4 Конструювання малих гідроелектростанцій

Поверхня України поділена мережею річкових долин, балок і ярів з численними водотоками, починаючи від маленьких струмочків періодичної дії до великих рік, таких як Дніпро і Дністер.

Водозабори великих і багатьох середніх річок розташовані в кількох геоморфологічних областях, тому окремі їх ділянки різняться між собою. Малі річки течуть в межах однієї геоморфологічної області, тому різниця поміж їх окремими ділянками незначна.

Річкова мережа України розподіляється за наступними основними водозаборами:

– басейн р. Вісли - охоплює річки північного заходу республіки;

– басейн р. Дунаю, до якого належать річки басейнів Тиси і Прута, а також кілька річок, що впадають в Дунай або в Придунайські озера нижче гирла Прута;

– басейн р. Дністра - включає річки східних схилів Українських Карпат, а також річки Подільської височини;

– водозабір р. Південного Бугу - охоплює річки Подільської та Придніпровської височини;

– басейн р. Дніпра - перетинає Україну з півночі на південь і охоплює річки багатьох геоморфологічних областей;

– між Дунаєм і Дністром є близько 70 річок, що течуть в Причорноморській низовині і впадають у лимани Чорноморського узбережжя або у море;

– водозабір Сіверського Донця, правобережні притоки р. Дону;

– річки, що впадають в Азовське море та його лимани і затоки.

Для розрахунків гідрографічних характеристик використовуються опубліковані матеріали Держкомгідромету СРСР. Якщо річка протікає територією кількох суміжних держав, гідрографічні характеристики розраховуються для частини її водозабору, що розміщена безпосередньо в Україні, і, залежно від розмірів цієї частини водозабору, відноситься до відповідної градації малих річок.

За уточненими даними, більша частина України (98% площі) належить до басейнів Чорного і Азовського морів і тільки 2% її площі - до басейну Балтійського моря.

4.1 Основні схеми та склад споруд малих гідроелектростанцій.

Гідроенергетика є однією з найбільш розвинених галузей енергетики на основі відновлюваних джерел енергії, причому в останній час проводиться досить чіткий поділ на велику гідроенергетику, яку відносять до традиційних застосувань, та малу гідроенергетику, що визначається як один із напрямів відновлюваної енергетики.

Головною перевагою гідроенергетики є дешевизна генерованої на ГЕС електроенергії. Відсутність паливної складової в процесі отримання електроенергії при впровадженні невеликих ГЕС дає позитивний економічний та екологічний ефект. Необхідно відмітити, що ГЕС великої потужності, при спорудженні яких з землекористування вилучаються значні площі продуктивних земель, негативно впливають на стан в економічній, екологічній та соціальній сферах регіонів, де вони впроваджуються.

Згідно міжнародної класифікації (норматив ООН) до обладнання великої гідроенергетики відносять станції, нижня межа потужності гідроенергетичного обладнання яких становить 30 МВт, до малої гідроенергетики – станції, верхня межа потужності гідроенергетичного обладнання становить 30 МВт.

Гідроелектрична станція – комплекс гідротехнічних споруд, що обладнані гідромеханічним та електричним устаткуванням і призначений для перетворення енергії водяного потоку в електричну.

За потужністю гідроелектростанції умовно поділяються:

• мікро – потужністю до 100 кВт (0,1МВт). Вони призначені для енергозабезпечення окремих підприємств, віддалених селищ. Радіус дії цих станцій до 1 (інколи 2…5) км. Розподіл енергії здійснюються напругою до 10кВ. Будівельна частина відрізняється простотою конструкції, гідромеханічне обладнання складається з одної або двох турбін;

• міні – від 100 до 1000 кВт (0,1…1 МВт). Призначені для групи споживачів, що розташовані в радіусі 20…25 км, або для енергопостачання відносно великого підприємства. Розподіл електроенергії проводиться напругою 10кВ. Гідромеханічне обладнання складається з двох – трьох турбін. Працюють найчастіше паралельно з центральною енергосистемою;

• малі – від 1000 до 10000 кВт (1…10 МВт). Призначені для енергозабезпечення споживачів в радіусі до 50…60 км. Розподіл електроенергії здійснюється напругою 10…35 кВ. Працюють паралельно з центральною енергосистемою.

За величиною використання напору:

• низьконапірні – мікро – до 15 м, міні – 20 м, малі – 25 м;

• середньонапірні – мікро 15 – 50 м, міні 20 – 100 м, малі 25 – 130 м;

• високонапірні – мікро –  25 м, міні –  100 м, малі –  130 м.

За способом створення напору гідроелектростанції споруджуються за наступними схемами:

• пригребельні;

• дериваційні;

• гребельно-дериваційні (мішані).

4.1.1 Схеми пригребельних гідроелектростанцій.

Пригребельні станції, в основному, розташовують на рівнинних річках, що мають невеликі уклони, малі швидкості течії та явно виражені заплави. Напір у них створюється греблею, а будівля станцій розташовується в нижньому б’єфі безпосередньо біля греблі.

В залежності від місцевих умов розрізнюють пригребельно-заплавні (рис.4.1, 4.2) та пригребельно–руслові (рис.4.3) гідроелектростанції.

10

1– турбіна; 2- генератор; 3- мостовий кран; 4- затвори; 5- міст; 6- глуха земляна гребля; 7- водозливна бетонна гребля; 8- бики; 9- будівля ГЕС; 10– відсмоктувальна труба.

Рис. 4.1 Схема пригребельно-заплавної ГЕС з бетонною греблею

Верхній б’єф

Нижній б’єф

1– будинок ГЕС; 2- водоприймальник; 3- глуха гребля;

4- водозливна гребля; 5- водовідвідний канал.

Рис.4.2 Пригребельно-заплавна схема ГЕС.

У пригребельно-заплавних вода затоплює крім основного русла ще і заплаву до її корінних берегів. Напір коливається в межах 2,5...20 м. Це дає можливість регулювати стік ріки різними способами. Крім того, вони менше зазнають вплив коливання напору під час проходження весняних паводків, що дозволяє протягом всього року забезпечити безперебійну подачу електроенергії споживачу.

1-гребля; 2 - лінія електропередачі; 3 - будівля ГЕС.

Рис. 4.3 Пригребельно-руслова схема ГЕС.

Верхній б’єф

Нижній б’єф

До недоліків даних гідроелектростанцій відносять:

• затоплення значних площ заплавних земель;

• великі обсяги будівельних гідротехнічних робіт та капіталовкладень.

Комплекс гідроспоруд пригребельно-заплавних станцій складається із:

• греблі – водонапірна споруда, що за характером роботи, яка виконується, поділяється на глуху (тільки створює напір води) та водозливну (крім підпору, здійснює скидання надлишків води з водоймища);

• будівлі гідроелектростанції – споруда, де розташовується гідромеханічне (турбінне обладнання) та електричне (генераторне обладнання) устаткування;

• водоприймальні споруди – здійснює подавання з водоймища до турбін;

• водовідвідного каналу – відводиться відпрацьована вода від будівлі гідроелектростанції до основного русла ріки нижче греблі.

