Гидротурбинное и гидромеханическое оборудование ГЭС/ГАЭС

Установочная лекция для ЗЭм-1-19 Перечень основной и дополнительной и учебной литературы, необходимой для освоения дисциплины. № п/ п Наименование дисциплины (модуля) в соответствии с учебным планом Автор, название, место издания, издательство, год издания учебной и учебно-методической литературы, количество страниц Количест во экземпля ров печатных изданий Число обуча ющих ся, однов ремен но изуча ющих дисци плину (моду ль) 1 2 3 4 5 Основная литература: 1 Гидроэлектроста нции и гидромашины Ухин Б.В. Гидравлические машины. Насосы, вентиляторы, компрессоры и гидропривод [Текст]: учебное пособие для вузов / Б. В. Ухин. - М. : Форум : ИНФРА- М, 2011. - 319 с. 10 20 Дополнительная литература: 1 Гидроэлектроста нции и гидромашины Гидроэлектрические станции / Под ред. В.Я.Карелина и Г.И.Кривченко – М.: Энергоатомиздат, 230 20 2 Гидроэлектроста нции и гидромашины Муравьев О.А. Водно-энергетические расчеты ГЭС для сезонного регулирования стока по диспетчерскому режиму. Методические указания. МГСУ. М.: 2014 25 20 ЭБС АСВ 1 Гидроэлектроста нции и гидромашины Типовая инструкция по эксплуатации гидротехнических сооружений гидроэлектростанций П 79-2000 [Электронный ресурс]/ — Электрон. текстовые данные.— М.: Издательский дом ЭНЕРГИЯ, 2012.— 64 c.— http://www. iprbooksho p.ru/22764. — ЭБС «IPRbooks» 20 2 Гидроэлектроста нции и гидромашины Февралев А.В. Проектирование гидроэлектростанций на малых реках [Электронный ресурс]: учебное пособие/ Февралев А.В.— Электрон. текстовые данные.— Нижний Новгород: Нижегородский государственный архитектурно- строительный университет, ЭБС АСВ, 2014.— 181 c.— http://www. iprbooksho p.ru/30820. — ЭБС «IPRbooks» 20 8. Перечень ресурсов информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» (далее – сеть «Интернет), необходимых для освоения дисциплины (модуля) Наименование ресурса сети «Интернет» Электронный адрес ресурса «Российское образование» - федеральный портал http://www.edu.ru/index.php Научная электронная библиотека http://elibrary.ru/defaultx.asp? Электронная библиотечная система IPRbooks http://www.iprbookshop.ru/ Федеральная университетская компьютерная сеть России http://www.runnet.ru/ Информационная система "Единое окно доступа http://window.edu.ru/ к образовательным ресурсам" Научно-технический журнал по строительству и архитектуре «Вестник МГСУ» http://www.vestnikmgsu.ru/ Научно-техническая библиотека МГСУ http://www.mgsu.ru/resources/Bibliote ka/ раздел «Кафедры» на официальном сайте МГСУ http://www.mgsu.ru/universityabout/St ruktura/Kafedri/ по заочной форме обучения № п/п Наименование раздела дисциплины (модуля) Тема и содержание занятия Кол- во акад. часов 1. Водные ресурсы и их энергетическое использование. Гидроэнергетические ресурсы. Принципы работы гидроэлектростанций. Значение ГЭС для энергосистемы. Водно-энергетические расчеты. Выбор установленной мощности ГЭС. Плотинные, деривационные и комбинированные схемы использования гидроэнергетических ресурсов. Схемы каскадов ГЭС на водотоках. ГАЭС и их роль в энергосистеме. 2 2. Гидравлические машины. Турбины и насосы Виды гидротурбин и области их применения. Реактивные и активные гидротурбины. Конструкции осевых, диагональных, радиально-осевых и ковшовых гидротурбин. Приведенные параметры и характеристики гидротурбин 4 3. Подбор гидротурбин, насосов Линейные и универсальные характеристики гидротурбин. Модельные исследования гидротурбин. Энергетические и кавитационные стенды. Порядок подбора гидротурбин на гидроэлектрических станциях. 4 4. Гидроэлектростанц ии Виды гидроэлектростанций (ГЭС на реках, ПЭС, ГАЭС) и схемы их работы. Состав сооружений гидроэлектростанций и их назначение. Состав сооружений гидроэлектростанций и их назначение. 2 5. Оборудование зданий гидроэлектростанци й Виды гидроэлектростанций и схемы их работы. Общие понятия о водно-энергетических расчѐтах. Выбор установленной мощности. Состав сооружений ГЭС и их назначение. Выбор установленной мощности ГЭС 4 6. Проектирование зданий гидроэлектростанци й Типы зданий ГЭС, их классификация по напору и конструктивному решению. Русловые здания ГЭС: компоновка и конструкции. Русловые здания ГЭС, совмещѐнные с донными и поверхностными водосбросами. Здания ГЭС с горизонтальными капсульными агрегатами. Подземные и полуподземные здания ГЭС. Особенности конструкций зданий ГАЭС. Монтажная площадка здания ГЭС: назначение и определение габаритов. 2 Всего 18 Вопросы к экзамену по курсу «Гидротурбинное и гидромеханическое оборудование ГЭС/ГАЭС» 1.Водные ресурсы и их энергетическое использование. Уровень энергетического использования водных ресурсов России. 2. Схемы энергетического использования водных ресурсов. Каскады ГЭС 3. Преимущества и недостатки системы ГЭС/ГАЭС. 4. Напор и мощность гидротурбины. Основные типы турбин, области использования по напору. 5. Конструкции осевых, диагональных, радиально-осевых и ковшовых турбин. Особенности, основные узлы и элементы. 6. Горизонтальные турбины. Механизмы регулирования расхода и мощности. 7. Подобие режимов. Основное уравнение гидротурбин. 8. Энергетические характеристики и приведенные величины. Приведенные параметры. 9. Классификация гидроузлов и зданий ГЭС. 10.Принцип работы гидрогенератора. Система охлаждения. 11. Основные параметры гидроэнергетической установки. 12. Стандартизация турбинного оборудования. 13. Функциональные группы технологического оборудования гидроэнергетических установок. 14. Методы управления гидроагрегатами. 15. Кавитация в турбинах. Виды кавитации, ее стадии 16. Разгонные характеристики гидротурбин. 17. Порядок подбора турбин при проектировании ГЭС. 18. Номенклатура турбин. Маркировка турбин. 19. Сравнение турбин различных типов по их характеристикам. 20. Конструкции гидрогенераторов. 21. Регулирование нагрузки гидроагрегата. 22. Регулирование турбин. Системы автоматического регулирования турбин. Основные звенья системы регулирования. 23. Основные сооружения насосных станций, их назначение. Требования, предъявляемые к оборудованию насосных станций. 24. Области применения и особенности конструкций осевых, диагональных и центробежных насосов. Номенклатура насосов 25. Методика определения энергии и мощности для участка реки. 26. Схемы концентрации напора ГЭС и условия их применения. 27. Режимы работы ГЭС в суточном графике нагрузки энергосистемы. Гарантированная мощность. 28.Методика обоснования дублирующей мощности ГЭС. Установленная мощность. 29. Классификация гидроэлектростанций. Условия применения ГЭС различных типов 30. Компоновка и состав сооружений русловых, приплотинных, деривационных ГЭС с напорной и безнапорной деривацией. 31. Преимущества и недостатки деривационного способа создания напора. 32. Типы и параметры гидрогенераторов. 33. Основы проектирования спиральных камер и отсасывающих труб турбин. 34. Компоновка оборудования и основные размеры строительных конструкций агрегатных блоков русловых, приплотинных, обособленных зданий ГЭС. 35. Компоновка машинных залов подземных ГЭС. Варианты размещения силовых трансформаторов и затворов 36. Основы проектирования энергетических сооружений головных узлов гидроэлектростанций. Конструктивные особенности водоприемников. 37. Схема ГЭС с напорной и безнапорной деривацией. 38. Назначение уравнительных резервуаров, конструкции различных типов и требования к ним. 39. Гидроудар в напорных подводящих и отводящих водоводах, задачи расчета. 40. Особенности режимов работы гидроагрегатов в энергосистеме. Материалы для подготовки по курсу «Гидротурбинное и гидромеханическое оборудование ГЭС/ГАЭС» для студентов заочного обучения. Основные типы ГЭС и состав сооружений Гидроэлектростанции входят в состав гидроузлов. Гидроузел – комплекс гидротехнических сооружений, обеспечивающих использование водных ресурсов для получения электрической энергии, водоснабжения, орошения, а также защиту от наводнений, улучшение условий судоходства, рыбоводства, рекреации и др. Состав и назначение сооружений ГЭС. Если основной задачей создания гидроузла является получение электроэнергии, то его обычно называют ГЭС или гидроэнергетическим объектом. В комплексе сооружений гидроузла выделяют основные и вспомогательные сооружения. Для обеспечения производства строительно-монтажных работ в период строительства возводят временные сооружения. Основные сооружения в зависимости от выполняемых функций подразделяют на: Водоподпорные и водосбросные сооружения, предназначенные в зависимости от схемы ГЭС для создания водохранилища, всего или части напора ГЭС, пропуска в нижний бьеф эксплуатационных расходов, в том числе паводковых (включающие плотины и водосбросы разных типов), а также для сброса льда, шуги, промыва наносов (включающие для этих целей в ряде случаев специальные устройства). На многоводных реках максимальные паводковые расходы могут достигать 100 тыс.м3/с и более. Так, на самой крупной в мире ГЭС «Три ущелья» на р. Янцзы (Китай) сооружения гидроузла рассчитаны на пропуск при ФПУ максимального расчетного паводка 102,5 тыс.м3/с, на Чебоксарской ГЭС на Волге максимальный расчетный расход обеспеченностью 0,01% составляет 48 тыс.м3/с, на Днепрогэсе – 25,9 тыс.