Системи і типи турбін та їх параметри

Національний університет водного господарства та природокористування

Навчально-науковий механіко-енергетичний інститут

Кафедра гідроенергетики, теплоенергетики та гідравлічних машин

 

 

042-76

 

 

РОЗРАХУНОК НА МІЦНІСТЬ

І ОЦІНКА НАДІЙНОСТІ ГІДРОАГРЕГАТІВ

для студентів спеціальності

7.05060201, 8.05060201 “Гідроенергетика”

 

 

 

 

Рівне – 2013 рік

 

 

РЕКОМЕНДОВАНА ЛІТЕРАТУРА

Базова

1. Орго В. М. Основы конструирования и расчета на прочность гидротурбин. – Л.: Машиностроение, 1978. – 224 с, ил.

2. Справочник по гидротурбинам / Под ред. Н. Н. Ковалева. – Л.: Машиностроение, 1984. – 496 с, ил.

3. Ковалев Н. Н. Гидротурбины. Конструкции и расчеты проектировиния. – М.-Л.: Гос. научно-техн. изд-во машиностроительной л-ры, 1961. – 616 с, ил.

4. Ковалев Н. Н. Проектирование гидротурбин. – Л.: Машиностроение, 1974. – 280 с, ил.

5. Турбинное оборудование гидроэлектростанций / Под ред. А. А. Морозова. – М.-Л.: Гос.энергетическое изд-во, 1968. – 520 с, ил.

6. Методичні вказівки 042-73 до виконання розрахунково-практичних завдань з дисципліни «Розрахунок на міцність гідроагрегатів»;

7. Методичні вказівки 042-74 до виконання курсового та дипломного проекту з дисципліни «Розрахунок на міцність гідроагрегатів».

 

Допоміжна

1. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций. Справочное руководство. / Под ред. Ю.С. Васильева и Д.С. Щавелева. – М.: Энергоатомиздат. – Т.1, 1988. – 400 с, ил.

2. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций. Справочное руководство. / Под ред. Ю.С. Васильева и Д.С. Щавелева. – М.: Энергоатомиздат. – Т.2, 1990. – 336 с, ил.

3. Гидроэлектрические станции / Под ред. В.Я. Карелина, Г.И. Кривченко. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 464 с., ил.

4. Кривченко Г.И. Гидравлические машины. Турбины и насосы. – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 320 с, ил.

 

Змістовий модуль № 1.

ПАРАМЕТРИ ВЕЛИКИХ ГІДРОТУРБІН ТА ЇХ ЕЛЕМЕНТІВ

Тема 1. Параметри великих гідротурбін

 

Системи і типи турбін та їх параметри

У гідротурбіні енергія водного потоку перетворюється у механічну енергію обертів вала, від якого приводиться в обертів ротор гідрогенератора, де механічна енергія перетворюється у електричну. Тип гідротурбін вибирається, виходячи з умов їх роботи, обумовлених напором, енергетичними і кавітаційними показниками, забезпеченням високих значень к.к.д. у заданому діапазоні напорів і навантажень. Різноманіття природних умов приводить до того, що напори на ГЕС змінюються в широкому діапазоні від декількох метрів до 1000 м і більше, одинична потужність гідроагрегатів досягає 700 МВт і більше.

За принципом дії гідротурбіни поділяються на реактивні та активні. Основним робочим органом турбіни, у якому відбувається перетворення енергії, є робоче колесо. Вода до робочого колеса у реактивних турбінах підводиться через напрямний апарат, а в активних – через сопла. У реактивній турбіні тиск води перед робочим колесом більший атмосферного, а за ним може бути як більшим, так і меншим атмосферного тиску. В активній турбіні вода перед робочим колесом і за ним має тиск, рівний атмосферному.

Основним розміром турбіни, що визначає параметри її проточного тракту, є діаметр робочого колеса D1, який для великих турбін може сягати більше 10 м.

Існує велика кількість різних видів турбін, однак у практиці гідроенергетичного будівництва широко використовуються чотири види: осьові, діагональні, радіально-осьові, що відносяться до реактивних, і ковшові активні турбіни.

