R - Санкт-Петербургский политехнический университет

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого» На правах рукописи КОЗИНЕЦ ГАЛИНА ЛЕОНИДОВНА МЕТОДОЛОГИЯ ОБОСНОВАНИЯ ПРОЕКТНЫХ ПАРАМЕТРОВ ГИДРОАГРЕГАТНЫХ БЛОКОВ ВЫСОКОНАПОРНЫХ ГЭС Специальность 05.14.08 Энергоустановки на основе возобновляемых видов энергии Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук Научный консультант: доктор технических наук, академик РАН Васильев Ю.С. Санкт – Петербург - 2015 2 Содержание Введение .................................................................................................................... 5 1 Развитие теоретических и практических методов обоснования проектных параметров высоконапорных гидроагрегатных блоков ГЭС ............................................................................................................................ 19 1.1 Классификация водопроводящих трактов высоконапорных ГЭС ................ 19 1.2 Методика определения ударного давления в турбинном водоводе при закрытии регулирующих устройств .......................................................................... 28 1.3 Анализ методов математического моделирования гидроагрегатных блоков ......................................................................................................................... 33 1.4 Выводы ............................................................................................................. 43 2 Методология математического моделирования гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС и их водопроводящих трактов .......... 44 2.1 Постановка задачи пространственного моделирования объекта – гидроагрегатного блока ............................................................................................. 44 2.2 Методика пространственного численного моделирования высоконапорных водопроводящих трактов, как многослойных оболочек .......................................... 56 2.3 Обоснование высоконапорных водопроводящих трактов с определением оптимальных параметров арматуры и стальной оболочки ...................................... 68 2.4 Выводы по главе ............................................................................................... 88 3 Оптимизация параметров металлоконструкций, прочностных находящихся характеристик длительное время в эксплуатации ......................................................................................................... 89 3.1 Методика исследования фактора коррозии на прочность и устойчивость гидротехнических металлических конструкций ...................................................... 89 3.1 Пример расчета коррозионно-изношенной конструкции .............................. 92 3.3 Анализ коэффициента запаса устойчивости эксплуатируемой конструкции.............................................................................................................. 101 3 4 Расчетное обоснование гидроагрегатных блоков ГЭС.................... 107 4.1 Особенности математического моделирования высоконапорных водопроводящих трактов на примере Саяно-Шушенской ГЭС ............................ 107 4.2 Конструктивные параметры водопроводящих трактов на примере Саяно- Шушенской ГЭС ...................................................................................................... 116 4.3 4.2.1 Сталежелезобетонные турбинные водоводы ....................................... 116 4.2.2 Сталежелезобетонная спиральная камера ............................................ 120 4.2.3 Конус и отсасывающие трубы .............................................................. 121 Классификация основного сочетания нагрузок, действующих на гидроагрегатный блок при эксплуатации ГЭС ....................................................... 122 4.3.1 Гидростатическое давление, собственный вес сооружения и оборудования ........................................................................................................ 123 4.3.2 Пульсационная нагрузка при работе турбины ..................................... 127 4.3.3 Нагрузка от изменения температуры воды в водопроводящем тракте….131 4.3.4 4.4 Нагрузки от плотины для приплотинных ГЭС .................................... 132 Классификация экстремальных нагрузок ..................................................... 134 4.4.1 Гидродинамические нагрузки в водопроводящем тракте при закрытии регулирующих устройств и гидравлическом ударе ........................... 134 4.4.2 Нагрузки на опоры статора от электромагнитных небалансов при аварийном торможении генератора ..................................................................... 149 4.4.3 Динамическая вибрационная нагрузка на опоры статора при закрытии регулирующих устройств ..................................................................................... 151 4.4.4 Сейсмическая нагрузка, заданная акселерограммой на грунте основания .............................................................................................................. 154 4.5 Выводы по главе ............................................................................................. 161 5 Обоснование проектных параметров гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС...................................................................................... 162 5.1 Исследование прочности высоконапорных турбинных водоводов ............ 162 5.2 Результаты расчета анкерной опоры турбинного водовода ........................ 170 4 5.3 Анализ напряженно-деформированного состояния агрегатного блока и спиральной камеры .................................................................................................. 177 5.4 Анализ напряженно-деформированного состояния конуса отсасывающей трубы ......................................................................................................................... 185 5.5 Анализ биения вала турбины ......................................................................... 187 5.6 Анализ амплитуд перемещений опорных статорных тумб ......................... 192 5.7 Обоснование проектных и прочностных параметров и определение условий безаварийной работы гидроагрегатного блока ....................................................... 197 Заключение .......................................................................................................... 200 Список сокращений .......................................................................................... 206 Список литературы .......................................................................................... 207 5 Введение Актуальность темы и степень ее разработанности Современное развитие крупной гидроэнергетики в мире ориентируется, как правило, на высоконапорные гидротурбинного ГЭС оборудования. с высокой Уникальные единичной мощностью параметры элементов высоконапорных водопроводящих трактов позволяют обеспечить высокие технико-экономические характеристики гидроузла и производства электроэнергии. Одной из важнейших проблем при проектировании таких объектов является обеспечение прочности и безопасной эксплуатации элементов водопроводящего тракта, оборудования, гидроагрегатного блока и сооружения в целом. Аварийные ситуации на гидроузлах всегда сопряжены с огромными материальными, экологическими и социальными ущербами, поэтому, разработка принципиально новых проектных и технических решений по обоснованию параметров гидроагрегатных блоков на основе современных, компьютерных методов пространственного математического моделирования элементов и сооружений и их внедрение в практику проектирования, представляет собой крайне важную и актуальную проблему. В этой связи, компанией «РусГидро» в апреле 2010г. принята «Программа безопасной эксплуатации гидроэнергетических объектов», которая получила приоритетное развитие на ближайшее десятилетие. Особое внимание в этой программе уделяется высоконапорным гидроэлектростанциям, с напором выше 100 м, таким как СаяноШушенская ГЭС им. П.С. Непорожнего, Чиркейская ГЭС, Ирганайская ГЭС, Зарамагская ГЭС, Бурейская ГЭС, Зейская ГЭС, аварии на которых могут приводить к особенно тяжелым последствиям. В настоящее время проектирование высоконапорных гидроагрегатных блоков и их водопроводящих трактов регламентируется нормативно– методическими документами, разработанными, в основном, в 70 - 80-х годах XXго века. При этом, действующая нормативная база, обеспечивая в целом достаточно высокий технический уровень проектных решений, но основанный на 6 раздельном моделировании гидроагрегатном блоке, элементов, не конструкций соответствует и процессов современным в требованиям проектирования и расчетных обоснований высоконапорных гидроэнергетических объектов. Подобный фрагментарный подход не учитывает, в полной мере, влияния на водопроводящий тракт гидродинамических нагрузок от движущегося потока воды и работающего оборудования, не позволяет проводить комплексное расчетное обоснование элементов и конструкций в трехмерной постановке, затрудняет оценку остаточного ресурса прочности конструкций эксплуатируемого объекта при отклонениях от проектных решений. Современные компьютерные технологии и программные комплексы позволяют решать многовариантные задачи на основе пространственного математического моделирования элементов, конструкций, процессов водопроводящего тракта, с учетом широкого спектра факторов, ранее не рассматриваемых, либо учитываемых упрощенно. В настоящее время пока не сложилось единого нормативного и методологического подхода к проектированию гидроэнергетических объектов, особенно высоконапорных, на основе пространственного численного моделирования, позволяющего оценить работоспособность гидроагрегатных блоков при экстремальных воздействиях. Перечисленные проблемы являются существенными препятствиями на пути повышения безопасности гидроэлектростанций в целом и обеспечении выдачи гарантированной мощности потребителю. Цель работы. Развитие теоретических и практических методов обоснования проектных параметров высоконапорных гидроагрегатных блоков ГЭС на основе пространственных численных моделей. В соответствии с поставленной целью решены следующие задачи: 1. Разработана методология численного моделирования гидроагрегатных блоков ГЭС, отражающая реальные условия эксплуатации оборудования и сооружения. 7 2. Выполнена классификация высоконапорных водопроводящих трактов в составе ГЭС и их основных элементов (напорные турбинные водоводы, спиральные камеры, затворы) по уровню гидродинамических нагрузок. 3. Построены новые пространственные расчетные модели гидроагрегатных блоков с учетом нагрузок от работы оборудования. 4. Разработан алгоритм пространственного моделирования турбинных водоводов и спиральных камер, как многослойных оболочек. 5. Разработан метод расчета металлоконструкций водопроводящих трактов, находящихся длительное время в эксплуатации. 6. Выполнена классификация и определены ранее не учитываемые нагрузки на гидроагрегатный блок для нормальных и экстремальных условий эксплуатации. 7. Проведены численные исследования гидроагрегатного блока, обоснованы его проектные и прочностные параметры, определены условия безаварийной работы оборудования и сооружения (на примере Саяно-Шушенской ГЭС). Методология и методы исследования. В работе использованы численные методы математического моделирования гидроагрегатных блоков элементов. Исследования выполнены с помощью универсального программного комплекса SolidWORKSSimulation, реализующего метод конечных элементов (МКЭ). Научная новизна:  предложена новая идея пространственного численного моделирования гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС с учетом гидротурбинного оборудования;  разработана новая методика расчета высоконапорных водопроводящих трактов, как многослойных сталежелезобетонных оболочек, позволяющая оптимизировать их проектные параметры;  предложены новые критерии прочности для оценки эксплуатации стальных конструкций водопроводящих трактов ГЭС; периода 8  определены ранее не учитываемые нагрузки на гидроагрегатный блок при нормальных и нештатных режимах работы оборудования;  построены новые расчетные численные пространственные модели гидроагрегатных блоков и их водопроводящих трактов, обосновывающие параметры проектируемых и реконструируемых ГЭС. Достоверность проведенных исследований обеспечивается:  результатами сопоставления расчетных значений напряжений и деформаций с данными натурных исследований;  качественным и количественным согласием с результатами решения задач по существующим методическим документам. Теоретическая значимость работы заключается в разработке методологии пространственного численного моделирования гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС для их рационального проектирования. Практическая значимость работы и внедрение результатов. Результаты теоретических и прикладных исследований использованы при проектировании новых и реконструкции эксплуатирующихся гидротехнических сооружений: Саяно-Шушенской ГЭС; Ирганайского гидроузла; Усть-Илимской ГЭС; Зарамагской ГЭС, Гоцатлинской ГЭС, Мамаканской ГЭС, Нижне-Бурейской ГЭС, Усть-Среднеканской ГЭС, Вилюйской ГЭС, Зейской ГЭС, Канкунской ГЭС, Ленинградской ГАЭСи других станций. (ОАО «Ленгидропроект» г. СанктПетербург). На основании построенных пространственных численных моделей реализовано следующее: 1. Проект восстановления СШГЭС в части расчетных обоснований по договору № 2717 между РусГидро и ОАО «Ленгидропроект». Выполнение расчетов по тематике НИР с СШГЭС им. П.С. Непорожнего. 2. НИР по проекту и выбору вариантов плотины Канкунской ГЭС. Почетный диплом РусГидро за лучшую научно-исследовательскую работу в области гидроэнергетики за 2011г. 3. НИР по проекту Ленинградской ГАЭС. «Методика пространственного моделирования здания ГАЭС и турбинных водоводов». 9 4. НИР по проекту Зарамагской ГЭС-1 «Обоснование надежности высоконапорных турбинных водоводов». 5. Патент на полезную модель № 118323 «Бетонная гравитационная плотина для суровых климатических условий», 2011 г. 6. Патент на полезную модель № 121272 «Бетонная гравитационная плотина для суровых климатических условий», 2012 г. 7. Патент на противофильтрационного полезную модель устройства № грунтовой 127089 «Узел плотины с сопряжения береговыми примыканиями 2012 г. 8. Результаты работы одобрены научно-техническими советами ФГбУН гидродинамики им. М.А. Лаврентьева Сибирского отделения Российской академии наук, ОАО «Ленгидропроект», РусГидро, Мосгидропроект, кафедры «Водохозяйственное и гидротехническое строительство» ИСИ ФГАОУ ВО СПбПУ. Личное участие автора состоит в постановке задач, разработке и внедрении методологии обоснования проектных параметров высоконапорных гидроагрегатных блоков ГЭС, а также в построении пространственных компьютерных моделей гидроагрегатных блоков ГЭС, выполнении расчетных исследований и анализов полученных результатов. Положения, выносимые на защиту: 1. Метод обоснования проектных параметров гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС на основе пространственного численного моделирования. 2. Классификация элементов высоконапорных водопроводящих трактов. 3. Методика моделирования водопроводящих трактов, как многослойных оболочек. 4. Уточнение критериев прочности и устойчивости стальных затворов. 5. Классификация нагрузок на гидроагрегатный блок. 6. Анализ показателей прочности материала и ранжирование нагрузок в напряжения элементов гидроагрегатных блоков при нормальных и нештатных условиях эксплуатации. 10 Апробация полученных результатов Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Всероссийских межвузовских научно-технических конференциях «Неделя науки СПбГПУ», Санкт-Петербург, (2004, 2005, 2006 г.г.), на Научнотехнической конференции, посвященной 100-летию со дня рождения Н.Я. Панарина (СПбГАСУ, Санкт-Петербург, 2005 г.), на Международной конференции REMAS 2008 (СПбГПУ, Санкт-Петербург 2008 г.), на Научнотехнической конференции во ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева, на международной конференции по гидротехнике в МГУП (Москва, 2011 г.), на заседаниях кафедры ВиГС СПбПУ, 2006-2014 г.г. в ОАО «Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова» г. Санкт-Петербург. Материалы диссертации опубликованы в 23 печатных работах, в том числе в 14 из списка изданий, рекомендованных ВАК. Структура и объем диссертации Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы в 101 наименовании. Объем диссертации 214 страниц основного текста, в том числе 99 рисунков и 34 таблицы. Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цели и задачи исследований, проанализирована изученность проблемы, представлены научная новизна, практическая ценность результатов работы, приведены сведения о структуре и объеме диссертации и кратком содержании ее глав. Первая глава посвящена анализу и развитию методологии проектирования гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС и их водопроводящих трактов. Глава содержит описание основной направленности работы. Выполнена классификация водопроводящих трактов высоконапорных гидроэлектростанций. Среди представленного перечня водопроводящих трактов в работе исследованы напорные турбинные водоводы и спиральные камеры, имеющие величину параметра «РD» больше 12 МПа·м (произведение 11 гидродинамического давления на диаметр входного сечения трубы при нормальных условиях эксплуатации - НУЭ). Произведен анализ техногенных аварий, произошедших на высоконапорных ГЭС. Отмечено, что Политехническом положила основанная институте начало А.А. кафедра формированию Морозовым «Использование научной базы в Ленинградском Водной для Энергии» исследований гидроагрегатных блоков. Начиная с 1964 г., под руководством Ю.С. Васильева успешно решались задачи по определению параметров объектов гидроэнергетики на ЭВМ ЕС1022. Тем самым, была создана основа для математического моделирования и системного анализа уникальных гидроэнергетических объектов с использованием компьютерной техники. В этой связи, обозначены труды ученых и организаций, математического внесших моделирования значительной сооружений. вклад Определена в реализацию необходимость применения комплексного анализа при обосновании прочности объектов исследования - гидроагрегатных блоков. Выполнено математическое описание гидродинамических процессов в напорном трубопроводе при внезапном торможении потока воды, с учетом совместных режимов работы механического и гидротурбинного оборудования. Аргументирована необходимость совершенствования нормативных документов и методологических подходов для решения задачи прочностной надежности зданий ГЭС и их водопроводящих трактов. Дана аннотация применяемых универсальных программных комплексов для исследования пространственного напряженно-деформированного состояния гидроагрегатных блоков. Представлена математическая основа расчета конструкций при решении краевых задач для системы разрешающих уравнений статического и динамического равновесия методом конечных элементов. Предложена инженерная методика расчета работающих металлоконструкций и реализована на примере затвора, с учетом локальных зон коррозии. 12 Перечисленные актуальные проблемы проектирования гидроагрегатных блоков разделены на две группы – относящиеся к сфере действия норм и выходящие за формальные рамки их действия. В выводах по главе сформулирована новая научная идея математического моделирования, гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС. Во второй главе разработана методология математического моделирования гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС и их водопроводящих трактов. Осуществлена постановка задачи по обоснованию проектных параметров гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС на основе пространственного численного математического моделирования, в рамках которой оптимизируются площади расчетного армирования и толщина несущей стальной оболочки. Дано понятие точности математической модели полностью замещающей объект в ходе исследования. Определена сущность метода моделирования объекта, базирующаяся на принципе аналогии математической модели с физическим сооружением. Обоснована необходимость адаптации математической расчетной модели к фактическим условиям работы сооружения, с учетом периода эксплуатации, с заданием изменившихся физических характеристик материала, непроектных нагрузок и новых факторов в виде сочетаний объемных, поверхностных, линейных, динамических нагрузок, сил, температур, и граничных условий. Выполнено разделение задачи математического моделирования системы на несколько этапов. Представлен постоянный кругооборот физической системы и математической модели при ведении мониторинга состояния сооружения. Выполнена постановка задачи моделирования высоконапорных водопроводящих трактов, как пространственных многослойных оболочек. Пространственная численная модель водопроводящего тракта построена из условия физических особенностей материалов, при включении в модель многослойных элементов оболочки с различными геометрическими и физическими параметрами на каждом слое. При этом, численное моделирование основано на совместной работе всех составляющих элементов водопроводящего 13 тракта, с привлечением аппарата общей трехмерной теории напряжений и деформаций. Определена Последовательность пространственного моделирования. Выполнено сравнение новой методики с методами расчета водопроводящих трактов по действующим нормам проектирования. Сделан анализ эффективности параметров арматуры полученных по методике многослойного моделирования, при выполнении метода предельных состояний. В выводах по главе отмечена оптимальность нового способа моделирования высоконапорных водопроводящих трактов, как многослойных оболочек, на примерах проектирования высоконапорных водоводов Ирганайской, СаяноШушенской и Зарамагской ГЭС. Третья характеристик глава посвящена оптимизации металлоконструкций, параметров находящихся прочностных длительное время в эксплуатации. Разработана методика исследования фактора коррозии на прочность и устойчивость стальных конструкций. Алгоритм решения нелинейной задачи реализован на примере работающего, коррозионно-изношенного затвора . В результате нелинейного анализа получено перераспределение напряжений в локальных зонах, определен новый экстремум функции, и коэффициент корреляции напряжений при наступлении предельного состояния стали. Сделана постановка задачи устойчивости упругой системы, при малых перемещениях и линейной зависимости нагрузок к параметру устойчивости. Для статистических исследований по анализу параметра устойчивости выполнены расчеты 35 затворов и конструкций водопроводящих трактов. Использованы данные натурных исследований за сооружением, в частности для металлических конструкций затворов определены толщины коррозионно- изношенных деталей. Установлен диапазон значений коэффициента устойчивости формы для пространственных металлоконструкций. 