Гидравлические электростанции

ГЛАВА 2 Традиционная электроэнергетика

Тепловые электростанции

 По виду применяемого преобразователя тепловые электростанции под­разделяются на:

- паротурбинные электростанции, приводным двигателем электрических генераторов которых является паровая турбина. К этому типу электростан­ций относятся конденсационные электростанции (КЭС) и теплоэлектроцен­трали (ТЭЦ);

- газотурбинные, первичными двигателями которых являются газовые тур­бины;

- парогазовые установки, силовой агрегат которых состоит из паросило­вой и газотурбинной установки.

На тепловых электростанциях химическая энергия топлива преобразу­ется сначала в тепловую, потом в механическую, а затем   в электрическую энергию.

Топливом для таких электростанций могут служить уголь, торф, газ, го­рючие сланцы, мазут.

 

 

Конденсационные электростанции

Конденсационная электростанция (КЭС) — тепловая электростанция, производящая только электрическую энергию. Своим названием этот тип электростанций обязан особенностям принципа работы. На рис.2.1 приведена схема и показано основное оборудование КЭС на угле.

Рис.2.1

1 — градирня; 2 — циркуляционный насос; 3 — линия электропередачи; 4 — повышающий трансформатор; 5 — турбогенератор; 6 — цилиндр низ­кого давления паровой турбины; 7 — конденсатный насос; 8 — поверхност­ный конденсатор; 9 — цилиндр среднего давления паровой турбины; 10 — стопорный клапан; 11 — цилиндр высокого давления паровой турбины; 12 — деаэратор; 13 — регенеративный подогреватель; 14 — транспортёр топливо­подачи; 15 — бункер угля; 16 — мельница угля; 17 — барабан котла; 18 — система шлакоудаления; 19 — пароперегреватель; 20 — дутьевой вентиля­тор; 21 — промежуточный пароперегреватель; 22 — воздухозаборник; 23 — экономайзер; 24 — регенеративный воздухоподогреватель; 25 — фильтр; 26 — дымосос; 27 — дымовая труба.

КЭС проектируются и сооружаются по блочному принципу. Энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления. К основным блоч­ным агрегатам относятся: парогенератор, турбина, турбогенератор и повы­шающий трансформатор. Мощность энергоблока современных КЭС состав­ляет от 200 до 1200 МВт. Связей между другими энергоблоками электро­станции по технологическим линиям обычно не предусматривается. По­строение КЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономи­ческие преимущества:

- облегчается применение пара высоких и сверхвысоких термодинами­ческих параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для агрегатов большой мощности;

- упрощается и становится более надежной технологическая схема элек­тростанции, облегчается ее эксплуатация;

- уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать ре­зервное теплотехническое оборудование;

- сокращается объем строительных и монтажных работ;

- уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;

- обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.

На рис. 2.2 показана упрощенная технологическая схема энергоблока КЭС.

Технологическая схема КЭС состоит из следующих систем:

- топливо подачи и топливоприготовления (на рис. 2.2 - не показана);

- основного пароводяного контура вместе с парогенератором, турбиной и конденсатором;

- циркуляционного водоснабжения;

- водоподготовки;

- воздухоподготовки;

- золоулавливания и золоудаления;

- электрической части станции.

Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирова­ние всех систем, составляют систему собственных нужд энергоблока.

 Для повышения эффективности работы паровой турбины стремятся максимально увеличить термодинамические параметры рабочего пара до значений, определяемых механической и термической прочностями конст­рукционных материалов.

В современных паровых установках используется пар при температуре до 500-550 ⁰С и давлении до 250 - 300 атмосфер.

Работа энергоблока, рис.2.2, происходит следующим образом. Со склада, топ­ливо по системе топливоподачи подается в систему топливоприготовления, состав которой зависит от вида применяемого топлива (уголь, газ или мазут).

Рис. 2.2

После этого топливо подается в топку парогенератора (1). Теплота полу­чаемая при сжигании топлива, используется для преобразования воды в пар высокой температуры и высокого давления, который поступает на паровую турбину (ПТ). В турбине энергия пара преобразуется в механическую энер­гию вращения ротора турбогенератора (ТГ), вырабатывающего электриче­скую энергию.

