Проектирование здания ГЭС

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Гидроэлектрические станции - это высокоэффективные источники электроэнергии. В большинстве случаев гидроэлектростанции представляют собой объекты комплексного назначения, обеспечивающие нужды электроэнергетики и других отраслей: мелиорации, водоснабжения и пр.

Здания гидроэлектростанций (ГЭС) является одними из наиболее сложных гидротехнических сооружения гидроузла, включающего в себя в зависимости от типа ГЭС также плотины бетонные и из местных материалов (глухие и водосливные), напорные бассейны, уравнительные резервуары, турбинные водоводы, судоходные сооружения, водоприемники и т.д.

Здания ГЭС насыщены большим количеством различного оборудования. Несмотря на то, что каждая ГЭС является уникальным сооружением, имеются общие положения проектирования, основанные на опыте их строительства и эксплуатации в нашей стране и за рубежом.

1. Исходные данные для проектирования здания ГЭС

Исходными данными для проектирования здания ГЭС является энергетические показатели здания ГЭС, полученные в результате расчёта по регулированию и выбору установленной мощности ГЭС.

Nуст= 1530,3тыс.кВт.

Напор на ГЭС может меняться в процессе её работы вследствие изменения уровней в верхнем и нижнем бьефах от максимального до минимального напоров.

НПУ=329,1 м,

УМО=323,9 м,

УНБmin=130 м,

УНБmax=143 м.

Максимальный напор имеет место при уровне верхнего бьефа (УВБ), равном нормальному подпорному уровню (НПУ) и работе ГЭС с минимальной мощностью, т.е. с минимальным расходом, который даёт минимальный уровень нижнего бьефа:

Минимальная мощность ГЭС определяется на суточном графике нагрузки энергосистемы и зависит от размещения установленной мощности на этом графике. Эта мощность должна быть не меньше технически допустимой мощности одного агрегата. Минимальный напор определяется при уровне мёртвого объёма (УМО) и работе ГЭС с максимальной мощностью, т.е. при максимальном расходе и соответственно максимальном уровне НБ:

2. Типы зданий ГЭС

В зависимости от величины максимального напора и способа создания перепада уровней различают три основных типа зданий ГЭС: русловой, приплотинный и деривационный.

Принимаем приплотинный тип здания ГЭС. Приплотинный тип применяется при напорах до 30 - 250 м. Приплотинный тип располагается за станционной частью бетонной плотины, образующий напорный фронт гидроузла. Вода к зданию ГЭС подводится трубопроводами, расположенными в теле или на низовой грани плотины. Водоприемник ГЭС размещается у верховой грани станционной части плотины и габаритный размер его по ширине соответствует длине здания ГЭС.

3. Оборудование ГЭС

Размеры и компоновка строительной части здания ГЭС определяется основным оборудованием, размещённым в здании. К оборудованию здания ГЭС относятся: гидросиловое оборудование (турбина и её проточная часть), гидрогенератор и электротехническое оборудование (трансформаторы и шины генераторного напряжения), гидромеханическое оборудование (сороудерживающие решетки, затворы водоприёмника, турбинных трубопроводов и отсасывающих труб), подъёмно-транспортное оборудование (мостовые и козловые и краны). Необходимо также выбрать некоторые виды вспомогательного оборудования, влияющего на конструирование здания ГЭС (системы регулирования турбин и осушения проточной части гидротурбинного блока и др.)

4. Выбор числа агрегатов

Выбор числа агрегатов производится технико-экономическим расчётом. Рассматриваются несколько вариантов проекта здания ГЭС с различным числом агрегатов. Вариант с минимальными затратами определит оптимальное число агрегатов ГЭС.

При предварительном выборе числа агрегатов необходимо соблюдать:

1. число агрегатов должно быть не меньше 3 для РО турбин и не меньше 2 для ПЛ турбин;

2. энергетическая характеристика ГЭС получалась приемлемой и имелась более широкая возможность регулирования ГЭС.

При сравнении вариантов с различным числом агрегатов необходимо учитывать изменение КПД турбин. Меньшее число агрегатов обуславливает больший диаметр рабочего колеса и больший КПД. Увеличение КПД дает дополнительную годовую выработку электроэнергии.

