39570

Проектирование гидроэлектростанции приплотинного типа на расчетный напор 158,75 м

Курсовая

Энергетика

В соответствии с номенклатурой осевые гидротурбины (Пр и ПЛ) применяют на напоры H=2…80м. Применение Пр гидротурбин выгодно при незначительных колебаниях напора и работе ГЭС в энергосистеме. Кроме того Пр экономически предпочтительнее чем Пл гидротурбины

Русский

2013-10-07

439.28 KB

81 чел.

ПАСПОРТ ОБЪЕКТА

Нормальный подпорный уровень (НПУ): 270 м;

Уровень мёртвого объёма (УМО): 264 м;

Расчётный расход воды в реке после возведения ГЭС: максимальный - 2200

м3/с; минимальный - 80 м3/с;

Пропускная способность всех турбин ГЭС: 360 м3/с;

Количество агрегатов: 3;

Расход одного агрегата ГЭС: 120 м3/с;

Максимальный напор ГЭС: 160,75 м;

Минимальный напор ГЭС: 153,52 м;

Рабочий напор ГЭС: 158,75 м;

Тип турбины и тип рабочего колеса: РО170;

Диаметр рабочего колеса: D1 =3,75 м;

Синхронная частота вращения турбины: n=230,8 об/мин;

Установленная мощность турбины: N=172,235 МВт;

Отметка рабочего колеса: 99,396 м;

Установленная мощность ГЭС: N=516,705 МВт;

Тип генератора: ВГСФ 820/210-26;

Тип трансформатора: ТЦ-250000/330;

Тип маслонапорной установки: МНУ 4 – 1/ 40;

Диаметр трубопровода: 4 м;

Связь с энергосистемой: 300 км, напряжение ЛЭП – 330 кВ;

Геология в основании здания ГЭС: скала.


Содержание

  1.  Исходные данные ... 4

Построение кривой связи расходов и уровней воды в нижнем бьефе5

Построение схемы напоров 6

Выбор системы гидротурбины и типа рабочего колеса7

Определение параметров гидротурбины РО 170 7

  1.  Определение и выбор диаметра рабочего колеса 7
    1.  Определение и выбор нормальной частоты вращения 8
    2.  Проверка правильности выбора диаметра и частоты     вращения турбины 10
    3.  Определение критической высоты отсасывания гидротурбины 11

Определение параметров гидротурбины ПЛД 170 11

  1.  Определение и выбор диаметра рабочего колеса 11
    1.  Определение и выбор нормальной частоты вращения 12
    2.  Проверка правильности выбора диаметра и частоты     вращения турбины 13
    3.  Определение критической высоты отсасывания гидротурбины 14

Построение габаритных схем спиральной камеры и отсасывающей                                                      трубы 15

Расчет металлической спиральной камеры 15

Выбор основных размеров отсасывающей трубы 18

Расчет параметров гидрогенератора 20

Определение параметров вала гидрогенератора 22

Выбор трансформатора 24

Выбор грузоподъемного оборудования 25

Выбор маслонапорной установки 26

Плотинный водоприемник27

Подземный контур здания ГЭС 28

Определение размеров здания ГЭС в плане29

Состав сооружений и компоновка гидроузла30

Выводы31

Используемая литература 32

1. Исходные данные

1. Топография региона: № 9.

2. Кривая связи расходов и уровней: № 9.

3. Геология в основании здания ГЭС: скала.

4. Расчетный расход воды в реке после возведения ГЭС:

  1.  Максимальный   2200 м3/с;
  2.  Минимальный    80 м3/с.

5. Основные параметры ГЭС:

  1.  Нормальный подпорный уровень (НПУ)  270 м;
  2.  Уровень мертвого объема (УМО)  264 м;
  3.  Пропускная способность всех турбин ГЭС  360 м3/с;
  4.  Количество агрегатов 3;
  5.  Связь с энергосистемой  300 км.

2. Построение кривой связи расходов и уровней воды в нижнем бьефе

По данным табл. 2.1 строим кривую связи расходов и уровней воды в нижнем бьефе ↓НБ =f(Q) (см. приложение 1).

Таблица 2.1

Данные для построения кривой связи расходов и уровней воды для плана №9

Абсолютная отметка  уровня воды

Расход

z (м)

Q (м3)

109

80

110

252

111

500

112

800

113

1150

114

1550

115

2000

116

2440

Уровень воды (↓НБ) в отводящем канале ГЭС в значительной степени зависит от расхода водотока и определяется из графической зависимости      ↓НБ =f(Q. По построенному графику, исходя из заданных расходов, определяем соответствующие им отметки уровня воды в нижнем бьефе и записываем эти значения в табл. 2.2.

Таблица 2.2

Определение отметок уровня воды в нижнем бьефе

Q (м3)

z (м)

Qmax

2200

115,44

QГЭС

360

110,48

Q1агр

120

109,25

Qmin

80

109

3. Построение схемы напоров

Согласно рекомендациям [1], рассчитываем диапазон характерных напоров (Hmax, Hp, Hmin), в пределах которого будет эксплуатироваться ГЭС:

- максимальный напор

Hmax = ↓НПУ - ↓Q1агр;                                            (3.1)

- минимальный напор

Hmin = ↓УМО - ↓QГЭС;                                            (3.2)

- расчетный напор

Hр = ↓НПУ – (↓НПУ - ↓УМО)/3 - ↓Q1агр;                        (3.3)

Hmax  = 270 – 109,25 = 160,75 м;

Hmin = 264 – 110,48 = 153,52 м;

Hр = 270 - (270 - 264)/3 - 109,25 = 158,75 м.

