Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
34
2. ГИДРОЭНЕРГЕТИКА
2.1. Назначение гидроэнергетических установок
Базовыми составляющими гидроэнергетики в целом являются гидроэнергетические установки (ГЭУ). ГЭУ предназначены для преобразования механической энергии воды в электрическую или, наоборот, превращения электрической энергии в механическую энергию воды. Они представляют собой предприятия, включающие в себя совокупность гидротехнических сооружений, энергетического и механического оборудования. К ГЭУ в настоящее время относят четыре типа гидроэнергетических станций: гидроэлектрические станции, приливные электростанции, гидроаккумулирующие электростанции и насосные станции.
Важным достоинством ГЭУ является то, что они в сравнении с другими энергетическими установками имеют самый высокий коэффициент полезного действия (КПД) при преобразовании энергии. Для сравнения – тепловые электростанции имеют КПД от 40 до 70 %, ГЭУ – 75…95 %. Кроме того, при выработке электрической энергии гидроэлектрические и приливные электростанции используют возобновляемые источники энергии.
В последнее время с помощью ГЭУ производится приблизительно 23 % общемирового объема электроэнергии. В то же время этот объём составляет только лишь около 16 % от экономически выгодной к использованию части всех гидроэнергетических ресурсов. Среди ГЭУ наиболее распространенными и мощными являются гидроэлектрические станции.
2.2. Типы гидроэнергетических установок
Рис. 2.1. Плотинная схема ГЭС:
1 водохранилище; 2 плотина;
3 здание ГЭС
Гидроэлектрические станции (ГЭС) – это ГЭУ, которые преобразуют в электрическую энергию механическую энергию водного потока реки. Основными сооружениями ГЭС (рис. 2.1) являются плотина, перегораживающая реку и создающая подъём уровня воды, и здание станции, в котором размещаются основное (гидротурбины, генераторы электрического тока) и вспомогательное оборудование. Вода под действием силы тяжести движется через гидротурбины и вращает их рабочие колеса. С валами рабочих колёс жестко скреплены роторы генераторов электрического тока. При вращении роторов генераторы преобразуют механическую энергию водного потока в электрическую, которая затем передаётся в нагрузку. Гидротурбина вместе с соединенным с ней генератором образует гидроагрегат. Высокий КПД ГЭС (~ 90 %) обусловлен тем, что электроэнергия преобразуется из механической энергии непосредственно.
Для тепловых станций в технологической цепочке преобразования внутренней энергии топлива в электрическую имеются промежуточные ступени преобразования энергии, связанные с выработкой пара, что, естественно, ведёт к снижению КПД станции.
Первоисточником гидроэнергии на ГЭС является солнечная энергия. Вода океанов и морей, испаряясь под действием солнечной энергии, конденсируется в высоких слоях атмосферы в виде капелек, собирающихся в облака. Вода облаков падает в виде дождя в моря, океаны и на сушу или образует мощный снеговой покров гор. Дождевая вода даёт начало рекам, питающимся подземными источниками. Круговорот воды в природе происходит под влиянием солнечной энергии, благодаря которой появляются начальные процессы круговорота испарение воды и движение облаков. Таким образом, механическая энергия движущейся в реках воды (гидравлическая энергия) обусловлена энергией Солнца.
В отличие от невозобновляемой химической энергии, запасённой в органическом топливе, механическая энергия движущейся в реках воды возобновляема на гидроэлектростанциях она превращается в электрическую энергию.
Свойство возобновляемости гидроэнергии является важным преимуществом ГЭС. К их преимуществам также относятся:
небольшая стоимость эксплуатации и отсюда низкая себестоимость вырабатываемой энергии;
большая надёжность работы, объясняемая отсутствием высоких температур и давлений в гидротурбинах и относительно невысокими скоростями вращения этих турбин и гидрогенераторов;
высокая маневренность, определяемая небольшим временем, требующимся для включения в работу и набора нагрузки (это время составляет всего несколько минут).
Строительство ГЭС во многих случаях решает также задачи снабжения водой городов, промышленности и сельского хозяйства (орошение).
Приливные электростанции (ПЭС) – это ГЭУ, которые преобразуют в электроэнергию механическую энергию приливных колебаний уровня моря. Обычно такие колебания происходят два раза в сутки. В некоторых местах морских побережий амплитуда приливных колебаний достигает величины 8…19 м. Чередование максимума и минимума приливов происходит через 6 часов 12 минут. Время прилива каждые сутки смещается на 50 минут. Продолжительность полного цикла составляет 29,53 суток.
Основной причиной приливных колебаний является гравитационное взаимодействие Земли, Луны и Солнца и их взаимное движение.
Рис. 2.2. Схема ПЭС:
а – план; б – цикл прилива; в – цикл отлива
ПЭС (рис. 2.2) удобно строить, если на побережье имеется достаточных размеров залив, соединенный с морем нешироким проливом. Этот пролив перегораживают плотиной и сооружают при ней ПЭС. Когда наступает прилив или отлив, между морем и заливом образуется перепад уровней воды. Гидроагрегаты ПЭС работают и при движении воды из моря в отгороженный плотиной бассейн, и при движении воды из бассейна в море.
В настоящее время ПЭС не получили широкого распространения из-за их дороговизны, малого количества удобных для строительства заливов, а также цикличности их работы.
Наиболее мощная ПЭС Ранс построена в 1966 г. во Франции. Её мощность ориентировочно равна 240 МВт. На Кольском полуострове, где приливы достигают 10…13 м, в 1968 г. построена единственная в России опытная Кислогубская ПЭС мощностью 400 кВт и напором 4,7 м.
Рис. 2.3. Схема ГАЭС:
1 верхний бассейн; 2 напорный трубопровод; 3 здание ГАЭС;
4 нижний бассейн
Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) – это ГЭУ, на которых перекачивают воду из нижнего бассейна в высоко расположенный верхний бассейн с последующим использованием потенциальной энергии этой воды для выработки электроэнергии. Схема ГАЭС, поясняющая принцип работы, представлена на рис. 2.3. ГАЭС в ночные часы суток за счёт электроэнергии, получаемой из энергосистемы, перекачивает насосами воду из нижнего бассейна в верхний (цикл заряда). Днём и особенно вечером, когда электропотребление в системе увеличивается, вода из верхнего бассейна пропускается через турбины в нижний бассейн (цикл разряда). При этом ГАЭС вырабатывает и отдает электроэнергию в систему. Таким образом, функционально ГАЭС выполняет в энергосистеме роль аккумулятора огромной энергоемкости, запасающего и хранящего энергию в виде потенциальной механической энергии воды. Вследствие неизбежных потерь энергии в процессе её преобразования ГАЭС отдает в систему 70…75 % электрической энергии, получаемой ею из системы. Тем не менее, эти станции выгодны, поскольку аккумулируют более дешёвую, а иногда и "бросовую" электроэнергию в ночные часы, в период малой нагрузки системы, а отдают более дорогую энергию в часы "пик" нагрузки. ГАЭС существенно улучшают технические условия работы тепловых и атомных электростанций и позволяют снизить их удельный расход топлива на выработку 1 кВтч электроэнергии. ГАЭС обычно строят около мощных тепловых и атомных электростанций.
