Чисельник: дані при змінному куту нахилу. 2 страница

k_i = М_і / М₀ = Wi / W₀.

Він може бути річним, сезонним, місячним, максимальним і мінімальним.

Коефіцієнт стоку – відношення висоти шару стоку (h) до кількості опадів (c), що випали в басейні стоку:

h = h /c

4.2.2 Методи оцінки норми стоку.

В практиці використовують наступні (наближені) методи оцінки норм стоку:

– за ізолініями – на географічних картах регіонів вказані лінії, що побудовані за багаторічний термін спостережень;

– за емпіричними залежностями – вони базуються на зв’язку стоку з опадами та випаровуванням (або на зв’язку між опадами та коефіцієнтом стоку):

Y₀ = x₀ – z₀ ,

де Y₀ – норма стоку, мм;

x₀ – норма опадів (або середньорічна кількість опадів), мм;

z₀ – норма випаровування (або середньорічна кількість води, що випаровується з басейну), мм.

Норма опадів для рівнинних басейнів береться з довідника про водні ресурси, а норма випаровування – за картами, що наведені в спецлітературі з питань проектування гідроелектростанцій.

В той же час, розподіл багаторічних спостережень не дає достатньої достовірності про найбільші та найменші значення річного стоку. Для цього використовують аналіз кривих залежності модульного коефіцієнту від забезпеченості (тривалості) витрат ріки. Підрахунок відсотку забезпеченості річного стоку за кожний рік спостережень проводиться за виразом:

де Р – відсоток забезпеченості річного стоку за кожний рік спостережень;

m – порядковий номер члена ряду при розташуванні їх в бік зменшення;

n – число всіх членів ряду.

В практичних розрахунках користуються не самою кривою, а таблицею, що складена за нею (таблиця 4.1). Для визначення ординат кривої забезпечення потрібно знати три числові параметри:

– норму стоку (Y₀);

– коефіцієнт варіації (c_v) – відношення середньоквадратичного відхилення до середньоарифметичного значення ряду Y:

де k = Y_i / Y₀ – модульний коефіцієнт;

c_s – коефіцієнт асиметрії – характеризує амплітуду коливань значень стоку в ряді спостережень:

.

Даний коефіцієнт має стійке значення вже при аналізі спостережень за 10…20 років. При короткотермінових спостереженнях його значення приймається як c_s = 2c_v.

Для переходу від табличних значень до інших, користуються співвідношенням:

k =Ф c_v +1,

де Ф – відхилення ординат кривої забезпеченості за табл.4.1;

c_v – обчислений коефіцієнт варіації для даного ряду.

Таким чином, побудова кривої забезпеченості проводиться в наступному порядку:

1. Визначається величина річних витрат з площі водозбору Q₀.

2. Обчислюється модульний коефіцієнт за всі роки спостережень k.

3. Розташовують модульні коефіцієнти у зростаючому (або спадаючому) порядку і обчислюють: (k – 1)(k – 1)² та (k – 1)³ до третього десяткового значення (перевірка: ).

4. Визначають коефіцієнт варіації.

5. За табл.4.1 визначають коефіцієнт асиметрії для різних значень забезпеченості.

6. Приводять отримані дані за табл. 4.1 до реальних значень величини модульних коефіцієнтів для років різної забезпеченості.

У випадку відсутності даних спостережень за стоком або їх нетривалістю (менше 10 років), значення коефіцієнта варіації визначають за наближеним виразом:

,

де М₀ – норма стоку;

F – площа водозбирання.

Значення с_s приймається з відношення c_s = 2c_v..

Внутрішньорічний розподіл стоку залежить від кліматичних умов і наведений в табл. 4.2 для макрорегіонів країни. Він служить при розрахунках, коли відсутня інформація для конкретного об’єкта. В табл. 4.3 наводиться наближена величина питомих максимальних витрат весняних паводків. Для отримання розрахункової величини, необхідно табличні дані помножити на площу водозбору. Максимальні літньо-осінні дощові паводки значно нижчі весняних.