Исходя из заданных параметров и рассчитанных напоров строим схему напоров (см. приложение 2). По построенной схеме находим отметку верхнего бьефа при расчетном напоре: zрасч = 268 м.

4. Выбор системы гидротурбины и типа рабочего колеса

Величины минимального и максимального напоров соответственно равны: Hmin=1,23 м, Hmax=2,16 м.

В соответствии с номенклатурой осевые гидротурбины (Пр и ПЛ) применяют на напоры H=2…80м. Применение Пр гидротурбин выгодно при незначительных колебаниях напора и работе ГЭС в энергосистеме. Кроме того Пр экономически предпочтительнее чем Пл гидротурбины. Они практически не загрязняет воду, из-за отсутствия масла в рабочих колесах. Так же Пр более простая по конструкции, что делает её более надежной в эксплуатации.

По условиям и экономической эффективности подходит пропеллерная турбина ПР10-592, поскольку она имеет зону применения по напорам до 10м.

  1.   Расчёт параметров гидротурбины и построение зоны её работы

Мощность гидротурбины в кВт можно ориентировочно определить по следующей формуле:

                                                                     (2)

где QТ – расход турбины [м3/с],

      HР – расчетный напор [м],

      ηТ— КПД гидротурбины, который можно ориентировочно принять равным 0,87.

Откуда:


Для определения диаметра рабочего колеса используют универсальную характеристику выбранной гидротурбины и таблицы основных параметров номенклатурных гидротурбин.

                                                                         (3)

где QIp— приведённый расход модели гидротурбины, определяемый по характеристике, м3/c.

Для ПР10 он составляет 2,1м3/c.

Отсюда по формуле (3):

Округляем диаметр рабочего колеса до ближайшего стандартного

Для уточнения установленной мощности гидротурбины необходимо найти уточнённое значение её КПД:

,                                                   (4)

где ηМ — КПД модели, принимается по универсальной характеристике [2] и составляет 0,92.

D—номинальный диаметр модели, принимается по главным универсальным характеристикам турбин [6] и составляет 460 мм.

НМ—напор испытательного стенда, принимается по главным универсальным характеристикам турбин [6] и составляет 3,5м.

Отсюда по формуле (4):

  

Для проверки правильности выбора параметров гидротурбины необходимо построить зону её работы на универсальной характеристике (рисунок 3).

Режим 1 определяется графическим способом на пересечении линий nImax и кривой, параллельной линии a=const.

                     Максимальная приведённая частота вращения nImax  определяется по следующей формуле:

                                                             (5)

           где nc—синхронная частота вращения, которая определяется по следующей формуле:

                                                            (6)

           где  расчётный напор;

               приведенная разгонная частота вращения.

           Для турбины ПЛ 20 по универсальной характеристике n'=160 об/мин. 

           Отсюда:

           Полученное значение nc необходимо согласовать со стандартным рядом. Принимается nc= 40,0 об/мин.

           Отсюда по формуле (5):

            Минимальная приведённая частота вращения определяется по следующей формуле:

                                                                                                                   (7)

            Отсюда:

           Режим 2 определяется на пересечении QIp и nIp.

           Режим 3 определяется на пересечении QIт.3 и nImin, где QIт.3 определяется по следующей формуле:

                                                        (8)

           Отсюда:

           Режим 4 определяется на пересечении nIp и QIт.4, где QIт.4  определяется по следующей формуле:

                                                  (9)

           Отсюда:

4.2 Определение отметки оси рабочего колеса гидротурбины

Отметка оси рабочего колеса гидротурбины определяется по следующей формуле:

                                                                          (10)

где Hsдоп— допустимая высота отсасывания, м. Определяется из условия минимума кавитации.

Высота отсасывания определяется по следующей формуле:

,                                                                       (11)

где σiи Нi— значения параметров для расчетного напора.

=1,57м.

,         

В данном случае, отметка рабочего колеса не может быть вычислена через Hs. По конструктивным соображениям основные отметки здания ГЭС будут привязаны к отметке дна спиральной камеры.

5. Построение габаритных схем спиральной камеры и отсасывающей трубы

5.1. Спиральная камера

В реактивных гидротурбинах для подвода воды к направляющему аппарату используют турбинные камеры различной конструкции. Для средних и крупных вертикальных гидротурбин в настоящее время применяют только спиральные турбинные камеры. По сравнению с другими типами турбинных камер они имеют минимальные габариты, обеспечивают осесимметричный подвод потока и необходимую его закрутку, а также позволяют разместить  значительную часть гидротурбинного оборудования в защищенном от воды помещении. Осесимметричный подвод и создание необходимой закрутки  перед направляющим аппаратом исключает неустойчивые режимы работы турбины и обеспечивает высокую эффективность рабочего процесса [2].

Проектирование спиральных турбинных камер проводят с учётом следующих требований:

  1.  обеспечение равномерного распределения расхода по окружности направляющего аппарата;
  2.  направление потока перед лопатками направляющего аппарата должно быть таким, чтобы на основных режимах работы турбины они обтекались с небольшими углами атаки;
  3.  размеры и конфигурация радиальных сечений спиральной камеры должны быть такими, чтобы скорости воды в ней не превосходили некоторых предельных значений, определяемых уровнем допустимых потерь, а также удовлетворяли требованиям общей компоновки здания гидростанции;
  4.  обеспечение условий прочности и исключение протечек воды в другие части здания станции.