Насосные станции (НС) – это ГЭУ, которые предназначены для перекачки воды с низких отметок на высокие и для перемещения воды в удалённые пункты. На НС устанавливаются насосные агрегаты, у которых на одном валу находится насос и электрический двигатель. НС является потребителем электрической энергии.
НС имеют большое распространение. Они применяются для коммунально-бытового и промышленного водоснабжения, для водоснабжения тепловых электростанций, в ирригационных системах для подачи воды на поля, расположенные на высоких отметках или в удаленных районах, на судоходных каналах, пересекающих высокие водоразделы, и т. д.
2.3. Гидравлические основы гидроэнергетики
Полная механическая энергия воды, т.е. сумма её потенциальной и кинетической энергий, называется гидравлической энергией. Гидравлическая энергия водных ресурсов, выраженная в киловаттах среднегодовой мощности или киловатт-часах энергии, определяет запасы гидроэнергетических ресурсов. Водные и гидроэнергетические ресурсы являются фундаментом всей гидроэнергетики.
Гидроэнергетика широко использует положения гидравлики, изучающей законы равновесия и механического движения жидкости. Ниже приведём основные необходимые в дальнейшем положения гидравлики и на их основе рассмотрим методику практического подсчёта гидроэнергетических ресурсов рек.
Неподвижная жидкость. Пусть имеется некоторый сосуд, наполненный водой. Внешнее давление – . Сосуд располагается над условной плоскостью сравнения О - О (рис. 2.4). Поверхность воды в сосуде находится относительно плоскости сравнения на высоте z0. Возьмём в жидкости произвольную точку А, находящуюся на глубине h и на расстоянии z от плоскости О - О. Тогда полное гидростатическое давление p в точке А определяется по основному уравнению гидростатики:
, (2.1)
где – внешнее давление, действующее на свободную поверхность жидкости, Па; – плотность жидкости, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2.
Рис. 2.4. Схема к определению гидростатического напора
Произведение есть избыточное давление (по отношению к ), или давление столба жидкости над точкой А. Если внешнее давление равно атмосферному, то избыточное давление называется манометрическим.
Из рис.2.4 видно, что h = z0 - z. Тогда (2.1) можно преобразовать:
,
. (2.2)
В (2.2) величина называется пьезометрической высотой. При нулевом значении внешнего давления она соответствует высоте столба жидкости над данной точкой. Из последнего соотношения следует, что сумма пьезометрической и геометрической высот для любой точки неподвижной жидкости является величиной постоянной и определяется внешним давлением и положением поверхности жидкости. Данная сумма имеет свое название – гидростатический напор: Hc = + z. Величина гидростатического напора выражается в метрах. Произведение mgHc, где m – масса какого-либо элемента жидкости, характеризует потенциальную энергию этого элемента, равную механической работе, которую он может совершить при переходе на плоскость сравнения. В соответствии с (2.2) потенциальная энергия для любых точек неподвижной жидкости одинакова.
Жидкость в состоянии движения. Состояние жидкости, находящейся в движении, определяется давлениями и скоростями во всех точках потока. Картина скоростей в каждый данный момент времени и в пространстве называется полем скоростей, а картина давлений – полем давлений.
Различают движение установившееся и неустановившееся. Если скорость и давление в каждой точке пространства, заполненного движущейся жидкостью, не изменяются во времени, движение называется установившимся, то есть скорость v и давление p являются только функциями координат:
v = v(x,y,z),
p = p(x,y,z).
Установившееся движение может быть равномерным и неравномерным. Равномерное движение соответствует случаю, когда на рассматриваемом участке потока сохраняются постоянными площадь поперечного сечения потока и его скорость v. Если данные условия не соблюдаются, то движение будет неравномерным.
Для неустановившегося движения поля скоростей и давлений в каждой точке потока изменяются со временем t:
v = v(x,y,z,t),
p = p(x,y,z,t).
Потоки жидкости часто характеризуют усредненными по сечению параметрами. При этом пользуются следующими понятиями:
площадь живого сечения , м2, – это площадь поперечного сечения потока жидкости;
расход потока Q, м3/с, – объём жидкости, протекающей через поперечное сечение потока в единицу времени;
сток потока W, м3, – суммарный объём жидкости, прошедший через поперечное сечение потока за какое-либо время t (W =Q t );
средняя скорость потока v, м/с, определяется как v = Q/ .
Из определения средней скорости потока следует, что
.
Если поток жидкости не имеет дополнительных каналов притока или потерь, то расход жидкости в каждом его сечении постоянен, то есть
. (2.3)
Индексы 1 и 2 соответствуют номеру сечения потока. Уравнение (2.3) называется уравнением неразрывности потока и является первым основным уравнением гидродинамики. Из него следует, что
,
то есть средние скорости в поперечных сечениях обратно пропорциональны площадям этих сечений.
Вторым основным уравнением гидродинамики является уравнение, устанавливающее зависимость между скоростью и давлением в различных сечениях потока жидкости.
Рассмотрим поток идеальной жидкости в потенциальном поле Земли (рис. 2.5). Для идеальной жидкости диссипативные потери энергии при движении отсутствуют. В связи с этим полная механическая энергия какой-либо выделенной части жидкости потока, равная сумме потенциальной и кинетической энергий (Э = mgHc + mv2/2), в каждом сечении потока сохраняется:
Э = mgHс1 + mv12/2 = mgHc2 + mv22/2. (2.4)
Здесь m – масса выделенной части жидкости; g ускорение свободного падения. Разделив выражение (2.4) на mg и учитывая определение Hc, получим
Э/mg = . (2.5)
Это уравнение носит название уравнения Бернулли. Здесь v12/2g и v22/2g - удельные кинетические энергии жидкости (скоростные напоры) в сечениях 1 и 2. Удельная энергия потока Э/mg (полная механическая энергия элемента жидкости потока весом 1 Н) имеет размерность длины (м), обозначается Hg и называется гидродинамическим напором. В соответствии с (2.5)
. (2.6)
Рис. 2.5. Схема потока жидкости и его
характеристики в сечениях 1 и 2
Из уравнения Бернулли следует, что гидродинамический напор в любом сечении потока жидкости постоянен. Это уравнение выражает для движущейся жидкости закон сохранения механической энергии и устанавливает важную зависимость между v, p и z.