У випадках, коли річка використовується як транспортний засіб або для рибництва, зрошення, створюють додаткові гідроспоруди у вигляді шлюзів, водозабірних споруд і рибоходів.

Глуха гребля не споруджується у випадку, коли заплава ріки вузька, а витрати надлишку води відносно великі. В даному разі створ являє собою одну водозливну греблю.

Пригребельно-руслові гідроелектростанції (рис.4.3) розташовуються на рівнинних ріках з широкими заплавами та високими берегами русла. Напір створюється греблею не вище відміток бровок обох берегів ріки. В даному випадку вода не повинна затоплювати заплавні землі (основна перевага). Такі гідроелектростанції будують при умові уклону поверхні води менше 0,0005 і при ширині заплави понад 700 м. Вони низьконапірні – не вище 5м.

Гідроспоруди пригребельно-руслових електростанцій складаються із:

• водозливної греблі;

• будівлі гідроелектростанції з водоприймальною спорудою (об’єднані) – розташовується в лінії створу.

Водовідвідний канал відсутній, тому що будівля станції безпосередньо розташована в руслі ріки і витримує натиск води.

Створ під руслову гідроелектростанцію вибирається на прямолінійній ділянці ріки з більш-менш сталим гідравлічним режимом, щоб уникнути звуження русла, що призведе до розмивання берегів і поглиблення дна безпосередньо за створом зведених споруд.

Водоскидні споруди розраховують на руслову витрату, тому що під час проходу паводка (максимальні витрати) отвори греблі повністю відкривають, горизонти зрівнюються, напір зникає і гідроелектростанція зупиняється.

Таким чином, регулювання стоку неможливе і це призводить до переривання в енергозабезпеченні споживача (основний недолік).

4.1.2 Дериваційні схеми гідроелектростанцій.

Характерною особливістю дериваційних станцій є те, що напір у них створюється не греблею, а конструкційно-технологічним обладнанням, що здійснює підведення води до станційного вузла та відведення води від нього водоводами. Дериваційні гідроелектростанції є високо напірними – до 200 м (рис.4.4, 4.5).

Водяний потік підводиться до станції за допомогою каналів, лотків, штолень, тунелів або трубопроводів. Вибір типу підведення залежить від геодезичних та геологічних умов. Величина мінімального уклону та втрат напору в дериваційних водоводах досягається за рахунок гладкості внутрішньої поверхні їх стінок, правильної форми поперечного перерізу та прямолінійності ділянок деривації. Слід завважити, що чим більший уклон, тим вигідніша дериваційна схема.

Дериваційний канал

1 – водоприймач; 2 – затвор; 3 – напірний басейн; 4 – трубопровід; 5 – будівля ГЕС.

Рис. 4.4 Схема ГЕС з безнапірною деривацією.

1 – гребля; 2 – гребінь греблі; 3 – зрівняльний резервуар; 4 – дериваційний напірний водовід; 5 – турбінний трубопровід; 6 – будівля ГЕС.

Рис.4.5 Схема ГЕС з напірною деривацією.

Дериваційна схема дериваційної станції складається із споруд:

• головного вузла, до якого входять:

а) невисока гребля (забезпечує нормальне надходження необхідної витрати води у водоприймач, проходження паводкових вод і змивання наносів у зоні забору води у водоприймач);

б) водоприймач (розширена частина дериваційного каналу, що прилягає до греблі, і подає воду з верхнього б’єфу безпосередньо в канал. Поріг

водоприймача облаштовується захисною решіткою від сміття та льоду і відсічним затвором, що припиняє надходження води в канал);

в) відстійник (декілька камер з вхідними та вихідними затворами та промивними отворами, і призначений для осадження та подальшого видалення небезпечних для турбіни фракційних наносів);

• деривації – забезпечують підведення води від головного вузла до станційного комплексу, а також відведення спрацьованої води до русла ріки. До складу деривації входять також допоміжні споруди – акведуки, мости, труби під каналом для пропуску вод під час злив, комунікації, що перетинають транспортні лінії;

• станційного вузла, до якого входять:

а) водонапірний басейн (при відкритій деривації) або зрівняльний резервуар (при закритій деривації) для розподілу потоків, що подаються до турбін;

б) турбінні напірні трубопроводи;

в) будівля гідроелектростанції з водовідвідним каналом.

4.1.3 Гребельно-дериваційні (змішані) схеми гідроелектростанцій.

Змішана схема (рис.4.6) побудови станції застосовується в місцевостях з уклонами, що коливаються в межах 0,005...0,01. Напір створюється одночасним використанням греблі та дериваційних споруд. Гідроелектростанції, що побудовані за даною схемою, несуть в собі переваги і недоліки попередніх схем. При відсутності затоплювання земель, меншими питомими витратами на одиницю встановленої потужності, у них ускладнена система регулювання стоку, важкі умови експлуатації в зимовий період (шуга, лід).

1 – гребля; 2 – дериваційний канал; 3 – напірний басейн; 4 – будівля ГЕС; 5 – напірний трубопровід; 6 – водовідвідний дериваційний канал.

Рис. 4.6 Змішана (гребельно-дериваційна) схема ГЕС.

4.1.4 Основні стадії проектування малих гідроелектростанцій.

Процес проектування гідроелектростанцій складається з двох етапів:

1. Складання загальної схеми енергетичного використання ріки або групи річок (водноенергетична схема).

2. Складання проекту гідростанцій у вибраному створі ріки.

На першому етапі проводять наступні розслідування:

• топографічні – виконують для планово-висотного обґрунтування проекту (дає можливість заздалегідь визначити доцільність будівництва);

• гідрологічні – вивчення режиму ріки та витрати води у створі гідроелектростанції;

• інженерно-геологічні та гідрогеологічні – для визначення показників міцності та надійності споруд гідроелектростанції.

Проектування станції проводиться за трьома послідовними стадіями:

• проектне завдання –в ньому подається схема використання водопотоку на вибраній ділянці, характеристика споживачів, що під’єднуються до станції (графіки навантаження, типи базових споруд та їх основні розміри, техніко-економічні матеріали (укрупнені кошториси, висновки про економічну доцільність будівництва станції);

• технічний проект – основний документ для будівництва, в якому остаточно встановлюються всі техніко-економічні показники, типи та конструкції споруд, вартість та строки будівництва;

• робочі креслення.

2. Гідрологічні та гідроенергетичні розрахунки при конструюванні малих гідроелектростанцій.

Мета гідрологічних розрахунків полягає у визначенні річного розподілу середніх (багаторічних) витрат ріки, що є вихідними даними гідроенергетичного розрахунку складових об’єктів станції.

1. Основні показники гідрологічних розрахунків.

Норма стоку – відношення середнього багаторічного значення витрат ріки (за 40…50 років) до площі водозбирання. Цей показник характеризує середню величину стоку з басейну.

Модуль стоку – виражає норму стоку в питомих одиницях, тобто відношення кількості води (в л/с), що стікає з одного квадратного кілометра водозбору:

л/с з 1км² ,

де Q₀ – середні багаторічні витрати, м³/с;

F – площа водозабору в км².

