double arrow

СОСТАВ ПРОЕКТА


ВЫБОР ВАРИАНТА ЗАДАНИЯ

Рис.18. Схема мостового электрического крана

Рис.13. Схема зонтичного гидрогенератора с опорой

Рис.12. Зависимость изменения КПД от приведенного расхода


Таблица 6

Основные размеры рекомендуемых изогнутых отсасывающих труб

Тип колена трубы                 Рекомендуемый тип турбины
4 Е 2,500 4,500 2,500 1,230 1,230 0,617 1,590 1,200 ПЛ-10, ПЛ-15, ПЛ-20
4 С 2,300 4,500 2,380 1,170 1,170 0,584 1,500 1,200 ПЛ-30, ПЛ-40
4 А 1,915 3,500 2,200 1,100 1,100 0,550 1,417 1,000 ПЛ-50, ПЛ-60, ПЛ-70, ПЛ-80
4 Н 2,500 4,500 2,740 1,352 1,352 0,670 1,750 1,310 РО-45, РО-75, РО-115
4 Е 2,300 4,500 2,500 1.230 1,230 0,617 1,590 1,200 РО-150, РО-170
2,300 3,500 2,170 1,040 1,040 0,510 1,410 0,937 РО-230, РО-310, РО-400, РО-500, РО-600, РО-700

11.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ГИДРОГЕНЕРАТОРА

Определение геометрических параметров генератора производится на основании расчета его основных размеров- диаметра расточки статора Di и длины активной стали lt. На современных ГЭС применяются синхронные трехфазные генераторы переменного тока. Для подбора генератора исходя из его основных параметров: полной S и активной P мощности, синхронной частоты вращения , КПД генератора , напряжения тока U. Величина P равна мощности агрегата Na.

Полная мощность: , кВА

Коэффициент мощности принимается равным 0,8 при мВА, =0,85 при S=125-360 мВА, =0,9 для S>360 мВА. Частота вращения генератора равна синхронной частоте вращения турбины ПС, так как гидроагрегат имеет единый вал. Основные параметры генераторов, произведенных в СССР Ленинградским заводом “Электросила”, приведены в табл.7

Марка генератора означает: буквы- тип генератора, первое число- диаметр активной стали статора Da, см, второе- длина активной стали lt, см, третье- число полюсов. Da=Di+(0,4-0,6) м. Например: СВ 1500/130-88 – синхронный вертикальный, диаметр активной стали Da=1500 см, длина активной стали lt=130 см, число полюсов 88. ВГС- вертикальный генератор синхронный.

Генераторы могут выполнятся с различным расположением несущего элемента(подпятника): зонтичным с опорой на нижнюю крестовину при D1<5 м (рис.13), зонтичные с опорой на крышку турбины (рис.14), если D1>5 м ; подвесными с опорой на верхнюю крестовину (рис.15). Зонтичные генераторы обычно находят применение при lt,/Di=0,3. Размеры lt, и Di в предварительных расчетах можно определить исходя из “машинной постоянной” :

Для генераторов одного тип C=const.

на нижнюю крестовину

Выбрав из табл.7 аналог, наиболее близкий по значению полной мощности, принимают, что диаметр расточки статора аналога и вновь проектируемого генератора одинаковы Dia=Di. Вычисляют lt:

Таблица 7

ГЕНЕРАТОРЫ ВЕРТИКАЛЬНОГО ИСПОЛНЕНИЯ

Марка генератора Мощность Частота вращения, об/мин Напряжени е, кВ КПД, % Исполнение
S, мВА P, ВТ
ВГС 425/60-24 6,3 96,0 Подвесное
ВГС 700/75-72 11,25 83,3 6,3 95,6 Зонтичное
ВГС 850/70-88 11,8 68,2 10,5 95,4 Зонтичное
ВГС 325/89-14 12,5 10,5 95,4 Подвесное
ВГС 525/84-32 13,75 187,5 10,5 96,0 Зонтичное
ВГС 525/100-32 187,5 10,5 96,5 Зонтичное
ВГС 425/100-20 10,5 6,3 95,0 Подвесное
ВГС 700/80-56 16,25 10,5 95,6 Зонтичное
ВГС 525/114-40 17,5 10,5 96,2 Подвесное
ВГС 800/150-60 14,4 10,5 95,07 Зонтичное
ВГС 525/99-28 18,75 10,5 96,4 Подвесное
ВГС 525/119-32 20,6 18,5 187,5 10,5 96,9 Подвесное
ВГС 700/100-56 22,5 16,9 10,5 96,5 Зонтичное
ВГС 700/80-40 23,5 10,5 96,7 Зонтичное
ВГС 850/110-64 93,8 10,5 96,0 Зонтичное
ВГС 700/100-48 26,3 22,5 10,5 96,5 Зонтичное
ВГС 525/125-28 26,9 21,5 10,5 96,3 Подвесное
ВГС 440/120-20 27,5 6,3 96,8 Подвесное
ВГС 1040/80-80 28,2 10,5 95,6 Зонтичное
СВ 866/70-52 28,8 115,4 10,5 97,0 Зонтичное
ВГС 800/79-52 29,4 23,5 115,4 10,5 96,7 Зонтичное
ВГС 525/110-24 29,4 10,5 97,0 Подвесное
ВГС 525/110-24 31,2 26,5 10,5 97,0 Подвесное
ВГС 1260/89-104 31,8 57,7 10,5 96,7 Зонтичное
ВГС 527/110-24 32,2 10,5 97,2 Подвесное
ВГС 800/110-52 115,4 10,5 96,7 Зонтичное
ВГС 850/135-56 43,75 10,5 97,0 Зонтичное
ВГС 650/130-32 187,5 10,5 97,0 Зонтичное
СВ 840/135-44 136,4 10,5 96,6 Подвесное
ВГС 525/150-20 10,5 98,0 Подвесное
СВ 1500/110-116 51,7 10,5 96,4 Зонтичное

