Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!

Определение разгонной частоты вращения турбины ПЛ-60

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 4Следующая ⇒

Разгонную частоту вращения натурной гидротурбины определяют по формуле:

=n′I P ∙√HР /D1;′I P=Кразг ∙nI опт=2,6∙109=283,4 (мин-1).

Где Кразг - коэффициент разгона, Кразг=2,6.

Тогда:

nP=n′I P ∙√HР /D1=283,4 ∙√53,42/7=295,95 (мин-1).

Таким образом разгонная частота вращения превышает рабочую в 2,6 раза.

Определение высоты отсасывания гидротурбины

Высоту отсасывания гидротурбины необходимо определять в связи с тем, что в гидротурбинах имеет место явление кавитации. Кавитация играет важную роль при эксплуатации гидротурбин, в зависимости от степени своего развития она сопровождается следующими нежелательными последствиями:

1. кавитационными разрушениями деталей проточного тракта;

2. вибрациями агрегата и здания ГЭС, а также резким шумом;

. ухудшением энергетических параметров, то есть снижением КПД и мощности.

где:

Степень развития кавитационных явлений в гидротурбине может быть различной и зависит от высоты отсасывания Hs, которая может быть определена при помощи следующего выражения:

Hs=10- /900 - Кσ∙σ∙H;

- отметка расположения станции над уровнем моря, м;

Н- напор турбины, м;

Кσ - коэффициент запаса на величину σ, Кσ = 1,1;

σ - кавитационный коэффициент турбины,.

Полученное значение Hs не должно превосходить предельного Hsпред = -10 м при обычном расположении здания ГЭС.

Результаты определения высот отсасывания гидротурбин РО-75 и

ПЛ - 60 представлены соответственно в таблице 1 и 2.

Таблица 1. Высоты отсасывания РО-75

Н, м	σ	Кσ	/900Нs, м р.к.
50,75	0,115	1,1	0,175	3,41	161,1
53,42	0,1198		0,177	2,78	160,5
56,3	0,1195		0,179	2,42	160,1

Таблица 2. Высоты отсасывания ПЛ - 60

Н, м	σ	Кσ	/900Нs, м р.к.
50,75	0,255	1,1	0,175	0,06	157,76
53,42	0,285		0,177	-0,58	157,1
56,3	0,275		0,179	-1,27	156,43

На основании проведенных выше расчетов параметров гидротурбин РО-75 и ПЛ-60, можно сделать вывод, что целесообразнее выбрать турбину РО-75, так как при схожих зонах работы она имеет положительные высоты отсасывания, следовательно нет необходимости в проведении земляных работ.

Принимаем высоту отсасывания равную 2,42 м.

4. Расчет спиральной камеры

В реактивных гидротурбинах для подвода воды к направляющему аппарату используют турбинные камеры различной конструкции.

Форма радиальных сечений спиральной камеры тесно связана с ее изготовлением, а оно определяется напором и размерами турбины. При небольших напорах (Н < 40 м) спиральная камера выполняется непосредственно из железобетона.

При высоких напорах (Н > 40 м), когда железобетонные конструкции не в состоянии воспринять усилие от воздействия давления воды на стенки, спиральные камеры выполняются металлическими.

В данном случае при Нр = 53,42 м необходимо применить металлическую спиральную камеру.

Расчет металлической спиральной камеры

Расчет металлической спиральной камеры выполняют следующим образом.

1. Выбор угла охвата.

Спиральная камера состоит из открытого (подводящего) канала и спирального канала, характеризуемого углом охвата φ0. По таблице 11 [1, c.36] для проектируемой гидротурбины (тип рабочего колеса РО75) определяем оптимальные значения φ0=350 град и основные соотношения металлической спиральной камеры:

/D1=0,3 и B/D1=3,9,

где b0 - высота направляющего аппарата.

b0=0,3∙ D1=0,3∙7=2,1 м;

В=3,9∙ D1=3,9∙7=27,3 м.

По таблицам 13 [1, c.41] и 14 [2, c.180] определяем для диаметра рабочего колеса проектируемой гидротурбины (D1=7000 мм) размеры следующих величин:

=8520 мм=8,52м;=11000 мм=11 м;=9400 мм=9,4 м.

Где D0 - диаметр расположения оси лопаток направляющего аппарата, Da и Db - диаметры входных и выходных кромок статорных ребер соответственно.

2. Определение средней скорости во входном сечении.

По графику рис. 12, б [1, c.37] определяем значение средней скорости во входном сечении спиральной камеры для расчетного напора Hp=53,42 м υвх=6,1 м/с.

3. Определение расхода через входное сечение спирали:

Qвх=Q∙φ0/360=414∙345/360=396,75 м3/с;

Где Q - расход турбины, определяемый следующим выражением:

=Q′I∙D12∙√Hр=1,156∙72∙√53,42=414 м3/с

Где Q′1=1,156 м3/с - расход в рабочей точке.

4. Определение радиуса входного сечения спирали:

ρвх=√Qвх/(π∙υвх)=√396,75/(3,14∙6,1)=4,58м.

5. Определение постоянной спирали по данным входного сечения:

K=φ0/[Ra+ρвх -√Ra∙(Ra-2∙ρвх)]=345/[5,5+4,58 -√5,5∙(5,5-2∙4,58)]=

=313,6 (град/м).

6. Определение радиусов сечений и наружных радиусов.

Задавая углы φi в пределах от 00 до φ0 с интервалом в 15 градусов, определяем величины соответствующих радиусов сечений ρi и наружных радиусов Ri при помощи следующих выражений:

ρi= φi/K + √(2∙Ra∙φi)/K;=2∙ ρi + Ra.

Результаты вычислений удобно представить в табличном виде (табл. 3).

