Стартовая >> Архив >> Генерация >> Гидроэлектрические станции

Выбор агрегатов ГЭС - Гидроэлектрические станции

Оглавление
Гидроэлектрические станции
Введение
Гидравлическая энергия
Водные ресурсы и водохозяйственные комплексы
Водохозяйственные и энергетические комплексы
Состав сооружений и компоновка
Гидроэлектростанции с приплотинными зданиями
Деривационные гидроэлектростанции
Головные узлы, сооружения станционных узлов деривационных гидроэлектростанций
Использование технико-экономических показателей при проектировании
Водохозяйственные и водноэнергетические расчеты
Многолетнее регулирование стока
Диспетчерское регулирование
Водноэнергетические расчеты на основе балансового метода
Работа гидроэлектростанций в энергосистеме
Гидроаккумулирующие электростанции
Схемы гидроаккумулирующих электростанций
Особенности компоновок ГАЭС
Приливные электрические станции
Нетрадиционные источники гидравлической энергии
Волновые энергетические установки
Состав оборудования зданий
Выбор агрегатов ГЭС
Гидрогенераторы
Системы и устройства гидрогенераторов
Схемы главных электрических соединений
Повышающие трансформаторы
Схемы питания собственных нужд
Элегазовые подстанции
Средства измерения
Механическое оборудование
Сороудерживающие стержневые решетки и их очистка
Подъемно-транспортное оборудование
Масляное хозяйство
Пневматическое хозяйство
Система осушения проточной агрегатов
Служебные помещения здания станции
Подъездные пути
Русловые здания
Русловые здания совмещенного типа
Русловые здания с горизонтальными агрегатами
Водоприемники русловых зданий станций
Особенности приплотинных зданий станций
Здания деривационных станций
Подземные здания гидроэлектростанций
Размещение главных повышающих трансформаторов
Конструкции обделок подземных зданий
Полуподземные здания станций
Русловые здания малых ГЭС
Приплотинные здания и здания деривационных малых ГЭС
Элементы конструкций зданий
Конструкции и размеры надагрегатной части зданий станций
Температурные и осадочные швы
Монтажная площадка
Специальные вопросы гидравлики зданий
Элементы отводящего русла
Здания гидроаккумулирующих электростанций
Здания ГАЭС с двухмашинными агрегатами
Специальные типы агрегатов и зданий ГАЭС
Здания приливных электростанций
Водоприемники гидроэлектростанций
Работа, типы и конструкции безнапорных водоприемников
Отстойники гидроэлектростанций
Типы отстойников гидроэлектростанций
Деривационные каналы
Деривационные туннели
Напорные деривационные   трубопроводы
Технико-экономические расчеты деривационных водоводов
Напорные бассейны ГЭС
Бассейны суточного регулирования ГЭС и верхние бассейны ГАЭС
Напорные станционные водоводы
Конструкции стальных трубопроводов
Опоры свободно лежащих стальных трубопроводов
Железобетонные и сталежелезобетонные трубопроводы
Туннельные станционные водоводы
Неустановившиеся режимы работы гидроэлектростанций
Строительство, монтаж оборудования
Пусковой комплекс
Эксплуатация гидроэлектростанций
Проектирование гидроэлектростанций
Порядок выполнения и утверждения проектов гидроэлектростанций
Список литературы

