ЛекцииГМ

удельных энергий потока на входе и на выходе из турбины, т. е. это рабочий напор на турбине.

НН =НБР – hПОТ = Е1 – ЕВ = (z1 +

Р1

+

V12 2g

) – (zВ +

Р	В

+

V	2
В
2g

)

Рис. 3.1. Определение напора на ГЭС:

сечение (А — А) — вход в водоприемник; сечение (В — В) — в нижнем бьефе за отсасывающими трубами; vА и vВ — средние скорости потока в сечениях А — А и В — В, сечение (1 – 1) – вход в турбинную камеру, сечение (2 – 2) – выход из отсасывающей трубы.

При определении полезного напора энергию уходящего потока нужно брать в сечении В – В нижнего бьефа, в створе с наивысшей отметкой, т.к.

часть кинетической энергии по выходе из трубы восстанавливается в нижнем бьефе за счет самоэжекции, создавая при этом понижение уровня воды в створе выходного сечения 2 – 2 отсасывающей трубы.

При проектировании турбин необходимо знать расчетный НР,

средневзвешенный НСР, максимальный НМАКС и минимальный НМИН напоры на турбине. При расчетном напоре и синхронной частоте вращения турбина должна развивать номинальную (расчетную) мощность NР. Для заданного диапазона напоров НМАКС — НМИН выбирают определенный тип гидротурбинного оборудования.

2

Объемный расход Q, м3/с, представляет собой количество воды,

проходящей через турбину за одну секунду (включая объемные протечки и собственные нужды). При проектировании гидротурбины необходимо знать следующие величины расхода: расчетный расход QР, максимальный расход QМАКС и расход холостого хода QХХ.

Расчетный расход QР — это расход через турбину при расчетных значениях напора, мощности и синхронной частоте вращения турбины.

Максимальный расход через турбину QМАКС может иметь место при минимальном напоре для обеспечения заданной мощности турбины. Расход холостого хода QХХ — это величина расхода при расчетном напоре НР и

синхронной частоте вращения, когда полезная нагрузка на турбине равна нулю.

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

Nп =

9,81 1000 Q H	Í
1000

= 9,81QHН, 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:

NЭФ = 9,81QННηТ

Расчетная мощность турбины NР — 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 процессе преобразования гидравлической энергии потока в механическую часть энергии в гидротурбине неизбежно теряется.

3

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

ηТ = (NЭФ/ NП)*100%

Полный КПД гидротурбины ηТ учитывает гидравлические, объемные,

механические и дисковые потери (глава III). Перечисленные потери энергии зависят от нагрузки, поэтому КПД турбины определяется ее режимом работы.

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.

Современные мощные и средние гидротурбины непосредственно соединены с генераторами. Так как в генераторе при преобразовании механической энергии в электрическую возникают электрические,

механические и другие потери, то КПД гидроагрегата:

ηАГР = ηТ• ηГ

Коэффициент полезного действия генератора ηГ = 96 ÷ 98% для средних и мощных генераторов и мало изменяется при изменении нагрузки.

Мощность гидроагрегата, учитывая потери в турбине и генераторе,

NАГР = 9,81QННηТ ηГ = (8 ÷ 9) QНН

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:

4

NтНОМ = NАГР/ ηГ

и фиксируется в паспорте турбины.

Расчетным напором турбины называется наименьший напор, при котором можно получить номинальную мощность турбины. При напорах выше расчетного турбина может развивать мощность больше номинальной.

Если благоприятные условия эксплуатации энергосистемы позволяют получить от генератора активную мощность больше номинальной за счет увеличения cosφ выше его расчетного значения, то при напорах выше расчетного можно форсировать мощность агрегата сверх номинальной в пределах, допускаемых прочностью машины.

Так как гидротурбина соединена с синхронным генератором пере-

менного тока, то ее частота вращения должна быть строго определенной, т. е.

синхронной.

Синхронную частоту вращения турбины и генератора определяют,

пользуясь зависимостью:

f =

p n 60

В СССР частота переменного тока принята f = 50 гц, тогда синхронная частота вращения гидроагрегата:

n =

3000 p

, об/мин

где p — число пар полюсов генератора.

Расчетная частота вращения nР равна синхронной частоте вращения,

на которую гидротурбина проектируется.

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

Разгонная частота вращения nРАЗГ – 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 рабо-

чего колеса).

5

3.2 Основные рабочие органы гидротурбины.

Спиральная (турбинная) камера. Первым по потоку рабочим органом турбины является спиральная камера, обеспечивающая организованный подвод воды к направляющему аппарату с минимально возможными потерями, а также создание предварительной закрутки потока.

В зависимости от величины напора и типа гидроэлектростанции применяют различные типы турбинных камер. Бетонная спиральная камера с неполным углом охвата и трапециевидной формой поперечных сечений нашла наибольшее применение при малых и средних напорах Н = 3 ÷ 45 м,

(рисунок 3.2).

Рекомендуемые основные параметры: ширина в плане В = (2,4 ÷ 3,5)D1;

угол охвата φ = (180 ÷ 225)°; скоростной коэффициент во входном сечении

ά =

v	ВХ
	Н

= 0,8 ÷ 1,1.

Рисунок 3.2 Бетонная спиральная камера с неполным углом охвата.

6

Бетонная спиральная камера состоит из входной открытой части и спирального канала, характеризуемого углом сп. В месте соединения спирального канала с правой по направлению потока стенкой неспиральной части размещается так называемый зуб спирали. Угол охвата сп

спиральной камеры отсчитывают от зуба до входного сечения. Спиральные камеры с неполным углом охвата имеют угол ф < 360°. Ширина спиральной камеры в плане зависит от типа турбины, угла охвата, принятой скорости во входном сечении спиральной части и его формы. Площадь входного сечения определяется в зависимости от скорости vВХ или принятого скоростного коэффициента ά.

