Расчет гидроэлектростанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

гидротурбина труба спиральный камера

1. Выбор типа и определение параметров гидротурбины

2. Турбинные камеры и их основные размеры

3. Гидромеханический расчет спиральных камер

4. Отсасывающие трубы и их основные размеры

5. Выбор конструкции и установление основных размеров здания ГЭС

6. Компоновка здания ГЭС в составе комплексных гидроузлов

Список литературы



1. Выбор типа и определение параметров гидротурбины

Используя исходные данные определяем мощность на валу турбины:

тыс. кВт, (1.1)

где N - установленная мощность ГЭС = 60 тыс. кВт;

m - заданное число турбин = 8;

зТ = 0,96 - 0,98 - КПД генератора = 0,97.

тыс. кВт

По значению NT и заданной величине расчетного напора Н на сводном графике областей применения вертикальных поворотно-лопастных и радиально-осевых турбин (рис.1.1) определяем тип турбины.

Рис. 1.1. Сводный график, характеризующий области применения крупных вертикальных поворотно-лопастных и радиально-осевых гидротурбин

Исходя из данных графика выбираем турбину:

Поворотно - лопастная (вертикальная) ПЛ-10В

Для определения приближенных значений диаметра рабочего колеса Д1, частоты вращения Н и высоты отсасывания Нs воспользуемся гидравлическими параметрами, приведенными для каждого типа турбины по результатам модельных испытаний.

Для поворотно-лопастных турбин значение приведенного расчетного расхода и диаметра рабочего колеса Д1 определяются совестно с выбором высоты отсасывания Нs для нескольких значений коэффициента кавитации у, и на основании технико-экономического анализа выбирают оптимальные величины.

Выполним выбор параметров ПЛ турбины.

Расход воды через турбину определяется равным

м3/с. (1.2)

Рассмотрим зону работы турбины от (при у = 1,5) до наибольшего по условиям кавитации (при у = 1,9). Основные геометрические и гидравлические параметры турбины приведены в табл. 1.1.

Тогда при у = 1,5 и

м. (1.3)



(принимаем ближайшее рекомендуемое значение из табл. 3 - Д1 = 6,7 м);

а при у = 1,9 и

м, (по табл. 1.2 принимаем Д1 = 4,75 м). (1.4)

Таблица 1.1 - Основные геометрические и гидравлические параметры поворотно-лопастных гидротурбин

Параметр	Тип гидротурбин
	ПЛ10	ПЛ15	ПЛ20	ПЛ30	ПЛ40	ПЛ50	ПЛ60	ПЛ70	ПЛ80
Число лопастей рабочих колес z1	3-4	3-4	4	4-6	5-6	7-8	7-8	8	8
Относительный размер корпуса рабочего колеса	0,35	0,35	0,37	0,4	0,44	0,47	0,51	0,56	0,6
Относительная высота направляющего аппарата не менее	0,43	0,42	0,4	0,375	0,375	0,375	0,35	0,35	0,35
Оптимальная приведенная частота вращения ,об/мин	165-185	150-165	138-150	125-135	115-126	110-120	105-116	102-110	100-105
Приведенный расход, л/с: оптимальный , максимальный по кавитационным условиям	1250-1450 2300-2500	1150-1350 2100-2350	1050-1250 1800-2250	1000-1200 1450-2000	1000-1200 1250-1700	950-1150 1150-1500	900-1050 1050-1300	850-1000 950-1200	800-950 900-1100
Коэффициент быстроходности гидротурбины ns, об/мин	870-1010	750-880	640-780	520-600	450-570	410-510	370-460	340-420	320-380
Коэффициент кавитации у при	1,5-1,9	1,1-1,6	0,78-1,35	0,54-1	0,42-0,78	0,35-0,6	0,31-0,48	0,27-0,4	0,25-0,36

