Главная Бухгалтерия в кармане Учет расходов Экономия на кадровиках Налог на прибыль Как увеличить активы Основные средства
Главная ->  Гидравлические машины: турбины и насосы 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 [ 27 ] 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54

3. По (7-5) находят Qp, принимая для полного открытия ц = = 0,87 ч- 0,88.

4. Зная Qip и Qp, по (7-6) находят О^.

5. Определяют основные размеры: диаметр струи = X X (djDi), диаметр сопла d, внешний диаметр рабочего колеса и другие размеры по данным, приведенным в § 2-7, и чертежам аналогов.

При сравнении вариантов учитывают, что с уменьшением D, сокращаются габариты и масса турбины, но с ростом осложняется подвод воды. При > 2 предпочтительнее вертикальная компоновка, при = 1 горизонтальная, а при z = 2 возможны обе компоновки.

Пример 7-4. Подобрать турбину для Яр = 500 м и Np= 15 000 кВт. Решение. 1. Задаемся несколькими значениями п = Пс по (7-8) и по (3-38) вычисляем соответственные п^. Выбираем по табл. 7-8 число сопл г^.

а) п= 500 (р= 12), ns =

500 500

-. / 1.36-

15 000

= 30,2,

/500

для этих условий 2c= 2

б) п= 428 (р= 14), ns = 25,8, 2c = 2;

в) п= 375 (р= 16), ns = 22,6, гс= 1. Проводим расчеты для вариантов 1а и 1в.

2. По (7-13) определяем DJd и по (7-11) qj. Вариант 1а

30,2 = 250 2; D/d=ll,7;

Q; = 3,4.2

Вариант 1в

/ 1 .11.7

= 0,05 мз/с.

22,6 = 250F 1 -5-; =11,0; 1 с

q; = 3,4.i

= 0,029 мз/с.

,11,0/

3. Находим Qp по (7-5), приняв г) = 0,87:

Q =-15000- 3 2 мз/с.

9,81-500-0,87

4. Определяем Di по (7-6). Вариант 1а

Вариант 1в

= -/ 3-52 К 0,05./!

/500

= 1,78 м.

V 0,029- /500

= 2,33 м.

Таким образом, в варианте 1в больше Di и меньше частота вращения п, . но зато одно сопло и проще подвод.

5. Некоторые габариты для варианта 1в: диаметр струи = 2,33/11,0 = 0,21 м; диаметр сопла rf= 1,2-0,21 = 0,25 м;

наружный диаметр рабочего колеса £)нар (см. рис. 2-31) находим согласно формулам в § 2-7 с = (2,5 2,8) dc. При этом Днар = 2,33 + 2,7-0,21 = = 2,90 м. Ширина ковша а = (2,8 3,6) dc или а = 3,2-0,21 = 0,67 м.

Эти данные позволяют установить габариты турбины.

7-4. РЕЖИМНЫЙ ГРАФИК РАБОТЫ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Режимный график работы гидроэлектростанции, определяющий изменение напора и мощности в процессе эксплуатации, является основой для подбора турбин. Суммарная мощность турбин станции 2 -р назначается в соответствии с установленной мощ- Т ------1

ностью ГЭС Л/рэс уст' которая находится в результате водно-энергетических расчетов

ГЭСуст

(7-14)

т

Рис. 7-8. Режимный график работы турбин гидроэлектростанций.

Здесь TjreH - к. п. д. генераторов, который составляет 0,97-0,98.

Согласно (1-15) напор Я зависит от двух величин: статического напора Я„ и гидравлических потерь в основном в водоводах ГЭС, поэтому его можно представить выражением

Я=2вб-z 6-/гпот- (7-15)

Отметка верхнего бьефа г^ определяется заполнением водохранилища и находится между отметками ,НПУ (нормальный под-порныйуровень) и УМО (уровень мертвого объема). Отметка нижнего бьефа 2 б зависит в основном от расхода Q 6 и представляется

зависимостью f,r\ \ in лс\

2 б = /(Рнб). (7-16)

причем с ростом Q 6 повышается г^.

Потери ftnoT пропорциональны квадрату расхода, зависят от длины водоводов ГЭС и размеров их сечений.

Имея в виду (7-16) и учитывая при данной отметке г^б

с ростом расхода, т. е. с увеличением суммарной мощности турбин N, напор снижается. Общий вид режимного графика работы ГЭС показан на рис. 7-8. С ростом суммарной мощности турбин и расхода напор снижается. Важными показателями режимного графика являются напоры: максимальный Я„акс и минимальный Я„ин> а



также расчетный Яр, при котором обеспечивается номинальная мощность гидроагрегатов = S-p (7-14). Значение расчетного напора Яр устанавливается в результате водноэнергетических расчетов. При Я < Яр суммарная мощность турбин ГЭС, определяемая линией предельной мощности /-т, меньше 2 -р. т. е. в этих условиях мощность ГЭС меньше N у^...

7-5. СУММАРНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

ПАРАЛЛЕЛЬНО РАБОТАЮЩИХ ТУРБИН ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Мощность гидроэлектростанции равна сумме мощностей работающих агрегатов

т т

/Vrac = 2Aa = 2/VTireH. (7-17)

где - мощность турбины и т]ген - к. п. д. генератора.

При этом распределение нагрузки между отдельными агрегатами

может быть различным. Оптимальным будет такое распределение

нагрузки, при котором суммарный расход всех турбин минимален

или средний к. п. д. имеет наибольшее значение.

Общим показателем условий регулирования мощности является

производная

Х = , (7.18)

причем % называют относительным приростом. Оптимальному распределению нагрузки между агрегатами отвечает равенство относительных приростов.

Коэффициент полезного действия генераторов изменяется мало, поэтому решающее значение имеют характеристики турбин (оказывают влияние и потери в водоводах). Для турбин с одинаковыми характеристиками оптимальным условиям соответствует равное распределение нагрузки между работаюищми турбинами.

Это правило позволяет построить суммарную характеристику всех турбин при параллельной работе агрегатов, а совмещение этой характеристики с режимным графиком работы ГЭС дает возможность выявить весь диапазон режимов работы турбин на данной ГЭС.

Проще всего строится линейная суммарная характеристика при постоянстве напора. Зная тип турбины, и п, строим для Яр ее линейную мощностную характеристику т] = f (Л^) (см. § 6-6, рис. 6-14, а и б). Согласно установленному правилу при параллельной работе нагрузка между одинаковыми турбинами должна распределяться поровну. Это значит, что для построения характеристики, соответствующей работе двух турбин, нужно увеличить в 2 раза абсциссы всех точек кривой /. Таким образом, получаем

кривую 2, показывающую, как изменяются к. п. д., когда параллельно работают две турбины. Увеличивая абсциссы кривой / в 3 раза, получили характеристику при работе трех турбин (линия 3) и т. д.

Суммарная характеристика позволяет получить ряд важных для эксплуатации ГЭС выводов. Прежде всего с ее помощью выявляются оптимальные условия переключения , т. е. перехода с одного числа работающих турбин на другое. Например, когда суммарная мощность снизится до 2Л^р (Л^р - расчетная

г

Np NiNa. 2.Np ЗНр

две

Оптимальные зоны работы турбин

Рис. 7-9. Суммарная линейная эксплуатационная характеристика турбин.

Щ Мг, А±з

Т

Рис. 7-10. График изменения нагрузки турбин гидроэлектростанции.

мощность одной турбины), то можно уже работать двумя агрегатами, а третий остановить. Однако характеристика на рис. 7-9 показывает, что выгоднее сохранить в работе три агрегата до Л^, так как при этом к. п. д. выше, а для двух агрегатов - до Л^,. Таким образом устанавливаются оптимальные зоны работы одной, двух и т. д. турбин.