Області застосування турбін різних видів залежно від напору показані на рис. 1.1. Області застосування турбін деяких видів можуть перекриватися. Так, при напорах 50÷70 м можуть застосовуватися і осьові, і діагональні, і радіально-осьові турбіни. Оптимальний тип турбін вибирається на підставі техніко-економічних порівнянь різних варіантів.

Рис. 1.1. Області застосування турбін різних видів

 

Осьові турбіни бувають горизонтальні капсульні при напорах в основному до 25 м; поворотно-лопатеві вертикальні (турбіни Каплана) при напорах до 60 м; пропелерні при напорах до 60 м. Робоче колесо осьової турбіни складається з лопатей, укріплених у корпусі з обтічником, і з'єднане з валом. Кількість лопатей звичайно становить від 4 до 8 і збільшується із підвищенням напору.

Робоче колесо з валом являють собою обертову частину турбіни.

Турбінна спіральна камера в основному виконується бетонною і має трапецоїдальний поперечний переріз. Тільки при відносно високих напорах (більше 50 м) застосовуються металеві турбінні камери круглого поперечного перерізу. Колони статора турбіни призначені для передачі навантаження від верхнього опорного пояса статора до нижнього. Для зменшення гідравлічних втрат колони статора мають легкообтічну форму.

Напрямний апарат складається з 20÷32 напрямних лопатей, що залежить від діаметра розташування лопатей (D0), що формують кільцеву решітку лопатей, створюючи закручення потоку перед його входом на лопаті робочого колеса. Крім того, лопаті напрямного апарата використовуються для регулювання потужності турбіни. Із цією метою кожна лопатка може повертатися на осі, і при синхронному повороті усіх лопатей на деякий кут, змінюється відкриття. Відповідно змінюються витрата, що пропускається, і потужність гідротурбіни.

Вода відводиться від робочого колеса за допомогою відсмоктувальної труби, що являє собою розширюваний водовід (дифузор), який забезпечує планове зниження швидкості до виходу потоку в нижній б'єф, дозволяючи зменшити кінетичну енергію потоку при виході із турбіни, і за рахунок цього підвищити її к.к.д.

Капсульні гідротурбіни з генератором у капсулі, що утворюють разом капсульний гідроагрегат, застосовуються при низьких напорах і великих витратах води, досягають потужності 70 МВт і вище при діаметрі робочих коліс 8 м і більше.

Вони мають підвищені енергетичні показники (пропускну здатність і к.к.д.) завдяки прямоточному тракту, і характеризуються зменшеними габаритами агрегатного блоку ГЕС, що дозволяє знизити вартість будівництва. Максимальний к.к.д. таких турбін досягає 94÷95%.

При використанні капсульних агрегатів потік по довжині всього проточного тракту має мінімальні повороти і прямовісний рух без повороту у відсмоктувальній трубі. Це призводить до зниження гідравлічних втрат і збільшення к.к.д. турбіни, особливо при великих витратах води. У результаті такі турбіни розвивають на 20÷35% більшу потужність, ніж вертикальні того ж розміру.

Рис. 1.2. Капсульний агрегат Київської ГЕС:

1 – колони статора; 2 – шахта; 3 і 4 – ротор і статор генератора; 5 – масловодоприймач; 6 – підп'ятник;

7– капсула; 8 – бичок; 9 – напрямний апарат; 10 – робоче колесо турбіни; 11 – турбінний підшипник

 

У капсульному агрегаті (рис. 1.2) металева герметична капсула, у якій розміщається генератор, розташовується звичайно зі сторони верхнього б'єфу, що забезпечує найбільш сприятливі гідравлічні умови у проточному тракті. Капсула опирається на залізобетонний бичок і порожні статорні колони, через які проходять масло- і шинопроводи. Регулююче кільце конічного напрямного апарата і серводвигуни розташовані зовні капсули. Вхід у капсулу з машинного залу передбачений вертикальною герметизованою металевою шахтою.

