Возобн. источн. энерг. Тексты лекций. Курс лекций для студентов специальности энергоэффективные технологии и энергетический менеджмент Минск 2009 удк620. 9(042. 4)
 Скачать 6.34 Mb.
|
|
4.1. Гидроэнергетические ресурсы Республики Беларусь Потенциальные гидроэнергетические ресурсы Республики Беларусь обусловлены расположением в середине ее равнинной территории водораздела между бассейнами Балтийского и Черного морей, который делит страну на две почти равные части, вследствие чего вытекающие отсюда реки не могут достигнуть значительной мощности прежде, чем оставляют ее границы. Это предопределяет строительство в республике главным образом малых гидроэлектростанций. Состояние гидроэнергетики страны характеризуется соотнесением запасов ее гидроэнергетических ресурсов (гидроэнергопотенциала ее рек) и масштаба их освоения. Запасы гидроэнергоресурсов Республики Беларусь составляет теоретический потенциал ее рек – около 7,5 млрд. кВт часов в средний по водности год, а его часть, которая путем выработки электроэнергии на ГЭС или иными техническими средствами может быть использована (технический потенциал), – 2,5–3,0 млрд. кВтч/год. В настоящее время экономический гидроэнергопотенциал в Республике Беларусь составляет 1,3 млрд. кВтч/год, или 325 МВт общей установленной мощности возможных ГЭС в условиях Беларуси. Как источники энергии реки в Беларуси использовали издавна посредством сооружения многочисленных водяных мельниц и других гидросиловых установок, для которых возводились плотины простейшего типа, обеспечивавшие поддержание небольших подпоров воды – высотой до 2-х и 3-х м. К 1941 г. на территории Республики Беларусь действовало более тысячи водяных мельниц. Некоторые из них затем реконструировались в мелкие гидроэлектростанции. Всего в республике в начале 1960-х годов действовало около 180 ГЭС общей мощностью 21 МВт с годовой выработкой электроэнергии в средний по водности год 88 млн. кВтч. Сельское хозяйство Беларуси в 1959 г. получило от ГЭС около 20% всей потребленной им электроэнергии. Однако дальнейшее развитие малой гидроэнергетики прекратилось в начале 1960-х годов в основном из-за представившейся возможности подключения сельских потребителей электроэнергии к государственным энергосистемам, а большинство построенных малых ГЭС затем было выведено из эксплуатации или разрушено, в основном из числа мелких мощностью до 100 кВт, принадлежавших колхозам. В настоящее время в Республике Беларусь действует двадцать малых ГЭС, большая часть из которых восстановлена, начиная с 1992 года, из числа ранее заброшенных (около 10 МВт). В республике в 2003 г. было освоено примерно 3% располагаемого экономического гидроэнергопотенциала, тогда как в соседних странах значительно больше (табл. 4.1). Таблица 4.1 Освоение гидроэнергоресурсов в РБ и сопредельных странах
Для сокращения площади затопления прилегающих к руслу реки земель, представляется рациональным строительство многоступенчатых русловых каскадов малых ГЭС с гидравлически связанными подпорными бьефами. При этом достигается энергетическое использование реки на более протяженном ее участке преимущественно без выхода подпорных уровней воды из берегов русла. Благоприятными для реализации таких каскадов являются участки рек с достаточным возвышением берегов русла над меженным уровнем воды в реке. При создании каскада представляется возможность поочередного строительства его ступеней, начиная с нижележащей ГЭС на реке. Это позволяет за счет освоения мощности и выработки электроэнергии на вводимой ступени повысить экономическую эффективность каскада в сравнении с традиционной ГЭС, на которой создание напора сосредоточивается в одном створе. Исходя из прошлого опыта строительства сельских гидроэлектростанций в Беларуси целесообразно вернуться к созданию на малых водотоках микроГЭС (мощностью менее 100 кВт) для локального электроснабжения ближайших населенных пунктов. По утвержденной концерном «Белэнерго» от 03.05.2003 г. Программе строительства и восстановления объектов гидроэнергетики на период до 2020 г. предусмотрено строительство ГЭС на основных реках Беларуси общей установленной мощностью 200 МВт и ряд малых ГЭС на их притоках мощностью каждой не менее 100 кВт с удельными затратами не более 2000 долл./кВт (табл. 4.2). Разработаны архитектурные проекты первых двух ГЭС средней мощности на Западной Двине и Немане – Полоцкой (28 МВт) и Гродненской (17 МВт). Таблица 4.2 Мощности ГЭС по годам
