Кафедра «Гидротехническое и энергетическое строительство»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
"Здание ГЭС"
Выполнил:
Руководитель:
Минск 2008
Содержание
1. Выбор числа агрегатов, типа и параметров гидротурбины
2. Построение рабочих (мощностных) и эксплуатационнойхарактеристик турбин
3. Расчет турбинной камеры и отсасывающей трубы
4. Выбор генератора и вспомогательного оборудования
4.1 Выбор генератора
4.2 Подбор системы регулирования гидротурбин
4.3 Выбор подъемно-транспортного оборудования
1. Выбор числа агрегатов, типа и параметровгидротурбины
Выбор числа агрегатов производится по величине установленноймощности ГЭС и режиму ее работы. Необходимо учитывать минимальную нагрузку ГЭСи ее продолжительность, так как считается опасной длительная работа турбин снагрузкой менее 40% их мощности. Принимается, что на ГЭС установлено 3гидроагрегата Zа=3.
Для выбора типа гидротурбины по значению установленноймощности ГЭС />и количествугидроагрегатов определяется мощность одной турбины:
/>
Расчетный напор ГЭС Нр принимается равнымсредневзвешенному />.
Требуемый тип турбины по значениям расчетного напора имощности турбины находится по сводным графикам областей применения гидротурбин.Точка соответствующая расчетному напору и мощности турбины находится в пределахобласти работы гидротурбины РО310.
Параметры турбины определяются по главной универсальнойхарактеристике гидротурбины.
Приведенная оптимальная частота вращения турбины />=64,5 мин — 1.
Диаметр рабочего колеса может быть определен по формуле:
/>
После округления диаметра до ближайшего нормального />=5м.
Частота вращения определяется по средневзвешенному напору изуравнения:
/>
Ближайшая синхронная частота n=200мин — 1.
Для оценки правильности выбора номинального диаметрарабочего колеса турбины и его частоты вращения на главную универсальнуюхарактеристику наносится зона работы турбины (четырехугольник со сторонами />при Нmin и /> при Нmах ивершинами в точках с координатами />,соответствующими максимальной и минимальной мощностям при указанных двухкрайних напорах).
Если зона работы турбины располагается в центральной частихарактеристики, обеспечивая достаточно высокие КПД, выбор параметров турбинысчитается правильным.
/>/>
/>
/>
/>
/>
Высота отсасывания турбины
/>
/> - отметка УНБ;
К=1,05 — коэффициент запаса;
σ=0,044 — кавитационный коэффициент.
2. Построение рабочих (мощностных) иэксплуатационной характеристик турбин
Для оценки энергетических свойств турбин и выбораоптимального режима работы при эксплуатации после определения номинальногодиаметра рабочего колеса турбины и частоты вращения для заданного диапазонанапоров производят построение линейных мощностных (рабочих) характеристик />, показывающихэффективность работы турбины при переменной нагрузке, а такженапорно-мощностной эксплуатационной характеристики одной турбины и суммарнойэксплуатационной характеристики нескольких параллельно работающих турбин в видеизолиний КПД в координатной плоскости мощностей и напоров.
Построение рабочих характеристик.
Приведенная частота вращения турбины и откорректированнаяприведенная частота для напоров:
Нmin=220,8м –
/>/>
НР=247,7м — />/>
Нmax=264,6м –
/>/>
Поправка приведенной частоты:
/>
С помощью главной универсальной характеристики составляетсязависимость />. Расчет по построениюлинейной мощностной характеристики /> удобновести в табличной форме.
Тип турбины РО 310; D1=5м;n=200 об/мин; Δη=4,5%№ режимных точек
Н= 220,8м; />
ηм,%
η= ηм+Δη,%
/>, м3/с N, кВт 1 68 72,5 0,165 96256,39 2 70 74,5 0,17 101909,1 3 73 77,5 0,185 115366,9 4 75 79,5 0, 195 124741 5 76 80,5 0,215 139265 6 80 84,5 0,24 163183,2 7 82 86,5 0,26 180966 8 84 88,5 0,282 200816,8 9 86 90,5 0,305 222103,8 10 87 91,5 0,32 235601,8 11 88 92,5 0,34 253062,8 12 89 93,5 0,37 278369,1 13 89 93,5 0,41 308463 14 88 92,5 0,432 321538,6 15 87 91,5 0,455 334996,4 № режимных точек
Н= 247,7м; />
ηм,%
η= ηм+Δη,%
/>, м3/с N, кВт 1 68 72,5 0,16 110906,2 2 70 74,5 0,167 118951,7 3 73 77,5 0,18 133374,3 4 75 79,5 0, 19 144417,1 5 76 80,5 0,21 161626,7 6 80 84,5 0,23 185815,8 7 82 86,5 0,25 206754,1 8 84 88,5 0,272 230149,6 9 86 90,5 0,303 262173,8 10 87 91,5 0,32 279942,7 11 88 92,5 0,34 300689,8 12 89 93,5 0,38 339698,2 13 88 92,5 0,42 371440,3 14 87 91,5 0,44 384921,2 15 86 90,5 0,462 399750,1 № режимных точек
Н= 264,6м; />
ηм,%
η= ηм+Δη,%
/>, м3/с N, кВт 1 68 72,5 0,155 118621,5 2 70 74,5 0,165 129758 3 73 77,5 0,18 147254,3 4 75 79,5 0, 19 159446,3 5 76 80,5 0,21 178446,9 6 80 84,5 0,23 205153,2 7 82 86,5 0,251 229183,6 8 84 88,5 0,275 256903,3 9 86 90,5 0,31 296144,8 10 87 91,5 0,325 313905 11 88 92,5 0,35 341746,1 12 88 92,5 0,4 390567 13 87 91,5 0,429 414354,6 14 86 90,5 0,45 429887,6
Рассекая рабочие характеристики турбин рядом прямых линийη=const с интервалом через 2%, получают точкиравных КПД. Перенося эти точки на координатную сетку Nи Н и соединяя их плавными кривыми, строят семейство линий равных КПД.