Окончание табл.7

Марка генератора Мощность Частота вращения, об/мин Напряжение, кВ КПД, % Исполнение
S, мВА P, ВТ
СВ 840/150-52 56,25 115,4 10,5 97,2 Подвесное
СВ 375/195-12 65,5 52,4 10,5 97,4 Подвесное
СВ 850/70-88 10,5 97,6 Подвесное
СВ 660/165-32 67,1 187,5 10,5 97,5 Подвесное
ВГС1525/135120 67,3 57,2 10,5 97,2 Зонтичное
СВ 1340/150-96 71,5 57,2 62,5 13,8 96,7 Зонтичное
СВ 640/170-24 78,8 13,8 97,6 Подвесное
СВ 1160/180-72 83,3 13,8 97,6 Подвесное
ВГС1260/147-68 82,5 88,2 13,8 97,5 Зонтичное
СВ 1070/145-52 115,4 13,8 97,6 Зонтичное
СВ 1500/170-96 117,6 62,5 13,8 97,5 Зонтичное
СВ 1500/200-88 127,8 68,2 13,8 97,7 Зонтичное
СВ 1230/140-56 130,6 104,5 107,5 13,8 97,9 Зонтичное
СВ 795/230-32 187,5 10,5 98,4 Подвесное
СВФ1500/150-52 68,2 13,8 96,3 Зонтичное
СВ 850/235-32 176,5 187,5 13,8 98,0 Подвесное
ВГС1260/200-60 176,5 15,75 97,8 Зонтичное
СВ 1260/235-60 15,75 98,2 Зонтичное
СВ 1190/250-48 264,7 15,75 98,2 Подвесное
ВГС1190/215-48 282,5 15,75 98,4 Зонтичное
ВГСФ930/23330 15,75 98,1 Подвесное
ВГС 937/235-30 15,75 98,2 Подвесное
СВФ1690/175-64 93,8 15,75 98,3 Зонтичное
ВГС 1285/275-42 142,8 15,75 98,3 Зонтичное

Рис.14. Схема подвесного гидрогенератора

Рис.15. Схема зонтичного гидрогенератора с

опорой на крышку турбины

где ПС, об/мин; S, кВА; lt, см,- частота вращения, полная мощность и длина активной стали проектируемого генератора;

ПС(а); S(a); it(a) – то же аналога. не должно быть больше 340 см, если >340 см, то необходимо подобрать другой аналог либо с большей мощностью, либо с меньшей частотой вращения. Получив значение и округлив его до целых сантиметров, записывают марку генератора. На рис.13-15 изображены генераторы различного исполнения и в табл.8 даны характерные размеры элементов генератора

Для подбора кранового оборудования машинного зала и определение его габаритов вычисляют массу генератора и его ротора. Точные массы эксплуатируемых генераторов и их роторов приводится в справочнике На предварительной стадии массу генератора определяют по эмпирическим формулам

т,

где К- коэффициент, зависящий от исполнения генератора;

К =28-32 – подвесное исполнение;

К =30-35 – зонтичного исполнения.

Масса ротора Большие значения коэффициентов- для меньших значений ПС.

12. 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 линий электропередач (ЛЭП).

На современных ГЭС применяют трехфазные и однофазные трансформаторы. При выборе необходимо иметь в виду, что трехфазные аппараты дешевле, чем группа однофазных той же мощности. Кроме того, трехфазные трансформаторы занимают меньшую площадь для установки, чем группа однофазных. При больших единичных мощностях вес и габариты трехфазных трансформаторов весьма значительны. Поэтому в таких случаях, а также из условий транспортировки (отсутствие железнодорожных подъездов, малые радиусы поворота автодорог и т.д.) целесообразно


Таблица 8

Ряд характерных размеров гидрогенераторов

Элемент генератора Параметр Наполнение
Подвесное Зонтичное с опорой на нижнюю крестовину Зонтичное с опорой на крышку турбины
Статор Высота lB
Наружный диаметр DC При об/мин 1,15Di При об/мин (0,92-0,001Пс)Di     (1,05-0,0017Пс)Di  
Верхняя крестовина Высота lВК (0,2-0,25) Di (0,1-0,12) Di
Диаметр DВК DC
Турбинная шахта Диаметр DШ (1,3-1,5) D1
Нижняя крестовина Высота lНК (0,1-0,12) DШ (0,25-0,30) DШ
Диаметр DНК DШ + 0,5 м
Возбудитель Высота lВ (0,14-0,18) Di 0,15Di
Диаметр DВ (0,25-0,35) Di
Подгенераторная шахта Диаметр DКГ (1,5-1,85) Di (1,4-1,5) Di
Прочие размеры (0,25-0,45)lпр  
Высота подпятника lп     (0,15-0,20) Di
Высота опорной пяты lо     (0,2-0,3) Di
Длина части вала l1 2-4 м  
Высота верхней части крышки турбины lК     (0,2-0,25) Di

Окончание табл.8

Элемент генератора Параметр Наполнение
Подвесное Зонтичное с опорой на нижнюю крестовину Зонтичное с опорой на крышку турбины
Прочие размеры Внешний диаметр вала dВ  

переходить на группу однофазных трансформаторов. Иногда однофазные трансформаторы могут быть более приемлемы по условиям размещения на трансформаторной эстакаде. Параметры и размеры аналогов приведены в табл.9.