14 В выводах по главе отмечено, что в нормы проектирования рекомендованы новые критерии прочности и устойчивости коррозионно-изношенных стальных конструкций водопроводящих трактов. В четвертой главе на примере Саяно-Шушенской ГЭС разработана новая пространственная математическая модель гидроагрегатного блока с учетом оборудования. 1. В математической модели учтены особенности деформирования бетона, при условии образования и наличия трещин. 2. Выполнено многослойное моделирование водоводов и спиральных камер как многослойных оболочек. Учтено наличие в модели всех слоев арматуры. 3. Заданы граничные условия модели. 4. Классифицированы и определены нагрузки основных и особых сочетаний. Математическое численное моделирование водопроводящих трактов выполнено в следующей последовательности: 1. Для аппроксимации металлической оболочки спиральной камеры и внутреннего кольца арматуры, в задачу введены четырехслойные плоские элементы. В состав многослойных элементов включены слои, моделирующие стальную оболочку, защитный слой трещиноватого бетона между стальной оболочкой и арматурой, внутреннее кольцо арматуры, слой трещиноватого бетона. Толщина каждого слоя принята в соответствии с проектом. 2. Бетонная оболочка водовода задана с использованием объемных конечных элементов с нормативными физическими характеристиками и нелинейными свойствами. 3. Наружная кольцевая арматура водоводов смоделирована при использовании трехслойных пластинчатых элементов. В элементы включены внешнее кольцо арматуры и два слоя трещиноватого бетона моделирующих зоны трещинообразования. Для вычисления общих расчетных перемещений и напряжений U РАСЧ . ,  HFCX .. и расчетных напряжений в стальной оболочке об.ст , арматуре  арм и бетоне 15  бет заданы следующие расчетные параметры модели – модули упругости, коэффициенты Пуассона, плотности, коэффициенты температурного расширения, коэффициенты теплопроводности, толщины и размеры элементов:  об.ст ( Eст , ст , pст , t , k ст ,  об.ст. (перем.))  U расч. расч.  арм ( Eст , ст , pст , t , k ст ,  прив.арм (перем.))   бет ( Eбет (перем.), pбет , t , k бет ,  разм.эл. ) Выполнена классификация нагрузок: 1. Собственного веса сооружения и оборудования G, M оборуд.. 2. Изменения гидравлических режимов в водопроводящем тракте Pг. у.. 3. Пульсационных нагрузок при работе турбины Qпульс . 4. Вибрационных нагрузок на опорные элементы статора турбины. 5. Нагрузок от электромагнитных небалансов Rэл.м . 6. Изменения температуры водопроводящего тракта F (t ). 7. Влияния нагрузки от плотины q гидр. . 8. Сейсмического воздействия. Выполнено геометрическое и физическое соответствие модели реальному сооружению. Построение расчетной математической модели основано на имеющемся проектном материале, действующих нагрузках на сооружении, данных контрольно-измерительной аппаратуры. Модель гидроагрегатного блока включает стальную оболочку водопроводящего тракта, арматурные слои, гидротурбинное оборудование. Бетон агрегатного блока отделен от плотины температурным швом 50 мм. Взаимодействие между плотиной и зданием ГЭС осуществлено через стальную оболочку водовода и общее грунтовое основание. Нагрузки на модель заданы с учетом всех сил, сосредоточенных и распределенных на отметках. Нагрузки от генераторного оборудования заданы в узлах модели элементами точечных масс. 16 Статические граничные условия заданы по нижней грани грунтового массива. Определены граничные условия динамического равновесия системы. Выполнен расчет гидродинамической составляющей нагрузки и получен график зависимости пульсаций давления от оптимального времени закрытия лопаток направляющего аппарата и затвора водоприемника, при котором обеспечивается безаварийная эксплуатация гидроагрегатного блока. Установлено максимальное повышение гидродинамического давления, соответствующее одновременному закрытию лопаток направляющего аппарата в течение 16,5 с и закрытию затвора водоприемника 120 с в режиме максимальной мощности генератора при напоре Н=219 м. В выводах по главе отмечено, что на примере Саяно-Шушенской ГЭС разработана новая пространственная математическая модель гидроагрегатного блока, имеющая в своем составе: нижнюю часть сталежелезобетонного водовода, анкерную опору, агрегатный блок, скальный массив, оборудование на отметках. Пятая глава содержит новые подходы к обоснованию работоспособности гидроагрегатных блоков в фактических и экстремальных условиях эксплуатации. Численный анализ представлен на примере гидроагрегатного блока СаяноШушенской ГЭС. Учтены новые экстремальные нагрузки: повышение давления при одновременном закрытии лопаток направляющего аппарата и опускании затвора водоприемника; сейсмическое воздействие; вибрации, силы при аварийном торможении агрегата и замыкании полюсов генератора; замена гидротурбинного оборудования. Решены следующие задачи: - определено напряженно-деформированного состояния гидроагрегатного блока для всех возможных сочетаний нагрузок эксплуатационного, аварийного, ремонтного режимов работы станции; - сделан анализ напряжений в металлической оболочке спиральной камеры и напряжений, воспринимаемых проектной арматурой; 17 - выполнено пространственной сравнение результатов конечно-элементной расчетов, модели, с полученных данными на натурных наблюдений; - определены запасов прочности и работоспособности. Получена максимальная область объемного трещинообразования в бетонном блоке спиральной камеры в случае гидравлического удара. Анализ напряженно-деформированного состояния гидроагрегатного блока выполнен в сопоставлении с данными натурных измерений: напряжений в арматуре; напряжений в металлической оболочке; деформаций сооружения; трещин в бетоне; биения вала турбины. Расчет от воздействия токов короткого замыкания статора выполнен для трех сочетаний, в которых Р0 задана соответственно величинами моментов при коротком замыкании статора, действующим на фундамент с учетом вынужденных колебаний при меняющейся во времени гармонической нагрузки с частотой w по формуле:P=P0 sin(wt). В каждом сочетании учтена радиальная нагрузка от механических и электромагнитных небалансов при номинальном режиме ротора. Расчет от воздействия токов короткого замыкания ротора выполнен с учетом максимальной нагрузки от магнитного притяжения при замыкании половины полюсов ротора и сдвигающей силы на двух тумбах статора. Получены напряжения в стальной оболочке и слоях арматуры спиральной камеры при гидравлическом ударе с повышением давления на ΔP=0,35 МПа к расчетному P= 2,19 МПа, Pг.у.=P+ΔP=2,54 МПа. Кроме того, на численной пространственной модели впервые определены и сопоставлены с нормативными данными величины биения вала турбины, смещения горизонтальной оси водовода. Выполнена оценка сейсмостойкости гидроагрегатного блока; генерация спектров ответа на отметках установки оборудования; запасы прочности элементов агрегатного блока при замене гидротурбинного оборудования и вибрациях опорных элементов подстаторных тумб; ранжирование нагрузок в напряжения стальной оболочки спиральной камеры при нормальных и экстремальных условиях эксплуатации. 18 Выводы по главе содержат анализ безопасной работы сооружения в нормальных и экстремальных условиях эксплуатации (на примере гидроагрегатного блока Саяно-Шушенской ГЭС). В заключении приведены основные результаты работы. Отмечено, что в работе решены задачи, связанные с повышением безопасности высоконапорных гидроэлектростанций в целом, что способствует выдаче гарантированной мощности потребителю. Областью исследования и математического моделирования явились гидроагрегатный блок и турбинные водоводы высоконапорных ГЭС, в которых, на основе разработанного нового метода пространственного моделирования водопроводящих трактов, как многослойных оболочек и блоков спиральных камер выполнены комплексные исследования, в частности, по оптимизации параметров арматуры и стальной оболочки. Достигнута главная цель работы, направленная на развитие теоретических и практических методов пространственного моделирования гидроагрегатных блоков высоконапорных гидроэлектростанций и реализации рационального проектирования ГЭС. Выполнен комплекс исследований влияния различных факторов – нагрузок, и в первую очередь, энергии воды на водопроводящие тракты и гидроагрегатный блок. Исследования направлены на обоснование прочности по предельным состояниям, на анализ вклада каждого из действующих факторов в напряжения несущих элементов, обеспечение обоснование безопасности ГЭС. правильности проектных решений и 19 1 Развитие теоретических и практических методов обоснования проектных параметров высоконапорных гидроагрегатных блоков ГЭС 1.1 Классификация водопроводящих трактов высоконапорных ГЭС Водопроводящие тракты являются одной из основных составляющих высоконапорных гидроэлектростанций, определяющих в целом надежность их работы. К наиболее ответственным частям водопроводящих трактов относятся турбинные водоводы и спиральные камеры. Высоконапорные ГЭС с напором воды более 100 м подразделяются на приплотинные и деривационные [66, 67]. В зданиях высоконапорных гидроэлектростанций применяют ковшовые или радиально-осевые турбины с металлическими или сталежелезобетонными спиральными камерами [21]. Следует заметить, что в приплотинной станции здание ГЭС располагается в русле реки сразу за плотиной, и вода подводится к турбинам по сталежелезобетонным турбинные водоводам, расположенным на низовой грани плотины. Примерами таких гидроэлектростанций являются СаяноШушенская ГЭС, Красноярская ГЭС на р. Енисей, Братская ГЭС на р. Ангара, Чиркейская ГЭС на р. Сулак, Бурейская ГЭС на р. Бурея, Зейская ГЭС на р. Зея. Другой вид компоновки приплотинных ГЭС, соответствует горным условиям, при сравнительно малых расходах реки. Примером является Нурекский гидроузел на р. Вахш (Средняя Азия) проектной мощностью 3000 МВт с самой высокой плотиной в мире (300 м). Здесь вода подводится к турбинам по напорным туннелям. В деривационных ГЭС вода подается к турбинам по внешним водоводам, а сама деривация может быть безнапорной, напорной или смешанной. Если в начале деривации на реке создается водохранилище с помощью высокой плотины - такая схема называется смешанной деривацией, так как используются оба метода создания необходимой концентрации воды. Иногда с помощью деривации производится переброска стока реки в соседнюю реку, имеющую более низкие 20 отметки русла. Характерным примером является Ингурская ГЭС, где сток реки Ингури перебрасывается туннелем в соседнюю реку Эрисцкали (Кавказ). Крупнейшая ГЭС с безнапорной подводящей деривацией - ГЭС Роберт-Мозес (США) мощностью 1950 МВт, а с безнапорной отводящей деривацией Ингурская ГЭС (СССР) мощностью 1300 МВт. На ГЭС с напорной деривацией водовод прокладывается с несколько большим продольным уклоном, чем при безнапорной деривации. Применение напорной подводящей деривации обусловливается изменяемостью горизонта воды в верхнем бьефе, из-за чего в процессе эксплуатации изменяется и внутренний напор деривации. В состав сооружений ГЭС этого типа входят: плотина, водозаборный узел, деривация с напорным водоводом, станционный узел ГЭС с уравнительным резервуаром и турбинными водоводами, отводящая деривация в виде канала или туннеля (при подземной ГЭС, Рагунская ГЭС) и наземном здании ГЭС (Зарамагская ГЭС). Наиболее мощная ГЭС с отводящей деривацией) этого типа - ГЭС Харспронгет (Швеция, 350 МВт), Крупнейшая ГЭС с напорной подводящей деривацией Нечако-Кемано (Канада) проектной мощностью 1792 МВт. Оболочка турбинного водовода в здании ГЭС стыкуется с оболочкой спиральной камеры или распределительного устройства (для ковшовых турбин). В настоящее время действующие российские нормативные документы предусматривают для высоконапорных ГЭС три типа спиральных камер круглого поперечного сечения [72]: 1) стальные, полностью отделённые мягкой прокладкой от бетона агрегатного блока, при этом стальная оболочка целиком воспринимает гидростатическое давление, а окружающий бетон армируется конструктивно; 2) сталежелезобетонные с мягкой прокладкой, в верхней части стальной оболочки, в этом случае расчетное армирование блока предусматривается под стальной оболочкой; 3) сталежелезобетонные с полным сопряжением стальной оболочки с бетоном агрегатного блока при кольцевом расчетном обеспечивающем ограничение ширины раскрытия трещин. армировании, 21 Классификация водопроводящих трактов высоконапорных гидроэлектростанций показана на рисунке 1.1. Рисунок 1.1 - Классификация водопроводящих трактов высоконапорных гидроэлектростанций Среди представленного многообразия водопроводящих трактов в данной работе исследованы напорные турбинные водоводы и спиральным камеры, имеющим величину параметра «РD» (произведение гидродинамического давления на диаметр входного сечения трубы) при нормальных условиях эксплуатации больше 12 МПа*м. При больших высоконапорной параметрах «РD» гидроэлектростанции, остро встает поэтому вопрос надежности несущая оболочка водопроводящего тракта проектируется сталежелезобетонной, в этом случае 22 создаются условия для перераспределения напряжений между стальной оболочкой и арматурой при давлении воды внутри трубы. В таблицах 1.1, 1.2 приведены основные параметры сталежелезобетонных спиральных камер и водоводов на территории России и стран СНГ. Таблица 1.1 – Основные параметры сталежелезобетонных спиральных камер Название Давление К-во при агр. х гидроударе, мощн. ГЭС и годы строительства Нурекская 1961-1972 P гу , МПа МВт 3,8 9х330 2,97 10х640 5,5 Тип спиральной. Диаметр спирали, камеры, испытания, D max ,м P *D гу max МПа·м (да/нет) СЖБ, да 4,2 15,96 СЖБ, да 6,5 19,3 12х260 СЖБ, да 3,0 16,5 2 2х200 СЖБ, нет 4 8,0 4,15 6х600 СЖБ, да 5,4 22,41 7,6 2х171 СЖБ, да 2,0 15,2 СаяноШушенская 1968-1986 Ингури ГЭС 1964-1978 Ирганайская 1979-2002 Рагунская стр-ся Зарамагская стр-ся 23 Таблица 1.2 – Основные параметры высоконапорных водоводов Название ГЭС Тип водовода Диаметр Напор, м Толщина обшивки, мм водовода, м Сталь Бетон 619 4,4 24 600-800 168 7,0 20-30 600-800 100 7,5 20-30 500 226 7,55 16-40 1500 102 7,00 22 1500 112 7,55 30 1500 129 5,50 20 1500 Бурейская 120 8,5 15 1500 Зейская 78,5 7,8 30 700 Зарамагская Ирганайская Внешний Загорская ГАЭС СаяноШушенская Братская На низовой Красноярская Чиркейская грани плотины Следует заметить, что при совместной работе стальной и железобетонной оболочек спиральной камеры, арматура препятствует чрезмерному раскрытию трещин и их глубокому распространению в бетонный массив турбинного блока, что стабилизирует напряженно-деформируемое состояние опорных элементов статора турбины при высоких напорах. Вместе с тем, многослойная конструкция дает возможность разгрузить металлическую оболочку и передать часть гидростатической нагрузки на обрамляющий ее несущий армокаркас. Исходя из 24 такой специфики работы, сталежелезобетонные водопроводящие тракты являются более надежными конструкциями, обеспечивающими прочность и работоспособность в условиях особых сочетаний нагрузок и аварийных ситуаций. Не случайно, проектирование подобных водопроводящих трактов целесообразно только для высоконапорных ГЭС, аварийные ситуации на которых приводят к наиболее тяжелым последствиям. Для наглядности приведем лишь несколько крупных катастроф, произошедших в недавнем прошлом. Авария на деривационной ГЭС Бъедронс водохранилищем на реке Диксенс, машинный зал станции расположен на реке Рона (Швейцария). Станция была запущена в эксплуатацию в 1998 г., установив сразу два мировых рекорда - на сегодня ГЭС использует самые мощные ковшовые турбины Пельтона и самый большой расчетный напор (≤1883 м), при котором они работают. Также, в 2011 г. эта станция являлась самой крупной ГЭС на территории Швейцарии. 12 декабря 2000 г. на турбинном водоводе произошел разрыв. Разрушение трубопровода, как предполагается, произошло в силу нескольких факторов, включая слабые породы в районе разрыва. Размер образовавшейся трещины составил приблизительно 0,6 × 9 м, а поток поступающей под давлением воды в момент аварии 150 м³/с. Вода под высоким давлением уничтожила около 100 га пастбищ, садов, лесов и ферм. Три человека погибло. Работа ГЭС Бъедронс была восстановлена частично в декабре 2009 г., а возобновлена полностью - в январе 2010 г. До сих пор отсутствует достоверная информация о первопричине произошедшей аварии. Авария на Нурекской ГЭС на реке Вахш. В эксплуатацию станция принята в 1972 г. Последний агрегат введен в строй в 1979 г. Мощность станции составляет 3 000 МВт (девять агрегатов по 330 МВт). Высота плотины станции составляет 304 м, что делает ее самой высокой насыпной плотиной в мире, площадь зеркала водохранилища 98 км², объем — 10,5 км3, длина — около 70 км. В здании ГЭС размещены 9 гидроагрегатов с радиально-осевыми турбинами (диаметр рабочего колеса – 4,75 м, расчетный напор – 223 м). Первоначально их мощность составляла 300 МВт, но в 1988 г. ее повысили до 333 МВт. Нурекская ГЭС составляет основу энергетики 25 Таджикистана, вырабатывая большую часть потребляемой республикой электроэнергии (среднегодовая выработка электроэнергии на ГЭС – 11,2 ТВт.ч). ГЭС стала основой целого территориально-производственного комплекса, включающего в себя ряд предприятий, в частности крупный алюминиевый завод. Девятого июля 1983 г. в 22.42 персонал станции услышал удар в районе гидроагрегата №1 и увидел поток воды, вытекающий из шахты турбины. Гидроагрегат был немедленно отключен от сети и остановлен, поступление воды перекрыто быстродействующим предтурбинным шаровым затвором. После осмотра было обнаружено, что 50 из 72 шпилек крепления крышки турбины сорвано, на несколько мм увеличены нижние зазоры лопаток направляющего аппарата. Турбина была близка к срыву крышки и началу подъема, но была вовремя остановлена. На Нурекской же ГЭС все ограничилось затоплением слоем воды менее 2 м нижних помещений ГЭС. Комиссия по расследованию причин аварии вынесла следующее заключение – разрушение шпилек произошло вследствие усталостных процессов, возникших в результате недостаточной затяжки шпилек. Существует и альтернативная версия (ее придерживаются специалисты ЦКТИ им. Ползунова) – разрушение шпилек произошло вследствие малоизученных высокочастотных вибраций. Помимо совершенствования технологии затяжки шпилек, комиссия обязала проверить шпильки других турбин Нурекской ГЭС методом ультразвуковой дефектоскопии (тогда-то и были выявлены усталостные трещины). На ГЭС Таджикистана такой контроль стал проводиться регулярно – два раза в год. Однако более широких выводов из этой аварии сделано не было. Результаты расследования не были доведены до специалистов (помимо гидроэнергетиков Таджикистана и специалистов харьковского завода-производителя турбин, о ней практически никто не знал), не были выработаны обязательные для всех ГЭС страны рекомендации регулярной ультразвуковой дефектоскопии шпилек. Из всех ГЭС России лишь на Зеленчукской, на которую приехало работать много специалистов из Таджикистана, проводился регулярный ультразвуковой контроль состояния шпилек. 26 Также на Нурекской ГЭС 17 апреля 2006 г. трое рабочих погибло при проведении ремонтно-восстановительных работ на водоотводящем канале водохранилища. Авария на Саяно-Шушенской ГЭС на р. Енисей. Саяно-Шушенская гидроэлектростанция на реке Енисей является крупнейшей ГЭС России и одной из наиболее крупных ГЭС в мире. Она расположена на границе Красноярского края и Хакасии. Строительство ГЭС началось в 1968 г., первый гидроагрегат был пущен в 1978 г., последний - в 1985 г. В постоянную эксплуатацию электростанция была принята в 2000 г. Технически ГЭС состоит из бетонной арочно-гравитационной плотины высотой 245 м и приплотинного здания ГЭС, в котором размещены 10 радиально-осевых гидроагрегатов мощностью по 640 МВт. Установленная мощность ГЭС составляет 6400 МВт, среднегодовая выработка - 24,5 ТВт·ч. Плотина ГЭС образует крупное Саяно-Шушенское водохранилище сезонного регулирования. Ниже по течению Енисея расположена контррегулирующая Майнская ГЭС, составляющая с Саяно-Шушенской ГЭС единый производственный комплекс. Сооружения ГЭС спроектированы институтом «Ленгидропроект», гидросиловое оборудование поставлено заводами «ЛМЗ» и «Электросила» (ныне входят в состав концерна «Силовые машины»). Саяно-Шушенская ГЭС принадлежит ОАО «РусГидро». Утром 17 августа на Саяно-Шушенской ГЭС произошла авария, в результате которой был частично разрушен и затоплен машинный зал. В момент чрезвычайного происшествия на ГЭС находились более 300 человек, 75 из них погибли, 13 пострадали. После аварии работа ГЭС была остановлена. Третьего октября 2009 г. Ростехнадзор опубликовал отчет об аварии, в котором говорится, что катастрофа произошла после того, как на СШГЭС перекинули нагрузку Братской ГЭС, где незадолго до этого произошел пожар. В результате увеличившейся нагрузки на СШГЭС не выдержал второй гидроагрегат, где из-за вибрации сорвало некачественными. крепления крышки турбины. Часть креплений были 27 Следует заметить, что на Саяно-Шушенской ГЭС авария развивалась очень быстро – персонал просто не успел остановить турбину, да и предтурбинным затвором, позволяющим быстро перекрыть доступ воды в турбину (как на Нурекской ГЭС), эта станция не оборудована, вследствие большого размера водоводов. Многочисленные усталостные трещины были обнаружены на всех шпильках крышек турбин Нурекской ГЭС; на Саянах же эти трещины были обнаружены только в шпильках аварийного гидроагрегата №2. В результате, на Саяно-Шушенской ГЭС и на Ленинградском металлическом заводе (где были созданы турбины) авария на Нурекской ГЭС осталась непроанализированной. Примеры аварий, произошедших за последние годы на водопроводящих трактах высоконапорных гидроэлектростанций, еще раз убеждают в необходимости более детального изучения прочностной надежности сооружений, с помощью пространственного численного математического моделирования. Именно поэтому, в рамках настоящей работы, проведен анализ экспериментальных и расчетных исследований строящихся высоконапорных водопроводящих трактов Ирганайской и Зарамагской ГЭС и эксплуатируемых сталежелезобетонных спиральных камер и водоводов Саяно-Шушенской ГЭС, которые по величине параметра «РD» являются уникальными. Объектом исследования прочностной надежности для основных и особых сочетаний нагрузок принят гидроагрегатный блок Саяно-Шушенской ГЭС. Для всех рассмотренных в работе конструкций выполнено пространственное численное математическое моделирование и обоснование параметров моделей из условия обеспечения критериев прочности. 