Для радиально-осевых турбин линия ограничения мощности принапорах Н>Нр строится на основании линии 5% запаса мощности на главнойуниверсальной характеристики, а при напорах Н
/> />
/>
Построенная таким образом эксплуатационная универсальнаяхарактеристика отражает основные свойства только одной турбины, однако еенедостаточно для оценки условий работы нескольких или всех совместно работающихтурбин ГЭС. С этой целью на ее основе строят суммарную эксплуатационнуюхарактеристику турбин ГЭС, координаты которой для параллельно работающих двух,трех турбин находятся удвоением, утроением абсцисс всех точек данного напорногорежима.
/>
/>
3. Расчет турбинной камеры и отсасывающей трубы
Тип турбинной камеры, служащей для подвода воды к рабочиморганам гидротурбины, зависит, главным образом от ее мощности и расчетногонапора. Крупные и средние реактивные гидротурбины при напорах 40÷700моборудуются металлическими спиральными камерами. Металлические спиральныекамеры, как правило, выполняются с круглыми сечениями с углом охвата 345-350о.Гидромеханический расчет таких камер выполняется по условию /> аналитическим способом. Приэтом в качестве исходного используется уравнение:
/>
φ — координатный угол сечения спирального канала,отсчитываемый от зуба; ρ — радиус сечения спирали; с — постоянныйкоэффициент />
/>
/>Значениекоэффициента С можно определить из приведенного выше уравнения для условийвходного сечения, для которого φ=φmax=350о,а
/>
/>
/> -
расход через турбину при номинальной мощности,соответствующей расчетному напору.
Vвх=12,5м/с — допустимаясредняя скорость потока во входном сечении.
/>
Радиус любого промежуточного сечения спирального канала скоординатным углом φ определяется по формуле:
/>
Полный наружный радиус спирального канала в этом сечении: />.
Необходимые для расчета и построения камеры значениядиаметров Da, Dbи D0, а также число лопаток направляющегоаппарата Z0принимается в зависимости от D1.
D1, см
Da, см
Db, см
D0, см
Z0 500 765 660 580 24
Расчет по построению очертания спирального канала удобновести в форме таблицы.φ φ/с
2ra φ/с
/> ρ 2ρ
R=2ρ+ra 3,825 25 0,025 0, 193 0,44 0,465 0,93 4,755 50 0,051 0,387 0,622 0,673 1,345 5,17 75 0,076 0,58 0,762 0,838 1,676 5,501 100 0,101 0,774 0,88 0,981 1,962 5,787 125 0,126 0,967 0,984 1,11 2,22 6,045 150 0,152 1,161 1,077 1,229 2,458 6,283 175 0,177 1,354 1,164 1,341 2,682 6,507 200 0, 202 1,548 1,244 1,447 2,893 6,718 225 0,228 1,741 1,32 1,547 3,095 6,92 250 0,253 1,935 1,391 1,644 3,288 7,113 275 0,278 2,128 1,459 1,737 3,474 7,299 300 0,304 2,322 1,524 1,827 3,655 7,48 325 0,329 2,515 1,586 1,915 3,83 7,655 350 0,354 2,709 1,646 2 4 7,825
Отсасывающие трубы для вертикальных, средних и крупныхтурбин делают изогнутыми.
Изогнутая отсасывающая труба состоит из следующиххарактерных элементов:
Начального, включающего рабочую камеру;
Конического (входного) диффузора круглого сечения;
Колена;
Горизонтального (выходного) диффузора прямоугольного сечения.
Размеры отсасывающей трубы D1=5м:Тип отсасы-вающей трубы h
h1
h2 L
B5
D4
h4
h6
L1
h5
B4 a
R6
a1
R7
a2
R8 20 11,5 1 0,5 17,5 10,85 5,2 5,2 2,55 7,05 4,7 10,85 1,845 4,395 5,675 3,2 0,4015 2,95
4. Выбор генератора и вспомогательного оборудования4.1 Выбор генератора
На современных ГЭС применяются, как правило, вертикальныетрехфазные синхронные гидрогенераторы. При частоте вращения свыше 200 мин-1применяются подвесные генераторы.
