VGB POWERTECH 7 (2020) - International Journal for Generation and Storage of Electricity and Heat

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A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Heft 4 (2002) Entwicklungspotentiale in der Wasserkraft Bild 2. Strömung im Leitschaufelgitter mit Profilnachlauf für den Bestpunkt. Bild 3. Rechennetz für den Einlaufschacht im Bereich der Turbine. angestellt worden. Als Grundlage hierfür wurden mehrere Varianten untersucht. Sie hatten im Ansatz eine Instandsetzung der bestehenden vertikalen Francis-Schacht-Turbinen und Generatoren zum Ziel, wobei über einen Ersatz des vorhanden Laufrades durch ein neues Francis-Rad der eher bescheidene Wirkungsgrad von 76 % deutlich gesteigert werden sollte. So wurde das Institut für Strömungsmechanik und Hydraulische Strömungsmaschinen der Universität Stuttgart von der Firma EnBW Ingenieure GmbH beauftragt, das hydraulische Profil der Turbinen vom Eintritt bis zum Austritt auf Verbesserungspotential zu untersuchen. Dieses Verbesserungspotential sollte dann durch Entwicklung neuer Konturen, insbesondere durch ein neues Laufrad-Design, realisiert werden. In jedem Fall sollte eine Leistungssteigerung erreicht werden, weil die bisherige Leistung mit rund 300 kW je Turbine unbefriedigend war. Ziel war, durch Modernisierung die maximale Turbinenleistung mindestens auf 360 kW zu steigern. Dazu war die Entwicklung neuer Turbinenkomponenten erforderlich, und zwar passend zu den übrigen Turbinenteilen, die ungeändert bleiben konnten. Basis für diese Entwicklung war ein intensiver Gebrauch der Strömungsnumerik [5]. Bezüglich der Hydraulik wurden schließlich folgende Änderungen vorgenommen: — Änderung des Laufradtyps von Francis zu Propeller, — Vergrößerung des Leitapparates, — neue Leitschaufelprofile, — neues Laufrad-Design, — verbesserte Kranzkontur, insbesondere zwischen Leit- und Laufrad. Aus der Entwicklungsarbeit werden hier einige Ergebnisse präsentiert. Für den Leitapparat zeigt Bild 2 die Isotachen im Bestpunkt des Turbinenkennfeldes. Auffällig ist die relativ große Wölbung des Leitschaufelprofils, so dass der Profilnachlauf deutlich zu erkennen sind. Die Profilwölbung ist notwendig, weil es sich im Falle Kiebingen um eine Schachtturbine handelt, bei der also die Einlaufspirale fehlt (Bild 3 ). Die existierenden Leitschaufeln waren ohne Wölbung. Aufgrund der fehlenden Spirale wurden in der Anströmung für Leitapparat und Laufrad Ungleichförmigkeit über den Um- 1 fang befürchtet. Eine Strömungsanalyse am Einlaufschacht (Bild 3) Kavitation verschwunden zeigte aber, dass diese Befürchtung unberechtigt war. Durch genügend Abstand zur Gehäusewand und Bild 4. Schaufeloptimierung am Laufradeintritt. runde Form der Schachtwand im Bereich der Turbine sowie eine, wenn auch geringe, Exzentrizität der Turbinenachse ist die Turbinenanströmung von überraschend guter Qualität. Trotz der guten Resultate der Strömungsanalyse für den Einlaufschacht wurde die neue Laufschaufel sehr sorgfältig (insbesondere auch im Vorderkantenbereich) optimiert. Bei falscher Schaufelform ergeben sich Unterdruckspitzen an der Schaufel-Eintrittskante. Bei genügend tiefem Druckniveau kavitiert dann die Schaufel in diesem Bereich. Bild 4 zeigt das Resultat eines solchen Optimierungsschrittes. Zumindest für den gewünschten Betriebspunkt gelingt es so, die Eintrittspartie des Laufrades kavitationsfrei zu gestalten. Aufgrund größerer Unempfindlichkeit gegen Fehlanströmung wurden längere und dickere Schaufelprofile gewählt als gewöhnlich. Diese Optimierung wird am Institut mit dem „parametrisierten Laufraddesign“ bewerkstelligt, wofür eine besondere Software [6] entwickelt wurde, sowie mit dem „virtuellen Prüfstand“ und damit letzten Endes Photo: EnBW mit Hilfe der Strömungsnumerik. Dabei wird das Laufrad so lange geändert, bis nicht nur die Druckverteilung und damit das Kavitationsverhalten, sondern auch die Lage der Kennlinie optimiert ist. Das Resultat ist in Bild 5 mit Blick durch den Leitapparat zu sehen. Deutlich sichtbar für die einfach regulierte Maschine sind die Hebel der Leitschaufelverstellung sowie die angeschweißten Laufschaufeln. Wegen der festen Laufschaufeln konnte eine zylindrische Nabe verwendet werden anstelle einer kugelförmigen Nabe wie bei einer doppelt regulierten Kaplan-Turbine. Das neue Laufrad mit Kranz ist in Bild 6 dargestellt. In der Planungsphase wurde auch für das Saugrohr eine detaillierte Analyse gestartet. Weil keine zuverlässigen Zeichnungen für das Saugrohr verfügbar waren, wurde in der An- 1 Profil geändert Photo: EnBW Bild 5. Neuer Leitapparat und neues Laufrad im Zusammenbau. Bild 6. Neues Laufrad. 42 VGB PowerTech 4/2002 72
A journey through 100 years VGB | Hydropower | VGB POWERTECH · Heft 4 (2002) Entwicklungspotentiale in der Wasserkraft Bild 7. Numerisches Modell für das vorhandene Saugrohr. lage die aktuelle Geometrie ausgemessen. Auf der Basis dieser aktuellen Daten wurde dann ein numerisches Modell erstellt (Bild 7). Insbesondere wegen des sehr kurzen Enddiffusors und dessen starker Flächenerweiterung wurde zunächst ein schlechter Saugrohrwirkungsgrad prognostiziert und ein beträchtliches Verbesserungspotential erwartet. Die Strömungssimulation zeigte aber ein überraschendes Ergebnis [7]. Schon im ersten Teil des Krümmers, wo die Strömung noch nicht ablöst, sind bereits fast 80 % der kinetischen Energie rekuperiert, so dass der Enddiffusor keine entscheidende Rolle mehr spielt. Die Simulation einer möglichen Saugrohrvariante bestätigte, dass höchstens eine Steigerung des Anlagenwirkungsgrades von 1% möglich gewesen wäre. Bei der Bewertung von Wirkungsgrad- bzw. Leistungsgewinn und dem Vergleich mit den Zusatzkosten durch die Saugrohränderung stellte sich heraus, dass die Baukosten bei weitem nicht gerechtfertigt waren. Darüber hinaus wäre eine Modifikation des existierenden Saugrohres mit einem gewissen Risiko verbunden gewesen, weil keine detaillierte Bild 8. Automatisch erstellte Rechennetze im Leit- und Laufradbereich. Information über den Zustand der Gebäudestruktur vorhanden war. So wurde auf eine Änderung des Saugrohres verzichtet. Erreicht wurde schließlich mit allen ausgeführten Modernisierungsmaßnahmen eine Steigerung der Turbinenleistung von rund 300 auf 395 kW bei einer mittleren Fallhöhe von 7,9 m. Die Steigerung an Energieproduktion bleibt abzuwarten. Turbinenentwicklung am „virtuellen Prüfstand“ Der „virtuelle Prüfstand“ ist ein numerisches Modell des „realen Prüfstandes“. Wie am realen Prüfstand soll an einer vorgegebenen Modellturbine für einen beliebigen Betriebspunkt das Verhalten der Maschine numerisch getestet