Учебная работа. Выбор системы, типа гидротурбины и разработка эскиза турбинной установки

(Пока оценок нет)

Загрузка...

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 воды

Отметки, м

Расчетная

Максимальная

минимальная

Верхний уровень (ВУ)

1728

1730

1726

Нижний уровень (НУ)

1663

1664

1659

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 выполнения

Наименование работ

Отметка о выполнении

3-6 недели

Выбор типа турбины, определение ее основных параметров
Расчет и построение рабочих характеристик выбранной турбины

7 — 9 недели

Построение эксплуатационной характеристики турбины
Гидромеханический расчет спиральной камеры Определение основных размеров и
конфигурации отсасывающей трубы

10-12 недели

Разработка габаритного эскиза турбинной установки.

13-15 недели

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

.4.
Определение максимального значения КПД натурной турбины

Для
ПЛ

Для
РО (3)

,25

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

Для
РО (4)

,25

где
υ- 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 υ(t) приводится в /Л.8/ табл. 5.

Таблица 1

максимальное значение кпд натурной турбины.

Тип турбины

Для ПЛ D1, мм

Для РО D1, мм

5,3

4,25

4,5

н о

0,9439

0,9446

0,953

0,9533

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

Для ПЛ

Для
РО (5)

,25

Для ПЛ

Для
РО (6)

,25

Таблица 2

Масштабные коэффициенты и поправки к. п. д.

Тип турбины

Для ПЛ D1, мм

Для РО D1, мм

5,3

4,25

4,5

0,0419

0,0426

0,035

0,0353

1,046

1,047

1,038

.6 Определение частоты вращения турбины:

Для ПЛ

Для
РО (7)

4,25

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 турбины

Для ПЛ D1, мм

Для РО D1, мм

5,3

4,25

4,5

n1p = n1о, об/мин

100

n, об/мин

165

155,6

153

144,2

nc, об/мин

166,7

150

142,8

.7 Уточнение расчетной приведенной частоты вращения:

Для ПЛ

Для
РО (8)

,25

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

Таблица 4

Уточнение частоты вращения турбин

Тип турбины

Для ПЛ D1, мм

Для РО D1, мм

5,3

4,25

4,5

n1p

101

96,4

77,6

78,3

.8 Определение рабочей зоны турбины на универсальной характеристике:

Для ПЛ

Для
РО (9)

,25

Для
ПЛ

Для
РО (10)

,25

Таблица 5

Рабочая зона выбранных типов турбин

Тип турбины

Для ПЛ D1, мм

Для РО D1, мм

5,3

4,25

4,5

n1max, об/мин

103,5

98,6

79,5

n1min, об/мин

74,3

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

Для ПЛ

Для
РО (11)

,25

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
методом последовательных
приближений.

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

Таблица 6

Определение «расчетной точки» выбранных типов турбин

Тип турбины

Для ПЛD1, мм

Для РОD1, мм

5,3

4,25

4,5

Q1м

0,945

0,84

1,32

1,18

Q1, м3/с

0,105

0,94

1,34

1,32

м

0,883

0,887

0,8

0,82

0,327

0,27

0,244

0,235

.10 Определение высоты отсасывания

Для ПЛ

Для
РО (12)

,25

где
Н = Нр, м;

σ — 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 σ 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 турбины

Для ПЛD1, мм

Для РОD1, мм

5,3

4,25

4,5

Нsдоп, м

-14,6

-10,9

-7,81

-7,15

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

Для ПЛ

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

№ варианта

Марка турбины

D1, м

n, об/мин

Нs, м

н о, %

н в «расчетной точке»

n1p, об/мин

n1о об/мин

В, м

hз, м

ПЛ

167

-14,6

0,9439

0,9249

101

100

18,05

ПЛ

5,3

150

-10,9

0,9443

0,9296

96,4

100

19,133

21,98

РО

4,25

150

-7,81

0,953

0,835

16,7

16,63

РО

4,5

142,8

-7,15

0,9533

0,8553

78,3

17,68

16,56

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 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1σ, 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:

σ = kNQ1σ м σ, (19)

где kN — определенный по формуле (18) коэффициент мощности, Q1σ и м σ 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

№ точек

Модель n1= 77,7 об/мин

Натура НР= 65 м; kQ= 148 kN= 98200

Q1, 3/с

м σ

Q1σ, м3/с

Q м3/с

N, кВт

Нsдоп, м

Nσ, кВт

0,82

0,63

0,073

0,852

0,719

0,855

93,24

50730

3,17

60015

0,84

0,68

0,077

0,875

0,8

0,875

100,64

56091

3,04

68740

0,86

0,745

0,084

0,896

0,87

0,895

110,26

62916

2,59

76549

0,88

0,83

0,092

0,91

0,92

0,915

122,84

71725

2,07

82213

0,90

0,88

0,102

0,9176

0,96

0,935

130,24

77774

1,42

86503

0,91

0,92

0,11

0,9127

1,01

0,945

136,16

82213

0,9

90523

0,91

1,05

0,141

0,91

1,05

0,945

155,4

93830

-1,12

93830

0,90

1,13

0,162

0,906

1,085

0,935

167,24

99869

-2,48

96532

0,88

1,185

0,184

0,908

1,12

0,915

175,38

102403

-3,9

99865

0,86

1,235

0,204

0,89

1,175

0,895

182,78

104298

-5,2

102692

0,84

1,28

0,222

0,885

1,22

0,875

189,44

105584

-6,4

106026

0,82

1,315

0,235

0,865

1,28

0,855

194,62

105889

-7,2

108727

0,8

1,335

0,244

0,842

1,33

0,835

197,58

104877

-7,8

109970

Таблица 9б

Для Нmax= 71 м

№ точек

Модель n1= 75 об/мин

Натура Нmax= 71 м; kQ= 155 kN= 112106

Q1, м3/с

м σ

Q1σ, м3/с

Q м3/с

N, кВт

Нsдоп, м

Nσ, кВт

0,82

0,6

0,065

0,84

0,675

0,855

55156

3,4

63564

0,84

0,68

0,07

0,868

0,76

0,875

105,4

64034

3,08

73954

0,86

0,738

0,078

0,896

0,85

0,895

114,39

71151

2,5

85379

0,88

0,795

0,085

0,91

0,92

0,915

123,22

78429

2,02

93855

0,90

0,865

0,093

0,912

0,95

0,935

134,07

87274

1,4

97128

0,91

0,92

0,1

0,911

0,98

0,945

142,6

93855

0,95

100085

0,91

0,125

0,909

1,02

0,945

155

102016

-0,8

103942

0,90

1,11

0,16

0,907

1,04

0,935

170,5

111993

-3,3

105747

0,88

1,17

0,185

0,905

1,06

0,915

181,35

115424

-5,08

107543

0,86

1,22

0,202

0,901

1,1

0,895

189,1

117621

-6,3

111108

1,26

0,22

0,888

1,142

0,875

195,3

118652

-7,57

113686

0,82

1,3

0,23

0,865

1,165

0,855

201,5

119504

-8,3

112972

0,8

1,33

0,242

0,84

1,2

0,835

206,15

119280

-9,1

113002

Таблица 9в

Для Нср=68 м

№ точек

Модель n1= 75,89 об/мин

Натура Нср= 68 м; kQ= 152 kN= 105077

Q1, м3/с

м σ

Q1σ, м3/с

Q м3/с

N, кВт

Нsдоп, м

Nσ, кВт

0,82

0,62

0,068

0,83

0,65

0,875

94,24

53421

3,4

56689

0,84

0,68

0,073

0,862

0,74

0,895

103,36

60020

3,1

67026

0,86

0,74

0,08

0,89

0,84

0,915

112,48

66871

2,6

78555

0,88

0,8

0,087

0,908

0,91

0,935

121,6

73974

2,1

86823

0,90

0,87

0,095

0,917

0,94

0,945

132,24

82275

1,6

90863

0,91

0,92

0,105

0,919

0,98

0,945

139,84

87970

0,91

94634

0,91

1,02

0,132

0,915

1,02

0,935

155,04

97532

-0,9

98068

0,90

1,12

0,162

0,911

1,04

0,915

170,24

105917

-3

99554

0,88

1,17

0,185

0,9125

1,07

0,895

177,84

108187

-4,5

103073

0,86

1,22

0,202

0,902

1,11

0,875

185,44

110246

-5,7

105205

0,84

1,27

0,22

0,885

1,16

0,855

193,04

112096

-7

107872

0,82

1,31

0,23

0,865

1,21

0,835

199,12

112873

-7,6

110042

0,8

1,33

0,25

0,84

1,25

0,875

202,16

111802

-9

110330

Таблица 9г

Для Нmin= 62 м

№ точек

Модель n1= 79,48 об/мин

Натура Нmin= 62 м; kQ= 145 kN= 91481

Q1, м3/с

м σ

Q1σ, м3/с

Q м3/с

N, кВт

Нsдоп, м

Nσ, кВт

0,82

0,64

0,078

0,83

0,65

0,875

92,8

48009

3,2

49354

0,84

0,69

0,084

0,86

0,755

0,895

100,05

53022

2,8

59398

0,86

0,74

0,09

0,88

0,83

0,915

107,3

58218

2,47

66817

0,88

0,83

0,1

0,898

0,89

0,935

120,35

66817

1,8

73113

0,90

0,91

0,112

0,91

0,94

0,945

131,95

74923

1,1

78252

0,91

0,94

0,12

0,916

0,95

136,3

78252

0,6

83796

0,915

0,97

0,126

0,914

1,04

0,95

140,65

81194

0,24

85958

0,915

1,03

0,137

0,919

1,09

0,945

149,35

86216

-0,4

90640

0,91

1,08

0,148

0,902

1,125

0,935

156,6

89907

-1,13

92830

0,90

1,13

0,165

0,888

1,18

0,915

163,85

93036

-2,2

95857

0,88

1,2

0,19

0,868

1,225

0,895

174

96603

-3,7

97271

0,86

1,24

0,21

0,847

1,28

179,8

97555

-4,9

99180

0,84

1,3

0,227

0,82

1,33

0,855

188,5

99897

-6,02

99769

0,82

1,32

0,24

0,78

1,37

0,835

191,4

99019

-6,8

97756

0,8

1,34

0,25

0,74

1,425

0,875

194,3

98067

-7,4

96466

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

Таблица 10а

Для Нр= 65 м

№ точек

Модель n1 = 77,7 об/мин

Натура Нр = 65 м; kN = 98200

ао м, мм

м

Q1, м3/с

ао, мм

N,кВт

0,819

0,62

212,7

49864

0,87

0,78

266

66638

0,911

0,935

319,1

83645

0,91

1,06

372,3

94723

0,892

1,149

425,4

100646

0,86

1,235

478,6

104298

0,83

1,3

531,8

105957

0,8

1,34

585,02

105270

0,78

1,37

638,2

104936

Таблица 10б

Для Нmax=71 м

№ точек

Модель n1 = 75 об/мин

Натура Нmax = 71 м; kN =112106

ао м, мм

м

Q1, м3/с

ао, мм

N, кВт

0,823

0,625

212,7

57664

0,878

0,785

266

77267

0,912

0,94

319,1

96106

0,906

1,05

372,3

106646

0,89

1,14

425,4

113743

0,858

1,23

478,6

118310

0,82

1,3

531,8

119505

0,79

1,34

585,02

118675

0,76

1,36

638,2

115872

Таблица 10в

Для Нср= 68 м

№ точек

Модель n1 = 75,89 об/мин

Натура Нср = 68 м; kN = 105077

ао м, мм

м

Q1, м3/с

ао, мм

N, кВт

0,82

0,62

212,7

53421

0,875

0,78

266

71715

0,911

0,94

319,1

89981

0,907

1,055

372,3

108085

0,89

1,14

425,4

116611

0,859

1,23

478,6

111021

0,82

1,3

531,8

112012

0,79

1,335

585,02

110819

0,76

1,370

638,2

109406

Таблица 10г

Для Нmin= 62 м

№ точек

Модель n1 = 79,48 об/мин

Натура Нmin = 62 м; kN = 91481

ао м, мм

м

Q1, м3/с

ао, мм

N, кВт

0,815

0,619

212,7

46151

0,867

0,78

266

61865

0,9035

0,93

319,1

76867

0,9125

1,06

372,3

88485

0,895

1,15

425,4

94157

0,865

1,239

478,6

98043

0,84

1,3

531,8

99897

0,8

1,35

585,02

98799

0,78

1,378

638,2

98327

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

Q1, м3/с

n1, об/мин

Н, м

N, кВт

0,94

0,905

1,12

94,5

43,8

55047,4

0,93

0,895

1,14

95,5

42,9

53766,9

0,92

0,885

1,16

41,6

51605

0,91

0,875

1,2

39,9

49563

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+2ρ. (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,

мЭллипт. сечения, м,

м2Q,

м3/сек,

м/сL,

м,

м2/сек

345

0,87

5,83

2,41

3,29

6,58

13,25

—

207

6,08

1,93

7,95

330

0,83

5,58

2,36

3,19

6,40

13,07

—

32,14

198

6,16

1,92

7,79

315

0,79

5,32

2,31

3,10

6,21

12,88

—

30,3

189

6,23

1,88

7,89

300

0,76

5,07

2,25

3,01

6,02

12,69

—

28,5

180

6,31

1,85

7,77

285

0,72

4,82

2,19

2,92

5,83

12,50

—

26,7

171

6,4

1,83

7,68

270

0,68

4,56

2,13

2,82

5,64

12,31

—

162

6,4

1,77

7,96

255

0,64

4,31

2,07

2,72

5,44

12,11

—

23,3

153

6,57

1,75

7,7

240

0,60

4,05

2,01

2,62

5,24

11,91

—

21,6

144

6,66

1,72

7,84

225

0,57

3,80

1,95

2,52

5,04

11,71

—

19,96

135

6,76

1,69

7,6

210

0,53

3,55

1,88

2,41

4,83

11,50

—

18,3

126

6,86

1,66

7,63

195

0,49

3,29

1,81

2,31

4,62

11,29

—

16,7

117

6,97

1,61

7,56

180

0,45

3,04

1,74

2,20

4,40

11,07

—

15,2

108

7,09

1,59

7,63

165

0,41

2,79

1,67

2,09

4,18

10,85

—

13,7

7,2

1,55

7,59

150

0,38

2,53

1,59

1,97

3,94

10,61

—

12,2

7,36

1,52

7,6

135

0,34

2,28

1,51

1,85

3,70

10,37

—

10,78

7,51

1,47

7,64

120

0,30

2,03

1,42

1,73

3,45

—

9,69

9,38

7,67

1,43

7,57

105

0,26

1,77

1,33

1,60

3,29

—

9,23

8,03

7,84

1,39

7,5

0,22

1,52

1,23

1,46

2,92

8,75

6,7

8,04

1,35

7,42

0,19

1,26

1,12

1,31

2,63

—

8,26

5,4

8,26

1,3

7,28

0,15

1,01

1,16

2,32

—

7,74

4,2

8,5

1,24

7,68

0,11

0,76

0,87

0,98

1,97

—

7,18

8,83

1,19

7,61

0,07

0,50

0,71

0,79

1,57

—

6,56

1,9

9,2

1,13

7,79

0,03

0,25

0,50

0,54

1,08

—

5,83

0,9

9,76

1,05

7,87

У зуба

—

52,03 м 377,3 м2/сек

Таблица 14

Геометрические
размеры отсасывающей трубы и их элементов

Напор, м

9,77

19,1

4,97

4,25

2,97

2,89

4,67

5,1

2,46

1,78

5,44

0,38

10,1

6,37

1,34

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.

Учебная работа. Выбор системы, типа гидротурбины и разработка эскиза турбинной установки

Учебная работа. Выбор системы, типа гидротурбины и разработка эскиза турбинной установки

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...