Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее бескавитационной работы

Отметка расположения рабочего колеса гидротурбины для обеспечения её бескавитационной работы определяется по формуле

(12.13)

где Z_нб(Q_нб) – отметка уровня воды в нижнем бьефе при расходе Q_нб, соответствующем расчетному значению высоты отсасывания H_S.

Расчетное значение высоты отсасывания H_S определяется наиболее неблагоприятным с точки зрения кавитации режимом работы гидротурбинного оборудования. Полное представление о таких режимах дает кавитационная характеристика, которая представляет собой совмещение кривой связи нижнего бьефа Z_нб(Q_нб) и характеристики H_S(Q_нб) при различном числе работающих агрегатов ГЭС. Анализ кавитационной характеристики показывает, что наиболее опасными с точки зрения кавитации, т.е. требующими наибольшего заглубления являются, как правило три режима: работа одного агрегата с установленной мощностью при отметке НПУ, работа ГЭС с установленной мощностью при отметке НПУ и работа всех агрегатов с установленной мощностью при расчетном по мощности напоре.

Высота отсасывания H_S вычисляется по формуле

(12.14)

где В – барометрическое давление, равное 10,33м вод.ст; k_s - коэффициент запаса по кавитации при переходе от модельной гидротурбины к натурной, принимаемый равным 1,05-1,15; s - коэффициент кавитации, определяемый по главной универсальной характеристике для расчетных условий; Н – напор турбины, определяемый уровнем верхнего бьефа и Z_нб(Q_нб); DZ_х.пл. – разность высотных отметок двух характерных плоскостей модельной и натурной турбин, которая определяется следующим образом: для осевых горизонтальных капсульных турбин (ПЛ-ГК) DZ_х.пл.= -D₁/2; для осевых вертикальных ПЛ-турбин DZ_х.пл.=0; для вертикальных ПЛД и РО-турбин DZ_х.пл.=В₀/2.

Высота направляющего аппарата натурной турбины В₀ пересчитывается с модели по формуле

В_о=В_омD_1н/D_1м, (12.15)

где В_0м, D_1м – соответственно высота направляющего аппарата и диаметр рабочего колеса модельной гидротурбины.

Из всех полученных расчетных значений H_S выбирают такое значение, которое приводит к наибольшему заглублению оборудования, т. е. обеспечивает бескавитационную работу турбин во всех рассматриваемых режимах работы. Если оказалось, что требуется слишком большое заглубление, которое осуществить технически сложно или экономически нецелесообразно, то возможно наложение ограничения на наиболее неблагоприятный режим работы агрегатов по условиям кавитации, которое приведет к уменьшению заглубления.

Полученные параметры гидротурбинного оборудования позво­ляют наметить соответствующие варианты параметров гидроге­нераторов. На ГЭС обычно устанавливаются трехфазные син­хронные гидрогенераторы серийного типа вертикального или го­ризонтального исполнения.

Основными параметрами гидрогенератора являются 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

где N_a — установленная мощность агрегата.

Гидрогенератор подбирается по справочным данным серий­ных типов по расчетным значениям его полной мощности и син­хронной частоте вращения. Полная мощность выбранного се­рийного гидрогенератора обычно превышает ее расчетное 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 расчетных параметров, необходимо определить среднемноголетнюю выработку электроэнергии проектируемой ГЭС с учетом фактического переменного КПД основного оборудования. В пер­вом приближении в качестве среднемноголетней выработки мож­но принять выработку электроэнергии с учетом не всего имею­щегося гидрологического ряда расходов воды, а только для условий расчетного года средней водности.

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

Для определения фактического КПД, с которым оборудова­ние ГЭС работает в данном расчетном интервале, необходимо соответствующие значения Qгэс и Hгэс пересчитать в приве­денные показатели Q'_r и n'_r. Для пересчета Qгэс необходимо предварительно определить число включенных агрегатов как частное от деления рабочей мощности ГЭС на установленную мощность одного агрегата и вычислить расход одного агрегата. Полученные значения Q'_r и n'_rнаносятся . 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 гидротурбины определяется его КПД.

Таким образом, в каждом расчетном интервале уточняется режим работы проектируемой ГЭС и вычисляется ее годовая выработка электроэнергии.

Метод подбора оборудования по главным универсальным ха­рактеристикам турбин является аналитическим методом. Он обла­дает достаточно высокой точностью, но не имеет наглядности, поскольку анализ всех конкурирующих вариантов выполняется по главным универсальным характеристикам одного агрегата без рассмотрения станционных характеристик.