2.3. Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам.

Информацию по основному оборудованию ГЭС, полученную по номенклатурным данным гидротурбин, можно дополнить и уточнить с помощью главных универсальных характеристик гидротурбин. Для этого прежде всего определяются все возможные типы и серии турбин, которые могут работать в заданном диапазоне изменения напора. [1]

Для однотипных гидротурбин необходимо сопоставить между собой их главные универсальные характеристики и оставить для дальнейшего рассмотрения такие варианты, которые соответствуют наибольшему КПД и большей пропускной способности.

Подбор оборудования с использованием главных универсальных характеристик состоит в том, чтобы для каждого рассматриваемого типа турбин наметить такие варианты диаметра рабочего колеса и синхронной частоты вращения n, при которых в области допустимых режимов по напору и расходу воды проектируемая ГЭС работала бы с наибольшим КПД при минимальном заглублении и количестве установленных агрегатов. Оптимальный вариант оборудования ГЭС выбирается на базе экономического обоснования.

Область допустимых режимов работы проектируемой ГЭС называется режимным полем по расходу и напору (рис. 2.2.1). Верхней границей режимного поля является напорная характеристика при работе ГЭС с водохранилищем, наполненным до отметки НПУ, нижней – при работе ГЭС с водохранилищем, сработанным до отметки УМО. Построение этих характеристик выполняется по следующему уравнению:

(2.2.1)

где – отметка уровня воды в водохранилище, которая изменяется в зависимости от объёма сработки от НПУ до УМО; – отметка уровня воды в нижнем бьефе в зависимости от расхода ; – потери напора в водопроводящих сооружениях.

Потери напора до выбора гидротурбинного оборудования могут быть учтены только приближённо в виде предварительно принятого среднего значения, поскольку состав, компоновка и параметры водопроводящих сооружений зависят от параметров основного оборудования ГЭС. Потери напора уточняются путём итераций после расчёта параметров по гидроэнергетическому оборудованию.

Ограничением слева на режимном поле (см.рис.2.2.1. линия АВ) является минимальный расход воды , определяемый заданным ограничением по условиям функционирования водохозяйственного комплекса или особенностями режимов работы ГЭС в графиках нагрузки.

Уравнение линии ограничения по расчётной установленной мощности 1-2 имеет следующий вид:

, (2.2.2)

где – коэффициент мощности, изменяющийся в пределах от 8,0 до 8,8 в зависимости от принятого среднего значения КПД.

Рис.2.2.1 Режимное поле проектируемой ГЭС по напору и расходу.

Ниже точки расчётного напора режимное поле ограничено линией пропускной способности ГЭС2-3, которая до выбора турбинного оборудования может быть построена по следующей зависимости:

, (2.2.3)

где – максимальная пропускная способность ГЭС, соответствующая работе гидростанции при расчётном по мощности напоре .

Полученную область допустимых режимов работы проектируемой ГЭС по напору и расходу необходимо нанести на главные универсальные характеристики для всех намеченных к рассмотрению типов гидротурбин. Для этого предварительно (в качестве первого приближения) необходимо принять максимальный диаметр рабочего колеса для каждого типа турбин, исходя из условий их изготовления и доставки на ГЭС, а на главных универсальных характеристиках задаться ограничением пропускной способности турбин.

Для радиально-осевых и пропеллерных гидротурбин таким ограничением является линия 5%-ного запаса мощности, которая однозначно определена на главной универсальной характеристике заводом-изготовителем.

Для поворотно-лопастных и диагональных турбин такое ограничение на характеристике отсутствует. В этом случае в качестве ограничения пропускной способности принимается некоторое сочетание открытия направляющего аппарата и угла разворота лопастей рабочего колеса φ, которое рекомендуется выбирать из условия обеспечения максимальной пропускной способности и допустимых условий кавитации гидротурбины. Этим условиям соответствуют известные для каждого типа турбин приведённый расчётный максимальный расход и допустимый коэффициент кавитации σ.

На линии ограничения пропускной способности турбины необходимо наметить расчётную точку и определить мощность агрегата для предварительно принятого диаметра рабочего колеса. Расчётная точка должна соответствовать максимальной пропускной способности турбины, т.е. пересечению изолиний и φ, а также приведённой частоте вращения, соответствующей оптимальному значению КПД на главной универсальной характеристике.

Мощность агрегата в расчётной точке находится по формуле

(2.2.4)

где - приведённый расход воды в расчётной точке; – КПД генератора и натурной гидротурбины.

При переходе от модели к натурной гидротурбине необходимо учесть поправку, которая для каждой точки главной универсальной характеристики определяется по формулам

, (2.2.5)

, (2.2.6)

где – КПД, диаметр и напор модельной турбины; – диаметр и действующий напор натурной турбины ; – коэффициент кинематической вязкости воды для модельной и натурной гидротурбины, зависящие от температуры воды ; – коэффициент, выражающий отношение потерь трения ко всем гидравлическим потерям и принимаемый равным 0,75 для ПЛ- и ПЛД-турбин, а для РО-турбин исходя из следующих условий:

(2.2.7)

где - приведённый расход воды в оптимуме главной универсальной характеристики.

Число устанавливаемых на ГЭС агрегатов определяется по формуле

(2.2.8)

Очевидно, в общем случае число агрегатов z получится дробное, что потребует округления его в большую сторону и, следовательно, уточнения принятого диаметра рабочего колеса, а для поворотно-лопастной и диагональной турбин, кроме того, линии ограничения пропускной способности и положения расчётной точки. Задача решается итерационным путём до тех пор, пока не будет получено соответствие между принятыми и расчётными параметрами с учётом их стандартного изменения и целочисленности.