Оптимальным путем развития электроэнергетических систем считается создание необходимых маневренных мощностей на ГЭС или ГАЭС. При этом ГАЭС занимают особое место, поскольку являются как высокоманевренным источником пиковой мощности, так и потребителем-регулятором для заполнения ночного провала графика электрической нагрузки. В отличие от обычных ГЭС пиковая энергоотдача ГАЭС не зависит от водности года. Строительство ГАЭС требует значительно меньших размеров отчуждения земель, чем для речных ГЭС. Следует отметить, что наиболее маневренные среди тепловых электростанций газотурбинные установки требуют на пуск агрегата из холодного состояния 15–20 минут, тогда как время пуска гидроагрегата ГЭС или ГАЭС только 2 минуты. Создание необходимых мощностей на обычных ГЭС часто не покрывает потребности энергосистемы в маневренной мощности (до 20% от введенной мощности электростанций всех типов). Во многих странах наиболее экономически эффективные гидроэнергоресурсы либо уже использованы, либо ограничены как в природных условиях Беларуси. В такой ситуации наиболее приемлемый путь решения проблемы создание ГАЭС. Следует также отметить, что в современных условиях, а в перспективе в особенности, участие ГЭС и ГАЭС в покрытии пиковой части суточного графика нагрузок и заполнения его провалов уже не является более основным их назначением. Они должны поддерживать постоянными уровни напряжения и частоты в электроэнергетической системе, выполнять функции резерва быстрого ввода. Это обусловлено особенностями современных промышленных технологий, требующих высокой степени надежности электроснабжения и высокого качества электроэнергии. 4.2. Режимы работы и принципиальные схемы малых ГЭС Малые ГЭС делятся по принципу производства: для снабжения электроэнергией изолированных потребителей или подключенных к энергосистеме. К малым ГЭС, предназначенным для работы в государственных энергосистемах, предъявляются общие требования по качеству вырабатываемой энергии и по участию в покрытии суточного графика нагрузки. При невозможности подключения малой ГЭС к крупной энергосистеме экономически целесообразным является объединение мелких источников электроэнергии в местные энергосистемы. Создание таких энергосистем позволяет более полно использовать энергоресурсы; повысить надежность и качество энергоснабжения; снизить строительные и эксплуатационные затраты за счет концентрации подсобных предприятий и сокращения обслуживающего персонала. Водохранилища малых ГЭС должны иметь экономически целесообразные полезные объемы с небольшой высотой сработки. При наличии водохранилища хотя бы суточного регулирования режим работы ГЭС определяется требованием получения максимальной мощности или выработки в период покрытия пика графика нагрузки энергосистемы или изолированного потребителя. С помощью суточного регулирования стока степень использования водотока в период пика может достигать 90% и более. Режим работы малых ГЭС, сооруженных при существующих плотинах неэнергетического назначения, определяется режимом водопотребления основного потребителя (орошения, водоснабжения и т. п.). Очевидно, в большинстве случаев выработка электроэнергии такой ГЭС будет носить сезонный характер с основным производством в летние месяцы, число часов использования установленной мощности при этом не будет превышать 1500–2500 в год. Такой режим работы не всегда благоприятен для потребителей электроэнергии. Строительство малых ГЭС является рентабельным и в том случае, если потребитель уже подключен с помощью линии электропередач к существующей энергосистеме. При этом при дефиците воды в реке потребитель, получает электроэнергию из энергосистемы, а при наличии достаточного количества воды полностью удовлетворяет свои потребности в электроэнергии за счет малой ГЭС, а излишек выработки возвращает в энергосистему. По схеме использования водных ресурсов ГЭС делят на плотинные и деривационные. Возможно одновременное (комбинированное) использование этих сооружений в одной схеме. Плотинная схема создания напора предусматривает поднятия уровня воды в реке (в верхнем бьефе) путем возведения плотины. Образующееся при этом водохранилище позволяет перераспределить сток реки во времени. При этом неизбежно некоторое затопление долины реки. В случае сооружения нескольких плотин (каскада) на том же участке реки площадь затопления уменьшается. На равнинных реках высота плотины ограничивается наибольшей экономически допустимой площадью затопления. Плотинные ГЭС строят на равнинных многоводных реках. Плотинные ГЭС подразделяют на русловые, приплотинные и на обводном канале. У русловой ГЭС здание с размещенными в нём гидроагрегатами служит продолжением плотины и вместе с ней создаёт напорный фронт (рис. 4.2, а, б). При этом с одной стороны к зданию ГЭС примыкает верхний бьеф, а с другой – нижний бьеф. Подводящие спиральные камеры гидротурбин своими входными сечениями закладываются под уровнем верхнего бьефа, выходные же сечения отсасывающих труб погружены под уровнем нижнего бьефа. При расположении здания ГЭС в русле реки (рис. 4.2, а) оно входит в состав подпорных сооружений и воспринимает давление воды со стороны верхнего бьефа. Высота здания определяется напором, поэтому такие компоновки ГЭС используют, как правило, при напорах до 4–6 м. Обстоятельствами, увеличивающими капиталовложения в строительство малых ГЭС с расположением здания в русле реки, являются необходимость возведения перемычек, обеспечение постоянного на время строительства водоотлива из котлована, сложность пропуска строительных расходов и перекрытия русла реки. В состав сооружений русловой ГЭС, кроме глухой плотины, входят здание ГЭС и водосбросные сооружения (водосливная плотина, судоходный шлюз или судоподъёмник, рыбопропускное сооружение, водозаборное сооружение для водоснабжения). В русловых ГЭС иногда единственным сооружением, пропускающим воду, является здание ГЭС. В этих случаях полезно используемая вода последовательно проходит входное сечение с мусорозадерживающими решётками, спиральную камеру, гидротурбину, отсасывающую трубу, а по специальным водоводам между соседними турбинными камерами производится сброс паводковых расходов реки. На крупных равнинных реках основное русло перекрывается земляной и бетонной водосливной плотиной, к которым примыкает здание ГЭС (рис. 4.2, б).   а) б)   в) г) Рис. 4.2. Принципиальные схемы малых ГЭС: а, б русловая; в – приплотинная, г – здание ГЭС расположено на обводном канале; 1 – водосливная плотина; 2 – здание ГЭС; 3 – глухая плотина, 4 – турбинный водовод. При более высоких напорах оказывается нецелесообразным передавать на здание ГЭС гидростатичное давление воды. В этом случае применяется тип приплотиной ГЭС, у которой напорный фронт на всём протяжении перекрывается плотиной, а здание ГЭС располагается за плотиной, примыкает к нижнему бьефу (рис. 4.2, в). В состав гидравлической трассы между верхним и нижним бьефом ГЭС такого типа входят глубинный водоприёмник с мусорозадерживающей решёткой, турбинный водовод, спиральная камера, гидротурбина, отсасывающая труба. В качестве дополнит, сооружений в состав узла могут входить судоходные сооружения и рыбоходы, а также дополнительные водосбросы. При подводе воды к гидротурбинам по специальным напорным водоводам, машинное здание не воспринимает давления воды со стороны верхнего бьефа. Подобная схема является обычной для малых ГЭС с напорами до 15–20 м. Расположение здания ГЭС на обводном канале, вне русла реки (рис. 4.2, г) позволяет возводить основные сооружения (здание ГЭС, водосливную плотину) «насухо», что в значительной мере упрощает производство строительных работ, облегчает условия перекрытия русла реки и уменьшает в итоге общую стоимость гидроузла. При этом подвод воды к зданию может осуществляться напорным бассейном; трубопроводом, размещенным под телом грунтовой плотины, туннелем. Расположение здания малой ГЭС на обводном канале характерно для напоров до 6–8 м. Деривационная схема позволяет получить сосредоточенный перепад