Тип трансформатора обозначают группой букв. Первая буква означает число фаз: Т - трехфазный; О - однофазный. Если перед буквами стоит А, то это означает – автотрансформатор. Далее маркируется схема охлаждения: М – естественная циркуляция масла и воздуха; Д – естественная циркуляция масла и принудительная циркуляция воздуха (дутье); МЦ – принудительная циркуляция масла и естественная циркуляция воздуха; ДЦ – принудительная циркуляция воздуха и масла; МВ – принудительная циркуляция воды и масла. Если после обозначения системы охлаждения стоит буква Т, то это означает – трехобмосточный трансформатор.

Например: ТДТ- трансформатор трехфазный с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, трехобмоточный.

На предварительной стадии проектирования размеры и вес трансформаторов можно определить по графикам, полученным в результате анализа параметров эксплуатируемых и проектируемых трансформаторов (ри.16).

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.

13. ВЫБОР МАСЛОНАПОРНОЙ УСТАНОВКИ

Наиболее крупным элементом (по габаритам) системы регулирования гидротурбин 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, рабочего колеса ПЛ- турбин, дисковых и шаровых затворов и др.).

МНУ (рис.17) состоит из масловоздушного котла (а) и сливного бака (б).

Котёл на одну треть заполнен маслом и на две трети – воздухом под давлением. На сливном баке смонтированы маслонасосные агрегаты, периодически пополняющие запас масла в котле.

Рис.16 Конструктивные параметры трансформаторов и автотрансформаторов

Рис.17. Габаритный чертёж маслонапорной установки

1-винтовой насос; 2-электродвигатель;

3-указатель уровня; 4-фильтр;

а-масловоздушный котел; б-сливной бак;


Таблица 9

Главные параметры и основные размеры трансформаторов

Тип трансформатора Номинальная мощность, мВА Высокое напряжение, кВ Максимальные размеры, м Масса, т, полная
ТМН 2,5 5,15 3,54 4,09 24,5
ТМН 10,3 6,08 3,17 5,15 37,3
ТДН 5,90 4,27 6,38 38,0
ТРДН 6,58 4,65 5,82 67,2
ТДН 6,58 4,65 5,82 67,2
ТРДН 6,93 4,85 6,19 91,2
ТДН 6,93 4,85 6,19 91,2
ТРДЦН 8,30 4,40 6,50 107,2
ТДЦ (ТЦ) 11,7 5,65 8,80 248(245)
ТДЦ (ТЦ) 12,5 4,48 7,97 352(345)
ТЦ 12,2 5,19 8,10 374,2
ТРДН 8,90 5,50 8,35
ТРДЦН 8,00 5,55 8,60
ТДТН 10,16 5,12 8,40 114,3
ТДТН 11,1 5,40 7,51 169,8
ТДЦТН - - - -
ТДЦ (ТЦ) 10,9 6,80 10,25
ТЛЦ 9ТЦ0 17,2 7,8 9,90 410(432)
ТЦ 13,75 7,07 10,3
ОРЦ 11,4 4,70 10,2

Габаритные размеры маслонапорной установки определяются объёмом масловоздушного котла, зависящего от суммарного объема сервомоторов, обслуживаемых от одной МНУ.

Наиболее простой способ подсчета объема сервомоторов WC – по их работоспособности AC , которая связана с объемом сервомотора зависимостью

,

где PK – номинальное давление котла, Па.

Современные МНУ имеют PK = 4 мПА.

Работоспособность сервомоторов, обслуживающих направляющий аппарат (обычно их два), определяют по зависимости:

, Дж

где - объемный вес воды; =9,81 кН/м3;

- максимальный напор ГЭС, м;

b0 – высота направляющего аппарата, м;

D1 – диаметр рабочего колеса, м;

Опытный коэффициент КНА составляет: для РО- турбин КНА =0,03-0,04, для ПЛ- турбин КНА =0,045-0,055.

Работоспособность сервомоторов рабочего колеса ПЛ- турбин подсчитывается по формуле

, Дж,

где dBT – диаметр втулки рабочего колеса, м.

Опытный коэффициент Крк = 0,05-0,06.

МНУ должна содержать запас масла, обеспечивающий работу системы регулирования при самых неблагоприятных режимах работы сервомоторов (например, полное закрытие турбины после израсходования масла на процесс регулирования). 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 (производительность маслонасоса не компенсирует возможного максимального расхода масла).

С учетом этих требований объем котла составляет

VK=(20-25)WCHA+(3-4) WCPK .

Объем котла определяет тип маслонапорной установки. МНУ 4-1/40 означает, что объем котла 4 м3, давление 40 кгс/см2 (или 4 мПА), исполнение однокотельное.

Основные размеры МНУ приведены в табл.10, габаритный чертеж - на рис.17.

Масловоздушный котел располагается в машинном зале здания ГЭС, а сливной бак – на турбинном этаже под котлом. Иногда МНУ располагают на турбинном этаже с разделением сливного бака от масловоздушного котла. Расположение котла должно соответствовать условиям наивыгоднейшей компоновки машинного зала.

Таблица 10

Тип МНУ Основные размеры, см. и масса, т
котла бака
H D h G H L B A G
МНУ – 1/40 1,5 2,8
МНУ 1,6-1/40 1,7
МНУ 2,5-1/40 2,2 3,8
МНУ 4-1/40 3,7
МНУ 5,6-1/40 4,6 6,0
МНУ 8-1/40 5,5
МНУ 10-1/40 7,0 8,2
МНУ 12-1/40 9,0
МНУ 16-2/40 11,4 9,7
МНУ 20-2/40 13,6
МНУ 25-2/40 17,8 12,8
МНУ 30-2/40 21,2
Примечание. G-масса котла и бака

14. КОМПАНОВКА ГИДРОАГРЕГАТНОГО БЛОКА

А.Нижняя массивная часть. Машинный зал

Основным этапом проектирования ГЭС является компоновка гидроагрегатного блока. План и разрезы гидроагрегатного блока служат основой для компоновки зданий ГЭС. Проектирование здания ГЭС начинается с определения высотного положения рабочего колеса турбины в отношении уровня воды в НБ. Допустимая высота отсасывания турбины HS зависит от нагрузки и напора, и так как они меняются, то фактическая высота отсасывания HSФ при эксплуатации будет неодинаковой.

Высотное расположение турбины обуславливается безкавитационным режимом её работы при всех возможных сочетаниях напоров и уровней в нижнем бьефе. В учебном проекте можно ограничится расчетом высот отсасывания HS на линии наибольших мощностей в точках максимального, расчетного и минимального напоров по формуле

,

Значения коэффициентов кавитации берутся с универсальной характеристики в соответствующих напорам H точках линий ограничения мощностей. Поправки на величину барометрического давления подсчитываются по абсолютной отметке местности расположения ГЭС – 1,5 м – принимаемый запас.

Отметка рабочего колеса, обеспечивающая безкавитационную работу турбины, определяется, если высоту отсасывания прибавить (соответствующим знаком) к УНБ. Последняя различная для разных напоров.

РК=УНБ+HS .

При определении отметки рабочего колеса рассматривается возможные сочетания уровней в бьефах, приведенные в табл.11.

Таблица 11

Расчет отметки рабочего колеса турбины

УВБ, м УНБ, м Напоры Н, м , л/c   , об/мин HS, м Отметка РК, м
НПУ max min НПУ-НР     НР        
УМО min УМО-НР   НР        

Примечание:

УНБmax – уровень НБ при работе всех турбин ГЭС и открытых водосбросах (пропуск расчетного паводка 0,1% - ной обеспеченности);

УНБmin – уровень нижнего бьефа при работе минимального возможного количества агрегатов данной ГЭС, например, когда работает один агрегат с полной или несколько частичной мощностью.

Из полученных значений РК выбирается наименьшая отметка рабочего колеса, на которой располагаются:

у ПЛ-турбин – ось поворота лопастей;

у РО-турбин – плоскость нижнего торца лопаток направляющего аппарата (см. рис.4).

Далее находится отметка нижнего торца НА (см. рис.4). Зная габариты камеры, отсасывающей трубы, камеры РК, турбинной шахты, генератора можно скомпоновать агрегатную часть гидротурбинного блока, определив при этом отметку пола машзала, турбинного этажа.

Отметка пола турбинного этажа зависит от конфигурации спиральной камеры. Если камера тавровая с плоским потолком, отметка пола везде одинаковая и толщина плиты перекрытия под камерой принимается 1,5-2,0 м. В этом случае вход на крышку турбины можно сделать в любом месте. При тавровой камере, частично или полностью развитой вверх, а также при металлических камерах отметка пола турбинного этажа делается гораздо выше, чем в предыдущем случае. В этом случае вход на крышку турбины обычно делают там, где спираль имеет минимальное сечение. В турбинном этаже прокладываются водо-, масло-, и воздухопроводы, электрические кабели и другие коммуникации.

Над агрегатной частью устраивается мощный зал здания ГЭС. Длина его зависит от числа агрегатов, ширины агрегатного блока. Ширина и высота зала определяются транспортировкой наиболее громоздкого элемента гидроагрегата. Как правило, это ротор генератора. Переносимый элемент должен проносится мимо неподвижных частей на расстоянии не менее 0,5 м. При проносе ротора над соседними агрегатами достигается минимальная ширина зала. Однако такая схема приемлема при зонтичной конструкции генератора. При подвесной конструкции ротор переносится вместе с валом, поэтому схема проноса над агрегатами приведет к значительному увеличению высоты машзала. В этом случае ротор проносится сбоку от соседних агрегатов, что приведет к некоторому увеличению ширины, но не потребуется увеличение высоты. В машзале устанавливается котел МНУ, колонки регулятора, щиты управления, а также требуется проезд для мелких транспортных средств (каров, тележек): Конструктивно машзал выполняют не как обычное промышленное здание, а с шагом колонн, исходя из ширины агрегатного блока. Каркас монтируется из железобетонных колонн и металлических ферм. Шаг колонн принимается нестандартным (обычно 2-4 колонны на гидротурбинный блок). Колонны опираются на бетон нижней массивной части. В местах, где устраиваются температурно-осадочные швы, применяют спаренные колонны. Швы устраивают через 20-60 м. Шов проходит через середину основного бычка и делит здание ГЭС на секции.

Одна секция может включать в себя 1, 2 и даже 3 гидроагрегатных блока. Толщина бычка, по которому проходит шов, составляет не менее 3-4 м. На русловых ГЭС со стороны ВБ колонны иногда не устраиваются из-за наличия массивной (толщина 3-5 м) напорной стенки. НА консоли колонн (или напорной стенки) укладываются подкрановые балки, на которые установлены рельсы для мостового крана. Сечение колонн имеет прямоугольную форму. Размеры сечения определяются методами расчета железобетонных конструкций. Основной нагрузкой на колонны является вес крана с переносимым максимальным весом. Сечение подкрановых балок может быть тавровым, прямоугольным. Они выполняются железобетонными или металлическими. Для уменьшения высоты зала применяют утопленную компоновку генератора. Стены машзала могут выполняются из сборного железобетона, блоков. Толщина стен зависит от климатического района строительства гидроузла. Окна в машзале устраиваются или с обеих сторон (при приплотинных ГЭС), или со стороны НБ (при русловых ГЭС). Кровля над машзалом выполняется мягкая или из кровельного железа. Конструкция её такая же, как и на промышленных зданиях. В целом машзал должен удовлетворять требованиям удобства эксплуатации и надежности.