В Україні горизонтальні капсульні гідротурбіни виробляються на ПАТ «Турбоатом». Такі гідротурбіни виробництва ПАТ «Турбоатом» одиничною потужністю 21 МВт при напорі 7,7 м встановлені на Київській ГЕС у кількості 20 агрегатів (див. рис. 1.2), на Канівській ГЕС (24 агрегати) – одиничною потужністю 23 МВт при напорі 7,4 м, на Єникидській ГЕС – одиничною потужністю 38,7 МВт при напорі 16 м (4 агрегати) в Азербайджані, а також на ГЕС Пурнарі II у Греції й на ГЕС Клостерфос у Норвегії.

Капсульні гідротурбіни, виготовлені в Росії на ВАТ «Силові машини – ЛМЗ», встановлені на Саратовській ГЕС (2 агрегати) потужністю 47,3 МВт, напір 10,6 м, D1=7,5 м; на ГЕС Дженмег (6 агрегатів) потужністю 29 МВт, напір 7,3 м, D1=7,5 м у Канаді; на ГЕС Джердап (8 агрегатів) у Сербії потужністю 29 МВт, напір 7,45 м, D1=7,5 м та ін.

Найбільш великі капсульні агрегати встановлено на ГЕС Tadami потужністю 65,8 МВт, напір 20,7 м, D1=6,7 м в Японії (1989 р.); ГЕС Hangjiang потужністю 48,2 МВт, напір 27,3 м, D1=5,46 м у Китаї (2003 р.) У Бразилії на р. Мадейра будуються ГЕС Санто-Антоніо встановленою потужністю 3,15 млн.кВт і ГЕС Джирау встановленою потужністю 3,3 млн. кВт, де передбачається установка капсульних агрегатів одиничною потужністю 73,5 і 76,5 МВт при напорі 13,9 і 15,1 м, D1=8,17 і 7,94 м відповідно.

Поворотно-лопатеві вертикальні гідротурбіни (Каплана) за обсягами використання перебувають на другому місці у світовій практиці після радіально-осьових гідротурбін. У цих турбінах лопаті виконуються поворотними, завдяки чому залежно від умов роботи (навантаження, напору) кут їх установки може змінюватися, що дозволяє одержати більш високі енергетичні показники.

Рис. 1.3. Розріз по поворотно-лопатевій турбіні Кременчуцької ГЕС:

1 – колони статора; 2 – напрямні лопаті; 3 – нижнє кільце; 4 – кришка турбіни; 5 – лопаті робочого колеса;

6 – корпус робочого колеса; 7 – фланець вала; 8 – вал; 9 – обтічник робочого колеса; 10 – камера робочого колеса; 11 – висувний сегмент; 12 – важіль напрямної лопаті; 13 – серга; 14 – регулююче кільце;

15 – серводвигуни; 16 – підшипник; 17 – опорна конструкція підп'ятника генератора

 

Такі турбіни встановлені на каскаді Дніпровських ГЕС (Каховська, Дніпродзержинська, Кременчуцька), Волзьких ГЕС (Рибинська, Горьківська, Волзька, Саратовська) та ін.

Найбільш потужними турбінами цього типу виробництва ВАТ «Турбоатом» оснащені ГЕС Сальто Гранде (Аргентина–Уругвай) — 138 МВт, Шамхорська ГЕС (Азербайджан) — 195 МВт, Шульбинська ГЕС (Казахстан) — 230 МВт, Дністровська ГЕС-1 (Україна) — 120 МВт, Міатлинська ГЕС (Росія) — 113 МВт, а турбінами виробництва ВАТ «Силові машини – ЛМЗ» оснащені Волгоградська й Волзька ГЕС — 115 МВт (Росія), Джердап — 175 МВт (Сербія–Румунія), Саратовська ГЕС — 60 МВт при розрахунковому напорі 9,7 м з найбільшими турбінами, що мають діаметр робочого колеса 10,3 м (Росія).

Конструкція вертикальної поворотно-лопатевої турбіни показана на рис. 1.3 на прикладі турбіни Кременчуцької ГЕС (діапазон напорів 9,6÷16,9 м, потужність 58 МВт, діаметр робочого колеса D1=8,0 м).

