Стартовая >> Архив >> Генерация >> Гидроэлектрические станции

Неустановившиеся режимы работы гидроэлектростанций - 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 31
УСТАНОВИВШИЕСЯ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ В ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

Неустановившимся называется режим работы гидроэлектростанции, когда один или несколько показателей, характеризующих ее работу, таких как расход, частота вращения, мощность и др. изменяются во времени. Неустановившиеся режимы работы ГЭС, возникающие при регулировании турбин, при переходных процессах, сопровождаются повышенными динамическими нагрузками на элементы сооружений и оборудования, поэтому их необходимо учитывать при проектировании и эксплуатации ГЭС и ГАЭС. Рассмотрим наиболее типичные виды переходных процессов, ориентируясь на блок-схему рис. 10.2.
Пуск агрегата. После подачи импульса на пуск выполняются начальные операции, предусмотренные технологической схемой, например подача воды на охлаждение, смазку, открытие предтурбинного затвора, после чего направляющий аппарат открывается до пускового открытия запуск, которое больше открытия холостого хода ах-х (рис. 31.1,         а). Момент на валу турбины возрастает, и когда он превышает момент трения подпятника, агрегат начинает вращаться, быстро увеличивая частоту. При подходе к номинальной частоте вращения пном система автоматического регулирования турбины прикрывает направляющий аппарат до ах-х, частота подгоняется к частоте сети, генератор синхронизируется и включается. Как правило, применяется так называемая точная синхронизация, при которой в момент включения должны строго совпадать напряжения, частоты и фазы тока генератора и сети. Используется и пуск методом самосинхронизации, когда невозбужденный генератор включается в сеть при частоте вращения, близкой к частоте сети, по мере подъема возбуждения он втягивается в синхронизм. Пуск методом самосинхронизации проще, требует меньше времени, но сопровождается повышенными нагрузками на выключатели и генератор. Динамическое изменение давления в проточном тракте при пуске невелико и проявляется в форме отрицательного гидравлического удара АН в верховых водоводах ГЭС.
Остановка агрегата. После подачи импульса на остановку направляющий аппарат турбины закрывается (рис. 31.1,б). Уменьшение расхода создает положительный гидравлический удар ∆Н, повышающий напор, что замедляет снижение момента М. Частота вращения сохраняется постоянной, равной n, пока не будет достигнуто открытие холостого хода, тогда момент на валу уменьшится до нуля и генератор отключится от сети. В процессе дальнейшего закрытия агрегат тормозится водой (момент турбины отрицательный), а после того как частота вращения снизится до 35 — 40 %, включаются тормоза генератора и агрегат быстро останавливается (может использоваться и электрическое торможение). Импульс на остановку подается либо для нормальной остановки агрегата, либо при действии защиты, например в случае повышения температуры подпятника сверх допустимой.
Регулирование мощности производится в соответствии с изменением нагрузки потребителей обычно в пределах нормального регулировочного диапазона, который по мощности для радиально-осевых турбин составляет от 100 до 50%, а для поворотно-лопастных турбин — от 100 до 25%. Процесс при снижении нагрузки аналогичен остановке, только открытие не достигает ах-х и не происходит отключения генератора. При увеличении мощности (рис. 31.1,в) открытие возрастает, увеличивающийся расход вызывает отрицательный гидравлический удар ∆Н, который приводит к временному падению напора турбины. Это задерживает увеличение момента турбины M, а следовательно, и развиваемой мощности. Только через tper момент турбины приближается к M, а мощность к требуемой.


Рис. 31.1. Переходные процессы агрегатов ГЭС: а — пуск агрегата; б — остановка агрегата; в — увеличение нагрузки; г — сброс нагрузки

 

Следует отметить, что tрег больше времени изменения открытия T. Чем меньше tрег, тем выше быстродействие изменения мощности, тем лучше условия регулирования гидроагрегата.
Сброс нагрузки — отключение нагруженного генератора, которое обычно вызывается коротким, замыканием, — процесс аварийный. После отключения частота вращения агрегата быстро увеличивается (рис. 31.1,г). Это воспринимает автоматический регулятор САР и закрывает турбину. Уменьшение расхода приводит к положительному гидравлическому удару ∆Н, который увеличивает напор турбины, что замедляет снижение момента М (в первое время момент может даже возрастать). Но в дальнейшем с уменьшением открытия момент падает до нуля при ат >ахх, а далее становится отрицательным (агрегат тормозится). Частота вращения проходит максимум n и постепенно снижается, но пока она выше номинальной nном, турбина продолжает закрываться и достигает значения а=0, которое держится до тех пор, пока п не приблизится к nном. Тогда САР открывает турбину до ах.х и выводит агрегат в режим холостого хода.
Наиболее важными показателями процесса при сбросах нагрузки являются ∆Нмакс и nмакс.
Выход агрегата в разгон и вывод его из разгона золотником аварийного закрытия или затвором. В системе управления турбины предусматривается так называемый золотник аварийного закрытия, который обеспечивает закрытие направляющего аппарата сервомоторами при отказе САР. Система действует следующим образом. Если после сброса нагрузки частота вращения превышает n, соответствующую нормальной работе САР (рис. 31.1,г), то реле частоты включает аварийный золотник и направляющий аппарат закрывается. Чтобы уменьшить время работы агрегата на разгонной частоте вращения, устанавливают специальное реле, которое включает аварийный золотник, если частота вращения повышается, а сервомотор не движется на закрытие.
Когда имеется предтурбинный затвор, то при выходе агрегата в разгон может подаваться импульс на его закрытие, что приводит к прекращению поступления воды в турбину и к ее остановке.
Траектория мгновенных режимов турбины при переходных процессах. Режим работы турбины в поле универсальной характеристики определяется двумя координатами: открытием а и приведенной частотой вращения. Поскольку при переходных процессах в общем случае все три показателя а, H=H0+∆H и п изменяются, изменяются во времени и координаты, фиксирующие мгновенный режим. Зависимости a(t) и n(t) определяют траекторию мгновенных режимов для каждого переходного процесса. На рис. 311.2 в поле универсальной характеристики турбины показаны траектории режимов при пуске, остановке, увеличении нагрузки, сбросе нагрузки, выходе агрегата в разгон и вывода из разгона. Обращает на себя внимание тот факт, что все эти процессы сопровождаются существенным отклонением приведенной частоты от нормального значения п'10. Кроме того, траектории процессов при остановке и при сбросах нагрузки заходят в область тормозных режимов (момент рабочего колеса турбины направлен против направления вращения).



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