Выбор системы, типа гидротурбины и разработка эскиза турбинной установки

 

Министерство образования и науки Кыргызской Республики

Кыргызский государственный технический университет им. И. Раззакова

Энергетический факультет

Кафедра «Возобновляемые источники энергии»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине

Гидроэнергетические установки

По теме:

Выбор системы, типа гидротурбины и разработка эскиза турбинной установки

Выполнил: студент гр. РЗ-1-07

Озубеков А.К.

Принял: старший преподаватель

Жабудаев Т.Ж.

Бишкек - 2009

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:

1. Установленная мощность ГЭС NГЭС = 520 000 кВт
2. Количество агрегатов ГЭС zагр= 4
3. Мощность одного агрегата NТ= 130 000 кВт
4. Температура места расположения ГЭС tн= 30 оС
5. Универсальная характеристика
6. Отметки горизонтов верхнего и нижнего уровней воды

Уровни водыОтметки, мРасчетнаяМаксимальнаяМинимальнаяВерхний уровень (ВУ)172817301726Нижний уровень (НУ)166316641659

Состав и объем проекта

Расчетно-пояснительная записка включает в себя следующие этапы:

1. Выбор типа турбины и определение ее основных параметров
2. Расчет и построение рабочих характеристик выбранной турбины
3. Построение эксплуатационной характеристики турбины
4. Гидромеханический расчет спиральной камеры
5. Определение основных размеров и конфигурации отсасывающей трубы
6. Разработка габаритного эскиза турбинной установки

Гидравлические расчеты сопровождаются таблицами, рабочими и эксплуатационными характеристиками. Рекомендуется строить каждую группу графиков на отдельном листе миллиметровой бумаги формата A3. Масштабы должны быть удобными для пользования (одинаковыми для всех графиков).

Расчетные формулы приводятся с расшифровкой величин и ссылкой на литературные источники. Расчеты выполняются с использованием нормативной и справочной литературы. Объем расчетно-пояснительной записки 25-30 страниц.

Графическая часть

На ватмане формата А1 вычертить в масштабе 1:20; 1:50; 1:100 или 1:200 габаритный эскиз установки турбины. Все характерные размеры проточной части пересчитать с модельной турбины (по эскизу, помещенному в левой части универсальной характеристики), пересчет производится умножением соответствующих коэффициентов на диаметр рабочего колеса D1. На чертеже размеры указываются либо все в м, либо все в мм.

Чертежи выполнить в соответствии с требованиями ГОСТ.

График выполнения проекта

Сроки выполненияНаименование работОтметка о выполнении3-6 неделиВыбор типа турбины, определение ее основных параметров Расчет и построение рабочих характеристик выбранной турбины7 - 9 неделиПостроение эксплуатационной характеристики турбины Гидромеханический расчет спиральной камеры Определение основных размеров и конфигурации отсасывающей трубы10-12 неделиРазработка габаритного эскиза турбинной установки.13-15 неделиПроверка, оформление и защита курсового проекта.

1.Выбор гидротурбины

1.1 Определение рабочих напоров гидротурбины:

(1)

где - отметки горизонтов верхнего и нижнего уровней, м (указываются в задании).

.2. Выбор системы и типа гидротурбины

производится по величине максимального напора так, чтобы значение было бы близко к предельному напору выбранного типа, но не превышало его, т.е. .

.3 Определение номинального диаметра рабочего колеса D1, м, выбранных типов турбин (предварительно)

ПЛ 5 и 5,3 (2)

РО 4,25 и 4,5

где NТ - мощность турбины, кВт;

Нр - расчетный напор, м;1 -приведенный расход воды, принятый по /Л.8/ табл. 1-4, м3/с; - КПД модельной турбины, рекомендуется подставлять значение КПД модели м о, которое указано по /Л.8/ табл. 1-4.

Полученное по формуле (2) значение D1 округляется до ближайшего стандартного значения по /Л.8/ .