Пропелерні гідротурбіни, в яких лопаті жорстко закріплені, застосовуються при незначних коливаннях напору на ГЕС. У них завдяки відсутності механізму розвороту лопатей робочого колеса зменшується діаметр втулки, що дає можливість збільшити витрату через турбіну й підвищити її потужність.

Діагональні гідротурбіни створені для використання властивостей поворотнолопатевих турбін при більш високих напорах. Вони відрізняються від осьових турбін тим, що лопаті робочого колеса встановлені з нахилом до осі обертання (кут 45÷60°). Лопаті робочого колеса — поворотні, що дозволяє застосовувати поворотнолопатеві турбіни в області більш високих напорів і конкурувати із радіально-осьовими завдяки можливості більш широкого регулювання з урахуванням напору й витрати, підвищенню середньоексплуатаційного к.к.д.

Однак їх надійність нижча, ніж радіально-осьових турбін.

Найбільші діагональні турбіни виробництва ВАТ «Силові машини – ЛМЗ» встановлено на Зейській ГЕС потужністю 220 МВт при напорах 74,5÷97,3 м, D1=6,0 м (рис. 1.4).

Рис. 1.4. Розріз по гідроагрегату Зейської ГЕС із діагональною

поворотнолопатевою турбіною і зонтичним генератором:

1 – лопаті напрямного апарата; 2 – колони статора; 3 – сферична частина камери робочого колеса; 4 – нижній пояс камери робочого колеса; 5 – робоче колесо турбіни; 6 – кришка турбіни; 7 – спіральна камера; 8 – опорний фланець; 9 – серводвигун напрямного апарата; 10 – турбінний підшипник; 11 – мастилопроводи до серводвигуна робочого колеса; 12 – вал; 13 – маслоприймач; 14 – генераторний підшипник; 15 – надставка вала; 16 – маточина ротора генератора; 17 – опорний конус; 18 – кришка робочого колеса; 19 – серводвигун робочого колеса;

20 – підп'ятник

 

Радіально-осьові гідротурбіни (Френсіса) знайшли найбільш широке застосування у гідроенергетиці. Вони застосовуються при напорах від 40 до 700 м (рис. 1.5).

На таких турбінах потік води входить у робоче колесо в радіальному напрямку, а виходить із нього в осьовому, у зв'язку із чим вони і названі радіально-осьовими.

Рис. 1.5. Розріз по гідроагрегату Нурекської ГЕС із радіальноосьовою турбіною й підвісним генератором:

1 – верхня хрестовина опорної конструкції ротора; 2 – охолоджувачі; 3 – підп'ятник (упорний підшипник);

4 – радіальні підшипники; 5 – розпірні домкрати; 6 – шини; 7 – кожух; 8 – охолоджувачі; 9 – корпус статора;

10 – сердечник статора; 11 – обмотка змінного струму статора; 12 – полюси ротора; 13 – обід ротора;

14 – колодки гальм; 15 – гальмове кільце ротора; 16 – остов ротора; 17 – фланець вала; 18 – маточина ротора; 19 – вал ротора; 20 – нижня хрестовини опорної конструкції ротора

 

Робоче колесо радіально-осьової турбіни складається з 12÷17 лопатей, що утворюють кругову решітку. Лопаті жорстко закладені в маточину і обід, завдяки чому все робоче колесо одержує необхідну міцність і жорсткість. Робоче колесо з'єднане із фланцем вала. Спіральна камера виконується металевою із круглим поперечним перерізом для кращого сприйняття значного внутрішнього тиску води. Напрямний апарат, що складається з 16÷24 напрямних лопатей, забезпечує необхідний напрямок потоку перед входом на робоче колесо.

