Основные параметры гидромашин.

Гидроагрегаты ГЭС работают с различной мощностью в соответствии с графиком нагрузки энергосистемы. Для обеспечения требуемых мощностей, через турбины следует пропускать определенные расходы воды. При увеличении расхода через гидротурбины верхний бьеф понижается, а нижний повышается. Таким образом, тур­бины работают при разных напорах и расходах.

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).

При этом, следует понимать под отметками ВБ и НБ: в случае русловой и приплотинной ГЭС — отметки уровня воды непосредственно перед плотиной (ВБ) и за зданием ГЭС (НБ); в случае деривационной ГЭС — отметки уровня воды в напорном бассейне и в отводящей деривации.

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_нменьше 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 + + )

Рис. 3.1. Определение напора на ГЭС:

сечение (А — А) — вход в водоприемник; сечение (В — В) — в нижнем бьефе за отсасываю­щими трубами; v_А и v_В— 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 Н_Р, средневзвешенный Н_СР, максимальный Н_МАКС и минимальный Н_МИН напоры на турбине. При расчетном напоре и синхронной частоте вращения турбина должна развивать номинальную (расчетную) мощность N_Р. Для заданного диапазона напоров Н_МАКС — Н_МИН выбирают опреде­ленный тип гидротурбинного оборудования.

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 Q_Р, максимальный расход Q_МАКС и расход холостого хода Q_ХХ.

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 процессе преобразования гидравлической энергии потока в механическую часть энергии в гидротурбине неизбежно теряется.

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%

Полный КПД гидротурбины η_Т 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:

η_АГР = η_Т• η_Г

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

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

Синхронную частоту вращения турбины и генератора определяют, пользуясь зависимостью:

f =

В СССР частота переменного тока принята f = 50 гц, тогда 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).