Таблица 3.

φ	φi/K	√(2∙Ra∙φi)/K	ρi	Ri
град	м	м	м	м
0	0,00	3,32	3,32	12,13
15	0,05	3,31	3,36	12,21
30	0,10	3,30	3,40	12,30
45	0,14	3,29	3,44	12,38
60	0,19	3,29	3,48	12,46
75	0,24	3,28	3,52	12,54
90	0,29	3,27	3,56	12,62
105	0,33	3,27	3,60	12,70
120	0,38	3,26	3,64	12,78
135	0,43	3,25	3,68	12,86
150	0,48	3,24	3,72	12,94
165	0,53	3,24	3,76	13,02
180	0,57	3,23	3,80	13,11
195	0,62	3,22	3,84	13,19
210	0,67	3,21	3,88	13,27
225	0,72	3,21	3,92	13,35
240	0,77	3,20	3,96	13,43
255	0,81	3,19	4,00	13,51
270	0,86	3,18	4,05	13,59
285	0,91	3,18	4,09	13,67
300	0,96	3,17	4,13	13,75
315	1,00	3,16	4,17	13,83
330	1,05	3,15	4,21	13,91
345	1,10	3,15	4,25	13,99

Выбор типа отсасывающей трубы. Определение размеров проточной части гидротурбины

Отсасывающая труба является элементом проточной части гидротурбины, назначением которой является отвод воды от рабочего колеса и восстановление кинетической энергии потока. Она оказывает существенное влияние на эксплуатационные качества турбины, поэтому большое значение имеет правильный выбор ее формы и размеров.

В настоящее время для крупных вертикальных турбин используются изогнутые трубы, обеспечивающие наибольшую экономичность строительства.

Основным габаритным размером отсасывающей трубы является её высота h, отсчитываемая от плоскости нижнего кольца направляющего аппарата до дна колена. При выборе высоты h следует учитывать, что её увеличение обеспечит высокие эксплуатационные показатели турбины, но при этом возрастут затраты на строительство ГЭС.

Габаритные размеры отсасывающей трубы должны выбираться на основании технико-экономических расчетов с учетом надежности работы турбины. В случаях, когда отсутствует возможность выполнить такие расчеты, можно воспользоваться опытом эксплуатации гидротурбин, который показывает, что для РО гидротурбин высоту отсасывающей трубы h следует принимать не менее 2,3D1.

Другие основные размеры отсасывающей трубы рекомендуется принимать исходя из следующих соотношений:

=4∙D1=4∙7=28(м).

Основные размеры отсасывающей трубы рассчитываем по следующим формулам:

=1,154∙D1=1,154∙7=8,08 м;

В=3,017∙D1=3∙7=21,11 м;к=1,43∙D1=1,43∙7=10,01 м;=3,38∙D1=3,38∙7=23,66 м;=3,97∙D1=3,97∙7=28 м;

В1=0,317∙D1=0,317∙7=2,22 м;=0,3∙D1=0,3∙7=2,0 м

5. Выбор типа гидрогенератора

По расположению вала генераторы подразделяются на вертикальные и горизонтальные. Генераторы с вертикальным валом, в свою очередь, подразделяются на два основных типа - подвесные и зонтичные. При частоте вращения до 200 об/мин гидрогенераторы выполняются преимущественно в зонтичном исполнении, свыше 200 об/мин - в подвесном.

При частоте вращения свыше 250 об/мин вертикальные гидрогенераторы выполняются исключительно в подвесном исполнении.

Основными преимуществами зонтичного исполнения являются:

возможность выполнения подпятников на максимальные требуемые нагрузки, превышающие 35МН, при наиболее простых и экономических конструктивных формах опорных элементов;

обеспечение выполнения наиболее простой по конструкции и технологичности, а также менее металлоемкой верхней крестовины;

возможность применения конструкции ротора без основного генераторного вала, что позволяет снизить высоту подъема крана и тем самым снизить высоту машинного зала.

К важным эксплуатационным преимуществам генераторов подвесного исполнения следует отнести следующие: меньшие потери на трение в подпятнике благодаря меньшей окружной скорости вращения; возможность обслуживания подпятника с помощью крана машинного зала; более надежная защита обмоток от масляных паров из ванны подпятника.

Определение расчетной мощности генератора

Вычислим активную мощность:

= Nт·η = 198950 · 0.95 = 189002,5 кВт

Полная мощность будет равна:

где - коэффициент мощности для генераторов мощностью от 150 МВт.

Синхронная частота вращения ротора генератора:

=85,7 об/мин

Зная необходимые расчетные параметры, а именно, синхронную частоту вращения ротора генератора и полную мощность выбираем генератор - аналог СВ - 1130/250 - 48, который имеет следующие параметры:

=125 об/минном = 235 мВА

Параметры данного гидрогенератора - не идентичны вышеуказанным, вследствие этого необходимо рассчитать параметры выбранного генератора.

Определение расчетных параметров генератора

Расчетная мощность вычисляется по формуле:

МВА,

где: - эмпирический коэффициент зависящий от

Число пар полюсов: р=35

Затем определяется удельная нагрузка, т. е. кажущаяся мощность, приходящаяся на один полюс:

МВА

В генераторостроении существует понятие "полюсное деление" это длина внешней дуги обода ротора, приходящаяся на один полюс. Полюсное деление зависит от удельной нагрузки и способа охлаждения:

Где эмпирические коэффициенты приведены в таблице 12.3 [4].

Определение диаметра ротора:

Округляем до ближайшего стандартного м.

Необходимо проверить, не будет ли при этом диаметр превышаться предельная окружная скорость ротора в разгонном режиме, которая составляет м/с для генераторов кажущейся мощностью МВА.