Такі турбіни виробництва ВАТ «Силові машини – ЛМЗ» встановлені на Красноярській ГЕС із потужністю гідроагрегата 500 МВт, максимальний напір 101 м, розрахунковий 93 м, D1=7,5 м; на Саяно-Шушенській ГЕС потужністю 640 МВт, максимальний напір 220 м, розрахунковий 194 м із робочим колесом (D1=7,7 м) з 16 лопатями, а в останні роки на Бурейській ГЕС потужністю 330 МВт, напір 120 м; на ГЕС Уїтес потужністю 211 МВт, напір 118 м (Мексика); ГЕС Ялі потужністю 188,5 МВт, напір 208 м (В'єтнам) та ін.

Великі турбіни виробництва ВАТ «Турбоатом» встановлені на Нурекській ГЕС (рис. 1.5) з потужністю гідроагрегата 300 МВт, максимальний напір 275 м, розрахунковий 223 м (Таджикистан); на Чиркейській ГЕС потужністю 250 МВт, максимальний напір 207 м, розрахунковий 170 м (Росія); на Інгурській ГЕС (Грузія) потужністю 260 МВт, максимальний напір 404 м, розрахунковий 325 м, а в останні роки на ГЕС Пьєра дель Агіла (Аргентина) із потужністю турбіни 356 МВт, напір 108 м, на ГЕС Агуа-Мільпа (Мексика) з потужністю турбіни 325 МВт, напір 145 м; ГЕС Тери (Індія) з потужністю турбіни 255 МВт, напір 188 м; на ГЕС Ель-Кахон (Мексика) з потужністю турбіни 380 МВт, напір 156,5 м; на ГЕС Ла Йеска (Мексика) з потужністю 426 МВт, напір 186,7 м, турбіни з вбудованим кільцевим затвором.

Ці сучасні радіально-осьові турбіни виробництва ВАТ «Турбоатом» і «Силові машини – ЛМЗ» мають високий к.к.д., максимальна величина якого сягає 96%.

Найбільшими турбінами є радіальноосьові турбіни ГЕС Гренд-Кулі-3 (США) потужністю 820 МВт, Н= 87 м, D1=9,7 м; ГЕС Ітайпу (Бразилія-Парагвай) потужністю 800 МВт, Н= 118,4 м і «Три ущелини» (Китай) з потужністю гідроагрегата 700 МВт, напори 71÷113 м (розрахунковий 80,6 м), D1=10 м, максимальний к.к.д. 96% фірм «Alstom Power» і «GE Hydro». Великі сучасні гідротурбіни також виробляють фірми «Voith Siemens», «Tech Hydro», «Toshiba» та ін.

Ковшові гідротурбіни застосовуються на ГЕС при великих напорах (більше 300 м) або на малих ГЕС, де гідротурбіна повинна працювати при дуже малих витратах (0,3÷0,7 м³/с) і напорах 100 м і вище. Основними елементами ківшевої турбіни є сопла і робоче колесо, що складається із диска з робочими лопатями, схожими на ковші. Загальне число лопатей 12÷40.

Конструктивні форми ковшовихі турбін значною мірою залежать від загального числа сопел, тобто числа струменів, що натікають із величезною швидкістю на лопаті турбіни. Збільшення числа струменів приводить до відповідного збільшення потужності турбіни при збереженні діаметра робочого колеса.

За положенням вала всі турбіни поділяються на дві групи – горизонтальні і вертикальні. У горизонтальних турбінах (рис. 1.6) використовуються схеми з одним і двома струменями, причому у другому випадку потрібна спеціальна форма розгалуження водовода. У вертикальних турбінах (рис. 1.7) застосовується охоплюючий спіральний водовід, що дає можливість використовувати різне число струменів, наприклад два, чотири, шість, а іноді й непарне їх число. Вода до ковшовихі турбін підводиться напірними водоводами.

Рис. 1.6. Горизонтальна ківшева турбіна:

1 – водовід; 2 – робоче колесо турбіни; 3 – передтурбінний затвор; 4 – вал

 

Рис. 1.7. Вертикальна ківшева турбіна: а – розріз по гідроагрегату; б – план ківшевої шестисоплової турбіни:

1 – водовід; 2 – робоче колесо турбіни; 3 – сопло; 4 – генератор

 

На відміну від ковшовихі, у осьових і радіально-осьових турбінах по всій довжині проточного тракту потік суцільний, напірний, робоче колесо обертається у воді, і всі його лопаті постійно обтікаються потоком. Ці особливості осьових і радіально-осьових турбін дають можливість використання робочим колесом усіх компонентів енергії води, що протікає: енергії тиску, енергії положення (потенційної) і кінетичної енергії.