В результате многолетнего опыта проектирования спиральных камер в настоящее время выработана вполне определённая методика их расчёта и получены рекомендации для выбора их размеров и формы.

Форма радиальных сечений спиральной камеры тесно связана с её изготовлением, а оно определяется напором и размерами турбины. При небольших напорах (Н < 40м) спиральная камера выполняется непосредственно в железобетоне, и в целях упрощения производства строительных работ форма её радиальных сечений образуется прямыми линиями. Для обеспечения высоких гидравлических показателей предпочтительнее симметричные радиальные трапецеидальные сечения. Сечения с плоским потолком или с плоским полом применяются сравнительно редко.

При высоких напорах (H  > 40м), когда железобетонные конструкции не в состоянии воспринять усилие от воздействия давления воды на стенки, спиральные камеры выполняются металлическими. В этих случаях становятся целесообразными круглые поперечные сечения.

Спиральная камера состоит из подводящего канала и спирального канала, характеризуемого углом охвата φ0. Элемент спиральной камеры, расположенный в месте соединения конца спирального канала с открытым каналом. Называют зубом спирали. Первое по направлению потока радиальное сечение называют входным сечением спиральной камеры.

Угол охвата отсчитывается против направления потока от зуба спиральной камеры до входного сечения. Исходя из опыта проектирования и технико-экономического анализа гидротурбин, в настоящее время принимают значения углов охвата для бетонных спиральных камер, равные φ0 = 180...270°.

В данном дипломном проекте приведен графоаналитический метод расчета бетонных спиральных камер.

Расчет бетонной спиральной камеры

Порядок расчета следующий.

  1.  Выбираем форму меридианного сечения, угол охвата  φ0 и задаемся геометрическими характеристиками сечения. (табл. 12 [Бусырев])

В случае Багаевской ГЭС, по конструктивным соображениям наиболее разумно выбрать форму с плоским потолком. Угол охвата φ0 = 180, b/a = 1,6

  1.  По табл. 10 и 13 [Бусырев] берем стандартные размеры b0, Da

b0 = 1,79 м

Da = 7,74 м

Db = 6,76 м

  1.  Определяют расход через турбину:

      

и расход через входное отверстие:

  1.  Из графика (рис. 12,а) [бусырев] по заданному Hр определяем значение Vвх и вычисляем необходимую площадь входного сечения спирального канала:

 

  

  1.  Составляем выражение для вычсления Fвх у принятой формы сечения. При этом площадь, занятую колоннами статора   , относят к площади входного сечения.  Для спирали с плоским потолком.  

Заменяем aвх на bвх/1,6 (из условия принятого соотношения) и подставив известные значения Fвх, b0, Da, Db, , определяем aвх и bвх.

bвх = 5,1 м.

aвх = 5,1/1,6 = 3,2 м.

  1.  Вычерчиваем в программе AutoCAD в удобном масштабе входное сечение.
  2.  Определяем постоянную спиральной камеры K, по входному сечению. Для входного сечения

С другой стороны :

где Fвх – площадь входного сечения спирали; b-высота сечения, зависящая от радиуса r, т.е. b=b(r). Но так как Vu = K/r, то

Из сопоставления выражений для Qвх

В последнем выражении неизвестный интеграл определяется     

графически. Для этого площадь входного сечения разбивается на 5…6 элементов вертикальными линиями и под сечением b и r каждого элемента.

С учетом масштаба площадь полученного графика представляет значения интеграла.

  1.  Задаем величину остальных радиальных сечений спирали, расположенных в промежутке от входного сечения до зуба спирали, и определяем для них значение интеграла. Совместив эти сечения с разбивкой на элементы площади входного сечения Fвх для интегрирования, графики зависимостей  всех сечений можно совместить на одном чертеже. (рис …)

  1.  Находим углы φi расположения  заданных сечений в плане спиральной камеры. Для этого подставляют в выражение для:

найденные в п.8 значения интегралов и в п.7 значения K.

Сечение №1:

5.2. Выбор основных размеров отсасывающей трубы

Отсасывающая труба является элементом проточной части гидротурбины, предназначена для отвода воды от рабочего колеса и восстановление кинетической энергии потока. При отсутствии отсасывающей трубы вся кинетическая энергия потока после рабочего колеса теряется и КПД турбины уменьшается. При установке отсасывающей трубы кинетическая энергия потока после рабочего колеса преобразуется в энергию давления. В результате под рабочим колесом создаётся дополнительное разряжение.

Отсасывающая труба оказывает существенное влияние на эксплуатационные качества турбины, поэтому большое значение имеет правильный выбор её размеров и формы.

Основным габаритным размером отсасывающей трубы является её высота h, отсчитываемая от плоскости нижнего кольца направляющего аппарата до дна колена. При выборе высоты h следует иметь в виду, что её увеличение обеспечит высокие эксплуатационные показатели турбины, но при этом возрастут затраты на строительство ГЭС.

