Определение основных параметров турбины

Оглавление

1. исходные данные. 3

2.Определение схемы напоров. 4

3. Определение основных параметров турбины.. 5

3.1. Выбор турбины.. 5

3.2. Определение диаметра рабочего колеса. 5

3.3. Определение синхронной частоты вращения. 6

3.4. Определение зоны работ. 7

3.5. Определение допустимой высоты отсасывания. 7

4. Расчет водопроводящего тракта. 9

4.1. Выбор схемы подвода воды.. 9

4.2. Расчет приближеннго диаметра туннеля. 9

4.3. Определение уклона напорного туннеля. 10

4.4. Расчет среднекубического расхода туннеля. 10

4.5. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра туннеля. 11

4.6. Определение размеров входного сечения водоприемника. 16

4.7. Определение отрицательного гидравлического удара. 16

4.8. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра трубопровода. 17

4.9. Определение необходимости установки уравнительного резервуара. 19

5. Анкерные опоры.. 20

5.1. Усилия, действующие на анкерную опору. 20

5.1.1. Нагрузки от собственного веса трубопровода. 21

5.1.2. Нагрузки от веса воды, заполняющей трубопровод. 21

5.1.3. Нагрузки от внутреннего давления воды.. 22

5.1.4. Нагрузки от движения воды в трубопроводе. 22

5.1.5. Реактивные силы, связанные с трением.. 23

6. Промежуточные опоры.. 24

7. Температурный сальниковый компенсатор. 24

8. Литература. 26

1. исходные данные

 

В данном курсовом проекте необходимо запроектировать водопроводящий тракт деривационной ГЭС на основании выданного задания к курсовой работе «Водопроводящий тракт деривационной ГЭС»

Исходные данные:

¾ Инженерно-геологические условия – скала;

¾ продольный профиль местности и кривая продолжительности расходов воды – тип 7;

¾ Максимальный уровень верхнего бьефа – НПУ = 192 м;

¾ Минимальный уровень верхнего бьефа – УМО = 187 м;

¾ Кривая связи расходов и уровней в нижнее бьефе №11;

¾ Максимальный расход ГЭС Qmax = 200 м3/с;

¾ Число агрегатов n = 2;

Определение схемы напоров

 

В процессе работы гидроэлектростанции ее напор меняется в некоторых пределах вследствие изменения уровней воды в бьефах. Изменения уровня верхнего бьефа связаны главным образом с глубиной сработки водохранилища. Уровни нижнего бьефа определяются расходами через гидроузел.

Определяя диапазон изменения напоров, следует в некоторых случаях (например, деривационная ГЭС) учитывать потери напора в водоприемнике и подводящих водоводах ГЭС. В результате анализа возможных сочетаний уровней в бьефах определяется максимальный Н_max и минимальный H_min напоры гидроэнергоустановки.

Максимальный напор обычно имеет место при НПУ водохранилища и наинизшем уровне нижнего бьефа, который наблюдается при работе ГЭС с наименьшими расходами, определяемые суточным графиком нагрузки.

Минимальный напор может устанавливаться по разному. В одном случае – это разность уровня мертвого объема (УМО) и уровня нижнего бьефа, соответствующего расходу через все агрегаты ГЭС, в другом – разность НПУ и наибольшего уровня нижнего бьефа при пропуске расхода паводка, пропускаемого без форсировки уровня верхнего бьефа.

 

Зная уровни НПУ и УМО, определяем необходимые напоры ГЭС:

максимальный напор =192-21, 2=170, 8м,

минимальный напор =187-21, 9=165, 1м,

расчетный напор = 166, 7м

 

где H_max – максимальный напор, (м);

Н_min - минимальный напор, (м);

Н_р - расчетный напор, (м);

N_т – номинальная мощность турбины (кВт);

N_р - расчетная мощность турбины (кВт);

Ñ Z_1агр – отметка одного агрегата (м). Ñ Z_1агр = 21, 2 м;

Ñ Z_ГЭС – отметка всех турбин ГЭС (м). Ñ Z_ГЭС = 21, 9 м;

H_p- расчетный напор Н_р = 166, 7 (м);

Схема напоров представлена в Приложении 1.