5. Определение типа турбины

Гидротурбостроительная промышленность выпускает несколько типов турбин:

Поворотно-лопастные (ПЛ) для напоров от 2 до 80 м;

Радиально-осевые (РО) - 30 - 700 м;

Диагональные (Д) - 40 - 2000 м; Ковшовые - 400 - 2000 м.

Установленная мощность ГЭС и принятое число гидроагрегатов определяют мощность гидроагрегата.

Мощность турбины определяется по формуле:

,

где зг - КПД генератора равный зг = 0,96-0,984, принимаем 0.97;

z - количество агрегатов.

Тип турбины определяется по графику областей применения турбин [рис 3, 1] и изменяется в зависимости от Нmax и Nт. Если Nт выходит из графика, то необходимо менять число агрегатов.

При напоре подходящим вариантом является тип турбин РО230.

6. Определение параметров гидротурбины

К основным параметрам гидротурбины относят диаметр рабочего колеса и синхронная частота вращения, которые остаются неизменными при нормальной эксплуатации агрегата. Все остальные параметры являются производными от основных.

Диаметр рабочего колеса подсчитывается по формуле подобия:

,

где QґIр - приведенный расчетный расход, принимаемый по табл.1 [1], QґIр=600 л/с;

зт - коэффициент полезного действия турбины, для предварительных расчетов принимается зт = 0,91;

Нр - расчетный напор, определяемый по формуле:

,



Определяем диаметр рабочего колеса: .

Следует принять ближайшее нормативное значение, приведенное в табл.4 [1]. Окончательно принимаем D1=3,75 м.

Для определения синхронной частоты вращения турбины находят расчетную частоту вращения по формуле подобия:

,

где nґIр - расчетная приведенная частота вращения, которая принимается по табл.1 [1], nґIр = 66 об/мин;

.

Принимаем ближайшую синхронную частоту вращения, подсчитываемую по формуле:

где 60 - переводной коэффициент из оборотов в секунду в обороты в минуту;

f - частота тока в сети; принимаем f = 50 Гц;

р - число пар полюсов ротора гидрогенератора.

Проверяем найденную синхронную частоту по табл.5 [1].

После определения основных параметров турбины уточняется расчетный напор:

,

где зн - коэффициент полезного действия натурной турбины, для РО определяется по формуле:

где Dм - диаметр модельной турбины, принимаемый по табл. 1 [1], Dм = 630 мм = =0,63 м;

Dн - диаметр натурной модели, Dн = 3,75 м;

зм - коэффициент полезного действия модельной турбины, принимается по ГУХ, 92,7%.

.

Нр - расчетный напор:

Основные параметры турбины (рисунок 1):

1. Высота направляющего аппарата:

где - относительная высота направляющего аппарата, принимается по табл. 2 [1].

2. Диаметр на выходе рабочего колеса:

где - относительный выходной диаметр, принимается =0,9

3. Диаметр по осям направляющих лопаток:

4. Высота до низа РК:

Основные параметры турбины представлены на рисунке 1 приложения.

7. Зона работы турбины

Правильность выбора основных параметров турбины можно проверить, построив на главной универсальной характеристике (ГУХ) зону ее работы (рисунок А). Зона позволяет судить о работе турбины в условиях меняющихся напоров и мощностей.

Для построения зоны работы турбины необходимо определить приведенные частоты вращения при характерных напорах Нmax,Нp,Нmin:

,

,

При этом необходимо ввести поправку , учитывающую разницу приведенных частот вращения натурной и модельной турбин:

,

,

.

Величину поправки находят по формуле:

Поправка принимается одинаковой для всего поля главной универсальной характеристики.

,

,

,

Построенная описанным образом зона работы турбины считается приемлемой, если она охватывает на универсальной характеристике область наибольших значения КПД. Если же зона оказалась сдвинутой относительно "яблочка" - характеристики, то полученное расчетом значение nс признают неприемлемым и делает перерасчет с другой зоной, принимая при этом ближайшее синхронное значение.

Масса турбины оказывает существенное влияние на капитальные вложения в здание ГЭС. Она зависит от диаметра рабочего колеса и действующего напора. Точную массу турбины можно установить только на основании проектных данных завода-изготовителя.

Для радиально-осевых турбин, с учетом того, что спиральная камера металлическая:

- РО 45 РО 230,

.

Масса рабочего колеса определяется по зависимости:

- для РО турбин;

.

8. Турбинные камеры ГЭС

Одним из основных элементов проточного тракта турбины является турбинная камера (рисунок 2). Турбинные камеры служат для равномерного подвода воды к направляющему аппарату и рабочему колесу турбины с минимальными потерями капора. Ширина турбинной камеры определяет ширину гидроагрегатного блока, а, следовательно, длину здания ГЭС. Спиральные камеры примыкают к статору турбины. На ГЭС обычного типа применяются спиральные камеры таврового или круглого поперечного сечения. Спиральные камеры таврового поперечного сечения применяются при напорах 480 м, в основном для ПЛ турбин, и выполняются бетонными (железобетонными). При напорах Н 50 м камеры внутри полностью облицовываются металлом.

Формы спиральных камер таврового сечения бывают: развитая вниз с постоянной отметкой потолка, развитая вверх с постоянной отметкой пола, с изменяющейся отметкой пола и потолка. Выбор формы определяется условиями наивыгоднейшей компоновки гидротурбинного блока.

Турбинные камеры характеризуются углом охвата спирали ц0, отсчитываемого от входного сечения 0-0 до концевого 0-А.

Угол охвата спирали зависит от максимального напора, скорость во входном сечении так же, как и ширина камеры Всп - от расчетного напора.

Очертания спиральной части камеры рассчитывается по закону постоянства средней скорости

,

где - средняя скорость воды во входном сечении.

Значительные скорости в спиральной камере, недопустимы из-за увеличения в ней потерь напора. Однако слишком малая скорость приведет к увеличению площади сечения спирали, а, следовательно, и . Поэтому при малых расходах экономичнее применять спиральные камеры с большим углом охвата; а на ГЭС с большими расходами с меньшим . Величины , , в общем случае выбирается технико-экономическим расчетом. Отечественный и зарубежный опыт проектирования и эксплуатации ГЭС привел к выработке рекомендация по выбору и в зависимости от напоров (рис.8,9) [1]. ;

Поскольку спиральная камера примыкает к статору турбины, необходимо знать основные его размеры: ;

Для металлических камер:

м,

м.

Расчет очертания камеры сводится к определению радиусов, описывающих спираль, и размеров любого сечения спирали.

Расчет металлической спиральной камеры ведется аналитически (таблица1):

Таблица 1 Расчет металлической спиральной камеры

Здесь:

радиус, определяющий размеры спирали в любом сечении;

радиус, описывающий спираль в плане;

Vсп - скорость во входном сечении спирали;

ц0 - угол охвата спирали;

цi - угол, отсчитываемый от входного сечения до данного.

По данным таблицы строится очертание спирали в плане и в поперечном сечении, представленные на рисунке 2 приложения.

9. Отсасывающие трубы

Отсасывающие трубы обеспечивают организованный отвод воды от рабочего колеса в нижний бьеф. Их размеры определяется заводами-изготовителями турбин на основе модельных исследований. Заводами рекомендуется отсасывающие трубы с коленами различного типа.

Отсасывающая труба состоит из конического диффузора, колена и отводящего диффузора (рисунок 3 приложения). В любом сечении конический диффузор имеет круглую форму. В колене сечение от круглой формы переходит в прямоугольное. Выходной диффузор в сечении имеет прямоугольную форму.

Отсасывающие трубы в плане могут быть симметричными и несимметричными относительно оси турбины. Совпадение оси турбины и оси выгодного диффузора зависит от компоновки гидротурбинного блока здания ГЭС.

При ширине отводящего диффузора более 10-12 м в нем, с целью уменьшения веса затвора и грузоподъемности крана, устанавливается промежуточный бычок, на толщину которого увеличивается ширина диффузора. Бычок устанавливается в середине пролета диффузора. Ширина бычка принимается . Расстояние от оголовка бычка до оси агрегата .

Основными размерами определяемые табл. 6 [1] являются (таблица 2):

D2,D3 - диаметры входного и выходного сечений диффузора,

h2 - высота конического диффузора; принимается по табл.