м3/с. Энергетические сооружения, предназначенные для выработки электроэнергии и выдачи ее в энергосистему и включающие водоприемники; водоводы, подводящие воду из верхнего бьефа к гидротурбинам в здании ГЭС и отводящие воду от здания ГЭС в нижний бьеф; здания ГЭС с энергетическим оборудованием (гидротурбины, гидрогенераторы, трансформаторы и др.), механическим, подъемно-транспортным, вспомогательным оборудованием, системой управления; открытые (ОРУ) или закрытые (ЗРУ) распределительные устройства для приема и выдачи электроэнергии в энергосистему, а также аварийного отключения ЛЭП. Судоходные и лесосплавные сооружения, предназначенные для пропуска судов, плотов через гидроузел и включающие шлюзы, судоподъемники с подходными и отводящими каналами, плотоходы и др. Водозаборы для орошения, водоснабжения, обеспечивающие необходимую подачу воды и включающие водоприемники, насосные станции и др. Рыбопропускные и рыбозащитные сооружения, предназначенные для пропуска проходных пород рыбы к нерестилищам в верхнем бьефе и в обратном направлении и включающие рыбоходы и рыбоподъемники. Транспортные сооружения, предназначенные для связи сооружений гидроузла между собой, а также для пропуска через них автомобильных и железных дорог и включающие мосты, шоссейные и железные дороги и др. В зависимости от природных условий участка размещения гидроузла (гидрологических, топографических, геологических, климатических), схемы создания напора, типа ГЭС часть основных сооружений гидроузла может быть совмещена друг с другом (например, водосливные здания ГЭС, где здание ГЭС совмещено с водосбросом). Вспомогательные сооружения предназначены для обеспечения необходимых условий нормальной эксплуатации гидроузла и работы обслуживающего персонала и включают административно-бытовые здания, системы водоснабжения, канализации и др. Временные сооружения, необходимые для производства строительно-монтажных работ, можно разбить на две группы. К первой группе относятся сооружения, обеспечивающие пропуск расходов реки во время строительства в обход котлованов и строящихся сооружений и защиту их от затопления и включающие строительные каналы, водоводы, туннели, перемычки, системы водопонижения и др. Ко второй группе относятся подсобные производственные предприятия, включающие бетонные заводы со складами цемента, заполнителей для бетона, арматурные, деревообрабатывающие и механические цеха, базы механизации и автотранспорта, склады, временные дороги, системы временного электроснабжения, связи, водоснабжения и др. Во многих случаях часть временных сооружений после завершения строительства используют в период эксплуатации ГЭС. Так, из сооружений первой группы строительные каналы и туннели могут входить полностью или частично в состав водосбросов или водоводов ГЭС, а перемычки в состав плотин. Сооружения второй группы полностью или частично могут использоваться как начальная инфраструктура территориальнопроизводственных комплексов, базирующихся на ГЭС. Для обеспечения надежной и долговечной работы ГЭС в эксплуатационных условиях с учетом комплексного использования, достижения максимального экономического эффекта за счет снижения стоимости, сокращения сроков строительства и ускорения ввода в действие гидроагрегатов важное значение имеет выбор рациональной компоновки и типов сооружений, исходя из природных условий, параметров водохранилища и ГЭС, режимов эксплуатации. Учитывая длительные сроки строительства крупных ГЭС, достигающие 5–10 лет, обычно предусматривается возведение сооружений и ввод гидроагрегатов в эксплуатацию очередями при недостроенных сооружениях, пониженных напорах, благодаря чему повышается экономическая эффективность. ГЭС и ГАЭС подразделяют: По способу создания напора, исходя из принципиальных схем использования гидравлической энергии на ГЭС, размещения здания ГЭС в составе сооружений: ГЭС с русловыми зданиями; ГЭС с приплотинными зданиями; деривационные ГЭС. По установленной мощности (для ГАЭС по мощности в генераторном режиме) на: мощные – более 1000 МВт, средней мощности от 30 до 1000 МВт, малой мощности – менее 30 МВт. По напору (максимальному): высоконапорные – более 300 м, средненапорные – от 30–50 до 300 м, низконапорные – менее 30–50 м. ГЭС с русловыми зданиями обычно применяются на равнинных реках на мягких и скальных основаниях при напорах до 50 м и характеризуются тем, что здания ГЭС входят в состав напорного фронта и воспринимают давление воды со стороны верхнего бьефа. В комплекс сооружений ГЭС обычно входят бетонные сооружения, включающие здание ГЭС, водосливную плотину и судоходный шлюз, и земляные плотины, образующие большую часть напорного фронта. Во многих случаях русловые здания ГЭС выполняются совмещенными с водосбросами. Применение совмещенных русловых зданий на Киевской, Каневской, Днестровской (Украина), Плявинской (Латвия), Саратовской (Россия) ГЭС и ряде других позволило отказаться от водосливных бетонных плотин, сократить фронт бетонных сооружений и получить значительную экономию. На выбор общей компоновки сооружений ГЭС с русловыми зданиями, применяемых на многоводных реках, где расчетные паводковые расходы в период строительства могут достигать 10–20 тыс.м3/с, существенно влияет схема пропуска расходов реки в период строительства. В зависимости от расположения бетонных сооружений ГЭС различают следующие компоновки (рис. 4.1): Береговая и пойменная компоновка. Такие компоновки отличаются тем, что основные бетонные сооружения (здание ГЭС, водосливная плотина и др.) размещаются вне русла реки, их котлован ограждается перемычками, и в период их строительства пропуск строительных расходов, включая паводки, осуществляется по руслу реки. Когда бетонные сооружения возведены, русло перекрывается глухой плотиной, чаще всего земляной, и расходы реки пропускаются через бетонные сооружения. При береговой компоновке высота перемычек меньше, а при расположении котлована в пределах участка берега, не затапливаемого паводками строительного периода, вообще отпадает необходимость в устройстве перемычек. Существенным недостатком береговой компоновки является необходимость выполнения больших объемов земляных работ по выемке грунта в котловане, подводящем и отводящем каналах. При пойменной компоновке котлован бетонных сооружений размещается в пойме ближе к руслу, что приводит, с одной стороны, к увеличению высоты перемычек, ограждающих котлован, а, с другой, – к уменьшению объемов работ по выемке грунта. Рис. 4.1. Компоновки ГЭС с русловыми зданиями: а – береговая; б – пойменная; в – русловая; г – смешанная Русловая компоновка. При такой компоновке бетонные сооружения размещаются в русле реки. При этом применяются следующие схемы их возведения: В одном котловане, огражденном перемычками, с пропуском строительных расходов через выполненный в береге канал. В две (редко в три) очереди, когда часть русла отгораживается перемычками и в ней возводят бетонные сооружения 1-й очереди, а через другую часть русла пропускают строительные расходы. Когда сооружения 1-й очереди возведены, через них пропускаются расходы реки, а другая часть русла ограждается перемычками и возводятся бетонные сооружения 2-ой очереди. Смешанная компоновка. При такой компоновке бетонные сооружения размещаются частично в русле и на берегу (в пойме) или в русле на всей его ширине и частично на берегу (в пойме). Выбор варианта компоновки ГЭС в каждом конкретном случае определяется природными условиями участка расположения ГЭС, обеспечением благоприятных условий эксплуатации, сокращения сроков строительства, стоимости гидроузла и производится на основании технико-экономического сопоставления вариантов. В качестве примера на рис. 4.2 приведена компоновка Киевской ГЭС. В состав бетонных сооружений, расположенных на правом берегу, входят: русловое здание ГЭС с 20 горизонтальными капсульными гидроагрегатами суммарной установленной мощностью 360 МВт со среднегодовой выработкой 0,64 млрд. кВт·ч в год, совмещенное с поверхностными водосбросами, однокамерный шлюз. Земляная плотина, перекрывающая русло, и левобережная дамба имеют общую длину около 54 км. Максимальный напор ГЭС 11,8 м, расчетный – 7,6 м. Расчетный максимальный паводковый расход, пропускаемый через сооружения ГЭС, составляет 14,8 тыс.м3/с, а максимальный удельный расход на водобое равен 90 м3/с. В условиях песчаного основания для обеспечения надежной работы руслового здания ГЭС предусмотрены противофильтрационные мероприятия, включающие глинистый понур, шпунтовую завесу под фундаментной плитой здания ГЭС, за которой устроен дренаж, соединенный с нижним бьефом. Для недопущения опасных размывов дна при работе ГЭС и пропуске паводков в нижнем бьефе выполнено крепление, включающее водобой и рисберму из железобетонных плит толщиной от 2,5 до 1,5 м и ковша, заполненного каменной наброской, которая при образовании воронки размыва предотвратит дальнейший размыв. Рис. 4.2 (а). Киевская ГЭС: план Киевского гидроузла Рис. 4.2 (б). Киевская ГЭС: - поперечный разрез по оси гидроагрегата Киевской ГЭС В комплекс сооружений входит Киевская ГАЭС, расположенная на берегу Киевского водохранилища в 3,5 км от ГЭС. ГЭС с приплотинными зданиями сооружаются на равнинных и горных реках, преимущественно на скальном основании при напорах от 30 до 300 м и характеризуются тем, что здание ГЭС размещается за плотиной. От типа, высоты и других параметров плотины, природных условий створа зависят длина напорных водоводов и компоновка здания ГЭС. В условиях равнинных рек компоновки ГЭС с приплотинными зданиями аналогичны компоновкам с русловыми зданиями и отличаются от них тем, что перед зданием находится бетонная плотина с водоприемником и напорными водоводами (станционная плотина), отделенная от здания ГЭС деформационным швом. Интересным примером такой компоновки является Днепрогэс (рис. 4.3). После строительства Кременчугской ГЭС с водохранилищем полезной емкостью 9 км3, обеспечивающим сезонное регулирование стока Днепра, расчетный максимальный паводковый расход Днепрогэса в условиях зарегулированного стока снизился с 40 до 25,9 тыс.м3/с, благодаря чему освободилась часть водосливных отверстий (пролетов) плотины, что позволило использовать их в качестве водоприемных отверстий второго здания ГЭС общей мощностью 888 МВт и увеличить общую мощность Днепрогэса до 1595 МВт. К каждой турбине вода подается из двух пролетов (водоприемных отверстий) по двум железобетонным напорным трубопроводам, опирающимся на плотину и отделенным деформационным швом от здания ГЭС.   