После окончательного уточнения рассмотренных параметров может быть рассчитана частота вращения турбины

, (2.2.9)

где - приведённая частота вращения в расчётной точке главной универсальной характеристики; - поправка на приведённую частоту вращения при переходе от модели к натуре, равная отношению КПД натурной турбины к КПД модели в расчётной точке. Полученная частота вращения округляется до ближайшего стандартного значения синхронной частоты вращения. Нанесение режимного поля проектируемой ГЭС на главную универсальную характеристику турбины производится путём пересчёта линий ограничения режимного поля в координаты и . Этот пересчёт ведётся по формулам подобия

, (2.2.10)

, (2.2.11)

где - поправка на приведённую частоту вращения, соответствующая отношению оптимального значения КПД натурной и модельной гидротурбин; – расход, напор и число агрегатов ГЭС.

При переходе ограничения по может оказаться, что соответствующий приведённый расход меньше расхода в рабочем диапазоне главной универсальной характеристики или выходит за её пределы. Это означает, что при выбранных параметрах гидротурбина не может работать при расходе , т.е. не удовлетворяется одно из заданных ограничений. В этом случае необходимо увеличить число установленных агрегатов, уменьшив диаметр рабочего колеса, или установить специальный агрегат небольшой мощности, рассчитанный на работу при расходе .

Отметка расположения рабочего колеса для обеспечения его бескавитационной работы определяется по формуле

, (2.2.12)

где – отметка уровня воды в нижнем бьефе при расходе , соответствующие расчётным условиям.

Расчётными условиями являются наиболее опасные (относительно кавитации) режимы работы проектируемой ГЭС. Полное представление о таких режимах даёт кавитационная характеристика. В первом приближении рекомендуется рассматривать минимум три режима: работу ГЭС при отметки НПУ с установленной мощностью соответственно одного и всех агрегатов, а также работу всех агрегатов при расчётном по мощности напоре.

Высота отсасывания вычисляется по формуле

, (2.2.13)

где В – барометрическое давление, равное 10,33 м вод. cт; - коэффициент запаса по кавитации при переходе от модельной гидротурбины к натурной, принимаемый равным 1,05 – 1,15; - коэффициент кавитации, определяемый по главной универсальной характеристике для расчётных условий; Н – напор турбины, определяемый уровнем верхнего бьефа и

Из всех расчётных значений выбирают такое, которое приводит к наибольшему заглубление оборудования, т.е. обеспечению его бескавитационной работы в области допустимых режимов работы проектируемой ГЭС.

Полученные параметры гидротурбины позволяют наметить соответствующие варианты параметров гидрогенераторов. На гидростанциях обычно устанавливаются трёхфазные синхронные гидрогенераторы серийного типа вертикального или горизонтального исполнения.

Основные параметры гидрогенератора – полная или кажущаяся мощность, напряжение, синхронная частота вращения, коэффициент мощности cosφ и коэффициент полезного действия. Синхронная частота вращения принимается равной частоте вращения рабочего колеса гидротурбины. Коэффициент мощности обычно изменяется в пределах 0,8-0,85. Полная мощность определяется по формуле

, (2.2.14)

где – установленная мощность агрегата.

Гидрогенератор подбирается по справочным данным серийных типов по расчётному значению его полной мощности и синхронной частоте вращения. Полная мощность выбранного серийного гидрогенератора обычно превышает её расчётное значение.

Каждый гидрогенератор имеет свою рабочую характеристику в виде функции изменения его КПД от нагрузки, выраженной в относительных единицах.

Для экономического сопоставления всех конкурирующих вариантов основного оборудования, помимо рассмотренных выше расчётных параметров, необходимо определить среднемноголетнюю выработку электроэнергии проектируемой ГЭС с учётом фактического переменного КПД основного оборудования. В первом приближении в качестве среднемноголетней выработки можно принять выработку электроэнергии с учётом не всего имеющегося гидрологического ряда расходов воды, а только для условий расчётного года средней водности.

Для определения этой выработки электроэнергии необходимо воспользоваться исходной информацией о характерных режимах работы проектируемой ГЭС и результатами расчёта водно-энергетического регулирования для средневодного года. По этим данным в каждом расчётном интервале известны и соответствующие им при постоянном КПД средняя и рабочая мощности ГЭС. Очевидно, если фактический КПД основного оборудования будет отличаться от принятого ранее среднего его значения , то при тех же значениях напора и расхода в данном расчётном интервале мощность и выработка энергии также будут отличаться.

Для определения фактического КПД, с которым оборудование ГЭС работает в данном расчётном интервале, необходимо соответствующие значения пересчитать в приведённые показатели и . Для пересчёта необходимо предварительно определить число включённых агрегатов как частное от деления рабочей мощности ГЭС на установленную мощность одного агрегата и вычислить расход одного агрегата . Полученные значения и наносятся на главную универсальную характеристику, и в этой точке определяется фактический КПД модели, который пересчитывается на натурные показатели. По рабочей характеристике гидрогенератора и полученной фактической мощности турбины определяется его КПД.

Таким образом, в каждом расчётном интервале уточняется режим работы проектируемой ГЭС и вычисляется её годовая выработка электроэнергии. Рассмотренный метод выбора оборудования по главным универсальным характеристикам турбин является по существу аналитическим методом. Его достоинство-достаточно высокая точность расчёта. Поэтому для расчёта будет целесообразно выбрать этот метод.