Если известен график нагрузки станции = / (О (рис 7-10), то на основании суммарной характеристики можно определить средний к. п. д. т],р по формуле

Icp-

2 (ЕЛ-,)

г

(2л/,) м

(7-19)

Здесь 2 - суммарная мощность турбин ГЭС в течение интервала времени М; т]; - к. п. д. по суммарной характеристике на рис. 7-9, соответствующий мощности Yii 7 - полное время (для суточного графика Г = 24 ч). Вычисляя ц^, можно сравнить рассматриваемые варианты турбинного оборудования, например, с различным числом турбин.



Линейную суммарную характеристику можно использовать, когда напор ГЭС изменяется мало, например на 10-15%.

Если при работе ГЭС изменения напора значительны, то строится суммарная универсальная характеристика параллельно работающих турбин. Основой Одна , Две , Три ее является эксплуатационная напорно-мощностная (см. рис. 6-1) или напорно-расходная (см. рис. 6-2) характеристика при заданных D и п. Способ ее построения по главной универсальной характеристике описан в § 6-6.

В координатах Н и 2 (рис. 7-11) характеристика одной турбины занимает область, ограниченную двумя линиями:] / - - максимальная мощность турбины, определяемая напором, и 1 - Np - наибольшая расчетная мощность турбины, определяемая номинальной мощностью генератора (с ростом напора турбина может увеличивать мощность далее


Рис. 7-11. Построение суммарной эксплуатационной характеристики.


300 лтУс

Рис. 7-12. Эксплуатационная напорно-расходная характеристика турбин и режимный график работы гидроэлектростанции.

ПО ЛИНИИ /, но это вызывает перегрузку генератора). В этой области располагаются линии равных к. п. д. т] и (чтобы не усложнять чертеж, последние не показаны).

Суммарная характеристика для параллельно работающих двух, трех и т. д. турбин на основании правила равенства нагрузок найдется удвоением, утроением и т. д. абсцисс всех точек данного режима. Например, точка Л' с т) = 92% при работе двух турбин переместится в Л , а при работе трех турбин - в Л' . В результате суммарная характеристика двух турбин будет ограничена линиями 2-2, трех турбин 3-3. Следует отметить, что форма кривых при этом изменяется. Это наглядно видно по линии т] = 92%, показанной для двух и трех турбин.

В качестве примера на рис. 7-12 показана суммарная эксплуатационная напорно-расходная характеристика для четырех радиально-осевых турбин (Di = 5,0 м, п = 136,4 об/мин, расчетный напор Яр = 92,8 м, Np = 206 МВт, Qp = 239 мЧс), совмещенная с режимным графиком работы ГЭС. На характеристике показаны линии к. п. д. и допустимой высоты отсасывания Я^. Кроме того, дана кривая уровней воды в нижнем бьефе (z.g) и построены кривые, определяющие наибольшую допустимую отметку оси направляющего аппарата турбины z. а, которые получены из выражения

2н. а - п. б ~Ь

Эти кривые позволяют обоснованно выбрать отметку установки турбины.

ГЛАВА ВОСЬМАЯ

АВТОМАТИЗАЦИЯ, МОНТАЖ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТУРБИН

8-1. СИСТЕМЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУРБИН

В процессе эксплуатации открытие турбины изменяют для пуска агрегата в работу, для его остановки, для изменения развиваемой мощности в соответствии либо с нагрузкой потребителей, либо с наличным расходом воды или напором на ГЭС. Все эти операции осуществляются с помощью системы автоматического регулирования турбин, которая при нормальной работе агрегата под нагрузкой обеспечивает поддержание заданной частоты вращения, позволяет осуществлять требуемое оптимальное распределение нагрузки между работающими турбинами и создает возможность быстрой остановки турбины в аварийных условиях (перегрев подшипников, прекращение подачи смазки и др.).

При рассмотрении конструкций турбин (гл. 2) было отмечено, что изменение открытия направляющего аппарата, изменение угла, установки лопастей рабочего колеса в поворотно-лопастных турбинах, смещение иглы и отклонителя струи в ковшовых турби-



1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 [ 27 ] 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54

© 2024 Constanta-Kazan.ru
Тел: 8(843)265-47-53, 8(843)265-47-52, Факс: 8(843)211-02-95