Величина разгонной частоты вращения для турбин с неподвижными лопастями зависит от открытия и напора воды, а для поворотно-лопастных турбин ещё и от угла установки лопастей. Наивысшая разгонная частота вращения достигается при полностью открытом или вблизи его полного открытия. Для поворотно-лопастных турбин наивысшая разгонная частота вращения достигается при рассогласовании комбинаторной зависимости, когда полностью открыт, а лопасти рабочего колеса имеют небольшой угол открытия.
Выбор расчётной величины разгонной частоты вращения с учётом действия противоразгонных устройств имеет большое экономическое значение для генератора.
Противоразгонные устройства (защита), которые применяются в практике создания турбин, имеют ту или иную величину запаздывания включения в работу. Поэтому ротор агрегата к моменту начала действия защиты практически достигает частоты вращения не менее 1,6-1,7 от её номинального значения. Нормами проектирования для деталей турбин задаётся требование не превышения 0,9 предела текучести металла при полной разгонной частоте вращения турбины. Разгон агрегата и действие защиты от разгона относятся в практике эксплуатации к аварийному случаю остановки турбины.
При нормальном (исправном) регулировании турбины действие при проектировании задаётся таким, чтобы при сбросе нагрузки система регулирования обладала определенным законом движения и законом изменения расхода, при которых повышение частоты вращения агрегата и давления в напорном водоводе достигали бы минимально возможных значений. После сброса нагрузки частота вращения повышается до некоторой величины. Разность частот вращения после сброса и до сброса, отнесённая к частоте вращения до сброса называется временной неравномерностью регулирования турбины и характеризуется коэффициентом временного изменения частоты вращения ф).
Обычно значение коэффициента составляет не более 0,6. Рассчитывая величину при проектировании турбины, завод обеспечивает не превышение её условиями (гарантиями) регулирования, которые затем после монтажных и наладочных работ проверяются на ГЭС в реальных условиях путём проведения опытов по сбросам нагрузки.
После сброса нагрузки, если нет никаких повреждений, агрегат не останавливается, система регулирования приводит его через некоторое время к частоте вращения близкой к номинальной, и агрегат остаётся на холостом ходу в готовности быть вновь включенным в сеть.
Расчёты показывают, что в целях устойчивого регулирования агрегата инерция ротора, определяемая его маховым моментом, должна быть возможно большей, а время закрытия - возможно малым.
Однако практические возможности увеличения махового момента ограничены размерами и весом ротора агрегата, а возможности уменьшения времени закрытия - прочностью элементов турбинной установки, так как при этом возникает гидравлический удар, который, как мы видели, при большой скорости закрытия (малом времени) сопровождается резким повышением давления в водоводе и спиральной камере турбины. Поэтому подбираются и оптимальные параметры вращающихся частей генератора и время закрытия турбины, соответствующие для каждого типа вновь создаваемого агрегата.
Гидравлический удар - явление, возникающее в неустановившемся движении воды, когда в заданной точке движущегося потока скорость и давление зависят не только от координат этой точки, но и от времени, т.е. гидравлический удар - резкое изменение скоростей течения и давлений во времени. Примером неустановившегося напорного движения может служить давление ударной волны в подводящем воду к турбине водоводе или отводящем трубопроводе насосной станции при пуске, остановке и регулировании работы турбин и насосов (закрытием - открытием направляющих аппаратов). Это же явление возникает в любом напорном водопроводе при быстром закрытии задвижек и кранов.
Ударная волна в напорном трубопроводе распространяется почти мгновенно и сопровождается резким изменением давления в жидкости, которое передаётся на стенки трубопровода и запорное устройство. В реактивных турбинах опасному воздействию при гидравлическом ударе подвергаются: водоводы, спиральные камеры и направляющие аппараты. В реактивных турбинах может возникнуть гидравлический удар и обратного направления - навстречу потоку. При быстром закрытии направляющего аппарата, вода, продолжая движение в отсасывающей трубе к нижнему бьефу, создаёт в зоне рабочего колеса турбины вакуум, который становится причиной обратного движения воды в отсасывающей трубе и возникновения удара, направленного на рабочее колесо вверх вдоль оси вертикально расположенного агрегата. В практике такие случаи приводили к большим усилиям настолько, что агрегат «подпрыгивал», отрываясь от опорного подшипника (подпятника), т.е. сила гидравлического удара превосходит тысячетонный вес вращающихся частей агрегата и может его разрушить.