.4. Определение максимального значения КПД натурной турбины

Для ПЛ

,3

Для РО (3)

,25

,5

Здесь и в дальнейшем индекс «н» относится к натурной, индекс «м» - к модельной турбинам; ?м о- максимальное значение КПД модели (указано по /Л.8/ табл. 1-4); Re - число Рейнольдса, причем

Для ПЛ

,3

Для РО (4)

,25

,5

где ?- коэффициент кинематической вязкости воды, зависящий от ее температуры t.

Значения номинального диаметра модели D1м, напора, при котором проводились ее испытания Нм, и температуры воды при испытаниях tм указаны в /Л.8/ табл. 1-4. В качестве D1н подставляется принятое стандартное значение D1, а Нн принимается равным Нр. Зависимость ?(t) приводится в /Л.8/ табл. 5.

Таблица 1

Максимальное значение кпд натурной турбины.

Тип турбиныДля ПЛ D1, ммДля РО D1, мм55,34,254,5?н о0,94390,94460,9530,9533

Определение поправки КПД за счет масштабного эффекта и отношения КПД натурной и модельной турбин в оптимальном режиме:

Для ПЛ

5

,3

Для РО (5)

,25

,5

Для ПЛ

5

,3

Для РО (6)

,25

,5

Таблица 2

Масштабные коэффициенты и поправки к. п. д.

Тип турбиныДля ПЛ D1, ммДля РО D1, мм55,34,254,50,04190,04260,0350,0353m1,0461,0471,0381,038

.6 Определение частоты вращения турбины:

Для ПЛ

5

,3

Для РО (7)

4,25

,5

где n?1p , об/мин - расчетное значение приведенной частоты вращения. Предварительно принимаем n?1p = n?1о по /Л.8/ табл. 1-4.

Полученное по формуле (7) значение округляется до ближайшего (большего или меньшего) синхронного значения частоты вращения nc, об/мин по /Л.8/ табл. 1-4.

Таблица 3

Частота вращения турбин.

Тип турбиныДля ПЛ D1, ммДля РО D1, мм55,34,254,5n?1p = n?1о, об/мин1001007979n, об/мин165155,6153144,2nc, об/мин166,7150150142,8

.7 Уточнение расчетной приведенной частоты вращения:

Для ПЛ

5

,3

Для РО (8)

,25

,5

где n, об/мин - принятое синхронное значение частоты вращения.

Таблица 4

Уточнение частоты вращения турбин

Тип турбиныДля ПЛ D1, ммДля РО D1, мм55,34,254,5n?1p10196,477,678,3

.8 Определение рабочей зоны турбины на универсальной характеристике:

Для ПЛ

5

,3

Для РО (9)

,25

,5

Для ПЛ

,3

Для РО (10)

,25

,5

Таблица 5

Рабочая зона выбранных типов турбин

Тип турбиныДля ПЛ D1, ммДля РО D1, мм55,34,254,5n?1max, об/мин103,598,679,580n?1min, об/мин979274,375

.9 Определение «расчетной точки» турбины на универсальной характеристике. Вычисляется произведение

Для ПЛ

5

,3

Для РО (11)

,25

,5

где N, кВт - номинальная мощность турбины по заданию;1, м - выбранное стандартное значение;р, м - расчетный напор. Далее определяется, в какой точке универсальной характеристики, расположенной на линии n?1р=соnst, произведение Q?1 и КПД модели ?м дает значение, полученное по формуле (11). Поиск ведется методом последовательных приближений.

Для найденной «расчетной точки» выписываем из универсальной характеристики значения расхода Q?1 , кпд модели ?м и коэффициента кавитации ?.

