Размещено на http://www.allbest.ru/

ЗМІСТ

• ВСТУП
• 1 ВХІДНІ ДАНІ
• 1.1 Вхідні данні для проектування
• 2 РОЗРАХУНКОВА ЧАСТИНА
• 2.1 Визначення розрахункових витрат
• 2.2.1 Гідрологічний розрахунок
• 2.1.2 Основні способи створення напору
• 2.1.3 Принцип роботи гідроелектростанції та її параметри
• 2.2 Розрахунок потужності ГЕС
• 2.3 Розрахунок гідротурбіни
• 2.4 Розрахунок спіральної камери
• 2.5 Розрахунок відсмоктувальної труби
• 2.6 Розрахунок генератора
• 2.7 Розрахунок діаметра ротора, довжини активної сталі, шахти
• СПИСОК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ
• ВИСНОВКИ
• ДОДАТОК А
• ДОДАТОК Б
• ВСТУП
• Гідроелектростанції, як високоефективне джерело електроенергії, які використовують нескінченну енергію водостоків, це складні комплекси інженерних споруд, гідроенергетичного, гідромеханічного та електричного устаткування. Складність проектування, зведення і експлуатації гідроелектростанцій визначається тим, що їх параметри, компоновки споруд, склад та параметри обладнання знаходяться в прямій залежності від складних умов, топографічних, геологічних, гідрологічних та інших характеристик ріки і зони будівництва.
• Схема гідроелектростанції досить проста, падаюча вода обертає лопаті турбін, які в свою чергу обертають вал, на якому розташовуються генератори електричного струму, за допомогою яких і виробляється електроенергія. Переваги ГЕС очевидні: вони не забруднюють навколишнє природне середовище - використовують невичерпне джерело енергії і прості в експлуатації. Завдяки тому що використовується поновлювані джерела енергії - гідроенергія має низьку собівартість. Це дає можливість конкурувати на енергоринку, а також велику рентабельність будови таких електростанцій.
• В курсовому проекті за вхідними даними виконується розрахунок як енергомеханічних, так і електричні параметри електростанції. А саме потужність турбіни, її геометричні параметри, спіральна камера, відсмоктуючи труба, а також гідрогенератор. Кожен з цих параметрів є визначальним, отже може бути використаний при побудові або для подальших розрахунків.
• 1 ВХІДНІ ДАНІ

1.1 Вхідні данні для проектування

2 РОЗРАХУНКОВА ЧАСТИНА

2.1 Визначення розрахункових витрат

2.2.1 Гідрологічний розрахунок

Для вироблення електричної енергії гідроелектростанції використовують річковий стік, який в широких межах змінюється в часі.

Найбільший інтерес для проектування і експлуатації ГЕС мають дані про витрати води в річках, які є основою всіх практичних розрахунків регулювання і використання річкового стоку. Вимірювання елементів режиму річки, прийоми первинної їх обробки вивчаються в спеціальних розділах гідрології.

Для наочного зображення коливань стоку річок служить спеціальна система графіків. Основним початковим графіком є хронологічний графік зміни витрат води в річці - гідрограф. Саме гідрограф містить початкові вихідні дані при виборі для створення гідровузла річки або конкретного створу. Розрізняють три типові стани витрат річки, які виразно видно на її гідрографах: межень, повінь і паводок.

Межень - період внутрішньорічного циклу, протягом якого стійко спостерігається низька водність, що виникає внаслідок зменшення притоку води з водоскидної площі. У ці періоди переважне значення в річковому стоці мають підземні води, що дренуються гідрографічною мережею. На багатьох рівнинних річках розрізняють зимову і літню межень. Повінь - фаза водного режиму річки, що характеризується найбільшою впродовж року водністю, високим і тривалим підйомом рівня, звичайно супроводжуваним виходом річки з русла на пойму. Викликається одним з головних джерел живлення річок: на рівнинних річках - сніготаненням (весняна повінь), на високогірних - таненням снігу і льодовиків (літня повінь), в мусонних і тропічних зонах - випаданням літніх дощів та ін. Для річок однієї кліматичної зони повінь повторюється щорічно в один і той же сезон, проте з різною інтенсивністю і тривалістю.