 

Определение основных параметров турбины

Выбор турбины

Для выбора типа гидротурбины уже известны напоры, осталось найти расчетную мощность. Мощность вычисляется по следующей формуле:

.

На рис. 6.4 [1] изображен сводный график, характеризующий области применения ПЛ и РО гидротурбин. Сносим расчетные значения напора и мощности. На сводном графике попала в область турбина: РО170.

Рассмотрим гидротурбину – РО170/805-56.

Определение зоны работ

После приравнивания частоты вращения рабочего колеса к частоте вращения генератора, рабочая точка на универсальной характеристике поменяет своё местоположение. Определим новые координаты рабочей точки:

 

Конечные координаты рабочей точки:

 

Убедимся в правильности выбранных значений n и D₁: для этого на универсальную характеристику нанесем зону работы проектируемой гидротурбины. Она ограничена по приведенной частоте вращения двумя горизонтальными линиями, соответствующими минимальному и максимальному напорам:

По значениям n^l_{1м max} и n^l_1мmin на универсальной характеристике гидротурбины наносим горизонтальные линии. Зона работы должна охватывать центральную часть универсальной характеристики с высокими значениями КПД. В нашем случае зона работы захватывает максимальное значение КПД. Оставляем генератор: n_c=250 р=12.

Определяем координаты точки 3.

Соединив 3 и рабочую точку, получим линию ограничения мощности. Далее проведем линию ограничения мощности выше рабочей точки, параллельно кривой a_o (открытие лопасти направляющего аппарата).

 

Выбор схемы подвода воды

 

Так как число агрегатов и число ниток трубопровода совпадают n = m, то схема подвода воды индивидуальная:

Рис. 1. Схема подвода воды

 

Участок №1

Так как средний напор на участке при положительном гидравлическом ударе < 100м, то для расчета диаметра применяется формула:

где С – тариф на электрическую энергию, коп/кВт∙ ч (113 коп/кВт∙ ч);

– КПД турбины ( =0, 96);

– коэффициент, учитывающий потери энергии в трубопроводе

в период паводка ( =1, 1);

–толщина стенки, см;

m – расценка на тонну стального трубопровода, руб.

;

;

где К – коэффициент пересчета цен на 2003 год (К=68, 1); .

/т

/т;

- масса 1п.м трубопровода;

;

Расчет трубопровода представлен в табл.4

 

Табл. 4 Расчет первого участка трубопровода

 

	D
5, 000	5, 200	5, 400	5, 600	5, 800
d, см	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2
V, м2	0, 19	0, 20	0, 20	0, 21	0, 22
A, т/мп	1, 47	1, 53	1, 59	1, 65	1, 71
mуч
Dэк	5, 518	5, 482	5, 447	5, 415	5, 383

Примем диаметр на первом участке равном D=5, 4м, d=1, 2 см.

Пример расчета первого столбца:

- толщина стенки

но минимальная толщина трубопровода для трубопровода диаметром 5, 4м 1, 2см, следовательно это значение и принимаем.

– расчетное сопротивление стали.

- площадь стального сечения V

м²

- масса погонного метра трубы

- экономический диаметр

Средняя скорость на участке:

.

 

 

Участок №2

Так как средний напор на участке при положительном гидравлическом ударе 9, 2 м < 100м

 

Таблица 5. Расчет второго участка трубопровода.

	D
5, 000	5, 200	5, 400	5, 600	5, 800
d, см	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2
V, м2	0, 19	0, 20	0, 20	0, 21	0, 22
A, т/мп	1, 47	1, 53	1, 59	1, 65	1, 71
mуч
Dэк	5, 518	5, 482	5, 447	5, 415	5, 383

Примем диаметр на первом участке равном D=5, 4м, d=1, 2 см.

 

Участок №3

84, 2 м > 100м

Таблица 6. Расчет третьего участка трубопровода.

