План
1. Кавітація в турбінах і вибір відміткиробочого колеса. Допустима висота відсмоктування. Регулювання гідротурбін. Видитурбінних камер, їх призначення. Конструктивні особливості відсмоктувальнихтруб
1.1 Кавітація в гідротурбінах і вибірвідмітки робочого колеса
1.2 Допустима висота відсмоктування
1.3 Турбінні камери ГЕС
1.4 Відсмоктувальні труби ГЕС
1.5 Регулювання гідротурбін
2. Конструкція основних вузлівгідрогенераторів. Підбір гідрогенераторів і визначення їх основних розмірів.Компонування гідроагрегатів. Трансформатори. Вантажопідйомні механізми.Допоміжне обладнання ГЕС
2.1 Гідрогенератори ГЕС
2.2 Підбір гідрогенераторів
2.3 Компонування гідроагрегатів
2.4 Трансформатори ГЕС
2.5 Механічне та допоміжне обладнання ГЕС,вантажопідйомні механізми
Список рекомендованої літератури
1.Кавітація втурбінах і вибір відмітки робочого колеса. Допустима висота відсмоктування.Регулювання гідротурбін. Види турбінних камер, їх призначення. Конструктивніособливості відсмоктувальних труб1.1 Кавітація в гідротурбінах і вибір відміткиробочого колеса
Кавітація- цединамічний процес, що характеризується місцевим розривом суцільності потокурідини з утворенням паро-газових пустот і наступним їх змиканням.
Значнакавітація призводить до падіння к.к.д. турбін, пульсації тиску у потоці ішкідливих вібрацій всього гідроагрегату. Наслідком кавітації є кавітаційна ерозія,яка розрушує проточну частину турбіни.
Кавітаціяпогіршує енергетичні і експлуатаційні характеристики гідромашин, що недопустимо при нормальній їх роботі. Виникає вона внаслідок зменшення тиску врідині. Кавітація не виникатиме, коли у всіх точках проточного тракту тиск ра,ібуде більший, ніж тиск насиченої водяної пари рвп:
ра,і>рвп.
Коефіцієнткавітації (s) показує, якучастину напору турбіни становить динамічне розрідження у проточному тракті:
/>
де В- барометричний тиск, м;
Hs — висотавідсмоктування (висота розміщення робочого колеса відносно рівня нижньогоб’єфу), м;
Hd — напір, якийвідповідає тиску водяної пари при певній температурі, м;
H — напір наустановці, м.
Висотнерозміщення турбіни, або відмітка робочого колеса (ÑРК) характеризуєтьсядопустимою висотою відсмоктування (Hs) за умови безкавітаційної роботи при усіхможливих режимах в межах робочої зони на головній універсальній характеристиці.Визначається вона за залежностями:
ÑРК=ÑНБ+Hs,
ÑPKK=Ñ+HKs,
де НКs — конструктивнадопустима висота відсмоктування, м.
Конструктивнадопустима висота відсмоктування залежить від геометричних розмірів та робочиххарактеристик робочого колеса турбіни і визначається за залежностями:
дляРО і діагональних турбін: />
длявертикальних ПЛ-турбін: />
длягоризонтальних капсульних агрегатів: />
де b0 — висота направляючогоапарату, м;
h1 — висота камери робочогоколеса турбіни, м.1.2 Допустима висота відсмоктування
Щоб упроточному тракті турбіни не виникала кавітація, необхідно обмежувати висотувідсмоктування:
/>
де Ñ — абсолютнавідмітка розташування турбіни над рівнем моря, м;
k – коефіцієнтзапасу, k=1,05...1,1.
Іншіметоди боротьби із кавітацією такі:
1) виготовлення турбіни із нержавіючої сталі або захист її деталей шаромнержавіючої сталі;
2) вибір правильної форми робочого колеса;
3) вибір правильного режиму експлуатації;
4) додаткове заглиблення турбіни;
5) подача повітря у зони кавітації (аерація потоку).
1.3 Турбінні камери ГЕС
Турбіннікамери призначені для підводу води від водоприймача ГЕС до направляючогоапарату турбіни. До них висуваються наступні вимоги:
1) рівномірне по всьому периметру постачання водою направляючогоапарату;
2) гідравлічні втрати у самій камері, у статорі і при вході потоку унаправляючий апарат повинні бути мінімальними;
3) форма і розміри турбінної камери повинні відповідати умовам компонуванняблоку будівлі ГЕС.