У ковшовихі турбінах робоче колесо обертається у повітрі, і тільки частина лопатей у цей момент часу перебуває у взаємодії з водою. Робоче колесо ковшовихі турбін може використовувати тільки кінетичну енергію води, тобто перед входом на робоче колесо вся її енергія повинна бути перетворена в кінетичну, що здійснюється за допомогою сопла. Таким чином, швидкість води (струменя) визначає величину кінетичної енергії, що підводиться до робочого колеса. Гранична величина швидкості води обмежується в основному величиною втрат, тобто рівнем падіння к.к.д.

За останні роки найбільш велика високонапірна ківшева турбіна встановлена на ГЕС Будрон у складі гідровузла Клузон-Диксан (Швейцарія) потужністю 400 МВт, напір більше 1800 м.

Оборотні гідромашини (насос-турбіни) одержали розвиток у зв'язку із інтенсивним будівництвом ГАЕС, в яких у нічний період, коли у енергосистемі є надлишок потужності, агрегати працюють у насосному режимі, перекачуючи воду із нижньої водойми у верхню, а в період максимуму навантаження у вечірній пік вони працюють у турбінному режимі, видаючи електроенергію у енергосистему. Таким чином, оборотна гідромашина працює як турбіна і як насос. Оборотні гідромашини можуть виконуватися, як і реактивні гідротурбіни, осьовими, діагональними і радіально-осьовими.

Рис. 1.8. Розріз по насос-турбіні ГАЕС Реккун-Маунтін:

1 – робоче колесо; 2 – лопаті напрямного апарата; 3 – колони статора; 4 – напрямний підшипник; 5 – вал;

6 – спіральна камера; 7 – серводвигун; 8 – трубопровід стисненого повітря для віджимання води з порожнини робочого колеса; 9 – трубопровід для відводу води з камери робочого колеса

Рис. 1.9. Розріз по насос-турбіні Загорської ГАЕС:

1 – робоче колесо; 2 – лопаті напрямного апарата; 3 – спіральна камера; 4 – статор; 5 – відсмоктувальна труба; 6 – конус робочого колеса; 7 – колектор; 8 – вал; 9 – напрямний підшипник

 

Область застосування оборотних гідромашин із однією і багатоступінчастими насос-турбінами безупинно розширюється у бік більш високих напорів. При низьких напорах до 15 м на ГАЕС можуть застосовуватися горизонтальні капсульні оборотні агрегати. При напорах до 150 м можливе використання діагональних насос-турбін, встановлених, наприклад, на японських ГАЕС Синкан і Такане-1. При напорах від 60 до 600÷700 м найбільше поширення у світі одержали вертикальні радіально-осьові насос-турбіни.

Найбільш потужні оборотні гідроагрегати з радіально-осьовими насос-турбінами, що мають високі енергетичні показники, встановлені в США на ГАЕС Реккун-Маунтін з потужністю в турбінному режимі 360–400 МВт, розрахунковий напір 297 м (максимальний — 305 м), частота обертів 300 об/хв, D1=4,95 м і Бас Каунті – 360 –500 МВт, розрахунковий напір 329 м (384 м), частота обертів 257,1 об/хв, D1=6,4 м, максимальні к.к.д. у насосному і турбінному режимах 92,7 і 92%; в Японії на ГЕС Kazunogawa – 400 МВт, Н= 714 м, Kannagawa – 470 МВт, Н= 653 м.

Рис. 1.10. Розріз по оборотному агрегату Дністровської ГАЕС

 

При напорах більше 700 м одержали поширення компактні багатоступінчасті насос-турбіни, на валу яких встановлено два й більше робочих коліс. У Франції й Італії побудовані кілька ГАЕС із такими агрегатами потужністю по 130–150 МВт при напорах 700÷1300 м.