Конденсатор (К) служит для конденсации пара, поступающего из тур­бины, и создания глубокого разрежения, благодаря которому и происходит расширение пара в турбине. Он создаёт вакуум на выходе из турбины, по­этому пар, поступив в турбину с высоким давлением, движется к конденса­тору и расширяется, что обеспечивает превращение его потенциальной энер­гии в механическую работу.

Отработанный в турбине пар поступает в конденсатор (К), превращается в воду (конденсат), которая насосом низкого давления (2) подается в деаэра­тор (3). В деаэраторе происходит удаление растворимых в конденсате газов, и сюда же подается подпиточная вода, прошедшая химическую очистку (ХОВ). Питательный насос (4) создает необходимое давление воды, прохо­дящей через подогреватель высокого давления (5) и экономайзер (6) в котел парогенератора, и цикл повторяется.

Парогенератор представляет собой сложное техническое сооружение больших размеров, высота которого соизмерима с высотой пятиэтажного дома и состоит из двух основных частей:

- топки, в которой при температуре 1500-2000 ⁰С происходит процесс сгорания топлива, и

- котла, где осуществляется нагрев воды и превращение ее в пар высокой температуры и высокого давления.

Производительность современных парогенераторов составляет 2000-2500 тонн пара в час. По своей конструкции топки подразделяются на:

- факельные топки, предназначенные для пылевидного, жидкого и газо­образного топлива;

- слоевые топки, в которых сжигают твердые виды органического топ­лива.

Факельные топки имеют целый ряд преимуществ перед слоевыми:

- возможность сжигания любого вида топлива, включая твердое, которое с помощью различного рода мельниц должно быть превращено в мелкую пыль;

- быстрый запуск и остановка работы топки;

- легкое и быстрое регулирование процесса горения.

По конструктивному выполнению парогенераторы подразделяются на барабанные и прямоточные.

В барабанном парогенераторе имеется стальной барабан, в нижней части которого находится вода, а в верхней части – пар. По циркуляционной трубе вода поступает в трубки экрана покрывающего стенки топки. Трубки экрана выполняются стальными, небольшого диаметра (~ 40мм - наружный диаметр и ~ 32 мм – внутренний), для того, чтобы они могли выдерживать большое давление. Общая длина трубок достигает 50 км.

Чтобы повысить эффективность работы парогенератора, вода перед по­дачей в барабан нагревается в экономайзере (6), а воздух перед подачей в топку подогревается горячими уходящими из топки газами в воздухоперег­ревателе (8). Выходящий их барабана пар дополнительно нагревается в паро­перегревателе. В барабанном парогенераторе происходит естественная цир­куляция воды и пароводяной смеси за счет их разных плотностей.

В прямоточном парогенераторе барабана нет. Циркуляция воды и пара создается насосами. Вода поступает в трубки, расположенные в топке, пре­вращается в пар, который подается в пароперегреватель. Прямоточные котлы получили широкое распространение, т.к. они дешевле барабанных и у них не может быть нарушена циркуляция воды и пара, как у барабанных.

Полученный в парогенераторе перегретый пар по паропроводам переда­ется в сопла. Они предназначены для преобразования внутренней энергии пара в кинетическую энергию упорядоченного движения молекул. Если пе­ред входом в сопло пар имеет некоторую скорость и начальное давление, то после выхода из него в результате расширения происходит увеличение его скорости и уменьшение давления. Температура пара также при этом значи­тельно понижается. После выхода из сопла пар подается на рабочие лопатки турбины. Конструктивно обычно турбина выполняется в виде нескольких ступеней, каждая из которых состоит из одного венца сопловых лопаток и одного венца рабочих лопаток.

Пар, выходящий из турбины при температуре 110-115⁰С, направляется для охлаждения и конденсации в конденсатор. Конденсатор представляет со­бой цилиндрический корпус, внутри которого имеется большое число ла­тунных трубок. По трубкам протекает охлаждающая вода. Пар обтекает трубки сверху вниз, конденсируется и снизу удаляется.