Турбіннікамери бувають чотирьох видів:
— спіральні: бетонні або залізобетонні (при Н=4...80 м) і металеві (приН=40...700 м), які використовуються практично для всіх типів турбін;
— прямоточні — використовуються для осьових направляючих апаратів (капсульнихгідроагрегатів);
— відкриті безнапірні — для малих низьконапірних турбін (D1
— кожухові — для горизонтальних малих турбін (D1
Металевіспіральні камери мають кут обхвату j0=340...3500, поперечнийпереріз має круглу форму. Ближче до кінця турбінної камери із зменшеннямвитрати площа поперечного перерізу зменшується .
Бетонніта залізобетонні турбінні камери мають менші кути обхвату j0=180...2700,виконуються трапецієвидного типу і можуть бути такого виду:
а)розвинені вниз із постійною відміткою стелі;
б)розвинені вверх із постійною відміткою підлоги;
в)таврові із перемінними відмітками стелі та підлоги.
Принапорах Н>50 м, у бетоннихта залізобетонних камерах виконують сталеве лицювання стінок. В основному вонослужить протифільтраційним заходом. Товщина сталевих листів коливається в межах10...16 мм.
Вихіднимположенням для розрахунків турбінних камер є рівномірний розподіл витрати устатор і направляючий апарат по його периметру.
Витрата у j-му перерізі турбінної камери визначається зазалежністю:
/> [м3/с],
аплоща поперечного перерізу j-ї ділянки рівна:
/> [м2],
де Qагр — витрата гідротурбіни,м3/с;
j — кут повороту турбінної камери;
nсп.вх. — початкова швидкість у спіральній камері, м/с.
1.4 Відсмоктувальні труби ГЕС
Формаі розміри відсмоктувуальних труб визначають габаритні розміри підводноїчастини будівлі ГЕС з реактивними турбінами, а також відмітку закладання основифундаменту.
Відсмоктувальнітруби повинні забезпечувати:
1) перетворення кінетичної енергії, яка виходить із лопатевої системигідроагрегата потоку в енергію тиску;
2) повне використання перепаду рівнів між верхнім і нижнім б’єфамиГЕС при розташуванні робочого колеса вище рівня води у відвідному каналі;
3) ефективні умови відводу води від гідромашини у відвідний каналГЕС.
Існуєдва види відсмоктувальних труб:
— прямоосні конічні, які використовуються для малих турбін і горизонтальнихкапсульних агрегатів;
— труби із вигнутим коліном, що складаються із конуса круглого поперечногоперерізу, коліна, яке переходить із круглого у прямокутний переріз, івідвідного дифузора прямокутного, постійно зростаючого перерізу.
Вихіднийпереріз відсмоктувальної труби повинен бути заглиблений під мінімальний рівеньнижнього б’єфу не менше, ніж на 0,5 м і закінчуватися колектором із радіусомзаокруглення не меншим, ніж 0,03D1.
Основнимигабаритними розмірами відсмоктувальної труби є висота h, довжина L і ширина дифузорана виході B5.
Вимогидо проектування:
1) дифузор повинен бути симетричним осі блоку, тому коліно часто влаштовуєтьсяасиметричним;
2) при ширині дифузора на виході В5>10...12 м влаштовуються 1-2 проміжні бичкитовщиною 1,8...2,5 м;
3) в руслових ГЕС розмір В5 збільшується до ширини спіральної камериі проміжний бичок проектується наскрізним;
4) якщо мінімальне затоплення вихідної частини дифузора незабезпечується, конструктивно необхідно збільшити висоту конуса;
5) якщо затоплення дуже велике, дифузор рекомендується робити із зворотнімпохилом до 130;
6) в межах дифузора влаштовуються пази ремонтного іаварійно-ремонтного затворів відсмоктувальної труби.1.5 Регулювання гідротурбін
ПотужністьГЕС рівна сумі потужностей працюючих агрегатів:
NГЕС=åNa=åNтоhг.
Прицьому розподіл навантаження між окремими агрегатами може бути різний.Оптимальним розподілом навантаження є таке, при якому сумарна витрата всіхтурбін мінімальна, або середній к.к.д. має найбільше значення.
