Турбинные установки, регулирование (управление) турбинами

Турбины проектируются во взаимной увязке со всеми элементами турбинной установки. Турбинная установка (турбинный блок ГЭС) радиально-осевой турбины на примере Саяно-Шушенской ГЭС состоит из водоприёмника оборудованного сороудерживающеи решёткой. Турбинный водовод имеет перед входом пазы для установки ремонтных затворов. Для защиты турбины в случае отказа направляющего аппарата имеются специальные пазы, где установлены быстропадающие затворы (аварийные), которые опускаются от действия автоматических устройств, контролирующих недопустимое повышение частоты вращения агрегата. Быстропадающий затвор приводится в действие гидроподъёмником. Для ремонта всего гидромеханического оборудования водоприёмников предусмотрены специальные козловые краны.

Рабочее колесо турбины располагается в камере и состоит из трёх жестко связанных частей - обода, ступицы, между которыми располагаются лопасти сложной пространственной формы. Число лопастей турбины может колебаться от 9 для низконапорных до 21 для высоконапорных турбин.

Подвод воды от турбинных водоводов к рабочему колесу осуществляется через спиральную камеру, имеющую в плане форму "улитки" (тора переменного сечения). У входа в турбинный водовод, где наибольшие расходы воды, площадь сечения спиральной камеры наибольшая.

Со стороны турбины в спиральной камере имеется вырез цилиндрической формы - вход из спиральной камеры в камеру рабочего колеса. Вырез разделен на несколько пролетов колоннами статора, который удерживает массу вращающихся частей агрегата верхней части спиральной камеры и частично вес железобетонного массива над камерой. По окружности, перед входом в камеру рабочего колеса расположен направляющий аппарат в виде вертикально расположенных лопаток, способных поворачиваться вокруг вертикальной оси (типа жалюзи) вплоть до полного закрытия межлопаточного пространства. Лопатки при их повороте обеспечивают изменение расхода воды (мощности) через турбину и оптимальное обтекание лопастей рабочего колеса, что повышает КПД турбины. При необходимости, закрывая лопатки направляющего аппарата, производят остановку турбины. Лопатки направляющего аппарата приводятся в движение сервомоторами. Отвод воды от турбины происходит через отсасывающую трубу, где гаситься почти вся остающаяся энергия потока. Отсасывающая труба имеет на выходе пазы, в которые опускается ремонтный затвор с помощью козлового крана.

В машинном зале ГЭС расположена маслонапорная установка (МНУ) для обеспечения гидравлического привода лопаток направляющего аппарата. Посредством вала турбина сочленяется с генератором, образуя единое целое - агрегат. Генератор опирается (вращающаяся часть) через опору на крышку турбины, которая в свою очередь передаёт усилие от всех вращающихся частей на колонны статора турбины. Для обслуживания всего оборудования машинного зала предусмотрены мостовые краны. Электроэнергия от генератора через систему токопроводов и повышающий трансформатор передаётся посредством системы воздушных проводов и распределительного устройства в электрическую сеть (об этом в следующей главе).

Турбинные установки с горизонтальными капсульными осевыми турбинами нашли широкое применение на низконапорных равнинных гидроузлах. Их основное достоинство (и преимущество перед вертикальными осевыми турбинами) - возможность размещения гидроагрегатов в теле водосбросной плотины без значительного заглубления, необходимого для размещения отсасывающих труб. Благодаря осевому (вдоль течения реки) потоку и простым гидравлически благоприятным формам проточной части, горизонтальные капсульные турбины имеют большую по сравнению с вертикальными пропускную способность и соответственно большую, примерно на 20-25% мощность при одинаковых габаритах рабочего колеса. В СССР успешно работало более 50 капсульных гидроагрегатов мощностью 18-20 МВт (Киевская и Каневская ГЭС на Днепре, Череповецкая ГЭС на реке Шексна).

До 1970 г. два самых крупных в мире капсульных агрегата, изготовленные на ЛМЗ, бьпи установлены на Саратовской ГЭС: диаметр рабочего колеса 7,5 м, при напоре 10,6 м единичная мощность 45 МВт. Впоследствии мощные капсульные агрегаты (единичная мощность 54 МВт) были установлены на ГЭС Рок-Айленд (США).

Как мы уже видели, мощность турбины при постоянном напоре будет зависеть лишь от расхода, поскольку КПД изменяется при изменении мощности, но не так существенно, как расход, т.е. изменение (регулирование) мощности турбины задается изменением расхода воды. Регулирование расхода производится путём изменения открытия лопаток направляющего аппарата (НА). Максимальная величина открытия НА и соответственно мощность турбины выбирается и задаётся в процессе её проектирования.

При нормальных условиях работы турбины постоянная частота вращения и установившийся расход поддерживаются системой регулирования, исполнительным органом которой является НА. Главным начальным звеном системы регулирования является регулятор, который выполняет функции измерения необходимых параметров и формирует стабилизирующие сигналы. В современных турбинах применяются электрогидравлические регуляторы частоты вращения (ЭГР) в старых конструкциях ещё встречаются гидромеханические регуляторы.

При плановых (плавных) изменениях мощности турбины, происходящих за достаточно длительные промежутки времени (более 10 секунд), регулирование расхода НА производится также плавно, и процесс в каждый момент времени следует рассматривать как стационарный (установившийся).

К нестационарным (переходным) процессам, которые возникают при регулировании турбины, относятся: пуск; резкие изменения мощности (нагрузки); остановка; сброс нагрузки (мгновенное отключение генератора от сети); перевод генератора в режим синхронного компенсатора; разгон турбины и его прекращение; наброс нагрузки (быстрый автоматический набор нагрузки при отключении мощных генерирующих источников в энергосистеме).

Нестационарные процессы приводятся к устойчивому режиму системой регулирования, параметры приведения процесса к устойчивому режиму (частота вращения, давление в напорном водоводе) носят название гарантии регулирования. Сбросы и набросы нагрузки являются неизбежными процессами при эксплуатации энергосистем, поэтому на их последствия рассчитываются турбины и агрегат в целом. Наибольшие динамические воздействия (нагрузки), связанные с высокой частотой вращения агрегата (крайний случай - разгон), гидравлическим ударом, пульсациями в проточной части и вибрациями, имеют место при сбросах нагрузки, а также при закрытии НА турбины, вышедшей в разгон. Поэтому эти режимы являются основными при проведении расчётов переходных процессов.

При сбросе нагрузки и неисправной системе регулирования и при этом неисправном запорном устройстве (затворе) на водоводе турбины, который «не сработал» и остается открытым, частота вращения турбины будет быстро возрастать и через некоторое время достигнет максимальной для данной турбины установившейся величины, которая называется разгонной (угонной) частотой вращения.

Величина разгонной частоты вращения для турбин с неподвижными лопастями зависит от открытия НА и напора воды, а для поворотно-лопастных турбин ещё и от угла установки лопастей. Наивысшая разгонная частота вращения достигается при полностью открытом НА или вблизи его полного открытия.

Для поворотно-лопастных турбин наивысшая разгонная частота вращения достигается при рассогласовании комбинаторной зависимости, когда НА полностью открыт, а лопасти рабочего колеса имеют небольшой угол открытия.

Величину разгонной частоты вращения агрегата приближенно можно характеризовать коэффициентом разгона, т.е. отношением разгонной частоты вращения к номинальной, который составляет для:
- радиально-осевых и ковшовых турбин к = 1,7-1,9;
- поворотно-лопастных турбин при сохранении комбинаторной зависимости к = 2,0-2,2;
- поворотно-лопастных турбин при нарушении комбинаторной зависимости к = 2,4-2,6.

Выбор расчётной величины разгонной частоты вращения с учётом действия противоразгонных устройств имеет большое экономическое значение для генератора.

Противоразгонные устройства (защита), которые применяются в практике создания турбин, имеют ту или иную величину запаздывания включения в работу. Поэтому ротор агрегата к моменту начала действия защиты практически достигает частоты вращения не менее 1,6-1,7 от её номинального значения. Нормами проектирования для деталей турбин задаётся требование не превышения 0,9 предела текучести металла при полной разгонной частоте вращения турбины. Разгон агрегата и действие защиты от разгона относятся в практике эксплуатации к аварийному случаю остановки турбины.

При нормальном (исправном) регулировании турбины действие НА при проектировании задаётся таким, чтобы при сбросе нагрузки система регулирования обладала определенным законом движения НА и законом изменения расхода, при которых повышение частоты вращения агрегата и давления в напорном водоводе достигали бы минимально возможных значений. После сброса нагрузки частота вращения повышается до некоторой величины (псб ). Разность частот вращения после сброса и до сброса (псб - п), отнесённая к частоте вращения до сброса (п) называется временной неравномерностью регулирования турбины и характеризуется коэффициентом временного изменения частоты вращения ф).

Обычно значение коэффициента составляет не более 0,6. Рассчитывая величину при проектировании турбины, завод обеспечивает не превышение её условиями (гарантиями) регулирования, которые затем после монтажных и наладочных работ проверяются на ГЭС в реальных условиях путём проведения опытов по сбросам нагрузки.

После сброса нагрузки, если нет никаких повреждений, агрегат не останавливается, система регулирования приводит его через некоторое время к частоте вращения близкой к номинальной, и агрегат остаётся на холостом ходу в готовности быть вновь включенным в сеть.

Расчёты показывают, что в целях устойчивого регулирования агрегата инерция ротора, определяемая его маховым моментом (см. главу 6), должна быть возможно большей, а время закрытия НА - возможно малым.

Однако практические возможности увеличения махового момента ограничены размерами и весом ротора агрегата, а возможности уменьшения времени закрытия НА - прочностью элементов турбинной установки, так как при этом возникает гидравлический удар, который, как мы видели, при большой скорости закрытия НА (малом времени) сопровождается резким повышением давления в водоводе и спиральной камере турбины. Поэтому подбираются и оптимальные параметры вращающихся частей генератора и время закрытия НА турбины, соответствующие для каждого типа вновь создаваемого агрегата.

Гидравлический удар - явление, возникающее в неустановившемся движении воды, когда в заданной точке движущегося потока скорость и давление зависят не только от координат этой точки, но и от времени, т.е. гидравлический удар - резкое изменение скоростей течения и давлений во времени. Примером неустановившегося напорного движения может служить давление ударной волны в подводящем воду к турбине водоводе или отводящем трубопроводе насосной станции при пуске, остановке и регулировании работы турбин и насосов (закрытием - открытием направляющих аппаратов). Это же явление возникает в любом напорном водопроводе при быстром закрытии задвижек и кранов.

Ударная волна в напорном трубопроводе распространяется почти мгновенно и сопровождается резким изменением давления в жидкости, которое передаётся на стенки трубопровода и запорное устройство. В реактивных турбинах опасному воздействию при гидравлическом ударе подвергаются: водоводы, спиральные камеры и направляющие аппараты. В реактивных турбинах может возникнуть гидравлический удар и обратного направления -навстречу потоку. При быстром закрытии направляющего аппарата, вода, продолжая движение в отсасывающей трубе к нижнему бьефу, создаёт в зоне рабочего колеса турбины вакуум, который становится причиной обратного движения воды в отсасывающей трубе и возникновения удара, направленного на рабочее колесо вверх вдоль оси вертикально расположенного агрегата. В практике такие случаи приводили к большим усилиям настолько, что агрегат «подпрыгивал», отрываясь от опорного подшипника (подпятника), т.е. сила гидравлического удара превосходит тысячетонный вес вращающихся частей агрегата и может его разрушить.

Для предотвращения (смягчения) ударной волны в напорном водоводе турбины предусматриваются специальные аэрационные трубы, через которые засасывается воздух при закрытии (сбросе) быстропадающего затвора и глубокого вакуума не образуется.

Для предотвращения образования вакуума в полости рабочего колеса реактивных турбин предусматриваются специальные клапаны срыва вакуума, встраиваемые, как правило, в крышку турбины. Эти клапаны под воздействием образующегося вакуума открываются и через них засасывается воздух в область рабочего колеса (имеются конструкции клапанов срыва вакуума, которые открываются принудительно от специального привода при резком подходе направляющего аппарата к положению закрытия). В некоторых радиально-осевых турбинах клапаны срыва вакуума не устанавливают, а организуют подсос воздуха в область рабочего колеса через полый вал, на торце которого устанавливают обратный клапан. Этот клапан обеспечивает свободный доступ воздуха под рабочее колесо и препятствует выбросу воды в машинный зал ГЭС через полый вал.

Таким образом, в отличие от активных турбин, где гидравлическому удару может быть подвергнут лишь напорный водовод, у реактивных турбин все элементы приточной части могут испытать гидравлический удар.

В.И. Брызгалов, Л.А. Гордон, "Гидроэлектростанции", Красноярск, 2002г.