28 1.2 Методика определения ударного давления в турбинном водоводе при закрытии регулирующих устройств Течение воды в водопроводящем тракте ГЭС характеризуется изменением давления во времени, что аналогично волновым процессам в упругой среде. При этом модель среды является моделью с распределенными параметрами. Одной из практических задач является решение основного уравнения неустановившегося движения жидкости связанного с явлением гидравлического удара в турбинном водоводе. Физика процесса заключается в том, что при закрытии лопаток направляющего аппарата (НА), скорость воды, натолкнувшейся на лопатки НА, будет погашена, а их кинетическая энергия перейдет в работу деформации стенок трубопровода и воды. При этом стенки трубы растягиваются, а жидкость сжимается в соответствии с увеличением давления на величину ΔPуд. Ударная волна распространяется в сторону водоприемника со скоростью c. Вода и стенки трубы предполагаются упругими, поэтому они возвращаются к прежнему состоянию, соответствующему давлению P0. Работа деформации полностью переходит в кинетическую энергию, и жидкость в трубе приобретает первоначальную скорость υ0, но направленную теперь в противоположную сторону. Весь цикл гидравлического удара повторится. При напорном неустановившемся движении расход в данный момент времени во всех сечениях потока одинаков. В этом случае, работа сил давления ΔA равна изменению энергии ΔE, то есть ΔА=ΔЕ. В уравнения, описывающие течение сжимаемой жидкости входят: уравнение сохранения количества движения (Навье-Стокса), уравнения неразрывности (выражающие физический закон сохранения массы), уравнение описывающее сохранение энергии и уравнение состояния. Уравнение сохранения количества движения (Навье-Стокса) записываются в виде: (1.1) 29 где i - составляющая вектора скорости жидкости на ось xi , t – время, - плотность жидкости, μ - коэффициент кинематической вязкости жидкости. Вместе с тем, необходимо отметить, что для турбулентных течений, приведенная выше система уравнений замыкается при помощи формул, которые следуют из полуэмпирических теорий. В результате применения этих теорий в уравнениях Навье-Стокса появляются дополнительные константы или же функции, которые могут быть найдены только из эмпирических данных. В то же время, реальную трехмерную задачу рационально свести к одномерной, в которой неравномерно распределенные по сечению водовода гидродинамические характеристики потока считаются изменяющимися во времени только вдоль одной координаты – по длине трубопровода, а по его сечению все параметры считаются постоянными и равными некоторым средним значениям. В этом случае система разрешающих уравнений, описывающая неустановившееся движение жидкости в водопроводящем тракте ГЭС может быть записана в виде двух уравнений. 1. Динамического уравнения, получаемого из закона сохранения количества движения: v p  g , t x (1.2) где v – средняя по сечению скорость жидкости в трубопроводе, t – время, p гидродинамическое давление, g - ускорение силы тяжести, х-координата расчетного сечения трубопровода, 2. Уравнение неразрывности потока жидкости выражающее сохранение массы записывается в виде: g p v  2  , x c t где с-скорость распространения волны возмущения давления. (1.3) 30 Уравнение сохранения энергии для напорного неустановившегося движения может быть представлено в виде: (1.4) где - координаты, определяющие положение центров тяжести живых сечений в сечениях 1 и 2 от плоскости сравнения;  - удельный вес жидкости; - гидродинамические давления в сечениях 1 и 2; кинетической энергии в сечениях 1 и 2; – коррективы , обусловленные гидравлическим сопротивлением и деформациями стенок водовода; hi - инерционный напор. Решение этой системы дифференциальных уравнений при задании соответствующих граничных и начальных условий позволяет найти все параметры, характеризующие рассматриваемое течение жидкости. Специализированные программы, реализующие решение гидродинамических задач течения жидкости, позволяют найти численное решение дифференциальных уравнений. При использовании метода конечных элементов дифференциальные уравнения переводятся в КЭ-уравнения для каждого элемента. КЭ-уравнения всех элементов образуют глобальную систему обычных дифференциальных уравнений или алгебраических уравнений с наложенными начальными или граничными условиями. Значения зависимых уравнений в узлах находятся решением полученной системы уравнений. Для интегрирования по времени используется прямой метод Эйлера. Поскольку главные уравнения задач на течение жидкости нелинейны, для решения системы нелинейных алгебраических уравнений, полученных при КЭдискретизации, используется итерационный метод решения Ньютона-Рафсона. При нестационарном течении воды, как сжимаемой жидкости в каждый момент времени Δt меняется скорость течения и гидродинамическое (ударное) давление внутри водопроводящего тракта, длина которого L измеряется от входного сечения водоприемника до входного сечения спиральной камеры. В 31 каждой фиксированной точке потока скорость и давление являются функциями не только координат, но и времени, т.е. . (1.5) За начальные принимаются условия установившегося движения воды. . (1.6) где v и p - скорость и давление в точке потока. Повышение давления, возникающее в напорном трубопроводе при внезапном торможении потока воды характеризуется чередованием резких повышений и понижений давления ΔPуд, которое связано с упругими деформациями жидкости и стенок трубопровода. Гидравлический удар возникает при резком открытии или закрытии устройств, управляемых потоком, а именно затвора водоприемника и лопаток направляющего аппарата турбины. При этом стенки трубы растягиваются, а жидкость сжимается в соответствии с увеличением давления на величину ударного давления ΔPуд. В это случае величина повышения давления воды при совместном постепенном закрытии лопаток направляющего аппарата и затвора водоприемника: , (1.7) , где (1.8) скорость распространения ударной волны (м/с); плотность воды; скорость течения воды в начальный момент времени (м/с); скорость течения воды в рассматриваемый момент времени (м/с), которая определяется по формуле: . званное закрытием затвора водоприемника: (1.9) 32 (1.10) , коэффициент, учитывающий изменение площади и пропускной способности входного сечения определяется по полуэмпирической формуле И.Е. Идельчика: (1.11) площадь водоприемного отверстия в начальный момент времени (м 2), где площадь водоприемного отверстия в рассматриваемый момент времени (м 2), n = Si/S0 - степень сужения площади сечения при закрытии затвора водоприемника, энергии, обусловленные гидравлическим сопротивлением и деформациями водовода (приняты равными 5 %); Скорость распространения ударной волны для случая водовода с упругими стенками: (1.12) где К– модуль упругости воды, водовода; модуль упругости оболочки, диаметр толщина оболочки. Время, за которое ударная волна пройдет весь водовод от затвора водоприемника до входного сечения в спиральную камеру и обратно: (1.13) Таким образом, величина ударного давления ΔPуд. зависит от времени закрытия регулирующих устройств, а именно затвора водоприемника и лопаток направляющего аппарата и может определяться по зависимости (1.6) на каждой секунде закрытия, из условия изменения скорости течения воды, при сужении площади сечения водовода за регулирующими устройствами. 33 1.3 Анализ методов математического моделирования гидроагрегатных блоков На сегодняшний день, расчет гидроагрегатных блоков и их водопроводящих трактов ведется по методике предельных состояний [73]. Первая группа предельных состояний определяется устойчивостью, неизменяемостью конструкции, которые прочностью, обеспечивают ее пригодность к эксплуатации. Вторая группа предельных состояний определяется гарантией от появления недопустимых деформаций в конструкции, затрудняющих возможности ее нормальной эксплуатации. До недавнего времени математическое моделирование гидроагрегатных блоков выполнялось в одномерной постановке на основании уравнений строительной механики стержневых систем, а для пластин обшивки в двумерной постановке по уравнениям тонких оболочек. Основные аспекты этой методики нашли свое отражение в трудах Н.М. Беляева [7], А.А. Уманского, А.С. Вольмира [87] и других. Существующие Нормы расчета гидротехнических сооружений [73] опираются на правила строительной механики и предполагают исключительно раздельный расчет составляющих элементов сложного сооружения. Так, например, спиральная камера традиционно считалась отдельно от бетонного блока, в который она устанавливалась. Вместе с тем, влияние механического и гидротурбинного оборудования на бетон агрегатного блока вообще не учитывалось. Следует заметить, что основное требование нормативных документов состоит в том, чтобы расчетные величины напряжений и деформаций в конструкциях не превышали критериальных значений [73]. Для этого необходим правильный выбор наиболее неблагоприятных сочетаний нагрузок. В расчетах сооружений принимается ряд сочетаний нагрузок, возникающих в процессе эксплуатации [74]. В основное сочетание включены постоянные, длительные и кратковременные нагрузки. В особое сочетание нагрузок входит основное сочетание плюс одна из особых нагрузок (см. таблицу 1.3). 34 Коэффициенты сочетаний определяются по нормам проектирования [72-77]. При этом, в разделе особых сочетаний отсутствуют аварийные нагрузки, поэтому, для обеспечения надежной работы гидроагрегатных блоков предлагается внести в действующие нормы в раздел особых категорий – аварийные нагрузки. Таблица 1.3 – Нагрузки и воздействия Категория Нагрузки на сооружение Постоянные Собственный вес конструкции Временные Гидростатическое давление при НПУ; длительные Температурные нагрузки Волновое давление; Ветровое давление; Кратковременные Снеговая нагрузка Гидростатическое давление при ФПУ; Ветровое давление Особые при урагане; Сейсмические нагрузки; Гидроудар (Аварийные нагрузки – не включены в нормы) Основное Сумма постоянных, длительных и кратковременных сочетание нагрузок Особое сочетание Основное сочетание нагрузок + одна из особых Особенностью высоконапорных водопроводящих трактов является то, что гидростатическое давление воспринимает стальная оболочечная конструкция и передает его на бетон и арматуру. Стальные конструкции гидротехнических сооружений постоянно работают в условиях водной среды и подвержены коррозии. Основы представлений о процессах коррозии, были заложены в 30-х годах ХХ века в работах А. Фрумкина, К. Вагнера и Г. Кеше. Защита конструкций затворов от коррозии сегодня выполняется на основании Руководящего Документа треста «Гидромонтаж», изданного при участии инженеров Е.А. Билева, С.Е. Редреева, И.А. Бойко, Э.М. Андреева, З.Ф. Бабкина [82]. На сегодняшний день расчеты 35 стальных затворов регламентированы строительными Нормами только в упругой постановке. Однако коррозионно-изношенные конструкции требуют более детального обоснования прочности и надежности в условиях пластичности, за пределами применимости закона Гука. Следует заметить, что для сооружений, находящихся в многолетней эксплуатации, сегодня нет методики по определению прочностной надежности. В связи с этим предложена инженерная методика расчета работающих металлоконструкций и реализована на примере анализа пространственных конечно-элементных моделей коррозионно-изношенных конструкций, с учетом локальных зон коррозии. Одной из задач, по обеспечению надежной работы конструкции является устойчивость ее элементов. Теория устойчивости ведет свое начало от работ Л. Эйлера, который впервые определил критическую силу центрально сжатого упругого стержня. Математическая формулировка теории устойчивости впервые была дана А.Я. Ляпуновым, далее нашла свое отражение в трудах И.Г. Бубнова [12], Б.Г. Галеркина [18], Н.Е. Жуковского, Н.В. Корноухова, С.Д. Лейтеса [52], Я.Г. Пановко, Следует И.И. Губанова [62], Я.Л. Нудельмана [60] и других ученых. заметить, что устойчивости формы фактической нагрузке) значение стальной не минимального конструкции установлено коэффициента (отношение действующими общей критической к нормативными документами [76]. В этой связи автором выполнен статистический анализ устойчивости для 35 металлоконструкций затворов и эстакад и определен оптимальный диапазон значений коэффициентов устойчивости. Таким образом, в представленной работе постановка задачи прочностной надежности при различных видах нагрузок сведена к определению расчетных напряжений, деформаций, устойчивости несущих элементов гидроагрегатного блока, и сравнению полученных величин с критериальными значениями. На протяжении всего развития гидроэнергетики особое место отводилось развитию теоретической базы и методов обоснования параметров и режимов работы гидроагрегатных блоков. В этой связи следует отметить труды Н.В.Арефьева [1-3], Башнина О.И. [4], Ю.С. Васильева В.И. Виссарионова, 36 А.А.Морозова [14-17], М.П. Федорова [88], Д.С. Щавелева [29] и других гидроэлектроэнергетиков. На кафедре “Использования водной энергии” под руководством Ю.С. Васильева в Политехническом институте на ЭВМ ЕС еще с конца 70-х годов прошлого века успешно решались задачи по обоснованию параметров объектов гидроэнергетики. Именно тогда была положена основа математического моделирования уникальных объектов с использованием компьютерной техники. По действующим нормам проектирования математическое моделирование гидроагрегатных блоков выполняется в плоской постановке для осесимметричной задачи. Этот способ моделирования нашел свое распространение с конца 70-х годов прошлого столетия, когда в практику расчетов вошел метод конечных элементов, реализованный в программных продуктах для ЭВМ. До сих пор данный способ моделирования является определяющим, хотя он уже давно отстал от возможностей современных универсальных программных комплексов для конечно-элементного анализа уникальных высоконапорных объектов гидроэлектроэнергетики. Турбинные водоводы и Здания ГЭС входят в состав основных гидротехнических сооружений. Они представляют собой геометрически сложные пространственные системы, состоящие из металлической оболочки, непосредственно воспринимающей давление воды и железобетонной массивной обоймы. Кроме того, подобные сооружения начинены механическим и гидротурбинным оборудованием. Анализ аварийных ситуаций показывает, что аварии, происходящие на высоконапорных ГЭС носят, как правило, техногенный характер и сопряжены с огромными материальными, экологическими и социальными ущербами. Поэтому обоснование прочностной надежности при моделировании нештатных ситуаций является первоочередной задачей, определившей название и цель представленной работы. Качество и глубину обоснования прочностной надежности сооружения определяет система организации процесса проектирования, нормативная база, современные программные средства. Для расчета сталежелезобетонных 37 сооружений, используется ряд методик. Существующие российские нормативные документы, фактически приводят все расчетные зависимости лишь для плосконапряженных железобетонных конструкций, при этом не учитываются особенности работы пространственных уникальных гидротехнических конструкций. В настоящее время все широко распространен конечно-элементный метод для прочностного анализа сложных задач [6]. Это стало возможным благодаря развитию компьютерной техники и ее вычислительных потенциалов. Использование конечно-элементного анализа делает возможным исследование объектов без создания их макета, путем построения и решения задачи для математической модели подобной реальному сооружению, что позволяет уменьшить период проектирования, материальные расходы и оптимизировать конструкцию в соответствии с основными критериями прочности. Фундаментальная основа численных методов раскрыта в трудах И.Г. Бубнова [12], Б.Г. Галеркина [18], А.И.Лурье [54, 55], С.П. Тимошенко [84], Я Г. Пановко [62], Н. Ньюмарка [98], Г. Вестергарда [95] и получила дальнейшее теоретическое и прикладное развитие в работах Л.А.Розина [68, 69], К. Моргана, О. Зенкевича [29, 30] и других. Вопросы прочности гидротехнических сооружений отражены в работах Г.А. Полонского [64], В.Д. Новоженина, В.Г. Орехова, С.Е. Лисичкина [53], Л.Н. Рассказова [66, 67], А.И. Боровкова [11] и других авторов. Расчеты сейсмических и гидродинамических нагрузок, а также определение рисков и техногенных сотрясений при эксплуатации гидротехнических сооружений и оборудования исследованы в работах Л.Н. Дудченко [24], А.И. Савича, В.И. Бронштейна, С.Г. Шульмана, В.Б. Штильмана [91, 92], А.Н. Бирбрайера [9, 10], Н.В. Арефьева [2] и других. Математическое моделирование гидротехнических сооружений с решением задач прочности и устойчивости выполняется основными ведущими научными и проектными организациями: ОАО «Ленгидропроект», ВНИИГ им. Б.Е.Веденеева, СПбГПУ, Гидропроект и другими. 38 Одними из важных критериев надежной работы гидроузла являются данные натурных наблюдений за состоянием сооружения. Мониторингом состояния гидротехнических сооружений и определением фактических физических характеристик бетона занимаются: В.Б. Судаков, Л.А. Гордон, и другие специалисты. Следует заметить, что большинство новых методик адаптированы только для строительных конструкций, разработаны за рубежом и положены в основу действующих международных норм по проектированию (DIN, AMERIKANSTANDARD) [133]. Применение указанных норм для гидротехнических сооружений в Российской Федерации не регламентировано или крайне ограничено, так как в российских нормах заложены гипотезы и подходы, отличающиеся от тех, что реализованы в международных стандартах. Прежде всего, это касается критериев прочности и устойчивости, которые принимаются при анализе работоспособности сооружения. При этом, вопросы моделирования пространственных водопроводящих трактов и спиральных камер зданий ГЭС, а также поведение сооруженияв процессе эксплуатации, в условиях изменения физических свойств материала,в полной мере не изучены. Перечисленные проблемы нашли отражение в данной работе. Систематические исследования бетона и его физической нелинейности были начаты в работах В.И. Мурашева [57]. Первые исследования в этом направлении отражены в работах А.А. Гвоздева [19], Н.И. Карпенко [20]. Способ распределения арматуры для плоского железобетонного элемента предложен А.А. Гвоздевым и Н.И. Карпенко [20]. В настоящее время этот способ получил значительное распространение и используется в большинстве численных исследований преимущественно для строительных конструкций. Следует заметить, что обоснование работоспособности гидротехнического сооружения является непрерывным процессом. Основу системы комплексного обоснования прочности элементов сооружения составляет соответствующая нормативной процедуре выполнения расчетов. технология, 39 Основная цель расчетного обоснования как теоретического доказательства факта сохранения сооружением целостности и работоспособности под действием всей системы нагрузок, действующих в процессе ее нормальной эксплуатации, а также при возможных природных и техногенных аварийных ситуациях, реализована в данной работе с использованием современного универсального программного комплекса: SolidWORKSSimulation, в состав которого входит программа конечно-элементного анализа COSMOS/M.Разработчики комплекса фирма «StructuralResearchAnalysisCompany», США, Калифорния. На рисунке 1.2 представлен алгоритм расчетного обоснования прочностной надежности объекта и перечень решаемых при этом задач. Рисунок 1.2 - Алгоритм расчетного обоснования объекта Эти задачи разделены на две группы – относящиеся к сфере действия норм и выходящие за формальные рамки их действия. На первом этапе жизненного цикла гидротехнического сооружения – проектировании - расчетное обоснование сооружения выполняется в пределах действующих норм проектирования. 