Системаавтоматичного регулювання (САР) підтримує постійну частоту обертів агрегату(частоту струму у мережі) при зміні навантаження у ній. Основними елементамиСАР є автоматичний регулятор швидкості, який складається із колонкиуправління і маслонапірної установки та силові механізми – серводвигуни.Маслонапірна установка складається із масло-повітряного котла, маслянихнасосів і зливного бачка і забезпечує роботу систем регулювання та керуванняагрегатом.
Об’єм котламаслонапірної установки визначається за залежністю:
WK=(20...25)WCHA+(3...4)WCPK+3Wзатв+(9...10)WXB, м3,
де WCHA – об’єм двигунівнаправляючого апарату, м3;
WCPK – об’єм робочого колеса(для ПЛ-турбіни), м3;
Wзатв – об’єм дискових ішарових затворів, м3;
WXB – об’єм холостих випусків,м3.
2. Конструкція основних вузлів гідрогенераторів. Підбір гідрогенераторіві визначення їх основних розмірів. Компонування гідроагрегатів. Трансформатори.Вантажопідйомні механізми. Допоміжне обладнання ГЕС2.1 Гідрогенератори ГЕС
Машини,які перетворюють механічну енергію обертів турбіни в електричну, називаються гідрогенераторами.На ГЕС, як правило, встановлюються синхронні генератори трифазного струмувертикального виконанняОсновнимиелементами гідрогенератора є нерухома частина– статор та ротор,який приводиться в обертовий рух робочим колесом турбіни, закріпленим на одномувалу із ним. На роторі закріплюються полюси генератора. Вал генератора жорсткоз’єднаний із валом турбіни.Електричнийструм знімається із статора. Активна сталь статора разом із полюсами роторастворює магнітну систему.
Генератори– це досить досконалі машини, які мають коефіцієнт корисної дії hг=96...98,4 %.
Взалежності від параметрів і умов роботи, вертикальні генератори виконують трьохтипів: підвісного, зонтичного і з опорою на кришку турбіни.
Основнісистеми та пристрої генератора такі:
— система збудження – призначена для живлення постійним струмом обмоток ротора,які створюють необхідне магнітне поле;
— гальмівна система – призначена для зменшення часу роботи з пониженою частотоюобертів при зупинці агрегатів;
— система охолодження (буває повітряна, форсована і водяна);
— система контролю захисту управління - для повної автоматизації роботигідроагрегатів і сигналізації про порушення умов нормальної роботи;
— протипожежні пристрої;
— система для відтиснення води – для видалення води з турбіни і верхнього конусувідсмоктувальної труби.2.2 Підбір гідрогенераторів
Основнимирозмірами гідрогенератора є: діаметр розточки статора Di, довжинаактивної сталі la, діаметр активної сталі Da, число полюсів p.
ГідрогенераториГЕС випускають, в основному, таких марок:
/> /> />
дебукви, використані при маркуванні означають: С – синхронний, В – вертикальний,Г – горизонтальний, Ф – форсоване охолодження, К – капсульне виконання, В(остання літера) – вертикальне виконання капсульних агрегатів.
Повнапотужність генератора визначається за залежністю:
/>
де NГ – потужністьгенератора, МВт;
cos j- коефіцієнтпотужності (cos j=0,8...0,9).
Діаметр розточки статора (Di, м) визначаємо за залежністю:
/>
де n0 – синхронначастота обертів агрегату, об/хв;
К – коефіцієнт, що визначається механічною міцністю роторапри допустимій кільцевій розгінній швидкості uрозг£uдоп.
Для дискових роторів uдоп=180…185 м/с. Коефіцієнт К у формулі рекомендується приймати умежах К=1750...2300. Отримане значення Di необхідно заокруглити до стандартного.
Діаметр активної сталі (Dа) пов’язаний із діаметром розточки статораспіввідношенням:
Dа= Dі + а,
де запас а=50...90 см для вертикальних гідромашин іа=30...40 см для горизонтальних, у тому числі і для капсульних агрегатів.
Довжина активної сталі 1а визначається за залежністю, яка пов’язує геометричні іенергетичні параметри гідрогенератора:
/>
де Sг i Nг – повна іактивна потужності машини, відповідно кВА і кВт;
С – коефіцієнт використання активних матеріалів, />.