Таблица 6

Определение «расчетной точки» выбранных типов турбин

Тип турбиныДля ПЛD1, ммДля РОD1, мм55,34,254,5Q?1?м0,9450,841,321,18Q?1, м3/с0,1050,941,341,32?м0,8830,8870,80,82?0,3270,270,2440,235

.10 Определение высоты отсасывания

Для ПЛ

5

,3

Для РО (12)

,25

,5

где Н = Нр, м;

? - коэффициент кавитации турбины в «расчетной точке» (см. п. 1.9); отметка расположения рабочего колеса натурной турбины над уровнем моря (принимается ?НУр); ?Нs=1,5 м - дополнительное заглубление рабочего колеса, учитывающее неточности определения ? при испытаниях моделей, масштабный эффект и антикавитационный запас; ?Zx.пл- разность высотных отметок двух характерных плоскостей турбины: новой, относительно которой определяется Нs натурной турбины, и старой, относительно которой определялась Нsм при кавитационных испытаниях моделей. ?Zx.пл определяется следующим образом:

·для осевых горизонтальных капсульных турбин (ПЛ-ГК) ?Zx.пл = - D1 /2;

·для осевых вертикальных ПЛ - турбин (ПЛ-В) ?Zx.пл = 0;

·для вертикальных ПЛД- и РО - турбин ?Zx.пл = bо /2.

Здесь bо - высота направляющего аппарата (НА) турбины, которая пересчитывается с модели

Для РО (12)

4,25

,5 (13)

где bо м - высота направляющего аппарата модельной турбины (указана на УХ, а также в /Л.8/ табл. 1-4); D1м - диаметр модели (указан на УХ, а также в /Л.8/ табл. 1-4).

Таблица 7

Высота отсасывания (допустимая) выбранных типов турбин

Тип турбиныДля ПЛD1, ммДля РОD1, мм55,34,254,5Нsдоп, м-14,6-10,9-7,81-7,15

.11 Высоты заглубления подошвы отсасывающей трубы относительно нижнего бьефа определяются так:

Для ПЛ

5

,3

Для РО

,25

,5 .

Причем значения:

·высоты отсасывающей трубы h по /Л.8/ табл. 18;

·высоты ;

·высоты направляющего аппарата bо пересчитываются с модели.

.12 Сопоставление различных вариантов турбин и выбор оптимального

Данные расчетов по всем рассматриваемым вариантам турбин сводятся в табл. 8.

При определении ?н в «расчетной точке» (табл. 8, граф. 7) следует учесть поправку на масштабный эффект:

Для ПЛ

?н = 0,883 + 0,0419 = 0,9249

,3 ?н = 0,887 + 0,0426 = 0,9296 ,

Для РО (14)

,25 ?н = 0,8 + 0,035 = 0,835

,5 ?н = 0,82 + 0,0353 = 0,8553

где ?м - КПД модели в «расчетной точке»; ?? - определенная по формуле (5) поправка.

Таблица 8

№ вариантаМарка турбиныD1, мn, об/минНs, м?н о, %?н в «расчетной точке»n?1p, об/минn?1о об/минВ, мhз, м12345678910111ПЛ5167-14,60,94390,924910110018,05252ПЛ5,3150-10,90,94430,929696,410019,13321,983РО4,25150-7,810,9530,83577,67916,716,634РО4,5142,8-7,150,95330,855378,37917,6816,56

Сравним различные варианты турбин:

Так как колебания напора ГЭС не очень велики, то можно выбрать РО турбины.

Вариант с РО турбинами при одинаковом числе агрегатов дает меньшую стоимость турбины и строительных работ.

РО колеса этого типа имеют самую большую быстроходность и большие значения кавитационных коэффициентов.

Сравнив два варианта РО турбин, выбираем РО 75 - ВМ - 425.

Так как D1 = 4.25 м - предпочтительнее выбрать турбину с меньшим диаметром рабочего колеса, так как это влияет на массу и размеры гидротурбины.

РО 75 - ВМ - 425 имеет высокую частоту вращения n = 150 об/мин. От частоты вращения n зависит масса и размеры генератора. Частота вращения ротора и рабочего колеса турбины при работе под нагрузкой всегда должны быть строго постоянными, равными синхронной частоте вращения.

Также выбранная турбина обладает высоким КПД. Лишь незначительно уступая КПД РО 75 - ВМ - 450.

HS = - 7.81 м - высота отсасывания характеризует положение турбины относительно уровня НБ. Может быть тем больше, чем меньше кавитационный коэффициент турбины.