Паводок - швидкий, порівняно короткочасний підйом рівня води в якому-небудь фіксованому створі річки, який завершується майже таким же швидким спадом і який виникає, на відміну від повені, нерегулярно. Підйом рівня і збільшення витрати води при паводку можуть в окремих випадках перевищувати рівень і найбільшу витрату у повінь. Паводок зазвичай виникає від дощів, але в умовах нестійкої зими може бути обумовлений інтенсивним короткочасним сніготаненням. В процесі переміщення паводку по річці утворюється паводкова хвиля.

Одна з гідрологічних класифікацій річок, за ознаками їх режиму і живлення, охоплює три групи типів річок:

1 Річки із щорічною повінню.

2 Річки з характерною весняною повінню.

3 Річки з паводковим режимом, у яких немає визначеної щорічно повені, що повторюється.

Всі згадані вище умови і особливості істотно і безпосередньо впливають на вибір річки, а на ній - створу, на вибір способу створення напору, складу і типу основних споруд, складу основного обладнання. Істотно, що першим при цьому документом є гідрограф.

2.1.2 Основні способи створення напору

У природних умовах енергія річок розсіюється по їх довжині і використовувати її у такому вигляді практично неможливо. За допомогою штучних гідротехнічних споруд перепад ділянки річки можна зосередити в одному створі і отримати в цьому створі деякий напор Н. Встановивши турбіни і пропускаючи через них витрату води Q під напором Н, можна



Схема створення напору

Спосіб греблі полягає в тому, що в кінці використовуваної ділянки (створ В на рис.1.2) річку перегороджують греблею, яка створює підпірводи, що розповсюджується до початку ділянки (створ А). При цьому перепад Н0 зосереджується в створі В, а перед греблею підпірними спорудами утворюється водосховище 8 (рис.3.3 б і в), тобто штучне водоймище, яке частково затоплює прилеглі до річки землі, а іноді і споруди, як це видно на рисунку 2.1. Водний простір, прилеглий до верхової сторони підпірних споруд, називається верхнім б'єфом, до низової сторони - нижнім б'єфом. Рівень верхнього б'єфа, або підпірний рівень позначається РВБ; рівень нижнього б'єфа - РНБ. Різниця рівнів верхнього і нижнього б'єфів називається статичним напором.

Статичний напор Н0 дещо менший перепаду рівнів Нав (геометричного напору), оскільки вода у верхньому б'єфі має не горизонтальну, а похило-ввігнуту поверхню, яка створює лінію підпору. Втрати напору викликані переміщенням води у верхньому б'єфі.

У створі В споруджують гідроелектростанцію, через турбіни якої пропускають воду під напором Н0, а енергія турбін в гідрогенераторах перетворюється на електроенергію.

Побудувати таку греблю, яка дала б можливість використовувати відразу весь перепад річки від гирла до її верхів'я, звичайно неможливо, оскільки це привело б до непомірних затоплень земель. Тому річку при необхідності розбивають на декілька ділянок за довжиною і в кінці кожної ділянки створюють греблю, підпір від якої розповсюджується до розміщеної вище греблі.

Сукупність гідровузлів, розташованих на одній річці, називається каскадом, а кожна окремо використовувана ділянка з гідроелектростанцією на ній - ступенем каскаду. Напор, що створюється греблею в рівнинних умовах, звичайно не перевищує 30 ч 40 м, але в гірських умовах він може досягати 200 м і більше.

На річках з порівняно невеликими витратами води, але із значними ухилами русла, як правило, в гірських умовах, може застосовуватися дериваційний спосіб створення напору. Він полягає в тому, що на початку використовуваної ділянки (створ А, рис. 1.3) воду, за допомогою греблі 1, відводять з природного русла в штучний водовід, що називається деривацією, і підводять її до кінця ділянки (створ В), утворюючи напорний басейн 3. Напор створюється за рахунок різниці ухилів дериваційного водоводу і природного русла за допомогою напорних водоводів 7. Якщо застосовують дериваційний водовід у вигляді каналу 2 (рис. 1.3, а) або безнапірного тунелю, деривація називається безнапірною. Канали трасуються з мінімальним ухилом та з використанням сприятливих топографічних умов. У такій схемі не використовується частина перепаду ділянки АВ через неминучі гідравлічні втрати hдер в каналі. Деривація може бути виконана у вигляді напірного тунелю 9 (рис.1.3, б) або трубопроводу, і тоді вона називається напірною. Схеми з напірною деривацією іноді бувають комбінованими (змішаними), коли частина напору на ділянці АС, як це видно на рисунку, створюється підпором греблі. При таких рішеннях, між напірною деривацією і напірним водоводом встановлюють зрівнювальну башту 10 для гасіння можливого гідроудару.