путем отвода воды из естественного русла по искусственному водоводу, имеющему меньший продольный уклон. Благодаря этому уровень воды в конце водовода оказывается выше уровня воды в реке. Этой разностью уровней и создается напор ГЭС, который обычно превышает 15–20 м. В зависимости от типа деривационного водовода различают малые ГЭС с безнапорной и напорной (рис. 4.3) деривацией. В малых ГЭС с безнапорной деривацией вода из естественного русла отводится по безнапорным водоводам, чаще всего по открытым каналам, реже по лоткам, и безнапорными туннелями. В этом случае деривация трассируется на отметках, близких к уровню верхнего бьефа, колебания которого обычно незначительны. Открытые безнапорные деривационные водоводы применяют при относительно, ровной и слабопересеченной местности, а также при достаточной устойчивости склонов речной долины. Протяженность безнапорной деривации, определяемая топографическими условиями и технико-экономической эффективностью малой ГЭС, может достигать нескольких километров.  Рис. 4.3. Малая ГЭС с напорной деривацией: 1– водоприемник; 2 – турбинные водоводы; 3– здание ГЭС; 4– деривационный напорный тоннель (трубопровод); 5– уравнительный резервуар. В малых ГЭС с напорной деривацией обычно используют трубопроводы и гораздо реже напорные туннели. Напорные деривационные водоводы располагают на более низких по отношению к верхнему бьефу отметках, что позволяет увеличить глубину сработки и полезную емкость водохранилища. При благоприятных топографических условиях (сосредоточенном перепаде уровней воды в виде водопада, большой разности уровней в начале и конце большой излучины реки) длина деривационного водовода может быть значительно сокращена. 4.3. Типы и основные энергетические параметры гидравлических турбин Турбиной называется устройство, служащее для преобразования энергии падающей жидкости в механическую энергию. Они бывают двух типов: активные, рабочее колесо которых вращается в воздухе под воздействием натекающего на лопасти колеса потока воды, т. е. турбина преобразует только кинетическую энергию потока; реактивные, рабочее колесо которых полностью погружено в воду и вращается в основном за счет разности давления до и после колеса, т. е. турбина преобразует кинетическую и потенциальную энергию потока. О Рис. 5.1 сновными параметрами, характеризующими работу турбин в установившемся режиме, являются: расход, напор, потребляемая и полезная мощность, коэффициент полезного действия. Расход турбины– это количество жидкости, проходящее через турбину в единицу времени. Различают расход объемный – Q (м3/с), массовый – Qm (кг/с), весовой – Qg (Н/с). Напор турбины – это разность полных удельных энергий потока жидкости на входном и выходном сечении турбины. Если эта энергия отнесена к единице силы тяжести (Дж/Н = м), то это напор H, если к единице объема (Дж/м3 = Па), то это давление p. Следовательно, напором турбины называется удельная (приходящаяся на единицу веса) энергия жидкости, отданная турбине:  ,где z – геометрическая высота, p – давление, – скорость потока, индекс «1» относится к напорному патрубку, а индекс «2» к отсасывающему патрубку. Для реактивной турбины (пренебрегая разностью скоростных напоров  ) напор можно определить по формуле ,где Hрасп – перепад уровней жидкости верхнего и нижнего канала (верхнего и нижнего бьефа);  – потери напора в водоводах (рис. 4.1).Для активной турбины напор можно определить по формуле  .Потребляемая мощность – это мощность жидкости, протекающей через турбину.  .Полезная мощность – это мощность, передаваемая на вал генератора.  .где Mкр – крутящий момент; – угловая скорость вращения; n – частота вращения. Потребляемая мощность больше полезной мощности на величину потерь, которые возникают в турбине, и может быть определена через общий (полный) КПД  .Потери мощности характеризуются объемным, гидравлическим и механическим КПД. Объемный КПД о учитывает потери мощности в турбине вследствие утечек жидкости через зазоры между корпусом и рабочим колесом:  .Объемный КПД характеризует качество изготовления основных деталей турбины, в частности, величину зазоров между статическими и подвижными элементами. Гидравлический КПД г учитывает гидравлические потери мощности в турбине, т. е. потери на преодоление гидравлических сопротивлений в ней  (на трение, на вход и выход из него, на вихреобразование и т. д.):  .Гидравлический КПД характеризует качество поверхности элементов турбины (рабочих элементов и камер), а также динамику взаимодействий жидкости и рабочих элементов. Механический КПД м учитывает механические потери мощности в турбине Nмех (на трение в подшипниках и уплотнениях турбины и т. д.):  ,Механический КПД характеризует качество изготовления и рациональность конструкции подшипников, сальников и других узлов, где происходит трение деталей. Таким образом, общий КПД турбины равен произведению объемного, гидравлического и механического КПД  .КПД малых турбин достигает высоких значений и при оптимальном режиме работы составляет η = 88–90%, а в условиях максимальной нагрузки 82–85%. Это обусловлено тем, что в отличие от других энергетических устройств никакие принципиальные ограничения (термодинамические или динамические) не мешают энергии падающей воды полностью превратиться в механическую энергию. 4.3.1. Активные гидротурбины К активным турбинам относятся ковшовая турбина (турбина Пельтона) и двукратные турбины. Принцип работы ковшовой турбины основан на том, что струя воды, обладающая значительной кинетической энергией, поступает из водовода и воздействует последовательно на ковши рабочего колеса турбины (рис. 4.4). Ковш турбины имеют выступ в виде ножа, который разделяет струю и обеспечивает ее разворот на 180. При этом создается давление на ковш, приводящее к вращению рабочего колеса. Скорость струи до воздействия с ковшом обусловлена напором воды H и определяется по формуле  , где  – располагаемый напор, высота от свободной поверхности жидкости до оси погружения сопла (рис. 4.4).  Рис. 4.4. Горизонтальный моноблочные агрегат с односопловой ковшовой турбиной После взаимодействия с ковшом относительная скорость струи  ,где u– скорость вращения ковша. Если не учитывать потери на трение, то скорость струи на выходе из ковша  .Тогда разность скоростей струи до и после ковша:  .Воспользуемся законом механики об изменении количества движения: импульс внешних сил равен импульсу изменения количества движения  .Тогда  ,где G – массовый расход. Мощность, совершаемая этой силой, определяется по формуле  .Определим, при каком значении скорости движения ковша мощность турбины будет максимальной.  .Тогда  , а максимальная мощность  .Расход жидкости через сопла равен  ,где S – площадь сечения сопла, m – количество сопел, – плотность жидкости. Тогда  ,где – КПД турбины. Конструктивные формы ковшовых турбин в значительной степени зависят от площади сечения сопла и от общего числа сопел, т. е. числа действующих струй. Увеличение числа струй приводит к соответственному увеличению мощности и частоты вращения турбины при сохранении диаметра рабочего колеса, а также предоставляет дополнительные возможности для регулирования расхода и сохранения высокого КПД при частичных нагрузках. Однако количество сопел и площадь их сечения ограничено расходом источника жидкости и размерами турбины. В горизонтальных турбинах используют схемы с одной и двумя струями. В вертикальных турбинах, применяя охватывающий спиральный водовод, легко осуществить различное количество отводов и струй, например две или четыре, а иногда и нечетное число. Ковшовые турбины малых ГЭС имеют, как правило, одно рабочее колесо. Наиболее часто гидравлическую турбину применяют для выработки электроэнергии и присоединяют ее к генератору. Экономичнее не использовать редукторов, поэтому выбирают частоту вращения турбины  равной стандартной частоте вращения генератора.Тогда радиус размещения центра ковша рабочего колеса определяется через его линейную скорость вращения  .Сопло водовода имеет круглое сечение радиусом  , тогда .Определяющим параметром ковшовой турбины является отношение радиуса сопла к радиусу турбины. На практике используется колеса с размерами лопасти r / R = 1/12, т.к. при больших размерах лопасти ухудшается условия их обтекания. Регулирование расхода воды ковшовой турбиной осуществляется при простом регулировании с помощью оборудованного игольчатым затвором сопла, а при двойном – соплом и дефлектором (отклонителем струи). Ковшовые турбины применяют для напоров 80–1200 м, что с учетом изменения расхода воды в схемах малых ГЭС в пределах 0,02–5 м3/с – обеспечивает единичную мощность агрегатов 50–10000 кВт. Активные, в частности ковшовые, гидротурбины можно достаточно эффективно использовать и при относительно небольших напорах 20–80 м, особенно когда содержащиеся в воде твердые частицы приводят к быстрому износу элементов проточной части. Ремонтировать и заменять детали у ковшовых турбин гораздо проще, чем в реактивных турбинах. Однако лопасти у ковшовых турбин работают в очень тяжелых условиях. В отличии от реактивных турбин, у которых нагрузка, воспринимаемая лопастями рабочего колеса, от потока в процессе вращения практически не меняется, в ковшовых турбинах лопасть нагружается максимальной силой от давления воды только тогда, когда она проходит через струю, а затем нагрузка снимается. Таким образом лопасти работают в условиях переменной нагрузки, которая вызывает усталостные явления в металле и способствует расшатыванию, расслаблению крепления. Д  вукратные турбины (турбины Банки–Митчела) относятся к виду свободноструйных турбин. Конструкция их довольно проста (рис. 4.5). Во время работы колесо турбины заполнено водой неполностью. Поток, поступающий из подводящего устройства, попадает на рабочее колесо и, протекая от периферии к центру, отдает около 70–80% полезной энергии. Лопасти колеса имеют такую форму, что при сходе поток обладает еще значительной кинетической энергией. Двигаясь внутри колеса, он вновь попадает на лопасти изнутри и при центробежном течении отдает еще около 20–30% энергии. Таким образом, струя воды проходит через лопастную решетку рабочего колеса 2 раза. Поскольку двукратная турбина является активной, ее можно использовать для широкого диапазона напора.КПД двукратной турбины в широком диапазоне изменения расхода достаточно высок. Максимальный КПД у крупных агрегатов достигает 84–88%. Турбина обладает очень пологой характеристикой. Это дает существенное преимущество для малых гидроэнергетических установок, у которых может в течение нескольких месяцев сильно уменьшаться сток реки. Двукратные турбины обладают рядом положительных качеств: конструктивная и технологическая простота делает турбину относительно дешевой; высокий КПД (выше 80%) находится в широком диапазоне расходов; полная автоматизация и простота обслуживания; гарантируемый срок надежной работы около 30–40 лет. Все это позволяет считать двукратные турбины конкурентоспособными по отношению к турбинам других типов. 4.3.2. Реактивные гидротурбины В отличие от активной турбины, где струя воздействует на лопасти периодически, в реактивной турбине жидкость воздействует на лопасти постоянно. По виду рабочего колеса реактивные турбины делятся на осевые (напор до 30 м), диагональные (напор от 40 до 200 м), радиально-осевые (напор от 80 до 700 м). Основными элементами реактивной турбины являются рабочее колесо 1, статор турбины 2, направляющий аппарат 3, отсасывающая труба 4 (рис. 4.6).  а б в Рис. 4.6. Различные виды реактивных турбин: а – осевая, б – диагональная, в – радиально-осевая Статор турбины представляет собой ряд колонн с вытянутой обтекаемой формой поперечного сечения. Основное назначение статора – воспринимать нагрузки, вызываемые весом устройств и давлением воды. Направляющий аппарат состоит из направляющих управляемых лопаток. Направляющий аппарат создает необходимое давление потока перед рабочим колесом, а также с его помощью осуществляется регулирование пропускаемой турбиной расхода жидкости. Рабочее колесо предназначено для восприятия силового воздействия притекающего потока жидкости. Основным элементом рабочего колеса являются лопасти и втулка, на которой крепятся лопасти. Особенностью рабочих колес некоторых турбин является возможность на рабочем ходу поворачивать лопасти рабочего колеса (изменять угол установки лопастей). Угол установки лопастей изменяется в зависимости от открытия направляющего аппарата и от действующего