水力水电工程

水力水电工程（精选十篇）

水力水电工程 篇1

对于水电站的运行来说, 水电站辅助水力利机械系统的设计方案、产品质量、技术性能等多方面因素将影响水电站安全稳定运行。下文主要结合相关实例, 对水电站水系统中所呈现出的机械设计以及优化问题加以探讨。

2工程概况

某水电站位于河干流的上游, 为低坝引水径流式电站, 是以发电为主的小型水电站工程。采用2台单机容量为10 MW的轴流式水轮发电机组。电站保证出力为4.4 MW, 多年平均发电量8 283万k W·h, 年利用小时数4 142 h。

3水电站辅助水力机械系统中水系统的设计

3.1技术供水方式设计。

按照《水力发电厂机电设计规范》, 水电站水头为15~120 m时宜采用自流 (减压) 供水方式、水头大于120m时应进行水泵供水与其他供水方式的比较。在以往的技术供水方案比较中, 大多没有考虑这样的事实:目前国内生产的水泵由于制造加工工艺不高, 质量尚不稳定, 很难保证连续稳定运行;有不少类型的水泵达不到其标注的技术性能要求。如:有的自吸泵或离心泵名牌标注的吸出高程为5~7m, 而真正可实现的吸出高程只能达到3m;有不少电站的技术供水泵由于制造、技术参数不达标等种种原因不能正常工作, 影响到主机设备的安全稳定运行;在方案比较中对由于水泵故障带来的其他损失、水泵的维护成本、水泵的占地面积以及布置上的困难等因素往往没有充分考虑。

3.2管道阀门设计。

为增加可靠性, 减少维护工作量, 当技术供水采用自流 (减压) 供水方式时, 供水管中的第1道阀门 (靠近取水口端) 应选取高一级压力等级的阀门。例如:调保升压值为0.9MPa则最好选用1.6MPa的阀门而不要选1.0MPa的阀门;对不宜检修或检修条件较困难时, 宜设2道阀门;此外, 检修阀门宜选取不锈钢阀门。

4水电站辅助水力机械系统中油系统的设计

4.1绝缘油系统

4.1.1就目前来看, 相当一部分水电站所使用的主变压器实际上都是属于20-30年免维护类型的, 即便是出现了重大事故需要进行大修, 那么在一般情况下都是无需进行绝缘油更换的, 所以, 在进行中小型水电站绝缘系统设计的过程中, 可以尽可能的省略排油管路设计;而对于梯级电站来说, 只需要在一个合适的站点位置上设置上相应的绝缘油系统即可, 而其他站点便可以省略掉绝缘油系统的使用, 而一些占地相对偏远的独立电站, 也同样可以仅仅只通过绝缘油库以及油处理室等对于设备起到保障效果。

4.1.2而对于一些大型电站、巨型电站来说, 油处理室以及绝缘油便应当要尽可能的靠近用油设备, 进而使得设备运行过程中的相关耗能得以节省。

4.2透平油系统

4.2.1对于中小型的水电站来说, 可以通过管路系统简化的设计, 来达到更好的运行效果, 例如:直接在各个用油设备的附近设置相应的活接头, 并且在排油管的总管位置上也设置活接头, 那么在这一过程中, 便可以直接使用软管进行过渡处理, 尽可能的降低了各个不锈钢管的数量、埋管布置等, 达到节能投资、降低耗能的目的。

4.2.2对于梯级电站本身来说, 可以适当考虑在部分站点位置上, 设置上相应的化验设备、油分析等, 而在其他站点上则可以忽略这方面的布置。

4.2.3对于某些大型电站、巨型电站来说, 在机械设计的过程中, 则可以直接从检修、维护、运行等方面的角度作为出发点, 进而充分考虑到配置的齐全性。

除此之外, 油系统本身在进行布置的过程中, 为了能够尽可能的满足防火规范要求, 其中所配置的滤纸就应当要直接设置在相应的房间之内, 并且烘箱电源的开关也不能够直接放置在室内空间;油库之中所存在的事故排油操作务必要保证排油阀本身与油罐有着足够的距离, 这两个部分不能够完全装在一个相同的房间之内, 分别放置在专用房间;而在进行室外管路系统布置的过程中, 那么就要尽可能的避免管路受到热胀冷缩的影响, 那么就需要设置上相应的波纹管连接段。

5水电站辅助水力机械系统中气系统的设计

5.1水电站气系统中通常情况下都包含了低压气系统、中压气系统等, 但是, 由于我国目前所使用的相关气体介质本身所涉及到的减压阀技术还并不成熟, 那么在对于这两个系统进行设计的过程中, 就应当要尽可能的分开设置, 进而使得系统运行安全性有所保障。

5.2低压气系统中所涉及到的吹扫、检修供气单元, 本身都要尽可能的分开进行设计, 那么就需要设置上容积基本相同的贮气罐;另外, 吹扫及检修供气单元可作为制动供气的备用气源, 以保证制动供气的可靠性及供气质量;制动供气应尽可能干燥、清洁, 而吹扫及检修供气干燥、清洁度可适当放宽。

5.3由于供气管路往往较长有一定的管路损失, 使气体到达供气设备时压力达不到设备的额定操作压力, 因此在选择空压机时其额定排气压力宜比设备的额定操作压力略高一些, 相应的贮气罐设计压力也要提高。

6水力监测系统

为确保电站安全经济运行, 电站设置了全厂性量测仪器仪表和机组段量测仪器仪表。前者包括:上、下游水位采用指示型水位变送器;电站毛水头采用WT2000DP型差压变送器;冷却水温采用WX型温度信号器;拦污栅前、后压差采用WT2000DP型差压变送器;集水井、生活水池、循环水池采用水位变送器。以上水位变送器及压差变送器均通过水位水头监视仪显示、报警。后者包括:蜗壳进口压力、尾水管出口压力采用压力表显示, 水轮机工作水头采用WT2000GP型压力变送器并通过水位水头监视仪显示;蜗壳测流采用WT2000DP型差压变送器并通过流量监测装置显示;主轴密封压力、转轮与导叶间压力采用压力表显示。

结束语

综上所述, 水电站辅助水力机械系统的设计和优化工作对于水电站本身的运行稳定性来说, 起到了至关重要的影响作用。务必要最大限度的保证各个不同方面的辅助机械设计完善, 如此才能够使得投资和运行成本大幅度降低, 更为关键的是, 通过这方面的措施能够切实有效的保障设备运行稳定, 便于设备进行检修, 进而使得设备实际呈现出的使用寿命大幅度提高。因此, 该系统所表现出的各个细节设计, 都必须要引起设计人员的重视, 这对于水电工程机械的发展来说, 起到了至关重要的作用。

参考文献

[1]陶承军.江源水电站水力机械优化设计及设备选择[J].甘肃水利水电技术, 2011 (7) .

[2]张昌兵.水力机械叶片尾流机理研究[J].四川大学学报 (工程科学版) , 2012 (6) .

水力水电标准规范DL 篇2

《电力设备典型消防规程》（DL 5027--1993）

《水力发电厂厂用电设计规程》（DL/T5164-2002）

《架空送电线路运行规程》(DL/ T741-2001)

《交流电气装置的过电压和绝缘配合》（DL/T620-1997）

《交流电气装置接地》（DL/T 621-1997）

《高压配电装置设计技术规程》（DL/T5352-2006）

《220~500kV 变电所设计技术规程》（DL/T 5218-2005）

《火力发电厂设计技术规程》（DL 5000-2000）

《导体和电器选择设计技术规定》（DL/T5222-2005）

《火力发电厂和变电所照明设计技术规定》（DL/T5390—2007）

《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置技术条件》（DL/T 583—2006）

《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置运行、检修规程》（DL／T 491—1999）

《电力系统安全稳定导则》（DL755-2001）

《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置运行、检修规程》（DL／T 491—2008)

《大中型水轮发电机微机励磁调节器试验与调整导则》（DL/T 1013—2006）

《发电机励磁系统技术监督规程》（DL/T 1049—2007）

《继电保护及安全自动装置运行评价规程》(DL/T 623-1997)

《220～500kV 电力系统故障动态记录技术准则》（DL/T 553—1994）

《继电保护和电网安全自动装置检验规程》（DL/T 995—2006）

《微机继电保护装置运行管理规程》(DL/T 587-2007)