а  б  в    Рис. 4.3. Днепрогэс: а – план; б, в – машинный зал соответственно ГЭС-1 и ГЭС-2; 1 – здание ГЭС-1; 2 – гравитационная плотина; 3 – здание ГЭС-2; 4 – шлюз При более высоких напорах обычно в условиях горных рек компоновки ГЭС с бетонными плотинами и плотинами из грунтовых материалов имеют особенности. Компоновки с бетонными плотинами, как правило, выполняются русловыми или смешанными с размещением здания ГЭС за гравитационной, контрфорсной или арочной плотинами и характеризуются расположением напорных водоводов в теле плотины, на ее верховой или низовой гранях (рис. 4.4). В состав гидроузла входят станционная плотина с приплотинным зданием ГЭС, водосбросная плотина и глухие плотины, которые могут быть бетонными и из грунтовых материалов. В узких створах возникают трудности с размещением здания ГЭС и водосброса. В этих случаях водосброс может быть выполнен отдельно на берегу (например Чиркейская ГЭС) или в виде поверхностного водосброса, расположенного на перекрытии приплотинного здания ГЭС (например Токтогульская ГЭС). Крайне редко машинный зал ГЭС располагают в теле плотины (например ГЭС Монтейнар во Франции, где машинный зал с четырьмя гидроагрегатами общей мощностью 320 МВт размещается в полости внутри арочно-гравитационной плотины высотой 153 м и длиной по гребню 210 м, а поверхностный водосброс на низовой грани плотины). Такие встроенные здания, размещаемые в полости внутри бетонной плотины (см. рис. 4.4,г), составляют отдельную группу и условно относятся к приплотинным зданиям. а  б вг   Рис. 4.4. Компоновки ГЭС с приплотинными зданиями и бетонными плотинами: а – русловая компоновка – ГЭС «Три ущелья»: 1– водосливная плотина; 2 – левобережная и правобережная станционные плотины и здания ГЭС; 3 – судоподъемник; 4 – двухниточный шлюз; б – смешанная компоновка – ГЭС Итайпу: 1 – левобережная плотина из грунтовых материалов; 2 – канал для пропуска строительных расходов; 3 – временный водосброс; 4 – низовая перемычка; 5 – здание ГЭС; 6 – верховая перемычка; 7 и 8 – бетонная плотина; 9 – водосброс; 10 – правобережная плотина из грунтовых материалов; в – варианты расположения напорных водоводов ГЭС с приплотинным зданием; г – вариант со встроенным зданием   а б    Рис. 4.5. Красноярская ГЭС: а – план; б – поперечный разрез станционной плотины и здания ГЭС; 1 – здание ГЭС; 2 – станционная плотина; 3 – водосливная плотина; 4–7 – глухие плотины; 8 – монтажная площадка; 9 и 10 – верховой и низовой судоходные пути; 11 – поворотное устройство; 12 – судовая камера; 13 – волнозащитная стенка В относительно широких створах строительство обычно ведется в две очереди с возведением в первую очередь бетонной водосбросной плотины (или части плотины) и пропуском строительных расходов через стесненное русло реки, а после его перекрытия во вторую очередь – через водосбросные отверстия в возведенной водосбросной плотине и завершением строительства сооружений ГЭС. В узких створах для пропуска строительных расходов выполняется строительный туннель, который в условиях эксплуатации может использоваться для устройства паводкового водосброса.   аб Рис. 4.6. Чиркейская ГЭС: а – поперечный разрез; б – план; 1 – плотина; 2 – водоприемник; 3 – напорные водоводы; 4 – здание ГЭС; 5 – подъездной туннель; 6 – эксплуатационный водосброс, совмещенный со строительным туннелем Примерами ГЭС с приплотинным зданием в относительно широком створе являются самая крупная в мире ГЭС «Три ущелья» мощностью 18,2 млн. кВт (см.рис. 4,4,а), ГЭС Итайпу мощностью 12,6 млн.кВт·ч, (см. рис. 4,4,б), Саяно-Шушенская ГЭС мощностью 6.4 млн. кВт, Красноярская ГЭС мощностью 6 млн. кВт со среднегодовой выработкой 20,4 млрд. кВт·ч. В состав сооружений Красноярской ГЭС входят гравитационная плотина длиной 1065 м и максимальной высотой 125 м (рис. 4.5), состоящая из станционной и глухих плотин, водосливной плотины, обеспечивающей пропуск паводкового расхода 14,6 тыс.м3/с (с учетом трансформации паводка в водохранилище при форсировке уровня), а также судоподъемник. Примером ГЭС с приплотинным зданием в узком створе является Чиркейская ГЭС мощностью 1,0 млн.кВт с арочной плотиной длиной по гребню 333 м и максимальной высотой 233 м и с двухрядным расположением гидроагрегатов в здании (рис. 4.6). На левом берегу выполнен туннельный эксплуатационный водосброс, рассчитанный на пропуск паводкового расхода 3,5 тыс.м3/с. На Токтогульской ГЭС мощностью 1,2 млн.кВт с приплотинным зданием в узком створе с двухрядным расположением гидроагрегатов в здании ГЭС и гравитационной плотиной максимальной высотой 216 м в теле плотины размещены напорные водоводы ГЭС и глубинный водосброс, а на низовой грани плотины поверхностный водосброс (рис. 4.7). В узких створах с бетонными плотинами и из грунтовых материалов могут применяться компоновки с береговым и подземным зданием ГЭС. Основные компоновки ГЭС с плотинами из грунтовых материалов приведены на рис. 4.8. При этом здание ГЭС может размещаться непосредственно за плотиной (а) или применяются наиболее часто используемые компоновки с береговым (б) и подземным (в) зданием ГЭС. Для компоновок ГЭС с плотинами из грунтовых материалов характерно береговое размещение эксплуатационных водосбросов для пропуска паводковых расходов: в виде берегового поверхностного водосброса с быстротоком или туннельного водосброса. Для пропуска строительных расходов обычно используются строительные туннели. Рис. 4.7. Токтогульская ГЭС. Поперечный разрез: 1 – граница укрепительной цементации основания; 2 – цементационная завеса; 3 – турбинный трубопровод; 4 – водосброс; 5 – здание ГЭС Комплекс гидроэнергетических сооружений, включающий водоприемник, водоводы, здание ГЭС, выполненные вне плотины, называют напорно-станционным узлом (НСУ) ГЭС. Примером высоконапорной ГЭС с приплотинным зданием и плотиной из грунтовых материалов является Нурекская ГЭС мощностью 2,7 млн. кВт со среднегодовой выработкой 11.2 млрд. кВт·ч в год (рис. 4.9). К турбинам вода подводится от водоприемников башенного типа напорными туннелями. Для ускорения ввода в эксплуатацию ГЭС первые три гидроагрегата задействовали при пониженном напоре, когда плотина была возведена только на высоту 143 м (при проектной высоте 300 м), для чего были выполнены временный водоприемник и туннель. В период строительства пропуск расходов реки осуществлялся через три яруса строительных туннелей, расположенных на левом берегу. Паводковые расходы в эксплуатационный период (максимальный расход 5.4 тыс.м3/с обеспеченностью 0,01%) пропускаются через туннельный водосброс, соединенный с концевым участком строительного туннеля третьего яруса. Рис. 4.8. Компоновки ГЭС с приплотинными зданиями и с плотинами из грунтовых материалов: а – с размещением здания ГЭС за плотиной с подводом воды к нему от башенного водоприемника напорными водоводами в основании плотины (обычно размещаемыми в железобетонной галерее); б – с размещением здания ГЭС на берегу и подводом воды к нему от берегового водоприемника напорными туннелями; в – с подземным зданием ГЭС с подводящими и отводящими напорными туннелями а Рис. 4.9. Нурекская ГЭС: а – план; б – продольный разрез по напорному тракту ГЭС; 1 – глубинный оголовок водосброса; 2 – поверхностный оголовок водосброса; 3 – туннель паводкового водосброса; 4 и 5 – строительные туннели третьего и второго яруса; 6 – ОРУ 220 кВ; 7 – здание ГЭС; 8 – ОРУ 500 кВ; 9 – помещение развилок; 10 – аварийный затвор; 11 – водоприемник; 12 и 13 – временный туннель и водоприемник       б Деривационные ГЭС применяются при широком диапазоне напоров, начиная от нескольких метров на малых ГЭС и до 2000 м (ГЭС Райссек в Австрии имеет напор 1767 м), и строятся обычно в предгорных и горных районах. ГЭС с безнапорной деривацией может применяться при незначительных колебаниях уровня воды в водохранилище. На таких ГЭС из водоприемника вода подается в деривационный канал, проходящий по берегу (при соответствующих топографических и геологических условиях), или в безнапорный деривационный туннель. ГЭС с напорной деривацией применяется как при больших, так и при незначительных колебаниях уровня воды в водохранилище. На таких ГЭС из водоприемника вода подается в напорный деривационный трубопровод, расположенный на поверхности, или в напорный деривационный туннель (рис. 4.10). Сооружения деривационной ГЭС, а также ГЭС с плотинно-деривационной (комбинированной) схемой, при которой напор создается плотиной и деривацией (см. 2.4), включают: Головной узел, который предназначен для создания подпора в реке и направления потока в деривацию, а также очистки воды от наносов, сора, в ряде случаев от льда, шуги, состоит из плотины, водосброса, водоприемника, отстойника, промывных и ледосбросных сооружений.  а Рис. 4.10. Схемы деривационной ГЭС: а – с безнапорной деривацией; б – с напорной деривацией; 1– водоприемник; 2 – безнапорный туннель; 3 – напорный туннель; 4 – уравнительный резервуар; 5 – напорный трубопровод; 6 – здание ГЭС; 7 – аванкамера б Головные узлы с низконапорными плотинами, сооружаемые обычно на горных реках, имеют водохранилища с ограниченным объемом, в связи с чем предусматриваются мероприятия для предотвращения их заполнения наносами. Для этого в составе гидроузла водосбросная бетонная плотина, оборудованная затворами, выполняется с низким порогом и достаточной шириной водосбросного фронта, что обеспечивает при пропуске паводковых расходов промыв наносов. При большом количестве в воде взвешенных наносов, которые могут привести к быстрому истиранию проточной части гидротурбин, устраиваются отстойники в виде камеры, в которой при уменьшении скорости потока взвешенные частицы оседают на дно, а затем удаляются. Глухая часть плотины может выполняться бетонной или из грунтовых материалов. Водоприемник может быть совмещен с плотиной или выполнен на берегу. Водохранилища обычно осуществляют суточное регулирование и характеризуются небольшой глубиной сработки, что позволяет выполнить как безнапорную, так и напорную деривацию. Головные узлы с плотинами среднего и высокого напора характеризуются большим объемом водохранилища (с возможностью осаждения наносов в пределах мертвого объема) и значительной сработкой водохранилища при осуществлении сезонного или многолетнего регулирования стока. В связи с этим водоприемники выполняются глубинными, а деривация – напорной. Плотины могут выполняться бетонными (гравитационными, контрфорсными, арочными) с устройством в них водосброса и во многих случаях водоприемника ГЭС, а также из местных материалов с размещением водосброса и водоприемника вне тела плотины. Деривационные водоводы и сооружения на их трассе (деривация), осуществляющие подвод воды к станционному узлу, делятся на напорные (туннели, трубопроводы) и безнапорные (каналы, туннели), по трассе которых могут устраиваться водосбросы, дюкеры и другие сооружения. Станционный узел включает при безнапорной деривации напорный бассейн с аванкамерой, водоприемником, аварийным водосбросом и независимо от типа деривации общие сооружения: турбинные напорные водоводы, при необходимости с уравнительным резервуаром, здание ГЭС, отводящие водоводы в виде канала или туннеля (напорного или безнапорного), распределительное устройство. Плотина Ингурской ГЭС Рис. 4.11. Ингурская ГЭС. Продольный разрез по сооружениям ГЭС: 1 – шахта затворов; 2 – напорный туннель; 3 –уравнительный резервуар; 4 – помещение затворов; 5 – туннельные турбинные водоводы; 6 – подземное здание ГЭС; 7 – ОРУ; 8 – отводящий безнапорный туннель В составе станционного узла здания ГЭС выполняются береговыми открытыми, подземными и реже полуподземными. Характерным примером плотинно-деривационной ГЭС является Ингурская ГЭС (Грузия) мощностью 1,3 млн.