Таблица 1.2 - Унифицированные значения диаметров Д1 и Д0

Система гидротурбины	Диаметр рабочего колеса, Д1, м	Диаметр направляющего аппарата, Д0, м	Число лопаток направляющего аппарата, Z0
Радиально-осевые	1,25 1,4 1,6 1,8 1,9	1,5 1,68 1,92 2,16 2,28	20 20 20 20 20
Радиально-осевые и поворотно-лопастные	2,0 2,12 2,24 2,36 2,5 2,65 2,8 3,0 3,15 3,35 3,55 3,75 4,0 4,25 4,5 4,75 5,0 5,3 5,6 6,0 6,3 6,7 7,1 7,5 8,0 8,5 9,0	2,4 2,54 2,69 2,85 3,0 3,18 3,36 3,6 3,78 4,02 4,26 4,5 4,8 5,1 5,4 5,7 6,0 6,36 6,72 7,2 7,56 8,04 8,52 9,0 9,6 10,2 10,8	20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 24 24 24 24 24 24 28 28
Поворотно-лопастные	9,5 10,0 10,6	11,4 12,0 12,72	28 28 28

Частота вращения турбины при принятых диаметрах Д1 определятся равной:

при Д1 = 6,7 м, об/мин, (1.5)

(принимаем ближайшее синхронное значение п = 150 об/мин),

при Д1 = 4,75 м, об/мин,

(ближайшее синхронное значение п = 230,8 об/мин).

Определяем высоту отсасывания турбины ПЛ10В, принимая отметку нижнего бьефа 20 м и значение Hd = 0,2 м при t = 17° С:

при Д1 = 6,7 м

(1.6)

при Д1 = 4,75 м

м.

В результате расчета получены два возможных варианта:

Д1 = 6,7 м; п = 150 об/мин; Нs = - 0,39 м;

Д1 = 4,75 м; п = 230,8 об/мин; Нs = - 2,79 м.

Окончательный выбор можно сделать на основании технико-экономического сравнения.

Второй вариант по диаметру и частоте вращения более предпочтителен, он имеет низку высоту отсасывания Нs = - 2,79 м, что приведет к значительному заглублению фундамента здания. Но на практике допускается иметь высоту отсасывания не менее - 3,0 м. Поэтому при выполнении курсового проекта предпочтение отдадим турбине с Нs = - 2,79 м, т. е. турбине с Д1 = 4,75м.

2. Турбинные камеры и их основные размеры

Турбинная камера служит для подвода воды к направляющему аппарату реактивной турбины, и она должна обеспечить равномерное движение потока по всей окружности рабочего колеса с наименьшими гидравлическими потерями в самой камере и при входе в направляющий аппарат.

Наиболее широкое применение в крупных гидротурбинах получили прямоосные (прямоточные) и спиральные турбинные камеры. Прямоосные турбинные камеры применяются для подвода воды к турбинам капсульного типа с горизонтальной осью вращения при напорах до 25 м, а спиральные - для подвода воды к поворотно-лопастным и радиально-осевым турбинам с вертикальной осью вращения.

Спиральные турбинные камеры имеют существенные достоинства по сравнению с другими способами подвода воды: используются для турбины практически любой мощности, позволяют иметь наименьшие габариты гидроагрегатного блока и возможность применения различных компоновок ГЭС, обеспечивают более равномерный подвод воды по всей окружности направляющего аппарата и высокий КПД.

В зависимости от напора на ГЭС они могут выполняться бетонными (Н до 50 м), бетонными с металлической облицовкой (Н от 50 до 80 м), металлическими (Н от 40 до 700 м) и сталежелезобетонными (при напорах 100 - 300 м и больших расходах воды). Для малых напоров иногда используют сифонные спиральные камеры, позволяющие разместить крупные гидротурбины без значительного заглубления под уровень верхнего бьефа.

Основными характеристиками турбинных камер являются угол охвата спирального канала ц0 и угол натекания потока дсп (угол наклона к окружному направлению вектора скорости перед входом в направляющий аппарат).

Угол охвата в бетонных спиральных камерах изменяется от 180 до 270°. Наименьшая ширина камеры В, а, следовательно, и гидроагрегатного блока получается при ц0 = 180°. С увеличением ц0 заметно повышается равномерность подвода воды к направляющему аппарату и снижаются потери напора. Уменьшение ц0, например, до 135°, приводит к значительным потерям напора на режимах оптимальной и максимальной мощности.