Об’єм стоку:

W = Q₀T,

де T – число секунд в періоді, за який вимірюється стік (для року – 31,5410⁶ с).

Річна висота води (шару стоку):

Модульний коефіцієнт – відношення величини стоку за певний період до середнього багаторічному значенню стоку (за той же період);

k_i = М_і / М₀ = Wi / W₀.

Він може бути річним, сезонним, місячним, максимальним і мінімальним.

Коефіцієнт стоку – відношення висоти шару стоку (h) до кількості опадів (), що випали в басейні стоку:

 = h /

2. Методи оцінки норми стоку.

В практиці використовують наступні (наближені) методи оцінки норм стоку:

• за ізолініями – на географічних картах регіонів вказані лінії, що побудовані за багаторічний термін спостережень;

• за емпіричними залежностями – вони базуються на зв’язку стоку з опадами та випаровуванням (або на зв’язку між опадами та коефіцієнтом стоку):

Y₀ = x₀ – z₀ ,

де Y₀ – норма стоку, мм;

x₀ – норма опадів (або середньорічна кількість опадів), мм;

z₀ – норма випаровування ( або середньорічна кількість води, що випаровується з басейну), мм.

Норма опадів для рівнинних басейнів береться з довідника про водні ресурси, а норма випаровування – за картами, що наведені в спецлітературі з питань проектування гідроелектростанцій.

В той же час, розподіл багаторічних спостережень не дає достатньої достовірності про найбільші та найменші значення річного стоку. Для цього використовують аналіз кривих залежності модульного коефіцієнту від забезпеченості (тривалості) витрат ріки. Підрахунок відсотку забезпеченості річного стоку за кожний рік спостережень проводиться за виразом:

де Р – відсоток забезпеченості річного стоку за кожний рік спостережень;

m – порядковий номер члена ряду при розташуванні їх в бік зменшення;

n – число всіх членів ряду.

В практичних розрахунках користуються не самою кривою, а таблицею, що складена за нею (таблиця 4.1). Для визначення ординат кривої забезпечення потрібно знати три числові параметри:

• норму стоку (Y₀ );

• коефіцієнт варіації (c_v) – відношення середньоквадратичного відхилення до середньоарифметичного значення ряду Y:

де k = Y_i / Y₀ – модульний коефіцієнт;

c_s – коефіцієнт асиметрії – характеризує амплітуду коливань значень стоку в ряді спостережень:

.

Даний коефіцієнт має стійке значення вже при аналізі спостережень за 10…20 років. При короткотермінових спостереженнях його значення приймається як c_s = 2c_v.

Для переходу від табличних значень до інших, користуються співвідношенням:

k =Ф c_v +1,

де Ф – відхилення ординат кривої забезпеченості за табл.4.1;

c_v – обчислений коефіцієнт варіації для даного ряду.

Таким чином, побудова кривої забезпеченості проводиться в наступному порядку:

1. Визначається величина річних витрат з площі водозбору Q₀.

2. Обчислюється модульний коефіцієнт за всі роки спостережень k.

3. Розташовують модульні коефіцієнти у зростаючому (або спадаючому) порядку і обчислюють: (k – 1)(k – 1)² та (k – 1)³ до третього десяткового значення (перевірка: ).

4. Визначають коефіцієнт варіації.

5. За табл.4.1 визначають коефіцієнт асиметрії для різних значень забезпеченості.

6. Приводять отримані дані за табл. 4.1 до реальних значень величини модульних коефіцієнтів для років різної забезпеченості.

У випадку відсутності даних спостережень за стоком або їх нетривалістю (менше 10 років), значення коефіцієнта варіації визначають за наближеним виразом:

,

де М₀ – норма стоку;

F – площа водозбирання.

Значення с_s приймається з відношення c_s = 2c_v..

Внутрішньорічний розподіл стоку залежить від кліматичних умов і наведений в табл. 4.2 для макрорегіонів країни. Він служить при розрахунках, коли відсутня інформація для конкретного об’єкта. В табл. 4.3 наводиться наближена величина питомих максимальних витрат весняних паводків. Для отримання розрахункової величини, необхідно табличні дані помножити на площу водозбору. Максимальні літньо-осінні дощові паводки значно нижчі весняних.

3. Визначення об’єму водосховища.

Для визначення об’єму водосховища спочатку будують сімейство кривих площі дзеркала водосховища для кожної його горизонталі, починаючи з внутрішньої. Результати замірів і розрахунків наносять на карту в горизонтальних і вертикальних площинах.

Об’єм води між двома сусідніми горизонталями буде становити:

, м³

де F₁ та F₂ – площі дзеркал сусідніх горизонталей;

h – вертикальна відстань між горизонталями.

Загальний об’єм буде складати:

де W_i – об’єм між двома сусідніми горизонталями.

Частина загального об’єму не використовується для виробітку енергії і служить як для забезпечення водопостачання споживача, так і для нормального функціонування водосховища (відкладення наносів, утворення льоду та ін.). Даний шар води носить назву мертвого об’єму на противагу корисному (або робочому), що відпрацьовується гідроелектростанцією.

Таблиця 4.2 – Внутрішньо річний розподіл стоку річок України ( в долях норми стоку)

№ районів	Географічний район	Місяці та декади
		I	II	III			IV			V			VI			VII	VIII	ІХ	Х	ХІ	ХІІ
				1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3
1	Басейни рік середнього Дніпра	0,3	0,3	0,5	2,2	8,0	2,8	1,9	1,3	0,9	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,7	0,7	0,6	0,8	1,0	0,5
2	Басейни рік Сів. Донця	0,3	0,3	0,3	1,0	2,0	10	4,0	1,9	1,0	1,0	1,0	0,7	0,7	0,7	0,6	0,6	0,5	0,5	0,7	0,4
3	Басейни рік нижнього Дніпра та Пів. Буга	0,35	0,5	0,7	4,0	12	4,0	1,1	1,0	0,8	0,8	0,8	0,6	0,6	0,6	0,5	0,3	0,25	0,3	0,4	0,4

Таблиця 4.3 – Розрахункові витрати весняних паводків 5% забезпеченості

Район басейну	Площа водозбору (км2)
	10	20	30	40	50	60	70	80	90	100	200	300	400	500	1000	2000	3000	4000	5000	10000
Басейни рік середнього Дніпра та Сів. Донця	8	12	16	20	25	29	33	37	41	45	75	100	125	150	250	415	566	680	800	1400
Басейни рік нижнього Дніпра	5	7	9	12	15	18	21	24	27	30	45	60	75	90	150	250	340	425	500	850

4. Гідроенергетичні розрахунки.

Вихідними даними для гідроенергетичних розрахунків є відомості про витрати ріки, потреби води на зрошення, водопостачання, графіки навантаження споживачів, характеристика водосховища та турбінного обладнання.