Расход охлаждающей воды составляет примерно 50-100 кг на 1 кг пара. Если воду для охлаждения забирают из реки или водоема, а затем, сбрасы­вают обратно, то такую систему водоснабжения называют прямоточной. В замкнутой системе водоснабжения для охлаждения воды, нагретой в конден­саторе, сооружают градирни, представляющие собой устройства высотой примерно 50 метров. Вода вытекает струйками из отверстия лотков, распо­ложенных на вверху градирни, разбрызгивается и, стекая вниз, охлаждается. Внизу расположен бассейн, в котором вода собирается и затем насосами по­дается в конденсатор.

Продукты сгорания топлива проходят через очистные сооружения (9) (системы золоулавливания и золоудаления), где выделяется зола, твердые частицы несгоревшего топлива и прочие примеси, а оставшиеся газы через трубу, высотой 100-200 метров, выбрасываются в атмосферу.

Электрическая энергия, получаемая от турбогенератора (ТГ) при напря­жении 3-26 кВ, через повышающий трансформатор (Тр), поступает на рас­пределительное устройство высокого напряжения (РУВН) и при напряжении 110-1150 кВ отдается в электроэнергетическую систему. Часть электроэнер­гии вырабатываемой турбогенератором расходуется на собственные нужды (СН) электростанции.

Наибольшие энергетические потери на КЭС имеются в основном паро­водяном контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший пар, содержа­щий еще большое количество теплоты, отдает ее циркуляционной воде и уносится в атмосферу.  Эти потери в основном и определяют КПД электро­станции, составляющий даже для самых современных КЭС не более 40 %.

Основные особенности КЭС:

- вырабатывают только электрическую энергию;

- сооружаются в местах добычи энергетического топлива и при наличии больших запасов водных ресурсов;

- являются низко-маневренными станциями, поэтому обычно работают с постоянным графиком нагрузки. Подготовка к пуску, разворот, синхрониза­ция и набор нагрузки требует до 6 часов;

- удалены от потребителей электроэнергии, что определяет выдачу мощ­ности в энергосистему на высоком и сверхвысоком напряжении;

- КПД достигает 35-40 %.

 

 

Теплоэлектроцентрали

В тех случаях, когда прилегающие к тепловым электростанциям районы нуждаются в большом количестве теплоты, целесообразнее прибегать к ком­бинированной выработке теплоты и электроэнергии. Установки, служащие для комбинированной выработки теплоты и электроэнергии, называются те­плоэлектроцентралями (ТЭЦ), они работают по так называемому теплофика­ционному графику.

Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабже­ния промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплотой.

Являясь, как КЭС, тепловыми электростанциями, они отличаются от по­следних использованием теплоты «отработавшего» в турбине пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработки электроэнергии и теплоты достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах и городах с большим потреблением теп­лоты и электроэнергии. В России в настоящее время на ТЭЦ производится около 30% всей вырабатываемой электроэнергии.

Технологическая схема ТЭЦ показана на рис. 2.3.Основное отличие от аналогичной схемы КЭС заключается в специфике пароводяного контура и способе выдачи электроэнергии. Для получения пара с необходимыми для потребителей параметрами на ТЭЦ используются специальные турбины с промежуточным отбором пара и (или) охладительно-редукционное устрой­ство (ОРУ).

Часть пара после частичного расширения в турбине или с помощью ОРУ отбирается и отводится в сетевой теплофикационный коллектор (ТК). Коли­чество и термодинамическое состояние пара определяется потребностью те­пловых потребителей в горячей воде и паре. Используемый для теплофика­ции пар, уменьшает его количество поступающего в конденсатор, а следова­тельно, и потери теплоты с циркуляционной водой. Вся теплота, содержа­щаяся в горячей воде и паре, которые поступают со станции потребителю, считается полезной отпущенной теплотой.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности выдается в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на ТЭЦ создается распределительное устройство генераторного напряжения (РУГН). Избыток мощности выдается, как и в случае КЭС, в энергосистему через РУВН.