40 Представленный обзор возникающих актуальных проблем расчетного обоснования прочности и работоспособности возникает на следующем этапе жизненного цикла - эксплуатации сооружения и указывает на необходимость совершенствования нормативных документов и методологических подходов для решения этой задачи. Поэтому для второго этапа жизненного цикла сделан акцент на учет дополнительных факторов, и на моделирование аварийных ситуаций в условиях новых непроектных нагрузок на сооружение. Как уже отмечалось, в России в настоящее время для расчета высоконапорных гидроагрегатных блоков используется ряд документов. В 1984 г. принято к применению «Пособие по проектированию сталежелезобетонных конструкций гидротехнических сооружений» П-780-83/Гидропроект, в котором приводятся методика расчета высоконапорных водоводов и спиральных камер, примеры расчета, принципиальные схемы армирования. В 1988 г. введены в действие СНиП железобетонных 2.06.08-87и «Пособие конструкций по проектированию гидротехнических бетонных сооружений и (без предварительного напряжения)» П-46-89/ВНИИГ разработан стандарт РАО «ЕЭС России»(СТО РАО «ЕЭС России» 1733282.27.140.002-2008. Гидротехнические сооружения ГЭС и ГАЭС. Условия создания. Нормы и требования [108]. Над созданием этих документов работали ученые-гидротехники: А.А. Храпков, С.Г. Шульман, В.Я. Шайтанов, Ю.К.Зарецкий, А.И.Савич, В.И.Бронштейн, А.С. Залесов, В.Д Новоженин, В.Г. Орехов, Л.Н. Рассказов, А И Румянцев, А.С. Большев, А.И. Альхименко и другие. Действующий в настоящее время метод предельных состояний предусматривает одновременное выполнение критериев прочности, как во внутренней стальной оболочке, так и в арматуре железобетонной части, обеспечивая обоснование проектных решений и надежность сооружения. Основы методов расчета и принципов надежности конструкций отражены в работах С.П. Тимошенко [84], А.С. Вольмира, А.А. Уманского [87] и других авторов. 41 Современное развитие компьютерных технологий позволяет использовать метод конечных элементов в решениях уравнений теории упругости и пластичности для расчета конструкций в трехмерной постановке, что определяет качественно новый уровень проектирования сооружений. Первые научные работы, в которых изложена концепция МКЭ, принадлежат американским ученым М. Тернеру, Р. Клафу, Г. Мартину и Л. Топпу, работавшим в фирме Боинга [97]. Теоретический фундамент МКЭ заложили ученые-механики: А.И.Лурье [54, 55], Ю.Н. Работнов [65] и другие. Дальнейшее развитие прикладных аспектов МКЭ отражено в работах Л.А. Розина, А.А. Самарского [70], О. Зенкевича [29], А.В. Перельмутера, В.И. Сливкера [63] других авторов. Метод сводится к разбиению исследуемой пространственной конструкции на элементы с конечным числом узловых параметров. Конечные элементы связаны в узлах совместными уравнениями перемещений. С 1960 г., когда был “узаконен” термин МКЭ, и до настоящего времени этот метод является мощным и достаточно универсальным инструментом для решения задач механики деформируемого твердого тела. В основе численной модели лежат вариационные принципы механики, наиболее часто - принцип минимума потенциальной энергии. Глобальная матрица жесткости МКЭ является разрешенной (т.е. с большим количеством нулевых элементов) и симметричной, для линейно-упругих тел, что позволяет использовать более эффективные численные методы решения СЛАУ (системы линейных алгебраических уравнений). Наиболее распространены метод исключения Гаусса, состоящий в приведении исходной матрицы к треугольному виду и различные итерационные методы. Первые программные комплексы, в которых реализован метод конечных элементов, были разработаны в 60-х годах. К ним относятся STRUDL-2, SAP-4, NONSAP, ASKA, NASTRAN, SESAM-69 и другие. Появлению этих универсальных программных систем в силу особенностей метода конечных элементов предшествовало создание высокопроизводительных электронно-вычислительных 42 машин, таких, например, как IBM-370. Начиная с конца 70-х годов в СССР появилось несколько десятков программных комплексов для разных ЭВМ, в которых был реализован МКЭ. К их числу относятся МИРАЖ, МОРЕ, КАСКАД2,МАРС, ЛИРА,СПРИНТ, FEA и ряд других программ. Сегодня успешно работают программные комплексы ЗЕНИТ, СТАДИО, SСAD и другие. В США и ряде других стран наибольшее распространение получили: ABAQUS, ADINA, ASKA/DYNAN, ANSYS,MARC, MSC/NASTRAN,EUFEMI, COSMOS/М , HERCULE, MODULEF, SAP-7, LS-DYNA. характеристики наиболее В таблице 1.4 приводятся сравнительные распространенных универсальных программных комплексов. ANSYS ASKA MARS MODULEF NASTRAN PAFEC SAP-7 SESAM - 80 TITUS + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + + - + + + + + - + + + + + + + - + + + - + Расчет разрушений + + + + + + - - + + + + Учет зон контакта + + + + + + - + - + - + Учет температур + + + + + + + + + + - + + - + + - - - + + - + + Изотропность + + + + + + + + + + + + анизотропность + + + + + + + + + + - + Упругопластичность + + + + + + + + + + + + Типы задач Статические Динамич. нагрузки Учет геом. нелинейности Устойчивость Взаимодействие с жидкостью Св-ва ма-ла: ABAQUS ADINA Назв. Прог. COSMOS/М Таблица 1.4 – Возможности расчетных комплексов 43 Нелинейная упругость Вязко-упругость с ползучестью Грунт Бетон + + + + + + + + + + - + + + + + + + - + + - - + + + + + + + - - + - + + + - + - + - - + - - - + Примеры расчетов конструкций по МКЭ описаны в работах А.М. Белостоцкого [6], А.Н. Бирбраера [10] и многих других авторов. 1.4 Выводы На основании проведенного анализа существующих методов расчетного обоснования гидроагрегатных блоков, определены главные направления для решения поставленных задач: 1. Пространственное моделирование высоконапорных гидроагрегатных блоков с учетом задания в модели элементов стальной оболочки, слоев арматуры, оборудования. 2. Сравнительная оценка величин расчетных напряжений и деформаций с данными натурных наблюдений объекта. 3. Моделирование аварийных и нештатных ситуаций с оценкой их влияния на прочность объекта. 4. Исследование новых факторов, статическом и динамическом анализе объекта. влияющих на прочность при 44 2 Методология математического моделирования гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС и их водопроводящих трактов Постановка задачи пространственного моделирования объекта – 2.1 гидроагрегатного блока Построение пространственной численной математической модели на основе предварительного изучения объекта исследования – гидроагрегатного блока, уточнение его физических характеристик, расчетный анализ модели, сопоставление результатов расчетов напряжений и деформаций с данными натурных наблюдений объекта, корректировка модели - все это составляет содержание метода его пространственного моделирования. Как уже отмечалось, метод конечных элементов на сегодняшний день является самым прогрессивным численным методом для обоснования прочностной надежности объекта. Следует заметить, что математическая расчетная модель - это уменьшенная копия реального объекта, имеющая численную аппроксимацию в виде конечного числа элементов, обладающих реальными физическими свойствами и граничными условиями. Точная математическая модель полностью замещает объект в ходе исследования. Сущность метода моделирования основывается на принципе аналогии (верификации) или возможности изучения реального объекта не непосредственно, а через рассмотрение подобной ему модели. Математическое пространственное моделирование позволяет исследовать объект с различных позиций, отображая при этом все несущие элементы гидроагрегатного блока. Выделим важнейшие из этих позиций:  целостность объекта как физической системы, т.е. наличие у системы всех физических свойств, гидроагрегатного блока. присущих каждому из составляющих элементов 45  задание в модели статических и кинематических граничных условий, которые обеспечивают соответствие модели реальному объекту.  постоянный контроль за реальным объектом, при учете влияния новых факторов эксплуатации и природных воздействий.  калибровка или коррекция модели на появляющиеся новые факторы. Выделенные позиции усложняют процесс моделирования, однако их учет необходим для решения практических задач по определению количественной и качественной оценки прочности и надежности объекта. Особенностью пространственного численного моделирования является одновременный учет ряда факторов, влияющих на напряженно-деформируемое состояние объекта. Адекватность модели - условное понятие, так как полного соответствия модели реальному объекту быть не может, что характерно для уникальных гидротехнических объектов. При моделировании имеется в виду не просто копия, а соответствие натурным показателям, которые считаются существенными для исследования. Без такой проверки применение результатов моделирования не эффективно. Всесторонний анализ выявляемых расхождений между физическим объектом и моделью, сопоставление результатов по модели с результатами натурных наблюдений, помогают выработать пути коррекции моделей. Рассмотрим общую схему процесса моделирования, состоящую из четырех следующих этапов: 1) Сбор исходных данных об объекте - физической системе. Любая модель замещает оригинал в строго ограниченном смысле. Из этого следует, что для одного объекта может быть построено несколько моделей, характеризующих его с разной степенью детализации. Пространственное моделирование гидроагрегатного блока с учетом многофакторности наиболее близко приближено к оригиналу. 2) На втором этапе следует сам процесс построения математической модели, и модель выступает как самостоятельный объект исследования. 46 Конечным результатом этого этапа является определение напряженно- деформированного состояния модели с учетом всех факторов, которые отражены в данной модели. 3) Третий этап заключается в соответствии модели оригиналу. При этом результат решения задачи прочности должен соответствовать данным натурных наблюдений или быть адекватным с разумной погрешностью. 4) На четвертом этапе осуществляются практическая проверка полученных результатов и их использование, для оценки состояния реального объекта, и для его целенаправленного преобразования. В итоге мы снова возвращаемся к проблематике объекта-оригинала. Из этого следует, что моделирование представляет собой циклический процесс, т.е. за первым четырехэтапным циклом может последовать второй, третий и т. д. При этом, знания об исследуемом объекте постоянно расширяются и уточняются, а первоначально построенная модель калибруется и совершенствуется. Другими словами, проводится верификация модели. Перечисленные этапы математического моделирования находятся в тесной взаимосвязи, и могут иметь место возвратные связи этапов. Так, на этапе построения модели может выясниться, что постановка задачи или противоречива, или приводит к слишком сложной математической модели; в этом случае исходная постановка задачи должна быть скорректирована. Наиболее часто необходимость возврата к предшествующим этапам моделирования возникает на этапе подготовки исходной информации при проектировании объекта. Гидроагрегатные блоки имеют ограниченный срок службы и подлежат модернизации, поэтому их жизненный цикл разделен на два основных этапа. Как отмечалось в Главе 1, на этапе проектирования объекта расчетное обоснование выполняется по действующим нормам проектирования, из условия задания проектных нагрузок и начальных физических характеристик материалов. На этапе эксплуатации необходима адаптация математической расчетной модели к фактическим условиям работы, с учетом периода эксплуатации сооружения, с 47 заданием изменившихся физических характеристик материала и возникающих непроектных нагрузок. При обосновании прочности сооружений в процессе эксплуатации в данной работе учтен ряд новых факторов, таких как: 1 – трещинообразование в бетоне; 2 – непроектное воздействие температур; 3 – пульсационная и вибрационная нагрузки; 4 – изменение физических характеристик материала; 5 – коррозионный износ конструкций; 6 – непроектные режимы эксплуатации ГТС; 7 – корректировка сейсмической нагрузки. Задача математического моделирования системы разделена на следующие этапы: идеализация, дискретизация, решение. Каждый шаг численного моделирования вносит свою ошибку в решение. В инженерной практике погрешность перехода от физической системы к математической модели наиболее существенна, что подтверждает некоторое расхождение между результатами расчетных обоснований и данными натурных наблюдений. Ошибки этого шага достаточно трудны и дорогостоящи для оценки, поскольку, верификация модели требует сравнения с экспериментальными данными, объем которых, как правило, недостаточен. Следующая по важности - ошибка дискретизации. Полученное численное решение в общем случае это аппроксимация или приближение точного решения математической модели, что предполагает ошибку или погрешность дискретизации. Каждый шаг численного моделирования является самостоятельной задачей. На первом этапе, исходя из инженерных знаний о работе конструкции, формируется начальная конечно-элементная расчетная модель. Впоследствии эта модель корректируется на основе анализа результатов расчета и натурных данных. Таким образом, осуществляется постоянный кругооборот от физической системы к математической модели и наоборот, ведется мониторинг состояния сооружения, позволяющий судить о ее безопасной 48 эксплуатации. Основные шаги использованной верификации физической модели по МКЭ показаны на блок-схеме рисунка 2.1. Рисунок 2.1– Основные шаги численного моделирования сооружения Математическая модель включает в себя дискретную модель и решение задачи. Постановка задачи и задание граничных условий определяют результат решения и его погрешность. При дискретизации расчетной области средний размер элемента выбирается по результатам расчетов на нескольких этапах дискретизации, на последнем этапе величины напряжений предыдущего результата не превышают последующих значений на 5%. Следует заметить, что физическая система в процессе эксплуатации претерпевает следующие основные модификации: 1 - природные и аварийные воздействия; 2 - замену оборудования; 3 - ремонт и модернизацию; 49 4 - пересмотр правил и условий эксплуатации. Построенная на основании физического объекта мобильная пространственная математическая модель обеспечивает: 1. Полное геометрическое пространственное соответствие с фактическим сооружением, с учетом адекватного моделирования железобетона, металлической оболочки, гидротурбинного и механического оборудования. 2. Адаптацию расчетной схемы модели к реальным условиям эксплуатации при изменении исходных данных проекта. 3. Возможность оценки перемещений в основании, температурных швах, опорных элементах. 4. Определение НДС в бетоне, арматуре и металлической оболочке. 5. Вычисление поэтажных акселерограмм и спектров ответа на отметках для расчета сейсмостойкости оборудования. Погрешность верификации обусловлена: 1. Выбором типов и размеров конечных элементов. 2. Корректностью задания граничных условий и нагрузок. Анализ состояния физической системы характеризуется: 1. Достаточностью контрольно-измерительной аппаратуры. 2. Точностью показаний контрольно-измерительной аппаратуры. 3. Состоянием системы при визуальном обследовании (наличие трещин, коррозия, видимые деформации, дефекты и т.д.). Для исследования пространственных водопроводящих формировании моделей следующие типы конечных элементов: 1) объемные - для бетона и скального основания; 2) плоские - для металла; 3) балочные - для стержневых систем; 4) контактные - для задания связей в узлах; 5) точечные массы, моделирующие оборудование. трактов, при 50 Граничные условия для решения статической и динамической задачи заданы при невозможности перемещений и/или поворотов на границах расчетной области грунтового основания сооружения при контакте оборудования с сооружением. Граничные условия для решения нестационарной температурной задачи заданы при изменении кривой температур на границах и в пределах расчетной области в заданный промежуток времени. В работе осуществлен ряд вновь возникающих в процессе эксплуатации новых факторов с учетом сочетаний объемных, поверхностных, линейных, динамических нагрузок, температур, и изменения граничных условий. С математической точки зрения расчет конструкций выполнен при решении краевых задач для системы разрешающих уравнений, включающих: - уравнения равновесия: ФT    G , (2.1) - геометрические уравнения (Коши): ( )  Ф  u , (2.2) - определяющие (физические) уравнения - Закон Гука: ( )  D   , (2.3) где Ф – матрица дифференциальных операторов; {GV }  {X ( x, y, z), Y ( x, y, z), Z ( x, y, z)} - вектор-функция объемных сил; D - матрица механических характеристик материала размером 6 х 6. Разрешающие уравнения относительно неизвестных перемещений: ФT D{u}  {GV }, (2.4) Уравнения дополнены граничными условиями - кинематическими и статическими. В основу конечно-элементной модели металлоконструкции принят однородный конечный элемент, жесткость которого представлена в виде «матрицы» жесткости стали KСТ . 51 В основу конечно-элементной модели сталежелезобетона принят неоднородный конечный элемент, жесткость которого определена в виде суммы жесткостей стали, арматуры и бетона: K   KСТ   K А   Kб . (2.5) Уравнения равновесия узлов системы в предположении физической линейности задачи, когда свойства материалов не зависят от достигнутого уровня напряжений и деформаций, имеют вид: K {U}  {F}. (2.6) K  - глобальная матрица жесткости конечно-элементной модели где конструкции; {U } - глобальный вектор узловых обобщенных перемещений (степеней свободы); {F } - глобальный вектор обобщенных внешних сил. Если сетка образована четырех - узловыми линейными элементами (рисунок 2.2), тогда: ue  aeU , e  1,..., N , (2.7) e где a - матрицы кинематических связей, которые связывают глобальный вектор узловых перемещений U с каждым элементным вектором узловых перемещений ue . Рисунок 2.2- Конечно-элементная сетка, образованная двумя четырех узловыми линейными элементами 52 Физический смысл векторов U и F изменяется в зависимости от области приложения МКЭ, как это показано в таблице 2.1. Таблица 2.1 – Физический смысл векторов Область приложения Механика конструкций Теплопроводность Матрица жесткости Uи F Вектор состояния U Сопряженный вектор F Перемещение Механическая сила Теплопроводность Тепловой поток конечно-элементной модели формируется путем e сложения элементных матриц жесткости k : n .    (a e ) T k e a e (2.8) e 1 Глобальный вектор узловых сил формируется аналогичным образом: n n F  Fv  Fs   (a ) f   (a e )T f se , e T e 1 e v (2.9) e 1 где Fv - глобальный вектор узловых сил, эквивалентный объемным силам; Fs e e глобальный вектор узловых сил, эквивалентный поверхностным силам; f v и f s элементные векторы объемных и поверхностных сил. При этом, складываются только те элементы матрицы жесткости или вектора нагрузки, которые относятся к совместным узлам сетки (см. рисунок 2.2). После того как глобальная система конечно-элементных уравнений (2.6) сформирована, выполняется ее решение относительно глобального вектора степеней свободы модели с тем, чтобы определить все перемещения узлов конструкции. Приведенная дифференциальная постановка задачи теории упругости эквивалентна вариационной постановке в виде принципа минимума потенциальной энергии Лагранжа или принципа возможных перемещений: 53  u  f v dV   u  f s dS   u  f in dV  П , v s (2.10) v где u - вектор возможных перемещений; d 2u f in    2 , dt где f in (2.11) вектор сил инерции (для динамических задач);  П - вариация потенциальной энергии деформации тела: П      dV . (2.12) v Интегралы (2.10) представляют собой работы объемных, поверхностных сил, а также сил инерции на возможных перемещениях. После определения глобального вектора узловых перемещений: U  K 1( Fv  Fs ), на основании закона Гука, (2.13) задающего линейную связь напряжений с деформациями (в линейном анализе), вычислены деформации и напряжения в любом узле каждого элемента и получены значения деформаций  ( x, y, z ), и напряжений где   ( x, y, z ), в произвольных точках тела:   B eU e  B e a ef U   ( x, y, z ), (2.14)   D e  D e B e a ef U   ( x, y, z ) (2.15) есть матричный вектор, образованный шестью независимыми компонентами символическая тензора напряжений матрица, ( X ,  Y ,  Z , XY , YZ , ZX ) , B - образованная частными пространственным координатам, D - матрица упругости: производными по 54     2     2       2 D 0 0 0 0 0 0  0 0 0  где ,  0 0 0 0 0 0  0 0  0 0 0 0 0 0 0       ,     (2.16) – коэффициенты Ламе. Решение динамических задач с учетом нового вида виртуальной работы и вариации потенциальной энергии деформации выполнено в линейной постановке методом конечных элементов по предложенной Ньюмарком [98] неявной временной схеме. Для расчета поведения конструкции во времени уравнение динамического равновесия записывается следующим образом: M u(t ) C u(t ) K u(t )  F (t ), .. . (2.17) где u(t ), u(t ), u(t ) - ускорение, скорость, перемещения, зависящие от времени, F (t ) - глобальный вектор узловых сил, зависящих от времени, M  – глобальная матрица масс, C  – глобальная матрица диссипации, K . – глобальная матрица жесткости системы. Приведенное уравнение (2.17) позволяет определить значения неизвестных перемещений U, которые в любой момент времени удовлетворяют условиям равновесия рассматриваемой расчетной области при наличии сил инерции и диссипации энергии, а также скоростей и ускорений. В расчетах на сейсмическое воздействие шаг решения задачи выбирается из условия, обеспечивающего учет всех значимых частот сейсмического воздействия и собственных частот рассматриваемой расчетной области. Матрица жесткости K . зависит от геометрических и физико-механических параметров изучаемой расчетной области и вида рассматриваемого напряженного состояния, а также типов используемых конечных элементов. Матрица масс M  имеет ту же размерность, что и матрица 55 жесткости, и формируется вместе с нею. Матрица диссипации C  при учете демпфирования по Релею пропорциональна матрицам жесткости и масс: C     K     M , (2.18) где коэффициенты  и  определяются в зависимости от заданного затухания на фиксированных частотах. Диссипация энергии при решении динамических задач учтена введением конструкционного демпфирования 5%, обеспечивающего заданное затухание на фиксированных частотах. Однозначность решения системы уравнений (2.17) обеспечивается заданием начальных условий, которые обычно принимаются однородными, а также граничных условий (кинематические или силовые). Решение системы уравнений (2.17) при динамических (сейсмических) воздействиях позволяет получить хронограммы кинематических параметров (смещений, скоростей и ускорений) в различных точках рассматриваемой расчетной области, а также хронограммы различных напряжений, по которым вычисляются экстремальные значения этих величин. Дополнительно к указанным параметрам получены реакции сооружения на землетрясение на отметках установки оборудования - поэтажные акселерограммы и спектры ускорений: Используемое в расчете спектра отклика уравнение динамического равновесия системы при движении грунта имеет следующий вид: M u(t ) C u(t ) K u(t )   Fg (t ), .. . (2.19) где Fg (t )  M wg (t ) – глобальный вектор узловых сил, представляющий в данном случае силовое воздействие на грунте, описанное акселерограммой; wg (t ) – ускорение грунта, описанное акселерограммой. Вычисление составляющих спектров с помощью решения интеграла Дюамеля записано следующим образом:  Fg (t )  1 t F ( )e  0  ( t  ) sin[ (t   )]dt , (2.20) 56 где  - собственная круговая частота сооружения,   5% - безразмерный коэффициент демпфирования. При    , F (t )  min . Сейсмостойкость оборудования определена решением динамической задачи. На грунте основания задано исходное сейсмическое воздействие в виде акселерограмм, затем решением динамической задачи методом Дюамеля вычислены поэтажные акселерограммы и спектры ответа. При решении поставленной задачи пространственного моделирования, после геометрического моделирования объекта выполнена дискретизация расчетной модели и заданы физические характеристики всех составляющих ее элементов, граничные условия и нагрузки. 2.2 Методика пространственного численного моделирования высоконапорных водопроводящих трактов, как многослойных оболочек При проведении исследований прочности моделирование высоконапорных водопроводящих трактов выполнено из условия совместной работы стальной оболочки, бетона и арматуры. Физические основы теории прочности бетона и железобетона описаны в работах О.Я. Берга и Е.Н. Щербакова [8]. Следует заметить, что бетон в этом случае не является упругим материалом, так как в нем возникают трещины. При этом сталь обладает упругими свойствами, если напряжения в ней не превосходят предела текучести. Поэтому, при решении нелинейных задач матрица упругости D определена по теории течения и является касательной матрицей, связывающей приращения деформаций и напряжений, т.е. {d }  D{ } Для системы разрешающие уравнения формулируются в приращениях {F}  K k {u} , где K k  - касательная матрица жесткости системы. В бетоне, как и в стали и при действии внешней нагрузки деформации состоят из двух частей: упругой εу (обратимой) и пластической εп (необратимой). Причем по мере роста напряжений доля εп возрастает, поэтому диаграммы 57 деформирования криволинейны (рисунки 2.3, 2.4). Отсюда ясно, что начальный модуль упругости бетона Ео соответствует только начальному участку диаграммы, когда деформации еще можно считать упругими: Ео=σ/ε=tgα. Наиболее интенсивно деформации в бетоне проявляется в первые годы после приложения нагрузки, затем они постепенно затухают в течение нескольких лет. Условия физической нелинейности заданы при помощи диаграмм деформирования бетона (рисунок 2.3); стали (рисунок 2.4). Рисунок 2.3 - Диаграмма деформирования бетона Одним из основных факторов, влияющих на безопасность работающей конструкции, является фактор коррозии металла. 58 Рисунок 2.4 - Диаграмма деформирования стали В коррозионно-изношенных конструкциях, в предположение наступления пластических деформаций, условие пластичности по Мизесу имеет вид:  пр   т , (2.21) где  ПР - приведенные напряжения в конструкции,  т - предел текучести стали. Значения приведенных напряжений для стальных элементов определено по четвертой энергетической теории прочности:  пр  1 2 ( x   y ) 2  ( y   z ) 2  ( z   x ) 2  6 ( xy2   zy2   xz2 ) . (2.22) Для оценки дальнейшего срока эксплуатации работающих конструкций, в предположении перераспределения напряжений в зоне текучести, использован метод Ньютона-Рафсона (рисунок 2.6). Метод описывается итерационными вычислениями уравнения: Ki {ui }  {F a }  {Fi r } (2.23) где K i  - матрица жесткости системы, {ui } - вектор приращений перемещений узлов, {F a } - вектор узловых сил, r {Fi } - вектор невязки узловых сил, 59 соответствующий вектору перемещений узлов конструкции {ui } , индекс i соответственно номер итерации. Последовательность вычислений следующая: 1) в течение каждого шага нагружения и итерации вычисляется матрица жесткости K i  и вектор невязки узловых сил {Fi r } , соответствующие вектору перемещений {ui } (для начальной итерации {ui }  {0}, {Fi r }  {0} ); 2) вычисляется вектор приращений перемещений узлов {ui } ; 3) определяется вектор перемещений {ui 1} = {ui } + {ui } ; 4) повторяются предыдущие шаги итерации до сходимости уравнения 2.23.(рисунок 2.5); Рисунок 2.5 - Графическое представление метода Ньютона-Рафсона 5) Условием сходимости является или | {F a }  {Fi r } |  или | {ui } |  , где   - погрешность вычислений при каждом приращении нагрузок. Решение задачи с помощью метода Ньютона-Рафсона представлено на рисунке 2.6. 60 Рисунок 2.6 –Решение задачи методом Ньютона-Рафсона Следует регламентируют заметить, что детальное российские моделирование нормативные документы водопроводящих не трактов высоконапорных ГЭС, работающих в условиях нелинейного поведения материала [98].Согласно российским Нормам расчет сталежелезобетонного элемента 61 сводится к определению суммарного нормального усилия в данном элементе из условия разделения усилия между стальной оболочкой и арматурой: N  NCT  N A , где N  NCT  N A , (2.24) суммарное усилие, усилие в стальной оболочке, усилие в арматуре соответственно. Суммарное усилие в элементе определяется по котельной формуле: N   q  r, где N  , q, r (2.25) - суммарное усилие, давление воды, радиус трубы соответственно. Котельную формулу для нормальных напряжений растяжения, испытывающих давление изнутри при наступлении предельного состояния в оболочке можно представить в виде:   qr  , (2.26) где  - суммарные нормальные напряжения растяжения,  - суммарная толщина стальной оболочки и арматуры. Схема моделирования водопроводящего тракта, согласно нормативных документов РФ, не учитывает наличия бетона в модели конструкции, (см. рисунок 2.7), поэтому может применяться только как исходная при расчете прочности оболочек, подверженных давлению воды. В нормах компании РусГидро предпринята попытка учета бетонной оболочки при моделировании турбинных водоводов. При этом, чтобы получить напряжения в стальной оболочке, регламентируется снизить начальный модуль упругости бетона (Eо) по сравнению с модулем упругости бетона радиальном направлении (Er) в 7-8 раз. Таким образом, бетон водовода наделяется ортотропными свойствами. В этом случае условно моделируется наличие продольных (вдоль оси водовода) 62 трещин. Напряжения в бетоне при таком моделировании снижаются, и по уровню пониженных напряжений выполняется расчет усилий в арматуре: Nа   низ   верх 2  h, (2.27) Рисунок 2.7 –Схема моделирования турбинного водовода по российским нормативным документам где  низ и  верх напряжения низа и верха сечения бетонной оболочки, h - толщина бетонной оболочки ( рисунок 2.8). 63 Рисунок 2.8 – Определение растягивающего усилия в сечении Рисунок 2.9 – Схема моделирования турбинного водовода по нормам РусГидро 64 Регламентируемая в нормах РусГидро схема моделирования, представленная на рисунке 2.9, является приближенной, так как снижение модуля упругости на фиксированную величину достаточно условно. Кроме того, такая схема применима лишь для турбинных водоводов, а пространственные блоки спиральных камер не входят в условия данной схематизации и остаются не охваченными. Следует заметить, что в связи с участившимися аварийными ситуациями на водопроводящих трактах, основной акцент в расчетном обосновании делается на оптимальное соотношение экономичности и безопасности конструкций при эксплуатации. Поэтому следующая задача, в рамках проводимых исследований, – численное пространственное моделирование всех элементов водопроводящих трактов. Проблему учета физических особенностей материалов решает, предложенная в данной работе, новая методика моделирования, основанная на многослойной модели водопроводящего тракта. При этом, расчетное моделирование основывается на совместном учете всех составляющих элементов конструкции, с привлечением аппарата общей трехмерной теории напряжений и деформаций, что позволяет получить полную картину НДС в любом элементе по длине водопроводящего тракта. В расчете по данной модели учет физической нелинейности материалов производится с помощью математического описания диаграмм деформирования бетона и стали с применением шагово-итерационного метода Ньютона-Рафсона, реализующего на каждом шаге итерации способ упругих решений. Представим описание алгоритма пространственного моделирования водопроводящих тактов гидроагрегатных блоков: 1) Бетонное тело разбивается на объемные конечные элементы. Элементы бетона задаются со свойствами нелинейности. 2) Армокаркас моделируется плоскими многослойными элементами с приведенными слоями эквивалентными кольцевой и торовой арматуре заданной жесткости. 3) Стальная оболочка - плоскими однослойными элементами. 65 4) Оборудование - распределенными точечными элементами заданной массы. 5) Моделируется зазор, (при наличии мягкой прокладки) между стальной оболочкой и бетоном, исследуется НДС оболочки и бетона, результат сопоставляется с натурными данными. 6) Исследуется НДС оболочки и арматуры в условиях образования трещин в бетоне, результат сопоставляется с натурными данными. 7) Выполняется обоснование проектных решений и надежность работы сооружения. Алгоритм пространственного моделирования справедлив как для турбинных водоводов, так и для блоков спиральных камер. Представим схемы моделирования этих конструкций. Модель турбинного водовода изображена на рисунке 2.10. При послойном моделировании учтены все составляющие водовода, а именно: 1. Стальная оболочка, толщиной  ст , радиусом трубы r. 2. Защитный слой бетона с ортотропными свойствами, заданный из условия трещинообразования. 3. Приведенный слой внутренней кольцевой арматуры. 4. Приведенный слой внутренней торовой арматуры. 5. Внутренний слой бетона с ортотропными свойствами, заданный из условия трещинообразования. 6. Приведенный слой наружной кольцевой арматуры. 7. Приведенный слой наружной торовой арматуры. 8. Защитный слой бетона с ортотропными свойствами, заданный из условия трещинообразования. 66 Рисунок 2.10 – Схема многослойного моделирования турбинного водовода Модель сегмента спиральной камеры представлена на рисунке 2.11. При послойном моделировании учтены все составляющие водовода, а именно:  ст , радиусом трубы r. 1. Стальная оболочка, толщиной 2. Защитный слой бетона, с ортотропными свойствами, заданный из условия трещинообразования. 3. Приведенный слой внутренней кольцевой арматуры. 4. Приведенный слой внутренней торовой арматуры. 5. Защитный слой бетона с ортотропными свойствами, заданный из условия трещинообразования. 6. Объемный бетон блока спиральной камеры без трещин. 67 Рисунок 2.11 – Схема многослойного моделирования блока спиральной камеры Методика оценки прочностной надежности спиральных камер при многослойном моделировании следующая: 1) Для моделирования работающих совместно металлической оболочки и арматуры, в задачу вводятся пятислойные плоские элементы, толщина каждого слоя равна: толщине слоя стальной оболочки, толщине защитного слоя трещиноватого бетона, двум слоям приведенной толщины, соответствующей кольцевой и радиальной арматуры спиральной камеры и еще одной толщине защитного слоя трещиноватого бетона. Элементы бетонного массива задаются изотропными с нормативными жесткостными характеристиками. 2) Проводится нелинейно-статический расчет сооружения. В зонах с главными напряжениями, превышающими критериальные значения бетона на растяжение поэтапно понижается модуль упругости бетона. В результате последовательных итераций с изменением матрицы жесткости происходит 68 уменьшение напряжений в бетонном массиве за счет включения в работу элементов металлической оболочки и арматуры. 3) В результате учета трещинообразования защитных слоев бетона, изотропные характеристики бетона в области блока спиральной камеры заменяются ортотропными с сохранением начальных упругих характеристик в вертикальном направлении и снижением их в горизонтальном и радиальном направлениях. 4) В расчетной модели спиральной камеры фиксируются зоны трещинообразования. 5) Производится оценка прочности металлической оболочки и арматуры по предельным состояниям. Предложенные схемы моделирования дают возможность оптимизировать толщины всех приведенных слоев для достижения в конструкции равномерного распределения напряжений между стальной оболочкой и арматурой, и улучшить напряженное состояние конструкции в целом. В следующем пункте главы, на основе предложенного алгоритма моделирования, показана эффективность распределения напряжений между стальной оболочкой и арматурой и обоснование оптимальной схемы армирования высоконапорных водопроводящих трактов Ирганайской, Саяно-Шушенской и Зарамагской ГЭС. 2.3 Обоснование высоконапорных водопроводящих трактов с определением оптимальных параметров арматуры и стальной оболочки Физические характеристики бетона и стали разные, однако при оптимально выбранных конструктивных параметрах, эти материалы прекрасно работают вместе в конструкции водопроводящего тракта. Известно, что бетон – это искусственный камень. Его прочность на сжатие в 10раз превосходит прочность на растяжение. Поэтому бетон используют в массивных гидротехнических сооружениях, которые работают преимущественно на сжатие, например, 69 плотины. Для бетонных оболочек водопроводящих трактов бетон в чистом виде не годится: он разрушится от разрыва растянутой зоны, задолго до исчерпания прочности сжатой зоны. Если в растянутую зону ввести стальную арматуру и обеспечить ее надежное сцепление с бетоном, то после образования трещин она возьмет на себя все растягивающие усилия, оставив бетону только сжимающие. Таким образом, изгибающему моменту будет сопротивляться внутренняя пара сил: сжимающая в бетоне и растягивающая в арматуре. Отметим, что в водопроводящих трактах требуется устанавливать арматуру по кольцу, при этом напряжения от действия гидростатического давления внутри стальной трубы распределяются равномерно, увеличивая надежность сооружения. Кроме того, бетон – более долговечный материал, чем арматурная сталь, он менее подвержен коррозии. Поэтому арматура, уложенная внутрь бетонного тела, хорошо защищена слоем бетона от коррозии. Нормы проектирования устанавливают минимальные величины защитного слоя бетона: не менее диаметра стержня (в ряде случаев не менее 2-х диаметров) и не менее 10-70 мм в зависимости от типа конструкции и условий эксплуатации. Отметим также, что без защитного слоя невозможно обеспечить надежное сцепление арматуры с бетоном, а значит и их совместное деформирование. По действующим нормам проектирования СНиП площадь расчетной кольцевой арматуры сталежелезобетонных водоводов вычисляется по формуле: As  где Rsi ,Rs N    lc   n   c   s  Asi  Rsi ,  c   s  Rs (2.28) - расчетные сопротивления стали оболочки и арматуры соответственно,  lc ,  n , с ,  s - коэффициенты сочетаний нагрузок, условий работы, надежности по назначению для класса сооружения, условий работы арматуры соответственно ,Аs, Аsi – расчетное сечение арматуры и стальной оболочки соответственно, N  - суммарное усилие в элементе. 70 Расчет арматуры выполняется из условия достижения в стальной оболочке предельного состояния по пределу текучести. Такой расчет целесообразно выполнять на начальной стадии проектирования, и только для водоводов. По нормам РусГидро, в модель включается бетонная оболочка и площадь расчетной кольцевой арматуры сталежелезобетонных водоводов вычисляется по формуле: As  N    lc   n .  c   s  Rs (2.29) При задании ортотропных свойств бетона, напряжения в стальной оболочке вычисляются самостоятельно, площадь арматуры напрямую зависит от того, во сколько раз уменьшен модуль упругости бетона. Подобное моделирование выполняется на следующей стадии проектирования, и также применимо только для водоводов. Расчетная схема развилки турбинного водовода Ирганайской ГЭС представлена на рисунке 2.12. Рисунок 2.12 – Расчетная схема развилки турбинного водовода Ирганайской ГЭС 71 Результаты расчета арматуры и напряжений в стальной оболочке трубопровода при многослойном моделировании приведены в таблице 2.2. и на рисунках 2.13 – 2.16. Таблица 2.2 – Результаты расчета параметров арматуры турбинного водовода Ирганайской ГЭС ГА №1 и №2 Расчетная кольцевая арматура, Fа.кольц.р. см2 Проектная кольцевая арматура, Fа.кольц.пр. см2 Внутр. слой 7,69 10,65 12,56 Наружн. слой 6,43 9,18 12,56 Внутр. слой 19,63 Наружн слой 15,82 24,70 14,49 20,83 Внутр. слой 2,70 3,66 8,04 Наружн слой 2,28 3,14 8,04 Внутр. слой 2,33 8,04 Армирование Участки напорного водовода Перед развилкой Развилка От развилки до дискового затвора От дискового затвора до колена Пристанционн ый участок 4Ø20 4Ø20 4Ø25 19,63 4Ø25 4Ø16 4Ø16 4Ø16 Расчетная продольная арматура, Fа.прод.р. см2 13,50 Проектная продольная арматура, Fа.прод.пр. см2 Стальная оболочка, σ ст..нуэ σ ст. г.у. МПа 19,63 4Ø25 13,50 19,63 19,50 19,63 19,50 19,63 19,50 14,73 143,70 188,23 4Ø25 4Ø25 109,11 144,33 4Ø25 3Ø25 19,50 19,63 19,50 14,73 112,63 133,46 4Ø25 3Ø25 116,09 Наружн слой 1,90 8,04 Внутр. слой 21,57 26,19 32,17 Наружн слой 19,71 23,66 24,63 4Ø16 4Ø32 4Ø28 19,50 19,63 8,00 14,73 8,00 19,63 4Ø25 3Ø25 156,21 202,80 4Ø25 Примечание. 1. Проектная и расчетная арматура, класса АIII. 2. В числителе указаны результаты расчетов при основном сочетании нагрузок зимнего периода эксплуатации. 3. В знаменателе указаны результаты расчетов при захлопывании дискового затвора/гидравлическом ударе. 72 Рисунок 2.13 – Главные растягивающие напряжения в бетонной оболочке водовода при НУЭ зимнего периода эксплуатации, кПа Рисунок 2.14 – Приведенные напряжения по Мизесу в стальной оболочке водовода при НУЭ зимнего периода эксплуатации, кПа 73 Рисунок 2.15 – Главные растягивающие напряжения в бетонной оболочке водовода при захлопывании дискового затвора, кПа Рисунок 2.16 – Приведенные напряжения по Мизесу в металлической оболочке водовода при захлопывании дискового затвора, кПа 74 Результаты нестационарного температурного расчета бетонной оболочки с учетом теплозащиты приведены на рисунках 2.17, 2.18. Рисунок 2.17 – Предложенная схема теплозащиты турбинных водоводов Ирганайской ГЭС Рисунок 2.18 - Результаты расчетов температурного режима в трубопроводе в течение 10 лет, 0С 75 Результаты расчета турбинного водоводов Ирганайской ГЭС, представлены в таблицах 2.2-2.3. Таблица 2.3 – Результаты расчета турбинного водовода Ирганайской ГЭС Методика расчета армирования Инженерный Модель МКЭ расчет Турбинный водовод Ирганайской ГЭС, (Н г.у. =150 м), II класс Внутренняя кольцевая арматура, AsIII, Проект 12,56см2 К-т приведения σвн.кольц, Rs =365, МПа σоб, (δ=20мм) Rsi=300 МПа Rsi/ Rs=0,82 СНИП Нормы Рус-Гидро N       A  R As   lc n c s si si  c   s  Rs As  N  q  r Nа  Простр. модель N    lc   n  c   s  Rs  низ   верх 2 h Многослойные элементы Eн Ен/к 20,2 155,44 19,83 10,65 1,0 7,7 0,98 0,53 s   c   s  Rs  338  lc   n 235 225 37,6 129,38 188,23 0,66 0,11 0,38 0,8 Сравнительный анализ результатов расчета строящегося объекта – турбинного водовода Ирганайской ГЭС показал: 1. Площадь кольцевой расчетной арматуры по методике многослойного моделирования в 1,61 раза меньше, чем площадь арматуры по инженерному расчету и в 1,58 раза меньше площади арматуры, полученной по Нормам расчета компании РусГидро. 76 2. Напряжения в металле оболочки меньше, чем в кольцевой арматуре в 1,25 раза (при многослойном моделировании). 3. Предельного состояния металл оболочки достигнет одновременно с металла кольцевой арматуры, что указывает на полное выполнение принципов метода предельных состояний. Обоснование надежности развилки высоконапорного турбинного водовода расположенного в массивном бетоне на примере Зарамагской ГЭС-1. Строящаяся в Республике Северная Осетия - Алания на р. Ардон Зарамагская ГЭС-1, установленной мощностью 342 МВт является первой, самой верхней гидроэлектростанцией Ардонского каскада ГЭС. Район площадки строительства характеризуется сложными инженерно-геологическими и топографическими условиями. С учетом высокого напора, достигающего 633,3 м, строительство Зарамагской ГЭС-1 является уникальным в отечественной и мировой практике гидроэнергетики. Турбинный водовод Зарамагской ГЭС-1 состоит из наземного участка турбинного водовода, шахтного вертикального участка и двух субгоризонтальных турбинных водоводов ТВ-1 и ТВ-2 с коленом и камерой развилки. Расчетные исследования выполнены на примере развилки высоконапорного турбинного водовода Зарамагской ГЭС-1. Схема развилки показана на рисунке 2.19. Результаты расчетного исследования представлены для особого сочетания нагрузок с учетом неполного гидравлического удара. Величина превышения давления при неполном гидравлическом ударе рассчитана графоаналитическим методом и составляет 78,0 м водяного столба. Время закрытия предтурбинных шаровых затворов – 60 с. 77 Рисунок 2.19 - Схема развилки водовода и серповидного ребра Критериальное значение напряжений при расчете по первой группе предельных состояний: σ max раст  R  где c ,  n   lc (2.30) – расчетное значение максимального растягивающего (сжимающего) напряжения; R - расчетное сопротивление материала для предельных состояний первой группы; - коэффициент сочетаний нагрузок, для особого сочетания нагрузок и воздействий принимаемый равным 0,9; работы; 0,9 – коэффициент условий 1,20 – коэффициент надежности по назначению для сооружения II класса (степень ответственности сооружения). Критериальные значения напряжений, при оценке прочности металлической оболочки и серповидного ребра отражены в таблице 2.4. 