StudyDocs.ru Logo

Проектирование здания гидроэлектростанции.docx


МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТРОИТЕЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ


Кафедра использования водной энергии












Курсовой проект по курсу Проектирование здания гидроэлектростанции”.








Факультет: ГСС Курс: IV Группа: 2 Студент:Консультант: Муравьев О.А.









Москва 2011г
Содержание:
Выбор формы и определение размеров турбинных камерВыбор типа и определение параметров предтурбинных затворовОпределение формы и размеров отсасывающих трубОпределение отметки отсасывающей трубыВыбор гидрогенераторовОпределение габаритов и массы повышающих трансформаторовЭлектрическая часть ГЭСПодбор кранового оборудования здания ГЭССистема автоматического регулирования турбинСписок используемой литературы


Компоновка и конструирование здания ГЭСВ курсовом проекте мы выбрали:ГЭС – деривационная с подземным машинным залом. В качестве аналога здания была взята ______________ ГЭСтип агрегата вертикальный с радиально-осевой турбинойПри решении всех компоновочных и конструктивных вопросов необходимо стремится к уменьшению объемов строительных работ и стоимости оборудования, с учетом обеспечения нормальных условий эксплуатации ГЭС.Описание компоновки здания ГЭСВ данном курсовом проекте рассматривается деривационное здание ГЭС. Оно имеет головную компоновку, следовательно, расположено ближе к НБ, а также имеет общий подводящий водовод и индивидуальные отводящие.Машинный зал – подземный, имеет 2-х зальную компоновку и включает:машинный залгалерею ремонтных затворов отсасывающей трубыЗдание ГЭС имеет горизонтальные и вертикальные коммуникации:горизонтальные – для транспорта, оборудования и людейвертикальные – для вывода токопроводов из здания ГЭС и для вентиляцииОбделка сводов и стен выполняется в соответствии с таблицей, где определяющими критериями являются окружающая порода и ширина машинного зала.

fкрB0/d0dn/d0δ,м
B0≤15B0≥15
>820…301…1,51,5…20,4…0,5
4…815…201…21,5…2,50,4…1
<410…151,5…2,52…31,2…1,5

Агрегатные блоки выполнены с учётом «Норм технологического проектирования ГЭС»:
Для осуществления главной функции ГЭС – выработки электроэнергии и регулирования мощности в энергосистеме – необходимы комплексы различного оборудования, от которого зависит надежность и эффективность эксплуатации станции. В связи с этим очень важно подобрать тип и параметры оборудования, решить вопросы его компоновки.
Основное энергетическое оборудование включает в себя:Гидросиловое оборудование:Гидротурбины и гидрогенераторы. В зависимости от напора подбирается тип турбины.Система автоматического регулирования (САР) предназначена для управления турбиной путем изменения открытия НА.Также к гидросиловому оборудованию относятся: система возбуждения (СВ) и система охлаждения (СО).

Электрическое оборудование. Электрическое оборудование включает в себя токопроводы от генератора, силовые трансформаторы, открытое распределительное устройство (ОРУ), системы собственных нужд (СН), систему контроля и управления (СКУ) и центральный пункт управления (ЦПУ).Механическое оборудование.Механическое оборудование зданий ГЭС включает затворы и подъемно-транспортные механизмы (краны, подъемники).Затворы:Предтурбинный затвор. Т.к. имеет место разветвлённый подводящий водовод, то необходима их установка. Затворы располагаются в здании машинного зала.Ремонтные затворы отсасывающих труб.
Подъемно-транспортное оборудование:Кран машинного зала – мостовой кран. Выбирается с учётом грузоподъёмности и ширины машинного зала. В данном курсовом проекте кран выполнен с опорой на пяты свода.Кран для ремонтных затворов отсасывающих труб.
Вспомогательное оборудованиеВспомогательное оборудование зданий ГЭС включает в себя систему технического водоснабжения (ТВ), пневматического хозяйства (ПХ), масляного хозяйства (МХ), откачки воды из проточной части (СОВ), противопожарную систему.







Выбор формы и определение размеров турбинных камерФорма спиральной камеры определяется углом охвата 0 и формой поперечных сечений спирали. По типу станции принимаем металлическую спиральную камеру с углом охвата φ0=3450. Размеры поперечных сечений и очертаний спирали в плане устанавливается гидравлическим расчетом спиральной камеры. Исходными данными для гидравлического расчета спирали является равномерное поступление расхода в статор и направляющий аппарат по его периметру. Отсюда следует, что расход Qφ, проходящий через произвольное сечение спирали, определяемое углом φ равен:<Object: word/embeddings/oleObject1.bin>,гдеQр – расчётный расход турбины, Qр = 55.62 м3.
Существует несколько методов расчёта. Воспользуемся приближенным методом расчёта по условию постоянства средних расходных составляющих скоростей в поперечных сечениях спирали: Vср= const.
Расчётная величина средней скорости Vср определяется по графику зависимости Vср= f(H), и равна Vср = 10.2 м/спри расчётном напоре Нр = 117.55 м.
Площадь произвольного поперечного сечения спирали находится по формуле:<Object: word/embeddings/oleObject2.bin>.Радиус поперечного сечения спирали определяется по формуле:<Object: word/embeddings/oleObject3.bin>.Наибольшие радиусы внешнего очертания спирали:<Object: word/embeddings/oleObject4.bin>, где<Object: word/embeddings/oleObject5.bin> – радиус окружности, по которой расположены входные кромки статорных колонн.Все вычисления производятся в табличной форме:
Данные таблицы позволяют построить любое произвольное поперечное сечение и очертание спиральной камеры в плане. При этом поперечным сечением, примыкающим к зубу спирали, по условию сопряжения со статором турбины придают эллиптическую форму, вытянутую в направлении оси турбины с площадями, равными площадям, определённым расчётом или несколько большими.






градFR
00,000,002,30
150,230,272,84
300,450,383,06
450,680,473,23
600,910,543,38
751,140,603,50
901,360,663,62
1051,590,713,72
1201,820,763,82
1352,040,813,91
1502,270,854,00
1652,500,894,08
1802,730,934,16
1952,950,974,24
2103,181,014,31
2253,411,044,38
2403,641,084,45
2553,861,114,52
2704,091,144,58
2854,321,174,65
3004,541,204,71
3154,771,234,77
3305,001,264,82
3455,231,294,88


Выбор типа и определение параметров предтурбинных затворовПредтурбинный затвор устанавливается в двух основных случаях:если имеет место разветвлённый турбинный водовод (для ремонта одного из агрегатов;на индивидуальных водоводах при больших напорах (для защиты НА от щелевой кавитации).
Т.к. диаметр входного сечения Двх=2.58 м и расчётный напор Нр=117.55 м, то выбираю дисковый затвор с плоскоскошенным диском ЗДс260-120 со следующими характеристиками:
Диаметр затвора – 2600 ммСтатический напор – 120 мДиаметр сервомотора – 600 ммЧисло сервомоторов – 1Время закрытия-открытия – 120 сМасса затвора – 20.5 т.


Определение формы и размеров отсасывающих трубВ реактивных турбинах вода из рабочего колеса выпускается в отсасывающую трубу и по ней отводится в нижний бьеф. Отсасывающая труба существенно влияет на энергетические показатели турбин. Отсасывающая труба в значительной мере определяет размеры нижней части блока здания ГЭС и отметку заложения основания. Форму и размеры отсасывающих труб подбираем по рекомендациям заводов – изготовителей гидротурбин (ОСТ 24.023.11–72) с указанием типа турбин, с которыми они применяются, для радиально осевой турбины РО 170 с диаметром рабочего колеса D1 = 2.8м.В подземных ГЭС увеличение высоты трубы не приводит к ощутимому удорожанию, поэтому на этих станциях применяются высокие изогнутые трубы с цилиндрическим коленом, но стремятся ограничить ширину, для того, чтобы имелась возможность сохранить целики скалы между выработками. Это достигается за счёт высоты конической части и довольно длинного диффузора, который может иметь наклон от 0 до 30. Колено делается постоянного сечения и имеет форму тора. В пределах диффузора сечения изменяются с круглого на овальное с тем же углом конусности.



Определение отметки отсасывающей трубыПлощадь поперечного сечения находится по формуле:<Object: word/embeddings/oleObject6.bin>, где Qр = 55.62 м3 - расчётный расход турбины,Vэк = 3.5 м/с – экономически наивыгоднейшая скорость.
Высота поперечного сечения находится по формуле:<Object: word/embeddings/oleObject7.bin>
Определение уклона и отметок отводящего туннеля:<Object: word/embeddings/oleObject8.bin>,где<Object: word/embeddings/oleObject9.bin>- коэффициент шероховатости,<Object: word/embeddings/oleObject10.bin><Object: word/embeddings/oleObject11.bin>
<Object: word/embeddings/oleObject12.bin><Object: word/embeddings/oleObject13.bin>