кВт (рис. 4.11), в состав головного узла которой входит арочная плотина высотой 271 м с паводковым водосбросом, рассчитанным на расход 1900 м3/с. Водохранилище имеет полезный объем 0,68 км3при глубине сработки 70 м. От глубинного водоприемника, рассчитанного на расход 450 м3/с, начинается деривационный напорный туннель диаметром 9,5 м и длиной 15,3 км. В состав станционного узла ГЭС входят уравнительный резервуар шахтного типа, помещение дисковых затворов, туннельные турбинные водоводы, подземное здание ГЭС, отводящий безнапорный туннель и канал общей длиной 3,2 км. Суммарный статический напор Ингурской ГЭС, равный 409,5 м, образуется из напоров, создаваемых плотиной (226 м) и деривацией (183,5 м). Расчетный напор равен 325 м, а среднегодовая выработка – 5.4 млрд. кВт·ч в год. Типы зданий ГЭС и их основные элементы. Здание ГЭС представляет собой гидротехническое сооружение, в котором с помощью гидросилового, электрического, гидромеханического, вспомогательного оборудования, систем управления механическая энергия воды преобразуется в электроэнергию, передаваемую в энергосистему потребителям. При этом должны быть обеспечены надежная работа, прочность и устойчивость здания ГЭС при действии внешних нагрузок (гидростатического и гидродинамического давления, фильтрационного давления, температурных, сейсмических воздействий и др.), а также нагрузок от работы технологического оборудования. Тип и конструктивные решения зданий ГЭС определяются общей компоновкой сооружений ГЭС и основным энергетическим оборудованием. В зависимости от напора и условий работы в зданиях ГЭС устанавливаются поворотно-лопатные, осевые, радиальноосевые, диагональные и ковшевые турбины. Нижнюю часть здания, где размещается проточный тракт, включая спиральную камеру, отсасывающую трубу, турбинное оборудование и ряд технологических систем, называют агрегатной частью, а верхняя часть здания с верхним строением, где размещаются машинный зал с гидрогенераторами и крановым оборудованием, а также силовые трансформаторы, крановое оборудование водоприемника (в русловых зданиях), ремонтных затворов отсасывающих труб и другое технологическое оборудование, – надагрегатной частью. На конструкцию и размеры здания ГЭС в плане и по высоте, заглубление в основание существенно влияют габариты гидроагрегата, спиральной (турбинной) камеры и отсасывающей трубы, заглубление оси рабочего колеса гидротурбины под уровень нижнего бьефа, количество гидроагрегатов. Как правило, в здании ГЭС устанавливаются два гидроагрегата и больше (например в здании Саратовской ГЭС – 23 гидроагрегата, Каневской ГЭС – 24 гидроагрегата), редко – один гидроагрегат, так как при его ремонте ГЭС полностью прекращает работу. Рис. 4.12. Схемы агрегатной части зданий ГЭС (I –VII): 1 – отсасывающая труба; 2 – раздельный бычок между агрегатными блоками; 3 – гидрогенератор; 4 – машинный зал; 5 – пути крана; 6 – напорные водосбросы; 7 – отводящая камера; 8 – капсульный гидроагрегат Рис. 4.13. Русловое здание Головной ГЭС. Поперечный разрез: 1 – донный водосброс; 2 – высокий водоприемник   Рис. 4.14. Русловое здание Плявинской ГЭС. Поперечный разрез: 1 – затвор водосброса; 2 – паз аварийно-ремонтного затвора водоприемника; 3 – паз решетки; 4 – паз ремонтного затвора отсасывающей трубы; 5 – трансформатор; 6 – автодорога В состав здания ГЭС входит монтажная площадка, на которой производятся монтаж гидроагрегатов и их ремонт в период эксплуатации. В монтажной площадке также размещается часть вспомогательных систем. Многоагрегатные здания ГЭС, имеющие значительную длину, делятся на отдельные секции деформационными швами: температурно-осадочными при мягком основании, температурными при скальном основании. Так, здание Волжской ГЭС мощностью 2530 МВт с 22 гидроагрегатами разделено на секции длиной 60 м, в каждой из которых размещаются по два агрегатных блока с поворотно-лопастными турбинами с диаметром рабочего колеса 9,3 м (при расчетном напоре 19 м и мощности 115 МВт). Блок монтажной площадки обычно от здания также отделяется швом. Агрегатная часть здания ГЭС характеризуется значительной массивностью. Она воспринимает гидростатическое и гидродинамическое давление в проточной части, нагрузки от оборудования и вышерасположенных конструкций здания и передает их на основание. Геологические условия оказывают значительное влияние на конструкцию агрегатной части здания. Так, при скальном основании она существенно облегчается. В агрегатной части здания размещаются системы технического водоснабжения, осушения проточной части, дренажа здания и др. Конструкция агрегатной части зависит от типа здания ГЭС. В соответствии с типами ГЭС различают: Русловые здания ГЭС, которые входят в состав напорного фронта и воспринимают напор со стороны верхнего бьефа. В русловых зданиях с напором до 50 м могут применяться поворотно-лопастные турбины, а при напоре более 30 м – также радиально-осевые. Рис. 4.15. Приплотинное здание Зейской ГЭС. Поперечный разрез: 1 – трубопровод; 2 – повышающий трансформатор; 3 – ось путей прокатки трансформатора; 4 – кабельные галереи; 5 – козловой кран; 6 – мостовой кран машинного зала Приплотинные здания, располагающиеся за плотиной, воспринимающей напор со стороны верхнего бьефа. Подвод воды к ним осуществляется турбинными водоводами. В приплотинных зданиях с напором от 30 до 300 м применяются в основном радиальноосевые турбины, а также в определенных условиях высоконапорные поворотно-лопастные (например на ГЭС Орлик при диапазоне напоров 45–71 м и мощности агрегата 90 МВт) и диагональные (например Зейская ГЭС при диапазоне напоров 78,5–97 м и мощности агрегата 215 МВт). Рис. 4.16. Русловое здание Дубоссарской ГЭС. Поперечный разрез: 1 – водосброс; 2 – дренаж; 3 – металлический шпунт; 4 – понур Береговые здания, используваемые при плотинной и деривационной схемах ГЭС, практически не отличаются от приплотинных зданий. Подземные здания, которые также применяются при плотинной и деривационной схемах ГЭС, имеют отводящие туннели (напорные или безнапорные). В зданиях деривационных ГЭС с большими напорами используются радиально-осевые турбины до напора 600 м и ковшевые турбины начиная с напоров 500 м и выше. Все приведенные типы зданий применяются как в схемах ГЭС, так и ГАЭС. Основные схемы агрегатной части зданий ГЭС (кроме подземных зданий ГЭС) представлены на рис. 4.12. На схемах I и II приведены агрегатные части низконапорного руслового здания ГЭС с вертикальными гидроагрегатами и изогнутыми отсасывающими трубами соответственно несовмещенного и совмещенного типа с глубинными водосбросными водоводами, а на схемах IV и V – с горизонтальными и наклонными гидроагрегатами совмещенного типа с поверхностным водосбросом. На схеме III приведена агрегатная часть приплотинного или деривационного здания ГЭС с металлической турбинной (спиральной) камерой круглого сечения. На схеме VII показана агрегатная часть деривационной ГЭС с гидроагрегатами малой мощности с применением вертикальных конических, а также раструбных отсасывающих труб. При этом для отвода воды выполняется отводящий канал прямоугольного сечения. На схеме VI приведена агрегатная часть деривационной ГЭС с ковшевыми (активными) гидротурбинами, которая отличается отсутствием турбинных камер обычного типа и отсасывающих труб, благодаря чему агрегатная часть значительно упрощается. Параметры надагрегатной части здания ГЭС зависят от конструкции и размеров верхнего строения. При верхнем строении закрытого типа с высоким машинным залом в пределах здания ГЭС и монтажной площадки обеспечиваются при различных климатических условиях наиболее благоприятные условия эксплуатации, монтажа и ремонта основного оборудования. При этом высота и ширина машзала определяются как условиями размещения в нем оборудования, так и доставки его кранами машзала в агрегатный блок или на монтажную площадку при монтаже или ремонте основного оборудования. Верхнее строение обычно состоит из несущего каркаса в виде системы колонн, на которые опираются подкрановые балки и фермы перекрытия, стен, плит и кровли перекрытия. Большинство зданий ГЭС выполняются с высоким машинным залом (рис. 4.13 – 4.15). При верхнем строении полуоткрытого типа с пониженным машинным залом в пределах здания ГЭС и монтажной площадки основное оборудование размещается в машинном зале, кроме основного крана большой грузоподъемности, вынесенного за его пределы. При монтаже и ремонте сборка и разборка гидроагрегатов производятся через съемное перекрытие над каждым гидроагрегатом (в виде съемных крышек) при помощи внешнего козлового крана. На крупных ГЭС в большинстве случаев в пониженном машинном зале устанавливается кран уменьшенной грузоподъемности, при помощи которого выполняются монтажные и ремонтные работы, не требующие использования основного крана (рис. 4.16 – 4.18). При верхнем строении открытого типа без машинного зала гидрогенератор располагается под съемной крышкой, а остальное оборудование в технологических помещениях агрегатной части здания ГЭС и монтажной площадки. Монтажные