Уравнение Бернулли, записанное в форме (2.5), справедливо лишь для идеальной жидкости и при отсутствии потерь на трение. Для реальных потоков с учётом неравномерности распределения скоростей по площади живого сечения и потерь напора Hg, связанных с работой сил трения, уравнение Бернулли записывается следующим образом:
, (2.7)
где – коэффициент Кориолиса (обычно = 1,045 – 1,1); – величина потери гидродинамического напора на участке между сечениями 1 и 2.
Разновидности уклонов. Для характеристики изменения гидродинамического напора и его составляющих вдоль потока жидкости на каком-либо участке 1-2 длиной l служат понятия о трёх разновидностях уклонов:
геометрический уклон – характеризует геометрический уклон потока относительно плоскости сравнения;
пьезометрический уклон – характеризует изменение давления вдоль потока;
гидравлический уклон – характеризует величину изменения гидродинамического напора на единице длины потока.
Понятия об уклонах широко используются в различных водохозяйственных и водноэнергетических задачах.
2.4. Гидроэнергетические ресурсы речного стока
Гидроэлектростанция является промышленным предприятием по производству электроэнергии. Сырьем в данном производстве являются гидроэнергетические ресурсы реки, которые обычно характеризуются гидравлической энергией и мощностью водотока.
Механическая энергия воды, текущей под действием силы тяжести в русле реки в направлении с более высокой на более низкую геодезическую отметку, может быть преобразована ГЭС в другие виды энергии. Максимально возможная величина механической энергии воды какого-либо участка реки, которая может быть преобразована за некоторое время t в другие виды энергии на этом участке, называется гидравлической энергией данного участка реки. Максимальная скорость, с которой указанное преобразование гидравлической энергии может осуществляться, называется мощностью водотока данного участка реки.
Рассмотрим участок реки между живыми сечениями 1 и 2 (см. рис. 2.5). Поскольку у потока со свободной поверхностью сумма геометрической и пьезометрической высот (т.е. гидростатический напор) для любой точки сечения есть величина постоянная, высоту и давление в потоке будем характеризовать уровнем над плоскостью сравнения и давлением свободной поверхности воды. Механическая энергия воды, протекающей через сечение 1 за время t, равна
Э1 = m1gHg1 = 1v1tgHg1 = gQ1Hg1t. (2.8)
Аналогично механическая энергия воды, протекающей через сечение 2 за то же время t, равна
Э2 = m2gHg2 = 2v2 t gHg2 = gQ2Hg2 t. (2.9)
Здесь m1 и m2 – массы воды, протекающей соответственно через сечения 1 и 2 за время t. Таким образом, в участок реки 1-2 через сечение 1 за время t вносится энергия Э1, а выносится через сечение 2 за то же время энергия Э2. При на участке реки происходит потеря энергии или ее накопление в количестве, равном разности энергий Э1 и Э2 (Э1-2). Если на рассматриваемом участке нет каких-либо дополнительных притоков или потерь воды, то с учётом условия неразрывности потока за время t через сечение 2 пройдет такое же количество воды, как и через сечение 1, а Q1=Q2=Q. При этом максимальная величина разности Э1-2 характеризует величину энергии, которую рассматриваемый участок способен отдать за время t, то есть гидравлическую энергию данного участка реки.
Найдём разность Э1-2:
Э1-2 = Э1 - Э2 = gQ (Hg1 - Hg2 ) t = gQ H1-2 t, (2.10)
где H1-2 = Hg1 - Hg2 – потеря гидродинамического напора на участке реки 1-2. Учитывая, что плотность воды = 1000 кг/м3 , а g = 9,81 м/с2, получим величину энергии Э1-2 за время t, с, в джоулях:
Э1-2 = 9810.Q H1-2 t. (2.11)
Поскольку в электроэнергетике принято энергию выражать в киловатт-часах (кВт.ч), то
Э1-2 = 9,81.Q H1-2 t /3600 = W.H1-2 /367 = 0,00272 W.H1-2. (2.12)
Мощность потерь энергии водотока N1-2, кВт, при этом определяется как:
. (2.13)
Найдем теперь максимально возможные значения Э1-2 и N1-2. Расход Q обуславливается возможностями речного стока и в пределах участка 1-2 постоянен. Поэтому максимальные значения Э1-2 и N1-2 достигаются при максимуме H1-2. Проанализируем выражение для H1-2:
H1-2 = Hg1 - Hg2 = (z1 - z2 ) + (p1 - p2 )/g + (v12 - v22 )/2g. (2.14)
Величина первого слагаемого определяется рельефом местности. Для участков протяженностью около 100 км его значение имеет порядок от единиц до десятков метров. Второе и третье слагаемое выражения достигают максимума при p2 = 0 и v2 = 0. В то же время для открытых речных водотоков давления p1 и p2 приблизительно равны и равны атмосферному давлению. Поэтому второе слагаемое с большой точностью равно нулю. Скоростной напор v12/2g для характерной скорости потока воды v11 м/с имеет величину приблизительно 5 см и на практике обычно значительно меньше величины первого слагаемого. В связи с этим для практических расчётов принимается, что максимальная величина H1-2 протяжённых участков реки равна
H1-2 z1 - z2. (2.15)
Обычно значение H1-2, полученное из (2.15), называют геометрическим напором участка реки 1-2. Таким образом, выражения (2.12) и (2.13) с учётом (2.15) определяют гидравлическую энергию и мощность водотока участка реки.
Следует заметить, что для свободнопоточных микро ГЭС, интерес к которым в последние годы возрастает, основной вклад в напор H1-2 в (2.14) даёт третье слагаемое, поскольку из-за отсутствия плотины z1 z2. В связи с этим при проектировании их конструкции стремятся максимально сконцентрировать скоростной напор водного потока на рабочем колесе установки.
Мощность водотока, вычисленная по формуле (2.13), не полностью превращается на ГЭС в полезную электрическую мощность, поскольку при преобразовании энергии неизбежны потери (потери в водоприемнике, водоводах, турбине, генераторе). Суммарное значение КПД ГЭС меньше 1. С учётом сказанного полезная электрическая мощность ГЭС , кВт, и выработка ею электроэнергии , кВт. ч, за период работы T определяются выражениями:
, (2.16)
, (2.17)
где – разность уровней воды в метрах перед и за плотиной (напор на ГЭС); период времени T измеряется в часах.
В естественных условиях полная энергия водного потока реки уменьшается вдоль русла, в основном, вследствие работы сил внутреннего трения между частицами воды и работы сил трения между потоком и руслом и, таким образом, расходуется на поддержание экологического состояния реки.