Металлические сварные спиральные камеры с круглыми

сечениями (рисунок 3.3) применяют при средних и высоких напорах Н = (150 ÷ 700) м. Рекомендуемые параметры: В = (2,5 ÷ 4 )D1; сп = (345 ÷ 360)°; а =

0,5 ÷ 1.

а)

Рисунок 3.3 Металлическая спиральная камера а - спиральная камера турбины Красноярской ГЭС из 31 звена.

Металлические спиральные камеры и статоры крупных турбин обычно изготовляют сварными, в виде металлических конструкций, воспринимающих часть или полное усилие, с круглыми или овальными сечениями. Компоновка

7

высоконапорных радиально-осевых турбин обычно предусматривает частичное или полное бетонирование спирали.

Выбор типа конструкции связан с величиной напора и размером турбины. Для напоров меньше 200 м спиральные камеры изготовляются,

как правило, из листового проката и свариваются непосредственно при монтаже. На заводе-изготовителе производится изготовление отдельных элементов. Толщина листов и марка стали, применяющейся при изготовлении звеньев, определяются специальным расчетом и технико-

экономическими обоснованиями.

На слайде приведена спиральная камера турбины Саяно-Шушенской ГЭС во время монтажа. Спиральная камера круглого сечения с углом охвата в плане 112". Ширина спиральной камеры в плане 20,7 м. Скорость потока во входном сечении при расчетном напоре НР = 194 м и номинальной мощности 650 МВт составляет 12,2 м/с. Спиральная камера выполнена из стали 10ХСНД толщиной до 40 мм ИЗ 19 звеньев, каждое из которых состоит из двух обечаек.

Статор турбины. Статор турбины предназначен исключительно для передачи осевых нагрузок гидроагрегата, бетонного массива и вспомогательного оборудования на фундамент здания станции. По условиям рабочего процесса в турбине статор не требуется.

С конструктивной точки зрения он представляет собою колонны,

связанные между собой при помощи верхнего и нижнего поясов. Иногда при небольших напорах вместо общего нижнего пояса каждая колонна статора имеет специальную опору — башмак. В отечественной практике число колонн статора обычно принимают равным половине числа лопаток направляющего аппарата, причем зуб спирали является одной из колон.

Опытные исследования показывают, что оптимальные энергетические показатели турбины достигаются в случае равенства угла выхода потока из статора и угла входа потока на лопатки направляющего аппарата при его расчетном открытии.

8

В случае турбинной камеры с неполным углом охвата форма колонн,

расположенных в открытой части камеры, существенно отличается от колонн, находящихся в спиральной части, рисунок 3.4. Колонны в спиральной части камеры имеют одинаковую форму и расположены равномерно по периметру статора.

Рисунок 3.4. Схема расположения колонн статора в турбинной камере

Для высоконапорных радиально-осевых турбин статор, как правило,

конструктивно объединяется со спиральной камерой, так как высота направляющего аппарата невелика. Обычно материалом для изготовления статоров является углеродистая сталь СтВ25А или слаболегированная сталь 20ГСЛ и 10ХСНД. Статоры выполняются либо в виде отливок, либо сварных или сварно-литых конструкций. Радиальные размеры и формы поясов статора определяются спиральной камерой, шахтой и крышкой турбины, а также нижним кольцом направляющего аппарата. Колонны могут быть сплошного сечения или пустотелые. В этом случае толщины стенок выбираются с учетом применяемых марок сталей из условий прочности и технологичности.

Направляющий аппарат. Направляющий аппарат состоит из одинаковых, равномерно расположенных лопаток, имеющих возможность синхронно поворачиваться относительно своих осей.

9

Функции направляющего аппарата:

-создание равномерного, осессиметричного потока, закрученного относительно оси вращения рабочего колеса;

-регулирование расхода и мощности турбины путем изменения проходного сечения и циркуляции на входе в Р.К.;

-полное перекрытие потока через турбину, в том числе и в аварийных случаях.

Внастоящее время существует несколько конструкций,

удовлетворяющих всем вышеперечисленным условиям, рисунок 3.5

Рисунок 3.5. Схемы направляющих аппаратов: а — радиальный; б — конический; в — осевой.

Радиальный (цилиндрический) направляющий аппарат применяют в радиально-осевых, диагональных и осевых вертикальных гидротурбинах.

Конический направляющий аппарат находит применение в капсульных,

реже в диагональных и вертикальных осевых гидротурбинах. Осевой направляющий аппарат применяют и прямоточных гидротурбинах.

Отличия в этих конструкциях касаются в основном формы профиля и схемы привода направляющих лопаток, конструкции стопора направляющего аппарата и предохранительных устройств, а также типа примененных уплотнений.

10

Схемы привода различаются лишь принципом передачи усилия от сервомоторов, что осуществляется либо через центральное регулирующее кольцо и распределительный механизм, либо непосредственным воздействием на рычаги направляющих лопаток от индивидуальных сервомоторов, управляющих положением каждой лопатки и имеющих ту или иную схему синхронизации. Преимущественное распространение получил привод с центральным регулирующим кольцом, рисунок 3.6.

Рисунок 3.6. Общее устройство привода лопаток направляющего аппарата.

1– рычаг, 2 – шпонка, 3 – накладка, 4 – палец срезной, 5 – вилка, 6 – стяжка, 7

–вилка левая, 8 – упор, 9 – втулка, 10 – палец вилки.

Регулятор турбины в автоматическом режиме или на ручном управлении через главный золотник подает масло под давлением в одну из полостей каждого сервомотора, одновременно соединяя другую полость со сливом. При этом на штоках поршней создается усилие, которое через тягу

11