и ремонтные работы выполняются при помощи внешнего крана. Учитывая усложнение условий эксплуатации, монтажа и ремонта гидроагрегатов, такой тип верхнего строения применяется крайне редко. Русловые здания ГЭС (рис. 4.19). На русловые здания ГЭС действуют те же нагрузки, что и на бетонные плотины, и к ним предъявляются те же требования по прочности, устойчивости, фильтрационным условиям в основании, которые обеспечиваются при соответствующих габаритах здания, противофильтрационных и дренажных устройствах в основании. Русловые здания делятся на несовмещенные и совмещенные с водосбросом. В связи с тем, что поток, поступающий в отводящий канал от несовмещенного и особенно совмещенного здания, обладает избыточной кинетической энергией для недопущения размыва в отводящем канале выполняется крепление (см. рис. 4.2). а б Рис. 4.17. Русловое водосливное здание с горизонтальными капсульными гидроагрегатами Киевской ГЭС: а – поперечный разрез; б – машинный зал; 1 – козловой кран; 2 – капсульный гидроагрегат; 3 – паз сороудерживающей решетки Сопряжение здания ГЭС с примыкающей к нему земляной плотиной или с берегом осуществляется с помощью сопрягающих устоев в виде подпорных стенок (гравитационных, уголковых, контрфорсных, ячеистых и других типов). В русловых зданиях несовмещенного типа с вертикальными гидроагрегатами проточная часть включает водоприемник, спиральную камеру в основном таврового сечения и отсасывающую трубу, от размеров которых зависят размеры агрегатного блока. При этом ширина блока с поворотно-лопастной турбиной может составить 2,6–3,2 диаметра рабочего колеса турбины (D1). Размеры водоприемника определяются необходимым заглублением под УМО, обеспечением благоприятных гидравлических условий на входе и при сопряжении со спиральной камерой, допустимыми скоростями потока на решетках (обычно составляющими 0,8–1,2 м/с), размещением решетки, аварийно-ремонтного и ремонтного затворов, пазы которых могут быть совмещены с пазами решетки. На входном участке водоприемника, как правило, выполняется раструб с забральной стенкой, чем достигается плавный подвод воды. Рис. 4.18. Приплотинное здание Нурекской ГЭС. Поперечный разрез: 1 – гидрогенератор; 2 – радиально-осевая турбина; 3 – шаровой затвор; 4 – система опорожнения турбинного трубопровода; 5 – козловой кран; 6 – съемная крышка машзала; 7 – мостовой кран машзала; 8 – кран для обслуживания шаровых затворов; 9 – отводящий коллектор системы опорожнения проточного тракта; 10 – съемная крышка; 11 – система техводоснабжения гидроагрегата; 12 – главный повышающий трансформатор Заглубление здания ГЭС под уровень нижнего бьефа зависит от необходимого заглубления оси рабочего колеса под уровень нижнего бьефа (высоты отсасывания) и размеров отсасывающей трубы, а также инженерно-геологических условий основания. Главные повышающие трансформаторы устанавливаются на перекрытии над технологическими помещениями со стороны нижнего бьефа. Русловые здания совмещенного типа, в которых, помимо турбинных водоводов, размещаются также водосбросы, могут быть выполнены: с донными водосбросами, размещаемыми ниже спиральной камеры над отсасывающими трубами – Волгоградская, Новосибирская, Каховская ГЭС (рис. 4.19,б); • с донными водосбросами и высоким водоприемником турбинных водоводов – Чебоксарская, Головная ГЭС (см. рис. 4.13); • с глубинными водосбросами, расположенными выше спиральной камеры (между ней и генератором) – Иркутская, Саратовская, Дубоссарская ГЭС (см. рис. 4.16); • водосливные с вертикальными гидроагрегатами – Павловская, Плявинская (см. рис. 4.14), Днестровская ГЭС; • водосливные с горизонтальными гидроагрегатами – Киевская, Каневская ГЭС (см. рис. 4.17); • бычковые с размещением гидроагрегатов в бычках водосливной плотины – Орточальская (Грузия), Уэллс (США). Здания совмещенного типа позволяют существенно сократить длину водосливных плотин или вообще отказаться от них, что особенно важно при возведении ГЭС на мягких основаниях, обеспечивая снижение стоимости строительства. Так, на Новосибирской ГЭС длина водосливной плотины сократилась на 50%. На Иркутской, Павловской, Плявинской, Днестровской ГЭС пропускная способность водосбросов здания ГЭС обеспечивает пропуск расчетного паводкового расхода без водосливных плотин. В совмещенных зданиях ГЭС водоприемник включает турбинный водоприемник и водоприемную часть водосбросов. К недостаткам таких зданий можно отнести усложнение конструкции, значительные дополнительные гидродинамические нагрузки при работе водосбросов, усложнение условий эксплуатации. В зданиях совмещенного типа с горизонтальными капсульными агрегатами, применяемых при низких напорах (до 25 м), благодаря отсутствию спиральной камеры и использованию прямоосной конической отсасывающей трубы достигаются значительное уменьшение ширины агрегатного блока и повышение заложения подошвы здания. Кроме того, улучшение геометрии и гидравлических условий проточного тракта, включая подводящую часть без спиральной камеры сложной конфигурации и замену изогнутой отсасывающей трубы прямоосной конической, обладающей более высокими энергетическими показателями, позволяет снизить потери напора, увеличить на 20–30% пропускную способность горизонтального агрегата и соответственно при той же мощности уменьшить диаметр рабочего колеса. В целом применение горизонтальных капсульных агрегатов по сравнению с вертикальными сокращает ширину агрегатного блока на величину до 35%, повышает к.п.д. на 2–4%.   а б Рис. 4.19. Русловые здания. Поперечные разрезы и виды с нижнего бьефа: а – Кременчугской и б – Каховской ГЭС: 1 – фундаментная плита; 2 – металлический шпунт; 3 – донный водосброс Поверхностный водослив обеспечивает благоприятные условия пропуска паводка, позволяет во многих случаях отказаться от устройства водосливной плотины. В таких зданиях металлическая капсула с заключенным в ней гидрогенератором размещается в проточной части здания со стороны верхнего бьефа. Доступ в капсулу осуществляется через специальные полости в вертикальном бычке. Монтаж и демонтаж гидроагрегата производятся с помощью мостового крана, который размещается в машинном зале под водосливом, и наружным козловым краном через люки со съемными крышками в пороге водослива (см. рис. 4.17). На ряде малых ГЭС генератор размещается открыто в машзале, ось гидроагрегата выполняется наклонно, а подвод воды к турбине осуществляется по водоводу, проходящему под генератором (см. рис. 4.12, схема V) Русловые здания бычкового типа применяются крайне редко, в основном на реках, несущих большое количество наносов, обеспечивая благоприятные условия пропуска через водосливные пролеты льда, наносов и паводковых расходов. На ГЭС бычкового типа Уэллс (США) мощностью 870 МВт с напором 30 м в бычках плотины установлены 10 гидроагрегатов, расчетный паводковый расход составляет 33,4 тыс.м3/с. К недостаткам таких ГЭС можно отнести отсутствие общего машинного зала, удлинение технологических коммуникаций и в целом усложнение условий эксплуатации. Приплотинные здания ГЭС. В приплотинных зданиях ГЭС вода подводится к турбинам по турбинным водоводам (металлическим или сталежелезобетонным), проходящим в основном в теле или на низовой грани бетонных плотин, с размещением водоприемника на верховой грани плотин, зданием ГЭС, непосредственно примыкающим к плотине, и отдельным швом (см. рис. 4.3, 4.5–4.7). При прямолинейных в плане плотинах здание ГЭС также прямолинейно, при его расположении за арочными или арочно-гравитационными плотинами здание ГЭС может иметь в плане прямолинейное или криволинейное очертание по дуге, соответствующей очертанию низовой грани плотины. Для обеспечения плавного подвода воды от турбинного водовода к спиральной камере перед ней обычно выполняется горизонтальный участок водовода длиной (4–6)D1, в пределах которого устраиваются технологические помещения с размещением на верхнем перекрытии повышающих трансформаторов. При плотинах из местных материалов вода подводится к турбинам по турбинным водоводам, проходящим через тело плотины или в обход её в виде туннелей или открытых водоводов, с отдельным водоприемником в верхнем бьефе и с размещением здания ГЭС на некотором расстоянии от плотины. В отличие от русловых приплотинные здания не воспринимают напор верхнего бьефа, а давление, передаваемое на них через турбинные водоводы, невелико, что позволяет облегчить конструкцию здания. Спиральные камеры таких зданий имеют круглое сечение и выполняются металлическими или сталежелезобетонными с металлической облицовкой. Ширина агрегатного блока с вертикальными радиально-осевыми (или диагональными) гидротурбинами определяется размерами турбинной (спиральной) камеры и составляет не менее 4D1(диаметров рабочего колеса). Характерным примером приплотинного здания является здание Красноярской ГЭС общей длиной вместе с монтажной площадкой 428,5 м, где установлено 12 гидроагрегатов суммарной мощностью 6 млн. кВт (см. рис. 4.5). В стационарной плотине выполнен водоприемник с 24 водозаборными отверстиями. Вода подводится к агрегату по двум сталежелезобетонным водоводам диаметром 7,5 м. На Чиркейской ГЭС с арочной плотиной, возведенной в узком ущелье, уменьшение длины приплотинного здания достигается двухрядным расположением гидроагрегатов (см. рис. 4.6). Оба машзала обслуживаются одним мостовым краном, который по подкрановым путям в монтажной площадке переводится из одного машзала в другой. Размещение отсасывающих труб в два яруса приводит к дополнительному заглублению здания ГЭС. При размещении сооружений ГЭС в узком ущелье, где сложно выполнить береговые водосбросы, водосбросы проходят в теле плотины, на ее низовой грани и на перекрытии здания. Такая компоновка выполнена на Токтогульской ГЭС с двухрядным расположением агрегатов в здании ГЭС (см. рис. 4.7). При этом повышающие трансформаторы размещаются в закрытом помещении. При такой компоновке поток, проходя по водосбросу, носком-трамплином отбрасывается от здания ГЭС на значительное расстояние, а гашение энергии в основном происходит за счет аэрации потока. Характерным примером приплотинного здания, расположенного