《电力工程直流系统设计技术规程》（DL/T5044-2004）

《电力系统用蓄电池直流电源装置运行与维护技术规程》（DL/T 724—2000）

《电力用直流和交流一体化不间断电源设备》（DL/T 1074-2007）

《不间断电源设备》（GB/T 7260-2009）

《电力系统通信自动交换网技术规范》（DL/T589—1996）

《电力系统数字调度交换机》（DL/T 795—2001）

《电力系统通信站防雷运行管理规程》（DL 548—1994）

《电力系统通信管理规程》（DL/T 544—1994）

《电力系统光纤通信运行管理规程》（DL/T 547—1994）

《电力系统载波通信运行管理规程》（DL/T 546—1994）

《电力系统微波通信运行管理规程》（DL/T 545-94）

《水力发电厂水力机械辅助设备系统设计技术规定（DL/T 5066-1996）

《水力发电厂自动化设计技术规范》（DL/T5081—1997）

《水电水利工程启闭机设计规范》（DL/T5167-2002）

《水工钢闸门和启闭机安全检测技术规程》（DL/T835-2003）

《水电厂计算机监控系统基本技术条件》（DL/T 578-2008）

《水力发电厂计算机监控系统设计规定》（DL/T 5065-2009）

《混凝土坝安全监测技术规范》(DL/T5178-2003)

《混凝土重力坝设计规范》(DL 5108-1999)

《水工建筑物抗震设计规范》(DL 5370-2000)

《水工建筑物强震动安全监测技术规范》（DL/5416-2009）

《电力行业紧急救护技术规范》（DL/T692-2008）

《水力发电厂气体绝缘金属封闭开关设备配电装置设计规范》（DLT5139-2001）

《水力发电厂气体绝缘金属封闭开关设备配电装置设计规范条文说明》（DL/T5139-2001）

《水力发电厂照明设计规程》（DL/T 5140-2001）

《水利水电工程劳动安全与工业卫生设计规范》（DL 5061－1996）

《水力发电厂厂房采暖通风与空气调节设计规程》（DL／T5165-2002）

水力水电工程 篇3

【关键词】水电站；辅助水力机械系统；设计技术

【中图分类号】TM622 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2012）09-0202-01

如果将水电站辅助水力机械系统详细划分，其主要包括了油、气、水、量测等不同的结构形式组成，整个系统最大的功能则是向主体设备创新良好的运行服务，维持整个电力设备的正常运行，提高水电站的使用效率。从长时间的运行情况分析，水电站辅助水力机械系统在设计过程中，其方案形式、产品好坏、技术高低对于水电站的经济效益有很大的影响。

1、中水系统的设计

1.1 供水方式部分

我国国内当前的水泵使用性能常常达不到理想状况，其主要是因为制造加工工艺达不到标准，产品质量不合格，无法维持系统的稳定运行，且大部分的水泵在质量、强度上与标准明显不符。检查中则发现了大部分电站的技术供水泵因制造方法、技术落后等各类因素造成其运行出现异常，对于设备的正常性能发挥起到阻碍作用。鉴于我国的减压阀技术运用广泛，其成本消耗也大大降低，在电站净水头处于120-300m范围内时最好选择自流（减压）供水当成机组技术供水方式。遇到泥沙较多的电站时，需综合分析运用正、反向的双向供水方式，且做好定期切换实现反冲洗，避免出现堵塞。对于部分中小型的水电站在设计时可选择循环供水方式，此形式运用在封河的寒冷地区时则会出现异常，这是由于冷却器处于尾水渠时将会受到低温影响而出现损坏。

1.2 排水系统部分

开始设计水电站排水系统时需根据不同的情况针对处理，若遇到中小型电站或尾水位过高的电站时，则要设计直接的排水方式。通过这种设计，不仅降低了水淹厂房的可能性，还能给设计者的工作带来方便。这是由于集水井井盖若要求密封时，其设计将会遇到不同的困难。而渗漏集水井、检修集水井则需结合不同情况布置，这是现代设计理念中必须的标准。然而实际情况却是，大部分电站的业主都提出把两井之间进行打通处理，设计时则要求对连通管上添加常闭阀门进行调节，阀门安装时必须具备较强的稳固性，这样则能避免造成洪水冲垮厂房的危险。

1.3 管道阀门部分

考虑到全面增强电力系统的可靠性，避免系统运用中工作量过大，在设计方案时要对每个部位合理规划，以此来降低操作人员的工作量。对于技术供水选择自流供水的形式时，供水管中的第1道阀门的压力承载要更强一级。例：当调保升压值达O.9MPa则需要采取1.6MPa的阀门，若依旧选择1.OMPa的阀门则压力承载上达不到要求；当技术维修操作的难度较大时，最好可采取2道阀门，其材质最好选用不锈钢阀门。

1.4 蜗壳排水部分

设计时需要注意的包括：1）尺寸的选择，对于相关机械设备的尺寸大小要严格把握，特别是对于蜗壳排水及尾水管排水阀口径要严格参照标准，一般控制在压力钢管及蜗壳进口公称直径9%为最佳。2）阀门设置。国内很多的设计者对每套机组设置了1个尾水管排水阀，由于阀门在使用时极为关键，可以对每套机组添加2个水阀，从而大大增强设备的使用性能。

1.5 滤水器设置部分

设计自流供水形式时，要想维持减压阀的有效性能，在分布装置时则需要对滤水器进行合理设置，以使得技术供水系统在常规状态下运行，也可把滤水器放置在减压阀前来保证性能发挥。尽管滤水器压力的等级上升会加大投资成本，但其增加的范围最多在15%，水电站完全能够接受，此方案的运用范围甚广，且运用起来效果理想。

1.6 渗漏排水泵部分

选择渗漏排水泵需根据具体的情况而定，水电站尾水位变化较大时，选用的渗漏排水泵要符合扬程的要求，这些要依据水泵自身的性能而定。若水位达不到理想状态则会造成水泵长期无法正常工作，其必将导致水泵效率低、轴承温度过高，轴承容易烧坏掉。处理该故障时要结合水泵的扬程情况，根据具体水位的高低加以处理，或者运用变频的方式操作即可。

2、中气系统的设计

1）水电站气系统一般包括中压气系统和低压气系统，由于目前气体介质减压阀尚未达到成熟阶段，因此这2个系统在设计时不考虑合用，应尽可能分开设置。2）由于供气管路往往较长有一定的管路损失，使气体到达供气设备时压力达不到设备的额定操作压力，因此在选择空压机时其额定排气压力宜比设备的额定操作压力略高一些，相应的贮气罐设计压力也要提高。3）低压气系统中吹扫及检修供气单元与机组制动供气单元尽可能分开设置，并分别设置相应容積的贮气罐；另外，吹扫及检修供气单元可作为制动供气的备用气源，以保证制动供气的可靠性及供气质量；制动供气应尽可能干燥、清洁，而吹扫及检修供气干燥、清洁度可适当放宽。

3、中油系统的设计

3.1 透平油系统

1）中小水电站。对于管路系统结构调整，尽量简化系统内部组织，例：对用油部位周围、供排油总管适当添加活接头，需要时结合软管过渡等，尽可能采取少量的不锈钢管、埋管进行布置。2）梯级电站。其透平油的设计需根据水电站的组成判断，如：用油分析、化验设备等等。

3.2 绝缘油系统

水电站的主变压器基本上达到20～30年免维护要求，没有大型事故则基本不要修理，通常无需更换绝缘油。对中小型水电站的绝缘油系统时可把供排油管路去掉。而梯级电站只要找到合适的站点对绝缘油系统设置，则能把绝缘油系统去除。

4、中水力量测系统的设计

1）为了实现对集水井液位的实时监控，设计时要添加2种不同类型的液位控制器，可采取压力传感式及浮子式等以互相转换作用。2）对用于监测尾水管压力脉动的传感器，不得经过测压管后再设置传感器，以避免精度受到影响。3）对水位计部位采取防止水倒灌的装置。

5、结束语

喷滴灌工程管网的水力计算 篇4

按目前比较成熟的系统规划设计方法,一般滴灌系统的输配水管网包括干管、支管和毛管,干管按系统控制范围又可分为主干管和分干管;喷灌系统输配水管网包括干管、分干管和支管。

1 滴灌管网的水力计算

1.1 管网水力计算的步骤

1)计算灌水小区允许水头偏差[△h]。为了使灌溉达到较好的灌水均匀度,目前设计中通常在毛管(滴灌带)之前采用稳流三通(流量调节器)连接,因此允许水头偏差可全部分配给毛管。

2)根据毛管布置方式和毛管允许的水头偏差,计算毛管极限孔数和允许最大铺设长度。按计算的允许最大铺设长度,考虑实际地块形状,确定毛管的实际铺设长度,实际铺设长度必须小于或接近计算出来的最大铺设长度。

3)根据毛管实际铺设长度,进行各级管网布置与系统工作制度设计(划分轮灌组和各级管道设计流量计算),根据选用稳流三通规格和水泵选型复核设计参数。计算毛管的水头损失及毛管进口要求的工作压力。

