1.5. Определение поправки кпд

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

Δ =  _{н о} -  _{м о}, (1.5)

m =  _{н о} /  _{м о}. (1.6)

1.6. Определение частоты вращения турбины

n ^* = n_I^' _p (m * H _p)^0.5 / D₁, (1.7)

где n_I^' _p, об/мин – расчетное значение приведенной частоты вращения.

Предварительно принимаем n_I^' _p = n_I^' _оpt по таблице 1.

Полученное по (1.7) значение округляется до ближайшего синхронного значения частоты вращения n_синх, определяемого по формуле:

n _синх = 3000/p, (1.8)

где р – число пар полюсов синхронного генератора.

1.7. Уточнение расчетной приведенной частоты вращения

n_I^' _p = n _синх * D₁ / (m * H _p)^0.5. (1.9)

1.8. Определение рабочей зоны турбины на УХ

n_I^' _max = n _синх * D₁ / (m * H _min)^0.5, (1.10)

n_I^' _min = n _синх * D₁ / (m * H _max)^0.5. (1.11)

1.9. Определение «расчетной точки» турбины на универсальной характеристике

Вычисляется произведение

(Q_I^' * _м) = N/(9.81 * D₁² * (m*H _p)^1.5). (1.12)

Далее необходимо определить в какой точке УХ, расположенной на линии n_I^' _p= Const, произведение Q_I^' и КПД модели отвечает условию (1.12). Поиск ведется методом последовательных приближений.

Для найденной «расчетной точки» выписываем значения Q_I^', _м и коэффициента кавитации .

1.10. Определение допустимой высоты отсасывания

Н ^доп_s = 10 - /900 - s*Н_p - Δ Н _s + Δ Z _х.пл, (1.13)

где  - отметка расположения рабочего колеса турбины принимается предварительно равной  НУ_р;

Δ Н_s = 1,5 м – дополнительное заглубление рабочего колеса, учитывающие неточности определения s при модельных испытаниях, масштабный эффект и антикавитационный запас;

Δ Z _х.пл – разность отметок характерных плоскостей модельной и натурной турбин (определяется следующим образом: для осевых горизонтальных капсульных турбин (ПЛГК)Δ Z _х.пл = - D₁ /2; для осевых вертикальных турбин (ПЛ)Δ Z _х.пл = 0; для вертикальных диагональных и радиально-осевых турбин (ПЛД и РО) Δ Z _х.пл = B_{0 н} /2).

Здесь B_{0 н} – высота направляющего аппарата натурной турбины, которая пересчитывается с модели:

B_{0 н} =B_{0 м} *D_{1 н} / D_{1 м} , (1.14)

где - B_{0 м} и D_{1 м} - указаны на УХ.

Примечания.

1. Расчеты по п.п. 1.3 – 1.10 проводятся для всех типов турбин, выбранных в п. 1.2.

2. Если при округлении диаметров или частот вращения до стандартных величин принималось по два значения, то дальнейшие расчеты ведутся для всех принятых значений.

1.11. Сопоставление турбин и выбор оптимального варианта

Данные расчетов по всем рассматриваемым вариантам турбин сводятся в таблицу 4.

При определении h_{н р.т.} в «расчетной точке» (графа 7) следует учитывать поправку на масштабный эффект:

h _{н р.т} = h _м + Δ h, (1.15)

где Δ h - поправка, определенная ранее по (1.5).

Таблица 4

Показатели натурных гидротурбин

№ вар.	Марка турбины	D1, м	n, об/мин	Н допs , м	hн о	h н р.т.	nI' p, об/мин	nI' о, об/мин	Всп., м
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10

При сравнении вариантов турбин учитываются диаметр рабочего колеса, определяющий размеры турбины и её блока; частота вращения, влияющая на габариты и массу генератора; высота отсасывания, от величины которой зависит заглубление турбины; значение КПД в оптимальном режиме и в «расчетной точке»; расположение рабочей зоны на УХ. Следует иметь в виду, что при больших колебаниях действующего напора ГЭС, поворотно-лопастные турбины, как правило, предпочтительнее жестколопастных.

По результатам анализа выявляется оптимальный по совокупности показателей вариант. После согласования с консультантом он и утверждается в качестве окончательного решения.