Выходной диффузор в сечении имеет прямоугольную форму. Его размеры: В5 - ширина диффузора, h4 ,h5 - высота прямоугольной части турбины во входном и выходном сечении.

Таблица 2 Основные размеры отсасывающей трубы

Основные размеры	Относительная величина	Натурная величина (*D1)
h	2,3	8,625
L	3,5	13,125
B5	2,17	8,137
D3	1,04	3,9
h3	1,04	3,9
h4	0,51	1,91
L1	1,41	5,29
h5	0,937	3,51

10. Определение параметров гидрогенератора

Определение геометрических параметров генератора производится на основании размеров - диаметра расточки статора Di и длины активной стали lt. Для подбора генератора исходят из его основных параметров: полной S и активной Р мощности, синхронной частоты вращения nc, КПД генератора , напряжения тока U. Величина P равна мощности агрегата Na.

Выбрав аналог, наиболее близкий по значению полной мощности, принимают, что диаметры расточки статора аналога и вновь проектируемого генератора одинаковы Dia=Di.

Основные геометрические параметры генератора:

1.Диаметр расточки статора Di.

2. Длины активной стали lt.

Основные параметры генератора:

1. КПД генератора

2. Активная (номинальная) мощность, Р, кВт:

,

3. Полная мощность S, кВ*А:

,

.

4. коэффициент мощности cosц = 0,8…0,9:

а)

б)

в)

cosц = 0,85,

5. нормальная (синхронная) частота вращения:

6.Маховой момент ротора-генератора GDи;

G - масса ротора;

Dи - диаметр инерции.

,

переводной коэффициент

7.Масса генератора

,

Для подвесного генератора ш = 48…51;

Для зонтичного генератора ш = 44…50.

По полной мощности S = 224,85 МВт, подбираем аналог, данные по аналогу сведем в таблицу 3.

Таблица 3 Генератор-аналог подвесного исполнения

Марка генератора	Мощность	Частота вращения, об/мин	Напряжение, кВ	КПД, %	Исполнение
	S, МВА	P, Вт
СВ1190/250-48	264,7	255	125	15,75	98,2	подвесное

Подбираем параметры:

На основании стандартных высот активной стали принимаем lt=200см

Уточняем марку гидрогенератора СВ1190/200-48.

Т.к. D1<5м принимается зонтичное исполнение с опорой на нижнюю крестовину (рисунок 4 приложения).

Для подбора кранового оборудования машинного зала и определение его габаритов вычисляют массу генератора и его ротора.

Составим таблицу 4 характерных размеров гидрогенератора.

Таблица 4 Ряд характерных размеров гидрогенераторов

Элемент генератора	Параметр	Значение
Статор	Высота
	Наружный диаметр
Верхняя крестовина	Высота
	Диаметр
Турбинная шахта	Диаметр
Нижняя крестовина	Высота
	Диаметр
Возбудитель	Высота
	Диаметр
Подгенераторная шахта	Диаметр
Прочие размеры
	Длина части вала
	Внешний диаметр вала

11. Выбор трансформаторов

Размеры трансформаторной эстакады зависят от размеров трансформаторов и условий их расположения с учетом правил противопожарной безопасности. Параметры трансформаторов зависят от величины передаваемой мощности, напряжения и длины ЛЭП.

На современных ГЭС применяют трехфазные и однофазные трансформаторы. Трехфазные аппараты дешевле и занимают меньшую площадь для установки. На предварительной стадии проектирования размеры и вес трансформаторов можно определить по графикам, полученным в результате анализа параметров эксплуатируемых и проектируемых трансформаторов (стр.39, [1] ).

По таблице 9 [1] при полной мощности S=264,7МВА подбираем ближайший трансформатор: ТДЦ (ТЦ) Трехфазный трансформатор с принудительной циркуляцией масла и воздуха (рисунок 5 приложения). Параметры трансформатора-аналога представлены в таблице 5.

Таблица 5 Трансформатор-аналог

Тип	Номинальная мощность, МВА	Высокое напряжение обмотки, кВ	Максимальные размеры, м	Полная масса, т
			l	b	h
ТДЦ(ТЦ)	250	242	11,7	5,65	8,8	248

Количество трансформаторов зависит от схемы электрических соединений. В учебном проекте можно принять простую схему соединения "генератор-трансформатор". В этом случае количество трансформаторов равно числу агрегатов ГЭС, т.е. 8 штук.

12. Выбор маслонапорной установки

Наиболее крупным элементом (по габаритам) системы регулирования гидротурбины является маслонапорная установка (МНУ), размещение которой должно быть предусмотрено при проектировании строительной части здания ГЭС. Она обеспечивает подачу масла под давлением в гидродвигатели системы регулирования турбин (сервомоторов направляющего аппарата, дисковых затворов и т.д).

МНУ состоит из масловоздушного котла и сливного бака. Котел на одну треть заполнен маслом и на две треть воздухом под давлением. На сливном баке смонтированы маслонасосные агрегаты, периодически пополняющие запас масла в котле.

Габаритные размеры МНУ определяются объемом масловоздушного котла, зависящего от суммарного объема сервомоторов, обслуживаемых от одной МНУ, рисунок 6 приложения.

Рассчитываем объемов сервомоторов:

,

где Рк - номинальное давление котла, Рк = 4 МПа,

Ас - работоспособность сервомоторов, обслуживающих направляющий аппарат (обычно их два):

где - объемный вес воды, = 9,81 кН/м3;

Нmax- максимальный напор ГЭС; Нmax = 61,9 м;

kна - опытный коэффициент, для РО турбин = 0,04.

МНУ должна содержать запас масла, обеспечивающий работу систем 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:

,

Для РО турбин , тогда: .

Тип маслонапорной установки МНУ 4-1/40, что означает объем котла 4 м3, давление 40 кгс/м2 (4Мпа), исполнение однокотельное. Основные размеры МНУ представлены в таблице 6 и на рисунке 6.

Таблица 6. Основные размеры МНУ.

Тип	Основные размеры
	Котла	Бака
	H	D	h	G	H	L	B	A	G
МНУ 4-1/40	347	136	45	3,7	130	250	250	160	6

Масловоздушный котел располагается в машинном зале здания ГЭС, а сливной бак - на турбинном этаже под котлом. Расположение котла должно соответствовать условиям наивыгоднейшей компоновки машинного зала.

13. Компоновка гидроагрегатного блока

гидроэлектростанция здание турбина

1. Машинный зал.

Основным этапом проектирования здания ГЭС является компоновка гидроагрегатного блока. Проектирование здания ГЭС начинается с определения высотного положения рабочего колеса турбины в отношении уровня воды в нижнем бьефе.

Высотное расположение турбины обусловливается безкавитационным режимом ее работы при всех возможных сочетаниях напоров и уровней в нижнем бьефе. В данном проекте решено ограничиться расчетом высот отсасывания HS на линии наибольших мощностей в точках максимального, расчетного и минимального напоров по формуле:

,

где - поправка на величину барометрического давления, подсчитывается по абсолютной отметке местности расположения ГЭС;

- отметка УНБ;

у - коэффициент кавитации, берется с ГУХ в соответствующих напорам точках линий ограничения мощностей;

1,5 - принимаемый запас.

Отметка рабочего колеса, обеспечивающая безкавитационную работу турбины, определится, если высоту отсасывания прибавить к УНБ:

При определении отметки рабочего колеса рассматриваются возможные сочетания уровней в бьефах. Результаты сведем в таблицу 7.

Таблица 7 Возможные сочетания уровней в бьефах

УВБ, м	УНБ, м	Напоры Н, м	, л/с	, об/мин	у	HS, м	Отметка РК, м
НПУ=329,1	Нmax= 143	186,1	0,64	68,72	0,065	-3,75	139,24
	Нmin= 130	199,1	0,61	66,44	0,061	-3,8	126,20
	НПУ-Нр= 144,51	184,59	-	-	-	-	-
УМО=323,9	143	180,9	0,65	69,70	0,063	-3,05	139,95
	130	193,9	0,63	67,33	0,064	-4,06	125,93
	139,31	184,59	0,65	69,00	0,065	-3,64	135,67
327,59	143	184,59	0,65	69,00	0,07	--3,49	139,50
314,59	130	184,59	-	-	-	-	-

Из полученных значений выбирается наименьшее:

Над агрегатной частью устраивается машинный зал здания ГЭС. Длина его зависит от числа агрегатов, ширины агрегатного блока. Ширина и высота зала определяются транспортировкой наиболее громоздкого элемента гидроагрегата. В зале устанавливается котел МНУ, колонки регулятора, щиты управления, а также требуется проезд для мелких транспортных средств. Так же в машинном зале располагается мостовые краны обслуживающие оборудование.

Каркас машинного зала монтируется из железобетонных колонн и металлических ферм. На консоли колонн укладывают подкрановые балки, на которых установлены рельсы для мостового крана. Сечение колонн имеет прямоугольную форму. Толщина стен машинного зала зависит от климатического района строительства гидроузла.

Машинный зал обслуживается мостовыми кранами легкого режима работы. Основные размеры мостовых кранов зависят от грузоподъемности из условия монтажа наиболее тяжелого элемента - ротора генератора.Gр=574,2т. Принимаем два крана индивидуального выполнения, грузоподъемностью главного крюка 300т. Основные габариты мостового крана представлены в таблице 8 и рисунке 7 приложения.

Таблица 8 Основные габариты мостового крана

Выполнение	Грузоподъёмность, т.	Высота подъёма, м.	Габаритные размеры	Крайнее положение крюков
Индивид.	Главн. крюка	Вспом.	Норм	Увелич	В	В1	В2	Н	Н1	l	l1	l2	l3
	300	30	40	55	13	6,5	0.5	5,6	1,3	3,6	2,2	3,1	4,5

В массивной части предполагается система откачки агрегата. При ремонтах и осмотрах необходимо опорожнять турбинные камеры и отсасывающие трубы при закрытых затворах верхнего и нижнего бьефов. Для осушения принята схема с индивидуальными насосами.

2.Расположение трансформаторов.

Трансформаторы размещают как можно ближе к генераторам. Их располагают в один ряд вдоль стены машинного зала на специальной площадке, называемой трансформаторной. Эта площадка располагается со стороны верхнего бьефа. Ремонт трансформаторов осуществляется на монтажной площадке. Откатка производится по специальным рельсам.

3. Затворы нижнего бьефа и их обслуживание.

Для предотвращения поступления воды в проточную часть турбины со стороны НБ на выходном диффузоре отсасывающей трубы устраиваются ремонтные затворы. Размеры затворов определяются размерами отсасывающей трубы. Место установки зависит от наивыгоднейшей компоновке здания ГЭС.

Маневрирование затворами обычно производится козловыми кранами. Кран передвигается по рельсам, находящимся на той же отметке, что и трансформаторная площадка. Грузоподъемность и основные размеры козлового крана представлены в таблице 9 и рисунке 8 приложения. Принимается 1 козловой кран, т.к. число агрегатов равно 8.

Таблица 9 Основные размеры козлового крана

14. Монтажная площадка

Монтажная площадка служит для сборки поступающего на ГЭС оборудования в период строительства и ремонта агрегата и трансформаторов. Монтажная площадка составляет с машзалом единое целое и обслуживается теми же кранами. Она устраивается у берега, на котором расположены подъездные пути к зданию ГЭС. Размеры основной монтажной площадки определяются эксплуатационными условиями проведения ремонта двух агрегатов и ревизии одного трансформатора. На монтажной площадке располагаются: крышка агрегата, подпятник, рабочее колесо, повышающий трансформатор, статор, генератор, вал.

Список использованной литературы

1. Гидроэлектрические станции / Под ред. В. Я. Карелина и Г. И. Кривченко - М.: Энергоатомиздат, 1987.

2. Гидроэнергетические установки / Под ред. Д. С. Щавелева - М.: Энергоиздат, 1981.

3. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций / Под ред. Ю. С. Васильева и Д. С. Щавелева - М.: Энергоатомиздат, 1988.

4. Мустафин Х.Ш., Васильев Ю.С. Выбор основного оборудования зданий гидроэлектростанций. Учебное пособие. - Куйбышев, 1979.

5. Основы проектирования здания гидроэлектростанции: Учеб. пособие / А.Х. Минигулов; Самарск. арх.-строит. ин-т. Самара, 1991.

6. Справочник по гидротурбинам / Под ред. Н. Н. Ковалева - М.: Машиностроение, 1984.

Размещено на Allbest.ru

...