Следовательно, РО 75 - ВМ - 425 обладает лучшими кавитационными качествами, чем РО 75 - ВМ - 450

РО 75 - ВМ - 425 имеет наименьшие размеры блока В = 16.7 и небольшую высоту заглаживания hз = 16.63 м.

гидротурбина гидромеханический спиральный труба

2. Расчет и построение рабочих характеристик гидротурбины

Для выбранной гидротурбины необходимо рассчитать и построить зависимость ?=f(N), HS=f1(N), и Q=f2(N) при нормальной (синхронной) частоте вращения n для четырех значений напора, а именно: Hp, , и Hср, причем среднее значение (с округлением до 0,5 м) определяется так:

ср = (65 +71)/2 = 68, если (- Hp)=6 >( Hp -)=4;

Расчет рабочих характеристик производится на основании УХ модели. Данные расчета рекомендуется свести в табл. 9.

Пояснения к табл. 9.

2.1 Такие таблицы заполняются для каждого напора Hp, , и Hср.

Каждому напору соответствует определенное значение приведенной частоты вращения, определяемое по формуле

ср (15)p

.2 В графы 2 и 3 табл. 9 записываются значения КПД модели и приведенного расхода, определяемые по универсальной характеристике модели в точках пересечения линии n?1=const с изолиниями КПД

Рекомендуется пересчитать и режимы с наибольшим значением ?м при каждом n?1, которые определяются по универсальной характеристике в середине между точками пересечения линии n?1=const с центральной изолинией КПД.

.3 В графы 4, 5 и 6 табл. 9 записываются значения коэффициента кавитации ?, КПД модели ?м ? и приведенного расхода Q?1?, определяемые по универсальной характеристике в точках пересечения линии n?1=const с изолиниями

При этом значения ?м ? определяются с помощью линейной интерполяции.

.4 В графы 7, 8 и 9 табл. 9 записываются значения КПД, расхода и мощности натурной турбины, вычисленные по формулам

= D21(mH)0,5Q?1 = kQQ?1; (17)= 9,81D21(mH)1,5Q?1?м = kNQ?1?м (18)

Здесь - поправка на масштабный эффект, вычисленная по формуле (5) для оптимального режима турбины и условно принимаемая постоянной во всей рабочей зоне турбины; m - вычисленное по формуле (6) отношение КПД натуры и модели; значения ?м и Q?1 берутся из граф 2 и 3 табл. 9.

2.5 В графах 10 и 11 табл. 9 записываются значения допустимой высоты отсасывания , вычисляемые по формуле (12), и соответствующие им значения мощности натурной турбины:

? = kNQ?1? ?м ?, (19)

где kN - определенный по формуле (18) коэффициент мощности, Q1? и м ? берутся из граф 5 и 6 табл. 9. В формулу (12) надо подставлять то значение напора, для которого вычисляется HS.

.6 По данным табл. 9 строятся рабочие характеристики турбины для четырех напоров, причем данные берутся для:

·??= f (N) - из граф 7 и 9;

·HS = f1 (N) - из граф 10 и 11;

·Q = f2 (N) - из граф 8 и 9.

Таблица 9а

Для Нр=65 м

№ точекМодель n?1= 77,7 об/минНатура НР= 65 м; kQ= 148 kN= 98200мQ1, 3/с?м ?Q1?, м3/сQ м3/сN, кВтНsдоп, мN?, кВт123456789101110,820,630,0730,8520,7190,85593,24507303,176001520,840,680,0770,8750,80,875100,64560913,046874030,860,7450,0840,8960,870,895110,26629162,597654940,880,830,0920,910,920,915122,84717252,078221350,900,880,1020,91760,960,935130,24777741,428650360,910,920,110,91271,010,945136,16822130,99052370,911,050,1410,911,050,945155,493830-1,129383080,901,130,1620,9061,0850,935167,2499869-2,489653290,881,1850,1840,9081,120,915175,38102403-3,999865100,861,2350,2040,891,1750,895182,78104298-5,2102692110,841,280,2220,8851,220,875189,44105584-6,4106026120,821,3150,2350,8651,280,855194,62105889-7,2108727130,81,3350,2440,8421,330,835197,58104877-7,8109970

