Сведения о сооружении гэс при плотине гидроузла Вилейско-Минской водной системы (первая очередь строительства)

Справочные данные по Вилейскому водохранилищу (аккумулирующая емкость)

Площадь зеркала	6460 га
Ширина	3-5 км
Длина	до 30 км
Средняя глубина	3,7 м
Полный объем	260 млн.м3
Полезный объем	238 млн.м3
Ввод в эксплуатацию	1974 г.
Средний годовой сброс воды в нижний бьеф	575 млн.м3/ год

Расчетная часть Определение напоров.

Максимальный напор ,

Минимальный напор ,

Расчётный напор

Определение расчётных расходов гэс.

Характерными расходами ГЭС являются расход, который соответствует пропускной способности гидротурбин - Q_T, и расход, который определяет размеры водосбросных сооружений ГЭС - Q_В.

Определим расчётные расходы для ГЭС. Площадь водосбора S=4600 км², предполагаемый расчётный напор Н_р=11,1 м.

2.1. По карте с изолиниями среднегодовых модулей стока для Минской области находим .

Определяем среднемноголетний расход

.

Вычисляем коэффициент вариации

.

Принимаем обеспеченность расчётного расхода турбин ГЭС Р_ГЭС=80%.

Из табл. 1.2 (л-1) для P=80% и С_v=0,294, интерполируя находим Y=0,75. Определяем рабочий расход ГЭС (расход через турбины)

.

Расчётный расход ГЭС далее используем для подбора гидротурбин.

2.2. Оцениваем предварительно расчётную мощность ГЭС при КПД η=0,9

Из таблицы 1.4. (л-1) следует, что проектируемая ГЭС относится к 3 классу капитальности.

Из таблицы 1.5. (л-1) определяем расчётную обеспеченность максимальных расходов, соответственно для нормальных условий эксплуатации Р=2%, а для чрезвычайных (катастрофических) Р=0,5%.

С помощью типового гидрографа находим соотношение Q/Q₀=6,5 и соответственно среднепаводковый расход

Из таблицы 1.3 (л-1) для обеспеченностей 2 и 0,5% и С_V=0,294 с помощью интерполирования определяем ординаты кривой обеспеченности :

Y₂=1,79; Y_0,5=2,1.

Вычисляем расчётные максимальные расходы двух и полторапроцентной обеспеченности

.

Расчётный максимальный расход для нормальных условий эксплуатации используется при определении отметки гребня водослива, длины водосливного фронта плотины, условий сопряжения бьефов и т.п.

При пропуске этого расхода уровень воды в верхнем бьефе поддерживается на отметке нормального подпёртого уровня (↓НПУ).

При пропуске максимальных расходов, соответствующих чрезвычайным условиям эксплуатации (катастрофические расходы) уровень воды в верхнем бьефе превышает НПУ. Поэтому условия работы сооружений ухудшаются и даже возможно их частичное повреждение.

Учитывая, что катастрофические расходы бывают очень редко ( в данном случае 1 раз в 100 лет) и продолжительность их невелика, экономически целесообразно идти на определённый риск снижения запаса устойчивости сооружений.

Подбор гидротурбин:

Необходимые данные:

1) Напоры: максимальный - Н_max=11,41 м, расчётный - Н_р=11,1 м, минимальный – Н_min=7,28м.

2)Расчётный расход Q_P=20 м³/с.

3)Геодезическая отметка уровня нижнего бьефа при расчётном расходе - ↓=147,9 м.

3.1 Приближённо принимаем КПД турбины η=0,9 и определяем в первом приближении мощность ГЭС

3.2 Назначаем число турбин. Принимаем 4 турбины.

3.3 Определяем мощность одной турбины

.

3.4 Выбираем для напора 11,1 м возможные для использования типы турбин из номенклатуры. Примем турбины ПЛ 20/811-ВБ-50, наибольший допустимый напор которой равен 20м и РО 45/820-ВМ-46, наибольший напор – 45 м.

По главным универсальным характеристикам (ГУХ) (приложение 1) выбранных турбин определяем приведённый расход и частота вращения для точки с максимальным КПД.

Результаты представляем в таблице 1.

таблица 1

Тип турбины	, л/с	, об/мин	η м, %
ПЛ-20	1160	146	92,0
РО-45	1200	82,5	92,1

3.5 Вычисляем диаметр и частоту вращения

для турбины ПЛ-20

для турбины РО-45

принимаем 2 синхронных диаметра 1,0 м и 1,2 м

для турбины ПЛ-20

.

принимаем синхронные частоты 500 и 428 об/мин

для турбины РО-45

принимаем синхронные значения частот 300 и 230,8 об/мин

3.6 Принимаем ближайшие стандартные значения диаметра и синхронной частоты вращения.

Для ПЛ-20: два варианта диаметра 1,0 и 1,2 м и соответственно две синхронные частоты вращения 500 и 428 об/мин;

Для РО-45: два варианта диаметра 1,0 и 1,2 м и соответственно две синхронные частоты вращения 300 и 230,8 об/мин.

3.7 Для выбранных стандартных значений определяем приведённые расход и частоту вращения , по ГУХ определяем КПД модели η, определяем КПД натурной турбины η_н.

Для турбины ПЛ-20:

для D=1,0м a n=500об/мин

;

;

;

;

для D=1,2м a n=428об/мин

;

;

;

;

Для турбины РО-45:

для D=1,0м a n=300об/мин

;

;

;

;

для D=1,2м a n=230,8об/мин

;

;

;

;

3.8 Полученные данные заносим в таблицу 2:

таблица 2

№	Тип турбины	D1 ,м	N	Q’	n'	КПД
						модель	Натура
1	ПЛ-20	1	500	1,468	150	91,5	92,6
2		1,2	428	1,223	154	91,7	93
3	РО-45	1	300	1,466	90	90	91,3
4		1,2	230,8	1,222	83	91	92,4

Выбираем турбину, обеспечивающую наибольший кпд: турбину типа ПЛ-20/811-ВБ-140.

3.9 Для выбранной турбины по ГУХ определяем коэффициент кавитации для расчетного режима, в данном случае для Q’=1,223м³/с и n’=154 об/мин =0,475

3.10 Определяем допустимую высоту всасывания

где f=1,1 – коэффициент запаса.