Схема розташування основних споруд дериваційних гідровузлів:

а - з безнапірною деривацією; б - з напірною деривацією; в - з відвідною деривацією

На рис. 1.3, а, поз. 5, будівля ГЕС розташовується в кінці деривації, яка в цьому випадку називається підвідною. Можливе інше рішення - розміщення будівлі ГЕС на низьких позначках і відведення від нього води безнапірною 6 (рис. 1.3, в) або напірною 11 відвідною деривацією (рис.1.3,б). Для попередження аварійних ситуацій можуть в кінці відкритої деривації улаштовуватись холості водоскиди 4. При способі дериваційного створення напору великий перепад рівнів також може бути використаний каскадом ГЕС.

Використання напору між суміжними водотоками

Іноді природні умови (наприклад - в горах) дозволяють використовувати напор, що утворюється за рахунок різниці рівнів близько розташованих річок або озер різних басейнів. В цьому випадку воду перекидають в розташований нижче водотік чи водоймище через тунель або канал (рис. 1.4), отримуючи на турбінах енергію за рахунок природної різниці рівнів.

2.1.3 Принцип роботи гідроелектростанції та її параметри

У природному стані гідравлічна енергія на ділянці річки швидко зменшується при русі води від створу А до створу В, розсіваючись уздовж русла. Після створення напору способом греблі або деривації енергія у верхньому б'єфі кінцевого створу В майже така ж, як і в створі А, а в нижньому б'єфі створу В вона приблизно така, як і в природному стані(рис. 1.5). Сконцентрована гідроенергія потоку перетворюється за допомогою устаткування гідроелектростанції. Гідроелектростанція, або скорочено ГЕС, - це комплекс гідротехнічних споруд і устаткування для перетворення гідравлічної енергії в електричну (рис. 1.6). З верхнього б'єфа вода надходить до водоприймача 1 і далі по водоводах 2 підводиться до турбін 3. Пройшовши проточну частину турбін і віддавши енергію робочому колесу, вода виходить в нижній б'єф, виносячи при цьому якийсь залишок енергії е (рис.1.5,б). Турбіна обертає ротор 4 гідрогенератора, який являє собою електромашину змінного струму. Обертаючись, ротор, як багатополюсний електромагніт, своїми магнітними полюсами

Перетинає стрижні обмотки статора 5, і в них наводиться електричний струм. Цей струм подається по шинах 6 на підвищувальний трансформатор 7, передається на розподільний пристрій 8 і під високою напругою йде по лініях електропередач 9, прямуючи до споживачів електроенергії.



Рис. 1.5 Діаграма енергії водного потоку

а - у природному стані; б - при спорудженні ГЕС.

2.2 Розрахунок потужності ГЕС

Розвиток енергосистем та їх об'єднань супроводжується збільшенням потужностей, розвитком ліній електропередач, подальшим збільшенням їх протяжності, пропускної спроможності й напруги. Але однією із ключових проблем лишається виконання графіка навантаження за умов стабільного регулювання частоти і номінальної напруги. При цьому вирішальну роль відіграють гідроелектростанції, їх потужність, висока маневреність основного обладнання при перемінних режимах, виняткова оперативність керування агрегатами завдяки високому рівню автоматизації.

Одним з визначних параметрів ГЕС є її встановлена потужність. Під встановленою потужністю гідроелектростанції Nвст розуміється сумарна паспортна (номінальна) потужність всіх гідрогенераторів, яка визначає пропускну спроможність турбін. Із урахуванням фактора необхідності вона складається з трьох складових:

Nгар, Nдод і Nрез - відповідно: гарантована, додаткова і резервна потужності гідроелектростанції. Кожна складова може бути визначена окремо, залежно від ступеня регулювання річкового стоку і роботи гідроелектростанції спільно з іншими електростанціями енергосистеми. Для визначення величини кожної складової встановленої потужності приймають певні частини гідрографа, виходячи з фактора можливості (вірогідності).

На підставі водноенергетичних розрахунків, які виявляють енергетичні можливості гідроелектростанції при вибраній схемі споруд встановлюють гарантовану потужність. Звичайно вона призначається на рівні забезпеченої витрати води Qзаб на протязі року відповідно до гідрографа.

По заданій розрахунковій забезпеченості визначаються середньомісячні потужності гідроелектростанції, які розглядають як середньодобові забезпечені і використовують при покритті графіків електричних навантажень енергосистеми. На підставі аналізу цих графіків і визначається гарантована потужність гідроелектростанції.

Додаткова потужність. На гідроелектростанціях з обмеженим регулюванням річкового стоку ситуативні середньодобові потужності по водотоку можуть набагато перевершувати гарантовану потужність. Для повнішого використання енергії водотоку потужність гідроелектростанції збільшують понад Nгар і встановлюють додаткову потужність Nдод, яка розраховується на повеневі і паводкові витрати, а це дозволяє отримати додаткову енергію. При цьому, оскільки Nдод не гарантована в межах розрахункової забезпеченості, то її установка на гідроелектростанції не знижує встановленої потужності теплоелектростанцій.

Додаткову потужність на ГЕС доцільно розвивати при відносно слабкому регулюванні річкового стоку і наявності холостих скидань в паводковий період. При визначенні додаткової потужності враховують, як правило, повеневі та паводкові витрати, які мають місце раз в 2 ч 4 роки.

Резервна потужність повинна забезпечувати безперебійну роботу енергосистеми в цілому. Всі складові резервної потужності не обов'язково повинні розміщуватися на одній проектованій ГЕС.

Резерв навантаження сприймає позапланові коливання навантаження в енергосистемі і вирівнює відсутність балансу між енергоспоживанням і його покриттям. Раптове збільшення потужності, якщо воно не сприйняте енергосистемою, приводить до відхилення частоти струму від нормативної і до зниження якості енергопостачання, що є неприпустимим. Резерв навантаження у зв'язку з необхідністю швидко реагувати на зміни навантаження у споживачів завжди розміщують на високо маневрених електростанціях (ГЕС, ГАЕС, газотурбінні електростанції). Резерв навантаження для енергосистеми складає близько 3% її максимальної потужності.

Резервні потужності визначаються, як правило, із урахуванням повеневих та паводкових витрат, які мають місце раз в 5 ч 8 років.

Остаточно встановлена потужність ГЕС уточнюється після вибору кількості агрегатів, визначення діаметра робочого колеса та інших параметрів турбіни і уточнення на їх основі одиничної потужності турбіни.

Після аналізу гідрографа річки та визначення гарантованих, додаткових та резервних витрат розрахуймо відповідні потужності.

2.3 Розрахунок гідротурбіни

При виборі устаткування гідроелектростанції доводиться сумісно визначати: кількість гідроагрегатів, тип турбіни, параметри турбіни і генератора та висотне розташування робочого колеса реактивної турбіни.

Кількість гідроагрегатів вибирають на основі техніко-економічних розрахунків із урахуванням умов роботи ГЕС в енергосистемі та зручності експлуатації. Визначивши встановлену потужність ГЕС Nвст, задають два- три найбільш вірогідних варіанти кількості агрегатів і для кожного з них визначають потужність агрегата Nг, потужність турбіни N = Nг /зг, параметри і габарити турбіни і генератора, габарити будівлі ГЕС, підраховують об'єми робіт, капіталовкладення і щорічні витрати гідростанції, визначають її вироблення енергії і витісняючу потужність.

При розрахунках діаметрів турбін і округленні їх до номенклатурних розмірів та з повним використанням пропускної спроможності турбіни по витраті води встановлена потужність ГЕС для варіантів може виявитись неоднаковою і відрізнятися від початкової величини. Це вважається цілком допустимим, оскільки остаточна величина встановленої потужності ГЕС визначається в процесі вибору для неї турбін і генераторів.

Щоб підібрати турбінне устаткування для гідроелектростанції, треба мати такі вихідні дані: максимальний, розрахунковий і мінімальний напори (Нтах, Н і Нтіп); встановлену потужність ГЕС (Nвст); позначки рівнів води у верхньому та нижньому б'єфах і позначку розміщення турбіни над рівнем моря.

Ці дані встановлюють на підставі гідрологічних і гідроенергетичних розрахунків. Гідрологічні розрахунки дають змогу встановити характерні витрати і рівні води у верхньому та нижньому б'єфах. На підставі гідроенергетичних розрахунків складають проект водноенергетичного режиму ГЕС і обчислюють її розрахункову потужність та характерні напори.