Таблица 9б

Для Нmax= 71 м

№ точекМодель n?1= 75 об/минНатура Нmax= 71 м; kQ= 155 kN= 112106мQ1, м3/с?м ?Q1?, м3/сQ м3/сN, кВтНsдоп, мN?, кВт123456789101110,820,60,0650,840,6750,85593551563,46356420,840,680,070,8680,760,875105,4640343,087395430,860,7380,0780,8960,850,895114,39711512,58537940,880,7950,0850,910,920,915123,22784292,029385550,900,8650,0930,9120,950,935134,07872741,49712860,910,920,10,9110,980,945142,6938550,9510008570,9110,1250,9091,020,945155102016-0,810394280,901,110,160,9071,040,935170,5111993-3,310574790,881,170,1850,9051,060,915181,35115424-5,08107543100,861,220,2020,9011,10,895189,1117621-6,3111108110,841,260,220,8881,1420,875195,3118652-7,57113686120,821,30,230,8651,1650,855201,5119504-8,3112972130,81,330,2420,841,20,835206,15119280-9,1113002

Таблица 9в

Для Нср=68 м

№ точекМодель n?1= 75,89 об/минНатура Нср= 68 м; kQ= 152 kN= 105077мQ1, м3/с?м ?Q1?, м3/сQ м3/сN, кВтНsдоп, мN?, кВт123456789101110,820,620,0680,830,650,87594,24534213,45668920,840,680,0730,8620,740,895103,36600203,16702630,860,740,080,890,840,915112,48668712,67855540,880,80,0870,9080,910,935121,6739742,18682350,900,870,0950,9170,940,945132,24822751,69086360,910,920,1050,9190,980,945139,84879700,919463470,911,020,1320,9151,020,935155,0497532-0,99806880,901,120,1620,9111,040,915170,24105917-39955490,881,170,1850,91251,070,895177,84108187-4,5103073100,861,220,2020,9021,110,875185,44110246-5,7105205110,841,270,220,8851,160,855193,04112096-7107872120,821,310,230,8651,210,835199,12112873-7,6110042130,81,330,250,841,250,875202,16111802-9110330

Таблица 9г

Для Нmin= 62 м

№ точекМодель n?1= 79,48 об/минНатура Нmin= 62 м; kQ= 145 kN= 91481мQ1, м3/с?м ?Q1?, м3/сQ м3/сN, кВтНsдоп, мN?, кВт123456789101110,820,640,0780,830,650,87592,8480093,24935420,840,690,0840,860,7550,895100,05530222,85939830,860,740,090,880,830,915107,3582182,476681740,880,830,10,8980,890,935120,35668171,87311350,900,910,1120,910,940,945131,95749231,17825260,910,940,120,91610,95136,3782520,68379670,9150,970,1260,9141,040,95140,65811940,248595880,9151,030,1370,9191,090,945149,3586216-0,49064090,911,080,1480,9021,1250,935156,689907-1,1392830100,901,130,1650,8881,180,915163,8593036-2,295857110,881,20,190,8681,2250,89517496603-3,797271120,861,240,210,8471,280,875179,897555-4,999180130,841,30,2270,821,330,855188,599897-6,0299769140,821,320,240,781,370,835191,499019-6,897756150,81,340,250,741,4250,875194,398067-7,496466

3. Построение эксплуатационной характеристики турбины

Необходимо построить эксплуатационную напорно-мощностную характеристику турбины, используя для этой цели построенные рабочие характеристики ?=f(N) и HS=f1(N), а также вспомогательные зависимости открытий направляющего аппарата ао=f3(N)

.1 Расчет зависимостей ао=f3 (N)

проводится на основании универсальной характеристики турбины для четырех напоров (Hр, , , Hcр). Данные расчета рекомендуется свести в табл. 10 и 11.

.2 В графы 2, 3 и 4 табл. 10 записываются значения открытия модели ао м, КПД модели и приведенного расхода в точках пересечения горизонтали n?1=cоnst c изолиниями аом на универсальной характеристике (значения ?м определяются интерполяцией).

.3 В графу 5 табл. 10 записываются значения ао натурной турбины, определяемые по формуле

ао = ао м· 5,1 /0,46· 24 /20, (20)

где Dом и Zом - диаметр окружности расположения осей лопаток направляющего аппарата и число этих лопаток у модели (указаны на универсальной характеристике); Dо и Zо- то же для натурной турбины в соответствии со стандартом, указаны в /Л.8/ табл. 16, причем для РО - турбин

о = 1,2 · 4,25= 5,1, (21)

.6 Мощность в графе 6 (табл. 10) определяется по формуле (18)

.7 Используя данные табл. 10, строят зависимости ао= f3 (N) для четырех напоров

3.8 В координатах N, H наносятся изолинии КПД ?? (8-10 кривых через 1-2% КПД), линии равных допустимых высот отсасывания (4 - 5 линий), линии равных открытий направляющего аппарата ао.

Для этой цели графики зависимостей ?=f(N), HS=f1(N), ао=f3(N) и рассекаются горизонтальными линиями, и точки их пересечения переносятся на поле N, H (по соответствующим значениям напора и мощности). Соединяя точки равных КПД, равных и т.д., получают эксплуатационную характеристику.

.9 На эксплуатационной характеристике проводится линия ограничения мощности

причем:

а) на участке от до Hр линия ограничения, как правило, является вертикальной прямой (N=const) и соответствует значению номинальной мощности турбины (ограничение по генератору);

б) на участке от Hр до линия ограничения является наклонной линией и соответствует постоянству одного из следующих параметров:

ао = сonst (ограничение по ао макс);

=const (ограничение по мин).

При этом ограничивающее значение принятого параметра (ао или ) соответствует величине этого параметра в «расчетной точке» и определяется из построенных графиков ао=f3(N), =f1(N) для Hр и заданной номинальной мощности. Из этих же графиков определяется и значение мощности N*, которое соответствует линии ограничения при Hмин.

Конструктивная реализация линии ограничения проще всего осуществляется при ао=const. Поэтому следует отдавать им предпочтение.

Таблица 10а

Для Нр= 65 м

№ точекМодель n?1 = 77,7 об/минНатура Нр = 65 м; kN = 98200ао м, мм?мQ?1, м3/сао, ммN,кВт1234561160,8190,62212,7498642200,870,78266666383240,9110,935319,1836454280,911,06372,3947235320,8921,149425,41006466360,861,235478,61042987400,831,3531,81059578440,81,34585,021052709480,781,37638,2104936

Таблица 10б

Для Нmax=71 м

№ точекМодель n?1 = 75 об/минНатура Нmax = 71 м; kN =112106ао м, мм?мQ?1, м3/сао, ммN, кВт1234561160,8230,625212,7576642200,8780,785266772673240,9120,94319,1961064280,9061,05372,31066465320,891,14425,41137436360,8581,23478,61183107400,821,3531,81195058440,791,34585,021186759480,761,36638,2115872

Таблица 10в

Для Нср= 68 м

№ точекМодель n?1 = 75,89 об/минНатура Нср = 68 м; kN = 105077ао м, мм?мQ?1, м3/сао, ммN, кВт1234561160,820,62212,7534212200,8750,78266717153240,9110,94319,1899814280,9071,055372,31080855320,891,14425,41166116360,8591,23478,61110217400,821,3531,81120128440,791,335585,021108199480,761,370638,2109406

Таблица 10г

Для Нmin= 62 м

№ точекМодель n?1 = 79,48 об/минНатура Нmin = 62 м; kN = 91481ао м, мм?мQ?1, м3/сао, ммN, кВт1234561160,8150,619212,7461512200,8670,78266618653240,90350,93319,1768674280,91251,06372,3884855320,8951,15425,4941576360,8651,239478,6980437400,841,3531,8998978440,81,35585,02987999480,781,378638,298327

3.10 Указания

а) На эксплуатационной характеристике необходимо замкнуть те изолинии КПД, которые замыкаются в поле характеристики (в пределах от до ). Для этого по формуле (16) определяется соответствующее значение ??м =h-Dh (где Dh из п.1.5, h - КПД, для которого проводится расчет для замыкания), и по нему на универсальной характеристике находится изолиния ??м=const. Далее на универсальной характеристике определяются верхняя и нижняя горизонтали n?1=соnst, являющиеся касательными к изолинии ??м=соnst, и в точках касания определяются значения n?1, Q?1, по которым рассчитываются по формулам (15) и (18) значения Н и N точек замыкания кривой на эксплуатационной характеристике.

Вывод напора Н из формулы (15)

где m - из п. 1.5; п - из п. 1.6.

Из формулы (18) мощность выражается

.

Вычисления свести в табл. 1.

Таблица 12

мQ1, м3/сn1, об/минН, мN, кВт1234560,940,9051,1294,543,855047,40,930,8951,1495,542,953766,90,920,8851,169741,6516050,910,8751,29939,949563

4. Разработка габаритного эскиза турбинной установки

.1 Турбинные камеры

В зависимости от значения напора спиральные камеры выполняются бетонными, металлическими или сталежелезобетонными.

При напорах до 50 м применяются бетонные, от 50 до 80 м - бетонные с металлической облицовкой, от 40 до 700 м - металлические в сварном или литом исполнении, при напорах 100-300 м и больших расходах - сталежелезобетонные камеры.

Значения применяющихся углов и приведены в таблице 11 /Л.8/.

.2 Гидромеханический расчет спиральной камеры

.2.1 Средняя скорость во входном сечении спирального канала определяется от напора либо по кривой /Л.3, рис. 101/, либо по формуле

(22)

где kс - скоростной коэффициент: для турбин с бетонными спиральными камерами 0,85 при Н=40м, 1,0 при Н=3м; с металлическими камерами - 0,5 при Н=500м и 0,85 при Н=40м. При промежуточных напорах его определяют линейной интерполяцией по указанным выше крайним значениям.

Например

с=0,5+0,35=0,83

.2.2 Расход воды Qo, м3/сек, через турбину при номинальной мощности N и расчетном напоре Нр

o= (23)

4.2.3 Полный расход , м3/сек, через спираль во входном ее сечении, соответствующий наибольшему координатному углу (углу охвата) омакс, равен

= (24)

.2.4 Радиус входного сечения спирали, м:

(25)

.2.5 Радиус выходных кромок колонн статора, м:

b= (26)

где Db - диаметр окружности, проходящий через выходные кромки колонн или ребер статора, м, даны в табл. 16 /Л.8/.

.2.6 Радиус входных кромок колонн статора, м:

a= (27)

где Da - диаметр окружности, проходящий через входные кромки колонн или ребер статора, м, даны в табл. 16 /Л.8/.

.2.7 Постоянная спирали С

С= (28)

.2.8 Радиусы меридиональных сечений и радиусов, наиболее удаленных от оси точек этих сечений при различных углах находятся на основе формулы

, (29)

и определяется соответствующая величина

r = rа+2?. (30)

.2.9 Диаметр сечения, примыкающего к трубопроводу и пропускающего полный расход Qo, м:

тр= (31)

.2.10 Площадь входного сечения, м2:

(32)

.2.11 Расход Q, м3/сек, для различных радиальных сечений:

(33)

.2.12 Средние окружные скорости воды в сечениях спирали, м/сек:

(34)

.2.13 Длина L, м:

, (35)

где = 150.

.2.14 Следует заметить, что ближайшие к зубу радиальные сечения (16-23) имеют эллиптическую форму. Размеры эллипсов определяются расчетом, принимая .

Для нахождения эллипса определим среднюю скорость, м/сек:

(36)

Определим радиус эллипса, м:

(37)

Результаты этих расчетов занесены в табл. 13.

.3 Расчет отсасывающей трубы

Нормы технологического проектирования гидроэлектростанций рекомендуют принимать высоту отсасывающих труб h для осевых турбин не менее , для радиально-осевых турбин - не менее и для диагональных - не менее .

В табл. 18 /Л.8/ приведены характерные размеры изогнутых отсасывающих труб гидротурбин, используемых при разных напорах. Рассматриваемые в таблице параметры указаны в безразмерных величинах относительно номинального диаметра рабочего колеса .

При ширине отсасывающей трубы в выходном диффузоре допускается установка опорного бычка. Толщина бычка принимается в пределах . Расстояние от оси гидротурбины до входной кромки бычка принимается . . .

При большой ширине отсасывающей трубы, например, при , в ней возводят два бычка. Число бычков определяется при расчете перекрытия отсасывающей трубы.

В табл. 14 приведены размеры отсасывающих труб.

Таблица 13

К расчету металлической спиральной камеры

Номер сечений

м,м2м,

м,

м,

мЭллипт. сечения, м,

м2Q,

м3/сек,

м/сL,

м,

м2/сек123456789101112131413450,875,832,413,296,5813,25-342076,081,937,9523300,835,582,363,196,4013,07-32,141986,161,927,7933150,795,322,313,106,2112,88-30,31896,231,887,8943000,765,072,253,016,0212,69-28,51806,311,857,7752850,724,822,192,925,8312,50-26,71716,41,837,6862700,684,562,132,825,6412,31-251626,41,777,9672550,644,312,072,725,4412,11-23,31536,571,757,782400,604,052,012,625,2411,91-21,61446,661,727,8492250,573,801,952,525,0411,71-19,961356,761,697,6102100,533,551,882,414,8311,50-18,31266,861,667,63111950,493,291,812,314,6211,29-16,71176,971,617,56121800,453,041,742,204,4011,07-15,21087,091,597,63131650,412,791,672,094,1810,85-13,7997,21,557,59141500,382,531,591,973,9410,61-12,2997,361,527,6151350,342,281,511,853,7010,37-10,78817,511,477,64161200,302,031,421,733,45-9,699,38727,671,437,57171050,261,771,331,603,29-9,238,03637,841,397,518900,221,521,231,462,92-8,756,7548,041,357,4219750,191,261,121,312,63-8,265,4458,261,37,2820600,151,011,011,162,32-7,744,2368,51,247,6821450,110,760,870,981,97-7,183,278,831,197,6122300,070,500,710,791,57-6,561,9189,21,137,7923150,030,250,500,541,08-5,830,999,761,057,87У зуба000000-000

52,03 м 377,3 м2/сек

Таблица 14

Геометрические размеры отсасывающей трубы и их элементов

Напор, м719,7719,14,974,252,972,894,675,12,461,785,440,3810,16,371,34

Литература:

1.Ильиных И.И. Гидроэлектростанции. М.: Энергоиздат, 1982.

2.Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций. Справочное пособие в двух томах /Под ред. Ю.С. Васильева и Д.С. Щавелева. М.: Энергоатомиздат, 1988.

.Смирнов И.Н. Гидравлические турбины и насосы. М.: Высшая школа, 1969.

.Справочник по гидротурбинам. /Под ред. Н.Н. Ковалева. Л.: Машиностроение, 1984.

.Ковалев Н.Н. Проектирование гидротурбин. М.-Л: Машиностроение, 1974.

.Потапов В.М., Ткаченко П.Е., Юшманов О.Л. Использование водной энергии. М.: Колос, 1972.

.Грановский С.А., Малышев В.М., Орго В.М., Смоляров Л.Г. Конструкции и расчет гидротурбин. Л.: Машиностроение, 1974.

.Гидроэнергетические установки. Методические указания по курсовой работе / Кырг. гос. техн. ун-т; сост. Т.Ж. Жабудаев. Б.: ИЦ «Текник», 2006 - 44с.

Министерство образования и науки Кыргызской Республики Кыргызский государственный технический университет им. И. Раззакова Энергетический факультет Каф

Больше работ по теме: