Проектування машинної будівлі ГЕС комплексного гідровузла (стр. 1 из 3)

Зміст

Вступ

1. Обґрунтування доцільності будівництва ГЕС, що проектується. Склад і тип споруд гідровузла

2. Вибір основного і допоміжного обладнання будівлі гідроелектростанції

2.1 Вибір гідротурбінного обладнання

2.1.1 Схема напорів ГЕС. Вибір типу турбіни і кількості агрегатів ГЕС

2.1.2 Розрахунок основних параметрів гідротурбіни

2.1.3 Розрахунок робочої зони і визначення висотного положення турбіни

2.1.4 Вибір і розрахунок турбінної камери

2.1.5 Вибір відсмоктувальної труби

2.1.6 Підбір елементів системи автоматичного регулювання турбіни (САРТ)

2.2 Підбір гідрогенераторів

2.3 Підбір електричних пристроїв ГЕС – трансформаторів, ОРУ

2.4 Підбір механічного обладнання гідроелектростанції

2.4.1 Сміттєзатримуючі решітки

2.4.2 Затвори

2.4.3 Підйомно-транспортне обладнання

2.5 Підбір допоміжного устаткування ГЕС

3. Розрахунок і конструювання машинної будівлі ГЕС

3.1 Вибір типу і конструкції будівлі ГЕС

3.2 Компоновка агрегатного блоку будівлі ГЕС, обґрунтування його розмірів і конструкції

3.2.1 Нижня (підводно-агрегатна) частина будівлі ГЕС

3.2.2 Верхня будівля (надагрегатна частина) будівлі ГЕС

3.3 Розрахунок і конструювання водоприймача ГЕС

3.4 Водонапірні і водоскидні споруди гідровузла

3.5 Компоновка споруд гідровузла – генплан

3.6 Природозахисні заходи і вимоги експлуатації передбачені на ГЕС, що проектується

Література

Вступ

Електроенергетика є одною з базових галузей індустрії, які мають визначальну роль в розвитку народного господарства. З даний час електроенергетика займає приблизно 25% в загальних затратах всіх енергоресурсів, решта 75% витрачаються для отримання тепла, на транспорт і безпосередньо використовуються у вигляді хімічних компонентів різних виробничих процесів. Тенденція до все більшої електрифікації виробничих процесів визначає розвиток електроенергетики в загальному збільшенні енергоресурсів всіх видів.

Гідроенергетика являється ефективною підгалуззю електроенергетики. Низька вартість гідравлічної електроенергії і, відповідно, висока рентабельність гідроелектростанцій, довге використання їх роботи за рахунок річного стоку, малий знос споруд в процесі експлуатації, висока маневреність при зміні навантаження у користувачів характеризують ГЕС як ефективні джерела електроенергії.

Одночасно з енергетичними задачами при будівництві ГЕС в складі водогосподарського комплексу розв’язуються питання промислового і питного водопостачання, зрошення земель, водного транспорту, лісосплаву і рибного господарства. Водосховища ГЕС створюють необхідні умови для будівництва потужних енергетичних комплексів в складі АЕС, ТЕС, ГЕС, та ГАЕС, а також умови для боротьби з паводками.

У відповідності з завданням на курсовий проект розробляємо проект машинної будівлі ГЕС комплексного гідровузла.

1.Обґрунтування доцільності будівництва ГЕС, що проектується. Склад і тип споруд гідровузла

Гідровузол Насахвані ГЕС-ІІ, запроектований на р.Ріоні, має комплексне призначення – енергетичне (ведучий компонент комплексу), для цілей судноплавства, пропуску паводка і водопостачання. Робота ГЕС передбачається в одному енергетичному комплексі з тепловими електростанціями, які працюють в даному районі.

У відповідності з розробленою схемою використання р.Ріоні визначено будівництво руслової ГЕС потужністю 90МВт з відмітками рівнів у верхньому б’єфі ÑНПР=232,0 м і ÑРМО=229,0 м. Підпір створюється кам’яно-накидною греблею з ядром з суглинка, для пропуску паводка передбачений тунельний водоскид. Згідно СНиП ІІ-50–74 гідровузол з греблею з ґрунтових матеріалів на скельній основі висотою 35 м в залежності від наслідків аварії і висоти греблі відноситься до ІІ-го класу.

2.Вибір основного і допоміжного обладнання будівлі гідроелектростанції

2.1 Вибір гідротурбінного обладнання

2.1.1 Схема напорів ГЕС. Вибір типу турбіни і кількості агрегатів ГЕС

Статичні напори на ГЕС змінюються від максимального до мінімального:

,

.

Рівень води в нижньому б’єфі визначаємо по кривій зв’язку

при витратах. Втрати у водоводах в першому наближенні приймаємо рівними 0.

,

.

Розрахунковий напір складає:

.

Схема напорів приведена на рис. 1.

Такому діапазону зміні напорів задовольняє номенклатурна поворотно-лопатева турбіна ПЛ 30/587 з деяким збільшенням її міцності за рахунок використання міцніших с т а л е й, (о с к і л ь к и H_ст.max=32 м>30 м).

2.1.2 Розрахунок основних параметрів гідротурбіни

По графіку областей застосування турбін по потужності турбіни:

N_t=N_a/h_г= N_уст/Z×η_г=90/(3·0,97)=30,93МВт

і розрахунковому напору Н_р= 26 м знаходиться діаметр робочого колеса D₁=4,5 м та синхронне число обертів n_o= 150 об/хв. Висота відсмоктування на відмітці рівня моря при максимальному напорі складає h_S= -6 м.

Отримані параметри турбіни уточнюємо розрахунком з використанням універсальної характеристики турбіни ПЛ 30/587.

Діаметр робочого колеса визначаємо по формулі:

.

Приймаємо стандартний номенклатурний діаметр робочого колеса D₁=4 м і складаємо його конструктивну схему (рис. 2.).

Частоту обертів робочого колеса визначаємо по формулі:

Приймаємо синхронне число обертів n_o=166,7 об/хв. Уточнюємо приведенірозрахункові оберти:

.

Знаходимо розрахунковий ККД турбіни h_тр=h_мр+Dh та знаходимо номінальну потужність турбіни N_TO:

,

Де h_мр=0,84 –ККД моделі турбіни в розрахунковій точці знімається в режимній точці.

Dh=h_то-h_мо – поправка на різницю діаметрів натурної турбіни та її моделі

h_то, h_мо – оптимальні значення ККД турбіни та моделі, h_мо=0,89 – знімається з універсальної характеристики, h_то-знаходимо по формулі:

.

Таким чином Dh=0,96–0,89=0,07, а h_тр=0,84+0,07=0,91.

.

По потужності N_T.O. уточнюємо витрату турбіни Q_TP:

Загальна маса турбіни при H_max=32 м по емпіричній залежності складає:

Приймаємо масу турбіни G_T=250т. Масу робочого колеса знаходимо по формулі:

Приймаємо G_PK=45т.

2.1.3 Розрахунок робочої зони і визначення висотного положення турбіни

Робоча зона турбіни на головній універсальній характеристиці визначається чотирикутником зі сторонами n^¢_i=const при Н_мін і Н_макс і вершинами Q_i^¢при вказаних напорах при умові забезпечення номінальної потужності турбіни N_то при h_тр.

При цьому зліва зона обмежується лінією зміни приведеної витрати при відповідній гарантованій потужності N_{т.мін.гар}= 0,6N_TO по всьому діапазоні зміни напорів (від Н_макс до Н_мін).

При Н_маx=32,0 м.

,

.

При Н_мін=26,0 м.

По знайденим значенням наносимо зону роботи на універсальну характеристику (рис. 3.).

Зліва зона обмежується лінією, яка проходить через точки з витратами:

при Н_маx –

,

при Н_міn –

Висотне положення турбіни визначається допустимою висотою відсмоктування H_s:

H_s=10-ksH-Ñ_T/900;

де k=1,05 – коефіцієнт запасу; s – коефіцієнт кавітації, знаходиться по універсальній характеристиці; Ñ_T-абсолютна відмітка розташування турбіни над рівнем моря, приймаємо Ñ_T=ÑНБ_мін.

Конструктивну відмітку осі турбіни знаходимо за формулою:

Ñ_о.т^к= ÑНБ+Н_s^к,

де Н_s^к - конструктивна висота відсмоктування, для ПЛ турбін Н_s^к=Н_s. При змінних режимах роботи і коливаннях рівнів в нижньому б’єфі висотне положення турбіни повинно задовольняти умову: Ñ_о.т^к=ÑНБ+Н_s^к = мінімум.

Розрахунки зводимо в таблицю:

Табл.2.

Н, м	ÑНБ, м	Координати режимних точок			σ	σH	КσН	Т900	НS	НSk	OТK
		р.т.	м3/с	, об/хв
32	200	A	1,234	117,9	0,45	14,4	15,84	0,22	-6,06	-6,06	193,94
26	200	B	1,685	130,8	0,7	18,2	20,0	0,22	-10,22	-10,22	189,78
23	206	C	1,685	139	0,7	16,1	17,7	0,229	-7,93	-7,93	198,7

Остаточно приймаємо Ñ_о.т^к=189,7 м з невеликим пониженням в запас. Оскільки при прийняті витраті

=1685 л/с зона роботи турбіни вийшла за границю універсальної характеристики то для компоновки споруди приймаємо Ñ_о.т^к=195,7 м.