При рассмотрении вопроса о гидроэнергетических ресурсах различают следующие понятия:
1) валовой теоретический (брутто) гидроэнергетический потенциал, или потенциальные гидроэнергетические ресурсы, рассматривается в двух видах:
гидроэнергетический потенциал поверхностного стока, учитывающий полную сумму механической энергии всех стекающих вод на территории данного района, страны или отдельного речного бассейна;
гидроэнергетический потенциал речного стока, учитывающий полную теоретическую сумму энергии только речного стока;
2) технический гидроэнергетический потенциал, или технически возможные к использованию гидроэнергетические ресурсы, – это та часть валового теоретического гидропотенциала речного стока, которая по состоянию современного технического уровня развития гидроэнергетического строительства может быть использована или уже используется (ориентировочно в настоящее время он составляет 24-52 % от теоретического потенциала);
3) экономически эффективная часть гидроэнергетических ресурсов, или экономические гидроэнергетические ресурсы, – это та часть гидроэнергетических ресурсов, использование которой является экономически оправданным.
Данные о гидроэнергетическом потенциале речного стока являются отправными при анализе экономической эффективности его использования.
На практике гидроэнергетические ресурсы обычно характеризуются двумя параметрами: суммарной мощностью стока и суммарным годовым запасом гидроэнергии. Для речных стоков потенциальные гидроэнергоресурсы оцениваются по приведенной ниже методике.
Для водотоков длиной более 100 км широко используется метод "линейного учёта", который заключается в том, что река делится на ряд участков и для каждого участка отдельно определяется мощность N, кВт, по формуле
, (2.18)
где и – расходы воды в реке соответственно в начале и в конце участка, м3/с; H – падение реки (геометрический напор) на данном участке, м. Потенциальные запасы гидроэнергии участка реки Э, кВт.ч, определяются исходя из 8760 час (365 суток) использования потенциальной энергии по формуле
. (2.19)
Исчисление проводится по реке, без притоков, путём суммирования показателей гидроэнергетических ресурсов по отдельным участкам – от истока и до устья, а гидроэнергоресурсы притоков подсчитываются таким же образом отдельно.
Для подсчётов потенциальных гидроэнергетических ресурсов реки методом линейного учёта существенное значение имеет правильное разделение реки на расчётные участки. Разделение на участки осуществляется с учётом уклонов реки, створов впадения её крупных притоков и соответствующего увеличения стока, а также в зависимости от наиболее выгодных створов по топографическим, геологическим и технико-экономическим условиям. Число участков должно быть достаточным, чтобы выполненные подсчёты дали возможно более точное значение суммарной мощности для всей реки. Вместе с тем в целях избегания излишнего дробления реки на участки и уменьшения числа расчётов следует назначать опорные точки, определяющие собой границы участков, в основном, сообразуясь с нарастанием расходов воды по высоте падения реки и наличием гидрологической информации. Особенно большое значение имеет правильное разделение на участки рек, верховья которых характеризуются значительными падениями, но малыми расходами воды. Для этих рек следует точнее назначать границы верхних участков, что гарантирует подсчёты от преувеличения суммарной мощности рек. Число расчётных участков назначается в зависимости от протяжённости и особенностей продольного профиля реки. Для крупных рек в целях более подробного освещения распределения потенциальных запасов гидроэнергии по длине реки число расчётных участков принимается примерно 15…20 и более, для небольших рек – 4…8 и для самых малых рек – 2…4.
Для водотоков длиной менее 100 км суммарные мощность N, кВт, и энергия Э, кВт.ч, могут быть вычислены упрощённым способом по формулам:
, (2.20)
Э, (2.21)
где – расход в устье реки, м3/с; падение реки от истока до устья, м; – коэффициент, равный 0,4 .
В подсчётах величины гидроэнергетических ресурсов исключительно большое значение имеют исходные данные: а) картографические – для определения длины, площади водосбора и падения реки, б) гидрологические – для определения среднегодовых значений расходов реки на всём её протяжении.
Рис.2.6. Среднемноголетний годовой
гидрограф реки.
Все подсчёты обычно выполняются для среднемноголетнего значения стока реки. При водохозяйственном проектировании гидроузлов дополнительно проводятся расчёты для маловодных и многоводных лет, а также для лет с обеспеченностью стока в 50 и 95 % и такой же обеспеченностью годовой выработки электроэнергии. Связано это с тем, что расходные параметры рек меняются не только в течение одного года, но и год от года. Проектируемые же гидроузлы должны обеспечивать ожидаемые технические параметры за весь срок их службы. На рис. 2.6 для иллюстрации неравномерности годового стока представлен типовой для восточно-европейских рек среднемноголетний годовой гидрограф (внутригодовое распределение среднемноголетнего стока реки) в относительных единицах , где – средний за многолетний период наблюдения расход воды для конкретного времени года, – среднемноголетний расход воды для всего года. Отличие водности одного года от другого обычно характеризуют величиной модульного коэффициента стока , т.е. отношением среднего расхода реки в определённый год к среднемноголетнему.
2.5. Схемы концентрации напора
Как следует из вышеизложенного, для работы мощной электростанции необходимо использовать участок реки, обладающий большим напором. В естественных условиях концентрированные в определенном месте напоры встречаются редко. Равнинные реки обычно имеют геометрический уклон 5…10 см/км, а горные – 5…10 м/км. В связи с этим необходимые значения напоров соответствуют достаточно длинным участкам. Строить ГЭС, протяженную по всему используемому участку реки, неразумно. Поэтому требуемые для ГЭС напоры обычно создают искусственно в местах (створах рек), удобных для строительства гидротехнических сооружений.
Существуют два основных способа концентрации напора: с помощью плотины и по деривационной схеме1.
Плотинный способ предусматривает сооружение плотины, перегораживающей в выбранном створе русло реки (рис. 2.7). В результате создаётся разность уровней воды с верховой и низовой по течению сторон плотины. Образующееся при этом с верховой стороны водохранилище носит название верхнего бьеф2, а часть реки, примыкающей к плотине с низовой стороны, носит название нижнего бьефа. За счёт формы кривой подпора в верхнем водохранилище напор на ГЭС HГЭС бывает несколько меньше напора на используемом участке реки H1-2:
Hгэс = H1-2 H. (2.22)
Величина H представляет собой невосполнимую потерю напора.
Верхний уровень воды в водохранилище, при котором оборудование ГЭС и её сооружения работают длительное время в оптимальном режиме с соблюдением установленных запасов надёжности, носит название нормального подпорного уровня (НПУ). На схемах гидроузлов значения характерных уровней обычно указываются относительно плоскости сравнения О-О, совмещенной с уровнем мирового океана. При этом перед значением отметки уровня ставится значок , а загромождающие схему стрелки с размерами, как на рис. 2.7, не наносятся.
При регулировании стока водохранилищем его уровень может снижаться до так называемого уровня мертвого объема (УМО), ниже которого напор на ГЭС не соответствует техническим требованиям основного оборудования. Разность между полным (при НПУ) и мертвым (при УМО) объёмами составляет полезный объём водохранилища Vпол.