Машинный зал здания ГЭС “классического типа”, где располагается основное оборудование, обслуживается мостовыми кранами легкого режима работы.

Основные размеры мостовых кранов зависят от грузоподъемности. Грузоподъемность мостового крана выбирается из условия монтажа наиболее тяжелого элемента. Обычно это ротор генератора. Если вес самого тяжелого элемента более 500 т, применяют два крана, расположенных зеркально и имеющих общую грузоподъемность на 10% больше веса данного элемента. При этом используется траверса, позволяющая при помощи двух кранов поднимать один элемент. В этом случае высота машзала увеличивается на 2-3 м. При числе агрегатов более десяти установка двух кранов обязательна, причем грузоподъемность каждого из них должна обеспечивать подъем наиболее тяжёлого элемента. Это делается с целью большей оперативности монтажных и ремонтных работ.

Пролёт крана LК принимается с градацией через 1 м, а при грузоподъёмности более 250 т – с градацией через 0,5 м. Пролет крана и высота подъёма крюка должны обеспечивать пронос наиболее крупногабаритных узлов агрегата в машзал и на монтажной площадке.

Основные размеры мостовых кранов (рис.18) в зависимости от грузоподъемности приведены в табл.12.

При определении ширины машзала необходимо учесть допустимые крайние положения крюков крана.

Основные рабочие чертежи проекта выполняются на основе чертежей аналога, подобранного из эксплуатируемых станций. Аналоги приведены в литературе , а также в альбоме – приложении к данному пособию*. Компоновку нижней массивной части начинают с определения отметки пола отсасывающей трубы (см. рис.11), а при известной толщине плиты d находят отметку основания здания ГЭС . Толщина фундаментной плиты d определяется расчетом прочности и устойчивости здания. На предварительной стадии проектирования d принимается 1/4-1/6 от пролета в свету между основными бычками – для русловых ГЭС на мягких грунтах и 1-2 м – для ГЭС на скальных грунтах. Кроме того, подземный контур русловой ГЭС должен удовлетворять требованиям фильтрационных расчетов, проведенных как и для бетонных плотин.

В массивной части предполагается система откачки агрегата. При ремонтах и осмотрах проточной части турбины необходимо опорожнять турбинные камеры и отсасывающие трубы при закрытых затворах верхнего и нижнего бьефов. Для осушения проточной части применяется различные схемы откачки воды. На русловых ГЭС на нескальных основаниях при малом числе агрегатов применяют индивидуальную схему откачки (рис.19, схема 1). В этом случае каждый агрегат снабжён индивидуальным насосом (или одним насосом на два агрегата), расположенным над входным диффузором отсасывающей трубы. Если заглубление агрегата мало, то насос можно располагать между входными диффузорами отсасывающих труб соседних агрегатов, обслуживаемых этим насосом.

______________________________________________________

*Альбом-приложение по просьбе студента выдается лаборантом.


Таблица 12

Мостовые краны легкого режима

Выполнение Грузоподъемные посты, т Высота подъема крюков, м Габаритные размеры, м Крайнее положение крюков
главного крюка Вспомога тельного нормальная увеличенная B B1 B2 H H1 l l1 l2 l3
Серийное 9.1 4.75 0.4 4.0 1.2 2.7 1.4 1.9 3.2
9.35 5.0 0.4 4.0 1.2 2.7 1.4 1.9 3.2
9.35 5.0 0.4 4.2 1.2 2.7 1.4 1.9 3.2
10.2 5.4 0.5 4.6 1.2 3.2 1.8 2.5 3.9
10.5 5.4 0.5 4.8 1.2 3.2 1.8 2.5 3.9
11.2 5.6 0.5 5.2 1.2 3.2 1.8 2.5 3.9
Индивидуальное 13.0 6.5 0.5 5.6 1.3 3.6 2.2 3.1 4.5
13.7 6.7 0.6 6.0 1.3 4.0 2.5 3.4 4.8
15.0 7.4 0.6 6.5 1.4 4.2 2.6 3.7 5.2
16.0 8.2 0.7 7.0 1.4 4.5 2.9 4.0 5.5
16.0 8.2 0.7 7.0 1.4 4.5 2.9 4.0 5.5
17.2 9.0 0.7 7.4 1.5 4.7 3.0 4.2 5.8

При большой мощности и значительном числе агрегатов ГЭС на нескальном основании применяется объединенная схема откачки (рис.20, схема 3). Откачка осуществляется путем открытия задвижек, находящихся в галерее (“сухой” патерне) соответствующей проточной части агрегата. Вода попадает в водоприемную галерею (“мокрую” патерну) и по ней самотёком в ёмкость для приема воды, находящуюся обычно под монтажной площадкой. Из ёмкости вода откачивается насосами в нижней бьеф. “Мокрая” и “сухая” паттерны проходят по всей длине здания ГЭС до монтажной площадки. Размеры “сухой” патерны должны обеспечивать расположение в них задвижек и возможность обслуживания. Размеры “мокрой” патерны назначают такими, чтобы обеспечить слив воды из проточного тракта в ёмкость для сбора воды и свободный их осмотр и ремонт. При малом числе агрегатов на приплотинных и деривационных ГЭС на скальном основании также применяется схема 1. При скальном основании и числе агрегатов более трех применима схема 2 (см. рис.19), где используется общая насосная станция, расположенная под монтажной площадкой. Подача воды от проточного тракта к ёмкости осуществляется через магистральный трубопровод (коллектор), расположенный под отсасывающей трубой в фундаментной плите. Для приплотинных и деривационных ГЭС большой мощности применяется схема 4 (см. рис.20).