Конструктивні схеми гідротурбін визначаються в залежності від розташування головної осі обертання турбіни і розподіляються на вертикальні і горизонтальні. Обидві ці схеми мають певні переваги та недоліки, вагомість яких найчастіше визначається потужністю гідроагрегата, діючим напором, типом ГЕС та її компоновкою, а іноді і природними умовами будівництва гідровузла та способом створення напору.

Для потужних турбін середніх і високих напорів вертикальна схема має цілий ряд істотних переваг перед горизонтальною:

- компактність розташування гідроагрегатів в цілому у будинку ГЕС, зручність розміщення габаритної спіральної камери нижче рівня полу;

- можливість улаштування поміж турбінами глибинних водоскидних отворів в суміщених будівлях ГЕС без потреби додаткового будівельного простору;

- зменшення горизонтальних габаритів будівлі ГЕС за рахунок збільшення вертикальних, що має значення при компонуванні ГЕС при греблі;

- зручність спряження високонапорного водоводу з габаритною спіральною камерою;

- можливість застосування прогресивних технологій монтажу закладних частин при зведенні будівлі ГЕС;

- зниження питомої вартості будівельної частини станції.

Завдяки цим перевагам майже всі сучасні потужні гідроелектростанції із середнім і більш високим напором оснащені вертикальними турбінами.

Але за певних умов горизонтальні конструктивні схеми дають такі значні переваги у порівнянні із вертикальними:

- можливість створення компактної будівлі ГЕС у складі напорного фронту руслової станції;

- більш досконалий проточний тракт із прямою відсмоктувальною трубою, який обумовлює менші гідродинамічні втрати у турбіні;

- можливість компонування машинного залу з малими вертикальними габаритами при суміщенні водозливних прольотів із будовою ГЕС і переливі води через поверх машинного залу.

Турбіни для великих гідроелектростанцій добирають у 2 етапи. Спочатку роблять первинний (орієнтовний) добір типу і кількості турбін, потім техніко-економічним порівнянням ряду варіантів визначають оптимальний.

За додатком А визначаємо тип гідротурбіни

Турбіна типу: ПЛ-25

z - кількість турбін

Характеристики турбіни

(2.8)

(2.9)

Розрахуємо діаметр робочого колеса гідротурбіни

Робоче колесо типу ПЛ (поворотно-лопосна)

Розрахуємо розхід через турбіну

(2.11)

Перерахунок ККД турбіни

(2.12)

Розрахуємо уточнену потужність турбіни

Розрахуємо номінальну швидкість обертання робочого колеса

при

2.4 Розрахунок спіральної камери

Підведення води до реактивних турбін здійснюється через турбіннікамери, форма і конструкція яких дуже різноманітні. Найбільш розповсюдженою формою турбінної підвідної камери є спіральна камера. Радіальний перетин такої камери поступово зменшується від вхідного перетину до кінця камери. Підвідна камера у вигляді спіралі дозволяє здійснювати рівномірне підведення води до робочого колеса з усіх боків при мінімальних втратах. Для зменшення втрат в спіральній камері застосовують постійну середню швидкість у всіх її поперечних перерізах, тобто, витрата зменшується по довжині спіралі пропорційно куту проходження потоку. Площу вхідного перерізу спіралі підраховують за витратою Qвх , що надходить до нього, і за середньою швидкістю Vс

Кут проходження спіральної камери

Середня швидкість в спіральній камери

Витрати в спіральній камері

Графічно та аналітично визначаємо основні розміри залізобетонної спіральної камери:

Основні геометричні розміри:

За даними площами знаходимо значення радіусів заокруглення спіральної камери:



Рис. 2.2 Спрощена побудова залізобетонної спіральної камери

2.5 Розрахунок відсмоктувальної труби

Відсмоктувальна труба - остання за потоком частина проточного тракту турбіни. Основні функції її такі: - відведення води від турбіни з найменшими втратами;- гасіння швидкості потоку, що виходить із турбіни, з метою запобігання розмиву споруди;- використання (відновлення) енергії потоку, який вже пройшов робоче колесо. Для потужних гідроелектростанцій з вертикальними гідроагрегатами застосовують вигнуті відсмоктувальні труби.

Оскільки вигнута відсмоктувальна труба у повному складі по суті є на всьому своєму протязі дифузором з вигнутою осьовою лінією, видовження такого дифузора веде до збільшення його коефіцієнта відновлення. Отже, якість вигнутої відсмоктувальної труби можна поліпшити збільшенням її висоти h і довжини L.

За табличними даними визначаємо основні геометричні параметри відсмоктувальної труби:

Основні геометричні розміри:



Рис. 2.3 Коліно вигнутої відсмоктувальної труби

1 - циліндрична поверхня; 2 - поверхня тора; 3 - похила бокова поверхня; 4 - конічна поверхня

Рис. 2.4 Вигнута відсмоктувальна труба

2.6 Розрахунок генератора

Параметри гідрогенераторів у переважній більшості нерозривно залежать від напору, при якому працює турбіна. Це пояснюється тим, що швидкість обертання турбіни за законами гідродинаміки , в залежності від напору, а параметри гідрогенератора (особливо габарити і вага) в основному пов'язані із швидкістю обертання(кількістю пар полюсів). На першому етапі проектування гідроенергетичного вузла параметри гідрогенератора визначаються наближено за емпіричними формулами для можливості подальшого проектування будівельної частини, особливо -будівлі ГЕС.

при

при

Номінальна напруга генератора

гідротурбіна потужність гідроелектростанція

2.7 Розрахунок діаметра ротора, довжини активної сталі, шахти

За умовою визначаємо тип опори ротора гідротурбіни

Так як

Генератор зонтичного типу

Діаметр корпуса статора

Діаметр шахти

За розрахунками формулюємо марку гідрогенератора:

СВ-607/75,8 - 47

де : СВ - синхронна вертикальна електрична машина;

607- діаметр ротора;

75,8 довжина активної сталі;

47 кількість полюсів.

ВИСНОВКИ

В даному курсовому проекті було розраховано основні вузли гідравлічного та механічного обладнання . За гідрографом було визначено потужності ГЕС:. Також було розраховано кількість та потужність гідротурбін: , z=22шт. Виявлено тип робочого колеса ПЛ (поворотно-лопастний). Розрахована відсмоктувальна труба яка дозволяє безперешкодно відводити вироблену воду у нижній б'єф без втрати напору. За діаметром робочого колеса, довжиною активної сталі та кількості пар полюсів сформульовано марку гідротурбіни: СВ-607/75,8 - 47.

За наявними даними по типу, розміру та кількості гідроагрегатів побудований план машинної зали та її переріз. Машиний зал в розрахунок своїх розмірів враховує такі величини як: діаметр шахти, кількості гідротурбін, довжини робочої площадки, висоти статора відносно підлоги машинної зали та габаритів робочого колеса (діаметру, висоти). Машинна зала має 2 мостових крани які виконують функцію модернізації, ремонту, та обслуговування обладнання ГЕС. В машинному залі присутній монтажний майданчик на якому виконують ремонт і наладку обладнання.

Кількості та потужності гідротурбін буде досить щоб виробити все можливі витрати річки, що призводить до менших зайвих витрат води майже до нуля. Для паводкового режиму річки призначені інші водопропускні споруди.

СПИСОК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ

1. Васильев Ю.С. Влияние плотин и водохранилищ на окружающую среду.

2. М.: Энергия, 1982.

3. Гидроаккумулирующие электростанции / Под ред. Шейнмана Л.Б. - М.: Энергия, 1978.

4. Гидрология и гидротехнические сооружения / Под ред. Смирнова Г.Н. - М.: Энергоатомиздат, 1988.

5. Гидрологические основы гидроэнергетики / Под ред. Резниковского А.Ш. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

6. Гидротехнические сооружения. Часть 1 и 2 / Под ред. Гришина М.М. - М.: Высшая школа, 1979.

7. Гідротехнічні споруди / Під ред. Дмітрієва А.Ф. - Рівне: НУВГП, 1999.

8. Гидротехнические сооружения. Часть1 и 2 / Под ред. Рассказова Л.Н. - М., Стройиздат, 1996.

9. Гидроэлектрические станции / Под ред. Губина Ф.Ф. и Кривченко Г.И. - М.: Энергия, 1980.

10. Гидроэнергетика / Под ред. Обрезкова В.И. - М.: Энергоатомиздат, 1988.

ДОДАТОК А

ДОДАТОК Б

Рис. Б Універсальна характеристика турбіни ПЛ-25

Размещено на Allbest.ru

...