработка энергии также будут отличаться.
Для определения фактического КПД, с которым оборудование ГЭС работает в данном расчетном интервале, необходимо соответствующие значения Qгэс и Hгэс пересчитать в приведенные показатели Q'r и n'r. Для пересчета Qгэс необходимо предварительно определить число включенных агрегатов как частное от деления рабочей мощности ГЭС на установленную мощность одного агрегата и вычислить расход одного агрегата. Полученные значения Q'r и n'r наносятся . на главную универсальную характеристику и в этой точке определяется фактический КПД модели, который пересчитывается на натурные показатели. По рабочей характеристике гидрогенератора и полученной фактической мощности гидротурбины определяется его КПД.
Таким образом, в каждом расчетном интервале уточняется режим работы проектируемой ГЭС и вычисляется ее годовая выработка электроэнергии.
Метод подбора оборудования по главным универсальным характеристикам турбин является аналитическим методом. Он обладает достаточно высокой точностью, но не имеет наглядности, поскольку анализ всех конкурирующих вариантов выполняется по главным универсальным характеристикам одного агрегата без рассмотрения станционных характеристик.