4)计算支管水头损失及支管进口要求的工作压力。

5)计算主干管、分干管管径,按最不利的轮灌组计算各级管网水头损失和节点压力,并累计至系统管网入口。

6)根据管网总水头损失加上系统首部损失,计算系统总扬程,并选择泵型。

7)根据已定水泵型号和水泵工况点由水泵、首部设施再经各级管网至毛管推算节点压力,进行节点压力均衡验算和水锤压力防护验算。

1.2 应注意的问题

1)根据系统流量和所需扬程选定水泵型号,由系统首部往下级管道推算节点压力,复核系统在设计工况和校核工况下的水泵工作点和节点压力。但在设计中往往省略了这一步,这样可能出现水泵运行在高效区以外,从而影响灌溉质量,不能满足作物需水要求,不利于选择系统最佳运行方式和系统安全。

2)在管网水力计算中,各级管道的管径大部分采用经济流速计算选择,在系统管网布局已定及压力得到满足的情况下,管径越小,系统投资越低,所以在工程设计中,应尽量减小管径,而经济流速就需提高。目前计算采用的经济流速值相差较大,从小于1m/s到3 m/s,结果往往不经济;查阅多种参考资料,经济流速值也有差异,通过多年的工作实践,笔者认为,干管的流速宜选择在2m/s左右,PE管可选择在3 m/s左右。当然,管径的选择不仅仅从经济(工程一次性投资和年运行费)方面考虑,同时还要考虑技术条件综合确定,选择适宜的管径。

2 喷灌管网的水力计算

2.1 管网水力计算的步骤

1)计算最不利支管的水头损失及支管入口压力,支管管径及水头损失计算时应注意:同一支管上任意两个喷头之间的工作压力差应在喷头设计工作压力的20%以内,这样才能保证同一支管上各喷头实际喷水量的相对偏差不超过10%。

2)计算分干管和干管的水头损失和入口压力。

3)计算系统设计工作水头及设计扬程,并选择泵型。

4)压力均衡验算,使各管道进口压力值达到要求值。

5)水锤验算。

2.2 应注意的问题

1)水泵扬水管损失应计算加到水泵总扬程中,否则系统总扬程不够,影响系统流量。这个问题也是计算中经常忽视的问题。

2)水锤压力验算后,设计时经常写阀门缓慢开关,这种要求比较模糊,运行时不好操作和控制,对系统安全不利,应明确阀门开关的最小时间要求。当关闭历时满足Ts≥20μs时,可以不验算水锤压力,但应提出最小关阀时间。

3)分干管、干管一般按经济管径计算,管中流速控制在1.5m/s～3m/s为宜,实际工程设计中管中流速往往选用较小,势必加大管径尺寸,从而增加工程投资。最终管径需考虑经济(工程一次性投资和年运行费)和技术方面的因素综合确定。

摘要：对喷滴灌工程设计中的水力计算部分,论述了两种灌溉方式水力计算的基本步骤,提出在实际计算中需要注意的若干问题,供设计时参考。

关键词：滴灌,喷灌,压力,水力计算

参考文献

【1】顾烈烽.滴灌工程设计图集[M].北京:中国水利水电出版社,2005.

【2】秦为耀,丁必然,雷建军.节水灌溉技术[M].北京:中国水利水电出版社,2003.

水力水电工程 篇5

水力是天然循环的丰富资源，如果能善加运用，对人类造福无穷。但是如果不能加以控制，不但资源浪费，而且必危害无穷。由于水对农业、工业生产及人民生活有密切的关係，人类的生活，不论直接或间接，都不能没有水，因此各国对于水力的开发都极为重视。如果水力受到恰当的控制，不但可以消除水灾及旱灾，而且还可以利用水力来提高人类的生活水准。(一)水力的开发

1.水-天然的再生能源雨水降落大地以后，除了一部份被泥土吸收或潜入地层，一部份直接被阳光蒸发及经由植物蒸发之外，其余的都慢慢集合，汇流入溪涧河川。河流的流量与雨量有密切关係，雨季流量大，旱季流量小。而河流中每一秒钟水流体积的移动量叫做“流量”，流量的单位是每秒钟多少立方米。而水从高地流到低地的垂直距离叫做“落差”，又称为“水头”。如果水量一定，则落差越高所产生的“水力”也就越大。

2.水力的开发与运用水库的开发如果只是为了某一特定的目标，例如发电或灌溉，称为“单一开发”;如果同时能解决多项问题，例如防洪灌溉发电等，称为“多元开发”，以经济部水利署所属的石门水库来说，就是多元开发。在这裡我们只着重于发电方面的开发，所以只就「水力发电」的部分阐述。水力开拓的必要条件是“落差”与“流量”。而落差和流量的取用方法是在河流上游适当的地方建筑一座水坝，拦阻河水，抬高水位或使水流顺着输水管路送到下游的水力发电厂取得落差，以推动厂内的水轮发电机，使天然的水力转变成电力。另外，水点击【二级建造师学习资料】或打开http:///category/jzs2?wenkuwd，注册开森学（学尔森在线学习的平台）账号，免费领取学习大礼包，包含：①精选考点完整版 ②教材变化剖析 ③真题答案及解析 ④全套试听视频 ⑤复习记忆法 ⑥练习题汇总 ⑦真题解析直播课 ⑧入门基础课程 ⑨备考计划视频 的能量包括动能与位能，水力机械中的水轮机可以把这两种能量转变为机械能，同时加以有效利用。

3.水输出的功率若总落差的高度为H公尺，流量为每秒Q立方公尺的水，功率如用千瓦(kW)为单位表示时，水输出的功率就是P﹦9.8ηQH(kW)，式中的η为整体效率。以实例说明：有一发电厂总落差为100公尺，其流量为每秒10立方公尺，则其理论上所能产生之输出功率即为：P=9.8×0.9×10×100=8820(kW)(二)水力发电的原理与流程

高山上的雨水受重力作用而向下奔流，滔滔不绝，力量巨大，如果我们能想办法加以利用，这个巨大不息的力量，就可以为人类做许多工作。

1.水力发电的原理以具有位能或动能的水冲水轮机，水轮机即开始转动，若我们将发电机连接到水轮机，则发电机即可开始发电。如果我们将水位提高来冲水轮机，可发现水轮机转速增加。因此可知水位差愈大则水轮机所得动能愈大，可转换之电能愈高。这就是水力发电的基本原理。

2.惯常水力发电流程惯常水力发电的流程为：河川的水经由拦水设施攫取后，经过压力隧道、压力钢管等水路设施送至电厂，当机组须运转发电时，打开主阀(类似家中水龙头之功能)，后开启导翼(实际控制输出力量的小水门)使水冲击水轮机，水轮机转动后带动发电机旋转，发电机加入励磁后，发电机建立电压，并于断路器投入后开始将电力送至电力系统。如果要调整发电机组的出力，可以调整导翼的开度增减水量来达成，发电后的水经由尾水路回到河道，供给下游的用水使用。

3.抽蓄式水力电厂

点击【二级建造师学习资料】或打开http:///category/jzs2?wenkuwd，注册开森学（学尔森在线学习的平台）账号，免费领取学习大礼包，包含：①精选考点完整版 ②教材变化剖析 ③真题答案及解析 ④全套试听视频 ⑤复习记忆法 ⑥练习题汇总 ⑦真题解析直播课 ⑧入门基础课程 ⑨备考计划视频 抽蓄式水力电厂与惯常水力电厂不同，它的水流是双方向，设有上池及下池。白天发电流程与惯常水力电厂相同，于夜间电力系统离峰时段，利用原有的发电机的运转，带动水轮机将下池的水抽到上池。如此循环利用，原则上发电后的水并不排掉。liupan 2012年二级建造师《水利水电工程》正版考试用书增值服务42018二建水利水电备考：水力发电原理流程

水力机械蜗壳的研究 篇6

关键词：蜗壳；离心泵；水轮机

中图分类号：TH311 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）18-0038-02

1 水力机械蜗壳简介

所谓的蜗壳具体是指蜗壳式引水室，由于该设备的外形与蜗牛壳极为相似，故此常被简称为蜗壳。蜗壳是反击式水轮机当中应用非常普遍的一种引水室，它的主要作用是向导水机构均匀供水，为了确保这一作用的实现，蜗壳的断面都是逐渐减小。较为常见的蜗壳有金属蜗壳和混凝土蜗壳两种，本文重点对金属蜗壳进行研究。金属蜗壳常被应用于高水头的水轮机当中，按照制造方法的不同，金属蜗壳又分为焊接、铸焊和铸造三种类型，其结构类型与水轮机的水头和尺寸有着非常密切的关系。通常情况下，铸焊型和铸造型金属蜗壳多用于直径小于3m的高水头混流式水轮机，由于蜗壳本身的受力情况较为复杂，所以必須根据内水压力进行相应的强度计算，在这一过程中需要假定蜗壳内部的水压力全部由其自身承受，由此确定出蜗壳钢板的实际厚度，保证蜗壳能够正常工作。