Потужність гідроелектростанції (на клемах електрогенератора) становить:

N = Q₀ H k_р _т _u _g,

де N – потужність гідростанції, кВт;

Q₀ – середні багаторічні витрати води через турбіну (норма стоку), м³/с;

Н – розрахунковий напір гідротурбіни, м;

де Q_i – значення і–тих витрат;

t_i – час дії і–тих витрат;

H_i – напір при і–тих значеннях витрат в і–тий час.

k_р – розрахунковий модульний коефіцієнт:

k_р = Q_р / Q₀

де Q_р – розрахункові витрати, м/с;

Для Лісостепу k_р =0,35…0,65; Степу – 0,2…0,4.

_т – ККД турбіни;

_u – ККД генератора;

_g – ККД трансмісії.

Кількість агрегатів станції вибирається за умови, що окремі ділянки графіка навантажень забезпечуються роботою одного або декількома турбінами, що працюють з не менш ніж половинним відкриттям і визначається за виразом:

де Q_р – розрахункові витрати, що відповідають піврічному забезпеченню, м³/с;

Q_min – середні зимові витрати маловодного року 90% забезпеченості або середній мінімум. Для Лісостепу він складає 0,2 , Степу – 0,1 від норми стоку;

с – коефіцієнт, що залежить від швидкохідності (n_s) турбіни і знаходиться за її характеристиками. При їх відсутності користуються наближеними даними:

ns	100	300	350	375	524
с	0,3	0,43	0,5	0,55	0,77

Визначення потужності станції не повинне базуватися на вимозі максимального використання потоку, тому що це може призвести до відносно не тривалого часу його використання. Крім того, слід враховувати, що параметри потоку повинні забезпечити необхідні (номінальні) оберти турбіни при роботі на певне навантаження. Не виконання цієї умови вимагає або зменшувати приєднання навантаження (що призводить до недовиконання виробничого завдання або порушення технологічних вимог), або регулювати її швидкохідність.

2. Турбіни малих гідроелектостанцій.

Всі турбіни, що використовуються на малих гідроелектростанціях, за характером віддачі енергії поділяються на:

• активні – робота здійснюється за рахунок відхилення вільного струменя на лопатках турбіни, при однаковому тиску на всіх її елементах. За числом робочих коліс вони поділяються на одно- та двоколісні, а за числом сопел на кожному колесі на одно- та багато соплові;

• реактивні (напірні) – робота здійснюється під надлишком тиску, що утворюється силою реакції води. Тиск води при вході на робоче колесо більших, ніж на виході.

1. Активні турбіни.

На практиці застосовують два основних типа:

• ковшові (турбіни Пельтона);

• двократні (турбіни Банкі).

Ковшова турбіна (рис. 4.7) складається з направляючого апарату, що регулює надходження води в турбіну, робочого колеса, до валу якого приєднаний електрогенератор.

Направляючий апарат являє собою трубопровід з конічною насадкою, в середині якого розташована голка для регулювання сили струменя або припинення його дії.

Робоче колесо складається з металевого диска, до якого, за колом, розташовані ківшоподібні лопатки, характерною їх особливістю є те, що вони розподілені перетинкою (ножем) на дві рівні частини і мають конфігурацію для плавного руху струменю за поверхнею. Крім того, щоб струмінь не розпорошувався об стінку лопатки, вона має на вільному кінці виріз.

1 – направляючий апарат; 2 – робоче колесо; 3 – вал; 4 – патрубок напірного трубопроводу; 5 – регулююча голка;

6 – конус; 7 – механізм керування; 8 – махове колесо; 9 – опорні підшипники; 10 – кожух; 11 – засувка трубопроводу; 12 – водовідвідний лоток.

Рис.4.7 Ковшова турбіна

Тип робочого колеса турбіни характеризується коефіцієнтом швидкохідності (або коефіцієнтом питомої кількості обертів) – п_s. Він дорівнює числу обертів турбіни, що подібна вибраній, яка працює в такому ж режимі, з таким же ККД, але з такими розмірами, що розвиває при напорі 1м потужність 0,74 кВт (1к.с.):

де n – число обертів вибраної турбіни в хвилину;

N – потужність турбіни, кВт;

Н – напір, м.

Коефіцієнт односоплових ковшових турбін знаходиться в межах 4…24 і може бути розрахований при ККД 0,85 як:

де  – товщина струменю;

D –діаметр колеса (за центрами лопаток).

При цьому 1/60   / D  1/10 з найкращою областю ККД в межах 1/16…1/25.

Кількість обертів турбіни залежить від швидкості надходження води:

, м/с

де  – коефіцієнт швидкості, що знаходиться в межах 0,97…0,98.

Колова швидкість приймається як:

, м/с

Приймаючи потрібну кількість обертів – п і обмежуючись п_s = 10…15, визначається необхідний діаметр робочого колеса:

Після приведення отриманого значення D до стандартних розмірів визначають дійсне значення кількості обертів:

Товщина струменя визначається за :

де Q – витрати води через сопло.

Отримані результати розрахунків вважаються задовільними, якщо відношення  / D не виходить за межі значень, що рекомендовані вище.

В практиці використовують турбіни з наступними співвідношеннями:

Діаметр струменю, ,мм	Діаметр робочого колеса, D, м	Коефіцієнт швидкохідності при =0,8
25	0,5	11,5
36	0,5	16,5
50	0,5	23
65	0,82	18,3
82	0,82	23
100	1,0	23

Двократна турбіна (рис.4.8) складається з направляючого апарата та робочого колеса. Вода, що проходить через колесо, двічі попадає на лопаті.

Робоче колесо являє собою циліндр з торцевими вертикальними дисками, в які, за колом, встановлені горизонтальні лопатки з поверхнею певної кривизни.

Направляючий апарат виконаний у вигляді трубопроводу з шиберною заслінкою.

Недоліком двократних турбін є вплив на їх роботу коливання нижнього б’єфу. При застосуванні відсмоктувальних труб вплив вищевказаних факторів зменшується до мінімуму.

1– направляючий апарат; 2- робоче колесо; 3- робочі лопатки; 4- вал турбіни; 5- торцеві диски; 6- заслінка; 7- механізм ручного керування; 8- напірний трубопровід; 9- відвідний лоток.

Рис.4.8 Двократна турбіна.

2. Реактивні турбіни.

Реактивні турбіни виконують за різними конструкціями (рис.4.9) і поділяють:

• за положенням валу на вертикальні та горизонтальні;

• за підводом води на: відкриті (турбіна розташовується у відкритій камері; вода підводиться відкритим каналом), закриті (розташовується в металевому кожусі; вода підводиться закритим трубопроводом), комбіновані (турбіна розташовується в закритій бетонній камері; вода підводиться відкритим каналом);

• за числом коліс: одно– та двоколісні на одному валі.

В конструкцію реактивних турбін входять три основні частини:

• направляючий апарат;

• робоче колесо;

• відсмоктувальна труба.

Направляючий апарат, призначений для регулювання подачі води в робоче колесо турбіни і складається з двох кілець, між якими розташовані поворотні лопатки.