Угол охвата в металлических спиральных камерах обычно принимается в пределах 344 - 360°. Значение угла дсп принимается постоянным для всех сечений спирального канала, что создает осесимметричный подвод потока к направляющему аппарату.

Формы поперечного сечения спиральных каналов тесно связаны с технологией их изготовления, условиями расположения оборудования, пропуском паводковых вод в обход турбинных блоков ГЭС и другими условиями.

Металлические спиральные камеры изготавливаются из листовой стали круглого поперечного сечения по всей длине спирального канала за исключением одного-двух сечений, примыкающих к зубу спирали (обычно сжатой овальной формы).

Наиболее простыми в технологическом отношении являются бетонные спиральные камеры, для формирования которых используют опалубку или сборный железобетон. Бетонные турбинные камеры состоят из открытой и спиральной (таврового сечения) частей, имеют меньшие размеры в плане по сравнению с круглыми сечениями и обеспечивают меньшие расстояния между осями гидроагрегатов ГЭС.

Тавровые сечения обычно располагают симметрично относительно направляющего аппарата, но при необходимости они могут быть развиты вниз или вверх (рис. 2.1).

Рис. 2.1. Бетонные спиральные камеры таврового сечения и их основные параметры:

а - симметричного сечения; б - развитые вниз; в - с горизонтальным потолком; г - развитые вверх

Наиболее эффективной в гидравлическом отношении считается форма симметричного сечения, когда b1 = b2 (рис. 2.1, а), в которой обеспечивается более равномерный подвод воды к направляющему аппарату с наименьшими потерями, и она позволяет принимать большее значение , т. е. уменьшать размеры спиральной камеры в плане.

Так как Н = 6м, остановим выбор на бетонной турбине, которые применяются при Н < 50м.

По табл.2.1, в соответствии с Н = 6м, выбираем осевую турбину со следующими параметрами:

угол охвата спирального канала ц0 = 180 град.

угол натекания потока дсп = 38 - 40 град

Таблица 2.1 - Значения углов ц0 и дсп бетонных спиральных камер

Параметр	Система турбин
	Осевые турбины	Радиально-осевые турбины
Диапазон напора, Н, м	5-15	10-30	30-40	40-50	50-70	60-80	30-45	40-75
ц0 град	180	210	225	240	255	270	240	270
дсп, град	38-40	36-38	34-36	32-34	30-32	26-28	33-35	31-33

В соответствии с отраслевым стандартом размеры турбинных камер унифицированы по типу применяемых в России гидротурбин. В соответствии с типом гидротурбины ПЛ-10 выбираем по табл.2.2 унифицированную спиральную камеру СУБ-0,42-180°/38°30' со следующими параметрами:

высота направляющего аппарата = 0,42; b0 = 0,42*4,75 = 2м

угол охвата

угол натекания дсп = 38°30'

относительная ширина спиральной камеры = 2,607;

В = 2,607*4,75 = 13,38м



Таблица 2.2 - Типы бетонных спиральных камер

Тип унифицированной спиральной камеры	Тип гидротурбины	Относительная ширина спиральной камеры
СУБ-0,42-180°/38°30'	ПЛ10; ПЛ15	2,607
СУБ-0,40-210°/35°40'	ПЛ15; ПЛ20; ПЛ30	2,659
СУБ-0,375-225°/33°40'	ПЛ30; ПЛ40	2,7489
СУБ-0,375-240°/31°45'	ПЛ40; ПЛ50	2,696
СУБ-0,350-255°/29°	ПЛ50; ПЛ60; ПЛ70	2,721
СУБ-0,35-270°/26°	ПЛ60; ПЛ70; ПЛ80	2,7537
СУБ-0,35-240°/35°	РО45	2,7835
СУБ-0,30-270°/34°30'	РО75	2,836

При предварительном построении входного сечения бетонных спиральных камер рекомендуется принимать следующие размерные соотношения:

наружный радиус входного сечения, отнесенный к номинальному диаметру рабочего колеса турбины Д1 выбирают в пределах:

R0 = 1,65*4,75 = 7,84м

относительная высота:

bвх = 0,35*R0 = 0.35*7.84 = 2.74м (2.2)

относительная высота для сечений, расположенных симметрично относительно направляющего аппарата:

b1 = b2 = 1.66*0.5 = 0.83м

При ширине входного канала В > 10 м в спиральной камере по условиям перекрытия пролета устанавливается опорной бычок.