78 Таблица 2.4 – Критериальные значения напряжений Сочетание Элемент Rs, нагрузок конструкции МПа Серповидное Особое ребро Металлическая оболочка lс с п 260 [], МПа 208 0,9 0,9 1,25 280 224 Основные расчетные параметры конструкции развилки турбинного водовода представлены в таблице 2.5. Таблица 2.5 – Расчетные параметры развилки турбинного водовода Класс сооружения по степени 1 ответственности Диаметр водовода на участке нижнего 3, 6 м; колена Диаметр ветвей водовода за развилкой 2,6 м; Отметка оси развилки, м 1083,987 Расчетный гидродинамический напор 633,3 м; Конструкция развилки Материал конструкции сталежелезобетонная сталь С345(09Г2С), бетон В15, арматура АIII Пространственная численная математическая модель турбинного водовода содержит нижний участок вертикальной шахты, нижнее колено, камеру развилки турбинного водовода и вмещающий скальный массив. Модель выполнена в соответствии: 1 - с геометрическими и физическими параметрами сооружения; 2 - по методике многослойного моделирования [54]; 3 - граничными условиями, заданными на гранях грунтового массива. 79 Сопоставление результатов расчетов по нормативным методикам и методике многослойного моделирования представлены в таблице 2.6. Таблица 2.6 – Сопоставление результатов расчетов Методика расчета армирования Инженерный Модель МКЭ расчет Нормы РусГидро, СНИП Зарубежные Пространственное стандарты многослойное Eн Fa, см 2 К-т приведения Eн моделирование к 63,0 206,35 62,31 40,21 1,0 3,28 0,99 0,64 Напряжения во 205,20 внутр. кольцевой (торовой) арматуре (98,6) , МПа Напряжения в стальной оболочке 74,25 133,65 201,6 , МПа Сравнительный анализ результатов расчета проектируемого объекта – турбинного водовода Зарамагской ГЭС показал: 1. Площадь кольцевой расчетной арматуры по методике многослойного моделирования в 1,56 раза меньше, чем площадь арматуры полученной по нормативным методикам. 2. Напряжения в металле кольцевой арматуры и оболочки, при многослойном моделировании, практически одинаковые. 80 3. Предельного состояния металл оболочки достигнет одновременно с металлом кольцевой арматуры, что указывает на выполнение принципов метода предельных состояний. Геометрическая и конечно-элементная модели сооружения представлены на рисунке 2.20. Рисунок 2.20 - Геометрическая модельразвилки турбинного водовода 81 Рисунок 2.21 - Геометрическая и конечно-элементная модели сооружения По результатам расчетов исходной конструкции на особое сочетание нагрузок с учетом гидравлического удара, максимальные значения приведенных напряжений в металлической оболочке составили max=201,6МПа, что не превышает критериального значения [si] = 224МПа (см. таблицу 2.7, рисунок 2.22). Напряжения в стали серповидного ребра развилки составили max =311,7МПа, что превышает критериальное значение []=208МПа (см. таблицу 2.7, рисунок 2.22). 82 Таким образом, исходный вариант конструкции не позволяет обеспечить требуемую прочность серповидного ребра развилки при гидравлическом ударе. Рисунок 2.22 - Приведенные напряжения в металлической оболочке и серповидном ребре развилки при гидравлическом ударе (исходная модель), кПа Приведенные напряжения во внутренней кольцевой арматуре развилки составили max= 205,2 МПа, что не превышает критериального значения [s] = 292 МПа. Приведенные напряжения во внутренней торовой арматуре развилки составили max= 98,6 МПа, что не превышает критериального значения [s] = 292 МПа. Поля напряжений в кольцевой и торовой арматуре развилки представлены на рисунке 2.23. 83 Рисунок 2.23 – Приведенные напряжения в кольцевой (вверху) и торовой (внизу) арматуре развилки при гидравлическом ударе (исходная модель), кПа Таким образом, серповидное ребро исходной конструкции развилки не удовлетворяет нормативным критериям прочности. С целью снижения уровня 84 напряжений в серповидном ребре рассмотрены следующие варианты изменения конструкции развилки: - увеличение площади поперечного сечения серповидного ребра; - приварка вертикальной стяжки между верхней и нижней оболочками; - организация бычка-контрфорса шириной 3,0 м. Результаты расчетов вариантов конструкций для изменяемых элементов развилки представлены в таблице 2.7. Увеличение поперечного сечения серповидного ребра за счет уширения его по направлению вдоль потока полностью исключает концентраторы напряжений. Однако, уширение ребра внутри водного потока, негативно влияет на гидравлический режим водовода, приводит к увеличению потерь напора, а также нецелесообразно с экономической точки зрения, так как исходный профиль ребра на момент выполнения расчета был уже изготовлен. Усиление ребра различными видами стяжек позволяет добиться локализации зоны концентрации напряжений до 8см, не исключая ее полностью. Таким образом, устройство стяжек неэффективно. Усиление развилки при помощи бычка-контрфорса, позволяющего передать часть нагрузки с развилки турбинного водовода на скальный массив свода, позволило добиться снижения напряжений в серповидном ребре до критериального уровня, не затрагивая исходную металлическую конструкцию развилки. Таким образом, к исполнению рекомендован вариант с развилкой, усиленной бетонным бычком. Приведенные напряжения по Мизесу в металлической оболочке развилки и серповидном ребре представлены на рисунке 2.24. Максимальные значения приведенных напряжений в серповидном ребре составили 204,45 МПа, что не превышает критериального значения Максимальные значения приведенных напряжений в металлической оболочке составили 147,0 МПа, что не превышает критериального значения 85 Таблица 2.7 – Результаты расчетов элементов развилки Серповидное [], max, ребро МПа МПа max, МПа - - 311,7 47 50 - 207,9 - 25 209,2 266,10 30 192,8 252,05 16 35 180,65 241,91 12 45 161,50 224,80 8 12 163,2 258,74 32 300 - 204,45 - Варианты Ширина, конструкции см Исходная геометрия Концентрато Стяжка р напряжений в ребре, см 1.Увеличение площади поперечного сечения серповидного ребра 2. Устройство стяжек, толщина 10см 2.1 Стержень ø12см 208,0 20 3.Создание бетонного бычка над развилкой 86 Рисунок 2.24 - Напряжения по Мизесу в металлической оболочке развилки и серповидном ребре при гидравлическом ударе (при усилении развилки бычком), кПа На основании нового способа пространственного численного многослойного моделирования на примере высоконапорного турбинного Зарамагской ГЭС-1 реализовано следующее: 1. Осуществлена верификация предложенного метода с нормативными методиками оценки прочности сталежелезобетонных конструкций. 2. Получены оптимальные параметры металлической оболочки и арматуры при одновременном достижении предельного состояния стали. 3. Выполнена оптимизация конструкции развилки высоконапорного турбинного водовода Зарамагской ГЭС-1 и разработаны варианты ее усиления. 4. Определена необходимость устройства бетонного бычка, обрамляющего конструкции нижнего колена и развилку для передачи части гидродинамической нагрузки на скальный массив. 5. Обоснована прочностная надежность турбинного водовода Зарамагской ГЭС-1. развилки высоконапорного 87 Сравнительная оценка результатов расчетов по трем методикам на примере турбинного водовода Саяно-Шушенской ГЭС представлена в таблице 2.8. Таблица 2.8 – Результаты расчета турбинного водовода CШ ГЭС Модель МКЭ Инженерный расчет СНИП Нормы Рус-Гидро Турбинный водовод СШГЭС, (Н г.у. =298 м), Iкласс Внутренняя кольцевая арматура, AsII, Проект 153,92 см2 К-т привед. σвн.кольц, Rs=280, МПа Внешняя кольц. арм., AsII,см2 σвнеш.кольц, МПа σоб,(δ=25мм) Rsi=300МПа Rsi/ Rs=1,1 As  N   lc   n   c   s  Asi  Rsi  c   s  Rs N  q  r N    lc   n  c   s  Rs As  Nа   низ   верх 2 Пространственн ое Моделирование Многослойные элементы h Eн Ен/к 184,6 409,79 137,33 153,92 1,0 2,2 0,74 0,83 s   c   s  Rs  224  lc   n - 196,71 - 144,4 112,67 224,0 113,08 102,9 266,6 71,98 232,21 157,1 1,2 0,31 1,0 1,1 Сравнительный анализ результатов расчета эксплуатируемого объекта – турбинного водовода Саяно-Шушенской ГЭС показал: 1. Площадь кольцевой расчетной арматуры по методике многослойного моделирования в 1,6 раза меньше, чем площадь арматуры по инженерному расчету и по Нормам расчета компании РусГидро. 88 2. Напряженное состояние металла оболочки выше, чем в кольцевой арматуре на 10 %. 3. Предельного состояния металл оболочки и металл кольцевой арматуры достигнет одновременно, что указывает на полное выполнение принципов метода предельных состояний. 4. Сравнительная оценка результатов расчетов по трем методикам представлена в работах автора [41, 45] на примерах турбинных водоводов Ирганайской, Зарамагской и Саяно-Шушенской ГЭС. 2.4 Выводы по главе Разработанная методика многослойного моделирования и результаты выполненных расчетов турбинных водоводов высоконапорных ГЭС показали: 1. Эффективность полученных параметров арматуры. 2. Выполнение в полной мере метода предельных состояний. 3. Обеспечение критериев прочностной надежности сооружений. На основании постановки задачи и методики многослойного моделирования высоконапорных турбинных водоводов и гидроагрегатных блоков в следующих главах данной работы реализовано следующее: 1. Полное геометрическое и физическое пространственное соответствие модели гидроагрегатного блока с объектом. 2. Детальное моделирование бетона, арматуры, металлической оболочки, гидротурбинного и механического оборудования. 3. Калибровка расчетной модели при отклонении от исходных данных проекта. 4. Оценка пространственного напряженно-деформированного состояния несущих элементов водопроводящего тракта. 5. Вычисление динамических нагрузок на отметках оборудования. 6. Расчетное обоснование прочностной надежности объекта. установки 89 3 Оптимизация параметров прочностных характеристик металлоконструкций, находящихся длительное время в эксплуатации 3.1 Методика исследования фактора коррозии на прочность и устойчивость гидротехнических металлических конструкций Анализ фактора коррозии на прочность и устойчивость гидротехнических металлических конструкций представляет собой важную задачу, решение которой выполнено на основе построения математических верифицированных моделей с учетом нелинейного фактора. Средний срок эксплуатации металлоконструкции составляет 50 лет. Металлоконструкции со временем под действием внешних и внутренних сред коррозируют. В мировой практике при оценке коррозионного износа определяют процентный износ от проектной толщины металла. Эта методика реализует традиционно сложившийся подход, базирующийся на предположении, что средняя скорость коррозии, определенная на момент прогнозирования, сохранится и в будущем. Существующие расчетные методы обосновывают работу гидротехнических металлоконструкций исключительно в упругой стадии [82]. Однако в областях значительного коррозионного износа наблюдаются концентрации напряжений, значения которых, как правило, приближаются к пределу текучести. В отечественной практике оценка прочности коррозионно-изношенного механического оборудования и конструкций традиционно проводится в линейно упругой постановке с усреднением реальных толщин деталей. При этом, в областях локальной коррозии не учитываются концентрации напряжений, значения которых, как правило, приближены к пределу текучести металла [22, 27]. В этой связи, для инженерных расчетов по оценке прочности и долговечности, работающих коррозионно-изношенных конструкций, в данной работе после линейно статического реализован нелинейный физический анализ, с отражением локальных пластических деформаций в зонах наибольшей коррозии металла. Физическая нелинейность задана диаграммой деформирования стали. Получено перераспределение напряжений в локальных зонах металлоконструкции, определен 90  o новый экстремум функции и коэффициент корреляции напряжений k   т на наступление предельного состояния конструкции (рисунок 3.1). Алгоритм учета фактора коррозии металла представлен на рисунке 3.2. Рисунок 3.1 - График перераспределения напряжений в зоне пластических шарниров В работе использованы данные натурных наблюдений за эксплуатируемым сооружением, в частности, для металлических конструкций выполнено определение толщин коррозионно-изношенных деталей.  / - эстакада водосброса СШГЭС k   /  Примеры: - опора ЛЭП №5 СШГЭС k  0 0 m m =0.95 =0.91 - затвор основной сегментный Усть-Илимской ГЭС k   0 /  m =0.86 91 Рисунок 3.2 – Алгоритм учета фактора коррозии металла 92 3.1 Пример расчета коррозионно-изношенной конструкции Алгоритм решения задачи с определением коэффициентов корреляции напряжений реализован на примерах коррозионно-изношенных сегментных затворов водосливной плотины Усть-Илимской ГЭС, металлической эстакады водосброса Саяно-Шушенской ГЭС, получившей повреждения от ледовой нагрузки зимой 2010года, опоры ЛЭП №5 Саяно-Шушенской ГЭС. Представим результаты расчета сегментного затвора, входящего в состав механического оборудования водосбросной плотины Усть-Илимской ГЭС. Затвор предназначен для регулирования уровня верхнего бьефа и расхода воды. Целью данной работы являлось установление периода безопасной эксплуатации сегментного затвора с учетом воздействия ледовых нагрузок и коррозионного износа металлоконструкции. Выполнение работы основывалось: На результатах технического отчета «Расчет статического давления льда водохранилища на сегментные затворы Усть-Илимской ГЭС». ОАО «ВНИГ» им. Б.Е. Веденеева, СПб-2004 г. На итогах обследования технического состояния сегментных затворов водосброса плотины Усть-Илимской ГЭС, 1ДО 12902, СПКТБ «Ленгидросталь», СПб-2004 г. На основании проектной документации «Затвор сегментный 15,00-10,30-8,92» Усть-Илимской ГЭС, заказ 48ЛЭ1, СПКТБ «Ленгидросталь», Ленинград 1974г [28]. Исследуемый сегментный затвор представляет собой сварную конструкцию, состоящую из металлической обшивки, стрингеров, двух ригелей и двух наклонных опорных порталов. Ригели и порталы в плане образуют две рамы, передающие нагрузку на опорные шарниры (см. рисунок 3.3). Горизонтальное уплотнение по порогу выполнено из листовой резины ножевого типа, боковые уплотнения - из резины специального профиля. 93 Рисунок 3.3 - Схема конструкции сегментного затвора 94 Маневрирование затвором производится краном с помощью траверсы и многозвенных штанг за две точки подвеса. Затвор имеет следующую характеристику: 1. Отверстие – поверхностное. 2. Пролет отверстия в свету - 15,0 м. 3.Расчетный пролет - 15,0 м. 4. Расчетный напор - 8,92 м. 5.Расстояние между точками подвеса - 14,0 м. 6.Грузоподъемность обслуживающего механизма - 180 тс. 7.Масса затвора - 84,8 т. Материал металлоконструкции – сталь 09Г2С ГОСТ 5058 –65, в современном сортаменте соответствует стали 09Г2С-св-12 ГОСТ 19281 – 89 с пределом текучести R n = 295 МПа. Для расчета по методу конечных элементов металлоконструкция сегментного затвора заменяется системой конечных элементов, связанных между собой в узлах. Следует заметить, что ввиду неравномерной коррозии нарушаются условия симметрии конструкции, поэтому для расчета выполнено построение конечноэлементной модели полного затвора (рисунок 3.4). Общая система координат принята следующим образом: начало координат – на оси симметрии затвора в нижней точке обшивки, ось X – горизонтально, перпендикулярно нижней линии обшивки; ось Y - горизонтально вдоль нижней линии обшивки; ось Z - вертикально. В расчете используются 4–х-узловые плоские пластинчатые элементы и балочные элементы уголкового профиля. На узлы расчетной схемы наложены следующие связи: - узлы заделки опорного шарнира в бетон закреплены от перемещений относительно всех осей; - узлы опирания металлоконструкции на порог закреплены от перемещений по оси Z . Количество узлов расчетной схемы - 44090, пластинчатых элементов – 44572, балочных элементов – 2248. 95 Рисунок 3.4 - Конечно-элементная модель сегментного затвора В расчете рассмотрено несколько возможных комбинаций нагрузок, одна из которых включает в себя: гидростатический напор при НПУ = 8,92 м; собственный вес конструкции; давление льда P л =120 т. На рисунке 3.5 представлен график распределения гидростатической и ледовой нагрузки на обшивку затвора. Горизонтальная ледовая нагрузка определена при заданном значении перепада температуры воздуха t =15,10, средней толщине льда толщина льда составляет q л h red h c = 0,66 м, приведенная = 1,01 м. Линейная нагрузка от ледового покрова = 0,8МН/м = 8т/м [89]. Линия приложения линейной нагрузки от ледового покрова принимается ниже расчетного уровня воды на 0,25 hc =0,25х0,66 = 0,165 м (рисунок 3.5). 96 Распределенная нагрузка, действующая на толщине деятельного слоя h = 0,165 м, i составляет при этом: . q qл 8   12,12т / м 2  0,1212МПа hc 0,66 (3.1) Рисунок 3.5 - Гидростатическая и ледовая нагрузки на затвор, МПа Для анализа продолжительности работы затвора выполнено три этапа расчета. На первом этапе толщины элементов задавались на 2- 10% меньше проектных, с учетом измерения фактических толщин металла определенных в результате проведенных исследований в 91 точке металлоконструкции (рисунок 3.6). 97 Рисунок 3.6 - Схема расположения точек для измерения фактических толщин металла На втором и третьем этапах, в предположении линейной зависимости скорости коррозии по времени, толщины элементов уменьшались соответственно на 4-20 % и 6-30 % от проектных значений. При достижении коррозии до 6-30 % от проектных значений толщин, металлоконструкция исчерпала запасы прочности по напряжениям, достигнув предела текучести металла (рисунки 3.7, 3.8). 98 Рисунок 3.7 - Зависимость расчетных напряжений от коррозии Рисунок 3.8 - Область максимальных приведенных напряжений на третьем этапе расчета, МПа (линейно-упругая постановка) По результатам проведенного анализа (рисунки 3.7, 3.8) следует, что максимальные приведенные напряжения  пр на третьем этапе эксплуатации 99 достигают предельного значения по допускаемым напряжениям (для стали 09Г2С   = 295 МПа). Максимальные напряжения определены в точках № 74 и 84, в зоне изменения сечений опорных порталов, где коррозия металла составляет - 10% от проектных толщин. В этом случае, зафиксирована начальная стадия наступления пластических деформаций в зонах, где нелинейный анализ  пр = 295 МПа. В связи с этим, выполнен статический стандартным методом Ньютона-Рафсона. В расчете переформирование матрицы жесткости и итерационный процесс осуществлено на каждом шаге по времени t, пределы изменения параметра t - от 0 до 1 с. Максимальное число итераций задавалось 20, точность решения – 0,01. Возможность наступления пластических деформаций определялась заданием диаграммы деформирования   f ( ) для малоуглеродистой стали марки 09Г2С. При достижении напряжениями величины    T (  T - предел текучести), дальнейшее удлинение происходит практически без увеличения нагрузки, площадка текучести задана. Нелинейный анализ затвора для этапа эксплуатации с максимальной коррозией выявил снижение максимальных напряжений с 295 МПа до 250 МПа (рисунок 3.9). В таблице 3.1 представлены значения напряжений в зоне концентрации в случае выполнения линейно-статического и нелинейного расчета. Уменьшение напряжений свидетельствует о наличии пластических деформаций в зоне концентрации напряжений. 100 Рисунок 3.9 – Область максимальных приведенных напряжений, МПа (нелинейная задача) Таблица 3.1 – Напряжения в зоне концентрации Напряжения, МПа Напряжения, МПа линейный анализ нелинейный анализ 20238 141 107 20219 140 102 20249 187 171 19922 247 243 19923 246 250 20250 251 239 23422 285 226 23419 295 212 20221 243 229 19902 234 240 19903 236 234 19924 182 173 № элемента 101 Таким образом, нелинейный анализ выявил снижение напряжений в зоне пластических деформаций на 30%. Это обстоятельство подтверждает выполнение условия прочности металлоконструкции при допустимом коррозионном износе до 6-30 % от проектных толщин металла. Прогибы ригелей увеличились с 8 мм до 11 мм в линейном анализе. В нелинейном анализе максимальный прогиб ригеля составил 12 мм. Результаты НДС подтверждают выполнение условия прочности и жесткости металлоконструкции при коррозионном износе, соответствующем началу наступления пластических деформаций металла. Таким образом, исследование работоспособности коррозионно-изношенных конструкций следует проводить первоначально в линейно-упругой постановке с учетом поэтапного уменьшения фактических толщин металла. При достижении максимальных напряжений предела текучести, необходимо выполнить нелинейный анализ для выявления зоны пластических деформаций. Зоны обнаруженных концентраторов напряжений должны регулярно проверяться при дальнейшей эксплуатации конструкции. 3.2 Анализ коэффициента запаса устойчивости эксплуатируемой конструкции Построение математической модели эксплуатируемой конструкции позволяет решить ряд задач, одна из которых - определение запаса устойчивости системы. Устойчивость системы определяется из условия устойчивости ее составляющих элементов. Примем допущение, что потеря устойчивости одного элемента является начальным этапом потери устойчивости всей системы. Представим алгоритм решения задачи устойчивости для упругой системы полагая, что перемещения малые и все приложенные к системе внешние нагрузки, следовательно и внутренние силы, растут пропорционально параметру  . Минимальное значение параметра  , при котором матрица жесткости системы K  перестает быть положительно соответствующее значение  kУ . определенной является критическим, а можно назвать коэффициентом запаса устойчивости При расчете конструкций на сочетание постоянной и временной нагрузок используется уравнение: 102 ( K  п Gп  в Gв )U  0, где K - матрица жесткости системы, G п (3.2) - матрица геометрической жесткости от постоянной нагрузки (собственный вес), G в - матрица геометрической жесткости от временной нагрузки, U – глобальный вектор узловых перемещений. Критический параметр к постоянной нагрузке всегда остается постоянным и равен 1  процессе расчета вычисляется критический параметр к временной нагрузке n  1, в  в или коэффициент запаса устойчивости системы, который должен быть больше 1(  в  1 ). При  в  1 система находится в состоянии предельного равновесия. Для статистических исследований к анализу параметра устойчивости автором выполнены расчеты 35 металлоконструкций, в том числе расчеты затворов, представленные в работах автора [39, 40]. Результаты расчетов параметров устойчивости представлены в таблице 3.2 и на рисунке 3.10. В результате исследований получены коэффициенты запаса устойчивости формы для металлических гидротехнических конструкций в пределах 1,6 <  в < 3,0. Представленные результаты согласуется с теоретическими данными, изложенными в работе Н.