对于焊接蜗壳而言，其节数不宜过少，不然有可能影响到蜗壳本身的水力性能，但是这样一来会给制造和安装增添一定的难度，从而导致焊接蜗壳的经济性较差，这也是制约其应用的主要原因之一；铸造蜗壳最为显著的特点是刚度较大，正因如此使其能够承受一定的外压力，所以常被用作水轮机的支撑点并在其上布置导水机构和传动装置；铸焊蜗壳的外壳一般都是采用钢板压制而成，固定导叶和座环则是先铸造再将它们焊接成整体。

2 水力机械蜗壳的相关问题研究

在水力机械中，蜗壳是非常重要的组成部分之一，正因如此，使得国内外的专家学者对蜗壳进行了大量的研究工作，研究的侧重点一般都是在提高蜗壳的水力效率上。

2.1 外特性试验方面的相关问题

利用外特性试验能够获得过流部件的几何参数对水力机械性能的影响规律。以离心泵为例，蜗壳的几何参数具体包括断面形状、隔舌与叶轮外缘的间隙、喉部面积等等。较为常用的蜗壳截面形状大体上有以下四种：矩形、梯形、圆形和梨形。在梯形与梨形断面的蜗壳中，液流主要是从叶轮的出口进入到压水室当中，在这一过程中，液流处于逐步扩大状态，其水力性能相对较为良好，与梨形断面蜗壳相比，梯形断面的蜗壳在结构上更加简单，故此它的应用也比较广泛。因矩形断面蜗壳具有梯形断面蜗壳的所有优点，可适用于各种比转数的泵，其工艺性在这些断面形状中是最好的一种，而圆形断面蜗壳最为显著的优点是受力情况好，适用于大型的高压泵，但水力损失相对较大。有关专家通过试验，对梨形和矩形断面的蜗壳进行比较分析，结果显示，对于低比转数的中小型泵而言，应用矩形断面形状的蜗壳或是梨形蜗壳对泵的水力性能影响不大，所以，具体采用哪一种断面形状的蜗壳可以按照泵的实际结构以及生产制造工艺而定。此外，还有部分专家通过试验论证了蜗壳喉部面积对泵性能的影响，结论如下：当蜗壳喉部面积增大且流量相应增大时，水力损失较小，能够使泵的最高效率点无限偏向于大流量，当蜗壳喉部面积减小且流量也相应减小时，水力损失也会有所减小，此时则能够使泵的最高效率无限偏向于小流量，由此可见，通过改变蜗壳的喉部面积，能够使泵的最高效率点位置发生改变，换言之，改变蜗壳喉部面积可以使泵的性能发生改变，这种做法显然要比改变叶轮的结构参数更加简单易行。

2.2 数值模拟工具

在对水力机械进行研究时，数值模拟是一种非常实用的工具。近年来，随着计算机技术的发展和进步，使流动计算模型和数值求解技术获得了进一步完善，数值计算也随之受到业内专家学者的关注和重视，因其能够模拟出流场的真实情况，所以可对水力机械的性能设计进行指导。常用的流场计算一般都是基于NS方程，并通过建立相应的模型来封闭NS方程，随后采用数值的方法进行离散求解，进而获得流场。通常情况下，对于离心泵蜗壳的计算都是建立在标准的双方程紊流模型这一基础之上。现如今，更多的专家学者开始倾向于将叶轮与蜗壳的流场进行联合计算，从而获得更为符合实际情况的结果，在这一过程中，需要考虑的因素是怎样处理好叶轮与蜗壳之间的相互影响。有的专家对螺旋型叶轮的泵进行了数值仿真计算，并联合计算了蜗壳、叶轮以及顶端间隙的三维流场，在计算过程中采用的是CFX商用软件，通过试验比较和计算结果进一步验证了其准确性。对于计算中蜗壳与叶轮的相互影响方面，采用了一个商用程序，即瞬时滑移界面，它实质上属于一种约束条件，在具体计算过程中能够确保在每个时间步长中将蜗壳与叶轮这两者的计算数据相互传递，并且还能保证动量与流量守恒。

2.3 蜗壳水力设计

对于水力机械而言，蜗壳设计的优劣直接关系到水力机械的整体性能。传统的蜗壳设计主要有以下两种方法：一种是等速度矩法，另一种是等周向平均速度法。这两种方法各具优缺点，采用等速度矩法设计出来的蜗壳具有出流均匀、成轴对称分布等优点，其缺点是蜗壳尾部的过流面积相对较小，致使液流的摩擦损失较大，并且还非常容易形成二次流动；等周向平均速度法与等速度矩法恰恰相反，用该方法设计出来的蜗壳尾部断面较宽，水力的损失相对较少，但出流角沿周向分布不够均匀，导水机构环量沿周向分布也不均匀，从而使得固定导叶的翼型不同。由此可见，若是采用传统的方法进行蜗壳设计，则很难进一步提高水力机械的整体性能，为此，对蜗壳优化设计方法的研究成为水力机械设计人员的非常感兴趣的课题。通常情况下，一个比较完整的优化水力设计程序包括以下内容：初步设计、流场分析、性能预测以及优化设计。在这些内容中，优化设计是最为关键的环节之一，通过对大量相关的文献进行研究发现，有很大一部分优化设计采用的是损失极值法，该方法具体是指建立各个损失与相关参数之间的关系，并在确保设计工况的流量与扬程不变的基础上，通过参数的不同组合方式来使水力损失达到最小值。

3 结语

综上所述，水力机械蜗壳的研究是一项较为复杂且系统的工作，由于该领域中涉及的内容既多且广，所以还有许多问题值得深入具体的研究。因超低比转数蜗壳效率对于水力机械具有非常重要的作用，应进一步加大对其的研究力度。除此之外，还应加强对蜗壳内的两相流动机理及设计方法的研究，这对于提高水力机械的性能具有非常重要的现实意义。

参考文献

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农村小型水电站水力机组选型研究 篇7

术布水电站位于甘肃省甘南藏族自治州临潭县术布乡术布村附近的洮河干流上。上距临潭县鹿儿台水电站4km, 距离临潭县城约20km2, 下距卓尼县约46km2。洮河流域地处中纬度的内陆高原, 属典型的大陆性气候, 具有冬春长而夏秋短, 气温日差较大和无霜期的特点, 气温的地理分布随纬度的增加和海拔高程的升高而递减, 上游地区高寒阴湿, 中游地区高寒湿润, 下游地区由温带半湿润向温带半干旱过渡。临潭县由东至西从温带半湿润气候向高寒湿润气候过渡。术布水电站位于高山地区, 气温高寒阴湿, 多雨雪。冰雹和暴雨是主要灾害性天气。

1 基本水文资料计算

洮河为黄河上游较大的一级支流, 发源于甘青交界的西倾山东麓, 流经碌曲、临潭、卓尼、岷县、临洮, 在永靖县境内汇入黄河刘家峡水库, 河流全长673.1km, 流域面积25527km2。洮河上游大部分流经于3000~4000m以上的高原, 山峰海拔多在4400m以上, 地势高耸坦荡[1]。术布水电站坝址位于洮河中上游, 距上游洮河下巴沟水文站47.5km, 距下游岷县水文站127km, 坝址以上控制流域面积10977km2。

术布水电站河段, 无实例水文资料, 洮河下巴沟、博拉河下巴沟、岷县水文站是术布水电站水文分析计算的主要参数站。术布水电站与洮河下巴沟水文站在同一条河流的上下游, 两处流域下垫面情况相似, 气候条件一致, 因此, 术布水电站多年平均流量和Cv值采用下巴沟站和岷县站的径流数值按两站面积直线内插法确定[2]。

经频率分析计算得洮河下巴沟站年平均流量为Q0=61.1m3/s, Cv=0.32, Cs=2.5Cv, 岷县站年平均流量Q0=111m3/s, Cv=0.30, Cs=2.5Cv, 由洮河下巴沟站与岷县站年平均流量统计参数按面积直线插入法得术布电站年平均流量为Q0=77.8m3/s, Cv=0.31, Cs=2.5Cv。经过对洮河李家村以上各站平均径流深地区变化特点的分析, 表明上述结果合理。

洮河干流有1904年调查历史洪水, 经分析重现期按100年考虑。术布水电站设计洪峰流量均值按流域面积有岷县站和洮河下巴沟站双对数内插求得, 术布水电站洪峰流量均值为Qm=444m3/s, Cv=0.71, Cs/Cv=3.5。

2 水力机组的设计选型

根据初步计算, 术布水电站属于V等小二型工程[3], 根据《小水电站水能设计规程》 (SL76-94) , 本电站设计保证率P=85%。按丰、中、枯三个代表年逐日平均流量及计算水头计算日出力, 分别对流量、水头、出力排序进行频率计算, 保证出力为1376k W。