Результаты многочисленных исследований показывают, что независимо от формы отсасывающей трубы уменьшение высоты h приводит к снижению КПД турбины. При этом наиболее резкое снижение КПД имеет место у турбин с большими приведёнными расходами. С уменьшением пропускной способности турбины влияние высоты отсасывающей трубы сказывается меньше. Однако значительное уменьшение высоты трубы приводит ещё и к увеличению интенсивности нестационарных явлений в турбине и, как следствие, к неспокойной работе агрегата, снижению его надёжности. Нестационарные явления особенно проявляются на режимах работы турбины, отличных от оптимального [справочник конструктора гидротурбин].

Основные габаритные размеры отсасывающей трубы можно принять в соответствии с ОСТ 108.023.15-82 стр.75. Проточная часть модели гидротурбины ПЛ 10/592.

Отсасывающая труба имеет следующие размеры:

Отсасывающая труба

hот

2,6

13,26

Lот

4,55

23,20

Lк

1,37

7,00

hк

1,29

6,60

Dк

1,25

6,38

h2

0,65

3,32

Bот

2,5

12,75

h3

1,34

6,83

h4

0,4

2,04

5.3 Камера рабочего колеса гидротурбины

Размеры камеры рабочего колеса принимаются  по рис. 11.16. [справочник конструктора гидротурбин] Допускаются некоторые отклонения от угла 8̊ 20´ при округлении конструктивных размеров. 

рис. Размеры камеры рабочего колеса.

Таблица

Камера рабочего колесо

R1

0,255

R2

0,510

h3

0,413

h0

1,063

h4

1,06

R3

2,550

h2

0,282

R4

1,964

h1

0,785

dгор

4,96

D2

5,00

5.4 Рабочее колесо турбины

Размеры проточного тракта рабочих колес поворотнолопастных турбин выбираются в зависимости от номинального диаметра D1 по следующим соотношениям. (рис. 11.17.) [справочник конструктора гидротурбин]

рис. Размеры рабочего колеса поворотно лопастной гидротурбины.

Ряд диаметров втулок  унифицированных втулок рабочих колес приведен в табл. 11.3. [справочник конструктора гидротурбин]

Таблица            

Рабочее колесо

dвт

1,70

1,45

k

0,26

b0

1,79

h1

1,06

d

0,51

δ

0,01

1,83

h2

1,59

h3

0,88

R1

0,78

6. Расчет параметров гидрогенератора

Гидрогенератор является основной машиной ГЭС, в которой механическая энергия первичного двигателя преобразуется в электрическую. На ГЭС применяются синхронные трехфазные гидрогенераторы переменного тока, имеющие единый вал с турбиной [4].

Для определения основных размеров гидрогенератора должны быть известны: активная мощность генератора Nген, расчетные значения коэффициента мощности cos φ, нормальная частота вращения n, способ охлаждения.

Активная мощность генератора [4]:

                                             (6.1)

Определяем номинальную кажущуюся мощность генератора [5]:

                                                 (6.2)

где cos φ – коэффициент мощности для генераторов мощностью от 125 до 360 МВт.

Расчетная мощность вычисляется по формуле [5]:

                                                 (6.3)

где - коэффициент, зависящий от cos φ.

Затем определяется удельная нагрузка, т. е. кажущаяся мощность, приходящаяся на один полюс [5]:

                                                  (6.4)

где - количество пар полюсов, =26.

В генераторостроении существует понятие «полюсное деление» - это  длина внешней дуги обода ротора, приходящаяся на один полюс [5]:

                                              (6.5)

где коэффициенты и взяты из таблицы 12.3 [5].

Вычисляем диаметр ротора [5]:

                                               (6.6)

Берем ближайший стандартный .

Необходимо проверить, не будет ли при этом диаметре превышаться предельная окружная скорость ротора в разгонном режиме, которая составляет м/с для генераторов кажущейся мощностью МВА [5].

                                        (6.7)

где kразг – коэффициент разгона, определяемый по табл. 1.7 [2].

Условие выполнено.

Для того чтобы определить длину активной стали , необходимо определить так называемый «условный объем машины» [5]

                                    (6.8)

где – коэффициент машины, зависящий от удельной нагрузки на полюс и способа охлаждения [5].

                                                (6.9)

где коэффициенты R и y взяты из таблицы 12.3 [5].

Таким образом, длина активной стали [5]:

                                                (6.10)

Принимаем = 210см.

Так как < 4, принимаем подвесное исполнение генератора.

Определяем маховой момент [5]:

                                  (6.11)

где Di и la – в м; φi – коэффициент, зависящий от числа полюсов 2p . При 2p < 32 принимают φi = 0,75.

Вычисляем постоянную механической инерции агрегата Та (это время, необходимое для того, чтобы ротор гидрогенератора из состояния покоя под воздействием номинальной мощности N, достиг нормальной частоты вращения):

                                            (6.12)

Принимаем основные размеры генератора по данным табл. 12.4 [5] (см. табл. 6.1).

Таблица 6.1

Основные габаритные размеры генератора

Элемент генератора

Параметр

Значение

Статор

Высота корпуса hст

3,78 м

Диаметр корпуса Dст

9,837 м

Диаметр активной стали Da

8,2 м

Верхняя крестовина

Высота hвк

1,65 м

Диаметр лучей Dвк

9,837 м

Подпятник

Высота hп

1,5 м

Диаметр кожуха dп

3 м

Нижняя крестовина

Высота hнк

0,637 м

Диаметр лучей Dнк

5,756 м

Надстройка

Высота hо

0,3 м

Диаметр dо

1,5 м

Кратер

Диаметр Dкр

12 м

Минимальная ширина прохода b

0,5 м

Диаметр шахты

5,356 м

Общая масса генератора [5]:

                                       (6.13)

где для подвесных генераторов.