Углы б1 и б2 выбирают исходя из конструктивных соображений: обычно б1 в пределах 25 - 30° и б2 в пределах 15 - 25°.

Построение входного сечение представлено на рис.2.1

Таблица 2.3 - Таблица к построению графика b/r = f(R)

R, м	b, м	b/r
7.84	2.74	0.349
7.64	2.74	0.359
7.44	2.74	0.368
7.24	2.74	0.378
7.04	2.74	0.389
6.85	2.74	0.4
6.65	1.896	0.285
6.46	1.08	0.167

3. Гидромеханический расчет спиральных камер

Гидромеханический расчет спиральных камер производится с целью определения размеров входного и последующих сечений, обеспечивающих для заданных условий минимальные размеры камеры при наименьшем уровне гидравлических потерь.

В основу расчета спиральных камер положены следующие условия:

1. В качестве расчетного принимается расход турбины Q, обеспечивающий получение ее номинальной мощности при расчетном напоре.

Во входном сечении спиральной камеры расчетный расход определяется равным



2. Вода подается равномерно по окружности направляющего аппарата, а, следовательно, радиальная составляющая скорости хr имеет постоянное значение

3. Расход воды уменьшается по пути движения в спиральном канале в зависимости от цi

4. Окружная составляющая скорости хи в любой точке спирального канала подчиняется закону

Расчет спиральных камер начинают с определения размеров входного сечения.

Площадь входного сечения определяют по зависимости

где хвх - средняя скорость потока во входном сечении спирального канала, которую выбирают по графику (рис. 3.1).

Рис. 3.1. График зависимости средней скорости во входном сечении спиральной камеры от напора турбины:

1 - в бетонной камере; 2 - в металлической камере

Значения углов охвата спирального канала ц0 принимают по табл.2.1.

После установления размеров для выбранной формы входного сечения выполняется проверка угла натекания потока дсп по формуле:

где S0 - интеграл входного сечения:

.

Интеграл входного сечения можно определить аналитическим путем по уравнению, полученному в результате интегрирования по участкам сечения



Представляя выражение (3.7) в формулу (3.6), определяют угол дсп. Если он окажется меньше рекомендуемого, то его приводят в соответствие путем увеличения площади входного сечения.

Из уравнений для дсп и S0 следует, что

Аналогичным образом можно получить значение Si и цi для любого сечения спирального канала. Для этого тавровое сечение разбивают на ряд участков, для которых становится известной зависимость b(r) .

Зависимость между размером (Ri - ra) сечения и его высотами b1i и b2i задают в виде

где а1 и а2 - коэффициенты, а n1 и n2 - показатели степени, принимаемые постоянными для данного спирального канала. Для спиральных каналов, развитых вверх n1 = 2, n2 = 0, а для сечений, развитых вниз n1 = 0, n2 = 2.

Для каналов с симметричной формой сечений принимают:

при угле ц0 > 180° - n1 = n2 = 1,

при ц0 ? 180° - n1 = n2 = 2.

Коэффициенты а1 и а2 определяются по выбранным размерам входного сечения.

В нашем случае а1 = а2 и n1 = n2 , поэтому b1 всегда = b2 и в дальнейшем мы будем вести расчеты только для b1

м

м

м

м

м

м

м (3.11)

м

м

м

м

м

м

м

м

м (3.11)

м

4. Отсасывающие трубы и их основные размеры

Отсасывающие трубы определяют габариты подводной части здания ГЭС и оказывают существенное влияние на энергетические показатели и условия надежной работы гидроагрегата. Они обеспечивают:

преобразование значительной части кинетической энергии потока в энергию давления, особенно в турбинах повышенной быстроходности;

полное использование перепадов уровней между верхним и нижним бьефами ГЭС;

благоприятные условия отвода воды от гидромашины в нижний бьеф.

