2.1 Вибір гідротурбінного обладнання

2.1.1. Схема напорів гес, вибір типу турбіни і числа агрегатів.

Статичні напори на ГЕС змінюються від максимального Н_{ст макс} = НПР – НБ_мін до Н_{ст мін} = РМО – НБ _при Q _ГЕС. При цьому, враховуючи відносно велику довжину підвідних водоводів (L_вод.=600м), в розрахунках використовуємо корисні напори Н_макс = Н_{ст макс} – h_{w вод.} і Н_мін = Н_{ст мін} – h_{w вод.} Втрати напору у водоводах h_{w вод} приймаємо рівними 10 і 8,5% відповідно від Н_{ст макс} і Н_{ст мін.} Рівні води в нижньому б’єфі визначаємо за кривою зв’язку НБ=f(Q) при витратах Qмін, Q_ГЕС і Qпов. Витрати Q_ГЕС і Qа обчислюємо за наданими величинами N_вст=1200 МВт, Н_р=85,2 м і вибраному числу агрегатів Z=6.

Попередньо Z назначаємо, орієнтуючись на одиничну потужність агрегатів здійснених аналогів Братської та Усть-Ілімської електростанцій. Орієнтовний техніко-економічний розрахунок (див. спецчастину проекту, розділ 4.1.) підтвердив доцільність встановлення 4-х або 6-ти агрегатів. Остаточно приймаємо Z = 6 за умовою кращого покриття графіка навантаження і зручності виготовлення і транспортування обладнання.

де _т, _г – КПД турбіни і генератора, попередньо приймаємо такими _т=0,92 і _г=0,97.

Таким чином: НБ_мін = 500,6 м; НБ _при Q _ГЕС = 503 м; НБ_Макс = 504,3 м. Корисні напори на ГЕС складають:

Н_макс = 0,9(605 – 500,6) = 0,9104,4 = 94,1 м;

а)

б)

Рис. 2.1. Схема напорів ГЕС: а – дериваційних і

пригребельних; б – руслових і пригребельних

Н_мін = 0,915(590 – 503) = 0,91587 = 79,6 м.

Схема напорів приведена на рис. 2.1.

Такому діапазону зміни напорів задовольняє номенклатурна радіально-осьова турбіна РО 115/697, яка рекомендується для роботи при напорах 70–115 м (див. зведений графік областей застосування реактивних турбін).

2.1.2. Розрахунок основних параметрів гідротурбін.

За частковим графіком областей застосування турбін РО 115 за потужністю турбіни

N_т = N_a/_г = N_вст/Z_г = 1200000/60,97 = 206 МВт

і розрахунковому напору Н_р = 85,2 м визначаємо діаметр робочого колеса Д₁ = 5,0 м і синхронне число обертів n₀ = 115,4 об/хв. Висота відсмоктування на відмітці рівня моря h_s при максимальному напорі складає h_s = –3,1 м.

Отримані параметри турбіни уточнюємо розрахунком з використанням універсальної характеристики турбіни РО 115/697.

Діаметр робочого колеса визначаємо за формулою:

де , м³/с – приведена витрата при оптимальних приведених обертах , визначається за універсальною характеристикою на лінії 5% запасу потужності (рис. ІІ.2.3); інші позначення такі самі.

Приймаємо стандартний номенклатурний діаметр робочого колеса D₁ =5,0 м, визначаємо основні розміри робочого колеса і складаємо його структурну схему (рис. ІІ.2.2).

Частоту обертів робочого колеса визначаємо за формулою

Приймаємо синхронне число обертів n₀ = 125 об/хв. Уточнюємо приведені розрахункові оберти

і розрахункову приведену витрату при (в прикладі (див. рис.2.3).

Визначаємо розрахунковий ККД турбіни _тр = _мр +  і вираховуємо номінальну потужність N _ТО

Рис. 2.2. Конструктивна схема робочого колеса

турбіни РО115/697

Рис. 2.3. Зона роботи турбіни РО115/697 на головній

універсальній характеристиці

де _мр = 0,896 — ККД моделі турбіни в розрахунковій точці — знімається в режимній точці В на лінії 5% запасу потужності при (рис. ІІ.2.3);  = _то - _мо – поправка на різницю діаметрів натурної турбіни і її моделі (різницю напорів для РО турбін не враховуємо); _мо = 0,91 – знімається з універсальної характеристики, _то – вираховується по формулі:

Таким чином  = 0,954 – 0,91 = 0,044; _тр = 0,896 + 0,044 = 0,94;

За потужністю N _т.о. уточнюємо витрату турбіни

Враховуючи незначну відміну витрати від вихідної, відмітки в НБ практично не міняються і тому в проекті не коректуються.

Загальна маса турбіни (зі стальною спіральною камерою) за даними заводу ЛМЗ при Н_макс =104,4 м дорівнює G_т = 430 т. За емпіричною залежністю маса складає

.

Приймаємо масу турбіни G_т = 430 т. Масу робочого колеса обчислюємо за формулою

т.

Приймаємо G_рк = 85 т.