Таким чином
/>
При використанні аналогів, у яких необхідніпараметри не співпадають, довжина активної сталі 1а.необ. може бути визначена зумови електричної подібності машин (при однакових С, Di, cos j):
/>
де індекс “необ.” означає необхідні параметриелектричної машини, індекс “ан.” – параметри машини-аналога.
Після визначення параметрів la i Di уточнюємо тип конструкції електричної машини: при /> рекомендуєтьсягенератор підвісного виконання, при /> - зонтичного. При /> і n0>400¸500 об/хв. приймаєтьсяпідвісне виконання, а при n0£400¸500 об/хв –зонтичне.
Кількість полюсів генератора р=2П визначається із співвідношення:
/>
де П – “пара полюсів”;
f– частота струму венергосистемі, Гц.
В Україні прийнята частота f=50 Гц.Кількість полюсів приймається парною, а при великій кількості – кратначотирьом, і узгоджується із допустимим питомим навантаженням на один полюс ірозмірами дуги ободу ротора.
Крім того, при проектуванні ГЕС визначаються такі параметригенератора, як маховий момент (GD2, т·м2), маса ротора(Gp,т), загальна маса (G0, т), постійнамеханічної інерції агрегату (Та, с):
/>
при повітряному охолодженні: G0=ylaDi,
Gp»(0,5...0,55)G0, />
В залежностях приймаються такі позначення: j=4,9...5,1 –коефіцієнт для вертикальних агрегатів, для горизонтальних і капсульних j=2,6...2,8; y=44...50 і y=48...58 — коефіцієнти відповідно для зонтичних і підвіснихгенераторів.
Інші позначення пояснено раніше у тексті, причому la i Di у рівняння підставляються у метрах, активнапотужність електромашини N у кВт,повна потужність S – у кВА. ЗначенняТа повинне бути більшим необхідного із умов гарантій регулювання. Приневиконанні цієї вимоги потрібно відкоригувати значення la i Di.2.3 Компонування гідроагрегатів
Найбільшвагомими факторами в компонуванні гідроагрегатів є тип турбіни і розміщення осігідроагрегата (вертикальне або горизонтальне). Вибір того чи іншого варіантуповинен обґрунтовуватися техніко-економічним розрахунком.
Увертикальних гідроагрегатів ГЕС генератор завжди розміщується над турбіною.Робоче колесо і ротор генератора жорстко закріплені на окремих валах, з’єднанихміж собою. Вертикальне положення гідроагрегатів забезпечується підп’ятниками тарадіальними опорами.
Горизонтальніагрегати використовуються у випадку застосування горизонтальних капсульнихабо прямоточних агрегатів .
Призастосуванні ковшових турбін при потужності агрегату до 120 МВтзастосовується вертикальне компонування із 6¸7 соплами, якіподають воду до ковшової турбіни, а при потужності агрегату меншій 120 МВт застосовуєтьсявертикальне компонування із 2¸4 соплами, абогоризонтальне із 1¸2 соплами.2.4 Трансформатори ГЕС
Дляпередачі енергії від ГЕС в енергосистему, напруга, що надходить від генератора,з метою зменшення її втрат у ЛЕП, повинна бути збільшена. Електричні апарати,які перетворюють електричний струм однієї напруги у іншу, називаються трансформаторами.
На ГЕС в основному використовуються підвищувальнітрансформатори (трифазові або група однофазових). Трансформатори потрібнорозташовувати якомога ближче до гідроагрегатів біля машинної зали ГЕС: прирусловому компонуванні – зі сторони нижнього б’єфу, при пригреблевому – між машинноюзалою і греблею на спеціальному майданчику.
Від трансформаторів електричний струм поступає напідвищуючу підстанцію до розподільчих пристроїв (відкритих /ВРП/ або закритих/ЗРП/), звідти – на лінію електропередач високої напруги, і далі – до споживачів.
При маркуванні трансформаторів використовуються такі літерніпозначення: А – автотрансформатор, О – однофазовий, Т – трифазовий, М – ізмасляним охолодженням, Д – із охолодженням дуттям повітря, Ц – примусова циркуляціямасла через охолоджувач, Ф – форсоване охолодження, Т (в середині марки) –триобмотковий, С – сухий, Г – грозотривкий, Т (остання літера марки) – тропічневиконання.
Наприклад, марка АТДЦТГ 240000/330 розшифровується, як: автотрансформатортрифазовий, з примусовою циркуляцією повітря і масла через охолоджувач,триобмотковий, грозотривкий, потужністю 240тис. кВт із напругою на виході 330 кВ.
При великих потужностях агрегатів (Na>200 MBт) використовуєтьсяз'єднання електричної схеми одного генератора з одним трансформатором і з однимвиводом високої напруги (1Г-1Т-1В), або з'єднання одного генератора з однимтрансформатором і з двома виводами високої напруги (1Г-1Т-2В).
При необхідності отримання різних напруг на виводах: 1Г-2Т-2В.
При кількості агрегатів Za>10 і потужності агрегатів 60NaMBт –спарений блок 2Г-2Т-1В.
При кількості агрегатів Za>10 і потужності агрегатів NaMBт – збільшенийблок 2Г-1Т-1В.
Підбираються трансформатори по каталогах за необхідноюпотужністю (Sтр) івисокою напругою (Uвн):
/>
де zг – кількістьгенераторів;
Nго – потужність одногогенератора, МВт;
сos j — коефіцієнт потужності (для трансформаторів сos j=0,9).
Крімтого, слід пам’ятати, що трансформатори допускають тимчасове перевантаження 5¸10 %, або короткочасне аварійне до 20¸40 % при форсованому охолодженні.2.5 Механічне та допоміжне обладнання ГЕС,вантажопідйомні механізми
До механічногообладнання ГЕС відносять:
Úзатвори для перекривання проточного тракту водоприймачів, водоскидів,відсмоктувальних труб;
Ú затвори на напірних станційних трубопроводах;
Ú сміттєзатримуючі решітки у водоприймачах;
Ú підйомно-транспортні механізми (козлові, напівкозлові імостові крани, підвісні однорельсові тельфери та ін.);
Ú стаціонарні підйомні механізми (лебідки, гідропідйомники дляобслуговування затворів і т.п.);
Ú машини і механізми для очистки сміттєзатримуючих решіток.
До допоміжногомеханічного обладнання відносяться захватні балки, траверси, контейнери,візки, підмостки та ін.
Спеціальнемеханічне обладнання – це пристрої, які призначені для виконанняспеціальних робіт: трансформаторні візки, поворотні круги, пристрої захисту сміттєзатримуючихрешіток і затворів від обмерзання та ін.
До допоміжногообладнання відносять:
ü систему осушення (відкачки);
ü систему технологічного водопостачання;
ü систему водяного пожежегасіння;
ü масляне господарство ГЕС;
ü пневматичне господарство ГЕС;
ü службові приміщення (управління, цехи, майстерні);
ü під'їзні шляхи.
Вантажопідйомнеобладнання ГЕС призначене для обслуговування, монтажу і демонтажу основногота допоміжного обладнання.
Мостовікрани переважно використовуються у машинних залах ГЕС. Випускаютьсявантажопідйомністю (ВП) до 250 т (несерійні ВП 300...500 т), з нормальною(25...27 м) і збільшеною (до 32 м) висотою підйому головного крюка, і зпрольотами 10...34 м.
Козловікрани виготовляються за індивідуальним замовленням з робочимипараметрами такими ж, що й у мостових. Вантажопідйомність крана визначаєтьсяза масою найбільш важкої деталі гідроагрегату (як правило, це роторгенератора).
Список рекомендованої літератури
1. Введение в гидротехнику: Учебное пособие длявузов / А.Л. Можевитинов, Г.В. Смехов и др.- Под ред. А.Л. Можевитинова.- М.:Энергоатомиздат, 1984.- 232 с., ил.
2. Непорожний П.С., Обрезков В.И. Введение в специальность:Гидроэнергетика: Учебное пособие для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1990.- 352с., ил.
3. Гидроэлектрические станции / Под ред. В.Я. Карелина,Г.И. Кривченко.- М.: Энергоатомиздат, 1987.- 464 с., ил.
4. Гидроэнергетическое и вспомогательноеоборудование гидроэлектростанций. Справочное руководство. / Под ред.Ю.С.Васильева и Д.С. Щавелева.- М.: Энергоатомиздат..- Т.1, 1988.- 400 с, ил.
5. Кривченко Г.И. Гидравлические машины. Турбины инасосы.- М.: Энергоатомиздат, 1983.- 320 с, ил.