М. Беляева при проверке сжатых стальных стержней на устойчивость [7]. 103 Таблица 3.2 – Результаты расчетов параметра устойчивости № 11 22 33 44 55 66 77 88 99 110 111 112 113 114 115 116 Наименование конструкции Павловский шлюз на реке Уфе. Верхняя голова. Реконструкция.Затвор плоский колесный сдвоенный 15,0 -12,2 -12,0 ГЭС ”Балимела”. Отсасывающие трубы. Затвор ремонтный плоский скользящий 4,9 – 3,5 – 15,1. ГЭС ”Балимела”. Холостой водовыпуск. Затвор ремонтный плоский скользящий 2,0 -2,0 – 14,5 Федоровский гидроузел на р. Кубань. Судоходный шлюз. Верхняя голова. Рабочие двустворчатые ворота Волго-Балтийский водный путь. Водопроводные галереи верхней головы шлюза№1. Затвор плоский скользящий 3,03,0-18,35. Волго-Балтийский водный путь. Вытегорский Шлюз№1. Ворота двустворчатые. 18,0-18,055-13,90 Судоходные шлюзы №1 – 6. ВРГС Водопроводные галереи. Верхняя голова. Затвор плоский скользящий 4,0 - 4,5 -17,2 Усть-Каменогорский судоходный шлюз на р. Иртыш. Расчет металлоконструкции аварийных ворот 18,0-5,5-5,5 верхней головы с учетом коррозионного износа Усть-Каменогорский судоходный шлюз на р. Иртыш. Верхняя голова.Эксплуатационные ворота 18,0-5,5-5,5. Расчет на прочность с учетом усиления металлоконструкции. Волго – Донское ГБУВПиС. Судоходные шлюзы №14 – 15. Затвор плоский скользящий 3,5–3,5–19,1. Волго-Балтийский водный путь. Верхне-Свирский шлюз. Верхняя голова. Ворота опускные 21,5 – 7,4 – 6,85. АЭС “Бушер”. Насосная станция циркуляционного водоснабжения 1ZM2-4-5 блока №1. Затвор ремонтный 5,0х 6,0. Волго-Донской водный путь. Нижняя голова шлюза №1.Ворота ремонтные двустворчатые. Саяно – Шушенская ГЭС на Р. Енисей. Береговой водосброс. Затвор сегментный 18,0 – 9,41 – 15,49. Саяно – Шушенская ГЭС на Р. Енисей. Береговой водосброс. Затвор плоский колесный секционный 18,0-9,1-16,4. АЭС “Бушер”Сифонный колодец 1ZN2. Затвор ремнтный 1,5 λв 1,7 2,4 2,6 2,5 2,6 1,6 2,2 1,6 1,9 2,1 2,1 2,6 1,8 1,9 2,8 2,5 104 331 ×2,5. АЭС “Бушер”. Водовыпускной оголовок ZN4. Затвор ремонтный 7,0х1,7. АЭС “Бушер”. Насосная станция циркуляционного водоснабжения 1ZM2-4-5 блока №1. Затвор ремонтный 5,0х6,0 Павловский шлюз на р.Уфе. Устройство заградительное15,014,0-13,3. Регулирующее сооружение на Западном канале парка ДПА Стрельна Затвор клапанный 8,0 – 3,0 – 2,9. ФГУ “Краснодарское водохранилище“. Водосбросное сооружение. Затвор сдвоенный колесный 10,0 - 11,0-10,15. Майнская ГЭС на р. Енисей. Водосбросная плотина. Затвор сегментный 22,0 - 13,2-12,00. Майнская ГЭС на р. Енисей. Водосбросная плотина. Затвор плоский скользящий секционный 22,0 - 16,66-14,80. Майнская ГЭС на р. Енисей. Затвор плоский скользящий секционный 9,3 - 5,55-4,3. Майнская ГЭС на р. Енисей. Затвор плоский скользящий 22,0 - 10,05-9,00. Майнская ГЭС на р. Енисей. Затвор плоский скользящий 22,0 – 10,05-17,0. Майнская ГЭС на р. Енисей. Затвор плоский скользящий секционный 22,0 - 18,00 -17,0. Саяно – Шушенская ГЭС на р. Енисей. Пусковой водосброс. Затвор сегментный 5,0 – 5,5 – 116,653. Зарамагский ГУ на р. Ардон, Водоприемник. Затвор плоский скользящий 5,5 -6,0-48,3. Зарамагский ГУ на р. Ардон, Водоприемник. Затвор плоский колесный 4,5 -4,5-48,0. Металлокаркас здания Нижне-Бурейской ГЭС 332 Металлокаркас здания Ленинградской ГАЭС 2,0 333 Эстакада водоприемника Саяно-Шушенской ГЭС. 3,0 334 Металлокаркас здания Усть-Среднеканской ГЭС 2,1 117 118 119 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 330 2,6 2,4 1,6 2,3 2,1 2,0 2,7 2,3 1,8 1,9 2,4 2,1 2,0 2,6 2,1 Металлокаркас машинного зала здания Зарамагской ГЭС-1 335 3,0 Таким образом, предлагается ввести в действующие нормативные документы для металлических гидротехнических конструкций нормативное значение 105 коэффициента запаса устойчивости формы  в пределах от 1,6 до. 3,0. Следует в заметить, что при  в  1,6 конструкция имеет недостаточную жесткость, а при  в  3,0 завышенную жесткость и металлоемкость отдельных элементов. Рисунок 3.10 – Критический параметр к временной нагрузке  в На основании проведенных исследований предлагается следующее: 1. Ввести в действующие нормативные документы для проверки устойчивости металлических гидротехнических конструкций коэффициента запаса устойчивости формы 2.  в нормативное значение в пределах от 1,6 до. 3,0. В зонах концентрации напряжений, полученных после расчета прочности пространственной модели, выполнить усиление металлоконструкции, не прибегая к ее полной замене на сооружении. 3. Места обнаруженных концентраторов напряжений дополнительно и регулярно проверять при дальнейшей эксплуатации конструкции. Перечень и сроки ремонтно–профилактических работоспособность и мероприятий эксплуатационную и обследований, надежность обеспечивающие металлоконструкций следующие: 1) общие технические осмотры – 2 раза в год, при подготовке к паводку и проверке готовности оборудования к зиме; 2) специальные технические осмотры – 1 раз в 2 – 3 года; 106 3) текущие ремонты – при необходимости по результатам технических осмотров, но не реже 1 раза в 2 – 3 года; 4) визуальное обследование – 1 раз в 5 лет; 5) инструментальное обследование – 1 раз в 10 – 15 лет, в том числе перед проведением капитального ремонта. После 25 лет работы - 1 раз в 5 лет. 107 4. Расчетное обоснование гидроагрегатных блоков ГЭС 4.1 Особенности математического моделирования высоконапорных водопроводящих трактов на примере Саяно-Шушенской ГЭС В процессе проектирования гидроагрегатных блоков высоконапорных приплотинных ГЭС обосновываются параметры отдельных составляющих элементов и прежде всего водопроводящего тракта, передающего энергию движения воды на лопатки направляющего аппарата гидротурбины. Рисунок 4.1 - Поперечный разрез приплотинного здания ГЭС Основной особенностью высоконапорного водопроводящего тракта является то, что его сталежелезобетонная оболочка, воспринимающая давление воды, работает в условиях наличия трещин в бетонном слое оболочки. В этой связи, 108 условием моделирования бетонного слоя оболочки является возможностьее трещинообразования. Для исследования характера образования трещин необходимы данные натурных исследований, кроме того, конечно - элементные модели должны быть выполнены с размером элемента кратным расстоянию между трещинами, с заданием фактических физических характеристик сталежелезобетонного многослойного элемента с учетом трещин. При этом, для массивного бетона гидроагрегатного блока необходимо обеспечить предельно допустимые нормативные значения ширины раскрытия трещин, составляющие не более 0,3 мм. Для исследования напряженно-деформированного состояния водопроводящего тракта классические теории применимы лишь условно, так как комплексный материал по разному сопротивляется растяжению-сжатию, что обуславливает появление деформационной анизотропии. Условие, обеспечивающее наступление предельных состояний:  1с F  R где c , n 4.1)  1с - коэффициент сочетаний нагрузок, принимаемый равным: при расчетах по предельным состояниям первой группы – для основного сочетания нагрузок и воздействий в период нормальной эксплуатации - 1,00; то же, в период строительства и ремонта - 0,95; для особого сочетания нагрузок и воздействий 0,90; F – расчетное значение обобщенного силового воздействия; R – расчетное значение обобщенной несущей способности;  c  1 - коэффициент условий работы;  n - коэффициент надежности по назначению. Начальный модуль упругости бетона при сжатии и растяжении E b (МПа). Безразмерный коэффициент поперечной деформации бетона ν (коэффициент Пуассона). Объемное моделирование сталежелезобетонных водоводов и спиральных камер следует выполнять с учетом их работы как комплексного материала. При моделировании учитывать наличие в турбинном водоводе двух слоев арматуры: внутреннего, прилегающего к стальной оболочке, и наружного – расположенного у внешней границы водовода. В агрегатном блоке моделировать слои арматуры, 109 обрамляющие стальную спиральную камеру. Условия трещинообразования железобетонной оболочки и бетона вокруг спиральной камеры выполнять при пошаговом понижении модуля упругости в ходе решения нелинейной задачи методом Ньютона - Рафсона. Последовательность моделирования высоконапорного водопроводящего тракта: 1. Для моделирования совместности стальной оболочки и внутреннего кольца арматуры, использовать многослойные элементы оболочки SHELL3L, включающие следующие слои: стальную оболочку, внутреннее кольцо арматуры и два слоя трещиноватого бетона (со стороны оболочки и со стороны массивного бетона), аппроксимирующих зоны трещинообразования. Толщины каждого слоя задавать в соответствии с проектными толщинами для стальной оболочки, трещиноватого бетона между оболочкой и арматурой, приведенной арматуры. 2. Бетонную оболочку водовода моделировать с использованием объемных конечных элементов TETRA4 с нормативными физическими характеристиками и нелинейными свойствами. 3. Наружную кольцевую арматуру водоводов моделировать элементами многослойной оболочки SHELL3L. В элементы SHELL3L включить слои, внешнее кольцо арматуры и два слоя трещиноватого бетона моделирующих зоны трещинообразования. 4. Выполнить нелинейный статический расчет. Определить перераспределение напряжений между слоями элементов и снижение модуля упругости в бетоне, а также напряжения в элементах стальной оболочки и арматуры. 5. По уровню напряжений в слоях арматуры оптимизировать диаметр проектной арматуры и определить запас прочности арматурной стали. Анализ состояния физической системы (сооружения) при верификации математической модели представлен на примере гидроагрегатного блока СаяноШушенской ГЭС. 110 Рисунок 4.2 - Поперечный разрез арочной плотины и приплотинного здания Саяно-Шушенской ГЭС 111 Â Ã Рисунок 4.3 –Конструктивные элементы здания ГЭС Построение расчетной математической модели основано на имеющемся проектном материале, действующих нагрузках на сооружении, данных контрольноизмерительной аппаратуры. В работе впервые осуществлено совместное конечно-элементное моделирование агрегатного блока, анкерной опоры, нижней части водовода, части плотины, совместно с 15-метровым слоем скального основания. Модель включает в себя стальную оболочку водопроводящего тракта, арматурные слои, гидротурбинное оборудование. В модели использованы следующие материалы строительных конструкций и свойства грунтового основания: Бетон – класса В20: плотность бетона бетона при сжатии R b группы: Rb = 11,5 МПа; и растяжении R bt  R bt b = 2,4 т/м3; расчетные сопротивления для предельных состояний первой = 0,9 МПа; коэффициент поперечной деформации 112 бетона (коэффициент Пуассона) для массивных конструкций  = 0,15; начальный модуль упругости массивного бетона при сжатии и растяжении E b1 = 3,0×104 МПа. При моделировании бетонной оболочки анкерной опоры водовода без учета образования радиальных трещин бетон рассматривался как изотропный материал с модулем деформации E = 30000 МПа и коэффициентом Пуассона  = 0,15. При моделировании бетонной оболочки анкерной опоры водовода с учетом образования радиальных трещин была учтена анизотропия свойств бетона. Значения упругих характеристик приняты следующими: x = 6000 МПа; E xy = 4000 МПа; G xy = 0,15; E G   yz y = 6000 МПа; E z = 30000 МПа; yz = 16000 МПа;  = 0,15; xz G xz = 16000 МПа; = 0,15. Массив блока спиральной камеры выполнен из бетона класса В25. В основу схемы армирования бетонного массива агрегатного блока положено создание дисперсного размещения арматуры по его периметру с целью рассредоточения трещин в бетоне и ограничения ширины их раскрытия. Физические характеристики грунта скального основания: Плотность грунта  гр = 2,93 т/м3; модуль упругости Коэффициент Пуассона  = 0,21; E = 1,0107 кПа; cцепление с = 0,4 МПа; Угол внутреннего трения  = 440. Условия прочности по предельным состояниям представим в виде:  max  R c ,  n   1с (4.2) где  1с - коэффициент сочетаний нагрузок, принимаемый равным: при расчетах по предельным состояниям первой группы. Для основного сочетания нагрузок и воздействий в период нормальной эксплуатации – 1,0; для особого сочетания нагрузок и воздействий – 0,9; 113  max – расчетное значение максимального растягивающего (сжимающего) напряжения; R - расчетное сопротивление бетона при сжатии и растяжении для предельных состояний первой группы:  c  1 - коэффициент условий работы;  n =1,25 - коэффициент надежности по назначению для сооружения I класса (степень ответственности сооружения). Бетон В 20 для основного сочетания нагрузок:  max ( раст)  Rbt  max ( сж )  Rb c 1  0,90   0,72МПа  720кПа;  n   1с 1,25 1,0 c 1  11,5   9,20МПа  9200кПа;  n   1с 1,25 1,0 (4.3) (4.4) Для особого сочетания нагрузок:  max ( раст)  Rbt  max ( сж )  Rb c 1  0,90   0,80МПа  800кПа;  n   1с 1,25  0,9 c 1  11,5   10,20МПа  10200кПа;  n   1с 1,25  0,9 (4.5) (4.6) Сталь 09Г2С для основного сочетания нагрузок:  max ( экспл)  R расч c 1  265  190МПа  190000кПа;  n   1с 1,4 1,0 (4.7) Для особого сочетания нагрузок:  max  Rн c 1  295  260МПа  260000кПа;  n   1с 1,25  0,9 (4.8) Сталь 138 ИЗ-2 для основного сочетания нагрузок:  max( экспл)  R расч c 1  410  290МПа  290000кПа;  n   1с 1,4 1,0 (4.9) Для особого сочетания нагрузок:  max  0,7 Rв c 1  0,7  650  404МПа  404000кПа;  n   1с 1,25  0,9 (4.10) 114 Расчетные исследования проводились в рамках пространственной постановки задачи теории упругости. Расчеты выполнялись методом конечных элементов. В расчетную область включались: 1. Бетонный массив арочно-гравитационной плотины (4-й столб) до отметки 363,0 м. 2. Бетонная оболочка турбинного водовода. 3. Металлическая облицовка турбинного водовода. 4. Здание ГЭС. 5 Гидротурбинное оборудование. 6. Скальный массив основания мощностью 15,0 м. Для создания расчетной модели сооружения выполнено разбиение расчетной области на конечные элементы типов SOLID, TETRA4 , SHELL3, MASS. Размер элемента принят равным 0,6 м. Конечно-элементная модель гидроагрегатного блока представлена на рисунке 4.1. Система координат: ось OY -вдоль потока, ось OX - поперек потока, ось OZ вертикально вверх. На модели заданы следующие граничные условия. Узлы на нижней грани скального основания закреплены от перемещений и поворотов по всем осям. Узлы на вертикальной грани скального массива со стороны плотины закреплены от перемещений по оси OY (вдоль потока). Модель сооружения с граничными условиями см. рисунок 4.2. Модель здания ГЭС с конструкциями генераторного этажа и мостового перехода (рисунок 4.3). 115 Рисунок 4.4 - Объемная модель конечно-элементная модель гидроагрегатного блока с основанием Рисунок 4.5-Модель сооружения с граничными условиями 116 Рисунок 4.6-Модель здания ГЭС с конструкциями генераторного этажа и мостового перехода 4.2 Конструктивные параметры водопроводящих трактов на примере Саяно-Шушенской ГЭС В состав водопроводящих трактов Саяно-Шушенской ГЭС входят турбинные трубопроводы, блоки спиральных камер, отсасывающие трубы. Сталежелезобетонные турбинные водоводы 4.2.1 Десять турбинных трубопроводов Саяно-Шушенской ГЭС, подающих воду к турбинам мощностью по 640 МВт каждая, расположены на низовой грани четных секций 1634 трубопроводов арочно-гравитационной постоянной эксплуатации плотины. Порог расположен на водоприемников отметке 478 м. Трубопроводы представляют собой сталежелезобетонную конструкцию, состоящую из внутренней стальной оболочки и окружающего ее железобетонного кольца. Трубопроводы по всей длине имеют постоянный диаметр 7.5 м, кроме компенсационного конусного участка, в пределах которого диаметр уменьшается с 117 7.5 до 6.5 м. Оболочка трубопроводов выполнена из стали 09Г2 и 09Г2С, кроме оболочки нижнего горизонтального участка. На этом участке трубопровода оболочка выполнена из стали 138ИЗ-2. Армирование осуществлено стержнями периодического профиля, изготовленными из стали класса АII. Временные и нормативные сопротивления перечисленных сталей принимались согласно таблице 4.1. Таблица 4.1 – Временные и нормативные сопротивления сталей Прочностные характеристики стали, кг/см2 Сталь R B R H R р а сч  эксп л п р ед  о со б п р ед 09Г2 4500 3000 2600 1880 2600 138ИЗ-2 6500 5500 4100 2960 4100 АII 5000 3000 2700 1950 2700 Нижняя анкерная опора трубопровода до отметки 326.15 м на его оси, а также зоны вокруг участков трубопроводов постоянной и временной эксплуатации, расположенных в теле плотины, выполнялись из бетона М300, В-8, Мрз100. Наклонный участок трубопровода постоянной эксплуатации, расположенный на низовой грани в интервале отметок 326.15434 м выполнялся из бетона марки М250, В-8, Мрз100. Участок трубопровода выше отметки 434 м выполнялся из бетона марки М200, В-8, Мрз100. Нормативные и расчетные сопротивления указанных марок бетона на сжатие и растяжение принимались согласно таблице 4.2. Расчет сталежелезобетонного температурные воздействия, турбинного трубопровода определяющие 2) по трещиностойкости или раскрытию трещин. силовые и напряженно-деформированное состояние конструкции, производился по предельным состояниям: 1) по несущей способности; на 118 3) раскрытие трещин ограничивалось величиной 0,3 мм. Таблица 4.2 – Нормативные и расчетные сопротивления марок бетона Прочностные характеристики бетона, кг/см 2 Марка бетона М300 В-8 Мрз100 М250 В-8 Мрз100 М200 В-8 Мрз100 R H R п р ед H р R р а сч пр R  р а сч сж р првд  раст првд  тр  т тр 210 21 130 10,5 110 8,8 15,8 19,8 175 18 105 9 91 7,5 13,5 18,3 145 16 80 7,2 69 6,0 12,0 14,9 Определение количества кольцевой арматуры при заданной толщине стальной оболочки производилось по результатам расчета прочности радиальных сечений без учета работы бетона на растяжение. При этом растягивающие напряжения, вызываемые в оболочке и арматуре внутренним давлением воды, принимались одинаковыми вне зависимости от расстояния рядов кольцевой арматуры до оболочки. Предполагалось, что температурные усилия в радиальных сечениях воспринимаются только кольцевой арматурой в предположении нарушения сцепления оболочки с бетоном. Температурный момент определялся по результатам расчета бетонного кольца, работающего в упругой стадии, с учетом снижения модуля деформации бетона вследствие наличия в нем радиальных трещин. Толщина стальной оболочки на большей части трубопровода принималась равной 16 мм, то есть минимально возможной по условиям монтажа. На нижних наиболее нагруженных участках трубопровода при максимальном армировании толщина оболочки доведена до 30 мм. На горизонтальном участке стальной оболочки, проходящем в мягких прокладках, толщина оболочки составила 40 мм. 119 Максимальное количество двухрядной кольцевой арматуры принято равным 870 на 1 пог .м длины трубопровода. На верхних участках трубопровода постоянной эксплуатации, где при минимальной толщине оболочки 16 мм кольцевая арматура по расчету не требовалась или требовалась в незначительном количестве, ее минимальное сечение определялось двумя условиями: а) лимитированным раскрытием трещин; б) недопустимостью катастрофического разрушения железобетонного кольца при возможном выходе работы стальной оболочки на протяжении 4 м (два листа стали) вследствие возможного дефекта сварки или металла. Определение напряженного состояния и расчет прочности поперечных и продольных сечений трубопровода выполнен с учетом совместной работы трубопровода и плотины. Взаимодействие плотины с трубопроводом определено с учетом последовательности возведения плотины и трубопроводов и наполнения водохранилища и температурных воздействий. В пределах нижнего участка трубопровода, отделенного от бетона мягкой прокладкой, железобетонное кольцо рассчитывалось на усилие, вызываемое внутренним гидростатическим давлением в предположении разрыва стальной оболочки на всей длине участка. Стальная оболочка – Плотность стали  s = 7,85 т/м3; коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона)  = 0,3; модуль упругости стали при сжатии и растяжении E s = 2,1×105 МПа. Нормативное сопротивление: Для стали 09Г2С- Rн =295 МПа; для стали 138 ИЗ-2- Rн =550 МПа, (оболочка прямолинейного входного участка в спиральную камеру, толщиной - 40 мм). 