напора, таким образом, чтоб достичь максимального значения КПД турбины. Это дает большие энергетические преимущества, но в тоже время приводит к значительному усложнению конструкции. Отсасывающая труба представляет собой расширяющийся диффузорный водовод, по которому вода от рабочего колеса отводится в нижний канал. Отсасывающие трубы делятся на прмоосные (конические, раструбные, с переходом) и изогнутые. Уменьшение скорости воды по длине отсасывающей трубы позволяет повысить КПД и мощность турбины. Коэффициент полезного действия, или коэффициент восстановления отсасывающей трубы определяется отношением  ,где  – скорость потока после турбинного колеса,  – скорость потока в выходном сечении отсасывающей трубы,  – суммарные потери напора в отсасывающей трубе.Потери в отсасывающей трубе определяются двумя факторами: трением о стенки, которое имеет сравнительно малое значение, и вихревыми потерями, вызываемыми диффузорностью отсасывающей трубы. Для обеспечения безотрывного движения, при котором потери напора минимальны, угол конусности в отсасывающей трубе устанавливают не боле 12–14. Для отсасывающих труб достаточно большой длины значение КПД достигает 80–85%. Осевые турбины на малых ГЭС применяют для напоров 1–30 м. С учетом принятого в настоящей работе максимального значения D= 2,8 м расход осевых турбин может достигать 75 м3/с, а мощность агрегата даже при небольших напорах 5000 кВт. Конструктивное исполнение осевых турбин определяется многими факторами, к числу которых прежде всего относятся: компоновка агрегата, форма подвода и тип отсасывающей трубы. Компоновка агрегата бывает вертикальная, горизонтальная и наклонная. В диапазоне напоров до 6 м широко применяют классические вертикальные турбины, устанавливаемые в открытых турбинных камерах. В качестве примера на рис. 4.7 изображена конструкция стандартной «трубной» осевой турбины с кожуховым фронтальным подводом воды к рабочему колесу турбин, широко применяемой при напорах 10–30 м. Вода к кожуховой турбинной камере подводится по напорному трубопроводу, заканчивающемуся дисковым затвором. В пределах камеры происходит изменение направления потока с горизонтального на вертикальное. Для уменьшения гидравлических потерь при повороте потока камера имеет увеличенное по сравнению с трубопроводом поперечное сечение, и внутри ее установлена струенаправляющая профилированная решётка. Турбина имеет конический направляющий, аппарат. От рабочего колеса вода отводится по изогнутой отсасывающей трубе. Вертикальные компоновки агрегатов обеспечивает равномерное воздействие жидкости на все лопасти рабочего колеса, позволяет напрямую (без мультипликатора) вывести генератор на верхние этажи здания ГЭС и тем самым упростить здание, уменьшить его габаритные размеры и снизить стоимость.  Рис. 4.7. Вертикальная осевая турбина с кожуховым подводом воды к рабочему колесу: 1 – напорный трубопровод; 2 –генератор; 3 –вал; 4– направляющий аппарат; 5– рабочее колесо; 6– отсасывающая труба Эффективными в низконапорных малых ГЭС являются горизонтальные турбины, разнообразные конструкции которых были разработаны сравнительно недавно и получили широкое распространение. На рис. 4.8 изображена горизонтальная турбина с отсасывающей трубой характерной S-образной формы, дающей возможность вывести горизонтальный вал турбины в помещение, в котором размещается генератор. Главной особенностью этих турбин является отсутствие практически прямоосное движение воды через проточный тракт, что дает возможность упростить конструкцию здания ГЭС, уменьшить расстояние между агрегатами и резко сократить объемы строительных работ. Минимальные повороты и прямоосное движение воды обеспечивают, кроме того, снижение гидравлических потерь, увеличение пропускной способности и повышение КПД турбины, особенно при больших расходах. В результате – такие турбины развивают на 10–15% большую мощность, чем вертикальные того же размера.  