Р обочі колеса реактивних турбін розрізнюють за формою (рис.4.10). Водяний потік, просуваючись вздовж лопаті, діє на неї силою реакції струменя і обертає вал, до якого вони кріпляться.

У радіально-осьових турбін вхідний діаметр колеса перевищує вихідний, але при коефіцієнті швидкохідності біля 200 вони зрівнюються, а при подальшому зростанні – вхідний діаметр стає меншим вихідного.

У пропелерних турбін n_s = 500...1000. Вони розвивають високий ККД тільки при повному навантаженню і при зменшенні навантаження ККД різко падає.

Реактивні турбіни розташовують у:

• відкритих каналах (рис.4.11) – форма прямокутна; вода підводиться відкритим лотком; розміри залежать від розмірів вибраної турбіни і будуть складати – ширина (3,5...4)D (3,5 відноситься для коліс з діаметром 0,5 м; 4 – при D = 1м), довжина приймається на 10...15% більшою ширини, глибина береться або за каталогом, або приймається h_min =(1,6…2) D (для горизонтальних – (3...3,5)D);

Рис. 4.11 Відкриті прямокутні турбінні камери

• закритих камерах (рис.4.12) – застосовують при напорах більше 5м. Вони мають форму равлика або спіралей таврового перетину. Форма камери та її розміри визначаються заводом-виготівником турбін.

а – вертикальна турбіна у відкритій камері; б – горизонтальна турбіна з сухим коліном у відкритій камері; в – горизонтальна турбіна з мокрим коліном у відкритій камері; г – двоколісна горизонтальна турбіна у відкритій камері; д – горизонтальна турбіна в кожуху; е – двоколісна горизонтальна турбіна в кожуху; є – вертикальна турбіна в закритій бетонній камері; ж – горизонтальна турбіна в металевій спіральній камері; з – вертикальна турбіна в металевій спіральній камері.

Рис. 4.9 Конструкційні схеми реактивних турбін.

Рис. 4.12 Турбіна в закритій бетонній камері.

Всмоктувальні труби – призначені для підвищення ККД шляхом підтримки пониженого тиску за робочим колесом (рис.4.13). Так як її виконують з розширенням на виході, то швидкість потоку знижується, а це, згідно залежності

зменшує втрати повного напору гідростанції.

На практиці висоту відсмоктування приймають 1...3 м (інколи 4 м).

За формою відсмоктуючі труби (рис.4.14) поділяють на:

• прямі вертикальні конічні;

• вертикальні конічні з верхнім коліном;

Область пониженого тиску

h – розрядження в точці а при заповненні труби без руху води;

h – додаткове зниження тиску в горловині труби, що викликане рухом води із пониженою вихідною швидкістю.

Рис. 4.13 Схема установки та робота відсмоктувальної труби.

• раструбна вертикальна;

• похилена колінчаста з верхнім коліном;

• вигнута з нижнім поворотом.

а- пряма конічна; б- колінчаста; в- раструбна; г- похила колінчаста; д- вигнута.

Рис. 4.14 Форми всмоктувальних труб

Для попередження захвату повітря при роботі, трубу занурюють на 0,3...0,5м у воду, але відстань до дна відвідного каналу повинна складати 1...1,5 діаметра робочого колеса (для раструбних вона менше і складає 0,5D).

Кут конусності виконується менше 14...16⁰. При збільшенні кута з’являються водяні вихрі, що збільшують гідравлічні втрати. Вихідну швидкість потоку обмежують до 1...2 м/с. Якщо таку умову не можна виконати, то застосовують вигнуті труби.

2. Електрообладнання малих гідроелектростанцій.

Система електрообладнання малих гідроелектростанцій умовно розбивається на силовий блок (генератор, підвищуючий трансформатор), блок автоматичного керування та захисту робочого обладнання, блок сигналізації.

Кількість агрегатів, як правило, складає 1...2. Генератор вибирається низьковольтним (0,4 кВ) з виведеними трьома фазами та нулем (для створення систем занулення та заземлення). Між генератором та споживачами шинами утворюється блок комутації та вимірювання (автоматичні вимикачі, запобіжники, трансформатори струму та контрольно-вимірювальна апаратура).

За видом розташування вала генератори поділяються на:

• вертикальні;

• горизонтальні.

Всі вертикальні генератори встановлюються в сухому приміщенні і зв’язані з гідротурбіною валом.

Горизонтальні агрегати мають наступні конструкційні виконання:

• прямоточні агрегати з генераторами, у яких ротор розташований на периферії лопатей осьового робочого колеса турбіни;

• капсульні агрегати, в яких генератор розташований в капсулі, що повністю обтіпається водою;

• агрегати, в яких генератор розташований в сухому приміщенні і з’єднаний з турбіною валом (найбільш розповсюджена система).

Горизонтальні генератори можуть агрегатуватись з вертикальними турбінами за допомогою відповідної трансмісії.

В залежності від потужності станції, горизонтальні генератори застосовуються до 0,5...1 МВт, а вертикальні, як правило, у всіх інших більших за потужністю.

За типом електромашини застосовують синхронні та асинхронні генератори.

При конструюванні системи електрообладнання станції, необхідно звернути увагу на особливості роботи гідрогенератора, що полягає в наступному. При різкому зниженні навантаження (або втрати його) регулятор потоку води повністю закриває трубопровід через 2...4 с. Цього часу достатньо, щоб машина досягла та перевищила критичну швидкість (інколи в 2...3 рази номінальну швидкість обертання). Тому гідрогенератори крім підсилених конструкційних елементів повинні мати підвищені махові маси, що зменшує вплив коливань навантаження. Маховий момент ротора гідроагрегата з відкритою камерою та автоматичним регулятором швидкості обертання визначається як:

де GD² – мінімальний маховий момент, тм²;

N – потужність генератора, кВА;

n – частота обертання.

Звідси витікає, що для підвищення махового моменту ротора треба збільшувати його діаметр, тому що він змінює момент інерції в квадратичній залежності, а вага – в першому ступеню.

Згідно нормативним вимогам гідрогенератори протягом 2 хвилин повинні витримувати підвищення швидкості обертання на 80%, а перевантаження за струмом – 50%.

1. Вибір потужності генератора електростанції.

Потужність генераторів електростанції повинна відповідати максимальній потужності найбільш навантаженій ділянці добового графіка з врахуванням втрат на всіх елементах системи передачі електроенергії від джерела до споживача та власні втрати електростанції. Тобто:

де Р_max – потреби потужності за графіком навантаження;

Р_п – втрати потужності при передачі електроенергії;

Р_в – втрати електроенергії на власні потреби;

cos – коефіцієнт потужності генераторної установки при номінальній її роботі.

Значення коефіцієнта потужності на діючих станціях визначають за відповідними приладами або розрахунковим способом за експериментальними даними. Для станцій, що проектуються, його величину приймають як і на аналогічних діючих станціях, що мають подібне навантаження та схему електропостачання, або на базі наближених розрахунків.

При роботі гідроелектростанцій в автономному режимі, слід враховувати зниження напруги в мережі при пуску електродвигунів:

де Р_к.з. – потужність короткого замикання генератора;

Р_к.дв. – потужність короткого замикання двигуна.