Водозаборы при всех схемах откачки находятся на наинизшей отметке отсасывающей трубы. Приямки водозаборов должны снабжаться решётками для недопущения попадания мусора в трубопроводы систем откачки. Глубина приямка назначается не менее диаметра трубопровода, отводящего воду.

Диаметры трубопроводов систем откачки назначаются из условия, что скорость воды в них должна быть не более 1 м/с (из требования минимума потерь напора и недопущения больших диаметров). Напорные сливные линии выводятся в НБ. Размеры насосной станции зависят от оборудования, устанавливаемого в ней. Насосы подбираются из условия откачки воды из проточной части одного агрегата в течении 6-7 часов (одна смена). Вначале высчитывают объём воды, находящейся в спиральной камере, отсасывающей трубе, камере рабочего колеса. При расчете объема воды для откачки необходимо учитывать дополнительный расход, проходящий через неплотности затворов (0,5-1,0 л/с на 1 пог.м уплотнения). Зная объём и время откачки, определяют производительность насоса Q. Затем находят напор, развиваемый насосами H , как сумму статического напора, потерь напора по длине трубопроводов и местных потерь. По известным Q и H подбирается марка насоса .

Б. Водоприемник русловой ГЭС

Для ГЭС руслового типа водоприемник является частью гидроагрегатного блока. В специальных пазах водоприёмника располагается гидромеханическое оборудование. С целью предотвращения попадания мусора в проточный тракт турбины в водоприёмной части здания ГЭС устанавливаются сороудерживающие решётки (СУР). Размеры решетки обуславливают габариты водоприёмника. Размер решётки в плане равен ширине спиральной камеры ВСП, если в ней отсутствует промежуточный бычок, и ВСП / 2 при его наличии. Высота решётки зависит от необходимой площади решётки, обеспечивающей допустимую скорость подвода к ней. Площадь сороудерживающей решётки должна обеспечивать на подходе к ней скорость воды 0,8-1,2 м/c. При меньших скоростях площадь решётки будет слишком большой, что приведёт к удорожанию водоприёмника ГЭС. При больших скоростях возрастут потери напора на решётке, приводящие к большим потерям в выработке электроэнергии. По известному расходу турбины QT и VXn определяют площадь решётки . При известных ВСП и рассчитывают высоту hреш . Высота решётки, отложенная от УМО, фиксирует отметку порога водоприемника.

В состав гидромеханического оборудования входят затворы, перекрывающие доступ воды в проточную часть гидротурбины. Затворы ГЭС подразделяются по назначению и конструкции. По назначению затворы подразделяются на ремонтные и аварийно-ремонтные. Аварийный затвор в отличие от ремонтного устанавливается в текущую воду.

По конструкции наиболее распространенными являются плоские стальные затворы сварной конструкции. Ремонтные затворы перекрывают отверстия полностью. Общая высота будет равна разности отметок верха водоприемника и порога. Поэтому ремонтный затвор состоит из нескольких секций. Аварийно-ремонтные затворы предназначены для прекращения доступа воды к турбине в случае выхода из строя направляющего аппарата. Высота аварийно-ремонтного затвора равна высоте входного сечения спиральной камеры. Ширина ремонтных затворов и аварийно-ремонтных равна ширине СУР. Первым по течению обычно располагается паз СУР, затем ремонтного и аварийно-ремонтного затворов. При очистке СУР грейфером паз грейфера используется для ремонтных затворов. В этом случае паз СУР находится между пазами ремонтного и аварийно-ремонтного затворов. Размер пазов и расстояние между ними принимают 0,7-1,5 м. Конструкции самих затворов и решеток рассматриваются в [3, 4, 11, 17, 18]. Водоприемник русловой ГЭС формируется бычками и забральной стенкой. Размеры бычков определяются расчетом бетонной и спиральной камеры. Толщина основного бычка, разделяющего соседние спиральные камеры, принимается 2,5-3,0 м при отсутствии в нем температурно-осадочного шва. Если ширина выходного диффузора отсасывающей трубы меньше ВСП, бычок между соседними отсасывающими трубами имеет большую толщину. Толщина промежуточного бычка 1,8-2,0 м.

Забральная стенка имеет толщину 1,5-2,0 м и осуществляет плавный подвод воды к спиральной камере. Забральная стенка должна быть заглублена под УМО не менее чем на 1,5-2,0 м для предотвращения попадания плавающих предметов за стенку, а так же засасывания воздуха в проточную часть турбины.

