Различают деривационные ГЭС, здания которых установлены на канале, отведенном от водохранилища (верхнего бьефа гидроузла), и плотинные, в которых гидротурбины и генераторы размещены непосредственно в плотине.
Плотинные ГЭС обычно включают грунтовую плотину, перегораживающую русло, небольшую бетонную плотину и совмещенное с ней здание ГЭС. Схема плотинной ГЭС представлена на рис. 6.1.
Мощность гидроэнергетической установки возрастает с увеличением расхода воды и скорости обтекания лопастей турбины. Она определяется выражением:
, кВт, (6.1)
где 
=1000 кг/м3 – плотность воды; 
=9,8 м/с2 – ускорение силы тяжести; 
– расход воды через гидротурбину, м3/с; 
– напор воды, подведенный к гидротурбине, м; 
– КПД гидротурбины; 
– КПД электрогенератора.
Подведенный к турбине напор равен разности уровней в верхнем и нижнем водохранилище (бьефе) за вычетом гидравлических потерь.
Проект ГЭС разрабатывается на основе топографо-геодезических и инженерно-геологических изысканий. Используются многолетние наблюдения за гидрологическим режимом реки: расходами, уровнями, ледовым режимом. Напор на гидроузле 
равен разности уровней воды верхнего и нижнего бьефов. При <25 м станцию относят к низконапорным. Напор блока (гидроагрегата) представляет собой разность удельных потенциальных энергий на входе и выходе из гидротурбины и определяется из выражения:
, м, (6.2)
где 
– потери кинетической энергии в водоподводящих и водоотводящих сооружениях плотины.
Рисунок 6.1 – Схема плотинной ГЭС
1 – плотина; 2 – затворы; 3 – максимальный уровень верхнего бьефа; 4 – минимальный уровень верхнего бьефа; 5 – гидравлический подъемник; 6 – сороудерживающая решетка; 7 – гидрогенератор; 8 – гидравлическая турбина; 9 – минимальный уровень нижнего бьефа; 10 – максимальный паводковый уровень
Согласно гидравлике эти потери пропорциональны квадрату скорости воды и, следовательно, квадрату расхода. На низконапорных плотинах с =6-8 м напор блока может уменьшаться на 10-15% только за счет сороудерживающих решеток.
Расход воды в водохранилище (верхнем бьефе) зависит не только от расхода через плотину, но также от водозабора на нужды водоснабжения, ирригации, от осадков, испарения, фильтрации, льдообразования. Расход в нижнем бьефе зависит от расхода через турбины, холостых сбросов, фильтрации.
Для измерения расхода 
используют обычно три метода: основной, модифицированный и расчетный (см. рис. 6.2).
Рисунок 6.2 – Методы измерения расхода
а – основной метод; б – модифицированный метод 1; в – модифицированный метод 2; г – расчетный метод; д – водосливный метод
1 – поток; 2 – отводная труба; 3 – секундомер; 4 – емкость; 5 – вырез; 6 – водослив
Расход определяется выражением
, (6.3)
где 
– единичная нормаль к элементарной площадке 
поперечного сечения русла реки, 
– скорость потока. Основной метод пригоден для очень малых потоков, то есть таких, которые очень легко можно перекрыть.
Определение расхода по модифицированному методу проиллюстрировано на рис. 6.2.
Следует отметить, что средняя скорость течения реки будет несколько меньше, чем на поверхности 
, и обычно 
. Причем во 2-ом методе определяется средняя скорость течения реки по высоте (обычно погружают теннисный шарик на глубину 
и измеряют 
).
Это наиболее точный расчетный метод, и им пользуются профессиональные гидрологи на больших реках. Но иногда используют и водосливной метод.
Гидротурбины
Преобразование потенциальной энергии воды гидроузла в механическую энергию, передаваемую электрогенератору, происходит в гидротурбинах. Ведущая роль в создании и развитии гидротурбин большой мощности в России принадлежит Ленинградскому металлическому заводу. Ленинградскими учеными и инженерами разработаны уникальные турбоагрегаты, превосходящие мировой уровень. Турбинами, выпущенными на ЛМЗ, оборудованы почти все российские и многие иностранные крупные ГЭС.
При работе гидротурбины имеют место потери энергии. Гидравлические потери связаны с вязким трением и вихреобразованием при течении воды через турбину. Объемные потери обусловлены перетеканием некоторого объема жидкости через зазоры между лопастями турбины и стенками статора агрегата. Механические потери связаны с трением в подшипниках. Суммарные потери мощности учитываются коэффициентом полезного действия гидротурбины в выражении (6.1). Для современных турбин характерны значения =0,85-0,9.
Гидравлические турбины бывают двух типов: активные и реактивные. У активных гидротурбин рабочее колесо вращается в воздухе, посредством набегающей на его лопасти струи воды, т.е. оно приобретает энергию от кинетической энергии падающего потока. У реактивных гидротурбин рабочее колесо полностью погружено в воду и вращается в основном за счет разности давлений до и после колеса. Кроме того, реактивная гидротурбина может работать как насос при реверсировании генератора, закачивая воду обратно в водохранилище.
Схема работы активной турбины (турбины Пельтона) показана на рис. 6.3.
Мощность турбины Пельтона определяется выражением:
, (6.4)
где 
– скорость струи перед лопаткой.
Рисунок 6.3 – Активная турбина Пельтона
Мощность 
стремятся сделать как можно ближе к 
. Однако величина КПД этих турбин колеблется от 0,5 – для небольших турбин и до 0,9 – для больших агрегатов.
Скорость струи, падающей на лопатку, определяется cоотношением:
. (6.5)
Для 
сопел, площадью 
каждая, суммарный расход равен:
, (6.6)
а мощность на валу турбины будет равна:
. (6.7)
Причем общий расход через турбину ограничен расходом реки, то есть:
. (6.8)
Если колесо турбины радиусом 
вращается с угловой скоростью 
, то мощность:
. (6.9)
Так как 
, то из формулы 
, а также из выражений (6.5) и (6.9), получаем:
. (6.10)
Сóпла обычно имеют круглое сечение радиуса 
, тогда 
. Затем, учитывая (6.6), получим:
. (6.11)
Окончательно из (6.10) и (6.11) имеем:
, (6.12)
где 
– есть безразмерный коэффициент, называемый коэффициентом быстроходности.
Реактивные гидротурбины схематически изображены на рис. 6.4 (б, в, г). Там же указаны способы повышения, эффективности гидротурбин (см. рис. 6.4, а).
Из уравнения (6.1) следует, что при заданной мощности турбины чем меньше напор, тем большим будет расход воды. Если иметь в виду параметр быстроходности 
, то при заданной мощности 
и угловой скорости чем меньше напор, тем больше значение коэффициента быстроходности должно быть у турбины. У активных турбин это достигается путем повышения числа сопел; но опыт показывает, что при >4 струи начинают влиять друг на друга, что ведет к уменьшению КПД гидротурбины.
В реактивных турбинах (см. рис. 6.4, б, в, г) поток воды воздействует на лопасти практически все время. Конструкция рабочего колеса реактивной турбины такова, что вода поступает в него радиально, а выходит в направлении оси ротора. Один из вариантов такой конструкции, носящий название радиально-осевой турбины, показан на рис. 6.4, б.
Для еще большего увеличения расхода воды через турбину размер струи можно увеличить до размера ее колеса. Этот принцип лежит в основе пропеллерных гидротурбин (см. рис. 6.4, в). Скорость потока в таких турбинах имеет преимущественно осевое направление. Однако пропеллерные турбины имеют большой недостаток: в рабочем объеме часто возникает кавитация, приводящая к разрушению элементов турбины, поэтому они применяются в основном при низких напорах 
.
|
|
|
|
Рисунок 6.4 – Способы повышения эффективности гидротурбины за счет совершенствования ее конструкции
а – четырехсопловая турбина Пельтона, ее мощность в 4 раза больше односопловой того же диаметра; б – радиально-осевая турбина (турбина Френсиса); в – пропеллерная турбина; г – турбина двухкратного действия (турбина Банки)
1 – средний диаметр колеса; 2 – вход; 3 – спиральная камера; 4 – неподвижные лопатки направляющего аппарата; 5 – выход; 6 – вращающиеся лопасти; 7 – втулка; 8 – вид лопасти с торца
Для поддержания КПД на определенном уровне в пропеллерных турбинах – особенно в мощных агрегатах – поворачивают лопасти на оптимальный угол, в зависимости от скорости потока воды.
Турбина двухкратного действия (турбина Банки), как и активная турбина Пельтона, не так чувствительна к параметрам потока, как пропеллерные турбины. Турбина Банки, к тому же, очень проста в изготовлении.
На рис. 6.5 представлена зависимость КПД гидротурбин от коэффициента быстроходности , позволяющая выбрать оптимальный тип турбины по заданным значениям расхода и напора.
Для каждого типа турбины, в свою очередь, существуют зависимости между параметром , определяющим условия работы с максимальными КПД, и параметрами самой турбины. Одним из таких параметров является отношение 
, которое определяется теоретически или экспериментально и используется при оптимизации конструкций турбин.
Рисунок 6.5 – Диапазоны максимальной эффективности гидротурбин различных типов
I – paдиально-осевая (турбина Френсиса); II – пpoпeллерная турбина; III – турбина Пельтона – (1-, 2-, 3-, 4-сопловая); IV – гидротурбина двукратного действия (турбина Банки)
Полный КПД гидроэнергетической установки определяется соотношением:
, (6.13)
где 
– мощность электрогенератора.
Для низконапорных, в том числе малых, ГЭС оптимальными являются гидротурбины пропеллерного типа с горизонтальным валом. На рис. 6.6 представлен схематически гидроагрегат для микроГЭС на мощность от 7 до 50 кВт, напоры от 3 до 10 м, расходы воды от 0,3 до 0,9 м/с. Гидроагрегаты такого типа размещаются в теле плотины без заглубления, что снижает стоимость строительства ГЭС.
Рисунок 6.6 –Схема горизонтального гидроагрегата
С увеличением напора на плотине преимущества получают гидроагрегаты с вертикальной осью: поворотнолопастные осевые (см. рис. 6.1), диагональные, радиально-осевые. При очень больших напорах (сотни метров) применяют ковшовые турбины с горизонтальной осью.