Великі сучасні оборотні гідромашини виготовляють фірми «Voith Siemens», «Toshiba», «Tech Hydro», «GE Hydro», ВАТ «Cилові машини – ЛМЗ», ВАТ «Турбоатом» та ін.

Оборотні гідромашини виробництва ВАТ «Cилові машини – ЛМЗ» встановлені на Загорській ГАЕС (Росія) і Круонісській (Кайшадорській) (Литва) з потужністю гідроагрегата в турбінному режимі 200 МВт, розрахунковий напір 100 м, D1=6,3 м, максимальні к.к.д. у насосному й турбінному режимах 92,0 і 92,5% (рис. 5.16); на Ташлицькій ГАЕС (Україна) потужністю 161 МВт, напір 73 м, D1=6,3 м. Найбільш потужні в Європі оборотні гідромашини виробництва ВАТ «Турбоатом» встановлюються на Дністровські й ГАЕС(Україна) з потужністю гідроагрегата в турбінному режимі 380 МВт, напір 135 м, D1=7,3 м, максимальний к.к.д. у насосному й турбінному режимах 92,8 і 93,5% відповідно (рис. 1.10).

Завдяки вдосконаленню конструкції і технології виготовлення оборотних гідромашин зросли надійність їх роботи, к.к.д., коефіцієнт готовності до роботи, що важливо з точки зору їх інтенсивне використання в різних режимах.

На даний час застосовуються застосування три основні системи турбін реактивного класу, що відрізняються напрямом потоку в робочому колесі: осьові, радіально-осьові і діагональні, і одна система турбін активного класу - ковшові.

Застосовують декілька конструктивних варіантів осьових турбін: поворотнолопатеві (рис. 1.11, а), що мають робоче колесо із поворотними лопатями, спіральну камеру і вертикальний вал; пропелерні, такі, що відрізняються від поворотнолопатевих жорстко закріпленими лопатями на корпусі робочого колеса; капсульні поворотнолопатеві (рис. 1.11, д) - із капсулою для розміщення генератора і горизонтально розташованим валом. До осьових відносяться і маловживані прямоточні і напівпрямоточні агрегати.

Радіально-осьові турбіни з вертикальним валом (рис. 1.11, б) мають найбільше поширення і застосовуються у широкому діапазоні напорів; радіально-осьові із горизонтальним валом - в дрібному і середньому гідротурбобудуванні.

Діагональні турбіни (рис. 1.11, в) виконують із вертикальним валом і поворотнолопатевим робочим колесом. Пропелерні діагональні турбіни застосовують рідко.

Рис. 1.11. Схеми різних систем гідротурбін:

а – осьові (пропелерні і поворотнолапатеві); б – радіально-осьові; в – діагональні; г – ковшові; д – капсульні

 

На характеристики різних систем гідротурбін створюють вплив конструктивні особливості: вертикальне або горизонтальне розташування валу, конструкція спіральної камери або способи підведення води, число сопел, наявність поворотних лопатей, нахил лопатей у діагональних турбінах та ін.

Гідротурбіни однієї системи можуть відрізнятися розмірами, конструкцією механізмів, конфігурацією і відносними розмірами елементів проточного тракту, що визначають тип турбін. Різні форми проточного тракту визначаються в характерних для цієї системи межах індивідуальними властивостями кожного типу турбіни, із яких головними є к.к.д., швидкохідність, приведені параметри і кавітаційна характеристика. Основними елементами проточного тракту, що визначають ці властивості, є робоче колесо, напрямний апарат і відсмоктувальна труба. У гідротурбінах одного типу, що мають різні розміри і геометрично подібний проточний тракт, перераховані властивості можуть дещо відрізнятися із-за впливу масштабного ефекту.

Напір Н (м) визначається при проектуванні установки і є енергією, що має в розпорядженні турбіна (робочий напір). З напором установки робочий напір пов'язаний залежністю

(1.1)

де Н_уст=Z_ВБ-Z_НБ – напір на установку; Δh_під – втрати у підвідних водоводах; v_{вих.сер.} – середня швидкість на виході із відсмоктувальної труби; Z_ВБ – відмітка верхнього б'єфу; Z_НБ - відмітка нижнього б'єфу; g – прискорення вільного падіння.