根据取水、防沙、排沙及水工建筑物布置需要, 本着尽量不淹没上游两岸的农田及路面, 最大限度地充分利用水能资源的原则[4], 拟定正常蓄水位为2653m。

根据选定的引水枢纽正常挡水位2653.00m。前池水位2651.60m。算得本电站最大净水头为6.98m, 最小净水头为5.34m。加权平均净水头为6.49m。

2.1 初步选择

术布水电站运行水头范围为5.34~6.98m, 水头较低, 依据《水轮机的类型及使用范围》, 选择反击式水轮机。

在引水式电站中, 水轮机的额定水头Hr=Ha, 估算比转速ns。

依据《水轮机类型及适用范围》选择轴流式或贯流式水轮机[5]。

2.2 方案比较

贯流式水轮机的水流条件好, 单位流量大, 无蜗壳和肘型尾水管, 流道顺直, 故运行效率比轴流式水轮机高约3%;机组造价比轴流式水轮机一般低约15%。此外, 贯流式机组厂房结构简单, 土建工程量小, 故本电站的水轮机型式确定为贯流式。

贯流式机组根据其结构型式的不同分为灯泡贯流、轴伸贯流及全贯流等几种型式, 大型机组多采用灯泡式, 中小型机组多采用轴伸式。由于本电站单机容量小, 水轮机转轮直径小, 机组型式选用轴伸贯流式, 采用定浆式。

2.3 单机容量及机组台数的确定

术布水电站坝址处多年平均流量为77.8 m3/s, 按日平均保证流量Q85%=25.2 m3/s, 算得本电站保证出力N85%=1376k W。根据系统需求以及电子的枢纽布置、引用流量等特点, 结合机组机型选择, 拟定了3个装机规模方案进行比较论证, 最终装机容量选定4200k W, 安装3台1400k W的机组。

根据装机规模, 机组台数可定为2台、3台、4台。2台单机容量较大, 电站投资较省, 但运行不灵活, 因本电站为径流引水式, 较大的单机容量将造成枯水季节负荷率偏低, 从而引起机组效率急剧下降, 甚至会因稳定性差而不能发电。4台机组运行灵活, 机组运行效率较高, 但机组造价和土建投资都有大幅提高。经上述分析, 充分考虑电站建设的经济性和运行灵活性, 本电站机组单机容量确定为1400k W, 装机3台。

2.4 水轮机参数选择

在选择术布水电站水轮机机组之前, 首先要介绍一下水轮机参数选择的一般方法。俄罗斯水利专家A.И.布瑟列夫[6]总结了小水电站水力机组参数选型的一般办法。综合特征曲线上的线段 (A-B段如图1所示) 是竖直线上的线段, 其两端相应为A点和B点。在顺着输入功率线的工作状态变化时, 水流以最大可能的功率进入水轮机。而由于η区综合特征曲线上η=常数的线接近于水平线。所以, 可以证明, 发电机引出线的功率将是最大。

相反, 如果水轮机在按不相符的输入功率线的状态下工作 (图1 A-B线段) , 即沿着其两侧工作, 将导致发电机引出线的功率比该水头H的最大可能功率减少。实际上很少有水轮机直径D1*等于标准直径D1系列中的一个直径的情况, 而计算的水轮机轴转动频率等于其中的同步频率。通常必须选择对应于图中的坐标, 以使输入功率线的A-B段尽可能靠近在D1*和n*情况下获得的输入功率线段, 而且开始低一些, 最好从其左边开始, 希望在比实际水头小的情况下, 增加在高效率区水轮机工作范围。

鉴于轴伸贯流式水轮机的转轮品种相对较少, 尚无型谱系列资料, 根据现有资料设计提出轴伸贯流式水轮机GD006、GD008两个方案进行比较[7]。

方案一:GD008

查表:

最优工况单位转速:n10’=180r/min;

最优工况单位流量:Q10’=1.6m3/s;

最优工况效率η (%) :η=89%。

方案二:GD006

查表:

最优工况单位转速:n10’=160r/min;

最优工况单位流量:Q10’=1.2m3/s;

最优工况效率η (%) :η=90.4%

从表2中可以看出, 在设计水头下, 水轮机额定出力时两必选机型的额定转速不同, GD008的额定转速比GD006高出几档, 发电投资少;同时GD006转轮直径较大, 水轮机投资较高。从技术经济综合指标比转速水平看, GD008型比GD006型高。综上所述, 选择GD008-WZ-210

2.5 气蚀高度的确定

设定水轮机安装高程▽安=2639.50m, 对于卧式水轮机, 其吸出高度为下游水面到叶片最高点 (易发生气蚀处) 高度:

2.6 结果汇总

本电站为无调节径流式电站, 其电站出力主要受天然来水控制。引水枢纽应尽量保持在正常挡水位进行, 以期获得较大的发电水头和发电效益。冬季枯水期一般只有一台机组运行, 可安排机组轮流检修。

根据选定的装机容量4200k W (3×1400k W) , 电站设计引用流量81.0 m3/s, 以及五个水文代表年的日平均流量进行水利动能计算, 算得术布水电站日平均保证流量Q85%=25.2 m3/s, 保证出力 (P=85%) 为1376k W, 多年平均年发电量为2259万k W·h, 装机年利用小时数为5379h。

通过整个选型过程, 可以得出:

最大工作水头:Hmax=6.98m;

最小工作水头:Hmin=5.34m;

设计水头:Ha=6.49m (加权平均水头) ;

术布电站多年平均流量:77.8 m3/s;

日平均保证流量:Q85%=25.2 m3/s;

电站保证出力:N85%=1376k W P=85%;

装机容量:N装=3×1400k W=4200k W;

多年平均年发电量:E年=2259万k W·h;

装机年利用小时数:5379h;

厂房下游校核尾水位:2647.657m P=2%;

厂房下游设计尾水位:2647.286m P=3.33%。

厂房下游正常尾水位:2644.37m Q=77.8 m3/s

▽安=2639.50m (水轮机安装高程)

3 结语

术布水电站是一座引水式电站, 装机容量为4200k W, 年平均发电量2259万k W·h, 电站的主要任务是发电, 无其他综合利用要求, 是典型的投资小、工期短的农村小型电站。

此类电站的水力机组选型主要有三个步骤:

1) 根据原始的水文统计资料进行初步计算;

2) 根据前期初计算和设计确定净水头数值, 初步确定水力机组型式;

3) 细化方案, 进行比较, 最终确定具体的机械型号。术布水电站水力机组的设计选型研究, 思路清晰、步骤合理、结果准确, 对类似的农村小型水电站投资和建设具有参考意义。

摘要：针对农村小型水电站的特点, 结合术布水电站的水力机组设计选型, 总结出了小型水电站水机机组选型的3个步骤, 即根据原始的水文统计资料进行初步计算;根据前期初计算和设计确定净水头数值, 初步确定水力机组型式;细化方案, 进行比较, 最终确定具体的机械型号。该研究对“十二五”期间农村小型水电站大规模的投资和建设具有参考价值和实际意义。

关键词：农村小型水电站,水力机组,贯流式水轮机

参考文献

水力水电工程 篇8

沙坪二级水电站位于四川省乐山市峨边彝族自治县和金口河区交界处, 是大渡河干流22级梯级开发方案中的第20个梯级, 上游为沙坪一级水电站, 下游为已建的龚嘴水电站。电站坝址位于大渡河和官料河交汇口上游约230m处, 坝址区控制流域面积约73632km2, 流域内径流主要来自降雨, 径流丰沛稳定。流域多年平均降水量806.4mm, 坝址处多年平均年径流量约442亿m3, 多年平均流量1400m3/s。实测月平均最大流量为2980m3/s, 最小流量为440m3/s。

水电站设计主体为混凝土闸坝, 枢纽建筑物主要由左岸河床式厂房、泄洪闸坝段和右岸连接坝段等建筑物组成。本工程泄洪闸和厂房施工导流采用围堰分期拦断河床、明渠导流方式, 导流明渠围堰为5级临时建筑物, 设计标准采用全年10年一遇洪水, 相应设计流量为7490m3/s。

2 模型设计与制作

模型比尺选定为lÁ=70, 按重力相似准则设计, 模型为正态模型, 流速比尺lÁ=lÂÁÂÃ=8.37, 糙率比尺lÁ=lÂÁÂÃ=2.03, 流量比尺lÁ=lÂÁÂÃ=40996.34[1]。模型模拟范围上游围堰上游河床900.0m, 下游围堰下游河床900.0m, 全长约2300.0m, 河床上游地形由水泥砂浆制作, 下游地形由设计院提供覆盖层级配的动床模拟, 导流明渠由玻璃制作, 下游围堰堰面抗冲流速按4.0m/s设计, 对应的散粒体模型粒径为5~10.0mm[2]。模型流量采用无侧收缩矩形薄壁堰对来流量进行控制和测量。沙坪二级水电站明渠导流模型平面布置见图1。

3 原设计方案实验结果与分析

原设计方案导流明渠分为进口段、渠身段、出口段三部分, 总长约592m, 底宽50m, 左、右岸边坡均为梯级式边坡, 进、出口都采用了圆弧衔接。试验主要是在设计流量QP=10%=7490.0m3/s下对模型整体水流流态和上、游围堰堰面水位高程进行验证。

3.1 水流流态

上游流态:上游库区水流来流均匀, 无其它不良水流现象, 上游围堰右侧堰面水面平静, 左侧受明渠进口水流影响, 左侧堰面水体波动明显;明渠进口右侧侧收缩明显, 且明渠进口紧邻上游围堰堰脚, 受进口水流影响, 容易造成上游围堰堰面冲刷;明渠进口右侧存在小范围绕流。

明渠流态:明渠内水流流态较为平顺, 无不良水力现象, 明渠内水面线呈下降趋势, 表明明渠水流呈加速状态, 明渠出口处流速约为10.9m/s, Fr约为0.9。

下游流态:下游围堰堰面处水面平静。但由于导流明渠出口与下游河床交角较大约56°, 明渠出口水流直冲右岸玉林桥“加油站”处, 此处水位受右岸顶托涌高至548.17m (“加油站”处高程为546.30m) ;在明渠出口右侧至“加油站”附近与下游围堰之间形成弱回流;明渠出口左侧与下游左岸亦形成回流, 回流范围为明渠出口到下游200.0m。出渠水流直冲右岸“加油站”后, 下游主流偏于河床右岸, 经过下游约300.0m河床调整后, 与原河床平顺连接。

3.2 上、游围堰堰面水位高程

上游围堰处水位高程为550.48m, 比设计上游围堰顶高程 (551.50m) 低1.02m。下游围堰处水位高程为545.90m, 比设计下游围堰顶高程 (546.00m) 低0.10m。下游围堰顶高程不能满足围堰挡水要求, 分析原因主要是由于明渠出口水流直冲右侧玉林桥“加油站”, 在下游围堰与玉林桥“加油站”的三角区形成弱的回流, 从而涌高下游围堰处水位[2]。

3.3 试验结果分析

原设计方案试验结果表明:上、下游围堰堰顶不能满足挡水要求, 上游围堰堰面易受冲刷, 导流明渠进口右侧导墙处水流侧收缩明显, 导流明渠出渠水流归槽较差。为了消除和减小上述主要问题, 需对导流明渠进、出口体型和导流明渠宽度进行调整和优化。

4 优化设计方案实验结果与分析

在原设计方案试验成果分析的基础上, 对设计整体作出如下优化调整:

(1) 扩大导流明渠的进口宽度, 使明渠进口形成由大到小的“嗽叭口”形状, 在右侧岩坎的基础上加高明渠边墙。

(2) 增加明渠宽度, 底宽由50.0m增加到55.0m。

(3) 结合导流明渠出口处的基岩位置, 顺直明渠出口右侧。

(4) 适当调整上游围堰轴线。优化后的沙坪二级水电站明渠导流布置见图2。

通过设计流量QP=10%=7490.0m3/s的试验发现:

(1) 上游围堰堰面处水流速度比设计方案明显减小, 避免了设计方案时容易造成上游围堰堰面冲刷的危险。明渠进口调整后, 明渠进口右侧侧收缩仍然存在, 但侧收缩范围较设计方案明显减小, 优化方案明渠进口左侧的侧收缩消失。上游围堰处水位高程为548.75m, 比设计上游围堰顶高程 (551.50m) 低2.75m。

(2) 明渠内水流流态与原设计方案基本相同, 但由于明渠底宽增加5m, 出口流速减少到10.3m/s。下游围堰堰面处水面平静, 下游围堰处水位高程为543.30m, 比设计下游围堰顶高程 (546.00m) 低2.70m。由于导流明渠出口与下游河床交角约56°, 明渠出口水流直冲右岸“加油站”处, 此处水流流速较大, 水位受右岸顶托涌高到547.05m (设计方案此处的涌水高度为548.17m, 玉林桥“加油站”处高程为546.30m) 。

(3) 明渠出口基岩分界线后右侧覆盖层被冲刷, 导致游围堰左侧堰脚和堰面失稳。冲坑最低点高程为498.40m (冲坑深度约为31.60m) , 距离明渠出口基岩分界线70.0m。下游冲刷形态见图3。

5 最终方案实验结果与分析

通过优化方案的实验表明:明渠流态和下游归槽条件优比原设计方案有明显改善, 但下游围堰左侧堰脚和堰面失稳严重, 在明渠出口到玉林桥“加油站”段的右岸岸边流速较大和岸边冲刷较强。分析表明进一步减少导流明渠的出渠速度, 可以减少下游河床冲刷和改善归槽流态[3]。

由此需要对优化设计方案作进一步的调整:

(1) 从坝轴线处将明渠底板高程由530.0m按1:6的顺坡降低到525.0m。

(2) 下游围堰左侧53.0m向上游侧旋转21°。调整后的最终导流明渠布置方案图见图5。

通过设计流量QP=10%=7490.0m3/s的试验发现:

(1) 上游流态与优化方案相同。上游围堰处水位高程为548.44m, 比设计上游围堰顶高程 (551.50m) 低3.06m。

(2) 明渠进口段水流平顺呈下降趋势, 流速呈加速状态, 到坝轴线时流速由7.8m/s逐渐增加到12.5m/s。由于在坝轴线处明渠底高程由530.0m渐变为525.0m (下降坡度为1:6) , 在坝桩号0+025.0~0+080.0m范围内发生水跃, 跃首范围小于10.0m, 明渠水跃处的佛汝德数约为1.4。

(3) 由于明渠出口前段发生水跃, Fr>1, 消能效果明显[4], 出口流速明显低于优化方案, 由优化方案的10.3m/s下降到7.5m/s。出渠水流的归槽情况进一步改善。下游围堰左侧部分向上游偏转21°后, 左侧堰面和堰脚基本保持稳定, 下游围堰处水位为543.31m, 比设计下游围堰顶高程 (546.00m) 低2.69m。明渠出口水流仍直冲右岸“加油站”处, 此处水流受右岸顶托水位涌高到546.69m (优化方案此处水位涌高为547.05m, 玉林桥“加油站”处高程为546.30m) 。在明渠出口下游左、右两侧形成回流, 由于出渠水流速度降低, 两侧回流强度比优化方案都有所减弱。

(4) 下游冲坑最低点高程为504.6m (优化方案冲坑最低点高程为498.40m) , 距离明渠出口基岩分界线约70.0m, 下游冲刷情况也进一步减弱。下游冲刷形态见图4。

结束语

本文在原设计方案不能满足设计要求的基础上, 结合沙坪二级电站坝址处的河道地形和地质结构, 对导流明渠的布置和上、下游围堰位置进行了两次优化调整得到最终布置方案, 试验结果表明最终方案满足工程设计需要。同时从两次优化方案的实验结果可以得出一个结论:采用一定的工程措施降低明渠出口流速, 可以显著减轻出渠水流对下游的冲刷以及减小下游消能防冲的布置难度, 能够大大地提高工程施工安全。

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水力水电工程 篇9

涔天河水电站位于湖南省永州市江华瑶族自治县境内的湘江支流潇水上游峡谷出口处, 系潇水流域开发的第一个梯级, 下距江华县城12km。涔天河水库是一座以灌溉、防洪、下游补水和发电为主, 兼顾航运等综合利用效益的大型水利水电工程。电站装机4台50MW立式混流式水轮发电机组和1台9MW卧式混流式水轮发电机组, 总装机容量209MW, 为引水式电站、地面厂房, 在系统中承担调枯、调峰、调频和事故备用等任务。

电站压力引水系统为5机一管的引水方式, 引水总管管径φ9.5m, 长约478.7m, 不设调压井。每台大机组支管管径φ4.1m, 小机组支管管径φ1.8m, 每台机组金属蜗壳上游侧装有进水蝶阀。

电站采用220k V一级电压接入系统, 一回出线接至220k V江华变电站, 线路的长度约为7km。发电机电压侧采用两组扩大单元接线, 设置两台升压变压器, 每段母线连接两台发电机组和一台变压器, 两台变压器容量均为120MVA;220k V电压侧采用单母线接线。当四台机组同时运行时, 高压侧母线故障或者线路故障均有可能导致四台机组同时跳闸。

本工程9MW小机组用于大机组停机时维持下游生态流量用, 因此大机组与小机组不会同时运行, 不存在大机组与小机组同时甩负荷的情况, 故大波动水力过渡过程计算按四台大机组不同工况运行时同甩负荷考虑, 下文提到机组均指大机。电算软件采用河海大学水力机组微机控制技术开发研究室开发的《水电站水力-机械过渡过程仿真计算系统》。

2 基础资料

大波动水力过渡过程计算所需基础资料包括电站上下游特征水位、水轮发电机组主要参数及水轮机模型资料、压力引水系统布置参数等, 本工程部分基础资料参数如下:

(1) 水库水位:

校核洪水位:320.27m 设计洪水位:317.76m

正常蓄水位:313.0m 死水位:270.0m

(2) 尾水水位:

校核洪水位:229.25m 设计洪水位:229.11m

最低尾水位:220.5m

(3) 净水头:

最高水头:94m

最低水头:46m

(4) 水轮机参数:

水轮机型号:HLTF120-LJ-290 额定转速:230.8r/min

额定水头:77.5m 额定流量:72.69m3/s

额定出力:51.55MW 机组飞轮力矩:≥2900t·m2

3 控制值选择

根据《水利水电工程机电设计技术规范》 (SL511-2011) 的规定选择水力过渡过程计算控制值如下:

(1) 机组甩负荷时的最大转速升高率保证值小于55%;

(2) 机组甩负荷时的蜗壳最大压力升高率保证值小于45%;

(3) 机组甩负荷时的尾水管进口断面的最大真空保证值不大于8m水柱。

4 计算工况说明及结果分析

本工程大波动水力过渡过程电算的目的是算出过渡过程中压力引水系统的最大水锤压力和机组的最大转速升高率, 用以确定金属蜗壳和压力钢管设计强度, 同时对机组飞轮力矩GD2进行敏感性分析、优化导叶关闭规律。基于上述目的, 同时为使得计算工况能涵盖全水头运行范围, 拟定的计算工况及其说明见表1。

工况选定后一般先按导叶一段直线关闭进行大波动水力过渡过程电算, 选出出现蜗壳最大压力和机组最大转速的工况, 并确定导叶关闭时间, 再以选出的工况和导叶关闭时间进行机组飞轮力矩的敏感性分析计算及导叶关闭规律优化计算, 本工程一段直线关闭不能满足选择的控制值, 因此按导叶两段折线关闭规律考虑, 限于篇幅仅附最终计算结果, 略去中间成果, 计算结果汇总见表2。

从表4可以看出, 蜗壳压力升高率极值、蜗壳压力极值、尾水管最小压力极值及机组转速升高率极值集中出现在最大水头到额定水头运行的工况 (CTH1~CTH4工况) , 即为典型工况。从计算结果来看, 采用分段关闭规律, 四台机组同时甩负荷时, 蜗壳最大压力升高率为42.3%, 蜗壳末端最大压力134.67m H2O, 机组最大转速升高率为52.9%, 尾水管最小压力0.08m H2O, 均低于控制值。据此, 推荐金属蜗壳和压力钢管最大设计压力140m H2O, 机组过速保护整定值:第一道电气保护整定115%nr (nr为额定转速) , 第二道电气保护整定140%nr, 第三道机械保护整定150%nr。

导叶分段关闭规律见图1, 典型工况水力过渡过程图形见图2~4。

5 结语

涔天河水电站大波动水力过渡过程电算包括引水隧洞洞径比选、设置引水调压井方案比选、机组飞轮力矩敏感性分析、导叶关闭规律优化计算、水锤波叠加探讨计算、小波动稳定性分析计算、调速器参数优化计算等, 限于篇幅, 本文仅展现了推荐方案大波动水力过渡过程电算成果, 通过电算成果掌握最大压力升高率和最大转速升高率出现的典型工况, 即额定水头以上满出力运行的各种工况, 以便前期工作快速完成方案比较过渡过程电算。

说明:四台机组甩负荷各项参数略有不同, 表中数据以管路最长的1#机组为准。

摘要：本文介绍了涔天河水电站大波动水力过渡过程电算的工况选择及计算成果, 分析并确定水力过渡过程计算控制值和设计值。工况选择时涵盖全水头范围运行, 并需要与实际运行工况相近, 了解典型工况规律, 以便利用典型工况快速进行洞径比选、机组飞轮力矩敏感性分析及导叶关闭规律优化等。

水力水电工程 篇10

徐家河水库枢纽工程地处湖北省孝感市的长岭镇, 位于长江水系府河第一大支流徐家河上, 是一座以灌溉为主, 兼顾防洪、发电、供水、航运、养殖等综合功能的大 (Ⅱ) 型水利工程。枢纽工程由主坝、副坝、正常溢洪道、非常溢洪道、进水闸、闸后电站及挡水坝等建筑物组成。徐家河水库始建于1958年9月, 目前已不能正常发挥效益。2003年7月经鉴定认为, 徐家河水库大坝存在较严重的工程质量问题, 安全隐患多, 不能按设计要求正常运行, 评定为三类坝病险库。

正常溢洪道为枢纽专设的惟一泄洪建筑物, 位于主坝的右侧, 为无闸控制开敞式溢洪道, 由进水渠、宽顶堰控制段 (顶高程72.00 m、宽60 m) 、一级泄槽、一级消力池、明渠、二级泄槽、二级消力池及出水渠组成, 全长580 m, 总落差30 m, 分2级消能。洪水经2级消力池穿过汉渝铁路桥和316国道桥注入府河。本次加固设计未对原溢洪道布置与体型进行修改, 仅在第2级消力池尾加1 m高消能墙。此外, 正在兴建的汉沪蓉铁路徐家河大桥 (以下简称徐家河大桥) 横穿溢洪道, 其中2个桥墩坐落在明渠内, 且桥墩轴线与明渠轴线存在一定的夹角, 可能影响行洪、改变明渠内局部水流流态, 另一方面, 渠内水流也可能影响到铁路桥的安全。鉴于上述情况, 受业主委托开展了溢洪道泄洪消能水力学模型试验工作, 通过研究分析溢洪道过流能力、沿程水面线、岸边流速、消力池及明渠内水流的流速流态、明渠内桥墩壅水及其对行洪影响及下游冲刷等水力学问题, 验证设计方案并提出可行的优化方案或改进措施, 为完善除险加固工程设计提供技术支撑, 并为水库运行管理提供科学依据, 见图1。

1 模型设计及试验条件

模型比尺1∶50, 模拟溢洪道宽顶堰上游地形长约153 m, 下游地形长约606 m范围。

本模型试验的主要试验工况及条件见表1。

2 试验成果

2.1 原方案

2.1.1 流态

在正常溢洪道敞泄流量为315, 382, 541, 790 m3/s四种试验工况, 观测了溢洪道上、下游沿程的流态, 对应下游水位分别为43.45, 43.65, 44.33, 45.30 m。

2.1.1.1 修建徐家河大桥前

四级流量工况下, 溢洪道上游来流平顺, 一级泄槽内的水流因边墙的收缩产生冲击波, 但波高较小, 流态相对稳定;二级泄槽内的水流, 因其上游公路桥桥墩的影响, 有一定程度的扰动, 但泄流总体较均匀;一、二级消力池内呈淹没水跃;因一级消力池尾槛后的主流位于两侧, 明渠内二者在急流区交汇形成菱形波, 急流区后形成波状水跃;汉渝铁路桥后, 壅水转急流, 左侧有逆时针回流, 右侧有顺时针回流, 中间有类似水跃的流态。下泄流量541 m3/s和790 m3/s时, 水流漫溢边墙, 且涌波高度超过公路桥桥面。

2.1.1.2 修建徐家河大桥后

下泄315, 382, 541, 790 m3/s各级流量时, 一级消力池、二级消力池内的流态与修建徐家河大桥前基本上一致, 但在位于明渠内的大桥桥墩前产生壅水, 使局部水面升高, 且桥墩后水流流态复杂。除790 m3/s流量出现水流淹没大桥底面的情况外, 其他流量均未出现水流淹没桥底面的情况。

2.1.2 流速

下泄各级流量, 明渠内沿程断面流速分布较均匀。兴建徐家河大桥后, 由于局部过水断面缩窄, 桩号0+334—0+422范围内的局部流速比修建大桥前有所增大。

根据上述水面线和流速试验成果, 计算溢洪道内水流佛汝德数如下。

下泄消能设计流量315 m3/s时, 明渠内桩号0+194—0+244范围, 水流佛汝德数为1.21～1.58, 为急流区;桩号0+304—0+422范围, 水流佛汝德数为0.42～0.82, 为缓流区。下泄消能校核流量382 m3/s, 明渠内桩号0+194—0+244范围, 水流佛汝德数为1.3～1.68, 为急流区;桩号0+304—0+422范围, 水流佛汝德数为0.6～0.9, 为缓流区。当明渠内的水流由急流状态过渡到缓流状态时会产生水跃, 但若急流区佛汝德数位于1～1.7范围时, 水跃的形态呈表面波状。根据前述成果分析, 在明渠来流条件和渠底坡确定的情况下, 明渠较大范围内的波浪状态不可避免。