Выбор гидрогенераторовОсновными параметрами гидрогенераторов являются:величина номинальной мощности P, кВА;коэффициент мощности cos;частота вращения n, об/мин;напряжение на выходах U, кВ.Активная мощность каждого из генераторов, установленных на ГЭС (кВт), составляет:<Object: word/embeddings/oleObject14.bin>, где<Object: word/embeddings/oleObject15.bin> установленная мощность ГЭС, <Object: word/embeddings/oleObject16.bin>;za количество установленных на ГЭС агрегатов, za = 4.<Object: word/embeddings/oleObject17.bin>.Номинальная мощность генератора (кВА) находится по выражению:<Object: word/embeddings/oleObject18.bin>, гдегде cos = 0.85 0.90.<Object: word/embeddings/oleObject19.bin>.Скорость вращения генераторов такая же, как и скорость вращения гидротурбин n, мин-1, n = 272.7мин-1.Габариты гидрогенераторов зависят от конструкции основных элементов и характеристик используемых материалов.Диаметр расточки статора (ротора) Дi (м) может быть определён по формуле:<Object: word/embeddings/oleObject20.bin>, гдеVu – окружная скорость ротора, Vu 160 м/с для генераторов номинальной мощностью P 175 МВА. Принимаем Vu = 160 м/сдля генератора номинальной мощностью P = 64МВА;nразг. – разгонная скорость вращения турбины (максимальная), равная nразг. = (1.7 2.0)n, мин-1. Принимаем <Object: word/embeddings/oleObject21.bin>;<Object: word/embeddings/oleObject22.bin>.Высота активной стали (м) находится по выражению:<Object: word/embeddings/oleObject23.bin>, гдеСэ – коэффициент использования активных материалов, при форсированном воздушном охлаждении Сэ = 6 7, принимаем Сэ = 7;P – номинальная мощность генератора, кВА;Дi – диаметр расточки статора, м;n – номинальное число оборотов, мин-1;<Object: word/embeddings/oleObject24.bin>.Принимаем стандартную высоту активной стали lак = 1100 мм.Тип генератора определяется числом оборотов и отношением Дi/lак. При Дi/lак = 5.1 и n = 272.7мин-1 принимаем подвесной генератор со следующими габаритами:

Элемент генератораПараметрЗначение
СтаторНаружный диаметр активной сталиДа6.2м
Диаметр корпуса Дст7.0м
Высота корпуса hст2.6м
Верхняя крестовинаВысота hВ.К1.1м
Диаметр лучей ДВ.К7.0м
Нижняя крестовинаВысота hН.К0.5м
Диаметр лучей dН.К4.68м
ПодпятникВысота hп1.2м
Диаметр кожуха2.8м
НадстройкаВысота hв0.6м
Диаметр dв1.2м
КратерДиаметр dк.ох9.0м
Минимальная ширина прохода0.4 м

Расстояние от нижней крестовины до статораа = 0.3м для подвесного генератора, длина выступающей части валаС = 1.0м.Общая масса генератора определяется по следующей формуле:<Object: word/embeddings/oleObject25.bin>, гдеA = 35 45 т/м2, принимаем A = 40 т/м2.<Object: word/embeddings/oleObject26.bin>.Масса ротора генератора с валом составляют 45 50% его общей массы.


Определение габаритов и массы повышающих трансформаторовПри проектировании ГЭС значение высокого напряжения, при котором передается энергия, выбирается в зависимости от дальности передачи электроэнергии и мощности, передаваемой по одной высоковольтной линии (ВЛ).В курсовом проекте применяем трехфазные трансформаторы, повышение напряжения осуществляется по схеме – одиночный блок, когда на каждый генератор устанавливается один трехфазный трансформатор.Повышающие трансформаторы ГЭС подбираются по суммарной номинальной мощности подключенных к ним генераторов:<Object: word/embeddings/oleObject27.bin>кВА , гдеР=64000кВА- номинальная (кажущаяся) мощность генератораηтр=0.99 – кпд трансформатора <Object: word/embeddings/oleObject28.bin>Допускается небольшая перегрузка трансформатора на 5…10 % Для откатки трансформатора с целью ремонта, на монтажную площадку и обратно на место установки, предусматриваются продольные и поперечные пути. Расстояние между осями рельсов продольного пути принимают равным 1524 мм, а поперечных при активной мощности от 20 до 175 МВт -2000 мм.Т.к. установленная мощность <Object: word/embeddings/oleObject29.bin>, то принимаю 2 линии электропередач (ЛЭП) по 120 МВт с напряжением U = 220 кВ.Габаритные размеры определяем по графикам:h=7мL=9мb=6мG=100т (масса выемной части-75т)


Электрическая часть ГЭСНа гидроэлектростанции необходимо создание системы электрических устройств и соединений, которая должна обеспечивать энергией всех подключенных к агрегатам станции потребителей, как при нормальных условиях эксплуатации, так и при выходе из строя одного или нескольких агрегатов. Структуру этой системы определяет главная электрическая схема, которая может быть условно разделена на две части – высокого напряжения и низкого напряжения, необходимого для питания собственных нужд станции. В зависимости от мощности станции, числа установленных агрегатов и характеристик потребителя энергии применяются различные схемы электрических соединений. Основой каждой схемы является соединение генераторов с трансформаторами и линиями электропередачи.Собственные нужды (см.схему):масляное хозяйствотехническое водоснабжение (ТВС) агрегатовпневматическое хозяйствосистема возбуждения генераторовпожаротушениеаварийное закрытие затворовприводы выключателей и разъединителейосвещениеосушение проточных частей агрегатаприводы затворов и задвижек


Подбор кранового оборудования здания ГЭСДля монтажа, ремонта, демонтажа агрегатов и вспомогательного оборудования в зданиях ГЭС, монтажа, транспортировки различных затворов, сороудерживающих решеток и другого оборудования используются мостовые и козловые краны. В курсовом проекте производится подбор только крана машзала. Его грузоподъемность определяется по массе ротора гидрогенератора как наиболее тяжелого элемента агрегата, сборка которого производится на монтажной площадке. Пролеты кранов следует округлять до 0,5 м.Принимаем:

Грузоподъемность, (т)Высота подъемаПролет крана L, (м)Основные размеры, (м)Положение крюков, (м)Масса, (т)Нагрузка на колеса, (кН)
Главного крюкаВспомогательногоВВ1Нhh1ll1l2l3
1252025..321611.16.14.31.91.673.11.82.53.8165435




Система автоматического регулирования турбин (САРТ).САРТ предназначена для управления турбиной путем изменения открытия НА в РО турбинах, НА и лопастей рабочего колеса в ПЛ турбинах, регулирующих расход игл и дефлекторов в ковшовых турбинах. САРT обеспечивает автоматическое поддержание заданной частоты вращения агрегата (частоты тока генератора) и предохраняет агрегат от выхода в разгон при неожиданных отключениях нагрузки, например из-за коротких замыканий.САРT состоит из маслонапорной установки (МНУ) для питания маслом под давлением (обычно 4 МПа, иногда 6,3 МПа). Колонки управления (КУ), сервомоторов (С) и соединительного маслопровода. Связь КУ с агрегатом осуществляется через тахогенератор (ТГ), установленный на валу. Элементы САРT, как правило, размещаются рядом с агрегатом.
Определяем работоспособность сервомоторов НА:<Object: word/embeddings/oleObject30.bin>Принимаем номинальное давление Pн=4Мпа, тогда объём сервомоторов равен:<Object: word/embeddings/oleObject31.bin>.По универсальной характеристике турбины РО 170 определяем амод=34.1мм=0.0341м и диаметр модели Дмод=0.4355м. Для натурной турбины получаем:<Object: word/embeddings/oleObject32.bin>.Полный ход определяется по формуле:<Object: word/embeddings/oleObject33.bin>.Предусматриваем два сдвоенных сервомотора, устанавливаемых на крышке турбины:<Object: word/embeddings/oleObject34.bin>.Принимаем dc=0.3м, т.к. он соответствует номенклатурному.Для дискового затвора данного типа получаем:<Object: word/embeddings/oleObject35.bin>.Необходимая номинальная работоспособность сервомоторов:<Object: word/embeddings/oleObject36.bin>.Объём сервомотора затвора:<Object: word/embeddings/oleObject37.bin>.Требуемый объём гидроаккумулятора при одной МНУ на агрегат:<Object: word/embeddings/oleObject38.bin>.Принимаем ближайшую по номенклатуре МНУ 2.5/1-40..Регулятор – тип ЭГР (электрогидравлический для турбин РО одиночного регулирования). Расчётное время хода сервомотора:<Object: word/embeddings/oleObject39.bin>.Диаметр главного золотника при скорости масла Vм=5м/с:<Object: word/embeddings/oleObject40.bin>.Принимаем ближайший номенклатурный dг.з.=70мм и регулятор ЭГР-70. Соединительные маслопроводы принимаются диаметром, равным диаметру главного золотника d=70мм.


Список литературы:
1). Кривченко Г.И. Гидравлические машины (турбины и насосы). М.: Энергоатомиздат, 1983, или Энергостройиздат, 1987.2). Кривченко Г.И., Губин М.Ф., Карелин В.Я. Гидроэлектрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1987.3). Методические указания ”Водноэнергетичекие расчеты и проектирование здания гидроэлектростанции”. М.: МГСУ, 2005.