	D
5, 200	5, 400	5, 600	5, 800	6, 040
d, см	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2
V, м2	0, 17	0, 18	0, 20	0, 21	0, 23
A, кг/мп	1, 33	1, 43	1, 54	1, 66	1, 79
mуч
Dэк	5, 745	5, 638	5, 536	5, 440	5, 331

 

Принимаем диаметр D=5, 6 м; d=1, 2 см.

 

 

 

Участок №4

31, 8 м < 100м

Таблица 7. Расчет четвертого участка трубопровода.

	D
5, 000	5, 200	5, 400	5, 600	5, 800
d, см	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2	1, 2
V, м2	0, 19	0, 20	0, 20	0, 21	0, 22
A, т/мп	1, 47	1, 53	1, 59	1, 65	1, 71
mуч
Dэк	5, 518	5, 482	5, 447	5, 415	5, 383

 

Принимаем диаметр D=5, 4 м; d=1, 2 см.

 

 

Анкерные опоры

 

Анкерная опора представляет собой железобетонный массив, в котором с помощью стальных конструкций закреплен трубопровод в местах излома земли и поворотов в плане, расстояния между опорами принимают от 200 до 450 м.

В этих условиях устойчивость против сдвижки фундамента достигается установкой металлических тяг, связывающих массив фундамента со скальным основанием, а так же ступенчатой разработкой скалы под бетон.

В проекте по всей деривации расположены 5 анкерных опор.

 

Промежуточные опоры

 

Промежуточные опоры располагаются между анкерными опорами и предназначаются для передачи нормальных к оси трубопровода составляющих веса его конструкции и воды.

В проекте промежуточные опоры расставлены в среднем через 25м.

 

Литература

1. Справочник по гидротурбинам: Справочник/ В.Б. Андреев, Г.А. Броовский, И.С. Веремеенко и др.; Под общ. ред. Н.Н. Ковалева. – Л.: Машиностроение, Ленингр. отд-ние, 1984. – 496 с., ил.

2. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций: Справочное пособие: В 2 т./Под ред. Ю.С.Васильева, Д.С.Щавелва. – Т.1. Основное оборудование гидроэлектростанций. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 400 с.: ил.

3. Бусырев А.И., Долгополов В.А. Выбор основных параметров и основы проектирования вертикальных реактивных гидротурбин: Учебн. Пособие. – Л.: изд. ЛПИ, 1988. – 96 с.

4. Гидроэнеогетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций: Справочное пособие: В 2т./Под ред. Ю.С.Васильева, Д.С.Щавелева. – Т.2. Вспомогательное оборудование гидроэлектростанций. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 336 с. ил

 

Оглавление

1. исходные данные. 3

2.Определение схемы напоров. 4

3. Определение основных параметров турбины.. 5

3.1. Выбор турбины.. 5

3.2. Определение диаметра рабочего колеса. 5

3.3. Определение синхронной частоты вращения. 6

3.4. Определение зоны работ. 7

3.5. Определение допустимой высоты отсасывания. 7

4. Расчет водопроводящего тракта. 9

4.1. Выбор схемы подвода воды.. 9

4.2. Расчет приближеннго диаметра туннеля. 9

4.3. Определение уклона напорного туннеля. 10

4.4. Расчет среднекубического расхода туннеля. 10

4.5. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра туннеля. 11

4.6. Определение размеров входного сечения водоприемника. 16

4.7. Определение отрицательного гидравлического удара. 16

4.8. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра трубопровода. 17

4.9. Определение необходимости установки уравнительного резервуара. 19

5. Анкерные опоры.. 20

5.1. Усилия, действующие на анкерную опору. 20

5.1.1. Нагрузки от собственного веса трубопровода. 21

5.1.2. Нагрузки от веса воды, заполняющей трубопровод. 21

5.1.3. Нагрузки от внутреннего давления воды.. 22

5.1.4. Нагрузки от движения воды в трубопроводе. 22

5.1.5. Реактивные силы, связанные с трением.. 23

6. Промежуточные опоры.. 24

7. Температурный сальниковый компенсатор. 24

8. Литература. 26

1. исходные данные

 

В данном курсовом проекте необходимо запроектировать водопроводящий тракт деривационной ГЭС на основании выданного задания к курсовой работе «Водопроводящий тракт деривационной ГЭС»

Исходные данные:

¾ Инженерно-геологические условия – скала;

¾ продольный профиль местности и кривая продолжительности расходов воды – тип 7;

¾ Максимальный уровень верхнего бьефа – НПУ = 192 м;

¾ Минимальный уровень верхнего бьефа – УМО = 187 м;

¾ Кривая связи расходов и уровней в нижнее бьефе №11;

¾ Максимальный расход ГЭС Qmax = 200 м3/с;

¾ Число агрегатов n = 2;

Определение схемы напоров

 

В процессе работы гидроэлектростанции ее напор меняется в некоторых пределах вследствие изменения уровней воды в бьефах. Изменения уровня верхнего бьефа связаны главным образом с глубиной сработки водохранилища. Уровни нижнего бьефа определяются расходами через гидроузел.

Определяя диапазон изменения напоров, следует в некоторых случаях (например, деривационная ГЭС) учитывать потери напора в водоприемнике и подводящих водоводах ГЭС. В результате анализа возможных сочетаний уровней в бьефах определяется максимальный Н_max и минимальный H_min напоры гидроэнергоустановки.

Максимальный напор обычно имеет место при НПУ водохранилища и наинизшем уровне нижнего бьефа, который наблюдается при работе ГЭС с наименьшими расходами, определяемые суточным графиком нагрузки.

Минимальный напор может устанавливаться по разному. В одном случае – это разность уровня мертвого объема (УМО) и уровня нижнего бьефа, соответствующего расходу через все агрегаты ГЭС, в другом – разность НПУ и наибольшего уровня нижнего бьефа при пропуске расхода паводка, пропускаемого без форсировки уровня верхнего бьефа.

 

Зная уровни НПУ и УМО, определяем необходимые напоры ГЭС:

максимальный напор =192-21, 2=170, 8м,

минимальный напор =187-21, 9=165, 1м,

расчетный напор = 166, 7м

 

где H_max – максимальный напор, (м);

Н_min - минимальный напор, (м);

Н_р - расчетный напор, (м);

N_т – номинальная мощность турбины (кВт);

N_р - расчетная мощность турбины (кВт);

Ñ Z_1агр – отметка одного агрегата (м). Ñ Z_1агр = 21, 2 м;

Ñ Z_ГЭС – отметка всех турбин ГЭС (м). Ñ Z_ГЭС = 21, 9 м;

H_p- расчетный напор Н_р = 166, 7 (м);

Схема напоров представлена в Приложении 1.

 

Определение основных параметров турбины

Выбор турбины

Для выбора типа гидротурбины уже известны напоры, осталось найти расчетную мощность. Мощность вычисляется по следующей формуле:

.

На рис. 6.4 [1] изображен сводный график, характеризующий области применения ПЛ и РО гидротурбин. Сносим расчетные значения напора и мощности. На сводном графике попала в область турбина: РО170.

Рассмотрим гидротурбину – РО170/805-56.

123Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. E) Физическая величина, являющаяся одной из основных характеристик материи и определяющая ее инерционные и гравитационные свойства.
2. I. Иммунология. Определение, задачи, методы. История развитии иммунологии.
3. II.1.1.Определение численности населения
4. II.1.3.1.Определение годового расхода газа на коммунально-бытовые нужды
5. А. Определение токсигенных свойств.
6. Амортизация и износ основных фондов
7. Анализ параметров микроклимата в производственных помещениях
8. АНАЛИЗ СОДЕРЖАНИЯ ВЕРСИИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫТЕКАЮЩИХ ИЗ НЕЕ СЛЕДСТВИЙ
9. Б. Определение поправки гирокомпаса «Вега»
10. Баланс основных фондов. Показатели движения состояния и использования основных фондов.
11. Библейско-филологическое определение церкви
12. Более конкретное определение