Коэффициент полезного действия ТЭЦ, учитывающий отпуск потреби­телям электрической и тепловой энергии достигает 60-70%. Очевидно, что экономичность работы ТЭЦ зависит от величины отбора пара на теплофика­цию. С уменьшением количества пара, поступающего в конденсатор, КПД ТЭЦ возрастает. В случае полного отсутствия отпуска теплоты в теплофика­ционную сеть, электростанция работает в режиме КЭС и ее КПД не превы­шает соответствующий КПД для КЭС.

Рис. 2.3

Основные особенности ТЭЦ:

- вырабатывают электрическую и тепловую энергии;

- основным топливом обычно служит газ или мазут;

- сооружаются вблизи центров электрических и тепловых нагрузок;

- основную часть мощности выдают в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении, а оставшуюся ее часть в энергосистему на по­вы­шенном напряжении;

- графики выработки электрической и тепловой энергий взаимосвязаны;

- являются низко-маневренными станциями;

- в оптимальном режиме работы КПД достигает 60 – 70%.

 

Газотурбинные установки

Основными недостатками паротурбинных установок (ПТУ), в которых рабочим телом является пар с высокими термодинамическими параметрами, являются:

- большой расход воды и топлива;

- необходимость конденсации отработанного пара;

- низкая маневренность.

Указанные недостатки ПТУ можно минимизировать применением газо­турбинных установок (ГТУ), в качестве рабо­чего тела в которых использу­ется сжатая высокотемпературная смесь продуктов сгорания топлива с возду­хом.

По конструктивному исполнению и принципу преобра­зования энергии га­зовые турбины не отличаются от па­ровых, однако они более компактны, чем паровые турбины аналогичной мощности.

Современные газовые турбины в основном работают на жидком топливе, однако кроме жидкого топлива мо­жет использоваться газообразное: как есте­ственный при­родный горючий газ, так и искусственный газ, получа­емый осо­бым сжиганием твердых топлив любых видов.

 Представляет практический интерес перспектива сжигания угля в мес­тах его залегания. При этом под землю компрессорами в необходимом коли­честве подает­ся воздух, производится специальное сжигание угля с об­разова­нием горючего газа, который затем подается по трубам к газотурбинным ус­тановкам. Впервые в мире такая опытная электростанция построена в Туль­ской об­ласти.

 Работа газотурбинной установки осуществляется сле­дующим образом. В камеру сгорания подается жидкое или газообразное топливо и воздух, рис. 2.4. Полу­чающиеся в камере сгорания (КС) газы с высокой темпера­турой и под большим дав­лением направляются на рабочие лопатки газовой турби­ны (ГТ). Турбина вращает электрический генератор (ТГ) и компрессор (КП), не­обхо­димый для подачи под давлением воздуха в ка­меру сгорания. Сжатый в компрессоре воздух пе­ред подачей в камеру сго­рания подогревается в регене­раторе (Р) отработанными в турбине горючими газами. Подогрев воздуха по­зволяет повысить эффективность сжигания топлива в камере сгорания.

Одной из основных характеристик цикла ГТУ является степень повыше­ния давления в компрессоре , равная отношению давления воздуха после компрессора к давлению перед ним.

Рис. 2.4

Коэффициент полезного действия иде­ального цикла ГТУ непрерывно возрастает с увеличением .

	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	16	24	29	33	36	38	40	42	43.5

 

Это связано с ростом температуры в конце процесса сжатия и соответст­венно температуры газов перед турбиной. Максимальная температура газов перед турбиной ограничивается термической прочностью металла, из кото­рого изготовляют ее основные элементы. В авиационных двигателях 1100-1200⁰С, а в стационарных ГТУ - 750-850⁰С. Поэтому приходится созна­тельно идти на снижение температуры горения топлива за счет подачи из­лишнего количества воздуха.

При определении оптимального значения  для заданной начальной тем­пературы газа стремятся не только к более высокому КПД, но и к мини­мальному расходу газа на единицу вырабатываемой мощности. Чем меньше этот расход, тем меньше размеры турбины и компрессора, а следовательно, размеры всей установки. Значение , отвечающее максимальному КПД, не совпадает со значением , отвечающим минимуму расхода газа. Оптималь­ные значения =3-6, в некоторых случаях 10-12.