Рис. 4.8. Горизонтальная «трубная» осевая турбина с S-образной отсасывающей трубой: 1 – капсула; 2 – подшипник; 3 – направляющий аппарат; 4 – рабочее колесо; 5 – вал; 6– мультипликатор; 7 – муфта; 8 – генератор; 9 – отсасывающая труба Для уменьшения габаритной ширины и улучшения доступа к электрической части агрегата, генератор можно расположить вертикально подсоединив его к валу турбины через мультипликатор (рис. 4.9). Возможна и наклонная компоновка агрегата. В этом случае поток поворачивает на 40–60. В горизонтальных агрегатах отсутствует осевая сила, вызванная массой вращающихся частей, благодаря чему имеется возможность использования стандартных серийно выпускаемых генераторов. Недостатком горизонтальных компоновок является повышенная высота отсасывания, появляющаяся в тех случаях, когда генератор необходимо разместить выше максимального уровня воды в нижнем бьефе.  Рис. 4.9. Горизонтальная турбина с мультикатором и вертикальным расположением генератора: 1 – капсула мультипликатора; 2 – направляющий аппарат; 3 – рабочее колесо; 4 – отсасывающая труба; 5 – генератор 4.3.3. Основное энергетическое уравнение турбины Для получения основного уравнения турбины воспользуемся упрощенной схемой движения жидкости в рабочем колесе. Будем считать, что оно имеет бесконечно большое количество лопаток и поток жидкости равномерно распределен по бесконечно малым каналам между лопатками. Такое движение по отдельному бесконечно малому каналу можно рассматривать как движение элементарной струйки. А   бсолютную скорость движения частиц жидкости между лопатками можно определить как векторную сумму ее составляющих (рис. 4.10) , где u – окружная скорость или скорость переносного движения, т. е. скорость с которой жидкость вращается вместе с рабочим колесом (направлена по касательной к окружности в сторону вращения  ), w – относительная скорость, т. е. скорость движения частиц жидкости относительно лопаток рабочего колеса (направлена по касательной к лопатке рабочего колеса от центра к окружности).Согласно уравнению Бернулли, рассматривая сечения потока жидкости на входе 1–1 и на выходе 2–2 канала между лопатками (рис. 4.10), определим теоретический напор турбины при бесконечно большом числе лопаток  .Для вывода формулы применим к элементарному объему струйки теорему об равенстве энергий: изменение энергий сил давления и кинетических энергий от сечения 1–1 к сечению 2–2 равно удельной энергии центробежных сил колеса   .Тогда подставляя данное выражение в уравнение для определения теоретического напора турбины, получим  .Определим удельную энергию центробежных сил колеса. Центробежная сила, действующая на вращающуюся жидкость  ,где  – угловая скорость вращения.Тогда удельная энергия центробежных сил, при перемещении жидкости на расстояние dr равна  .Проинтегрируем данное выражение в пределах от радиуса внутренней окружности рабочего колесаr2 до радиуса наружной окружности рабочего колеса r1  .Тогда подставляя данное выражение в уравнение для определения теоретического напора турбины, получим  .Из параллелограмма скоростей получим  ,где – угол между направлениями абсолютной и переменной скоростей. Подставив данное выражение в уравнение для теоретического напора, получим основное энергетическое уравнение турбины (уравнение Эйлера)  .Данное уравнение определяет связь между теоретическим напором и кинематическими показателями потока жидкости, протекающей через рабочее колесо. Действителен напор всегда больше теоретического напора из-за конечного числа лопаток и потерь напора на преодоление гидравлических сопротивлений при движении жидкости в самой турбине  ,где  – гидравлический КПД;  – коэффициент, учитывает влияние конечного числа лопаток; z – количество лопаток;  и  – радиус лопастей на входе и выходе в рабочее колесо турбины;  – коэффициент, учитывающий шероховатость рабочей части турбины.У осевых турбин поверхность тока в рабочем колесе близка к цилиндрической и, следовательно,  . Тогда действительный напор рабочего колеса .Расход жидкости через турбину равен расходу через направляющий аппарат  ,где  – внешний диаметр направляющего аппарата;  – высота лопаток направляющего аппарата.Это выражение приближенное, т. к. не учитывает количество лопаток z и их толщину  , а так же утечки жидкости. С учетом этого ,где  ,  – объемный КПД. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||