Определение объема бетона агрегатного блока ГЭС

На экономичность здания ГЭС в значительной мере оказывает влияние бетоноемкость агрегатных блоков. Объем бетона агрегатного блока ГЭС зависит в основном от диаметра рабочего колеса, высоты отсасывания, напора и от геологических условий основания. При предварительных расчетах можно использовать рекомендации [], позволяющих оценить бетоноемкость агрегатного блока:

Для низконапорных агрегатных блоков на нескальном основании (Hpдо 20 м):

тыс.м³, (2.6)

где D₁- диаметр рабочего колеса турбины, м; Н_р-расчетный напор, м; Н_s-высота отсасывания, м.

для 2-х агрегатов ПЛ20:

для 2-х агрегатов ПЛ15:

для 4-х агрегатов ПЛ20:

для 4-х агрегатов ПЛ15:

Выбор числа агрегатов ГЭС

В результате выполнения расчетов для каждого из заданных вариантов количества агрегатов получены следующие данные:

- расчетный напор и мощность турбины;

- тип гидротурбины;

- синхронное число оборотов;

- разгонное число оборотов и его соответствие допустимому разгонному числу оборотов;

- высота отсасывания;

- масса турбины и рабочего колеса;

- бетоноёмкость агрегатного блока ГЭС и всего здания ГЭС.

Выбор оптимального количества агрегатов выполняется по нескольким критериям – максимальный выработке электроэнергии, средневзвешенному КПД ГЭС, минимальный сметной стоимости гидроузла и т.д. в нашем случае при выполнении учебного проекта предпочтение отдаем варианту с минимальной бетоноемкостью здания ГЭС.

Далее для выбранного варианта количества агрегатов приступаем к расчету проточной части агрегата.

Таблица 2.8.1 – Выбор типа и оптимального числа агрегатов

n	Тип турбины	nс, об/мин	nр, об/мин	nр/nс	РК	MОБ, т	MРК, т	V, тыс. м3	ηмо, %
	ПЛ20		216,88	2,16	294,46	499,68	57,46	10,81	0,922
	ПЛ20		323,71	2,15	294,46	375,99	28,82	6,99	0,917
	ПЛ15	107,1	228,5	2,13	291,82	499,68	57,46	10,96	0,935
	ПЛ15	166,7	317,36	1,90	291,82	375,99	28,82	7,11	0,931

Принимается турбина типа ПЛ15 при числе агрегатов на станции n= 4.

Рабочее колесо турбины с размерами (таблица 1.8.4) изображено на рисунке 1.

Таблица 2.8.2 – Основные размеры рабочего колеса

D1,м	D0,м	Z0, шт	Db,м	Da,м	D4,м	~R,м	h1,м	h2,м	b0,м
3,6	4,65		5,420	6,200	6,300	0,350	0,450	0,350	1,6

Размеры рабочих колес ПЛ турбин выбираются в зависимости от номинального диаметра по следующим соотношениям:

,

,

;

,

;

Рисунок 2.8.3 – Рабочее колесо турбины ПЛ20

РАСЧЕТ ПРОТОЧНОГО ТРАКТА ТУРБИНЫ

Турбинная камера

Подвод воды к рабочим колесам турбины осуществляется через турбинные камеры, формы и конструкции которых бывают весьма разнообразными. Выбор той или иной конструкции зависит от размера турбины и рабочего напора. Задача расчета турбинной камеры сводится к определению размеров сечений и очертания ее канала. Турбинная камера должна обеспечивать:

- минимально возможное нарушение осевой симметрии потока перед направляющим аппаратом;

- циркуляцию, близкую к требуемой для получения заданной мощности турбины;

- величину средних скоростей потока, при которой гидравлические потери в турбинной камере и направляющем аппарате не превышают допустимых пределов;

- равномерную подачу воды по периметру статора турбины и направляющего аппарата.

По материалу спиральные камеры выполняются из железобетона, металла, и железобетона и металла. Существует 2 основных типа спиральных камер:

- бетонные с углом охвата 180-270º;

- металлические с углом охвата 345-360º.

Для вертикальных ПЛ-турбин (ПЛ15, ПЛ20, ПЛ30, ПЛ40) при напорах до 50 м применяют исключительно железобетонные спиральные камеры.

Принимаем бетонную камеру с углом охвата φ_охв=210º.

Полный расход через турбину при расчетных значениях напора и мощности определим по формуле

(2.7)

где N_уст. - установленная мощность агрегата на гидростанции, кВт;

=0,931 - КПД турбины, для ПЛ15 ;

H_p - расчетный напор, H_p =11,6 м.;

Расход через входное сечение спирального канала камеры

, (2.8)

где _вх. - угол входа (охвата), для бетонных спиральных камер принимаем φ=180⁰ , град.

Средняя скорость во входном сечении, согласно графику рис.7.7 [1], равна 3,1 м/с.

При этом скоростной коэффициент

(2.9)

Площадь входного сечения спирального канала

(3.0)

Найдем окружной радиус и высоту входного сечения. Для спиралей, имеющих плоский потолок и угол охвата φ=180⁰ рекомендуются следующие значения отношения r_вх/D₁ в зависимости от величины расчетного приведенного расхода , =1,6.

(3.1)

По [1], табл. 7.2 устанавливаем: , , . Угол γ принимаем равным 15⁰.

(3.2)

Высота направляющего аппарата:

(3.3)

Высота входного сечения рекомендуется принимать из условия:

,

Принимаем

Для входного сечения размеры спиральной камеры выбирают с соблюдением следующего условия

при n или m равным 0:

Проверяем принятую высоту входного сечения:

- проверка выполняется.

Зная общий расход , попадающий в спиральную камеру, зная среднюю скорость во входном сечении камеры и определив площадь входного сечения строим входное сечение спиральной камеры. Далее определяем размеры и положения в плане других (i-тых) сечений камеры.

Положение i-го сечения можно определить по формуле:

(3.4)

Для построения спиральной камеры в плане задаются рядом сечений и в выбранном масштабе строят зависимость отношения b/r от радиуса r. Для входного сечения изменения b/r в пределах от всех В_вх до b и, соответственно, от R_вх до r_b выражается кривой, а площадь под этой кривой представляет в выбранном масштабе величину S_вх. Последующие кривые дают в том же

масштабе значения S_i. Для каждого значения S_i вычисляют по формуле (3.4) соответствующий ему координатный угол φ_i. Зная значения φ_i и r_i , строится очертание в плане внешнего контура спиральной камеры (рис. 3.1.1).

Рисунок 3.1.1. Бетонная спиральная камера таврового сечения турбины ПЛ20

Расчет сведен в таблицу 3.1.2

Таблица 3.1.2– Таблица к построению очертания спиральной камеры

№ сечения	bi,м	ri,м	bi/ri	b0/ra	b0/rb	Fi, м2	φi, град
	4,76	5,75	0,82	0,51	0,59	14,01
	3,98	5,10	0,78	9,94
	3,21	4,45	0,72	6,37
	2,43	3,80	0,63	3,41

Рис.3.1.3 План бетонной спиральной камеры

ОТСАСЫВАЮЩАЯ ТРУБА

Основным параметром, определяющим гидравлические характеристики изогнутой отсасывающей трубы, является ее высота h. Высота трубы влияет на стоимость сооружения ГЭС. При выборе высоты отсасывающей трубы необходимо учитывать следующие обстоятельства:

- увеличение высоты трубы обеспечивает получение высоких энергетических эксплуатационных показателей турбины, приводит к повышению стоимости гидроэлектростанций;

- уменьшение ее высоты приводит к падению к.п.д. турбины. Отсасывающие трубы обеспечивают:

- преобразование кинетической энергии в энергию давления выходящего потока из лопастной системы гидроагрегата;

- полное использование перепадов уровней между верхним и нижним бьефами при расположение рабочего колеса выше уровня воды в отводящем канале;

- целесообразные условия отвода воды от гидромашины в отводящий канал.