В настоящее время используются два основных типа отсасывающих труб: прямоосные конические и изогнутые.

Прямоосные конические трубы имеют наиболее простую форму и обладают наилучшими гидравлическими свойствами. Их применяют в горизонтальных капсульных гидроагрегатах, а также в вертикальных гидроагрегатах с диаметрами трубы Д1 до 2,0 м.

Изогнутые отсасывающие трубы используются для крупных гидроагрегатов с вертикальной осью вращения. Основными элементами труб рассматриваемого типа (рис. 4.1) являются: входной диффузор 1, колено 2 и отводящий диффузор 3.

Рис. 4.1. Унифицированная изогнутая отсасывающая труба:

а - поворотно-лопастной турбины; б - радиально-осевой турбины

Входной диффузор является связующим звеном между камерой рабочего колеса и коленом, колено обеспечивает поворот в горизонтальное направление с наименьшими потерями энергии, а в отводящем диффузоре (в основном на его начальном участке) частично восстанавливается кинетическая энергия. Выход потока в нижний бьеф производится с меньшими скоростями по сравнению с начальным участком отводящего диффузора.

Основными размерами изогнутых отсасывающих труб являются их высота h и длина Lтр.

Нормы технологического проектирования ГЭС рекомендуют принимать:

для поворотно-лопастных турбин (рис. 4.2, а)

(4.1)

(4.2)

В соответствии с отраслевым стандартом размеры изогнутых отсасывающих труб унифицированы и приведены в табл. 4.1 для разных напоров в безразмерных величинах относительно Д1.

Таблица 4.1 - Геометрические размеры отсасывающих труб и их элементов

Напор, м	Отсасывающая труба	Колено	Отводящий диффузор
	Высота	Длина	Ширина	Высота	Длина	Диаметр входного отверстия	Высота входного отверстия	Высота выходного отверстия
до 80	2 - 2,3	4 - 5	2,5 - 2,8	0,9 - 1	1,2 - 1,5	1,2 - 1,5	0,58 - 0,7	1,15 - 1,35
80 - 170	2,5 - 3	4 - 5	2,5 - 3	0,9 - 1,2	1,4 - 1,8	1,1 - 1,4	0,6 - 0,7	1 - 1,3
170 - 230	2,5 - 3,5	4,5 - 5	2,5 - 3	0,9 - 1,4	1,5 - 2	1,05 - 1,25	0,65 - 0,74	1 - 1,5
230 и более	3 - 3,5	5 - 6	1,25 - 2,7	1,1 - 1,5	1,5 - 2,2	1,3 - 0,95	0,7 - 1,1	1,1 - 1,5

Принятые размеры отсасывающих труб и их элементов:

(4.3)

(4.4)

(4.5)

(4.6)

(4.7)

(4.8)

(4.9)

(4.10)

Выходной диффузор отсасывающих труб, представленный на рис. 4.1, может располагаться горизонтально относительно дна или наклонно (при больших его длинах) под углом бd = 20 ч 25°.

Угол расширения конуса в для ПЛ турбины принимается равным:

в = 8...11°;

Относительная высота камеры ПЛ турбины:

(4.11)

Радиусы колена:

r = (0,66 - 0,75)Д1=0,68*4,75=3,32 м (4.12)

R = (0,94 - 1,06) Д1=1*4,75=4,47 м (4.16)

При ширине отсасывающей трубы В1 > 10 м в выходном диффузоре возможна установка опорного бычка.

Расстояние от оси гидротурбины до входной кромки бычка Lд принимается не менее:

1,4 Д1=1,4*4,75=6,65 м (4.17)

Толщина бычка:

д = (0,1 - 0,15)В1=0,1*11,88=1,19 м (4,18)

Отраслевым стандартом предусмотрено также четыре унифицированных типа колен (табл. 4.2).