Витрата Q (м³/с) визначається також при проектуванні ГЕС і для турбін задається як де Q_уст - розрахункова витрата у створі ГЕС; z - число агрегатів.

Потужність турбіни N (кВт) при заданих значеннях Н і Q називають номінальною. Мінімальна потужність відповідає Н_мін.

Параметрами, що визначаються при виборі турбіни, є: частота обертів в усталеному режимі n (об/хв), частота обертів при розгоні турбіни n_розг (об/хв) і діаметр робочого колеса D₁ (м). Розгінна частота обертів виникає при аварії у системі регулювання і має найбільше значення при великих відкриттях напрямного апарату і скиданні навантаження з генератора. Вона визначається за розгінною характеристикою.

Діаметр робочого колеса турбіни D₁ є основним розміром, що визначає, при заданих напорі і пропускній спроможності, потужність і масу турбіни. Гідродинамічні якості робочого колеса в основному визначають такі характеристики турбіни, як к.к.д., приведені витрата, частота обертів, коефіцієнт кавітації і коефіцієнт швидкохідності. Вони визначаються при випробуваннях модельної турбіни на лабораторній установці.

Коефіцієнт корисної дії турбіни η визначається відношенням де N - потужність на валу турбіни (кВт); - потужність потоку (Q - витрата турбіни, м³/с; Н - робочий напір, м); ρ - густина води, кг/м³. К.к.д. є основним показником якості турбіни.

Приведена витрата (м³/с) і приведена частота обертів (об/хв) виражають відповідно витрату і частоту обертів умовної турбіни-еталона, що має діаметр 1 м і працює при напорі 1 м. Приведені параметри дозволяють при порівнянні різних типів турбін оцінити пропускну спроможність (витрату на одиницю площі перерізу робочого колеса) і зпівставити їх за частотою обертів. В сукупності вони визначають швидкохідність турбіни.

Коефіцієнт швидкохідності n_s визначається як

(1.2)

Швидкохідність разом із к.к.д. є основним показником якості і економічності турбіни. З точки зору зменшення капітальних витрат завжди вигідно застосовувати більше швидкохідні і ефективні гідротурбіни, оскільки вони мають підвищену частоту обертів і меншу масу. Для доказу у формулу для n підставимо значення η і , тоді

(1.3)

Зі збільшенням швидкохідності момент, що передається валом турбіни при незмінній потужності зменшується. Для підтвердження цього у виразі для крутного моменту де N - потужність турбіни (кВт), ω - кутова швидкість(1/с), виразимо ω через n_s або n із (1.3) і отримаємо

(1.4)

Крім того, зі збільшенням n або n_s зменшується діаметр робочого колеса D₁ за рахунок збільшення як так і . Це можна побачити, якщо виразити D₁ через приведені величини
(1.5)

і зпівставити отриманий вираз з відомим виразом При зменшенні М_кр і прийнятому рівні допустимих напруг можна зменшити діаметр валу і його масу, а при зменшенні D₁ - масу робочого колеса, напрямного апарату і турбіни в цілому, і, отже, масу матеріалу, витраченого на одиницю потужності.

Питома маса де m_тур - маса турбіни; N - потужність), що виражає витрати матеріалу на одиницю потужності(кг/кВт), визначає матеріаломісткість турбіни.

Коефіцієнт кавітації визначається відношенням , де Н_днн - динамічне розрідження у зоні робочого колеса, що збільшується при збільшенні швидкості потоку в ньому, тобто зі збільшенням пропускної спроможності і швидкохідності σ_Т збільшується. Від кавітаційних якостей залежить висота відсмоктування, визначається за формулою

(1.6)

де 10,3 - барометричний тиск, м вод. ст.; ▽ - відмітка установки робочого колеса над рівнем моря, м; К_σ - коефіцієнт, що враховує погрішність при експериментальному визначенні σ_Т.