Для предотвращения (смягчения) ударной волны в напорном водоводе турбины предусматриваются специальные аэрационные трубы, через которые засасывается воздух при закрытии (сбросе) быстропадающего затвора и глубокого вакуума не образуется.
Для предотвращения образования вакуума в полости рабочего колеса реактивных турбин предусматриваются специальные клапаны срыва вакуума, встраиваемые, как правило, в крышку турбины. Эти клапаны под воздействием образующегося вакуума открываются и через них засасывается воздух в область рабочего колеса (имеются конструкции клапанов срыва вакуума, которые открываются принудительно от специального привода при резком подходе направляющего аппарата к положению закрытия). В некоторых радиально-осевых турбинах клапаны срыва вакуума не устанавливают, а организуют подсос воздуха в область рабочего колеса через полый вал, на торце которого устанавливают обратный клапан. Этот клапан обеспечивает свободный доступ воздуха под рабочее колесо и препятствует выбросу воды в машинный зал ГЭС через полый вал.
Таким образом, в отличие от активных турбин, где гидравлическому удару может быть подвергнут лишь напорный водовод, у реактивных турбин все элементы приточной части могут испытать гидравлический удар.
2.2 Задействованное оборудование
Для осуществления главной функции ГЭС - выработки электроэнергии-необходимо различное сложное оборудование, от которого зависит эффективность и надежность эксплуатации ГЭС. Это оборудование образует несколько групп.
Гидросиловое оборудование ГЭС в качестве основных компонентов включает турбины, и гидрогенераторы. В турбине механическая энергия воды преобразуется в механическую энергию, Предаваемую вращающемуся валу. В гидрогенераторе механическая энергия, получаемая от вала турбины, преобразуется в электрическую энергию, которая передается в энергосистему. В состав оборудования рассматриваемой группы кроме того входят устройства, связанные с подачей воды на турбину и регулированием ее количества.
Комплекс, состоящий из турбины и гидрогенератора, называют гидроагрегатом или просто агрегатом ГЭС. Число агрегатов в здании ГЭС может быть различным и зависит от установленной мощности ГЭС и мощности агрегата.
Электрические устройства ГЭС включают токопроводы от генератора, главные силовые трансформаторы, выводы высокого напряжения, открытое распределительное устройство и ряд других систем. Силовые трансформаторы повышают относительно невысокое напряжение гидрогенераторов до значения, требуемого для передачи энергии на большие расстояния (110 - 750 кВ). Выводы высокого напряжения служат для передачи энергии от силовых трансформаторов к открытому распределительному устройству (ОРУ), которое предназначено для распределения вырабатываемой ГЭС электроэнергии между отдельными линиями электропередачи.
Механическое оборудование ГЭС включает гидротехнические затворы, подъемно-транспортные механизмы, сороудерживающие решетки и т. п.
Вспомогательное оборудование состоит из системы технического водоснабжения, пневматического хозяйства, масляного хозяйства, противопожарных и санитарно-технических устройств. Из перечисленного оборудования далее рассмотрим более подробно конструкции турбин.
Основным энергетическим оборудованием ГЭС являются гидротурбины и гидрогенераторы.
Гидротурбины.
Гидравлической турбиной называется машина, преобразующая энергию движения воды в механическую энергию вращения ее рабочего колеса. Гидротурбины подразделяются на два класса: активные и реактивные. Турбина называется активной, если используется только кинетическая энергия потока, и реактивной, если используется и потенциальная энергия при реактивном эффекте. Рабочее колесо реактивной турбины в отличие от активной полностью находится в воде, т.е. поток воды поступает одновременно на все лопасти рабочего колеса.