werden. Für Kavitationsuntersuchungen muss auch das Druckniveau variiert werden entsprechend einer Variation der Einbautiefe der Turbine. Das soll der virtuelle Prüfstand in realistischer Weise erlauben und die auftretenden Effekte, insbesondere Kavitation, zeigen. Die Konturen des Strömungskanals sowie die Profilkoordinaten für Leit- und Laufschaufeln und deren Positionen werden vorgegeben. Für eine einfach regulierte Turbine sind die Leitschaufeln um eine vorgegebene Achse drehbar, das Laufrad kann rotieren mit der Drehzahl entsprechend dem Betriebspunkt. Um einen effizienten Ablauf der Numerik zu erreichen, ergeben sich im Wesentlichen folgende Aufgaben für den virtuellen Prüfstand: — automatische Netzgenerierung im Leitund Laufradbereich (Bild 8), — automatische Randbedingung für die Simulation entsprechend dem Betriebspunkt, — Strömungsberechnung in Leit- und Laufrad jeweils in einem Gitterkanal, stationär, — Strömungsvisualisierung im gesamten Raum nach Wunsch [8]. Am realen Prüfstand werden folgende Betriebsgrößen eingestellt: — Drehzahl n, — Fallhöhe H, — Durchsatz Q über die Leitapparat- oder Laufradöffnung oder a o , — Gegendruck, Thoma- Zahl . Dieses Vorgehen soll idealerweise auch am virtuellen Prüfstand möglich sein. Dabei ist die Einstellung des Durchsatzes HD Q ⋅ 1 'Q 2 = mit der Leitradöffnung gekoppelt, was über die Eulersche Turbinengleichung bestimmt werden kann. Die Betriebsbedingungen müssen automatisch umgerechnet werden in die strömungsmechanischen Randbedingungen für die Simulation. Ziel ist, für einen beliebigen Betriebspunkt im Turbinenkennfeld (Bild 9) die Strömung automatisch zu berechnen. Das Engineering bei maßgeschneidertem Turbinendesign steht und fällt mit einem effizienten Einsatz der Strömungsnumerik. Der Automatisierungsgrad muss daher ständig erhöht werden. Je kleiner die Kraftwerksanlage, desto stärker schlagen die Engineeringkosten zu Buche. Will man also auch beim Modernisieren von Kleinwasserkraftanlagen auf den Einsatz der Numerik nicht verzichten, so ist gerade hier ein hoher Automatisierungsgrad zwingend erforderlich. Man muss sich aber immer der Tatsache bewusst sein, dass die Strömungssimulation nur ein Modell der Wirklichkeit ist und deshalb keine 100 %ige Vorhersagegenauigkeit erwartet werden kann. Daher ist der reale Prüfstand nach wie vor – von Fall zu Fall – für Verifikationen notwendig. Projektierung und Innovation Bei der Planung einer neuen Wasserkraftanlage sind die Betriebsbedingungen selten so eindeutig, dass man sofort entscheiden könnte, welcher Maschinentyp der geeignete ist. Gerade bei Laufwasserkraftwerken ist die Entscheidung mitunter schwierig, weil die zu verarbeitende Wassermenge im Laufe des Jahres schwankt (Beispiel: Bild 10). Die von der Turbine abgegebene Leistung ist dann ebenfalls zeitabhängig und beträgt unter der Annahme konstanter Fallhöhe H zu einem Zeitpunkt t P(t) = g H Q(t) (Q) Die in einer gewissen Zeitspanne ∆t geleistete Arbeit ist dann W = P(t) ∆t. Aufintegriert über das Jahr (im Prinzip ist die Zeitspanne T beliebig) erhält man die Jahresarbeit W Jahr , wobei hier gleich die Form der Summierung angegeben wird: Dn 1 'n ⋅ = H Bild 9. Lage eines Betriebspunktes im Turbinenkennfeld. η max. ϕ = const. η = 0 VGB PowerTech 4/2002 43 73
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