Основные технические параметры гидрогенератора:
Активная мощность
/>;
Полная (кажущаяся) мощность
/>;
Напряжение U=18кВ. Нормальнаясинхронная частота вращения n=200 об/мин; КПДгенератора ηген=91%. Диаметр расточки статора:
/>.
Предельная окружная скорость для шихтованных роторов Vп=145м/с. Разгонная частота вращения nр=Крn1=1,6·200=320об/мин. Длина активной стали:
/>.
сэ=12 — коэффициент эффективности использованияактивных материалов.
/>
Внешний диаметр вала
/>
Высота статора hст= (1,7-1,9)lt=1,8·0,27=4,86м.
Наружный диаметр активной стали Da=Di+ (0,5-0,9) =8+0,5=8,5м
Диаметр корпуса статора Dст= (1,07-1,1) Da=1,1·8,5=9,35м.
Высота верхней крестовины hВК= (0,2-0,25) Di=0,2·8=1,6м.
Диаметр лучей верхней крестовины DВК=Dст=9,35м.
Высота подпятника hп= (0,15-0,2) Di=0,2·8=1,6м.
Диаметр кожуха подпятника dп= (0,4-0,5) Di=0,5·8=4м.
Высота турбинной шахты hш=3м, диаметр
Dш= (1,3-1,5) Di=1,5·8=12м
Высота нижней крестовины hНК= (0,1-0,12) Dш=0,1·12=1,2м.
Диаметр ее лучей DВК=Dш+ (0,3-0,5) =12+0,5=12,5м.
Высота надстройки h0= (0,14-0,2)Di=0,2·8=1,6м, ее диаметр d0= (0,35-0,45)Di=0,4·8=3,2м.
Диаметр кратера генератора Dкр= (1,5-1,85) Di=1,75·8=14м.
Минимальная ширина прохода между воздухоохладителем истенкой кратера b=0,5м.
Общую массу генератора приближенно можно определить поформуле:
/>
Масса ротора генератора с валом составляет 50-55% от общеймассы.
Марка генератора СВФ 8000/270-30.4.2 Подбор системы регулирования гидротурбин
Подбор элементов системы автоматического регулированиягидротурбин ставит задачу определения размеров сервомоторов, типа и параметровмаслонапорной установки и регулятора частоты вращения.
МНУ обеспечивает работоспособность системы регулирования иуправления гидроагрегатом и состоит из аккумулятора давления (котла), масляногобака с расположенными на нем насосными агрегатами, аппаратурой и приборами.
Для выбора объема аккумулятора необходимо знать количествомасла, расходуемого из него при нормальном и аварийном процессах управлениягидроагрегатом. Объем аккумулятора МНУ определяется по формуле: Vа= (18-20) VНА=20·0,6=12м3.Рабочий объем направляющего аппарата определяется по формуле:
/>
zн=2 — число поршней,находящихся под давлением одновременно;
Диаметр поршня сервомотора направляющего аппарата:
/>
Максимальный ход поршней сервомоторов: Sнmax= (1,4-1,6) а0max=1,5·0,46=0,7м;
Максимальное открытие лопаток направляющего аппарата:
/>.
По объему аккумулятора и по номинальному давлению выбираетсясоответствующая МНУ и определяются ее параметры. Тип МНУ
Объем Vа, м3 Основные размеры, мм и масса, т Котла Бака
Нк D
h1 Масса
Нб L B A Масса МНУ 12,5-1/40 12,5 3950 2280 720 9 1600 2800 2800 1800 8,2
/>
Регуляторы частоты вращения гидротурбин в основномподразделяются на две группы: гидромеханические типа РК и электрогидравлическиетипа ЭГР. Гидромеханическая часть регуляторов конструктивно выполняется в видеколонки управления, корпус которой унифицирован и является единым для всехтипов регуляторов.
Для определения типоразмера регулятора необходимо знатьдиаметр золотника, который принимается равным диаметру маслопроводов, идущих отзолотника к сервомотору.
Величина диаметра маслопровода:
/>
Qз=Vн/Тs=0,6/10=0,06 м3/с –
расход масла через главный золотник регулятора;
Vн=0,6м3 — суммарный объем сервомоторов направляющего аппарата;
Тs=10с — время закрытиянаправляющего аппарата;
Vм=5м/с — скорость маслав маслопроводе.
Окончательно принимается регулятор РК-150.
/>Марка корпуса Размеры, мм Масса, кг Н h В С РК-150 1900 600 1050 900 2750
4.3 Выбор подъемно-транспортного оборудования
Для производства подъемно-транспортных операций при монтажеи ремонте гидроагрегатов и вспомогательного оборудования зданий ГЭС, а такжеобслуживания затворов их водоприемников и отсасывающих труб используютэлектрические мостовые и козловые краны. Выбор типа основного здания ГЭСпроизводится одновременно с выбором конструкции машзала.