На основании проведенных исследований и опыта проектирования и эксплуатации поворотно-лопастных гидротурбин принимаем трубу типа 4С, рекомендуемые размеры для которой, приведены в таблице.

Таблица 4.1.- Основные размеры отсасывающей трубы для ПЛ20

Тип отсасывающая труба	Размеры в долях от D1
h	L	B5	D4	h4	h6	L1	h5
4С	2,30	4,50	2,38	1,170	1,170	0,584	1,50	1,20
Значение, м	9,20	18,00	9,52	4,68	4,68	2,336	6,0	4,8

Рисунок 4.2 - Отсасывающая труба

ВОДОПРИЕМНИК

Водоприемники представляют собой головную часть проточного тракта гидроэлектростанции, служащую для непосредственного приема воды из водохранилища. Они должны обеспечивать поступление необходимых расходов воды в водоводы, прекращение поступления воды во время осмотра или ремонта сооружений и оборудования, а также в случае аварии, защиту проточного тракта от проникновения донных наносов, плавающих тел, крупного сора, шуги и льда.

Энергетические водоприемники должны отвечать следующим основным требованиям:

- обеспечить в любое время подачу необходимого расхода воды на ГЭС согласно потребностям потребителя;

- иметь возможность перекрыть доступ воды в турбинный водовод (спиральную камеру) и тем самым обеспечить возможность выполнения ревизии или ремонта проточной части агрегата (самого водоприемника, турбинного водовода, спиральной камеры и т.д.);

- предотвратить попадание льда, шуги, плавающего сора, донных наносов на рабочее колесо турбины;

- обеспечить минимальные гидравлические потери потока при его протекании через элементы водоприемника;

- работы, выполняемые на водоприемнике во время его эксплуатации, должны быть максимально механизированы и автоматизированы.

Все водоприемники ГЭС можно разбить на два вида: напорные и безнапорные (по режиму движения воды через водоприемник). Напорные водоприемники применяются, как правило, при значительных колебаниях уровня верхнего бьефа (чаще всего это русловые, приплотинные и реже деривационные ГЭС). Безнапорные водоприемники применяются на ГЭС при небольших колебаниях уровня верхнего бьефа - как правило, это деривационные ГЭС с низконапорными головными узлами и безнапорной деривацией.

Тип и конструкция водоприемника в основном зависят от компоновки гидроузла, состава его сооружений, условий строительства, от климатических условий и т.д. Поэтому классификация водоприемников очень разнообразна [1,2, 4].

Для того чтобы водоприемник мог выполнить свои основные функции (отвечать основным требованиям), он оснащается соответствующим оборудованием: сороудерживающими решетками, затворами (аварийно-ремонтными и ремонтными), аэрационными трубами, обводными трубами (байпасами), сороочистительными и подъемно-транспортными механизмами.

Допустимая средняя скорость на решетках: .

Полный расход через турбину .

Площадь водоприемника определяется по формуле

(3.5)

Высота водоприемника:

(3.6)

где - ширина спиральной камеры (см. рисунок 2).

Далее определяется коэффициент стеснения:

(3.7)

где .

, где ε – коэффициент сжатия:

В первом приближении задаемся ε=0,57

;

(3.8)

Определяем коэффициент сжатия при :

Потолок водоприемника очерчен по эллипсу, для его построения необходимо решить уравнение, при этом задаваясь различными значениями x.

(3.9)

Таблица 7.1 Значения х и у.

х, м	у, м
	4,193
	4,134
	3,952
	3,629
	3,121
	2,111
11,98

Далее строится очертание потолка водоприемника (рисунок 5.1).

Рисунок 5.1- Очертания водоприемника руслового здания ГЭС