Таблица 4.2 - Типы и основные относительные размеры колена отсасывающих труб

Тип колена	Максимальный напор, м	Высота	Длина	Ширина
КУ-1ПЛ	до 80	0,87	1,5	2,14
КУ-1РО	до 170	1,16	1,8	2,44
КУ-2РО	свыше 170	1,4	2	2,49
КУ-3РО	свыше 230	1,3	-	1

Относительные размеры колена отсасывающих труб в долях от его входного сечения приведены для ПЛ и РО турбин в зависимости от величины максимального напора.

Исходя из напора метров принимаем тип колена КУ-1ПЛ.

5. Выбор конструкции и установление основных размеров здания ГЭС

Основными факторами, определяющими конструктивные параметры здания ГЭС, являются тип гидроагрегата и условия размещения здания в составе гидроузла.

На конструкцию и размеры здания ГЭС существенное влияние оказывают габариты агрегатов, их число, размеры турбинных камер, отсасывающих труб и условия пропуска паводковых вод.

В зданиях ГЭС совмещенного типа (см. рис. 5.1) напорные водосбросы расположены под турбинной камерой, что может вызвать увеличение высоты отсасывающих труб. Увеличение высоты отсасывающей трубы позволяет увеличить наиболее узкое сечение водосброса, которое расположено в сечении оси турбины h2 (так называемое ключевое сечение) и является определяющим при расчете пропускной способности водовода. Турбинные камеры станций с напорными водосбросами делаются симметричными или развитыми вверх. Камеры, развитые вверх, стесняют пространство между гидроагрегатами и полом машинного зала, что часто мешает размещению вспомогательного оборудования. Наличие водосбросов до 10 % увеличивает ширину блока по сравнению с шириной блока здания ГЭС несовмещенного типа. Через водосбросные галереи может пропускаться расход воды в 1,5 - 2,0 раза превышающий расход турбины. Работа водосбросов позволяет повысить напор на турбину, а следовательно и ее энергетические показатели. Для достижения максимального эффекта эжекции желательно иметь симметричное расположение агрегатов в блоке, при котором обеспечивается более равномерное по ширине поступление расхода воды в нижний бьеф. В этом случае необходимо применение турбинных камер с углами охвата ц0 = 180 ч 190°.

Длина агрегатного блока зданий с вертикальной поворотно-лопастной турбиной, измеряемая от входного сечения турбинной камеры до выходного сечения отсасывающей трубы, принимается в пределах:

(6,3...6,6) Д1 = (6,3...6,6) 4,75 = 29,93...37,35 м (5.1)

Ширина блока для станций несовмещенного типа:

(2,6...3,2) Д1 = (2,6...3,2) 4,75 = 12,35...15,2 м (5.2)

При ширине входного сечения турбинной камеры и выходного сечения отсасывающей трубы более 10 м в них устанавливаются промежуточные бычки толщиной 1 - 1,5 м. Проточная часть двух смежных агрегатов также разделяются бычком толщиной: 1,5 - 2,5 м - при отсутствии осадочного шва и 3 - 6 м - при наличии осадочного шва.



Рис. 18. Здание ГЭС, совмещенное с напорными водосбросами:

1 - паз затвора ГЭС; 2 - входное отверстие водосброса; 3 - затвор водосброса; 4 - напорный водосброс; 5 - входное отверстие водосброса.

а - разрез по оси здания; б - план.

6. Компоновка здания ГЭС в составе комплексных гидроузлов

Очередность возведения сооружения в гидроузле зависит от многих условий: расходов воды в реке, необходимости быстрого получения электроэнергии, судоходства и других условий. При достаточно широких руслах в первую очередь стремятся возводить гидроэлектростанцию и судопропускное сооружение, а через оставшуюся часть русла за продольной перемычкой производят пропуск судов, паводков и льда. Значительная ширина русел позволят располагать в них и другие сооружения: плотины, водосбросы, рыбопропускное сооружение и т. д. ГЭС стремятся расположить таким образом, чтобы скорость воды в нижнем бьефе при работе гидроагрегатов не оказывала сильного влияния на условия движения судов через судопропускные сооружения. В этом случае судопропускное сооружение (по заданию - шлюз) отделяют от здания ГЭС продольной дамбой или стенкой. Общая ширина здания ГЭС на плане реки определяется равной

=17,26*12=207,1, м, (6.1)

где m = 12 - заданное число агрегатов.

Для определения размеров в плане водосливной плотины необходимо выполнить распределение заданного максимального расхода воды по водопропускным сооружениям (ГЭС, плотина и шлюз)

Расход, пропускаемый в паводок через все турбины гидроэлектростанции, определяют по зависимости

где б = 0,8 - коэффициент, учитывающий возможность ремонта части агрегатов в период пропуска паводка;

Нп - напор на ГЭС при пропуске паводка:

=30-26=4, м(6.4)

Qр - расход через все турбины при расчетном значении напора Н:

Здесь N - заданная мощность всей ГЭС в МВт.

Расход воды через шлюз определяется выражением:

В выражении (6.6) число односторонних n0 и двухсторонних nd шлюзований принимают в долях от заданного общего числа шлюзований:

n0 = 0,25 n=0,25*24=6 (6.7)

nd = 0,75 n=0,75*24=18 (6.8)

Объем сливной призмы V - по известным размерам шлюза

, м3. (6.9)

Расход воды, пропускаемый через водосбросные отверстия в здании станции Q0 необходимо учитывать только для ГЭС, совмещенных с донными водосбросами.

Для затопленных водосбросных отверстий Q0 определяют по зависимости:

Здесь м = 0,75 - 0,8 - коэффициент расхода водосбросных отверстий;

щ0 - суммарная площадь водосбросных отверстий в расчетном сечении:

, м2;

b - суммарная ширина водосбросных отверстий:

, м;

tд = 2 - 2,5 м - толщина стенок в месте расположения агрегата;

h2 - высота ключевого сечения, принимаемая по чертежу.

Расход воды через плотину Qпл при заданном значении Qmax определяют из выражения (6.1), а затем определяют и необходимое значение ширины водосливного фронта Вф.

, м. (6.11)

Удельный расход воды на гребне водослива при известном напоре Н0 находят по формуле:

, м2/с, (6.12)

где Gп - коэффициент подтопления (при истечении в атмосферу Gп = 1);

м0 - коэффициент расхода, зависящий от формы водослива (для безвакуумного профиля м0 = 0,45 - 0,50, для вакуумного - м0 = 0,50 - 0,55).

Бетонные сооружения гидроузла на плане реки сопрягаются с берегами при помощи земляных дамб.

В гидроузлах со зданиями ГЭС приплотинного типа пропуск паводковых расходов, как правило, осуществляется через донные водосбросы, расположенные в секциях плотин, примыкающих к скальным берегам русла реки.

Судопропускное сооружение по гидравлическим условиям удобно врезать в берег. Удобнее всего для этой цели использовать поворот русла: напорные и водопропускные сооружения располагают в русле реки, а в срезке мыска - судопропускное сооружение.

Можно также использовать участки рек с двумя рукавами: в одном водопропускные, а во втором судопропускные сооружения. В этом случае полностью исключается влияние водосбросных сооружение на условия движения судов.



Список литературы

1. Гидроэлектрические станции. / Под ред. Карелина В.Я., Кравченко Г.И. - М.: Энергоатмиздат, 1987.

2. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций. Справочное пособие. Том 1. Основное оборудование гидроэлектростанций. / Под ред. Васильева Ю.С. - М.: Энергоатмиздат, 1988.

3. Справочник по гидротурбинам. / Под ред. Ковалева Н.Н. - Л.: Машиностроение, 1984.

4. Нормы технологического проектирования гидроэлектрических и гидроаккумулированных электростанций. - М.: Минэнерго СССР, 1986.

5. Гидравлические расчеты водосбросных гидротехнических сооружений. Справочное пособие. - М.: Энергоатмиздат, 1988.

6. Семанов Н.А. Плотинные гидроэлектростанции. Конспект лекций. - Л.: Транспорт, 1974.

7. Справочник по гидравлическим расчетам. / Под. Ред. Кисилева П.Г. - М.: Энергия, 1978.

8. Гапеев А.М. Гидроузел комплексного назначения. Методические указания. - СПб.: СПГУВК, 2001.

Размещено на Allbest.ru