При пропуске максимальных расходов воды (обычно в половодье) допускается кратковременное повышение уровня воды в водохранилище сверх НПУ до отметки, называемой форсированным подпорным уровнем (ФПУ).
Рис. 2.8. Деривационная схема концентрации напора: а – вид гидроузла сверху;
б – вид гидроузла сбоку; 1 – плотина; 2 – водоприемник; 3 – деривация; 4 – здание ГЭС; 5 – уравнительный резервуар; 6 – турбинный трубопровод
Рис. 2.7. Плотинная схема концентрации напора
Деривационная схема концентрации напора обычно применяется на горных реках с большими уклонами (рис. 2.8). Плотина 1 создаёт небольшой подпор и сравнительно малое водохранилище, из которого через водоприёмник 2 вода направляется в деривацию 3, представляющую собой искусственный водовод, выполненный в виде открытого канала или туннеля (для безнапорной деривации) или закрытого трубопровода (для напорной деривации). Вода из деривации поступает по напорным трубопроводам 6 к турбинам ГЭС 4.
Таким образом, напор создается не плотиной, а деривацией. Если деривация напорная, то в конце её для смягчения возможных при нестационарных режимах гидравлических ударов сооружается уравнительный резервуар 5. Напор для деривационной ГЭС, как и при плотинной схеме, меньше напора используемого участка реки, что связано с его потерями в деривации и напорном трубопроводе.
2.6. Состав и компоновка основных сооружений ГЭС
Гидроэлектростанции являются составной частью электроэнергетических систем, а во многих случаях и водохозяйственных систем. Они представляют собой комплекс сооружений и оборудования, при помощи которых осуществляются концентрация напора участка реки в удобных для строительства ГЭС створах, регулирование речного стока и преобразование механической энергии воды в электрическую.
Состав и компоновка сооружений ГЭС определяются схемой концентрации напора. Как уже отмечалось, существуют два принципиально разных способа концентрации напора: плотинный и деривационный. Рассмотрим здесь основные сооружения ГЭС на примере плотинного способа.
Рис. 2.9. Схемы компоновки сооружений русловой со шлюзом (а) и приплотинной без шлюза (б) ГЭС: 1 шлюз; 2 бетонная плотина; 3 здание ГЭС;
4 водоприемник; 5 глухая бетонная плотина; 6 турбинные трубопроводы
Основными сооружениями ГЭС, выполненными по плотинной схеме, являются плотины и здания ГЭС. При напоре ориентировочно до 30 м здание ГЭС размещается в одном створе с плотиной. Вместе с плотиной оно воспринимает напор реки. Такие ГЭС называются русловыми. При напоре, превышающем 30 м, здание ГЭС размещается, как правило, за плотиной в нижнем бьефе и не воспринимает напор, а станции носят название приплотинных. Для обоих типов ГЭС при комплексном назначении гидроузла в него включаются сооружения неэнергетических участников гидротехнического комплекса, а их компоновка в значительной степени зависит от типа плотины и величины напора. На рис. 2.9 показаны характерные схемы компоновки сооружений русловой и приплотинной ГЭС с бетонными плотинами. Для ГЭС с бетонными плотинами обычно водоприемник, турбинные водоводы (трубопроводы) и водосбросы в отличие от ГЭС с грунтовыми плотинами устраиваются совмещенными с плотиной.
2.7 Плотины и водохранилища ГЭС
Естественный режим речного стока отличается крайней неравномерностью. На равнинных реках, например, в период весеннего паводка (1,5…3 мес.) проходит до 60…70 % годового стока. В то же время энергопотребление у ГЭС существенно при этом не меняется. Использование речного стока гидроэлектростанцией в течение суток осуществляется также неравномерно. Так, если в течение суток график нагрузки ГЭС отличается крайней неравномерностью, то приточность на протяжённом участке равнинных рек за это время почти неизменна. Кроме того, необходимый для работы ГЭС напор обычно распределен вдоль определенного участка реки, а сооружения ГЭС располагаются в конкретном створе реки. Таким образом, постоянно существуют противоречия между естественным временным и территориальным распределением стока и режимом его потребления ГЭС.
Для устранения указанных противоречий необходимо перераспределить естественный сток и во времени, и по территории. Такое перераспределение достигается с помощью водохранилищ. В водохранилищах задерживается избыточный естественный приток, когда он превышает спрос потребителей, и расходуется, когда этот спрос больше притока. Кроме того, необходимый напор при этом концентрируется непосредственно в створе ГЭС. Конечная цель регулирования речного стока водохранилищами заключается в увеличении гарантированной мощности ГЭС и количества вырабатываемой ею электроэнергии за счёт снижения влияния неоптимального для ГЭС гидрологического режима реки за регулируемый период.
Плотина является главнейшим сооружением гидроузла и предназначена для создания напора на ГЭС, водохранилища и регулирования стока. Все плотины делятся на две основные группы, отличающиеся друг от друга используемым материалом: 1) плотины бетонные и железобетонные, 2) плотины грунтовые (земляные, каменно-набросные и каменно-земляные). Бетонные и железобетонные плотины по конструктивным признакам делятся на гравитационные, арочные и контрфорсные. Схемы конструкций некоторых разновидностей плотин показаны на рисунках 2.10 – 2.13.
Гравитационные плотины (рис. 2.10). Отличительным признаком гравитационных плотин является их массивность. Большие массы и значительные силы сцепления (трения) по основанию позволяют возводить их на любых грунтах. При высоте до 40 м плотины могут быть сооружены даже на песчаном основании, а на скальном основании их высота может достигать 300 м. По возможности пропуска воды такие плотины могут быть глухими (рис. 2.10 а), то есть не допускающими перелива воды через свой гребень, и водосливными. Последние выполняются с поверхностными (водосливными) (рис. 2.10 б) или заглублёнными (донными) отверстиями для пропуска воды. Для глухих плотин, часто используемых в горных ущельях, сброс излишней воды осуществляется в обход плотины по поверхностному или туннельному водосбросу. В теле бетонных плотин обычно устраиваются продольные галереи (потерны), предназначенные для контроля фильтрации воды через тело плотины.
|
Рис. 2.10. Гравитационные плотины: а глухая; б водосливная |
Рис. 2.11. Арочная плотина: а вид сбоку; б вид сверху |
|
Рис. 2.12. Контрфорсная плотина: 1 железобетонная плита; 2 балки жесткости; 3 – контрфорсы |
Рис. 2.13. Земляная плотина с ядром: 1 бетонная плита; 2 берма; 3 ядро; 4 дренажная призма |
Арочные плотины (рис. 2.11). Арочные плотины представляют собой свод, очерченный в плане в виде дуги, упирающейся своими концами в скальные берега, которые и воспринимают основную часть давления воды на плотину со стороны верхнего бьефа. Высота таких плотин может достигать 300 м. В то же время бетона в ней меньше, чем в равноценной по высоте гравитационной. Плотины обычно содержат специальные водосбросы.
Контрфорсные плотины (рис.2.12). Контрфорсные плотины выполняются в виде железобетонных рёбер (контрфорсов), на которые со стороны верхнего бьефа наклонно укладываются железобетонные плиты 1, воспринимающие давление воды. Контрфорсы 2 скрепляются между собой балками жёсткости 3, образуя по фронту отдельные пролёты. Высота крупных контрфорсных плотин превышает 100 м (Зейская ГЭС 115 м).
Земляные плотины (рис. 2.13). Земляные плотины бывают насыпными и намывными. Насыпные устраиваются путём отсыпки в виде горизонтальных слоёв небольшой толщины с последующим уплотнением укаткой или трамбовкой и увлажнением уплотняемого грунта. Намывные земляные плотины строятся методами гидромеханизации, сводящимися к подаче размытого в карьере разжиженного грунта к месту укладки насосами по трубопроводам или самотеком по трубам или лоткам. Верховой откос земляной плотины для защиты от воздействия волн и льда укрепляется в пределах изменения уровня воды бетонными плитами 1 или камнем. Низовой откос со стороны нижнего бьефа укрепляется дёрном и снабжается в некоторых случаях горизонтальной площадкой 2, называемой бермой, которая служит для защиты откоса от смыва грунта водой. Если земляная плотина сооружается из сильноводопроницаемых грунтов, то для уменьшения фильтрации устраиваются преграды в виде экрана или ядра 3 из маловодопроницаемого грунта, например, глины. Для задержания выноса мелких частиц грунта при фильтрации воды через тело плотины на всех земляных плотинах со стороны нижнего бьефа устраиваются так называемые дренажные призмы 4. Земляные плотины имеют очень широкое распространение. Их строят, как правило, глухими. Высота их достигает 100 м и более.
Каменно-набросные плотины. Каменно-набросные плотины сооружаются путем наброски в русло реки с некоторой высоты камня различных размеров. По мере роста плотины каменная наброска уплотняется струей воды под давлением, а также специальными катками и вибраторами. Водонепроницаемость таких плотин достигается путём устройства экрана из железобетона со стороны верхнего откоса, укладываемого на специальную подэкрановую каменную кладку. Каменно-набросные плотины сооружаются, как правило, глухими. Высота их достигает 300 м.
Каменно-земляные плотины. В каменно-земляных плотинах большая часть их тела выполнена из каменных материалов, а противофильтрационное устройство из маловодопроницаемого грунта. Высота их достигает 300 м и более.
На ГЭС по экономическим соображениям с учётом требований надежности часто применяют комбинированные плотины различных типов.
2.8. Здания ГЭС
Конструкцию и компоновку здания ГЭС определяют природные условия, схема концентрации напора, величина напора, тип и параметры гидроагрегатов, трансформаторов и вспомогательного оборудования. Тип и конструкция здания должны быть экономически и технически обоснованы и в то же время должны обеспечивать надёжную работу оборудования и удобные условия эксплуатации.
Характерную компоновку и расположение основного оборудования станции рассмотрим на примере здания приплотинной ГЭС (рис. 2.14).
Основными элементами компоновки здания являются: машинный зал 1, генератор 2, спиральная камера с турбиной 3, отсасывающая труба 4, турбинный трубопровод 5, водоприёмник 6, решётка 7, плоский (щитовой) затвор 8, подъёмный механизм затвора 9, провода на подстанцию 10, мостовой кран 11. Вода поступает в водоприемник и затем по трубопроводу направляется в турбинную камеру. Проходя через рабочее колесо турбины, вращает его и через отсасывающую трубу выходит в нижний бьеф. Рабочее колесо соединено валом с ротором генератора. При вращении рабочего колеса турбины ротор также вращается. Генератор при этом выдаёт в нагрузку электроэнергию.
Рис. 2.14. Здание приплотинной ГЭС
Решётка 7 предназначена для очистки воды от различных предметов, способных повредить турбину. Место перед решёткой регулярно очищается. Затвор 8 позволяет перекрывать турбинный трубопровод при ремонте турбины и наполнении водохранилища. Обычно на ГЭС устанавливается не менее двух-трёх одинаковых гидроагрегатов.
Общим элементом для всех типов зданий ГЭС является монтажная площадка, которая размещается обычно в конце здания у берега и обслуживается теми же кранами, что и машинный зал (на рис. 2.14 не показана). На уровне пола монтажной площадки делается подъездной путь для доставки оборудования в машинный зал.
Кроме того, в здание ГЭС размещается ряд вспомогательных помещений: оперативно-производственные, производственные, административно-хозяйственные, бытовые. К оперативно-производственным помещениям относят помещения электрических распределительных устройств генераторного напряжения, собственных нужд переменного и постоянного тока, пульта управления и др.
В здании ГЭС размещается также большое количество различных вспомогательных устройств. В их число входят: устройства технического водоснабжения и пожаротушения генераторов, осушения спиральных камер и отсасывающих труб, масляного хозяйства, дренажные устройства, контрольно-измерительная аппаратура и др.
2.9. Классификация гидротурбин
Гидравлической турбиной называется двигатель, преобразующий механическую энергию движущейся воды в механическую энергию вращения рабочего колеса двигателя.
Для потока жидкости удельная энергия потока на входе в рабочее колесо гидротурбины , м, равна
, (2.23)
а на выходе рабочего колеса
. (2.24)
Здесь z1 и z2 высоты расположения входа и выхода рабочего колеса турбины относительно плоскости сравнения; p1, p2, v1, v2 давления и скорости потока жидкости на его входе и выходе соответственно. Величина удельной энергии, отданной потоком рабочему колесу турбины гидроагрегата (напор, используемый в агрегате), равна разности удельных энергий потока до и после рабочего колеса:
= Hg1 - Hg2 = (z1 - z2 ) + (p1 - p2 )/g + (v12 - v22 )/2g . (2.25)
В (2.25) слагаемое (z1 - z2) характеризует так называемую удельную энергию положения потока, слагаемое (p1 - p2)/g удельную энергию давления, слагаемое (v12 - v22)/2g удельную кинетическую энергию. Удельные энергии положения и давления составляют вместе удельную потенциальную энергию, отданную потоком жидкости в агрегате. В зависимости от того, какие из трёх слагаемых выражения (2.25) доминируют при работе турбины, различают активные и реактивные классы турбин.
В активных турбинах используется только кинетическая энергия потока жидкости. В таких турбинах z1 = z2, p1 = p2. Для достижения высокого КПД практически весь напор на ГЭС преобразуется перед рабочим колесом в скоростной напор потока. Непосредственно перед рабочим колесом турбины поток воды достигает максимально возможной скорости. В класс активных турбин входят ковшовые, наклонно-струйные турбины и турбины двойного действия. На ГЭС основное распространение получили ковшовые турбины.
В реактивных турбинах хотя бы частично используется и потенциальная энергия потока. Для них (z1 - z2 ) + (p1 - p2 )/g > 0 . Процесс преобразования энергии на рабочем колесе происходит с избытком давления. В рабочем колесе реактивной турбины используется и кинетическая энергия потока. Класс реактивных турбин в зависимости от конструкции рабочего колеса делится на следующие системы: радиально-осевые, пропеллерные, поворотно-лопастные и диагональные.
2.10. Активные гидротурбины
Рис. 2.15. Ковшовая турбина:
а – схема установки турбины; б – общий вид рабочего колеса
В качестве представителя класса активных гидротурбин рассмотрим здесь наиболее распространенную ковшовую турбину с основными элементами конструкции (рис.2.15). Главными составными частями ковшовой турбины являются рабочее колесо, сопло и игла с регулирующим механизмом.
Вода из верхнего бьефа подводится трубопроводом к рабочему колесу, выполненному в виде диска и закрепленному на валу турбины. Колесо вращается в воздухе. По окружности колеса равномерно расположены ковшеобразные лопасти (ковши). Чтобы максимально преобразовать кинетическую энергию воды в механическую энергию вращения рабочего колеса, ковши выполняют эллиптической формы. На эллиптических частях ковша вода меняет свое направление на 180 и сходит с них с очень малой скоростью.
Формирование струи, придание ей необходимой скорости и преобразование энергии подводимой трубопроводом воды в кинетическую производится с помощью сопла 1, в котором помещается игла 2 для регулирования расхода и мощности турбины. При перемещении иглы изменяется выходное сечение струи и тем самым её расход. Скорость перемещения иглы ограничена из-за опасности возникновения гидравлического удара. Для исключения появления гидравлического удара закрытие иглы идет медленно, в течение 20…40 с. В случае необходимости быстрого снижения мощности используется отклонитель струи, который за 2…3 с отводит струю от лопаток.
У ковшовых турбин лопасти рабочего колеса испытывают переменную нагрузку. В связи с этим возникают усталостные явления в металле, приводящие к расслаблению крепления. В настоящее время стали применять цельнолитые и сварнолитые рабочие колёса с повышенной надёжностью.
Конструктивно ковшовые турбины могут различаться по расположению вала (вертикальные и горизонтальные), по числу сопел и рабочих колёс на одном валу.
Ковшовые турбины, диаметр рабочего колеса которых достигает 7,5 м, используются в диапазоне напоров 300…2000 м и имеют мощность до 200 МВт. КПД таких турбин составляет 88…91 % .
2.11. Реактивные гидротурбины
Рис. 2.16. Схема реактивной гидротурбины
Реактивные гидротурбины получили на ГЭС наибольшее распространение вследствие ряда достоинств. Они имеют высокий КПД, обладают относительно большим числом оборотов, могут использоваться для широкой шкалы напоров и мощностей, их конструкция хорошо компонуется со зданием ГЭС.
Конструкция реактивной гидротурбины (рис. 2.16) включает в себя: турбинную (спиральную) камеру 1, статор 2, направляющий аппарат 3, рабочее колесо 4 и отсасывающую трубу 5. Характерные особенности каждой из систем реактивных турбин заключаются, в основном, в особенностях конструкции их рабочих колес.
Рис. 2.17. Статор турбины:
1, 2 верхнее и нижнее кольца
статора; 3 колонны
Турбинная камера. Вода из верхнего бьефа поступает в турбинную камеру по трубопроводу. В ней происходит формирование осесимметричного потока воды, который затем проходит через направляющий аппарат турбины. При такой форме потока обеспечивается его равномерное распределение по окружности рабочего колеса и более эффективный отбор мощности. Вода, поступающая на рабочее колесо с любого направления, имеет равную скорость и начальную вихревую закрутку. Чаще всего турбинная камера выполняется в виде спирали и имеет название спиральной камеры. При напорах менее 40 м спирали выполняются бетонными таврового сечения. При более высоких напорах – металлическими (сварными или литыми) круглого сечения.
Статор турбины (рис. 2.17) служит для передачи нагрузки от вращающихся частей агрегата, осевого усилия воды и конструкций здания электростанции над спиралью на фундамент ГЭС. Обычно статор выполняется в виде двух колец специальной формы, между которыми установлены металлические колонны. Число колонн, их расположение и форма определяются условиями необходимой прочности и обтекания.
Рис. 2.18. Направляющий аппарат:
1 регулирующее кольцо; 2, 5 верхнее и нижнее кольца направляющего
аппарата; 3 рычаги; 4 серьги;
6 лопатки
Направляющий аппарат служит для подвода воды к рабочему колесу, регулирования расхода в соответствии с необходимой для генератора мощностью, закрытия доступа воды к рабочему колесу турбины при ее остановке и создания определенного направления (закрутки) потока. Конструкция направляющего аппарата (рис 2.18) состоит, в основном, из двух опорных колец и подвижных лопаток обтекаемой формы, размещенных между этими кольцами. Лопатки с помощью регулирующего кольца могут одновременно поворачиваться вокруг собственных осей на определенный угол, образуя одинаковые просветы величиной а0, называемые открытием направляющего аппарата. Число подвижных лопаток зависит от размеров турбины и колеблется от 12 до 32.
Рис. 2.19. Рабочее колесо радиально-осевой турбины
Рабочее колесо. На рабочем колесе происходит непосредственное преобразование энергии движущейся воды в механическую энергию вращения колеса. Для реактивных турбин характерны следующие признаки: 1) рабочее колесо располагается полностью в воде. Поток воды отдаёт энергию одновременно всем лопастям рабочего колеса; 2) перед рабочим колесом только часть энергии воды находится в кинетической форме. Остальная же часть энергии в потенциальной форме, соответствующей, в основном, разности давлений до и после колеса. Избыточное давление и разность уровней потока на входе и выходе из рабочего колеса приводят к увеличению его относительной скорости и тем самым к созданию реактивного давления потока на лопасти турбины. Изменение направления потока за счёт кривизны лопастей приводит к возникновению активного давления потока; 3) действие потока на лопасти рабочего колеса складывается из реактивного воздействия, возникающего из-за увеличения относительной скорости, и активного давления, возникающего из-за изменения направления потока.
Рассмотрим конструктивные особенности рабочих колес реактивных турбин различных систем.
Для конструкции радиально-осевых турбин (РО) (рис. 2.19) характерно то, что вода при входе на рабочее колесо движется в радиальной плоскости, а после рабочего колеса в осевом направлении. Рабочее колесо состоит из 9…21 лопастей сложной пространственной формы, неподвижно соединённых с верхним и нижним ободами. Радиально-осевые турбины используются при напорах от 30 до 600 м .
Рис. 2.20. Рабочие колеса осевых турбин: а пропеллерной;
б поворотно-лопастной; в двухперовой
Рабочие колеса осевых турбин (пропеллерные (Пр), поворотно-лопастные (ПЛ), двухперовые (рис. 2.20) располагаются в камере ниже направляющего аппарата. На лопасти поток поступает только в осевом направлении, из-за чего данные турбины получили название осевых. Рабочее колесо состоит из втулки с обтекателем и рабочих лопастей. Форма их похожа на форму гребного винта. Отличия осевых турбин заключаются, в основном, в форме лопастей. В поворотно-лопастных турбинах, кроме того, с целью поддержания высоких значений КПД в широком диапазоне изменения мощности нагрузки лопасти в процессе работы могут с помощью специальных механизмов поворачиваться вокруг своих осей. Осевые турбины применяются при напорах до 80 м.
Рис. 2.21. Рабочее колесо диагональной турбины
Диагональные турбины разработаны сравнительно недавно. Их КПД на 1,5…2 % выше, чем у осевых. Рабочее колесо (рис. 2.21) состоит из конусообразного корпуса с консольно прикрепленными к нему поворотными лопастями. Угол наклона оси поворота лопастей к вертикали находится в пределах от 30 до 60 и с увеличением напора уменьшается. Внутри корпуса рабочего колеса располагается механизм разворота лопастей. Вследствие наклонного расположения осей поворотных лопастей к оси турбины её проточный тракт получается как бы спрямленным по сравнению с обычной вертикальной машиной. Диагональные турбины применяются при напорах от 40 до 220 м.
Отсасывающая труба предназначена для отвода воды из рабочего колеса турбины в нижний бьеф, а также для повышения КПД гидротурбины за счёт более полного использования энергии водного потока. Для турбин кинетическая энергия потока за рабочим колесом составляет от 1,5 до 50 % её входной величины. При отсутствии отсасывающей трубы эта энергия теряется и общий КПД турбины, особенно быстроходной, мал.
Найдём напор на агрегате Hагр , т.е. удельную энергию потока воды, отданную агрегату, при наличии отсасывающей трубы (рис. 2.22). Гидродинамический напор на входе и выходе агрегата с учетом уравнения Бернулли можно представить
, (2.26)
. (2.27)
Здесь скорость потока на выходе из отсасывающей трубы; индексы "вх" и "вых" указывают на соответствие параметров потока воды входу и выходу агрегата.
С учётом (2.26) и (2.27) напор на агрегате
. (2.28)
Рис. 2.22. Схема ГЭС для расчета эффективности отсасывающей трубы
Из (2.28) следует, что при наличии отводящей трубы отданная потоком энергия не зависит от положения агрегата. Данное свойство очень существенно при проектировании компоновки ГЭС.
Для уменьшения потерь напора в (2.28) вследствие потери кинетической энергии выходящего из трубы потока (характеризуется в (2.28) членом ) отсасывающую трубу выполняют в виде расходящегося рупора. В соответствии с первым основным уравнением гидродинамики
, (2.29)
где и – площади сечений трубы на выходе агрегата и выходе отсасывающей трубы соответственно. Для расширяющейся отсасывающей трубы и в соответствии с (2.28) напор на агрегате больше, чем с трубой равного сечения.
Обычно для ГЭС с разницей уровней верхнего и нижнего бьефов до 25 м и 0,2…0,8 м. Поскольку величина существенно меньше разности , то в расчётах полагают
. (2.30)
Как уже отмечалось выше, напор на агрегате с отсасывающей трубой не зависит от положения агрегата. Однако уровень его поднятия ограничен явлением кавитации, которое заключается в закипании воды в области пониженных давлений (0,06…0,24 м водного столба) и последующей конденсацией паров в области более высокого давления с возникновением гидравлического удара.
Величина давления в трубе под агрегатом находится из (2.27):
. (2.31)
Здесь – атмосферное давление в метрах водного столба; – высота отсасывания; – динамическое разряжение, – коэффициент кавитации.
Понятие о коэффициенте кавитации было предложено Д. Томмом в 1924 г. По сути дела, коэффициент кавитации является коэффициентом пропорциональности между напором на ГЭС и разностью скоростных напоров на входе и выходе отсасывающей трубы. Данная пропорциональность объясняется тем, что, как известно из гидравлики, квадрат скорости истечения из трубы пропорционален напору потока жидкости в трубе:
, (2.32)
где k коэффициент пропорциональности для данной конструкции трубы и определённого режима истечения жидкости.
С учетом (2.29) и (2.32)
(2.33)
где является величиной постоянной для конкретной проточной части ГЭС и определённого режима работы гидроагрегата. Коэффициент кавитации определяется экспериментально при испытаниях моделей турбин.
Для исключения явления кавитации необходимо, чтобы давление на выходе агрегата было больше давления насыщенных паров воды . С учётом (2.31) для безкавитационного режима работы агрегата допустимая высота отсасывания должна определяться из условия:
. (2.34)
При температуре воды 25С = 33 кПа = 3300 Н/м2 и, соответственно, = 0,3 м. Для нормального атмосферного давления = 101 кПа = 101000 Н/м2 B = 10,3 м. Тогда выражение (2.34) в данных климатических условиях можно представить в виде
. (2.35)
Эта формула широко используется при выборе допустимого значения высоты отсасывания.
Найдём аналогично напор на агрегате при отсутствии отсасывающей трубы, учитывая, что , а :
(2.36)
Видно, что напор на агрегате без отсасывающей трубы меньше напора на агрегате с отсасывающей трубой на величину , т.е. на сумму величин поднятия агрегата над уровнем нижнего бьефа и динамического разряжения.
Для отсасывающей трубы применяется понятие КПД, которое определяется как отношение динамического разрежения, создаваемого отсасывающей трубой, к скоростному напору за рабочим колесом:
, (2.37)
где hп – гидравлические потери в отсасывающей трубе. Данный КПД характеризует увеличение используемого турбиной напора за счёт эффекта динамического разрежения для расширяющейся трубы.
У крупных вертикальных турбин в целях уменьшения заглубления машинного зала применяют изогнутые отсасывающие трубы (рис. 2.16), которые состоят из конического расходящегося патрубка, кольца и горизонтального раструба.
Вопросы для самопроверки
1. Деривация [лат. derivatio] отвод воды из русла реки обходным водоводом.
2. Бьеф [фр. bief] – участок реки между двумя плотинами или участок канала между двумя шлюзами.