Масса ротора с валом составляет 50-55% общей массы генератора [5]:

По результатам расчета маркируем генератор ВГСФ–820/210–26.

По полученным результатам строим генератор (приложение №5).

  1.  Определение параметров вала гидрогенератора

Вал – одна из наиболее ответственных деталей гидроагрегата. Вал обычно представляет собой цилиндрическую поковку из стали с центральным осевым отверстием и с фланцами на концах. Длина вала определяется общей компоновкой гидроагрегата.

Наружный диаметр Dв нормализованного вала вертикального агрегата выбирается по кривой на рис. IV.64 [Справочник конструктора гидротурбин под редаккцией Ковалева] в зависимости от крутящего момента Mкр и округляется до ближайшего меньшего нормального размера (табл. IV.38 [6]). Крутящий момент равен:

                                        (6.14)

где, N – мощность, передаваемая валом, в кВт; скорость вращения вала, в об/мин.

Далее определяем по графику на рис. IV.64 [Справочник конструктора гидротурбин под редаккцией Ковалева] наружный диаметр и выбираем наименьшее значение из нормализованных. По табл. IV.38 принимаем Dв = 600 мм.

Определяем внутренний диаметр вала [6]:

                                     (6.15)

где Dв – наружный диаметр вала, см; τmax = 450 кГ/см2 – максимальное допускаемое напряжение на кручение.

Округляем внутренний диаметр, вычисленный по формуле (6.15), до ближайшего из номинального ряда внутренних диаметров вала (в мм): dв = 560 мм [Справочник конструктора гидротурбин под редаккцией Ковалева].

Проводим проверку вала на предельные значения напряжения:

- проверка на предельные значения напряжения на кручение [6]:

τ ≤ τmax

                                 (6.16)

Условие выполнено.

- проверка на предельные значения напряжения на растяжение:

< 1000 кг/см2,                           (6.17)

,                                    (6.18)

где P – осевое усилие, т.

Приближенное значение осевого усилия определяют по следующей формуле [2]:

Рос = Рос..г+1,1 *(Gрк + Gет + Gрв),                     (6.19)

где Рос. г - гидравлическая составляющая осевого усилия, Н; Gрк – вес рабочего колеса гидротурбины, Н/м3; Gвт – вес вала гидротурбины, Н/м3; Gрв – вес ротора вместе с валом генератора, Н/м3.

Гидравлическая составляющая осевого усилия вычисляется по следующей формуле:

                               (6.19)

где Кос  – коэффициент, определяемый приближённо системой турбины и типом рабочего колеса по таблице 1.8 [2], кН/м3; D1 – диаметр рабочего колеса, м;  – максимальный напор, м.

Таким образом, гидравлическая составляющая осевого усилия равна:

Вес рабочего колеса Gрк и вес вала турбины Gвт определяются конструкцией гидротурбины. Они вычисляются по следующим эмпирическим зависимостям:

где К=(4,9 – 6,4) кН/м3 для РО гидротурбин;

Gет = (0,6...1,3)*Gрк – для РО гидротурбин.

Таким образом, вес рабочего колеса и вес вала турбины равны:

                                                     

Gет  = 0,95*290,039= 275,537 кН.

Вес ротора генератора вместе с весом вала генератора Gрв был определен ранее.

Вес вращающихся частей генератора Gрг + Gвг, опирающихся на подпятник, составляет 0,45...0,55 от общего веса G.

В курсовом проекте принимаем:

Gрг + Gвг = 0,5G = 0,5*8029,982 = 4014,991 кН.

Вычисляем величину осевого усилия по формуле (6.19):

Рос = = 5877,42 +1,1 * (290,039 + 275,537 + 3780) = 10657,554 кН = 1065,755 т.

Величина осевого усилия равна: Рос = 1065,755 т.

После того, как вычислили величину осевого усилия, произведем проверку на предельные значения напряжения на растяжение:

Условие выполнено.

  1.  Выбор трансформатора

На генераторных напряжениях ГЭС питаются только местные потребители, в радиусе до 5 км. Передача энергии удаленным потребителям производится на повышенных напряжениях. Для преобразования (трансформации) переменного тока одного напряжения в переменный ток другого напряжения применяются повышающие (понижающие) трансформаторы.

При выборе повышающих трансформаторов необходимо ориентироваться на значение напряжения ЛЭП, которое, в свою очередь, зависит от длины ЛЭП и величины передаваемой мощности.

В данном проекте наибольшая длина линии электропередачи 300 км. Следовательно, напряжение необходимо повышать на 330 кВ.

Передаваемая мощность (мощность трансформатора) вычисляется по формуле [9]:

                                                   (7.1)

где Pген – активная мощность генератора, МВт; n – количество генераторов, соединенных с трансформатором; cosφ – коэффициент мощности трансформатора (cosφ = 0,8-0,85); ηтр – КПД трансформатора (ηтр = 0,95-0,98).

Критериями выбора трансформатора являются:

1. низшее напряжение =15,75кВ;

2. высшее напряжение =330кВ;

3. передаваемая мощность S = 202,84 МВА.