По верх бычков водоприемника укладываются подкрановые балки, по которым передвигается козловой кран, обслуживающий затворы СУР. Габаритные размеры козловых кранов зависят от их грузоподъемности. Грузоподъемность определяется полным весом затвора, независимо от числа секций. Вес плоских затворов можно определить по графикам (рис. 21). По оси абсцисс графика отложена величина WL, где W – расчетная нагрузка на затвор, т; L – размер отверстия в свету, м. Козловые краны изготавливаются по индивидуальным заказам без ограничения грузоподъемности с градацией пролета L через 0,5 м (рис.22). Размеры некоторых эксплуатируемых в настоящее время козловых кранов в зависимости от их грузоподъемности приведены ниже:

Грузоподъемность крюка, т главного 2x20 2x37.5 2x150
вспомога тельного 2x20
Высота подъема крюка, м главного
вспомога тельного
Пролет, м   10.5 12.5
Основные габаритные размеры, м HI 10.3 8.5 10.6 13.5 15.2
H 12.9 11.8 14.2 26.5
B 8.8 11.8 18.2 28.3 16.8
BI 7.0 9.7 18.5 9.0 26.5 13.5
T 4.6 9.9 13.9 4.75 17.8 4.85
Размеры, определяющие положение крюка, м   7.5 13.5 14.3 28.5 16.8 24.9
  1.85 2.5 0.5 3.5 6.25 3.5
  1.8 1.8 1.6 3.0 3.0 5.7
  1.8 2.0 2.0 2.0 2.0 2.3

При числе агрегатов более десяти два козловых крана для обеспечения оперативного маневрирования затворами. При общем количестве отверстий водоприемной части ГЭС более четырех следует снабдить аварийные затворы индивидуальным приводом, отдавая предпочтение гидроприводу. На верхней отметке водоприемника, которая выше НПУ на 1-2 м (в зависимости от высоты волны в водохранилище), могут быть расположены автомобильные и железные дороги. При суровом климате над водоприемником устраивается закрытое помещение с размещением в нем мостового крана, передвигающегося по подкрановым балкам, установленным на колонах или консолях монолитной напорной стенки. Габариты водоприемника зависят от ширины спирали, состава гидромеханического оборудования, его веса, габаритов кранов, а его конструкции могут быть самыми различными.

Водоприемники приплотинной и деривационной ГЭС из-за их отдаления от здания здесь не рассматриваются.

В. Ремонтные и аварийно-ремонтные затворы приплотинных и

деривационных ГЭС

На приплотинных и деривационных ГЭС ремонтные затворы находятся вне здания ГЭС. Они устанавливаются в начале турбинного трубопровода. Аварийные затворы обычно также находятся в начале турбинного трубопровода. При расположении ремонтных и аварийно-ремонтных затворов в начале трубопровода применяются плоские металлические затворы. На приплотинных и деривационных ГЭС аварийные затворы устанавливаются перед спиральной камерой в конце турбинного трубопровода;

при подводе воды одним трубопроводом к нескольким турбинам; затвор устанавливается после разветвления трубопровода;

при индивидуальном подводе воды к турбине с напором более 300 м;

при числе часов использования установленной мощности деривационной ГЭС до 2000 с целью уменьшения протечек воды через закрытый направляющий аппарат при длительных остановках агрегата.

В этом случае в качестве аварийно-ремонтных затворов используют дисковые и шаровые затворы. Дисковые затворы (рис. 23) применяют при напорах Н=25-800 м и диаметрах трубопровода от 0,5 до 8,5 м. Причем, чем больше напор, тем меньше должен быть диаметр.

Шаровые затворы (рис. 24) применяются в диапазоне напоров от 200 до 1800 м и диаметрах трубопровода до 4,2 м. При установке затворов перед спиральной камерой деривационной ГЭС необходимо предусмотреть для него помещение, чтобы производить его осмотр и ремонт.

Основные размеры дисковых и шаровых затворов можно определить по графикам (рис. 25, 26).

Г. Расположение трансформаторов

С целью уменьшения потерь энергии в шинах генераторного напряжения, подводящих ток к повышающему трансформатору, необходимо максимально уменьшить их длину. С этой целью трансформаторы размещают как можно ближе к генераторам. Трансформаторы располагают в один ряд вдоль стены машинного зала на специальной площадке, называемой трансформаторной. На русловых ГЭС обычно трансформаторная площадка располагается со стороны нижнего бьефа, анна приплотинных – со стороны верхнего бьефа. На деривационных ГЭС из-за малых ее габаритов трансформаторы обычно вынесены на берег. На русловых ГЭС трансформаторы должны находится на отметках выше УНБ на 1,5-2,0 м. Ремонт трансформаторов осуществляется на монтажной площадке. Размеры трансформаторной площадки должны позволять производить откатку трансформаторов на место ремонта. Откатка производится по специальным рельсам. Трансформатор, требующий ремонта, выкатывается с места постоянной установки в сторону так, чтобы его можно было перемещать мимо работающих трансформаторов. Трансформатор поднимается с помощью домкратов, и после того, как его колеса поворачиваются на , он опускается на рельсы, ведущие на монтажную площадку.

Д. Затворы нижнего бьефа и их обслуживание

Для предотвращения поступления воды в проточную часть турбины со стороны нижнего бьефа на выходном диффузоре отсасывающей трубы устанавливаются ремонтные затворы. Размеры этих затворов определяются размерами отсасывающей трубы и местом установки затвора по длине выходного диффузора. Место установки зависит от условия наивыгоднейшей компоновки здания ГЭС. При расположении ремонтных затворов отсасывающих труб в средней части диффузора рекомендуется закрывать пазы затвора потоконаправляющей рейкой или съемной балкой-пробкой. Если высота затвора значительна, на выходе он может состоять из нескольких секций. Конструкции затворов, пазов аналогичны конструкциям ремонтных затворов верхнего бьефа. Вес затвора можно определить по графикам (см. рис. 21).

Маневрирование затворами отсасывающих труб обычно производится козловыми кранами, при числе агрегатов более 8-10 – двумя кранами. Кран передвигается по рельсам, находящимся на той же отметке, что и трансформаторная площадка, причем рельс, находящийся ближе к машзалу, укладывается на массивном бетоне агрегатной части, а другой – на подкрановой балке, уложенной по бычкам нижнего бьефа. Кран устанавливается над выходом из отсасывающей трубы. Иногда в целях экономии бетона, ремонтное заграждение отсасывающей трубы находится на некотором удалении от конца горизонтального диффузора. В этом случае кран устанавливается ближе к машзалу. Грузоподъемность крана и его основные размеры определяются аналогично параметрам козловых кранов верхнего бьефа.

Е. Вспомогательные помещения

Вспомогательные помещения в несколько этажей располагаются: на русловых ГЭС – под выходным диффузором отсасывающей трубы; на приплотинных ГЭС – со стороны верхнего бьефа под местом установки трансформаторов. Если на приплотинных ГЭС трансформаторы предусматриваются со стороны нижнего бьефа, то расположение вспомогательных помещений такое же, как и на русловых. Самый нижний этаж используют для насосов откачки воды из порточной части агрегата, а также для устройства лазов в отсасывающую трубу и спиральную камеру. Выше находится этаж кабельных коридоров. Самый верхний этаж используется для размещения электрических устройств.

15. МОНТАЖНАЯ ПЛОЩАДКА

Монтажная площадка служит для сборки поступающего на ГЭС оборудования в период строительства и ремонта агрегата. На ней же, в основном, производятся работы по сборке и ревизии силовых 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 (автомобильная и железная дороги). Размеры основной монтажной площадки определяются эксплуатационными условиями проведения ремонта одного агрегата и ревизии одного повышающего трансформатора – при числе гидроагрегатов не более 8 10, а при числе более 10 – двух агрегатов и одного трансформатора. Ширина монтажной площадки равна ширине машзала, а длина в зависимости от числа агрегатов достигается (1,2-2,0)Вбл [2], причем, чем больше агрегатов, тем больше длина. Вбл – ширина гидротурбинного блока, равная расстоянию между осями основных бычков. При определении длины необходимо учитывать, что зона действия главного крюка не достигает торцевой стенки монтажной площадки. Остается полоса, не обслуживаемая краном из-за значительной его ширины (от 9 до 17 м). Высота монтажной площадки обычно равна высоте машзала.

Если подъездных путей меньше отметки пола машзала, то отметка пола монтажной площадки совпадает с отметкой подъездных путей. Если отметка подъездных путей выше отметки пола машзала, то отметка пола монтажной площадки может совпадать с отметкой подъездных путей. Но в данном случае должны обеспечиваться все подъемно-транспортные работы с помощью кранов машзала. Если этого осуществить не удается, пол монтажной площадки делается на одной отметке с полом машзала. В пределах зоны действия крана устраивается площадка для въезда транспортной платформы.

Отметка пола монтажной площадки должна обеспечивать выем сердечника трансформатора. Если высота монтажной площадки для этого мала, то на ней устраивается трансформаторная яма. Отметка дна ямы назначается на условиях выема сердечника трансформатора. Если отметка трансформаторной площадки выше отметки пола монтажной площадки, то пол устраивается на двух уровнях. Трансформатор выезжает на ту часть монтажной площадки, отметка пола которой совпадает с отметкой трансформаторной площадки и обслуживается краном. Однако такое решение уменьшает полезную площадь монтажной площадки. Конструкция каркаса, стен, кровли монтажной площадки такая же, как у машзала. Въезд на монтажную площадку трансформатора с оборудованием осуществляется через ворота соответствующих размеров, причем подъезд может быть фронтальным ил торцевым по отношению к зданию ГЭС. В том месте, где устроены ворота, расстояние между колоннами может отличатся от принятых для всего здания ГЭС. Отметка основания подошвы фундамента колонн монтажной площадки должна находится на целиковых грунтах. При слабых грунтах отметка основания монтажной площадки совпадает с отметкой основания машзала. В этом случае под полом монтажной площадки располагаются вспомогательные помещения, мастерские, клады, насосное оборудование системы откачки, компрессорная и т. д. Под местом расположения ротора генератора устраивается тумба, воспринимающая нагрузку от его веса. Тумба передает нагрузку на монолитное основание здания ГЭС. При строительстве здания ГЭС на скальных грунтах отметка основания монтажной площадки может располагаться выше отметки основания машзала.

16. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЧИСЛА АГРЕГАТОВ

И ДИАМЕТРА РАБОЧЕГО КОЛЕСА ТУБИНЫ

В данной главе рассмотрен наиболее простой вариант определения числа агрегатов по условию минимума затрат З в здании ГЭС.

З=Н+ЕНК,

где Н – ежегодные издержки, которые на первом этапе проектирования берутся как определенный процент от капитальных вложений;

ЕН – нормативный коэффициент сравнительной экономичности эффективности (в энергетике ЕН=0,12);

К – капитальные вложения в здание ГЭС.

Если принять издержки прямо пропорциональными капитальным вложениям, то условие минимума (З=min) будет достигнуто при К=min.

Капитальные вложения в здание ГЭС можно определить на предварительной стадии проектирования как сумму капитальных вложений на оборудование ГЭС и на строительство здания.

К=Кб+КТГЭ,

где Кб – стоимость бетона здания ГЭС с учетом стоимости его укладки;

КТ - стоимость турбины;

КГстоимость генераторов;

КЭ – стоимость электротехнического оборудования.

Стоимостью затворов и кранового оборудования можно пренебречь, так как она не значительна. Для определения капитальных вложений в зда


Сейчас читают про: