Міністерство освіти і науки України 4 страница

Приклад 4. Підібрати турбіну для наступних умов:

Розрахункова потужність , МВт	Розрахунковий напір , м	Максимальний напір , м	відмітка НБ, м

Рішення.

1. По табл. Д-6 в відповідності до вибираємо турбіну РО115.

2. Розрахункова витрата (3.1) для = 90 % (ККД – характерний для даного типу турбін):

м³/с.

Вибираємо з табл. Д-6 = 1,05 м³/с.

3. Діаметр турбіни по (3.2)

м.

В відповідності до табл. Д-1 беремо найближчий номенклатурний діаметр = 280 см.

4. Для радіально-осьової турбіни 75 об/хв. (табл. Д-6). Розрахункова швидкість по (3.3)

= 261 об/хв.

Найближча синхронна частота обертання по (1.1) = 250 об/хв. (число полюсів на роторі р = 24). Приймаємо номінальну швидкість обертання турбіни n_н = 250 об/хв.

5. Допустима висота відсмоктування (2.15), з урахуванням того, що = 0,13 (табл. Д-6) і коефіцієнт запасу, як правило, = 1,1,

м.

6. Основні розміри турбіни:

- діаметр на виході робочого колеса = 1,0·2,8 = 2,8м, де: =1,0 (табл. Д-6);

- висота направляючого апарату = 0,25·2,8 = 0,67 м, де: =0,25 (табл. Д-6);

- враховуючи, що відносний діаметр по осях направляючих лопаток = 1,20 (розділ 2.10), діаметр по осях направляючих лопаток = 1,2·2,8 = 3,35 м.

7. Установочна висота відсмоктування для радіально – осьової турбіни (рис. 7, рис. 16), враховуючи (2.18), , -4,3+0,5·0,67 = -3,695 м.

8. Маса радіально – осьової турбіни із сталевою турбінною камерою по (2.25):

=2,35·(2,8·0,8)^2,5·(110+20,0)^0,2=153 т.

Маса робочого колеса по (2.27)

т.

Приклад 5. Підібрати вертикальну турбіну для наступних умов:

Розрахункова потужність , МВт	Розрахунковий напір , м	Максимальний напір , м	відмітка НБ, м

Рішення

1. По табл. Д-3 вибираємо турбіну ПЛ15.

2. Розрахункова витрата турбіни (3.1), враховуючи, що = 88 % (ККД – характерний для даного типу турбін):

м³/с.

По табл. Д-3 для ПЛ15 =2300 л/с, =1,2. Приймаючи для такого типу турбін коефіцієнт запасу = 1,15 (розділ 2.5), отримаємо відповідно до (2.15)

м.

Заглиблення турбіни - прийнятне. Якщо потрібно було б зменшити заглиблення, тобто збільшити допустиму висоту , то можна прийняти менше значення .

3. Діаметр турбіни по (3.2)

м.

По табл. Д-1 беремо найближчий номенклатурний діаметр = 8,5 м.

4. Частота обертання по (3.3) при = 180 об/хв. (табл. Д-3)

= 67,0 об/хв.

Найближча синхронна частота обертання по (1.1) = 68,2 об/хв. (р = 88 – число полюсів на роторі синхронного генератора).

Приймаємо номінальну швидкість обертання n_н = 68,2 об/хв.

5. Допустима висота відсмоктування, яка була визначена вище, -4 м.

6. Основні розміри турбіни (рис. 6):

- висота направляючого апарату м, де: 0,42 (табл. Д-3);

- враховуючи, що для поворотно – лопатевих турбін 1,2 (розділ 2.6), діаметр осей направляючих лопаток м;

- якщо для поворотно-лопатевих турбін взяти (розділ 2.6), діаметр камери робочого колеса м;

- діаметр корпуса робочого колеса м, де, в відповідності до табл. Д-3,

- враховуючи, що = -0,05 (розділ 2.6), діаметр циліндричної частини корпуса м, де: (табл. Д-3);

- висота від осей повороту лопатей м, де: (розділ 2.6).

7. Установочна висота відсмоктування (рис. 6, рис.16), відповідно до (2.19),

м.

8. Маса турбіни по (2.21) з бетонною турбінною камерою

т.

Маса робочого колеса по (2.24)

т.

Приклад 6. Визначити показники турбіни, якщо для умов прикладу 4 застосувати горизонтальну турбіну з капсульним агрегатом.

Рішення. Розрахункова витрата зберігається, Q = 520 м³/с.

По табл. Д-4 вибираємо турбіну ПЛК16, якій відповідає = 3000 л/с.

По (3.2) знаходимо діаметр:

м.

Приймаємо найближчий номенклатурний діаметр = 7,5 м. (табл. Д-1).

По табл. Д-4 для ПЛК16 =175 об/хв. визначимо частоту обертання (3.3):

об/хв.

Найближча синхронна частота обертання по (1) = 75 об/хв. (кількість полюсів ротора синхронного генератора р = 80).

Допустима висота відсмоктування (2.15) для = 2,0 (табл. Д-4) і коефіцієнті запасу = 1,15:

м.

Рис. 22. Конструкція вигнутої труби відсмоктуючої камери турбіни

При порівнянні отриманих показників з показниками вертикальної турбіни видно, що зменшився діаметр, збільшилася частота обертання, та різко зросло необхідне заглиблення під рівень нижнього б'єфу. Проте вирішальне значення має глибина закладення основи. Для вертикальної турбіни визначальним є відмітка низу відсмоктуючої труби.

Якщо прийняти висоту труби відсмоктуючої камери турбіни (рис. 22) h = 2,3 = 2,3·8,5 = 19,5 м з урахуванням того, що по рис. 6 = 0,21 і = 0,21·8,5 = 1,8 м, то мінімальна відмітка відсмоктуючої труби щодо нижнього б'єфу для = -4,0 м складе:

-4,0 - 19,5 + 1,8 = -21,7 м.

Для горизонтальної турбіни визначальним є низ робочого колеса, заглиблення якого під рівень нижнього б'єфу з урахуванням = -13,2 м складе:

-13,2 - 7,5 = -20,7 м,

тобто трохи менше, ніж для вертикальної турбіни.

Приклад 7. Підібрати ковшову турбіну потужністю N_р = 125 МВт, при розрахунковому напорі Н_р = 650 м.

Рішення.

1. Витрата ковшової турбіни Q_p при повному відкритті сопла (3.1), яка відповідає найкращим енергетичним показникам турбіни, і характеризується ККД = 0,88:

м³/с.

2. Використовуючи універсальну характеристику турбіни (рис. 19), для = 0,88, визначаємо = 0,022 м³/с і = 40 об/хв., які використовуються для визначення D₁ і n для різних z_с.

Результати розрахунків зведені в таблицю:

Число сопел zc
D1 по (4.10)	6,3	4,45	3,63	3,15	2,57
n по (4.11)	161,8	229,2	280,9	323,7	396,8

Найбільш сприятливим по розмірах і n є варіант з z_c = 6. Найближча синхронна частота обертання по (1.1) п_с = 428 об/хв. (число полюсів ротора синхронного генератора р = 14). Приймаємо п_с = 428 об/хв.

З метою збереження оптимальної приведеної частоти обертання перерахуємо попередній діаметр в бік зменшення, пропорційно синхронній частоті обертання п_с:

D₁ = 2,57·396,8/428 = 2,4 м.

3. Основні розміри турбіни:

- діаметр струменя по (4.7)

м.

Співвідношення відповідає умові (4.7);

- діаметр сопла по (4.13)

м;

- враховуючи, що а = (2,8 3,6) d_c. (4.15), зовнішній діаметр робочого колеса (4.14)

= 2,4 + 0,66 = 3,06 м.,

де: а = 3,2·0,27 = 0,66 м.

4. Конструктивна форма виконання турбіни - вертикальна із спіральним підведенням.

Приклад 8. Підібрати ковшову турбіну потужністю N_р = 1500 кВт, при розрахунковому напорі Н_р = 700 м.

Рішення.

1. Витрата турбіни Q_p (3.1), враховуючи, що для такого режиму = 0,88:

м³/с.

2. Відповідно до універсальної характеристики ковшової турбіни (рис. 19) = 40 об/хв. і = 0,02 м³/с для z_с=1,визначимо діаметр турбіни (4.10):

м.

Швидкість турбіни по (4.11)

об/хв.

Частота обертання надмірно висока. Приймаємо n = 750 об/хв. По (4.11) перерахуємо

м,

при цьому

м³/с,

що значно менше, ніж по характеристиці рис. 19.

3. Діаметр струменя (4.12):

м.

В даному випадку = 1/26,6, тобто менше, ніж по (4.7), що допустимо.

4. Конструктивна форма виконання турбіни - односоплова, горизонтальна.

Приклад 9. Розрахувати осьове навантаження на підп'ятник осьової поворотно – лопатевої турбіни (D₁ = 9,0 м) для трьох величин положень лопатей робочого колеса: φ = -10°, 0° та +15° та відносному відкритті 27,5 мм в зоні оптимальної частоти обертання ротора турбіни під напором Н = 25 м.

Рішення.

З характеристик осьових гідродинамічних навантажень робочого колеса осьової поворотно – лопатевої турбіни на рис. 21 для в відповідності до (5.1) отримаємо результати показані в таблиці:

φ = -10°	φ = 0°	φ = +15°
об/хв.	кН	РГ кН	об/хв.	кН	РГ кН	об/хв.	кН	РГ кН
	6,3	12,76·10^3		5.5	11,14·10^3		4.0	8,1·10^3

Як видно з результатів гідродинамічна складова навантаження на підп'ятник при зміні кута установки лопатей робочого колеса має значну величину і змінюється від Р_Г= 12,76·10³ (φ = -10°) до Р_Г= 8,1·10³ (φ = +15°).

СПИСОК РЕКОМЕНДОВАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ

Основна

1. Кривченко Г.И. Гидравлические машины. –М. Энергоатомиздат, 1983.-320 с.

2. Гидроэнергетика. Учебник для студентов вузов /Обрезков В.И., Малинин Н.К., Кароль Л.А. и др.: Под ред.. В.И.Обрезкова.-М.: Энергоиздат, 1981, - 608 с.

3. Непорожний П.С., Обрезков В.И. Введение в специальность. Гидроэлектроэнергетика. – М.: Энергоиздат, 1982.-304 с.

Додаткова

4. Machines hydrauliques des centrales électriques. Touré B., Diavara K., Denysiuk P. – Conakry: Université de Conakry, 2001. -52 c.

5. Расчеты водноэнергетических режимов ГЭС и ГАЭС. Малинин Н.К., Матвиенко Н.И. – М.: Московський энергетический інститут, 1985. -80 с.

6. Гидравлика, гидромашины и гидроприводы. Башта Т.М., Руднев С.С., Некрасов Б.Б. и др. –М.: Машиностроение, 1982.- 423 с.

7. Жабо В.В., Уваров В.В. Гидравлика и насосы. –М.: Энергоатомиздат, 1984. – 328 с.

Дата добавления: 2015-11-05