ГЛАВА 11
ГИДРОТУРБИНЫ И ОБРАТИМЫЕ ГИДРОМАШИНЫ

ВЫБОР АГРЕГАТОВ ГЭС

Установленная мощность гидроэлектростанции определяется в результате водно-энергетических расчетов (см. гл. 6). Число агрегатов, а следовательно, и их единичная мощность выбираются в результате технико-экономического сопоставления вариантов с учетом режима работы и типа здания ГЭС, а также унификации оборудования.
Для того чтобы остановка с целью ремонта одного из агрегатов не приводила к полному выходу из работы всей станции, наименьшее число агрегатов обычно принимается равным двум; в редких случаях на гидроэлектростанции устанавливается один агрегат. Из условий разбивки здания ГЭС на блоки, а также по соображениям простоты схемы электрических соединений чаще принимают четное число агрегатов.
Вид и тип гидротурбин выбираются исходя из требуемых условий их работы, определяемых: напором, энергетическими и кавитационными показателями, способностью гидротурбин данного вида работать с высокими значениями КПД без значительных пульсаций давления в заданном диапазоне напоров и нагрузок.
На рис. ИЛ показаны рекомендуемые в настоящее время области применения различных видов и типов реактивных гидротурбин по напорам. На рис. 11.1,а даны диапазоны напоров, в которых по действующей номенклатуре применяются типы гидротурбин данного вида (системы): поворотно-лопастные горизонтальные (ПЛГ) для капсульных агрегатов, вертикальные осевые поворотно-лопастные (ПЛ) и диагональные (ПЛД), а также радиально-осевые (РО). Штриховой линией показана граница максимальных диаметров Di макс рабочих колес.
На рис. 111.1,б в функции от напора приведены значения оптимальных частот вращения п1, расчетных максимальных расходов Qi и соответствующих им коэффициентов кавитации а. Эти параметры используются при подборе гидротурбин, в процессе которого определяются диаметр D1, частота вращения, допустимая высота отсасывания Н и др. (подробнее см. [36]).
Из рис. 11.1 следует, что в некоторых случаях при проектировании могут быть приняты к рассмотрению различные системы и типы турбин. Так, при напорах ГЭС от 40 до 55 м могут рассматриваться Р075, ПЛ60, ПЛД60.
При выборе гидротурбин для ГЭС с большим объемом водохранилища, наполнение которого до отметки НПУ продолжится несколько лет, следует учитывать также и временный напор, при котором будут работать агрегаты: для радиально-осевых гидротурбин он должен составлять не менее 50% средневзвешенного значения напора, соответствующего оптимуму универсальной характеристики, для осевых и диагональных поворотно-лопастных гидротурбин — не менее 30 — 40%.
Возможны решения, когда на период временной эксплуатации при пониженных напорах устанавливается временное рабочее колесо большей быстроходности. Так было принято, например, на Нурекской (см. рис. 12.1) и Саяно-Шушенской ГЭС.

Можно рассматривать вариант, при котором принимается одно (постоянное) рабочее колесо турбины, но предусматривается сменный генератор: при пониженных напорах для работы в зоне высоких КПД гидротурбины принимается генератор с меньшей частотой вращения, чем генератор при постоянной эксплуатации и нормальных напорах. Однако обычно такое решение требует больше затрат, чем сменное рабочее колесо.
Режимный график работы ГЭС (рис. 11.2) представляет собой поле в координатах напор-расход (или мощность), ограниченное линиями максимального а — b и минимального е—d напоров (с учетом гидравлических потерь), а также линиями наибольшей мощности ГЭС по генераторам Ь—с и турбинам c—d. На нем нанесены эксплуатационные характеристики турбин, так чтобы обеспечивалась работа ГЭС с наивысшим средневзвешенным КПД, определяемым по формуле
(11.1)
где Ni—мощность гидротурбины; η— КПД гидротурбины, соответствующий периоду времени.
Отсюда следует, что при проектировании ГЭС должен рассматриваться режим ее работы в энергосистеме за период, имеющий достаточную продолжительность.
Как видно на рис. 11.2, три турбины достаточно хорошо покрывают режимный график работы ГЭС. Максимальный статический напор (при Q=0) составляет 190 м. При увеличении расхода ГЭС до 560 м3/с за счет гидравлических потерь в водоводах напор на турбины падает до 180 м. Минимальный статический напор составляет 135 м, при Q=560 м3/с напор на турбинах был бы равен 125 м. Однако наивысший расход ГЭС ограничивается точкой с пересечения линий ограничения мощностей — по генератору (в данном случае при cos<p=0,9) и по турбине — и равен 550 м3/с при напоре 154 м, который является расчетным, т. е. минимальным напором, при котором обеспечивается установленная мощность ГЭС (при данном значении cosφ генераторов). В левой части графика нанесена линия ограничения режимов работы ГЭС по условиям допускаемой минимальной нагрузки турбины.
Следует иметь в виду, что на ГЭС с разветвленной системой напорных водоводов гидравлические потери напора для разных агрегатов при одном и том же значении расхода могут довольно сильно различаться,что должно учитываться при нахождении оптимального распределения нагрузки между агрегатами. Показателем оптимального распределения нагрузки является так называемый относительный прирост расхода на единицу мощности, т. е. частная производная dQ/dN. Равенство относительных приростов расхода для всех агрегатов ГЭС соответствует оптимальному распределению нагрузки между ними.
С помощью эксплуатационных напорнорасходных характеристик турбин ГЭС (рис. 11.2) выбирается отметка рабочего колеса Vp.K в соответствии с соотношением

где Hs — допускаемая высота отсасывания, определяемая в основном коэффициентом кавитации а:

 


Рис. 11.2. Расходно-напорная эксплуатационная характеристика ГЭС с тремя турбинами, подсоединенными к одному деривационному туннелю
С учетом этой формулы и зависимости, а также универсальной характеристики турбины, по которой определяется, строят зависимости для различных напоров с учетом числа работающие агрегатов. Из всех полученных значений принимают минимальную отметку (подробнее см. [36]).
Обычно при проектировании рассматривают три-четыре варианта по числу агрегатов, для которых определяют габариты гидротурбин, генераторов и здания ГЭС, подсчитывают стоимость строительных работ и основного гидросилового оборудования, ежегодные издержки. С учетом графиков нагрузки и эксплуатационных характеристик ГЭС определяют среднегодовую выработку энергии. Оптимальный вариант (по числу агрегатов, типу гидротурбин и пр.) определяется по минимуму расчетных затрат (см. § 4.3). Если по технико-экономическим показателям варианты оказываются равноценными, предпочтение следует отдавать варианту с наибольшей единичной мощностью гидроагрегатов.

ОБРАТИМЫЕ ГИДРОМАШИНЫ

Обратимые гидромашины могут выполняться по типу всех известных видов реактивных гидромашин: осевых, диагональных и радиально-осевых.
Радиально-осевые обратимые гидромашины (ОРО) в настоящее время получили наибольшее распространение. Современная тенденция проектирования таких гидромашин направлена на повышение их напоров и единичной мощности. При напорах более 500 м находят применение многоступенчатые радиально-осевые обратимые гидромашины. Однако сложность конструкции, а также невозможность при числе ступеней более двух применить обычный регулирующий лопаточный направляющий аппарат сдерживают распространение таких гидромашин. Пуск их в насосный режим также представляет затруднения. Рядом зарубежных фирм ведутся работы по созданию одноступенчатых обратимых гидромашин на напор 800 м и выше. При этом по условиям прочности требуется, чтобы скорость на ободе рабочего колеса в нормальных режимах не превышала 130 м/с, а в разгонных — 200 — 220 м/с.
Диагональные обратимые гидромашины применяются при напорах 35 — l40 м. Они имеют больший коэффициент кавитации, чем радиально-осевые, что требует и большего их заглубления под уровень нижнего бьефа. Но двойное регулирование (в случае поворотных лопастей рабочего колеса) дает преимущества по КПД по сравнению с радиально-осевыми машинами, а также облегчает протекание переходных процессов.
Осевые обратимые поворотнолопастные гидромашины не получили пока широкого распространения по следующим причинам. Во-первых, сооружение ГАЭС простого аккумулирования на напоры до 20 м (диапазон напоров этих гидромашин) является экономически неэффективным. Во- вторых, слишком велико расхождение оптимальных значений КПД по приведенной частоте вращения, в зоне турбинных и насосных режимов, а также низко его значение в насосных режимах. Так, максимальный КПД обратимых капсульных гидромашин на ПЭС Ране, Сен-Мало и Кислогубской при работе в прямом насосном режиме не превышает 66%, а в обратном — 58%.
В связи с возможностью сооружения ГЭС —ГАЭС на базе существующих низконапорных ГЭС в настоящее время ведутся работы по созданию высокоэффективных крупных обратимых осевых гидромашин с диаметром рабочего колеса до 6 м на напоры 10-20 м.



 
« Гидратный водно-химический режим на электростанциях с барабанными котлами   Главные электрические схемы электростанций »
электрические сети