2.1.3 河床冲刷

由于未能获取溢洪道下游河道的水位流量关系, 为安全计, 在冲刷试验中将下游水位控制为二级消力池后刚刚呈淹没出流和尾槛后形成较明显二次水跃两种工况。三级流量工况下, 下游河床冲刷特征值见表2。

上述试验成果表明:由于汉渝铁路桥两桥墩的阻水和绕流作用, 溢洪道下游河床冲刷部位主要集中在汉渝铁路桥桥墩后以及316国道桥墩墩头处, 建议对汉渝铁路桥墩及316国道桥墩相关范围予以适当保护, 以维护铁路桥及316国道桥的安全。

2.2 优化方案1

溢洪道原设计方案, 在各级流量下, 二级消力池内皆为淹没水跃流态, 尾槛后水面落差较大, 出现类似二次水跃的流态, 且下泄541 m3/s和790 m3/s流量下, 二级消力池边墙漫水。作为优化, 将二级消力池尾槛高度降低0.5 m。

原设计方案试验中, 水流经过一级泄槽收缩进入一级消力池后, 在小流量工况下于消力池中部产生了回流, 水流由两侧出槛、交汇, 进入明渠, 使得明渠进口段水面呈现菱形波;下泄校核洪水工况下, 一级消力池内的水跃跃尾超出尾槛。为改善上述不利流态, 强化消能作用, 在一级消力池尾槛前设置了T型墩。T型墩由前墩和支墩组成。关于T型墩结构尺寸的选定, 选定其结构尺寸为前墩厚∶前墩高∶前墩宽∶尾槛高∶支墩长=2∶3∶4∶5∶6, 本工程一级消力池尾槛高度为3.55 m, 取墩型系数K=0.71。因T型墩远离收缩断面, 且与尾槛相连接, 既避开了流速较大部位, 不易产生空蚀破坏, 又有助于形成和稳定水跃, 同时保证了T型墩较高的受力结构强度。T型墩布置及结构尺寸见图2。

各级流量下, 一级消力池内因T型墩与尾槛的共同作用, 消能效果有所提高, 出池水流较为均匀;明渠内的水流菱形波流态得到一定改善。二级消力池尾槛后仍有类似二次水跃的流态形成, 但与原方案相比略有改善。其它流态与原方案基本一致。

优化方案1水面线试验成果表明:下泄流量315 m3/s和382 m3/s时, 水面线均未超过沿程边墙;下泄流量541 m3/s时, 一级消力池内的水面线超出边墙;下泄流量790 m3/s时, 一级消力池、明渠和二级消力池多处水面线超过边墙。

与原方案相比, 一级消力池内水面线有一定程度壅高, 桩号0+152处, 下泄流量315, 382, 541 m3/s时, 壅高0.2～0.65 m;桩号0+159.5处最大壅高出现在流量382 m3/s, 壅高值0.45 m;桩号0+167处最大壅高出现在流量382 m3/s, 壅高值0.8 m。优化方案1二级消力池内桩号0+469.50和0+483.00处, 除下泄流量382 m3/s时, 桩号0+483.00处水面升高0.25外, 其余流量下水面线较原方案下降0.25～1.3 m。

下泄流量315 m3/s时, 优化方案1的消能效果较佳;下泄流量382 m3/s时, 出池流速明显下降;下泄流量541 m3/s时, 与原方案差别不大;下泄流量790 m3/s时, 出池流速有一定程度下降。各级流量工况下, 槛后及明渠流速分布与原方案相比, 垂向分布较均匀, 两侧流速有减小趋势, 中间流速有增大趋势, 横向流速分布也趋向均匀。

优化方案1在二级消力池尾槛后的各断面流速分布与原方案相比, 表面流速有增大趋势, 横向流速分布趋向均匀, 底部流速略有减小, 其中, 下泄流量315 m3/s时, 桩号0+497.50 —0+575.00范围内, 表面最大流速从原方案的4.51 m/s增大到6.49 m/s, 底部最大流速从原方案4.78 m/s下降为4.03 m/s;下泄流量382 m3/s时, 桩号0+497.50—0+575.00范围, 表面最大流速从原方案的5.61 m/s增大到6.98 m/s, 底部最大流速从原方案的4.67 m/s下降为4.30 m/s。

2.3 优化方案2

为了减小明渠水面波浪, 优化方案2在优化方案1基础上, 在明渠进口段桩号0+194—0+224布置消能墩1～4排, 排距10 m, 墩距2.7 m, 错开布置, 墩宽2.7 m, 墩长1.26 m, 墩高1.8 m。

与优化方案1和原方案相比, 优化方案2使明渠中的菱形波消失, 急流区推后, 使急流区接近徐家河大桥桥墩, 桩号0+244, 0+304断面, 流速略有增加, 但明渠末端 (桩号0+422) 流速略有降低, 在明渠内形成更明显的二次水跃和波浪, 在徐家河大桥桥墩首尾形成更大落差。

在消能校核流量382 m3/s下, 在设置4排、3排及2排消能墩时, 分别观测了明渠段水面线。可以看出, 消能墩排数越多, 壅水作用越明显, 水面高程越高。相比优化方案1, 明渠沿程水面线有所升高。

2.4 优化方案3

优化方案3在优化方案1基础上, 在明渠进口段桩号0+204—0+254范围布置加糙墩26排。排距2 m, 墩距0.5 m, 错开布置。加糙墩为边长0.5 m的立方体。

下泄消能校核流量382 m3/s时, 一级消力池后, 由于加糙墩的壅水作用, 在桩号0+189桩号断面, 出现类似弱二次水跃流态, 明渠中的菱形波消失。在加糙墩范围形成密集的较小幅度的波浪群, 加糙墩下游波状水跃起始于桩号0+282, 波高约0.75 m。桩号0+304附近, 波高0.75～1 m。波高较优化方案1略有降低, 且波状水跃起始断面下移。徐家河大桥右边桥墩首、尾水位差为0.85 m;左边桥墩首、尾水位差为1.05 m。与优化方案1相比, 桥墩首尾水位差有所增加。由于加糙墩的作用, 桩号0+184—0+234范围, 水面线高程较优化方案1增加1 m左右, 而桩号0+264—0+422断面, 水面线高程较优化方案1总体下降0.1～0.75 m。

优化方案3由于加糙墩的作用, 明渠流速分布总体呈表层大底层小状, 加糙墩前断面流速分布两侧大中间小。经过加糙墩后, 断面流速分布中间大两侧小。与优化方案1相比, 加糙墩上游桩号0+194断面流速从5 m/s左右降低到3 m/s左右, 加糙墩下游桩号0+244断面流速也有所降低。

2.5 优化方案4

考虑到本加固工程中, T型墩的结构强度难以保证。优化方案4将池内不设T型墩, 仅在一级消力池尾槛上 (桩号0+184) 左右两侧各加3个消能墩, 消能墩为长2 m、宽1 m、高0.5 m的长方体, 间隔排列, 墩距2 m。

试验在消能校核流量382 m3/s进行, 由于槛上消能墩的壅水作用, 一级消力池水面壅高, 但池内流态与原方案差别不大。槛上水深3.2 m, 较原方案增加0.2 m, 明渠中的菱形波无明显改善, 明渠中波状水跃起始于桩号0+275, 波高约0.50 m, 波高与原方案相比改变不大。

由于一级消力池尾槛上消能墩的壅水作用, 一级消力池附近水面线与原方案相比有所抬高。下泄382 m3/s流量, 最大增加0.65 m;下泄485 m3/s流量, 最大增加0.60 m。一级消力池尾槛下游附近断面 (桩号0+190.50—0+214.00) 水面也有所抬高, 下泄382 m3/s流量, 最大增加0.50 m;下泄485 m3/s流量, 最大增加0.30 m。

该方案尾槛下游附近流速比原方案略有下降。下泄382 m3/s流量, 断面平均流速与原方案相比, 槛后断面 (桩号0+194) 的表面流速由5.76 m/s下降到5.29 m/s;下泄485 m3/s流量, 桩号0+194断面, 表面平均流速从5.87 m/s下降到5.58 m/s, 底部平均流速从5.98 m/s下降到5.82 m/s。

3 结 语

优化方案1、3、4对明渠流态均有一定的改善作用。但不论哪套方案, 均建议一级消力池、明渠、二级消力池边墙高程适当增加。综合考虑结构稳定和施工难度、工程投资等因素, 本研究推荐优化方案3。

参考文献