Очевидно, что эффективность ГТУ возрастает с понижением темпера­туры воздуха, засасываемого в компрессор. Это приводит к увеличению по­лезной мощности ГТУ и, следовательно, к повышению ее КПД. Чем совер­шеннее газовая турбина и компрессор, тем эффективнее ГТУ. При этом влия­ние турбины на КПД ГТУ больше, чем влияние компрессора.

Газотурбинные установки могут работать только на жидком или газооб­разном топливе, так как продукты сгорания твердого топлива, содержащие золу и механи­ческие примеси, оказывают вредное влияние на лопатки газо­вой турбины.

Основу современных ГТУ составляют газовые турбины мощностью 25-250 МВт, которые служат главным образом для аварийного электроснабже­ния в качества агрегатов гарантированного питания (АГП) и компенсации пи­ковых нагрузок.

Преимущества ГТУ по сравнению с паротурбинными установками:

- высокоманевренные, время запуска составляет 1-2 минуты;

- отсутствие парогенератора и конденсатора;

- отсутствие необходимости передачи тепла сжигаемого топлива рабо­чему телу, которым является сам продукт сгорания;

- отсутствие потребности в охлаждающей воде.

Недостатки ГТУ по сравнению с паротурбинными установками:

- низкий практический КПД - 30-35%;

- имеются ограничения возможности повышения единичной мощности, МВт;

- повышенное потребление электроэнергии на собственные нужды.

 

 

Парогазовые установки

Отработанные в ГТУ газы имеют высокую температу­ру, что неблагопри­ятно сказывается на КПД термодина­мического цикла. Совмещение газо- и па­ротурбинных агрегатов таким образом, что в них происходит совмест­ное ис­пользование теплоты, получаемой при сжигании топлива, позволяет на 8—10% повысить экономичность работы установки, называемой парогазовой, и снизить ее стоимость на 25% по сравнению паросиловой установкой.

Парогазовые установки, использующие два вида ра­бочего тела - пар и газ - относятся к бинарным. В них часть теплоты, получаемой при сжигания топлива в парогенераторе, расходуется на образование пара, который затем направляется в турбину, рис. 2.5.

Охлажденные до температуры 650—700°С газы попадают на рабочие лопатки газовой турбины. Отработанные в турбине газы используются для подогрева питательной воды, что по­зволяет уменьшить расход топлива и повысить КПД всей установки, который может достичь примерно 44%.

 

Рис. 2.5

Парогазовые установки могут работать также по схеме, в которой отра­ботанные в газовой турбине газы по­ступают в паровой котел, рис. 2.6. Га­зовая турбина в этом случае слу­жит как бы частью паросиловой установки. В камере сгорания газотурбинной установки сжигается 30—40% топлива, а в парогенераторе — остальное топливо.

Рис. 2.6

Особенности ПГУ:

 - позволяют достичь КПД около 50 %;

 - низкая стоимость единицы установленной мощности;

 - потребляют существенно меньше воды на единицу вырабатываемой электроэнергии по сравнению с паросиловыми установками;

 - более экологически чистые по сравнению с паротурбинными установ­ками;

 - низкая единичная мощность оборудования (до 300 МВт на 1 блок).

 

Гидравлические электростанции

Гидравлические электростанция - комплекс сооружений и оборудова­ния, посредством которых энергия потока воды преобразуется в электриче­скую энергию. Они состоит из последовательной цепи гид­ротехнических со­оружений, обеспечи­вающих необходимую концентрацию по­тока воды и соз­дание напора, и энергетического оборудования, преобразующего энергию движущейся под напором воды в механическую энергию, которая, в свою очередь, преобразуется в электрическую энергию.

В большинстве случаев гидравлические электростанции представляет собой объекты комплексного назначения, обеспечивающие нужды электро­энергетики, мелиорации земель, водного транспорта, водоснабжения, рыб­ного хозяйства и т.д.