за плотиной из местных материалов, с подводом воды туннелями является здание Нурекской ГЭС (см. рис. 4.9, 4.18). В здании ГЭС установлено 9 агрегатов мощностью по 300 МВт с максимальным напором 275 м. Подвод воды осуществляется по трем туннелям диаметром 9 м с разделением каждого на 3 турбинных водовода. Здание выполнено с пониженным машзалом со съемными крышками в перекрытии над гидроагрегатами и монтажной площадкой. В машзале и в помещении затворов для обслуживания и ремонта оборудования установлены мостовые краны, а для монтажа и полного демонтажа гидроагрегата и шарового затвора используется козловой кран. Здания деривационных ГЭС с радиально-осевыми турбинами практически не отличаются от приплотинных зданий. При установке ковшевых турбин изменяется конструкция агрегатной части здания ГЭС. Вместо турбинной камеры выполняется напорный распределительный трубопровод в виде металлического кожуха, на котором крепятся сопла турбины с механизмами регулирования расхода, а вода от турбины отводится по безнапорному лотку. В зависимости от мощности гидротурбины и количества сопел ось гидроагрегата может располагаться вертикально или горизонтально. Благодаря тому, что у ковшевых турбин рабочее колесо располагается выше максимального уровня нижнего бьефа, при их установке существенно уменьшается заглубление здания. В зданиях высоконапорных деривационных ГЭС при большой длине или разветвлении напорных водоводов перед турбинами устанавливаются в зависимости от напора и диаметра дисковые или шаровые затворы (при напорах более 600 м только шаровые), позволяющие перекрыть трубопроводы и остановить гидроагрегат в аварийной ситуации в случае отказа направляющего аппарата, а также при нормальной эксплуатации и проведении ремонтных работ. В последнее время вместо предтурбинных затворов находят применение встроенные кольцевые затворы, размещаемые между статорными колоннами и лопатками направляющего аппарата, что позволяет уменьшить габариты здания, массу и стоимость оборудования. Подземные здания ГЭС. В последние десятилетия широкое развитие получило строительство подземных зданий ГЭС. Из них наиболее крупные построены в Канаде: Черчилл-Фолс мощностью 5225 МВт с напором 320 м, Мика – 2610 МВт с напором 183 м. С подземными зданиями выполнены Ингурская ГЭС мощностью 1300 МВт в Грузии (рис. 4.20), Верхнетуломская – 248 МВт и Усть-Хантайская – 441 МВт в России и др. В подземных зданиях проведение строительных работ не зависит от климатических условий, что имеет важное значение при строительстве в северных регионах с суровой зимой или в тропиках с длительным сезоном дождей. Подземные здания также применяются в тех случаях, когда из-за неблагоприятных природных условий в ущелье (крутых оползнеопасных склонах, высоком уровне воды при пропуске паводка), а также большого заглубления оси рабочего колеса турбины под уровень нижнего бьефа строительство открытых зданий может привести к нарушению устойчивости береговых склонов, к резкому увеличению объемов работ. Рис. 4.20. Подземное здание Ингурской ГЭС. Поперечный разрез: 1 – подземное здание; 2 – помещение ремонтных затворов отсасывающих труб К недостаткам подземных зданий можно отнести: в случае неблагоприятных инженерно-геологических условий значительное усложнение производства подземных работ; усложнение условий эксплуатации в связи с удлинением технологических коммуникаций, более сложными схемами выдачи мощности; увеличение затрат электроэнергии на собственные нужды, что вызвано необходимостью постоянной вентиляции помещений, их освещения и др. Размеры и компоновка подземных зданий ГЭС зависят в первую очередь от параметров и размещения гидросилового, электрического и гидромеханического оборудования. На крупных ГЭС, где размеры выработок машинных залов достигают больших размеров (пролет до 30 м и более), в машинном зале обычно размещают основное гидросиловое оборудование, которое обслуживается мостовыми кранами, а предтурбинные затворы выполняются в отдельном помещении, расположенном на некотором расстоянии от машзала. При длинных отводящих туннелях ремонтные затворы нижнего бьефа и обслуживающие их механизмы для перекрытия отсасывающих труб также размещаются в отдельно расположенном помещении. При большом количестве агрегатов устраивают несколько отводящих туннелей, чаще всего безнапорных или напорных (при больших колебаниях уровней нижнего бьефа) с уравнительным резервуаром. При коротких туннелях, отводящих воду отдельно от каждого агрегата, затворы нижнего бьефа устанавливаются в выходных порталах туннелей. Одним из важных факторов, определяющих компоновку зданий подземных ГЭС, является выбор схемы размещения главных повышающих трансформаторов: в отдельном подземном помещении (ГЭС Кариба в Зимбабве, ГЭС Яли во Вьетнаме), в расширенном подземном машзале (ГЭС Тимет I и II в Австралии), открыто на поверхности земли на площадках ОРУ (Борисоглебская, Ингурская). Открытое расположение трансформаторов используется в основном при неглубоком размещении подземного здания (на глубине до 200–300 м) и благоприятных топографических и геологических условиях площадки. При этом токопроводы от генераторов к трансформаторам, имеющие значительную длину, прокладываются в специальных галереях и шахтах с выполнением специальных мероприятий по отводу тепла в связи с большим тепловыделением токопроводами. Передача электроэнергии на ОРУ и ЗРУ от главных трансформаторов при их подземном расположении осуществляется при напряжении 110–500 кВ маслонаполненными кабелями с проведением специальных мероприятий по отводу тепла, а в последнее время также элегазовыми токопроводами. В подземных зданиях предусматриваются монтажные площадки, которые в большинстве случаев являются продолжением машзала, располагаясь, как правило, в его торце и соединяясь с поверхностью земли при помощи транспортных туннелей и грузовых шахт. Для отвода тепла и вентиляции подземных помещений здания ГЭС устанавливаются вентиляторы и кондиционеры. Конструкции обделок машзалов зависят от инженерно-геологических условий. В большинстве машзалов выполняется несущий свод кругового очертания с увеличением толщины железобетонной обделки у пят. В достаточно прочных породах стены крепятся набрызг-бетоном, а в менее крепких устраивается сплошная бетонная или железобетонная облицовка толщиной до 0,5 м и более с укреплением анкерами, в зонах ослабленных пород – с проведением укрепительной цементации, а в ряде случаев предусматриваются дренажные мероприятия. В подземном здании Ингурской ГЭС длиной 145,5 м, пролетом 21,2 м и высотой выломки 53,7 м установлено 5 гидроагрегатов. Вода подводится к агрегатам турбинными водоводами, расположенными в плане под углом к продольной оси агрегатов, что позволило разместить предтурбинные затворы в пределах машзала, практически без увеличения его пролета (см. рис. 4.20). Вода отводится напорным туннелем. Полуподземные здания ГЭС. При благоприятных инженерно-геологических и топографических условиях и больших колебаниях уровня нижнего бьефа могут выполняться полуподземные здания, размещаемые в траншейных выработках, причем верхние строения машзалов могут устраиваться на поверхности земли. Возможны решения полуподземных зданий с размещением одного или нескольких агрегатов в отдельных шахтах, над которыми на поверхности земли возводится верхнее строение машзала, как на Днестровской ГАЭС. Рис. 4.21. Полуподземное здание Вилюйской ГЭС. Поперечный разрез   Рис. 4.22. Егорлыкская деривационная ГЭС. Общий вид Полуподземное здание Вилюйской ГЭС мощностью 648 МВт, выполненное в траншейной выработке глубиной 60 м, полностью размещается под поверхностью земли (рис. 4.21). Здания малых ГЭС. К малым обычно относятся ГЭС мощностью до 10–30 МВт. Наряду с использованием гидроэнергетических ресурсов больших рек на средних и крупных ГЭС, которые в большинстве случаев требуют создания больших водохранилищ и работают в объединенных энергосистемах, широкое развитие в мире получили малые ГЭС. Такие ГЭС используют гидроэнергетический потенциал малых рек, притоков, сбросных каналов и оказывают крайне ограниченное влияние на окружающую среду. Они могут выдавать электроэнергию в энергосистему или работать на конкретного потребителя, что особенно важно для отдаленных районов, где нет развитой сети электропередач. Малые ГЭС, как и крупные, разделяются на ГЭС с русловыми и приплотинными зданиями и деривационные. На малых ГЭС для упрощения конструкций в зданиях с установкой вертикальных гидроагрегатов могут применяться прямоосные конические отсасывающие трубы, широкое использование находят горизонтальные агрегаты, включая капсульные, а также с наклонным расположением оси агрегата (см. рис. 4.12, схемы IV, V, VII). На стр. 283 (фото) и на рис. 4.22 показаны деривационные ГЭС – Теребля-Рикская мощностью 27 МВт с напором 215 м и Егорлыкская мощностью 30 МВт с напором 32 м. Анализ методов управления гидроагрегатами. Существующие способы управления лопастями рабочего колеса поворотнолопастной гидротурбины основаны на управлении по открытию направляющего аппарата с коррекцией по напору ГЭС. Такое управление имеет ряд недостатков. Управление осуществляется по напору ГЭС отличающемуся от напора гидротурбины, что органически вносит погрешность, которая может быть существенной. Сигнал по напору определяется с помощью замеров уровней нижнего и верхнего бьефов и передается на большое расстояние к агрегатам, что вносит дополнительную погрешность и снижает надежность работы системы управления. Не учитываются потери в водозаборных решетках и в водоводах. В рассматриваемом методе управления в основу положено регулирование по открытию направляющего аппарата и активной мощности гидроагрегата, что исключает вышеперечисленные недостатки. Вместе с тем, при неизменных значениях напора и частоты вращения каждому открытию направляющего аппарата на универсальной характеристике соответствует одно оптимальное значение угла установки лопастей рабочего колеса, а, следовательно, и одно значение мощности. Следовательно, для каждого напора существует одна оптимальная кривая зависимости мощности от открытия направляющего аппарата. Кривая представлена на рисунке 1: Рисунок 1 — Зависимость мощности от открытия направляющего аппарата Оптимизация управления гидроагрегатом при изменении нагрузки. Одним из достоинств использования гидроагрегатов является, несомненно, высокая маневренность, которая, в свою очередь, не только от технических параметров используемого агрегата, но также от свой автоматической системы управления и регулирования В свою очередь, в некоторых случаях требуется настроить регулятор таким образом, при котором быстродействие системы было невелико Повысить его можно, если управляющий сигнал предварительно сформировать по определенному закону. Необходимость оптимального управления заключается в том, что частота вырабатываемого тока генераторами прямым образом зависит от частоты вращения турбины. Таким образом, нивелировав девиацию частоты вращения турбины, мы значительно уменьшим частоты вырабатываемого тока. На рисунке 2 представлена зависимость выходного тока от частоты вращения гидротурбины: Рисунок 2 — Принцип действия гидроагрегатов (анимация: количество кадров — 5, вес анимации — 150Кб, задержка между кадрами — 1с, общее число повторений — 10, создана при помощи програмного обеспечения MP GIF Animator) Метод упреждающего управления Построение точных прогнозирующих моделей для сложных технологических комплексов является весьма объемной и труднорешаемой задачей. Реально, во многих случаях, подобные модели обладают недостаточной точностью оценки показателей эффективности, требуемой в соответствии с технологическимирегламентами. Поэтому применение известных методов управления, основанных на построении точных прогнозирующих моделей ТОУ, для эффективного управления сложными технологическими процессами имеют определенные ограничения. В этой связи актуальной проблемой является разработка подхода к управлению, который основывается на упреждающих оценках эффективности процессов, получаемых не на прогнозирующих моделях, заданных на основе ранее проведенных исследований, а исходя из непосредственных измерений. Метод адаптивного управления Метод адаптивного управления перетоками активной мощности и частоты вращения гидротурбины можно отнести к способам адаптивного управления. Управление производится за счет изменения величины открытия направляющего аппарата (НА), а также угла наклона лопастей гидротурбины. Управляющее воздействие на НА поступает на сервомоторы, которое, в свою очередь, формируется с помощью регулятора активной мощности по алгоритму, который составляется с использованием математической модели агрегата. В модель включают регрессионные уравнения, описывающие нелинейные зависимости мощности турбины и перепада давления в расходомерном створе турбины от величины открытия НА и угла установки лопастей рабочего колеса. Параметры модели вычисляют с помощью рекурентного алгоритма метода наименьших квадратов. Данный метод направлен на обеспечение минимальной среднеквадратической погрешности управления активной мощностью гидроагрегата при минимальном расходе воды и минимальной мощности, затраченной на управление. Управляющие воздействия на сервомоторы механизмов открытия направляющего аппарата и разворота лопастей рабочего колеса формируют по алгоритмам, которые составляют с применением модели гидроагрегата, содержащей комбинаторную зависимость и основное энергетическое уравнение гидроагрегата с поворотно-лопастной турбиной. Управляющее воздействие u_1 (t) на сервомотор механизма разворота лопастей рабочего колеса формируют в электронном или цифровом преобразователе (комбинаторе) по одинаковой для всех гидроагрегатов одного типа, установленных на многоагрегатной ГЭС, зависимости требуемого угла установки лопастей f_mpот статического напора H_cm и величины открытия направляющего аппарата s(t) турбины (комбинаторной зависимости): Комбинаторную зависимость (1) определяют по результатам экспериментальных исследований макета поворотно-лопастной турбины. Расход воды Q вычисляют по уравнению: где op — перепад давления в расходомерном створе турбины; b_0 — показатель степени, величину которого для бетонных спиральных камер прямоугольного сечения выбирают из диапазона (0,48-0,52); b_1 — тарировочный коэффициент, величину которого определяют методом подобия (индексным методом) по заводской эксплуатационной характеристике. В уравнение (1) откорректированной комбинаторной зависимости включают комбинации указанных переменных, обеспечивающие максимальный кпд турбины, который определяют расчетным путем (индексным методом) по основному энергетическому уравнению гидроагрегата с поворотно-лопастной турбиной: где M_дв — момент движущих сил, создаваемый потоком воды на лопастях рабочего колеса; n — к.п.д. гидроагрегата, с помощью которого оценивают величину механических и электромагнитных потерь в турбине и генераторе; a_1 — угол между вектором окружной скорости и вектором абсолютной скорости потока воды на входной кромке лопасти рабочего колеса в расчетном сечении при заданной величине открытия направляющего аппарата s; b_p — расчетный угол установки лопастей рабочего колеса; a угол разворота лопастей рабочего колеса (угол отклонения лопастей рабочего колеса от расчетного угла установки); p — плотность воды; D — максимальный диаметр рабочего колеса; d — диаметр втулки рабочего колеса. Оценку эффективности и работоспособности как действующих, так и разрабатываемых алгоритмов управления, а также оптимизацию настроек системы регулирования целесообразнее проводить с использованием методов математического моделирования, что позволит повысить уровень информационной насыщенности об объекте управления и, тем самым, увеличить качественные показатели продукции и эффективность управления энергетическим объектом. В связи с этим, задача разработки алгоритмических и аппаратных средств исследования, реализации и настройки системы управления гидроагрегатом является актуальной. Целью работы является разработка алгоритмических и аппаратных средств исследования, реализации и настройки цифровой многофункциональной системы автоматического управления радиально-осевой гидротурбиной, позволяющих проводить предварительную настройку САУ на предприятии-изготовителе, сокращать время пуско-наладочных работ и приемо-сдаточных испытаний системы на ГЭС. Стандартизация турбинного оборудования В соответствии с международными и отечественными реко- мендациями [1—21] стандартизация энергетического оборудова- ния устанавливает систему и тип турбин — область их использо- вания по напору и дает представление об их основных энергети- ческих, механических и геометрических параметрах. В данной работе рассматриваются реактивные турбины трех систем: пово- ротно-лопастные (ПЛ), радиально-осевые (РО) и диагональные (Д) (рис. 2.1—2.3). Тип турбины определяется максимальным на- пором, при котором может быть применена лопастная система. Область использования различных систем и типов гидротурбин по напорам следует выбирать руководствуясь табл. 2.1. РИС. 2.1. Характерные геометрические параметры проточной части осевой гидротурбины Структура условного обозначения турбин ПЛ15/826-ГК-500 номинальный диаметр рабочего колеса, см компоновка, исполнение номер лопастной системы максимальный напор, м тип, система турбины Для диагональных турбин дополнительно указывается угол наклона лопастей относительно оси гидроагрегата; для ковшо- вых турбин дополнительно указывается число сопел. а) б) Рис. 2.2. Основные параметры проточной части радиально-осевых турбин: а — быстроходная РО турбина, Я= 45-И 15 м; 6 — тихоходная РО турбина, Н > 140 м Таблица 2.1 Типы гидротурбин и зоны их применения по напорам Система гидротурбины Тип гидротурбины Диапазон используемых напоров, м Наибольший Наименьший Поворотно- лопастные ШЛО 10 4 ПЛ15 15 5 ПЛ20 20 15 Ш130 30 20 ПЛ40 40 30 ПЛ50 50 40 ПЛ60 60 50 ПЛ70 70 60 ПЛ80 80 70 Радиально- осевые РО45 45 30 РО75 75 45 РО115 115 75 РО140 140 115 РО170 170 140 РО230 230 170 РО310 310 230 РО400 400 310 РО500 500 400 Диагональные ПЛД50 50 40 ПЛД60 60 50 ПЛД70 70 60 ПЛД90 90 70 ПЛД115 115 90 ПЛД140 140 115 ПЛД170 170 140 Примеры условного обозначения РО140/846—В—600 — турбина радиально-осевая на макси- мальный напор 140 м, вертикального исполнения с номиналь- ным диаметром рабочего колеса 600 см. ПЛ15/826—ГК—550 — турбина поворотно-лопастная на мак- симальный напор 15м, горизонтальная капсульная с номиналь- ным диаметром рабочего колеса 550 см. ПЛД90/4011-В-45°-500 — турбина поворотно-лопастная диагональная на максимальный напор 90 м, вертикального ис- полнения с углом наклона лопастей 45° и номинальным диамет- ром рабочего колеса 500 см. Обозначения в знаменателе типа турбины указывают на но- мер лопастной системы организации разработчика. При выборе основных энергетических, механических, кавита- ционных и геометрических параметров гидромашины следует ру- ководствоваться рекомендациями, приведенными в табл. 2.2—2.5, где представлены характерные размеры в безразмерных величи- нах относительно номинального диаметра рабочего колеса турби- ны, т. е. D0 = D0 , D1 b0 = 0 D1 и т. д. При проектировании элементов водопроводящего тракта и турбинного блока необходимо принимать стандартные значения Рис. 2.3. Характерные параметры проточной части диагональной тур- бины: DJ — номинальный диаметр РК; D0 — диаметр расположения лопаток направляющего аппарата; Z)ropji — диаметр горловины камеры РК; dK — диаметр корпуса РК; 60 — высота направляющего аппарата; Q — угол наклона лопастей диаметров рабочего колеса Dl и окружности D0, на которой раз- мещаются лопатки направляющего аппарата (табл. 2.6). 