Проектування машинної будівлі ГЕС комплексного гідровузла

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 НПР=232,0 м і РМО=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:



.






НБmin

НБприQutc

НБmax



НПР

РМО

Hст.min

Hст.max

Рис.1. Схема напорів

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 Hст.max=32 м>30 м).



2.1.2 Розрахунок основних параметрів гідротурбіни

По графіку областей застосування турбін по потужності турбіни:



Nt=Na/г= Nуст/Zηг=90/(3·0,97)=30,93МВт



і розрахунковому напору Нр= 26 м знаходиться діаметр робочого колеса D1=4,5 м та синхронне число обертів no= 150 об/хв. Висота відсмоктування на відмітці рівня моря при максимальному напорі складає hS= -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 no=166,7 об/хв. Уточнюємо приведені розрахункові оберти:



.



Знаходимо розрахунковий ККД турбіни тр=мр+ та знаходимо номінальну потужність турбіни NTO:



,



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

=то-мо – поправка на різницю діаметрів натурної турбіни та її моделі

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



.



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



.


По потужності NT.O. уточнюємо витрату турбіни QTP:







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







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







Приймаємо GPK=45т.



2.1.3 Розрахунок робочої зони і визначення висотного положення турбіни

Робоча зона турбіни на головній універсальній характеристиці визначається чотирикутником зі сторонами ni=const при Нмін і Нмакс і вершинами Qi при вказаних напорах при умові забезпечення номінальної потужності турбіни Nто при тр.

	При цьому зліва зона обмежується лінією зміни приведеної витрати при відповідній гарантованій потужності Nт.мін.гар= 0,6NTO по всьому діапазоні зміни напорів (від Нмакс до Нмін).

	При Нмаx=32,0 м.

	

	,

	.


При Нмін=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 Нмаx – ,

при Нміn – 

Висотне положення турбіни визначається допустимою висотою відсмоктування Hs:



Hs=10-k-T/900;



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

Конструктивну відмітку осі турбіни знаходимо за формулою:



о.тк= НБ+Нsк,



де Нsк - конструктивна висота відсмоктування, для ПЛ турбін Нsк=Нs. При змінних режимах роботи і коливаннях рівнів в нижньому б’єфі висотне положення турбіни повинно задовольняти умову: о.тк=НБ+Нsк = мінімум.



Розрахунки зводимо в таблицю:


Табл. 2.



Н, м



НБ, м

Координати режимних точок

σ

σH

КσН

Т

900

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 о.тк=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 о.тк=195,7 м.



2.1.4 Вибір і розрахунок турбінної камери

Для турбіни ПЛ 30 вибираємо бетонну турбінну камеру з кутом охоплення 0=2250.

Розміри турбінної камери визначаємо графоаналітичним методом. Переріз турбінної камери знаходимо гідравлічним розрахунком по закону сталості середньої кутової швидкості Vсп.=const 4,6 м/с. Тоді:



,

.



Прийнявши aвх=2bвх і підставивши це відношення у формулу






отримаємо квадратичне рівняння розв’язавши яке маємо: bвх=6,2 м, aвх=3,1 м. Проміжні значення a і b знімаємо з графіка (рис. 4.)

Ширина спіралі рівна Всп=10,8 м. Що визначило ширину блока Вбл=15 м. при конструктивних запасах 2,2 та 2,0 м.



2.1.5 Вибір відсмоктувальної труби

Приймаємо вигнуту відсмоктуючу трубу із стандартним коліном. Для турбіни ПЛ 30 з середньою швидкохідністю рекомендується відсмоктувальна труба типу 4А (рис. 5.

Основні розміри відсмоктувальної труби записуємо у таблицю:



Табл. 3.

розміри відсмокт. труби

h

L

B5=B4

L1

D4

h4

h5

h6







при D1=1 м

1,915

3,5

2,2

1,417

1,1

1,1

1,0

0,55

0,395

0,94

1,205

0,66

0,087

0,36

при D1=4 м

7,66

20

8,8

5,668

4,4

4,4

4

2,2

1,58

3,76

4,82

2,64

0,348

1,44



2.1.6 Підбір елементів системи автоматичного регулювання турбіни (САРТ)

Для регулювання потужності і підтримання синхронної частоти обертання агрегату передбачаємо САРТ з електрогідравлічним регулятором швидкості ЕГР з колонкою управління (КУ), маслонапірною установкою (МНУ) і сервомотором, розташованим на кришці турбіни. Регулювання агрегатів з ПЛ турбінами виконується відкриттям і закриттям направляючого апарату і поворотом лопаток.

Марку регулятора уточнюємо по діаметру головного золотника dз, який рівний діаметру маслопровода dтр і визначається з залежності:

,


де Vм=6 м/с – швидкість масла в трубопроводі; Qз=WСНА/Tsp – витрата масла через золотник; Tsp – розрахунковий час регулювання направляючого апарату;



,



де



с.



Отже:



.



WСНА – об’єм сервомоторів направляючого апарату, визначаємо по роботоздатності сервомоторів AСНА, тобто WСНА=АСНА/Рк; Pк=4106Па – робочий тиск в котлі МНУ.

Роботоздатність сервомоторів в Дж визначаємо по формулі:



,



де КСНА=0,035 – дослідний коефіцієнт.

Таким чином



,

.


Приймаємо стандартні діаметри золотника і трубопроводу dз=dтр=60 мм і марку регулятора ЕГР-60.

Тип МНУ вибираємо по об’єму котла Wк:



,



де







Такому об’єму задовольняє однокотельна МНУ з об’ємом котла Wк=2,5м3 і робочим тиском 40 кг/см2. тобто МНУ 2,5–1/40. Діаметр котла 1,148 м висота на підлогою машзалу – 3,1 м. Решта розмірів приведені на рис. 6.



2.2 Підбір гідрогенераторів



Генератор підбирається по синхронному числу обертів n0=166,7 об/хв. та активній потужності Nг.потр.



Nг.потр.=Nто. ηг.=31,95. 0,98=31,31МВт.



де Nто – номінальна потужність турбіни, ηг – ККД генератора який приймаємо ηг=0,97.

По необхідним значенням Nг.потр і Sг по каталогу вибираємо генератор-аналог СВ 650/150–36 з активною потужністю 36,0МВт, та довжиною активної сталі la = 150 см., діаметром активної сталі Da=650 см. та числом полюсів Р =36.

Потрібна довжина активної сталі дорівнює:


la.потр.=la.ан. Nг.потр./ Nг.ан=15031,31/36=130,46 см.



Приймаємо стандартну довжину активної сталі lа=135 см.

Так як число обертів n0 ≤ 150 об/хв то приймаємо зонтичний тип генератора (рис. 7.).

Маса генератора складає Gг=410т, маса ротора Gр=210 т.



2.3 Підбір електричних пристроїв ГЕС – трансформаторів, ОРУ



Враховуючи незначну одиничну потужність агрегатів, приймаємо головну схему електричних з’єднань у вигляді 3Г-2Т-1В. Відповідно, потрібна потужність трансформатора при соsφ=0,85 складає:



Sтр=Sг=Nго/соsφ=31,95/0,85=37,47МВт



Напруга трансформатора на низькій стороні рівна генераторному, напруга на високій стороні Uвн знаходиться за напругою ЛЕП – Uлеп. В залежності від установленої потужності ГЕС (NУСТ=90МВт) та довжини ЛЕП 50–150 км приймаємо напругу Uлеп=110 кВт.

По каталогу трансформаторів за потужністю 37,47МВт та напрузі 110 кВ вибираємо трьохфазний трансформатор ТДГ 60000/110.

Встановлюється трансформатор на площадці між береговим укосом та машинним залом. Огляд та ремонт передбачені на монтажній площадці в трансформаторній ямі. Розміри показані на рис. 8.

Відкритий розподільчий пристрій (ВРП) розміщений на лівому березі поряд з будівлею ГЕС. Розміри ВРП орієнтовно визначаються по кількості комірок та потрібній площі однієї комірки Fк=480м2 при UЛЕП=110кВ. Таким чином, приймаючи кількість комірок рівним числу виводів високої напруги – 2, площа ВРП складає Fврп =4801=480м2. Передбачаємо на правому березі площадку розмірами 16Ч60 м з автомобільним шляхом під’їзду.


2.4 Підбір механічного обладнання гідроелектростанції



2.4.1 Сміттєзатримуючі решітки

В береговому водоприймачі передбачено встановлення вертикальної стаціонарної стержневої решітки полігонального окреслення з відстанню між стержнями 10 см. Потрібна площа решітки знаходиться з умови допустимої швидкості на решітці. Враховуючи велике заглиблення порогу та обмежена умова її очищення приймаємо VДОП.РЕШ=1,0 м/с. Тоді:



ωРЕШ=QТР/VДОП.РЕШ=137,48/1=137,48 м2.



Конструктивно приймаємо 2 отвори шириною по 5,5 м та висотою 13 м, розділені бичками. Загальна площа решітки складає 143м2, по висоті решітки розділені на 4 секції по 3,25 м.

Конструкція решітки та водоприймача приведена на креслені. Підйом решітки краном не передбачається. Періодичне очищення простору перед решіткою здійснюється грейдером, та обслуговується козловим краном щитового відділення водоприймача.



2.4.2 Затвори

В водоприймачі передбачаємо установку аварійно-ремонтного та ремонтного затворів. Швидкодіючий аварійний затвор не встановлюємо. Приймаємо стальні плоскі затвори зварної конструкції зі суцільними ригелями на ковзаючих опорах. Аварійно-ремонтний затвор розміром 11Ч13 м обслуговується козловим краном. Розміри затворів визначались прийнятою конструкцією водоприймача. Зі сторони нижнього б’єфу при виробництві ремонтних і профілактичних робіт проточної частини агрегату передбачено встановлення секційного плоского затвору з ковзаючими опорами.

Масу затворів в тонах обчислюємо по формулі:


,



де  – розрахункове навантаження на затвор з напорами знизу Hнз і зверху Hнз отвору, що перекривається; a, b – коефіцієнти, що приймаються в залежності від типу затвора; Lз – проліт отвору, що перекривається. Результати розрахунку зводимо в таблицю.



Табл. 4.

Затвор

Lз

Hз

Hнз

Hвз





-

p

pLз

a

b

pLз/a

Gз

Аварійно-ремонтний затвор у водоприймачі

11,8

13

23,5

10,5

552,25

110,25

442

2607

30772

49

0,7

628

90

Ремонтний у водоприймачі

11,8

9,3

26,2

16,9

686,44

285,61

400,83

2364

27905

49

0,7

569

84

Ремонтний затвор відсмоктувальної труби

8,8

4

20,8

16,8

432,64

282,24

150,4

661

5823

49

0,7

118

28



2.4.3 Підйомно-транспортне обладнання

Для виконання монтажно-демонтажних робіт по основному гідроенергетичному обладнанні в машзалі передбачаємо основний кран. Приймаємо будівлю ГЕС з високим машинним залом, в який встановлюємо мостовий кран.

При числі агрегатів z<10 доцільно використовувати один кран з вантажопідйомністю, рівній найбільшій масі деталі, що монтується. В даному випадку потрібна вантажопідйомність крана визначилась масою ротора Т=210т. Приймаємо мостовий кран вантажопідйомністю 250/30т з прольотом 12,5 м.

Конструктивна схема і розміри основаного мостового крану наведена на рис. 9.



2.5 Підбір допоміжного устаткування ГЕС



Для осушення агрегата при виконанні ремонтних і профілактичних робіт по агрегату передбачена групова схема відкачки води (1 група з двох насосів на 2 агрегата). При цьому виконання загального колектора дозволяє проводити осушення любого агрегата любою групою насосів.

Відкачку проводимо скваженними насосами типу ЕЦВ. Двигуни насосів розмішені в приміщенні на відмітці 193,3. Розрахункова продуктивність насосів в л/с з врахуванням фільтрації через ущільнення ремонтних затворів рівна:



,



де Wос – об’єм води в проточному тракті агрегата при максимальному рівні нижнього б’єфу; tос – час відкачки, приймаємо tос=6 год; qф – фільтраційна витрата, приймаємо рівною 1 л/с на 1 погонний метр ущільнення; Lущ – довжина ущільнення по периметру в ремонтних затворах відсмоктувальної труби і водоприймача:



.



Об’єм води, яка залишається у відсмоктувальній трубі, турбінній камері і частині турбінного водоводу складає Wос=842м3. Отже:


.



Необхідна подача двох робочих насосів рівна:



,



подача одного насосу складає:



.



Необхідний напір насоса рівний:







Таким параметрам задовольняє насос марки ЕЦВ5–4–125.






3. Розрахунок і конструювання машинної будівлі ГЕС



3.1 Вибір типу і конструкції будівлі ГЕС



Згідно завдання проектуємо руслову водоскидну споруду ГЕС



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



3.2.1 Нижня (підводно-агрегатна) частина будівлі ГЕС

Враховуючи сейсмічну активність даного регіону приймаємо блочні розрізи будівлі ГЕС температурними швами. Ширина агрегатного блоку визначилась шириною спіралі турбінної камери. Ширина запасів дорівнює 2,2 і 2 м. Коліно приймаємо симетричним, при якому дифузор розташовується в блоці несиметрично. Враховуючи що ширина спіралі і ширина відсмоктувальної труби менше 12 м проміжні бички не ставимо. Через малу кількість агрегатів приймаємо ширину монтажної площадки 1,5Bбл. Таким чином, будівля ГЕС в плані має розміри Lгес=zBбл+Bмп=315+22,5=67,5 м, Bгес=5,5 м. Висота агрегатної частини від нижньої площини коліна до підлоги машинного залу 15,9 м і визначилась розмірами обладнання і конструктивними міркуваннями.



3.2.2 Верхня будівля (надагрегатна частина) будівлі ГЕС

Висота і ширина машинного залу визначилася умовами проносу ротора підвісного генератора з валом з сторони нижнього б’єфу. Необхідний підкрановий габарит рівний ПГ=КК-МШ=hв.об.+Св+lвн+hр+hм=9,5 м. Відмітка крюка крану КК=214,2 м.

Ширина машинного залу визначилась умовами транспортування деталей і необхідними проходами обладнанням і будівельними конструкціями. Ширина машинного залу між стінами складає 12,5 м.

Монтажну площадку розміщуємо на відмітці підлоги машинного залу. Виїзд на монтажну площадку фронтальний. Її розміри визначили з умови розкладки обладнання одного агрегату. Довжина монтажної площадки складає 22,5 м. Під монтажною площадкою розташований один поверх допоміжного обладнання для складів, майстерень тощо.



3.3 Розрахунок і конструювання водоприймача ГЕС



Запроектований напірний водоприймач зі стаціонарною решіткою плоского обрису. Висота вхідного перерізу водоприймача визначилась висотою решітки (13 м). Відмітка порогу 208,5 м. Водоприймач обладнаний аварійно-ремонтним і ремонтним затворами. Для установки ремонтних затворів, а також для очищення решітки і ремонту основного затвору передбачений козловий кран.



3.4 Водонапірні і водоскидні споруди гідровузла



В якості підпірної споруди приймаємо кам’яно-насипну греблю з ядром із суглинка. Відмітка гребеня греблі ГГ=235,0 м. Коефіцієнти верхового і низового укосів відповідно 1,6 і 1,4. Оскільки водозлив на ГЕС не може пропустити всю паводкову витрату (3600м3/с) то в греблі влаштовуємо додатковий напірний водоскид.



3.5 Компоновка споруд гідровузла – генплан



Компоновка споруд гідровузла представлена на кресленні. Склад основних споруд визначився функціональним призначенням гідровузла і типом вибраних споруд: будівля ГЕС суміщена з водоскидом, кам’яно-накидна гребля, експлуатаційні водоскиди, відкритий розподільчий пристрій, під’їзді шляхи.


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



З метою зменшення шкоди природі при будівництві і експлуатації ГЕС передбачено:

– рекультивація кар’єрів і організація в них штучних басейнів;

– обвалування мілководних ділянок;

– санітарне очищення водосховища, спеціальний режим роботи ГЕС, які виключають великі коливання води в нижньому б’єфі в період нереста;

– влаштування очисних споруд для стічних вод.






Література



		Гидроэнергетические установки/ Под. ред. Д.С. Щавелева – Л.: Энергия, 1972, 392 с.

		Методические указания 042–11 – Ровно, 1983, 96 с.

		Методические указания 042–7 – Ровно, 1982, 82 с.