Совокупность гидротехнических сооружений, энергетическое и механи­ческое оборудование электростанции  называется гидроэнергетической уста­новкой (ГЭУ).

Различают два основных типа ГЭУ:

- речные гидроэлектростанции (ГЭС);

- гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС).

 

Гидроэлектростанции

Основными сооружениями ГЭС на равнинной реке являются плотина, создающая водохранилище и сосредоточенный перепад уровней, т.е. напор, и здание ГЭС, в котором размещаются гидравлические турбины, генераторы, электрическое и механическое оборудование. В случае необходимости стро­ятся водосбросные, судоходные, рыбопропускные и другие сооружения.

Вода под действием силы тяжести по водоводам движется из верхнего водохранилища (верхнего бьефа) в нижнее (нижний бьеф), вращая рабочее колесо турбины. Гидравлическая турбина соединена валом с ротором гидро­генератора. В турбине энергия водного потока преобразуется в механиче­скую энергию вращения ротора генератора, а сам генератор преобразует эту энергию в электрическую.

Мощность потока воды, протекающего через некото­рое сечение — створ, определяется расходом воды , вы­сотой между уровнем воды в верх­нем бьефе и уровнем воды в нижнем бьефе в месте сооружения плотины.

Разность уровней верхнего и нижнего бьефов называется напором ( ). Мощность потока в створе (кВт) можно определить посредством рас­хода (м³/с) и напора (м):

                                  

На ГЭС можно использовать только часть мощности потока воды в створе из-за неизбежных потерь мощности в гидротехнических сооружениях, турбинах и генераторах, учитываемых коэффициентом полезного действия . Таким обра­зом, приближенно мощность ГЭС: .

Напор  увеличивают на равнинных реках с помощью плотины, рис. 2.7, а, а в горных местностях строят спе­циальные обводные каналы, называемые деривационны­ми, рис. 2.7, б. Возможна и комбинированная схема увеличения напора, в которой напор создается и платиной и деривацией.

Рис.2.7

Плотинная схема предусматривает создание подпора уровня водотока пу­тем сооружения плотины. Образующееся при этом водохранилище может использоваться в качестве регулирующей емкости, позволяющей периодиче­ски, по мере необходимости, накапливать запасы воды и более полно исполь­зовать энергию гидроресурсов.

В гидроузлах, осуществленных по плотинной схеме создания напора, различают русловые и приплотинные здания станции.

ГЭС с русловым зданием характеризуется тем, что ее здание входит в со­став водоподпорных сооружений и воспринимает давление воды со сто­роны верхнего бьефа. Размеры здания, в основном его высота, определяется напором, поэтому ГЭС с русловыми зданиями строятся при сравнительно не­больших напорах – до 30-40м.

ГЭС с приплотинным зданием характеризуется тем, что ее здание распо­лагается за плотиной и не воспринимает давления воды. На крупных современных гидроэлектростанциях такого типа напор достигает до 300м.

Деривационная схема, рис. 2.7.б, позволяет получить сосредоточен­ный перепад уровней воды путем ее отвода из естественного русла 5 по ис­кусственному водоводу 1, имеющему меньший продольный уклон. Благодаря этому уровень воды в конце водовода оказывается выше уровня воды в реке. Эта разность уровней и является напором электростанции. Для забора воды в деривационный канал в русле реки возводится невысокая плотина 6, соз­дающая водохранилище. Вода в канал поступает через водоприемник. Дери­вационный канал заканчивается напорным бассейном 2, из которого вода по трубопроводам 3 подается к турбинам в здание станции 4. Прошедшая через турбины вода отводится обратно в русло реки по отводящему каналу. Со­оружение деривационных ГЭС оказывается целесообразным в горных усло­виях при больших уклонах рек и относительно малых расходах воды. Тогда при небольшой протяженности и малой площади сечения деривационного водовода можно получить большой напор (до 1000м и более) и соответст­венно большую мощность.

Основным энергетическим оборудованием ГЭС являются гидротур­бины и гидрогенераторы.

Гидротурбиной называется машина, преобразующая энергию движения воды в механическую энергию вращения ее рабочего колеса. Гидротурбины разделяют на два класса: активные и реактивные. Турбина называется актив­ной, если используется только кинетическая энергия водного потока, и реак­тивной, если используется и кинетическая и потенциальная энергия потока. Наиболее распространенными активными турбинами являются ковшевые,

Рис.2.8

рис. 2.8.

а – схема турбинной установки; б – рабочее колесо; 1 – верхний бьеф; 2- трубопровод; 3 – сопло; 4 – рабочее колесо; 5 – кожух; 6 – регулирующая игла; 7 – лопасти (ковши).

В ковшевой активной турбине потенциальная энергия гидростатиче­ского давления в сужающейся насадке – сопле – полностью превращается в кинетическую энергию движения воды. Рабочее колесо турбины выполнено в виде диска, по окружности которого расположены ковшеобразные лопатки 7, рис.2.8б. Вода, огибая поверхности лопастей, меняет направление движе­ния. При этом возникают центробежные силы, действующие на поверхности лопастей, и энергия движения воды преобразуется в энергию вращения ко­леса турбины. Внутри сопла 3 расположена регулирующая игла 6, переме­щением которой меняется выходное сечение сопла, а следовательно, и расход воды.

В реактивной турбине на лопастях рабочего колеса преобразуется как ки­нетическая, так и потенциальная энергия воды в механическую энергию турбины. Вода, поступающая на рабочее колесо турбины, обладает избыточ­ным давлением, которое по мере протекания воды по проточному тракту ра­бочего колеса уменьшается. При этом вода оказывает реактивное давление на лопасти турбины и потенциальная составляющая энергии воды превращается в механическую энергию рабочего колеса турбины.

За счет кривизны лопастей изменяется направление потока воды, при ко­тором, как и в активной турбине, кинетическая энергия воды в результате действия центробежных сил также превращается в механическую энергию турбины. Рабочее колесо реактивной турбины в отличие от активной полно­стью находится в воде, т.е. поток воды поступает одновременно на все ло­патки рабочего колеса турбины. Различные конструкции рабочих колес реак­тивных турбин показаны на рис. 2.9.

Рис.2.9

Разнообразие природных условий, в которых сооружаются ГЭС, опреде­ляет разнообразие конструктивного исполнения турбин и, соответст­венно, гидрогенераторов. Мощности агрегатов изменяются от нескольких киловатт до 700МВт, а частота вращения от16,66 до 1500 оборотов в минуту.

В последнее время стали применяться горизонтальные (капсульные) аг­регаты, в которых генератор заключен в герметичную капсулу, обтекаемую водой. Они обладают повышенным КПД благодаря лучшим гидравлическим условиям обтекания.

Особенности ГЭС:

- удельные капиталовложения на сооружение и сроки строительства ГЭС примерно в 2-3 раза большие, чем ТЭЦ;

- используются возобновляемые водные ресурсы;

- обычно удалены от центров потребления электроэнергии, так как ме­сто их строительства определяется в основном при­родными условиями;

- электроэнер­гия, вырабатываемая ГЭС, выда­ется в энергосистему на высоком и сверх­высоком напряжении;

- не­большое потребление электроэнергии на собственные нужды, кото­рое обычно в несколько раз меньше, чем на ТЭС;

- технология производства электроэнергии на ГЭС довольно проста и легко поддается автоматизации;

- пуск агрегата ГЭС занимает не более минуты, т.е. эти электростанции являются высокома­невренными станциями. По­этому резерв мощности в энергосистеме целесо­образно обеспечивать именно этими агрегатами.

- при сооружении ГЭС решается комплекс задач: регулирование стока воды; улучшение условий судоходства; создание орошаемых земель и т.д.;

- себестоимость электроэнергии на российских ГЭС более чем в два раза ниже, чем на тепловых электростанциях;

- работа ГЭС не сопровождается вредными выбросами в атмосферу;

- КПД ГЭС обычно составляет 85 – 90 %.

---

Дата добавления: 2021-03-18; просмотров: 83; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!