2.1. Классификация гидротурбин Гидротурбины также можно классифицировать по ряду сле- дующих признаков: по конструктивным особенностям элементов подвода воды к рабочему колесу; по форме водопроводящего тракта лопастной системы; по форме отсасывающей трубы; по системе регулирования. Классификация по компоновке подводящих устройств. Турбина с открытой турбинной камерой. Такая компоновка может при- меняться только у агрегатов небольшой мощности — не более 1,0 МВт. На рис. 2.4 показана гидроэнергетическая установка (ГЭУ), где основное турбинное оборудование размешается в от- крытой камере. Турбина в бетонной спиральной камере с неполным углом охвата (рис. 2.5). Такая схема целесообразна на гидроэнергетических ус- тановках большой мощности при напорах до 70 м и диаметрах рабочего колеса до 11,2 м. Гидроэнергетическая установка с турбинной камерой полного угла охвата ф0 = 345 — 360° (рис. 2.6). Такой подвод применяется на ГЭС с большими напорами Я = 80—500 м. Турбинная камера выполняется из металла. Металлическая облицовка либо полностью воспринимает давление воды, либо частично пере- дает его на бетон подводной части здания электростанции. Реактивные турбины без регулирующего направляющего ап- парата. Такая конструкция может быть использована на ГЭУ малой мощности при незначительных колебаниях напора. Установка с регулирующим направляющим аппаратом, кото- рый, обеспечивая изменения мощности, является запорным органом турбины. Такой регулирующий узел может быть ра- диальным, коническим, осевым, в зависимости от компонов- ки гидроагрегата в целом. Таблица 2.2 Основные параметры осевых гидротурбин Параметр Тип гидротурбин ПЛ10 ПЛ15 ПЛ20 ПЛ30 ПЛ40 ПЛ50 ПЛ60 ПЛ70 ПЛ80 Число лопастей рабочего колеса (РК) z1 3–4 3–4 4 4–6 5–6 7–8 7–8 8 8 Размер корпуса РК dвт 0,35 0,35 0,37 0,40 0,44 0,47 0,51 0,55 0,60 Высота направляющего аппарата b0 0,450 0,420 0,400 0,375 0,375 0,375 0,350 0,350 0,350 Габариты турбинной камеры: ширина Всп 3,1– 2,9 2,65– 2,85 2,9– 2,65 2,7– 2,9 2,9– 2,6 2,9– 2,7 3,0– 2,9 3,2– 3,8 4,0– 3,4 угол охвата, , град 180– 210 210-225 240-345 Габариты отсасывающей трубы: высота hот 2,7 2,6 2,4 2,9 2,7 2,3 2,7 2,3 2,3 длина Lот 4,5 4,5 4,0 4,5 4,5 5,0 5,0 5,6 4,5 ширина Вот 2,5 2,5 2,6 2,8 2,6 2,9 2,9 2,8 2,6 Оптимальная приведенная частота вращения nI′ опт, мин -1 165– 185 150– 165 138– 150 125– 135 115– 126 110– 120 105– 116 102– 110 100– 105 Приведенный расход: оптимальный QI′опт , м3/с 1,25– 1,45 1,125– 1,35 1,05– 1,25 1,00– 1,20 1,00– 1,20 0,95– 1,15 0,90– 1,05 0,85– 1,00 0,80– 0,95 максимальный по кавитационным условиям QI′p, м3/с 2,30– 2,50 2,10– 2,35 1,80– 2,25 1,45– 2,00 1,25– 1,20 1,15– 1,50 1,05– 1,30 0,95– 1,20 0,90– 1,10 Коэффициент кавитации σ QIопт − QI′p 1,50 1,10– 1,40 0,95– 0,35 0,90– 0,30 0,70– 0,25 0,60– 0,20 0,55– 0,20 0,55– 1,15 0,45– 0,15 Таблица 2.3 Основные параметры радиально-осевых гидротурбин Параметр Тип гидротурбины РО45 РО75 РО115 РО140 РО170 РО230 РО310 РО400 РО500 РО600 Относительная высота направляющего аппарата b0 0,35 0,30 0,25 0,25 0,20 0,16 0,12 0,10 0,08 0,06 Габариты турбинной камеры: ширина Всп 4 3,7 3,5 3,5 3,1 3,1 3,2 2,7 2,7 2,7 диаметр на входе dсп 1,4 1,3 1,4 1,4 0,93 0,95 1,0 0,7 0,7 0,7 Габариты отсасывающей трубы: высота hот 2,6 3,0 2,6 2,6 2,4 2,7 3,0 3,2 3,2 3,5 длина Lот 5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 ширина Всп 2,8 3,1 3,0 3,0 2,6 2,7 2,9 1,51 1,5 1,5 Оптим.прииведенная частота вращения nI′опт , мин-1 80–90 75–83 68–77 66–74 64–72 62–68 60–66 60–65 58–65 56–65 Приведенный расход: оптимальный QIопт, м3/с 1,15– 1,30 1,00– 1,15 0,85– 1,00 0,75– 0,90 0,55– 0,70 0,40– 0,55 0,30– 0,40 0,20– 0,30 0,18– 0,25 0,15– 0,20 максимальный на линии 5%-ного запаса мощности QI′p, м3/с 1,35– 1,55 1,15– 1,40 0,95– 1,15 0,85- 1,00 0,70– 0,85 0,50– 0,65 0,35– 0,50 0,30– 0,37 0,25– 0,30 0,20– 0,26 Коэффициент кавитации при QI′опт − QI′p 0,15– 0,24 0,13– 0,21 0,10– 0,17 0,09– 0,15 0,07– 0,13 0,05– 0,09 0,04– 0,07 0,04– 0,07 0,04– 0,07 0,04– 0,07 Таблица 2.4 Основные параметры диагональных гидротурбин Параметр Тип гидротурбины ПЛД50–8 ПЛД60–В ПЛД70–В ПЛД90–В ПЛД115–В ПЛД140–В ПЛД170–В Угол наклона лопастей Θ, град 60 45 30 Число лопастей Z1 7–8 7–8 8–9 9–10 9–10 9–11 10–12 Диаметр корпуса РК dвт 0,50 0,53 0,55 0,60 0,65 0,70 0,76 Диаметр горловины D горл 1,01–0,99 1,00–0,98 0,98– 0,97 Диаметр окружности направляющего аппарата D0 1,25–1,30 1,32–1,35 1,38– 1,42 Относительная высота направляющего аппарата b0 0,375 0,350 0,350 0,320 0,280 0,250 0,230 Высотное расположение рабочего колеса hрк 0,14–0,18 0,10–0,15 0,08– 0,09 Габариты турбинной камеры: ширина Всп 4,0–4,2 2,9–3,1 4,0–4,2 3,6–4,0 3,7–3,8 3,7–3,8 4,0–4,2 входной диаметр dсп 1,4–1,5 – 1,4–1,5 1,3–1,4 1,25–1,3 1,25–1,3 1,3–1,4 Габариты отсасывающей трубы: высота hот 2,3–2,5 2,3–2,5 2,3–2,5 2,4–4,1 4,0–4,2 4,0–4,2 2,3–2,5 длина Lот 4,5–5,0 4,5–5,0 4,5–5,0 4,5–8,0 7,0–8,0 7,0–8,5 4,0–4,5 ширина Всп 2,5–2,6 2,9–3,0 2,5–3,0 2,5–1,6 1,6–1,7 1,6–1,7 2,2–2,5 Оптимальная приведенная частота вращения nI′опт , мин-1 105–115 100–115 100–110 85–89 83–91 82–87 77–85 Приведенный расход, м3/с: оптимальный QI′опт 0,90–1,15 0,90–1,10 0,85–1,05 0,80–1,00 0,76–0,90 0,72–0,85 0,55–0,65 максимальный по кавитационным условиям QI′ max 1,25–1,50 1,20–1,40 1,10–1,30 1,00–1,20 0,85– 1,05 0,75–0,95 0,70–0,80 Коэффициент кавитации σ при QI′ max 0,33–0,52 0,30–0,50 0,28–0,40 0,26–0,38 0,22–0,30 0,18–0,26 0,16–0,20 Таблица 2.5 Основные параметры горизонтальных капсульных гидротурбин Параметр Тип гидротурбины ПЛ7–ГК ПЛ10–ГК ПЛ15–ГК ПЛ20–ГК ПЛ25–ГК Число лопастей рабочих колес Z1 3–4 3–4 4 4 4–5 Относительный размер корпуса рабочего колеса dвт 0,35 0,35 0,36 0,37 0,4 Относительная высота направляющего аппарата b0, не менее 0,4 0,4 0,4 0,375 0,375 Угол наклона оси поворота лопатки направляющего аппарата к оси турбины , град 60–65 60–65 60–65 60 60 Относительный диаметр капсулы Dк 1,1–1,15 1,15–1,2 1,15–1,2 1,2 1,2 Оптимальная приведенная частота вращения nIопт, об/мин 150–190 145–180 140–170 135–165 135–160 Приведенный расход, л/с: оптимальный QI′опт 1800–2000 1700–1900 1600–1800 1500–1750 1450–1700 максимальный по кавитационным условиям QI′мак с 3200–3500 2800–3250 2400–3000 2000–2750 1700–2500 Коэффициент быстроходности гидротурбины nS, об/мин 920–1230 850–1140 750–1020 660–920 610–850 Коэффициент кавитации σ при QI′макс 2,2–3,0 1,9–2,4 1,5–2,1 1,2–1,8 1–1,6 Примечания 1. Для гидротурбин всех типов относительный диаметр горловины камеры рабочего колеса Dгорл = 0,97 − 0,985 , относительное расстояние между рабочим колесом и направляющим аппаратом L0 = 0,7 − 0,85 . 2. Значение Dк согласовывается с предприятием-изготовителем генератора 3. Допустимые отклонения от указанных значений d вт не должны превышать ± 5% Таблица 2.6 Типоразмеры реактивных гидротурбин D1,см Типы рабочих колес Направляющий аппарат ПЛ10 ПЛ15 ПЛ20 ПЛ30 ПЛ40 ПЛ50 ПЛ60 ПЛ70 ПЛ80 РО45 РО115 РО170 РО230 РО310 РО400 РО500 D0, cм z0 180 + + + + 220 16 200 + + + + + 240 16 225 + + + + + + + 275 16 250 + + + + + + + + + + 290 24 280 + + + + + + + + + + + + + + + 325 24 320 + + + + + + + + + + + + + + + + 375 24 360 + + + + + + + + + + + + + + + + 420 24 400 + + + + + + + + + + + + + + + 465 24 450 + + + + + + + + + + + + + + + 525 24 500 + + + + + + + + + + + + + + 580 24 550 + + + + + + + + + + + + + + 640 24 600 + + + + + + + + + + + + + + 700 24 650 + + + + + + + + + + + + + 750 24 700 + + + + + + + + + + + + + 810 24 750 + + + + + + + + + + + + + 875 24 800 + + + + + + + + + + + + + 930 24 850 + + + + + + + + + + + + + 985 24 900 + + + + + + 1050 28 950 + + + + + 1100 28 1000 + + + 1150 28 1050 + + 1200 28 а) б) Рис. 2.4. Радиально-осевая гидротурбина в открытой камере: а — вертикальная; б — горизонтальная (фронтальная) Рис. 2.5. Г'ЭУ с турбинной камерой неполного угла охвата Классификация по форме проточного тракта лопастной си- стемы. Характер протекания воды в рабочем колесе может быть: радиальный, радиально-осевой (поток в межлопастном канале движется от периферии к центру, совершая поворот от радиального к осевому); диагональный; осевой (поток проте- кает в меридиональной плоскости в межлопастном канале в осевом направлении). Рис. 2.6. Гидроагрегатный блок с турбинной камерой полного угла охвата Рис. 2.7. Здание ГЭС с капсульными горизонтальными агрегатами: 1 — капсульный агрегат(турбина и генератор); 2 — прямоосная отсасывающая решетка; 3 —• сороудерживающая решетка; 4 — затворы поверхностного водослива Рис. 2.8. Здание Саратовской ГЭС с поворотно-лопастной турбиной: 1 — генератор; 2 — рабочее колесо; 3 — отсасывающая труба; 4 — водосброс; 5 — паз решеток и затворов; 6 — основной козловой кран Классификация по конструкции отсасывающей трубы. Турбина с прямоосной отсасывающей трубой. Такая форма элемента отвода гидроэнергетической установки целесообразна в основном при их горизонтальной компоновке, а также на ГЭС незначи- тельной мощности (рис. 2.7). Агрегаты вертикального исполнения значительной мощнос- ти, а также в сдвоенных или фронтальных горизонтальных тур- бинах большей частью используются с изогнутой отсасывающей трубой (рис. 2.8). Они, как правило, имеют высоту (2,3—4) Dr Рациональная организация сходящего с лопастей потока может быть более эффективна, повышая надежность работы гидроагрегата, при наличии раструбной отсасывающей трубы Рис. 2.9. Раструбная отсасывающая труба: 1 — коноид; 2 — раструб; 3 — выходной диффузор с коноидом (рис. 2.9). Использование такой турбины может существенно уменьшить высотные габариты подводной гид- ротехнической части здания ГЭС. Классификация по схеме регулирования. В зависимости от спо- соба регулирования мощности и частоты вращения ротора раз- личают следующие типы гидроэнергетических установок: турбина одинарного регулирования, когда изменение ее пропус- кной способности осуществляется только изменением открытия направляющего аппарата или изменением угла установки лопас- тей рабочего колеса; в практике турбиностроения наиболее рас- пространенной является данная схема регулирования; она приме- няется на всех без исключения радиально-осевых и пропеллерных турбинах; турбина двойного регулирования, у которой регулирование рас- хода осуществляется согласованным изменением открытий на- правляющего аппарата и угла установки лопастей рабочего ко- леса; двойное регулирование обеспечивает высокие энергети- ческие качества турбины в широком диапазоне изменения мощности, гидромашина обладает пологой энергетической ха- рактеристикой; обычно такая схема используется на гидроэнер^ готических установках с рабочим колесом поворотно-лопаст ного типа (ПЛ, ПЛД).