При цьому допустиме відношення потужності генератора та двигуна (без врахування повітряної лінії та автоматичного регулювання напруги) при холостому ході генератора Р_г /Р_дв = 5...25, а при 50% навантаженні генератора Р_г /Р_дв = 3...15. При конструюванні енергетичного вузла станцій, треба враховувати, що максимально допустима втрата напруги повинна бути не більше 20% при роботі асинхронних двигунів в мережі. Якщо вони відсутні, то пуск обмежується умовами розгону – початковий момент робочої машини складає одну третину номінального моменту асинхронного двигуна, але допустима втрата напруги складає не більше 40%. При запуску двигуна вхолосту – втрати не повинні перевищувати 60% номінального значення напруги.

На стійкість роботи двигунів, що ввімкнуті, впливає не тільки втрата напруги при приєднанні нових двигунів, але й тривалість часу роботи на пониженій напрузі. Тоді мінімальна допустима втрата напруги складе:

де U_Н – номінальна напруга;

k_p – ступінь завантаження двигуна за моментом;

 – перевантажувальна здатність двигуна за моментом.

Так для двигунів Р_Н = 1...15 кВт при М_с = М_Н – const. та U = 20% втрата напруги з умов стійкості не повинна тривати більше 0,5...1,5 с, а при U = 50% – не більше 0,05...0,2 с.

2. Синхронні генератори.

Застосовуються при автономному режимі роботи:

• на ізольованого споживача промислової частоти;

• на місцеву малопотужну систему (якщо потужність синхронного генератора перевищує потужність системи більше ніж на 15%);

• в системах більше 3МВт як найбільш економічно доцільні

При застосуванні серійних синхронних генераторів (типу ЕСС) при під’єднанні до гідротурбін слід враховувати, що вони мають малий момент інерції (призводить до зменшення динамічної стійкості), високу частоту обертання ( викликає необхідність застосування додаткового обладнання).

Промисловість спеціально для малих гідроелектростанцій випускає:

• вертикальні синхронні генератори серії СВ потужністю від 3 до 9 МВт, номінальною частотою від 125 до 750 об/хв., ККД 95...98%;

• горизонтальні синхронні генератори серії СГ потужністю від 0,5 до 10 МВт, 6,3 та 10 кВ, частота обертання від 187,5 до 1500 об/хв..

3. Асинхронні генератори.

Асинхронні генератори, що працюють на загальну енергомережу спрощують електрообладнання станції, тому що не вимагають застосування регулятора точного регулювання обертів гідротурбіни, регулятора напруги генератора, пристроїв збудження, гасіння поля, синхронізації як для роботи синхронного генератора. Але слід врахувати, що для збудження, асинхронні генератори споживають реактивну потужність із мережі в тій же кількості, як і електродвигуни відповідної потужності та коефіцієнту потужності.

При роботі асинхронного генератора в автономних системах головною проблемою постає необхідність забезпечення збудження. Збудження здійснюється:

• за способом утворення реактивної потужності;

• за способом керування збудженням.

Перший спосіб реалізується за допомогою використання конденсаторів як пасивного реактивного джерела, що має ємкісну провідність та за допомогою статичного перетворювача (вентильне збудження), в якому реактивна потужність ємкісного характеру утворюється напівпровідниковим джерелом реактивної потужності.

За способом керування збудженням асинхронні генератори поділяються на:

• з безперервним керуванням за збуренням (або відхиленням);

• з релейним керуванням;

• з імпульсним керуванням за фазою та частотою.

Як правило, асинхронні генератори використовують на станціях, що працюють на чисто освітлювальне (активне) навантаження. При цьому допускається під’єднання до 25% силового навантаження з умовою, що потужність найбільшого двигуна в даній мережі складає не більше 10% потужності генератора. Асинхронні генератори не рекомендується застосовувати на станціях потужністю більше 20 кВА.

4. Автоматизація гідроелектростанцій.

Автоматичні пристрої гідроелектростанцій повинні забезпечити:

• дистанційний або автоматичний пуск агрегату;

• синхронізацію генератора та під’єднання його до мережі (при потребі);

• завантаження агрегатів (набирання та зміна потужності);

• підтримання встановленого рівня швидкості обертання та напруги;

• контроль роботи основних вузлів агрегату та подача попереджувальних сигналів про порушення роботи вузлів станції;

• дистанційна зупинка агрегатів;

• аварійна зупинка обладнання;

• гальмування агрегатів після від’єднання від мережі в зв’язку з їх зупинкою;

• попередження самовільного запуску агрегатів.

Вибір технічних засобів автоматики проводиться в наступному порядку:

1. Вибір контрольно-вимірювальних приладів.

Вибирають прилади, що випускаються серійно. При виборі враховують:

• параметри середовища, що керуються і в якому працює прилад (температура, тиск, вологість, запиленість, вібрація та ін.);

• рівень і характер величини, що контролюється;

• відстань між точками виміру та вторинними приладами;

• наявність механічної дії (удари, вібрація);

• наявність джерел живлення.

Контрольно-вимірювальні прилади забезпечують технологічні норми, в межах яких повинен знаходитись параметр, що керується, об’єкту. Користуються наступними метрологічними показниками:

• для контролю та регулювання виробничих процесів з високим ступенем точності – застосовують прилади класу точності 0,2 (похибка 0,2%). для контролю та регулювання виробничих процесів з середнім ступенем точності – застосовують прилади класу точності 0,5 (похибка 0,5%);

• для мнемосхем, пультів, пунктів контролю та сигналізації (не високої точності) – клас точності 1 (1%);

• шкали приладів вибирають такі, щоб значення величини, що вимірюється, вкладалось в другу половину або в останню третину шкали.

При виборі враховується інерційність приладу (повинна бути меншою ніж інерційність об’єкту) - Т_{вим.прил} (0,2...0,3)Т_об.

2. Вибір датчиків

До датчиків висувають наступні вимоги:

• лінійність і однозначність статичної характеристики (не лінійність не перевищує 0,1...0,3%);

• висока чутливість (крутизна);

• стабільність характеристик в часі;

• швидкодія;

• стійкість до хімічної дії навколишнього середовища та того, що контролюється;

• висока здатність до перевантажень;

• взаємозаміна однотипних пристроїв;

• мінімальна зворотна дія на параметр, що контролюється;

• простота монтажу та обслуговування.

Датчики вибираються в два етапи:

перший – за родом параметра, що контролюється, вибирають різновид датчика;

другий – за каталогом знаходять його типорозмір.

Датчики підбирають таким чином, щоб величина, що вимірюється, знаходилась в межах 1/3...2/3 діапазону його виміру.

3. Вибір виконавчих механізмів

Вибір соленоїдних приводів зводиться до розрахунку котушки електромагнітів за напругою та тяговим зусиллям.

Електродвигунні виконавчі механізми вибираються в залежності від значення моменту необхідного для повороту заслінок (М_д  М_з).

4. Проектування пристроїв електроджерел систем автоматики

При проектуванні схем і систем електроживлення розробляють такі питання:

• вибір і обслуговування схем електроживлення, роду струму, значення напруги та потужності джерела (в системах контрольно-вимірювальних приладів та автоматики доцільно застосовувати таку ж напругу як і для електроживлення об’єкту без додаткового перетворення);

• розрахунок і вибір апаратури керування та захисту кіл живлення;

• вибір і розрахунок систем освітлення щитів і пристроїв електроживлення;

• вибір систем живлення електроінструментів для виконання монтажних і ремонтно-експлуатаційних робіт;

• розрахунок перетинів і вибір марок проводів, що живлять розподільчі мережі;

• вибір способу прокладки електропроводок проводами та кабелями.

Схеми електроживлення поділяються на живлячу (лінія від джерела живлення до щита) та розподільчу (лінія від щита до електроспоживача) мережу.

В залежності від розташування щитів живлення контрольно-вимірювальної апаратури та автоматики мережі можуть бути:

- радіальними – застосовують в тих випадках, коли щити живлення розташовують в різних напрямках від джерела та відстань між щитами більша, ніж від джерела до щита;

- магістральними – використовуються для електроживлення групи щитів, якщо відстань між ними значно менша відстані до джерел живлення. Бувають з одно- та двостороннім живленням;

- радіально-магістральні.

Розподільчі мережі захищають тільки від струмів короткого замикання. При виборі автоматичних вимикачів додержуються таких вимог:

U_ав  U_мер ; I_Н.роз  I_спож ; I_{Н авт}  I_спож ; I_{макс. авт}  I_{3-ф. к.з.}.

При виборі запобіжників:

U_зап  U_мереж; I_{макс зап}  I_3-ф.к.з.; I_зап  I_спож;

І_{плав встав} = І_пуск/, =2,5 – нечасті пуски (5...10с); =1,6...2,0 – важкі пуски (10...40с).

Перетин проводів мереж систем живлення вибирається з умов нагрівання електрострумом та за механічною міцністю з подальшою перевіркою за втратою напруги. Кабельні проводки прокладають відкрито, а також в стальних лотках, коробах і каналах. Застосовують проводи з алюмінієвими та мідними жилами.

5. Проектування щитів і пультів.

Щити систем автоматики поділяють:

• за виконанням – на відкриті (панельні) і захищені (шафні);

• за призначенням – на оперативні (ведеться контроль та керування технологічним процесом) та неоперативні (безпосередньо не використовуються оператором);

• за місцем установки:

а) місцеві (біля автоматизованої установки);

б) агрегатні (апаратура для одного агрегату);

в) блочні (апаратура декілька агрегатів);

г) центральні (апаратура всього технологічного процесу);

д) допоміжні (щити з лічильниками, з живленням).

Прилади та апаратуру на лицьовій стороні щита і пульта розміщують з умов ефективної роботи оператора та його безпеки. Апаратура, яка виділяє багато теплоти (резистори, лампи), розміщується в верхній частині щитів. Апаратура з рухомими струмоведучими частинами розташовується так, щоб вони не могли самостійно замкнути коло під дією власної маси.

Для електропроводки щитів і пультів застосовують проводи з мідними жилами.

Підлога в щитовій повинна бути не електропровідною. Норма освітленості при штучному освітленні 550...1100 лк (при зчитуванні приладів), 220...550 лк – при ведені записів, 100 лк – при ремонті, 20...50 лк – в проходах.

6. Проектування пристроїв заземлення

Заземленню підлягають металеві частини установок, що безпосередньо не знаходяться під напругою, але в будь-який час на них може з’явитися небезпечний для життя рівень напруги.

Не треба заземляти:

• корпуси приладів, що стоять на металевих заземлених щитах;

• корпуси електроспоживачів, що виконані повністю із діелектрика.

В мережах з глухо заземленою нейтраллю використовують, як заземлення, провідники: нульові проводи, стальні труби електропроводок, алюмінієві оболонки кабелів. При цьому забороняється застосовувати нульові проводи для заземлення однофазних електроспоживачів. Забороняється використовувати, як заземлення, свинцеві оболонки кабелів, металорукави, металеві конструкції коробів і лотків, тому що вони самі повинні бути заземлені. Мінімально допустимий перетин мідних заземлювачів складає 1мм², алюмінієвих – 2,5 мм².

2. Приклади розрахунків.

1. Гідрологічний розрахунок.

Дано: річка басейну середнього Дніпра; площа водозбору F=600км². Гідрологічні дані – відсутні.

1. За картою ізоліній водотоку приймаємо норму стоку М₀ = 3л/с.

2. Середні багаторічні витрати ріки складають:

Q₀ = M₀F =3600 = 1800л/с =1,8м³/с.

3. Стік середнього року:

W₀ = Q₀T = 1,831,5410⁶=56,7710⁶=57млн. м³

4. Коефіцієнт варіації багаторічного стоку:

C_v=0,723-0,213lgM₀ – 0.063lg(F+1)=0,723-0,213lg3 – 0,063lg601=0,446

5. Коефіцієнт асиметрії c_s=2 C_v=0,9.

6. Середньорічні витрати:

Найменування	Позна-чення	Забезпеченість, %
		1	5	10	20	30	40	50	60	70	75	90	95	99
Відхилення ординати при Cv=1 та Cs=0.9	Ф	2,96	1,86	1,34	0,77	0, 0,4	0,11	-0,15	-0,38	-0,61	-0,73	-1,15	-1,35	- -1,66
Відхилення ординати при Cv=0,45	ФСv	1,33	0,84	0,6	0,35	0,18	0,049	-0,068	-0,171	-0,275	-0,329	-0,518	-0,608	-0,747
Модульний коефіцієнт при Cv=0,45	к=Ф Cv +1	2,33	1,84	1,6	1,35	1,18	1,049	0,932	0,829	0,725	0,671	0,482	0,392	0,253
Середні річні витрати, м/с	KQ0	4,19	3,31	2,88	2,43	2,12	1,89	1,68	1,49	1,31	1,21	0,87	0,71	0,46

7. Теоретична крива забезпечення витрат річкою.

Q,м³/с

%

8.Внутрішній розподіл стоку річки.

Місяці та декади	I	II	III			IV			V			VI			VII	VIII	IX	X	XI	XII
Показники			1	2	3	1	2	3	1	2	3	1	2	3
Коефіцієнт для рік середнього Дніпра (К)	0,3	0,3	0,5	2,2	8,0	2,8	1,9	1,3	0,9	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,7	0,7	0,6	0,8	1,0	0,5
Витрати,м3/с (KQ0)	0,54	0,54	0,9	4,0	14,4	5,0	3,4	2,3	1,6	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,3	1,3	1,1	1,4	1,8	0,9

9. Гідрограф витрат:

Q,м³/с

I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII

10. Визначення максимальних витрат весняного паводку:

де А – величина елементарного шару стоку, що забезпечений на відповідний відсоток (визначається за довідковою літературою)

2. Вибір встановленої потужності та числа агрегатів гідроелектростанції.

Дано: гідростанція розташована на рівнині в Лісостеповій зоні на річці басейну середнього Дніпра, середні річні витрати 1,8 м³/с.

Визначити: потужність та кількість агрегатів станції.

1. Потужність гідростанції на шинах генератора, що працює окремо від системи та при наявності добового регулювання:

де N – потужність, кВт;

Q₀ – середні багаторічні витрати (або норма стоку), м³/с;

A – коефіцієнт, що залежить від способу з’єднання турбіни з генератором:

Тип гідростанції	Значення А
при безпосередньому під’єднанні турбіни з генератором	7,0
при пасовій передачі	6,5
при зубчастій передачі	6,3
при двійній передачі	6,0

k_p – розрахунковий модульний коефіцієнт:

k_p=Q_p/Q₀,

де Q_p – розрахункові витрати в м³/с.

Кліматичні зони	Максимальний коефіцієнт використання водотоку, c max	Модульний коефіцієнт, kp	Розрахункова забезпеченість (в місяцях)
Лісостепова зона	0,23...0,24	0,35...0,65	3...7
Степ	0,12...0,14	0,2...0,4	3...7
Гірські райони	0,41...0,43	0,5...1,5	3...7

Н – розрахунковий напір, м;

При відсутності даних про водотік, розрахунок проводиться за формулою Томана (в низьконапірних установках коливання рівня не рекомендується перевищувати 20% межу від повної величини напору):

Т – кількість годин роботи гідроелектростанції на добу.

Приймаємо: генератор ЕСС5-92-4 75кВА

2. Визнання кількості агрегатів гідроелектростанції:

де Q_p – розрахункові витрати, що відповідають 6–місячній забезпеченості, м³/с;

Q_min – середні зимові витрати маловодного року 90% забезпеченості або середній мінімум, що визначається за таблицею:

Зона або район	Забезпечення витрат, в долях від норм стоку
	max	1міс	3міс	6міс	9міс	min
Лісостеп	20...50	1,5...2,5	0,5...0,8	0,2...0,5	0,1...0,3	0,0...0,2
Степ	20...50	1,0...2,0	0,2...0,6	0,1...0,3	0,0...0,2	0,0...0,1

с – коефіцієнт, що залежить від швидкохідності турбіни і визначається за універсальними характеристиками турбін. При попередніх розрахунках приймають наступні значення:

Швидкохідність турбіни, ns	100	300	350	375	524
Коефіцієнт с	0,3	0,43	0,5	0,55	0,77

3. Вибір турбін гідроелектростанцій.

Приклад №1.

Дано: витрати через турбіну 1,8 м³/с, напір 5 м.

Визначити: тип турбіни.

1. Можлива потужність турбіни:

За зведеним графіком вибираємо турбіну радіально-осьову марки Ф300-ВО з діаметром колеса 710мм.

Проведемо перерахунок отриманих результатів до заданих умов:

Тип і серія турбіни	D=710мм
	H, м	N, кВт	Q,м3/с	n, об./хв.
Ф300-ВО	1	6,02	0,71	113
	5	67,3	1,59	253

При витратах 1,59 м³/с потужність становить:

2. Вибір генератора та типу передачі.

Приймаємо ЕСС5-92-4, 75кВА, 1500об./хв., =0,9.

Передача – клинопасова – =0,98.

Потужність агрегату буде складати:

N_агр=75 0,98 0,9=66,2 кВт

Номінальна потужність агрегату:

N_агр=67,4 0,98 0,9=59,4 кВт

Запас потужності складає 15,6 кВт.

Приклад №2.

Дано: =2,4м; Q=2,9 м³/с

Визначити: підібрати турбіну.

1. При відсутності в заводських документах на турбіну потрібних значень витрат, користуються залежністю:

Цим витратам відповідає турбіна ПрК70-ВО-120 при  = – 5⁰ для якої Q =1,9 м³/с, n₁=139об./хв., N₁=16,2 кВт.

Для вибраної турбіни:

• витрати води ;

• число обертів ;

• потужність кВт.

2. Підбір турбінної камери та відсмоктуючої труби.

Приймаємо квадратну відкриту камеру з розмірами сторін 4 м і мінімальною глибиною 1,95 м. Гранична висота відсмоктування знаходиться за графіком вибору турбін. Напору 2,4 м відповідає h_s=6м.

Якщо гідростанція знаходиться на певній висоті над рівнем моря (наприклад 100м), то гранична висота відсмоктування складе:

H_s=h_s – a/900 = 6 – 0,11 =5,89м

• за коефіцієнтом кавітації:

H_s = H_a – a/900 –H = 10,33 – 0,11– 1,25 2,4 =7,22м

Приймаємо 6м.

Довжина труби відсмоктування визначається за геометричними розмірами камери:

L = H – h + h_загл = 2,4 – 1,95 + 0,55 =1м

Діаметр труби:

D₄=D₃+2Ltg/2 = 1,21 + 21tg7.5⁰=1,47м

Площа вихідного перерізу

F_вих=0,25D²₄=1,69м²

Вихідна швидкість

Швидкісний напір:

м (6,2% від напору).

8000

кВт

6000

4000

3000

2000

1500

1000

800

600

400

300

200

150

100

80

60

40

30

20

15

10

Напір,м

Зведений графік зон застосування турбін.

Контрольні питання до глави 4.

1. Як поділяються гідроелектростанції за потужністю?

2. Як поділяються гідроелектростанції за величиною використання напору?

3. Як поділяються гідроелектростанції за способом створення напору?

4. Що входить до комплексу гідроспоруд пригребельно-заплавних електростанцій?

5. Що входить до комплексу гідроспоруд пригребельно-руслових електростанцій?

6. Що входить до комплексу гідроспоруд дериваційних електростанцій?

7. Що входить до комплексу гідроспоруд гребельно-дериваційних електростанцій?

8. Розкрийте зміст основних стадій проектування малих гідроелектростанцій?

9. В чому полягає мета гідрологічних розрахунків?

10. Назвіть основні показники гідрологічних розрахунків?

11. Як визначається об’єм водосховища?

12. Що є вихідними даними для гідроенергетичних розрахунків7

13. Від яких чинників залежить потужність гідроелектростанції?

14. На які види поділяються турбіни малих гідроелектростанцій за характером віддачі енергії?

15. На які типи поділяють активні турбіни малих гідроелектростанцій?

16. Що таке коефіцієнт швидкохідності робочого колеса турбіни?

17. Опишіть конструкцію двократної турбіни.

18. За якими конструкціями виконують реактивні турбіни?

19. Для чого призначені всмоктувальні труби реактивних турбін і за якою формою вони виконуються?

20. Як поділяються генератори малих гідроелектростанцій за видом розташування вала?

21. Які типи генераторів застосовують на малих гідроелектростанціях?

22. В яких випадках застосовують синхронні генератори на малих гідроелектростанціях?

23. Яка виникає головна проблема при застосуванні асинхронних генераторів в автономних системах?

24. Що повинні забезпечувати автоматичні пристрої малих гідроелектростанцій?