120 4.2.2 Сталежелезобетонная спиральная камера Спиральная камера Саяно-Шушенской ГЭС выполнена одноподводной с углом охвата 3420. Диаметр входного сечения камеры составляет около 6,5 м. Металлическая оболочка выполнена из стали 10ХСНД с пределом текучести 390 МПа. Ее наибольшая толщина составляет 36 – 40 мм. В сечениях с малыми радиусами используется сталь 09Г2С. Железобетонная оболочка состоит из одного ряда меридианальной и тангенциальной арматуры с максимальными диаметрами соответственно 60 и 45 мм. Внешний вид металлической оболочки спиральной камеры представлен на рисунке 4.7. Статор турбины имеет 18 колонн, которые соединяют верхнее и нижнее кольца коробчатого сечения (синий цвет элементов). Площадь поперечного сечения колонн статора уменьшается при движении по спиральной камере вдоль потока. Статор выполнен из стали 20ГСФЛ и заанкерен в нижнюю часть бетонного массива с помощью арматуры. Рисунок 4.7 - Стальная оболочка спиральной камеры 121 Конус и отсасывающие трубы 4.2.3 Основными элементами отсасывающей трубы являются: конус, колено, выходной диффузор. Вид отсасывающей трубы представлен на рисунке 4.8. Рисунок 4.8 – Конус и отсасывающие трубы Саяно-Шушенской ГЭС Конус отсасывающей трубы расположен в пределах IV – VIярусов бетонирования здания ГЭС и следует непосредственно за спиральной камерой. В связи с этим, в зоне конуса при работе гидроагрегата наблюдаются гидродинамические явления, что приводит к необходимости укрепления его внутренней поверхности металлической облицовкой. Толщина металлической облицовки составляет δ = 14 мм. Колено отсасывающей трубы следует непосредственно за конусом и не имеет металлической облицовки. Контакт колена 122 отсасывающей трубы со скалой проходит по верховой стенке. Поверхность стенки со стороны потока представляет собой сложное сочетание круглоцилиндрических поверхностей и вертикальных плоскостей, со стороны скального массива поверхность стенки является плоской. Перекрытие колена рассчитано на действие нагрузки от собственного веса свежеуложенного бетона. Здесь была запроектирована установка конструктивной арматуры. Диффузор отсасывающей трубы разделен на две части промежуточным бычком шириной 2,5 м. На этапе выпуска рабочей документации были проведены расчеты прочности элементов диффузора на сочетания нагрузок эксплуатационного и строительного периодов. По результатам расчетов принято конструктивное армирование. 4.3 Классификация основного сочетания нагрузок, действующих на гидроагрегатный блок при эксплуатации ГЭС Нагрузки эксплуатационного случая или основного сочетания включают в себя: 1) ..... Собственный вес сооружения и оборудования ( G cn ). 2) ..... Нагрузки от оборудования: G1 - рабочего колеса и вала, G2 - ротора генератора, G3 - опоры пяты, G4 - опор сервомоторов, лопаток и деталей механизма поворота ротора генератора. (нагрузки от оборудования могут меняться в процессе эксплуатации ГЭС). 3) ..... Гидростатическое давление воды на стальную оболочку водовода при НПУ = 539,0. Величина гидростатического давления в турбинном водоводе принята в зависимости от заглубления под уровень ВБ. 4) ..... Пульсации в спиральной камере при работе турбины. 5) ..... Температурные нагрузки, изменения температуры воды в течение года. 6) ..... Силовое воздействие воды, передающееся от напорной грани плотины на гидроагрегатный блок. 123 4.3.1 оборудования Гидростатическое давление, собственный вес сооружения и Гидростатическое давление воды зависит от уровня воды в водохранилище. Величина гидростатического давления в турбинном водоводе Саяно-Шушенской ГЭС принята при НПУ = 539 м в зависимости от заглубления под уровень ВБ. Гидростатическая нагрузка в отсасывающих трубах задана по уровню воды нижнего бьефа. Фильтрационное давление воды задано с учетом конфигурации основания. Нагрузки на модель заданы с учетом всех сил, сосредоточенных и распределенных на отметках (рисунки 4.9, 4.10). Рисунок 4.9 – Схема распределения нагрузок от веса и давления воды 124 Произошедшая авария в гидроагрегатном блоке Саяно-Шушенской ГЭС послужила толчком к замене гидротурбинного оборудования, крышки турбины и ее креплений на более жесткие и надежные конструкции. Нагрузки на массив сооружения от генераторного оборудования заданы в модели сооружения в виде точечных элементов MASS, распределенных на опорные элементы статора и ротора турбины (рисунок 4.10). Рисунок 4.10 - Нагрузки на бетонный массив от генераторного оборудования При проектировании нового гидротурбинного оборудования учитывались требования обеспечения повышенной эффективности, надежности и расширения диапазона работы от 60 до 100% нагрузки. 125 Для этого, введены следующие усовершенствования конструкции: - разработано и испытано на модели новое рабочее колесо гидротурбины с повышенными энергетическими и кавитационными качествами; - увеличена жесткость крышки турбины; - увеличен диаметр шпилек крепления крышки к статору; 10% шпилек крепления крышки к статору оборудованы силоизмерительными шайбами; - изменена конструкция опорного фланца статора под крышку турбины; - привод лопаток направляющего аппарата осуществляется от четырех сервомоторов через регулирующее кольцо; - привод механизма поворота лопаток оборудован срезным пальцем и механическими стопорами для фиксации направляющего аппарата, как в открытом так и в закрытом положениях; - применен направляющий подшипник на жидкой масляной смазке; - установлено противоразгонное устройство центробежного типа; - турбина оборудована системой виброконтроля; - для уменьшения пульсации потока в диапазоне нагрузок от 60 до 100% по результатам модельных испытаний выбрано и установлено в отсасывающей трубе стабилизирующее устройство. Рисунок 4.11 - Конструкция новой крышки турбины (фрагмент) 126 Новая крышка турбины представляет собой жесткую конструкцию, состоящую из двух фланцев (верхний и нижний), соединенных между собой системой вертикальных ребер жесткости (рисунок 4.11). Фланцы замкнуты вертикальными кольцами. Новое крепление крышки турбины к опорному кольцу выполнено с помощью 80-ти шпилек М90х4-6Н/6g. Площадь сечения шпильки с учетом F отверстия ø20мм под измерительный стержень = 52,4 см2. Опорное кольцо жестко приварено к статору. Плоскость контакта нижнего фланца крышки и опорного кольца имеет зазор, при котором при затянутом крепеже щуп толщиной 0,15 мм проходит не более чем на 100 мм. Схема распределения сил от гидротурбинного оборудования и давления воды для расчета результирующих реакций Rв опорных элементах статора представлена на рисунке 4.12. G2 G3 G3 R G4 G4 q G1 R q Рос Рос - осевая сила на рабочем колесе G1 - вес рабочего колеса и вала G2 - вес ротора генератора G3 - вес опоры подпятника G4 - вес крышки и деталей направляющего аппарата q - давление воды под крышкой турбины R - результирующее усилие на шпильки R = Рос + G1 + G2 + G3 +G4 - q* F F - площадь нижней поверхности крышки Рисунок 4.12 – Схема распределения сил от гидротурбинного оборудования и давления воды 127 4.3.2 Пульсационная нагрузка при работе турбины Пульсационные динамические силы, действующие в проточной части при различных режимах работы гидротурбины предоставлены филиалом ОАО «Силовые машины» «Ленинградский металлический завод», полученных при натурных испытаниях, по показаниям установленных датчиков. На основании анализа пульсационных нагрузок в зависимости от раскрытия лопаток направляющего аппарата определена величина гидростатического давления при работе турбины. Схема установки датчиков показана на рисунке 4.13. Рисунок 4.13 – Схема установки датчиков увеличения 128 При натурных испытаниях весь диапазон нагрузочных режимов разделен на четыре зоны работы агрегатов, что показано на рисунке 4.14. Рисунок 4.14 – Четыре зоны работы агрегатов Вибрационное состояние турбины в Зоне II оценивалось как неудовлетворительное. Ниже представлены уровни динамических процессов, которые считались недопустимыми. 1. Пульсации давления в проточной части 2А≥15 м.в.ст. 2. Вертикальные вибрации турбинного подшипника (опоры пяты) 2А≥210 мкм (ОРГРЭС 2А≥150 мкм). 3. Радиальные вибрации турбинного подшипника 2А≥200 мкм (ОРГРЭС 2А≥150 мкм). 4. Биение вала турбины 2А≥0,6 мм. 5. Пульсации осевой силы 2А≥100 тс. Наиболее полные испытания были проведены при напорах близких к расчетному значению. Пульсации давления под крышкой турбины представлены на рисунке 4.15. 129 Пульсации давления под крышкой турбины на режимах холостого хода (далее ХХ) и малых нагрузках составили: агрегат №3 2А≤ 8 м.в.ст.; агрегат №8 2А≤ 16 м.в.ст.; определяющие частоты 4,76 Гц и 150…300 Гц. Пульсации давления под крышкой турбины в зоне II (не рекомендуемая зона нагрузок) составили: агрегат №3 2А≤ 20 м.в.ст.; агрегат №8 2А≤ 30 м.в.ст.; определяющие частоты 0,4…0,8 Гц и 200…300 Гц. Пульсации давления под крышкой турбины в зоне III (рекомендуемая зона нагрузок) не превышали 2А≤ 10 м.в.ст.; определяющая частота 4,76 Гц. При напорах, близких к максимальному значению, измерение пульсаций давления под крышкой турбины не производилось если ориентироваться на пульсации давления в спиральной камере, то можно предположить, что уровень пульсаций давления под крышкой турбины будет в среднем на 6% больше. Пульсации давления в спиральной камере приведены на рисунке 4.15. По результатам расчета пульсационных режимов в спиральной камере СаяноШушенской ГЭС установлено, что максимальное повышение давления от пульсаций при нормальном режиме работы генератора при напоре Н =219,0 м имеет место при раскрытии лопаток направляющего аппарата в диапазоне 16-20 мм и составит 2А = 0,91 м. Максимальные пульсации давления в проточной части при переходе через неблагоприятную зону составят 2А =15 м.в.ст. Рисунок 4.15- График пульсаций в спиральной камерe турбины СШГЭС 130 На рисунке 4.15 использованы следующие условные обозначения: H - напор в спиральной камере с учетом потерь энергии, м; n - приведенная частота вращения рабочего колеса турбины, об/мин; a0 - величина раскрытия лопаток направляющего аппарата, мм. По оси ординат задана величина амплитуды пульсаций давления воды в проточном тракте турбины по отношению к напору в %. Натурные испытания под рабочим колесом РК показали, что в зоне II под РК имеет место мощный центральный жгут с частотой вращения 0,4…0,8 Гц. Эта частота является определяющей частотой вертикальных вибраций корпуса турбины, осевого усилия и пульсаций давления во всех точках проточного тракта турбины (кроме пульсаций под крышкой турбины, где наряду со жгутовой частотой, определяющими являются так же частоты 4,76 и 200…300 Гц). Определяющей частотой радиальных вибраций корпуса и биения вала является оборотная частота. Работа турбины в зоне II сопровождается сильными гидравлическими ударами в проточной части и значительными шумами. Размахи пульсаций давления в спиральной камере и отсасывающей трубе достигают 15…22 м в.ст., а под крышкой турбины – 36 м в.ст., вертикальных вибраций ТП – 230 мм, колебания мощности генератора – 18…30 МВт, пульсаций осевого усилия – 150 тс. Несколько возрастают (до 100…120 мм) радиальные вибрации ТП и биение вала (до 0,6…0,7 мм). Воздух с шумом засасывается под РК через штатный клапан на торце вала, но его влияния на амплитудные и частотные характеристики динамических процессов при испытаниях до напора 190 м не замечено. Испытания при напоре 194 м показали, что при впуске воздуха под РК исчезают гидравлические удары в проточной части, уменьшается шум, а уровень динамических процессов, хотя несколько снижается, но остается недопустимо высоким. Таким образом, обобщая исходные данные по пульсационным нагрузкам максимальные размахи пульсаций давления в спиральной камере и отсасывающей трубе составляют - 22 м в.ст., а под крышкой турбины – 36 м в.ст. 131 4.3.3 Нагрузка от изменения температуры воды в водопроводящем тракте Одной из причин возникновения дополнительных деформаций в сооружениях является влияние температурного фактора. Это относится, прежде всего, к конструкциям, находящимся на открытом воздухе. Данное влияние незначительно, если конструкция не подвергается резким перепадам температур. Однако даже небольшие колебания температуры воды в водопроводящем тракте здания ГЭС могут повлиять на перемещения опорных элементов статора турбины и вызвать увеличение вибрации. Оценка влияния температурного фактора выполнена в данной работе. Среднегодовая температура воздуха +3,2°C. Среднегодовая температура воды в водопроводящем тракте ГЭС +4°C. Среднегодовая температура воды в нижнем бьефе +5°C. Среднемесячные температуры воды и воздуха приведены в таблице 4.3. На границе сооружения, где изменяются температуры воздуха, заданы граничные условия первого рода: TГ = T(t). В этом выражении T(t) заданная функция изменения температур по месяцам. Распределение деформаций в сооружении с учетом влияния температур для каждого месяца получено после нестационарного температурного анализа. Таблица 4.3 – Средние температуры воздуха и воды по месяцам 132 Нагрузки от плотины для приплотинных ГЭС 4.3.4 Анализ влияния нагрузки от плотины обусловлен приплотинным типом здания Саяно-Шушенской ГЭС. Воздействие, передаваемое со стороны плотины на турбинный водовод, задавалось в виде равномерно распределенной нагрузки, приложенной в плоскости межстолбчатого шва плотины, разделяющего 3-й и 4-й столбы станционной секции (рисунок 4.16). Рисунок 4.16 - Четвертый столб станционной секции плотины СШГЭС 133 Нагрузка прикладывалась тангенциальном. «Ленгидропроект» эксплуатационной Величины в давления Восстановление надежности двух направлениях: принимались СШГЭС ортогональном по «Оценка сталежелезобетонных данным ОАО прочности турбинных и и водоводов», №1885-36-6т, С.-Петербург. 2009 г [73]. Ортогональнаяи тангенциальная составляющие давления, передающаяся на 4-й столб станционной плотины, принята для случая подъема УВБ от отм. 485,0 м до отм. 540,0 м, см. рисунок 4.17. Рисунок 4.17 – Схема давления, передающегося на 4-й столб станционной секции Суммарное усилие от перемещения плотины под действием гидростатической нагрузки, передаваемое на оболочку турбинных водоводов в зоне температурного шва составляет 50000 кН. Технический отчет «О состоянии анкерных опор водоводов Саяно-Шушенской ГЭС». ЛГТС, СШГЭС, п. Черемушки, 1998 г. Плотина не оказывает влияния на здание ГЭС, ее влияние компенсируется в пределах температурного шва, величиной 5 см. 134 4.4 Классификация экстремальных нагрузок Нагрузки особого сочетания включают в себя все нагрузки основного сочетания совместно с одной из экстремальных нагрузок: 1) Гидродинамические нагрузки в водопроводящем тракте при закрытии регулирующих устройств и гидравлическом ударе. 2) ..... Нагрузки на опоры статора от электромагнитных небалансов при аварийном торможении генератора. 3) ..... Динамическая вибрационная нагрузка на опоры статора при закрытии регулирующих устройств. 4) ..... Сейсмическая нагрузка, заданная акселерограммой на грунте основания. 4.4.1 Гидродинамические нагрузки в водопроводящем тракте при закрытии регулирующих устройств и гидравлическом ударе При изменении величины раскрытия лопаток направляющего аппарата, изменяется режим пульсации в водопроводящем тракте. Полное закрытие лопаток соответствует увеличению давления при гидравлическом ударе, частичное закрытие наблюдается при нормальной эксплуатации и вызывает пульсацию. Наибольшее влияние на формирование пульсаций при изменении давления в напорных водоводах ГЭС при гидравлическом ударе оказывают следующие параметры: время закрытия регулирующих направляющего аппарата), устройств скорость (затвора потока водоприемника, воды в течение лопаток закрытия, геометрические параметры (длина, диаметр и толщина оболочки) водовода, модуль упругости оболочки водовода. Определение гидродинамических нагрузок выполнено на примере водопроводящего тракта Саяно-Шушенской ГЭС. Станционная часть плотины Саяно-Шушенской ГЭС (секции 16-36) имеет длину 331,8 м и размещена в левобережной части русла. В четных секциях станционной части (за исключением секции 36) устроены водоприемники 135 турбинных водоводов с отметкой порога 479 м. Нечетные секции выполнены глухими. Сталежелезобетонные турбинные водоводы вынесены на низовую грань и имеют переменный уклон. Жесткая связь с низовой гранью обеспечена штраблением плоскости контакта и выпусками армокаркасов из бетона плотины в железобетонную оболочку водоводов. Диаметр живого сечения водоводов составляет 7,5 м. Металлическая облицовка водоводов имеет переменную толщину и выполнена из стали 09Г2С. Толщина железобетонной оболочки – 1,5 м. В железобетонной оболочке использован бетон класса В20. Напорные водоводы Саяно-Шушенской ГЭС имеют переменные по длине жесткостные характеристики. Это связано с условиями статической работы конструкции и особенностями производства работ на этапе возведения. В связи переменной жесткостью, гашение энергии гидравлического удара и скорость распространения ударной волны на разных участках водовода будет различной. Примем допущение, что жесткость водовода неизменна по длине. При этом, в качестве эталонного, примем участок напорного водовода секции №16 (первый гидроагрегат(ГА)) с толщиной металлической оболочки 36мм. Выбор наиболее жесткого участка наклонной части водовода и задание его характеристик на расчетную модель осуществлены в запас. Определение жесткости сталежелезобетонного турбинного водовода осуществлялось в 2 этапа: 1) На первом этапе был рассмотрен участок турбинного водовода длиной 10,0 м. При этом в расчетную модель были включены: - бетон (учет трещинообразования не произведен – в запас); - продольная и кольцевая арматура; - металлическая оболочка. Далее к участку было приложено постоянное по длине давление и определены максимальные перемещения; 2) На втором этапе рассматривался идентичный участок трубопровода с идентичной нагрузкой. При этом модуль упругости оболочки водовода принят 136 постоянным по толщине(в данном случае, арматура и металлическая оболочка были исключены из рассмотрения). Изменяя модуль упругости оболочки водовода в задаче 2 так, чтобы добиться совпадения перемещений узлов с перемещениями узлов в задаче 1, получен приведенный модуль упругости рассматриваемого участка водовода: В расчете приняты следующие допущения:  вода рассматривается как сжимаемая жидкость;  силы трения по длине и потери энергии на локальные гидравлические сопротивления(повороты оси водовода) не учитываются;  вопросы устойчивости колебаний масс не учитываются;  в качестве расчетной схемы принят водовод диаметром 7,5м и толщиной оболочки равной 1,5м;  оболочка водовода принята упругой;  время закрытия НА составляет 12,5с(см. режим 2, п. 2.1);  рассматривается сечение водовода перед конфузором спиральной камеры. - изменение давления по длине водовода пропорционально удалению от верхнего бьефа сечения. Избыточное давление во входном сечении водоприемника принято равным нулю. Исходные данные представлены в отчете ОАО «Силовые машины» [72]. Расчетные зависимости для вычисления избыточного давления взяты из работы [125]. Расчеты гидродинамического давления в турбинном водоводе выполнены при различных сценариях закрытия лопаток направляющего аппарата и аварийноремонтного затвора водоприемника: Согласно исследованиям ОАО «ЛМЗ», выделено три наиболее неблагоприятных режима закрытия лопаток направляющего аппарата. На рисунке 4.18.представлены графики хода штока сервомотора во времени для режимов закрытия НА№1-3. 137 Рисунок 4.18 – Режимы закрытия лопаток направляющего аппарата Режим 2 характеризуется максимальной величиной повышенного давления. При реализации режима 1 повышение давления в турбинном водоводе несколько меньше, но обладает большей продолжительностью. 1. При полном сбросе нагрузки Н=219,0 м, Q = 320 м3/с, время закрытия с 138 tз = 13,5с (режим 1). 2. При полном сбросе нагрузки Н=219,0м, Q = 280 м3/с, время закрытия tз = 12,5с (режим 2). 3. При полном сбросе нагрузки Н=194,0м, Q = 340 м3/с, время закрытия tз = 14,0с (режим 3). График изменения скорости течения воды в водоводе при закрытии направляющего аппарата для режима 2 представлен на рисунке 4.19. Рисунок 4.19 –График изменения скорости течения воды при закрытии лопаток НА в режиме №2 Максимальное превышение давления в турбинном водоводе, выполнено для режима 2. Время закрытия направляющего аппарата для режима 2 составляет: В расчет включены:  участок водовода, проложенный в теле плотины (  участок водовода, проложенный по низовой грани ( - анкерная опора ( Длина расчетного участка турбинного водовода, соединяющего верхний бьеф со зданием ГЭС, принята равной: Внутренний диаметр напорного водовода 7,5 м. 139 Скорость воды в напорном водоводе перед входом в спиральную камеру определим для крайнего сечения трубопровода: (4.11) где максимальный расход турбинного водовода при реализации режима 2; площадь живого сечения водовода. (4.12) Величина повышения давления при постепенном закрытии только лопаток направляющего аппарата определяется по формуле: (4.13) энергии, обусловленные гидравлическим сопротивлением и деформациями водовода (приняты равными 5 %); Для принятых параметров водовода, скорость распространения ударной волны составит: (4.14) Время, за которое ударная волна, образующаяся в результате прикрытия лопаток направляющего аппарата, дойдет до верхнего бьефа, отразится от него и вернется к НА, называется фазой гидроудара. Длительность фазы определяется по формуле: где – длина расчетного участка водовода. Из (4.15) получим: (4.16) 140 Так как время закрытия НА , гидравлический удар является неполным: отраженная ударная волна приходит к открытым лопаткам. Следовательно, закрытие НА нельзя считать мгновенным. Поэтому в трубопроводе с промежутком, равным длительности фазы, будут возникать волны повышенного и пониженного давления, которые будут накладываться друг на друга и приводить к переменным пульсациям давления по всей длине. В случае совместного закрытия НА и АРЗ, на волны гидравлического удара будет накладываться отраженная волна, вызванная изменением площади входного сечения за счет опускания АРЗ. В зависимости от степени синхронности закрытия НА и АРЗ, влияние отраженной волны может быть более или менее сильным. В расчетах примем наихудший вариант: отраженная волна от АРЗ полностью суммируется с волнами гидравлического удара (возможная сдвижка фаз не рассматривается). Решение задачи проведем графическим методом. Суть метода заключается в построении графиков изменения давления за время , отвечающих функции . Откладывая данную функцию с интервалом, равным длительности фазы ( ), получаем чередующиеся области повышенного и пониженного давления. Для опреления величины избыточного давления в любой момент времени достаточно просуммировать длины положительных и отрицательных отрезков по графику для данного момента времени. Сценарий 1. Закрытие только лопаток направляющего аппарата (НА) за 12,5 с. Опускание аварийно-ремонтного затвора (АРЗ) в спокойную воду. На основе принятого закона распределения скоростей, вычисляем величины избыточного давления воды (см. формулу 4.14) для ряда временных отрезков в промежутке с интервалом 0,37с. