1.15. Вопросы по дисциплине «Гидравлические машины»

1. Типы гидроэнергетических установок (ГЭС, ГАЭС, ПЭС, НС). Основные параметры гидротурбин.

Типы гидроэнергетических установок.

Гидроэнергетические установки используемые для преобразования энергии водного потока в электрическую, посредством гидравлических турбин, приводящих во вращение электрические генераторы.

ГЭС – Гидроэлектростанции сооружаются на реках и используют для выработки электроэнергии энергию речного водотока.

ГАЭС – Гидроаккумулирующие электростанции предназначаются для покрытия пиков графика электрической нагрузки энергосистемы с использованием электроэнергии в период глубоких провалов нагрузки. ГАЭС практически не нуждается в постоянном водотоке, поскольку для работы, использует воду накопленную в водохранилище. Этим водохранилищем (верхний бассейн) может быть озеро, море или искусственный бассейн. Такое водохранилище нуждается в подпитке лишь на потери – фильтрацию воды, испарение. Но для работы ГАЭС необходим еще один – нижний бассейн. Между этими двумя бассейнами и образуется напор, необходимый для работы ГАЭС, как гидростанции, вырабатывающей электроэнергию в часы пика нагрузки в энергосистеме. В этот период вода из верхнего бассейна через турбины срабатывается в нижний бассейн. В часы провала нагрузки, когда появляется «свободная» электроэнергия, ГАЭС работает как насосная станция, перекачивая воду из нижнего бассейна в верхний. В зависимости от природных условий здание ГАЭС размещается на поверхности земли или под землей, сейчас все чаще приобретают распространение подземные ГАЭС.

ПЭС – Приливные электростанции. ПЭС для выработки электроэнергии используют энергию морских приливов и отливов. Приливы являются следствием взаимного притяжения системы Земля – Луна – Солнце. Они поднимают уровень морей у берегов до нескольких метров, с периодичностью 12 часов 25 минут. Наивысший прилив наблюдается у берегов Канады и достигает 19 метров. В России высокие приливы до 10 м наблюдаются в заливах Белого и Охотского морей.

Идея ПЭС заключается в следующем: залив (губа, фиорд) отсекается от моря плотиной с водопропускными отверстиями. Во время прилива отверстия открыты, в залив поступает вода и уровень повышается. К началу отлива отверстия закрываются. В открытом море при отливе уровень понижается, а в заливе при закрытых отверстиях – нет. В створе плотины образуется перепад уровней (напор), который используется для производства электроэнергии. Установленная мощность действующей на сегодня Кислогубской ПЭС составляет 400 кВт, практически опытно-промышленная установка.

Таким образом, неоспоримые преимущества ГЭС, заключающиеся в их маневренности, стабильности производства электроэнергии в кризисных экономических ситуациях, низкой себестоимости электроэнергии, комплексном использовании водных ресурсов, экономии органического топлива, отсутствии загрязняющих выбросов и т. д. остаются основой в планировании освоения гидроресурсов с тем, чтобы обеспечить объективную долю мощности и электроэнергии ГЭС в энергосистемах.

В зависимости от местных условий, концентрация напора на ГЭС достигается при помощи гидротехнических сооружений, образую­щих следующие технические схемы: плотинную, деривационную и плотинно-деривационную.

Плотинная схема (рис. 2а). Эта схема характеризуется наличием плотины, которая создает разность отметок уровней перед плотиной (верхний бьеф) и за плотиной (нижний бьеф). По­верхность воды в верхнем бьефе перед плотиной в разрезе вдоль потока образует так называемую кривую подпора. Вследствие этого используемый статический напор Н_ст получается несколько меньше разности отметок подпертого участка реки Н_ак между пунк­тами А и К на величину h_подп.

В плотинных схемах гидроузлов здание машинного зала располагается рядом с плотиной или в плотине, при этом в зависимости от величины напора и размеров гидротурбин гидро­станции могут быть двух типов — русловые и приплотинные.

Русловые — здание ГЭС входит в состав сооружений, соз­дающих напор (рис.3), и полностью воспринимает сдвигающие и опрокидывающие усилия, действующие на него со стороны воды. ГЭС такого типа строят при напорах 3 — 40 м и устанавливают на них, главным образом, осевые гидротурбины.

Приплотинные — здание ГЭС находится непосредст­венно за плотиной (рис. 4а). Такие ГЭС строят при средних и высо­ких напорах (Н = 40 – 300 м). Подвод воды к турбинам осуще­ствляется при помощи водоприемников и турбинных водоводов. Устанавливаемые типы турбин: осевые или диагональные поворотно-лопастные и радиально-осевые, в зависимости от величины напора, графика нагрузки и требований, предъявляемых к установке тур­бин на ГЭС.

Пример русловой станции – Майнская ГЭС, приплотинной – Саяно-Шушенская ГЭС.

Деривационная схема (рис 2б, 2в). При больших уклонах рек с относительно малыми расходами воду отводят в так называемую деривацию (ка­нал или туннель). Гидравлический уклон деривации выбирают ми­нимальным, обеспечивающим необходимый расход. Таким образом, значительный перепад реки, в естественном состоянии рассредото­ченный на большом протяжении, при помощи деривации концентри­руют в одном месте, где строят здание ГЭС и устанавливают гидро­агрегаты. Трасса деривации должна быть по возможности кратчай­шей, чтобы избежать дополнительных потерь напора. Деривация может быть подводящей (рис 2б) или отводящей (рис. 2в). Одна из возможных схем указана на рис. 5.

Рис. 5. Деривационная схема:

а — план сооружений; б — вертикальный разрез: / — плотина; 2 — деривация; 3 — турбинные водоводы; 4 — здание ГЭС.

Напоры, создаваемые при помощи деривации, находятся в преде­лах Н = 200 – 2000 м и зависят от природных и других условий. На деривационных ГЭС применяют следующие типы турбин: радиально-осевые (Н < 650 м) или ковшовые (Н > 300 м).

Плотинно-деривационная схема (рис. 4г). Напор на станции соз­дается при помощи плотины и деривации одновременно. Если река на верхнем участке имеет малый уклон, там целесообразно постро­ить плотину и создать водохранилище, которое будет использовано для регулирования расхода на ГЭС. Основная часть напора создается, как правило, деривацией. Величина напо­ров и используемое турбинное оборудование такие же, как и в случае деривационной схемы.

Рис. 5. Плотинно-деривационная схема:

а — план сооружений; 6 — вертикальный разрез: 1 — плотина; 2 — деривация; 3 — урав­нительный резервуар; 4 — турбинные водоводы; 5 — здание ГЭС

Основные параметры работы.

При дви­жении потока из верхнего (ВБ) в нижний бьеф (НБ) часть его энергии теряется в водоподводящих устройствах на преодоление гидравлических сопротивлений. В связи с этим, вводят понятия напоров брутто (напоры на станции) и напоров нетто (напоры на турбине).

Напор брутто Н_бр на станции представляет собою раз­ность отметок верхнего и нижнего бьефов, когда расход через тур­бины равен нулю, т.е. статический напор ГЭС:

Н_ст = z_вб – z_нб

При работающих турбинах Н_БР определяется как разность полных удельных энергий потока в верхнем и нижнем бьефах, рисунок 3.1.

Н_БР = Е_А – Е_Б = (z_А + +) – (z_В + +)

Полезный (рабочий) напор на турбине напор нетто Н_н меньше напора брутто на ГЭС при тех же отметках верхнего и ниж­него бьефов на величину потерь энергии в подводящих устройствах h_А-1 и представляет собою разность удельных энергий потока на входе и на выходе из турбины, т. е. это рабочий напор на турбине.

Н_Н =Н_БР – h_ПОТ = Е₁ – Е_В = (z₁ + +) – (z_В + +)

Объемный расход Q, м³/с, представляет собой коли­чество воды, проходящей через турбину за одну секунду (включая объемные протечки и собственные нужды).

Расчетный расход Q_Р — это расход через турбину при расчетных значениях напора, мощности и синхронной частоте враще­ния турбины. Максимальный расход через турбину Q_МАКС может иметь место при минимальном напоре для обеспечения заданной мощно­сти турбины. Расход холостого хода Q_ХХ — это величина расхода при расчетном напоре Н_Р и синхронной частоте вращения, когда полез­ная нагрузка на турбине равна нулю.

Мощность N, кВт. Подводимая мощность к турбине представ­ляет собою гидравлическую мощность потока на входе в турбину:

Nп = = 9,81QH_Н, кВт.

Эффективная мощность турбины — это меха­ническая мощность на валу турбины, которая является суммой мощности, замеренной на зажимах генератора; механических и электри­ческих потерь в генераторе; потерь в подпятнике; мощности, потреб­ляемой вспомогательными механизмами. Эффективная мощность турбины:

N_ЭФ = 9,81QН_Нη_Т

Расчетная мощность турбины N_Р — это мощ­ность, которую она развивает при выбранном диаметре рабочего колеса и расчетных величинах напора и частоты вращения. Гидро­турбину проектируют и изготавливают на расчетную мощность.

В результате механическая мощность турбины N_ЭФ меньше подво­димой мощности. Отношение мощности на валу гидротурбины к под­водимой мощности потока называется полным КПД гидротурбины:

η_Т = (N_ЭФ/ N_П)*100%

Режим, при котором КПД турбины достигает максимального значения, называется оптимальным. Со­ответственно режим (Np, Нр), на который рассчитывают турбину и определяют ее основные параметры (диаметр рабочего колеса D₁ м, синхронную частоту вращения п, об/мин, и высоту отсасывания Нs, м), называется расчетным. В зависимости от типа турбины, ее размеров, качества изготовления и других факторов КПД мощных гидротурбин на оптимальном режиме достигают 93—95%, снижаясь на нерасчетных режимах.

Так как в генераторе при преобразо­вании механической энергии в электрическую возникают электри­ческие, механические и другие потери, то КПД гидроагрегата:

η_АГР = η_Т• η_Г

Мощность гидроагрегата, учитывая потери в турбине и генера­торе,

N_АГР = 9,81QН_Нη_Т η_Г = (8 ÷ 9) QН_Н

Номинальная мощность гидроагрегата – наибольшая активная мощность генератора, которую он может развивать при расчетном значении cos φ, равном большей частью 0,8. Эта мощность фиксируется в паспорте генератора.

Номинальная мощность турбины — мощность на ее валу при номинальной мощности агрегата. Она равна:

Nт_НОМ = N_АГР/ η_Г

и фиксируется в паспорте турбины.

Расчетным напором турбины называется наименьший напор, при котором можно получить номинальную мощность турбины.

Так как гидротурбина соединена с синхронным генератором пере­менного тока, то ее частота вращения должна быть строго опреде­ленной, т. е. синхронной.

Синхронную частоту вращения турбины и генератора определяют, пользуясь зависимостью:

f =

синхронная частота вращения гидроагрегата:

n = , об/мин

где p — число пар полюсов генератора.

Расчетная частота вращения n_Р равна синхрон­ной частоте вращения, на которую гидротурбина проектируется.

Частота вращения холостого хода n_ХХ — это частота вращения возбужденного генератора, отключенного от сис­темы.

Разгонная частота вращения n_РАЗГ – максимальное число оборотов, достигаемое агрегатом при пол­ном сбросе нагрузки и при полностью открытом направляющем аппарате (для поворотно-лопастных гидротурбин — промежуточ­ное положение лопаток направляющего аппарата и лопастей рабо­чего колеса).

2. Классификация гидротурбин (класс, система, тип, конструктивная схема).

Гидравлическая машина – это устройство, в котором происходит передача механической энергии от протекающей через неё жидкости рабочему органу гидромашины, или наоборот, от рабочего органа гидромашины к протекающей через нее жидкости.

Е₁ > Е₂ – турбина Е₁ < Е₂ – насос Е₁ = Е₂ - гидропередача

Рис. 2.1 Схема к определению видов гидромашин.

** Гидравлические турбины – гидравлические машины, в которых рабочий орган получает энергию от потока жидкости и энергия на входе в ГМ больше, чем на выходе.

** Насосы – гидравлические машины, в которых энергия от рабочего органа передается протекающей жидкости и энергия на входе в ГМ меньше, чем на выходе.

*** Объемные гидромашины – гидромашины, в которых преобразование энергии происходит в основном за счет изменения давления рабочей среды. Принцип действия объемных ГМ основан на вытеснении жидкости рабочим органом, в них существует тесная взаимосвязь между перемещением рабочего органа и объемом перемещаемой жидкости. (Пример: гидроцилиндры)

*** Динамические гидромашины – гидромашины, в которых преобразование энергии происходит за счет всех составляющих энергии потока. Динамические гидромашины, в которых происходит обмен энергией между жидкостью и вращающимся рабочим колесом называются лопастными гидромашинами. В них нет жесткой связи между перемещением рабочего колеса и объемом перемещаемой жидкости.