Существует большое число различных видов турбин, однако в практике гидроэнергетического строительства широко используется лишь четыре вида турбин: осевые, диагональные, радиально-осевые и ковшовые. Рассмотрим схемы их устройства и принцип действия.
Осевые турбины (за рубежом их обычно называют турбинами Каплана) являются низконапорными турбинами. Они используются при малых напорах - от 1-3 до 60-70 м. Рабочее колесо осевой турбины, состоящее из лопастей рабочего колеса, укрепленных в корпусе с обтекателем, соединено валом. Количество лопастей рабочего колеса может быть различным - от 4 до 8. Чем больше напор, тем больше количество лопастей. Лопасти могут быть укреплены жестко, с каким-то некоторым углом наклона. В этом случае турбина называется пропеллерной. Однако обычно лопасти делаются поворотными, т.е. на ходу в зависимости от условий работы (нагрузка, напор) угол установки лопастей может меняться. Такие турбины называются поворотно - лопастными. Поворотно - лопастные турбины сложнее пропеллерных, но у них выше энергетические показатели.
Диагональные турбины, разработанные в последние десятилетия, отличаются от осевых турбин только тем, что лопасти рабочего колеса установлены с наклоном к оси вращения (угол 45-60є).
Радиально - осевые турбины (за рубежом их обычно называют турбинами Френсиса) являются средненапорными турбинами. Они используются при напорах в диапазоне от 40-60 до 500-700 м. Схема радиально-осевой турбины показана на рисунке 4.6. Цифровые обозначения позиций аналогичны
Рабочее колесо радиально-осевой турбины состоит из 12-17 лопастей рабочего колеса, образующих круговую решетку лопастей. Лопасти рабочего колеса имеют сложную кривизну, поэтому вода, поступающая с направляющего аппарата, постепенно меняет направление с радиального на осевое. В настоящее время созданы уникальные радиально-осевые турбины мощностью 640 МВт.
Ковшовые турбины (за рубежом их называют турбинами Пельтона, иногда «свободноструйными») - это высоконапорные турбины, используемые при напорах более 400-600м. Схема ковшовой турбины показана на рисунке 4.7.
Основными ее элементами являются сопло, к которому вода подводится по трубопроводу, и рабочее колесо, укрепленное на валу. Сопло и рабочее колесо установлены выше уровня воды, так что рабочее колесо вращается в воздухе. В этой турбине потенциальная энергия гидростатического давления в суживающейся насадке - сопле полностью превращается в кинетическую энергию движения воды. Рабочее колесо турбины выполнено в виде диска, по окружности которого расположены ковшеобразные лопасти. Внутри сопла расположена регулировочная игла, перемещением которой меняется выходное сечение сопла, а, следовательно, и расход воды.
Ковшовые гидротурбины являются наиболее распространенными активными гидротурбинами.
Радиально - осевые турбины установлены на Братской, Красноярской и других ГЭС. Поворотно-лопастными осевыми турбинами оборудованы Куйбышевская, Волгоградская, Каховская, Кременчугская ГЭС.
На электрических станциях турбина и генератор связаны общим валом. Частоты их вращения не могут выбираться произвольно. Они зависят от числа пар полюсов ротора генератора и частоты переменного тока, которая должна соответствовать стандартной (50-60 Гц). Кроме того, необходимо учитывать, что при небольших частотах вращения турбины получаются громоздкими и дорогими. Чтобы получить скорости агрегатов, близкие к оптимальным, при больших напорах используют турбины с малыми значениями коэффициента быстроходности, а при небольших напорах - с большими значениями этого коэффициента.
Разнообразие природных условий, в которых сооружаются ГЭС, определяет разнообразие конструктивного исполнения турбин. Мощности турбин изменяются от нескольких киловатт до 640 МВт, а частота вращения - от 16,6 до 1500 об/мин.
Области применения турбин некоторых видов перекрываются. Так, при напорах 50-70 метров могут быть приняты и осевые, и диагональные, и радиально-осевые турбины. Выбор оптимального решения производиться на основании технико - экономических сопоставлений различных вариантов.