По табл. 3.8 [8] выбираем  трансформатор  ТЦ-250000/330 со следующими характеристиками:

- низшее напряжение =15,75кВ;

- высшее напряжение =347 кВ;

- номинальная мощность S=250 МВА;

- ширина  b =4,3 м;

- длина l=11,15 м;

- высота h=9,1 м;

- масса: масла - m=44 т; полная – m = 250 т.

  1.  Выбор грузоподъемного оборудования

На ГЭС применяются два типа механизмов для монтажа демонтажа основного гидросилового и электромеханического оборудования: козловые и мостовые электрические краны [4].

Мостовой кран

Электрический мостовой кран располагается внутри машинного зала. Грузоподъемность крана определяется наибольшей массой неразборного элемента – ротора генератора с валом.

Согласно рекомендациям [7], выбираем мостовой электрический кран грузоподъемностью 400 т со следующими параметрами:

1. Грузоподъемность главного крюка 400 т;

2. Грузоподъемность вспомогательного крюка 80 т;

3. Пролет крана 21,5м;

4. Скорость подъема главного крюка 0,378 м/мин,

5. Скорость подъема вспомогательного крюка 7,5м/мин,

6. Скорость передвижения тележки 12 м/мин,

7. Скорость передвижения крана 20 м/мин

Чертеж габаритных размеров крана представлен в приложении 6.

Козловые краны

На проектируемой ГЭС козловые краны используются для маневрирования аварийными и ремонтными затворами отсасывающих труб и затворами водоприемника.

Параметры козловых кранов существенно отличаются друг от друга, поэтому они изготавливаются по индивидуальным проектам.   

  1.  Выбор маслонапорной установки

Наиболее крупным элементом (по габаритам) системы регулирования гидротурбин является маслонапорная установка (МНУ). Она обеспечивает подачу масла под давлением в гидродвигатели системы регулирования турбин (сервомоторов направляющего аппарата, дисковых и шаровых затворов).

МНУ состоит из масловоздушного котла и сливного бака. Котел на одну треть заполнен маслом, а на две трети – воздухом под давлением. На сливном баке смонтированы маслонасосные агрегаты, периодически пополняющие запас масло в котле.  Габаритные размеры МНУ определяются объемом масловоздушного котла, зависящего от суммарного объема сервомоторов, обслуживаемых от одной МНУ.   

Наиболее простой способ подсчета объема сервомоторов - по их работоспособности , которая связана с объемом сервомотора зависимостью [4]:

,                                                 (9.1)

где Pк  - номинальное давление котла (Pк = 4 кПа).

Работоспособность сервомоторов, обслуживающих направляющий аппарат, определяют по зависимости [4]:

                                   (9.2)

где kн.а – опытный коэффициент (kн.а = 0,03-0,04 - для РО-турбин); γ - объемный вес воды (γ=9,81 Н/м3); Hmax – максимальный напор ГЭС, м; b0 - высота направляющего аппарата, м; D1 - диаметр рабочего колеса, м.

МНУ должна содержать запас масла, обеспечивающий работу системы регулирования при самых неблагоприятных режимах работы сервомоторов. Поэтому объем масловоздушного котла намного превышает объем, обслуживающих МНУ, сервомоторов не только из-за того, что две трети котла заполнены воздухом, но и для аккумуляции необходимого запаса масла. С учетом этих требований объем котла составляет [4]:  

                                          (9.3)

По расчетному параметру и необходимому давлению в котле          выбрано МНУ 4 - 1/40.

Основные размеры котла:        

Основные размеры бака:

  1.  Плотинный водоприемник

Водоприемники предназначены для забора воды из верхнего бьефа, задержания мусора и льда и обеспечения поступления необходимого расхода воды в водоводы. Кроме того, водоприемники предназначены для прекращения поступления воды во время осмотра или ремонта сооружений и оборудования, а также в случае аварии на водопроводящем тракте.

Водозаборные отверстия плотинного водоприемника устраиваются в станционной части плотины, размещаются у ее лицевой грани и оборудуются решетками и затворами [9].

В данном проекте напорные трубопроводы укладываются по низовой грани плотины (выносные).

Так как водозаборные отверстия имеют прямоугольную форму, как и водоприемная камера в местах установки затворов и решеток, а водоводы, как правило, имеют круглую форму, концевая часть камеры выполняется с плавным переходным участком. Число пазов в водоприемной части принимается равным трем. Скорость воды на сороудерживающих решетках принимают 1 – 1,5 м/с.

Принципиальным отличием плотинного водоприемника от приемника русловых ГЭС, является обязательная установка индивидуальных гидроподъемников для маневрирования рабочими аварийно-ремонтными затворами.

Водоприемник оснащается:

- решеткой: для задержки мусора, плавающего льда и шуги;

- ремонтный затвор: для перекрытия водопроводящего тракта в случае осмотра и ремонта оборудования. Ремонтный затвор обычно выполняется плоским;

- аварийный затвор предназначен для прекращения доступа воды в водопроводящий тракт за короткий промежуток времени.

Рассчитаем параметры сороудерживающей решетки:

где Fреш – площадь решетки, м2; Bреш – ширина решетки, м; Qреш – расход на решетке, м3/с;  - скорость на решетке, м2/с.

Чертеж водоприемника представлен в Приложении 7.

  1.  Подземный контур здания ГЭС

Подземный контур здания ГЭС  - линия контакта подошвы здания с грунтом основания. Подземный контур определяет условия фильтрации воды под сооружением, эпюру противодавления, расчетную схему устойчивости здания и фильтрационную площадь основания.

Водонепроницаемую линию образует линия контакта с основанием. Основная задача сводится к определению длины подземного контура. От длины подземного контура зависит путь фильтрации и эпюра противодавления. Зубы обеспечивают устойчивость здания на сдвиг.

Так как основание скальное, подземный контур включает в себя фундаментную плиту, а также крепление нижнего бьефа.

В нижнем бьефе необходимо обеспечить:

  1.  стабильный гидравлический режим без образования подпора, снижающего мощность турбины;
  2.  плавное сопряжение потока с руслом при минимальном нарушении естественного режима.

Интенсивность потока за ГЭС оценивается удельным расходом, который найдем по формуле:

q = QГЭС/B,                                                 (12.1)

где B – ширина водопропускного фронта в нижнем бьефе, м.

В зависимости от величины удельного расхода, крепление нижнего бьефа выполняется различной конструкции. Для всех режимов работы ГЭС скорость на рисберме принимается в пределах 2,5 – 3,5 м/с.

Цель расчета – определение отметки рисбермы:

,                                           (12.2)

где h2 – глубина на рисберме, м;  - отметка уровня нижнего бьефа, м.

Глубина на рисберме определяется по формуле:

,                                                   (12.3)

где vр – скорость на рисберме, м/с  (примем vр=2,5 м/с); q – удельный расход, м2/с.

Расчет производится для следующих режимов (табл. 11.1):

Таблица 11.1

Определение отметки рисбермы

Qi, м3

Q=f (НБ), м

q, м2 

h2, м

P, м

Qmin = 80

109

8

3,2

105,8

Q1агр = 120

109,25

8

3,2

106,1

QГЭС =360

110,48

8

3,2

107,28

Qmax = 2200

115,44

8

3,2

112,24

Схема крепления нижнего бьефа представлена в Приложении 8.

  1.  Определение размеров здания ГЭС в плане

Плановые размеры здания ГЭС зависят от размеров агрегатного блока.

Для приплотинных зданий ГЭС с металлическими спиральными камерами, построенных на скальном основании размер агрегатного блока определяется как [11]:

Вбл= Всп+ 2∙0,5Всл ,                                   (12.1)

где Всп - наибольший размер в плане спиральной камеры, м; Всл  - толщина защитного слоя бетона, м (Всл=3 м).

Вбл=11,948+2∙3∙0,5=14,948 м.

Длина здания ГЭС поперек течения зависит от числа агрегатных блоков и длины монтажной площадки, которую можно принять равной 1,5Bбл, тогда [11]:

LГЭС = n ∙ Вбл  + Вм.п,                                 (12.2)

где  n – число агрегатных блоков; Вм.п – длиня монтажной площадки, м.

LГЭС  = (3∙14,948) +22,422 = 67,266 м.

Ширина здания ГЭС вдоль течения:

ВГЭС = 59,650 м.

  1.  Состав сооружений и компоновка гидроузла

По способу создания напора запроектирована плотинная ГЭС.  В связи с большим напором при относительно большом уклоне свободной поверхности реки целесообразно применить компоновку приплотинной ГЭС.

Гидроузел приплотинной ГЭС включает в себя следующие сооружения:

  1.  глухая плотина;
  2.  водосбросное сооружение;
  3.  водоприемник;
  4.  здание ГЭС;
  5.  разделительные стенки;
  6.  дороги по гребню плотины и к монтажной площадке.

Здание ГЭС располагается непосредственно за плотиной, примыкая к ее низовой грани, и напор почти не воспринимает. Вода к турбинам подводится турбинными водоводами, проложенными по низовой грани плотины.

Водоприемник расположен в верхней части станционной плотины, под уровнем мертвого объема.

В проекте рассматривается вариант бетонной гравитационной плотины. Высота плотины – 173 м. Класс сооружения I. Ширина плотины по основанию – 116,91 м. Уклон низовой грани m = 0,77. Отметка гребня плотины – 273 м. По гребню плотины проходит дорога шириной 9 м, ширина гребня – 30,34 м.

Водосброс выполнен в виде отдельного подземного туннеля.

Компоновка гидроузла представлена в приложении 9.

Выводы

В данном курсовом проекте была запроектирована гидроэлектростанция приплотинного типа на расчетный напор 158,75 м.

На основании сопоставления двух вариантов гидротурбин был выбран тип турбины РО170. Диаметр рабочего колеса 3,75 м. Отметка рабочего колеса равна 99,4 м. Для подвода воды к гидротурбине применена металлическая спиральная камера.

В результате вычислений выбран гидрогенератор ВГСФ 820/210-26 и трансформатор ТЦ-250000/330. Также выбрано вспомогательное оборудование: маслонапорная установка однокотельная с давлением 40кг/см2 -  МНУ 4 - 1/ 40.

Размеры здания ГЭС в плане: длина здания поперек течения составляет 67,27 м, ширина здания вдоль течения составляет 59,65 м. Верхнее строение здания состоит из машинного зала с монтажной площадкой, которая имеет общий шатер и обслуживается основным монтажным краном грузоподъемностью 400 т.

По результатам выполненных расчетов в масштабе 1:100 (1:200)  вычерчен поперечный разрез здания ГЭС, план-разрез на разных отметках и продольный разрез в различных местах станционной части гидроузла.

Используемая литература

  1.  Васильев Ю.С., Саморуков И.С., Хлебников С.Н. Основное энергетическое оборудование гидроэлектростанций. Состав и выбор основных параметров: Учеб. пособие. СПб: Изд-во СПбГТУ, 2002. 134 с.
  2.  Бусырев А. И., Топаж Г.И. Лопастные гидромашины. Выбор основных параметров и элементов проточной части реактивных гидротурбин: Учебное пособие. СПб.: изд-во Политехнического ун-та, 2007. 123 с.
  3.  Справочник по гидротурбинам: Справочник/ В. Б. Андреев, Г. А. Броновский, И. С. Веремеенко и др.; Под общ. ред. Н. Н. Ковалева. - Л.: Машиностроение, Ленинград. Отд-ние, 1984. -496 с, ил.
  4.  Мустафин Х.Ш., Васильев Ю.С. Выбор основного оборудования зданий гидроэлектростанций. – Куйбышев: Гос. Ун-т, 1979.
  5.  Карелин В.Я., Кривченко Г.И. Гидроэлектрические станции: Учеб. для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1987.
  6.  Справочник по гидротурбинам: Справочник/ В. Б. Андреев, Г. А. Броновский, И. С. Веремеенко и др.; Под общ. ред. Н. Н. Ковалева. - Л.: Машиностроение, Ленинград. Отд-ние, 1971.
  7.  Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование ГЭС/ Под ред. Ю.С. Васильева и Д.С Щавелева. – М.: Энергоатомиздат. Т.1, 1988, Т.2, 1990 г.
  8.  Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций – М.: Энергоатомиздат, 1989.
  9.  Щавелев Д.С., Беляев С.Г. Использование водной энергии: Учебник для вузов/ Под ред. Ю.С. Васильева – 4-е изд., перераб. и доп.  М.: Энергоатомиздат, 1995. 608 с.: ил.
  10.   Шерешевский И.А., Конструирование зданий гидроэнергетических установок. Чертежи. М.: Ленинград, 1976 г.
  11.   Васильев Ю.С. Проектирование зданий гидроэлектростанций (строительная часть): Учеб. пособие. – Л.: ЛГТУ, 1991. 80 с.

 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

41621. Генерация таблицы переходов и функций возбуждения тригеров 141.5 KB
  В результате выполнения данной лабораторной работы я приобрёл навыки анализа графовых структур и автоматизации процедуры построения таблицы переходов. Мной был разработан класс для генерации таблицы переходов.
41622. Решение первой начальной краевой задачи для уравнения теплопроводности по схеме Кранка-Николсона 102.29 KB
  Задача: Используя метод простых итераций метод Чебышева и метод наискорейшего спуска найти по схеме КранкаНиколсона приближенное решение задачи: 1 2...
41623. Дослідження структури поля в металевих хвилеводах і резонаторах 179.46 KB
  Київ 2010 Мета роботи – дослідити розподіл електромагнітного поля в призматичних та циліндричних хвилеводах та резонаторах методом електричного зонду. Структура поля досліджується за допомогою електричного зонду з детекторною голівкою.
41624. Робота з операторами INSERT, UPDATE, DELETE 47.12 KB
  VLUES із списком з декількох значень підтримується у версії MySQL 3. Синтаксис виразу col_nme=expression підтримується у версії MySQL 3. У MySQL завжди передбачено значення за умовчанням для кожного поля. Ця вимога нав'язана MySQL щоб забезпечити можливість роботи як з таблицями які підтримують транзакції так і з таблицями що не підтримують їх.
41625. Створення резервної копії та відновлення даних з неї 218.34 KB
  Вибрати базу даних. У вікні Загрузка файла вибрати Сохранить та вказати місце на диску для збереження дампу бази даних. Відновлення бази даних за допомогою програми phpMydmin Щоб виконати відновлення бази даних потрібно: Вилучити існуючу базу даних.
41628. Синтез моделей тіла людини за дії допустимих напруг дотику 616.17 KB
  Львів 2013 Мета роботи: розрахувати параметри моделі тіла людини за дії на неї довготривалих допустимих напруг. Загальні відомості про синтез моделей тіла людини Тіло людини як елемент електричного кола складається з декількох шарів з різними електричними характеристиками. За інших рівних умов напруженість електричного поля в тілі тим менша чим вища його електрична проникність що характеризує здатність тіла до поляризації.
41629. ИССЛЕДОВАНИЕ ЦЕПЕЙ С ИНДУКТИВНЫМИ СВЯЗЯМИ 108.39 KB
  Описание установки: В работе используются пара индуктивно связанных катушек: катушки LS и LT с коэффициентом связи KST . Результаты измерений: Ls=L3 Lt=L1 R3=220 Ом R4=20Ом Ls Lt №катушки LмГн RОм №катушки LмГн RОм L3 292 46 L1 83 25 I1=300 мА UL1=16 В Исследование цепи с последовательным включением индуктивно связанных катушек Согласное Встречное IА Uрег В ULS В ULT В UL В I А Uрег В ULS В ULT В UL В 03 816 16 094 196 03 992 406 226 631 Расчеты производятся с использованием пакета Mthcd....