4.2.3 Визначення об’єму водосховища.

Для визначення об’єму водосховища спочатку будують сімейство кривих площі дзеркала водосховища для кожної його горизонталі, починаючи з внутрішньої. Результати замірів і розрахунків наносять на карту в горизонтальних і вертикальних площинах.

Об’єм води між двома сусідніми горизонталями буде становити:

, м³

де F₁ та F₂ – площі дзеркал сусідніх горизонталей;

h – вертикальна відстань між горизонталями.

Загальний об’єм буде складати:

де W_i – об’єм між двома сусідніми горизонталями.

Частина загального об’єму не використовується для виробітку енергії і служить як для забезпечення водопостачання споживача, так і для нормального функціонування водосховища (відкладення наносів, утворення льоду та ін.). Даний шар води носить назву мертвого об’єму на противагу корисному (або робочому), що відпрацьовується гідроелектростанцією.

Таблиця 4.2 – Внутрішньо річний розподіл стоку річок України (в долях норми стоку)

№ районів	Географічний район	Місяці та декади
I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	ІХ	Х	ХІ	ХІІ
	Басейни рік середнього Дніпра	0,3	0,3	0,5	2,2	8,0	2,8	1,9	1,3	0,9	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,7	0,7	0,6	0,8	1,0	0,5
	Басейни рік Сів. Донця	0,3	0,3	0,3	1,0	2,0		4,0	1,9	1,0	1,0	1,0	0,7	0,7	0,7	0,6	0,6	0,5	0,5	0,7	0,4
	Басейни рік нижнього Дніпра та Пів. Буга	0,35	0,5	0,7	4,0		4,0	1,1	1,0	0,8	0,8	0,8	0,6	0,6	0,6	0,5	0,3	0,25	0,3	0,4	0,4

Таблиця 4.3 – Розрахункові витрати весняних паводків 5% забезпеченості

Район басейну

Площа водозбору (км2)

Басейни рік середнього Дніпра та Сів. Донця

Басейни рік нижнього Дніпра

4.2.4 Гідроенергетичні розрахунки.

Вихідними даними для гідроенергетичних розрахунків є відомості про витрати ріки, потреби води на зрошення, водопостачання, графіки навантаження споживачів, характеристика водосховища та турбінного обладнання.

Потужність гідроелектростанції (на клемах електрогенератора) становить:

N = Q₀ H k_р h_т h_u h_g,

де N – потужність гідростанції, кВт;

Q₀ – середні багаторічні витрати води через турбіну (норма стоку), м³/с;

Н – розрахунковий напір гідротурбіни, м;

де Q_i – значення і –тих витрат;

t_i – час дії і –тих витрат;

H_i – напір при і –тих значеннях витрат в і –тий час.

k_р – розрахунковий модульний коефіцієнт:

k_р = Q_р / Q₀

де Q_р – розрахункові витрати, м/с;

Для Лісостепу k_р =0,35…0,65; Степу – 0,2…0,4.

h_т – ККД турбіни;

h_u – ККД генератора;

h_g – ККД трансмісії.

Кількість агрегатів станції вибирається за умови, що окремі ділянки графіка навантажень забезпечуються роботою одного або декількома турбінами, що працюють з не менш ніж половинним відкриттям і визначається за виразом:

де Q_р – розрахункові витрати, що відповідають піврічному забезпеченню, м³/с;

Q_min – середні зимові витрати маловодного року 90% забезпеченості або середній мінімум. Для Лісостепу він складає 0,2, Степу – 0,1 від норми стоку;

с – коефіцієнт, що залежить від швидкохідності (n_s) турбіни і знаходиться за її характеристиками. При їх відсутності користуються наближеними даними:

ns
с	0,3	0,43	0,5	0,55	0,77

Визначення потужності станції не повинне базуватися на вимозі максимального використання потоку, тому що це може призвести до відносно не тривалого часу його використання. Крім того, слід враховувати, що параметри потоку повинні забезпечити необхідні (номінальні) оберти турбіни при роботі на певне навантаження. Не виконання цієї умови вимагає або зменшувати приєднання навантаження (що призводить до недовиконання виробничого завдання або порушення технологічних вимог), або регулювати її швидкохідність.

4.3 Турбіни малих гідроелектостанцій.

Всі турбіни, що використовуються на малих гідроелектростанціях, за характером віддачі енергії поділяються на:

– активні – робота здійснюється за рахунок відхилення вільного струменя на лопатках турбіни, при однаковому тиску на всіх її елементах. За числом робочих коліс вони поділяються на одно- та двоколісні, а за числом сопел на кожному колесі на одно- та багато соплові;

– реактивні (напірні) – робота здійснюється під надлишком тиску, що утворюється силою реакції води. Тиск води при вході на робоче колесо більших, ніж на виході.

4.3.1 Активні турбіни.

На практиці застосовують два основних типа:

– ковшові (турбіни Пельтона);

– двократні (турбіни Банкі).

Ковшова турбіна (рис. 4.7) складається з направляючого апарату, що регулює надходження води в турбіну, робочого колеса, до валу якого приєднаний електрогенератор.

Направляючий апарат являє собою трубопровід з конічною насадкою, в середині якого розташована голка для регулювання сили струменя або припинення його дії.

Робоче колесо складається з металевого диска, до якого, за колом, розташовані ківшоподібні лопатки, характерною їх особливістю є те, що вони розподілені перетинкою (ножем) на дві рівні частини і мають конфігурацію для плавного руху струменю за поверхнею. Крім того, щоб струмінь не розпорошувався об стінку лопатки, вона має на вільному кінці виріз.

1 – направляючий апарат; 2 – робоче колесо; 3 – вал; 4 – патрубок напірного трубопроводу; 5 – регулююча голка; 6 – конус; 7 – механізм керування; 8 – махове колесо; 9 – опорні підшипники; 10 – кожух; 11 – засувка трубопроводу; 12 – водовідвідний лоток.   Рис.4.7 Ковшова турбіна

Тип робочого колеса турбіни характеризується коефіцієнтом швидкохідності (або коефіцієнтом питомої кількості обертів) – п_s. Він дорівнює числу обертів турбіни, що подібна вибраній, яка працює в такому ж режимі, з таким же ККД, але з такими розмірами, що розвиває при напорі 1м потужність 0,74 кВт (1к.с.):

де n – число обертів вибраної турбіни в хвилину;

N – потужність турбіни, кВт;

Н – напір, м.

Коефіцієнт односоплових ковшових турбін знаходиться в межах 4…24 і може бути розрахований при ККД 0,85 як:

де d – товщина струменю;

D –діаметр колеса (за центрами лопаток).

При цьому 1/60 £ d / D £ 1/10 з найкращою областю ККД в межах 1/16…1/25.

Кількість обертів турбіни залежить від швидкості надходження води:

, м/с

де j – коефіцієнт швидкості, що знаходиться в межах 0,97…0,98.

Колова швидкість приймається як:

, м/с

Приймаючи потрібну кількість обертів – п і обмежуючись п_s = 10…15, визначається необхідний діаметр робочого колеса:

Після приведення отриманого значення D до стандартних розмірів визначають дійсне значення кількості обертів:

Товщина струменя визначається за:

де Q – витрати води через сопло.

Отримані результати розрахунків вважаються задовільними, якщо відношення d / D не виходить за межі значень, що рекомендовані вище.

В практиці використовують турбіни з наступними співвідношеннями:

Діаметр струменю, d,мм	Діаметр робочого колеса, D, м	Коефіцієнт швидкохідності при h=0,8
	0,5	11,5
	0,5	16,5
	0,5
	0,82	18,3
	0,82
	1,0

Двократна турбіна (рис.4.8) складається з направляючого апарата та робочого колеса. Вода, що проходить через колесо, двічі попадає на лопаті.

Робоче колесо являє собою циліндр з торцевими вертикальними дисками, в які, за колом, встановлені горизонтальні лопатки з поверхнею певної кривизни.

Направляючий апарат виконаний у вигляді трубопроводу з шиберною заслінкою.

Недоліком двократних турбін є вплив на їх роботу коливання нижнього б’єфу. При застосуванні відсмоктувальних труб вплив вищевказаних факторів зменшується до мінімуму.

1– направляючий апарат; 2- робоче колесо; 3- робочі лопатки; 4- вал турбіни; 5- торцеві диски; 6- заслінка; 7- механізм ручного керування; 8- напірний трубопровід; 9- відвідний лоток.

Рис.4.8 Двократна турбіна.

4.3.2 Реактивні турбіни.

Реактивні турбіни виконують за різними конструкціями (рис.4.9) і поділяють:

– за положенням валу на вертикальні та горизонтальні;

– за підводом води на: відкриті (турбіна розташовується у відкритій камері; вода підводиться відкритим каналом), закриті (розташовується в металевому кожусі; вода підводиться закритим трубопроводом), комбіновані (турбіна розташовується в закритій бетонній камері; вода підводиться відкритим каналом);

– за числом коліс: одно– та двоколісні на одному валі.

В конструкцію реактивних турбін входять три основні частини:

– направляючий апарат;

– робоче колесо;

– відсмоктувальна труба.

Направляючий апарат, призначений для регулювання подачі води в робоче колесо турбіни і складається з двох кілець, між якими розташовані поворотні лопатки.

Робочі колеса реактивних турбін розрізнюють за формою (рис.4.10). Водяний потік, просуваючись вздовж лопаті, діє на неї силою реакції струменя і обертає вал, до якого вони кріпляться.

У радіально-осьових турбін вхідний діаметр колеса перевищує вихідний, але при коефіцієнті швидкохідності біля 200 вони зрівнюються, а при подальшому зростанні – вхідний діаметр стає меншим вихідного.

У пропелерних турбін n_s = 500...1000. Вони розвивають високий ККД тільки при повному навантаженню і при зменшенні навантаження ККД різко падає.

Реактивні турбіни розташовують у:

– відкритих каналах (рис.4.11) – форма прямокутна; вода підводиться відкритим лотком; розміри залежать від розмірів вибраної турбіни і будуть складати – ширина (3,5...4)D (3,5 відноситься для коліс з діаметром 0,5 м; 4 – при D = 1м), довжина приймається на 10...15% більшою ширини, глибина береться або за каталогом, або приймається h_min =(1,6…2) D (для горизонтальних – (3...3,5)D);

Рис. 4.11 Відкриті прямокутні турбінні камери

– закритих камерах (рис.4.12) – застосовують при напорах більше 5м. Вони мають форму равлика або спіралей таврового перетину. Форма камери та її розміри визначаються заводом-виготівником турбін.

а – вертикальна турбіна у відкритій камері; б – горизонтальна турбіна з сухим коліном у відкритій камері; в – горизонтальна турбіна з мокрим коліном у відкритій камері; г – двоколісна горизонтальна турбіна у відкритій камері; д – горизонтальна турбіна в кожуху; е – двоколісна горизонтальна турбіна в кожуху; є – вертикальна турбіна в закритій бетонній камері; ж – горизонтальна турбіна в металевій спіральній камері; з – вертикальна турбіна в металевій спіральній камері. Рис. 4.9 Конструкційні схеми реактивних турбін.

Рис. 4.12 Турбіна в закритій бетонній камері.

Всмоктувальні труби – призначені для підвищення ККД шляхом підтримки пониженого тиску за робочим колесом (рис.4.13). Так як її виконують з розширенням на виході, то швидкість потоку знижується, а це, згідно залежності

зменшує втрати повного напору гідростанції.

На практиці висоту відсмоктування приймають 1...3 м (інколи 4 м).

За формою відсмоктуючі труби (рис.4.14) поділяють на:

– прямі вертикальні конічні;

– вертикальні конічні з верхнім коліном;

Область пониженого тиску

h – розрядження в точці а при заповненні труби без руху води;

Dh – додаткове зниження тиску в горловині труби, що викликане рухом води із пониженою вихідною швидкістю.

Рис. 4.13 Схема установки та робота відсмоктувальної труби.

– раструбна вертикальна;

– похилена колінчаста з верхнім коліном;

– вигнута з нижнім поворотом.

а- пряма конічна; б- колінчаста; в- раструбна; г- похила колінчаста; д- вигнута. Рис. 4.14 Форми всмоктувальних труб

Для попередження захвату повітря при роботі, трубу занурюють на 0,3...0,5м у воду, але відстань до дна відвідного каналу повинна складати 1...1,5 діаметра робочого колеса (для раструбних вона менше і складає 0,5D).

Кут конусності виконується менше 14...16⁰. При збільшенні кута з’являються водяні вихрі, що збільшують гідравлічні втрати. Вихідну швидкість потоку обмежують до 1...2 м/с. Якщо таку умову не можна виконати, то застосовують вигнуті труби.

4.4 Електрообладнання малих гідроелектростанцій.

Система електрообладнання малих гідроелектростанцій умовно розбивається на силовий блок (генератор, підвищуючий трансформатор), блок автоматичного керування та захисту робочого обладнання, блок сигналізації.

Кількість агрегатів, як правило, складає 1...2. Генератор вибирається низьковольтним (0,4 кВ) з виведеними трьома фазами та нулем (для створення систем занулення та заземлення). Між генератором та споживачами шинами утворюється блок комутації та вимірювання (автоматичні вимикачі, запобіжники, трансформатори струму та контрольно-вимірювальна апаратура).

За видом розташування вала генератори поділяються на:

– вертикальні;

– горизонтальні.

Всі вертикальні генератори встановлюються в сухому приміщенні і зв’язані з гідротурбіною валом.

Горизонтальні агрегати мають наступні конструкційні виконання:

– прямоточні агрегати з генераторами, у яких ротор розташований на периферії лопатей осьового робочого колеса турбіни;

– капсульні агрегати, в яких генератор розташований в капсулі, що повністю обтіпається водою;

– агрегати, в яких генератор розташований в сухому приміщенні і з’єднаний з турбіною валом (найбільш розповсюджена система).

Горизонтальні генератори можуть агрегатуватись з вертикальними турбінами за допомогою відповідної трансмісії.

В залежності від потужності станції, горизонтальні генератори застосовуються до 0,5...1 МВт, а вертикальні, як правило, у всіх інших більших за потужністю.

За типом електромашини застосовують синхронні та асинхронні генератори.

При конструюванні системи електрообладнання станції, необхідно звернути увагу на особливості роботи гідрогенератора, що полягає в наступному. При різкому зниженні навантаження (або втрати його) регулятор потоку води повністю закриває трубопровід через 2...4 с. Цього часу достатньо, щоб машина досягла та перевищила критичну швидкість (інколи в 2...3 рази номінальну швидкість обертання). Тому гідрогенератори крім підсилених конструкційних елементів повинні мати підвищені махові маси, що зменшує вплив коливань навантаження. Маховий момент ротора гідроагрегата з відкритою камерою та автоматичним регулятором швидкості обертання визначається як:

де GD² – мінімальний маховий момент, тм²;

N – потужність генератора, кВА;

n – частота обертання.

Звідси витікає, що для підвищення махового моменту ротора треба збільшувати його діаметр, тому що він змінює момент інерції в квадратичній залежності, а вага – в першому ступеню.

Згідно нормативним вимогам гідрогенератори протягом 2 хвилин повинні витримувати підвищення швидкості обертання на 80%, а перевантаження за струмом – 50%.

4.4.1 Вибір потужності генератора електростанції.

Потужність генераторів електростанції повинна відповідати максимальній потужності найбільш навантаженій ділянці добового графіка з врахуванням втрат на всіх елементах системи передачі електроенергії від джерела до споживача та власні втрати електростанції. Тобто: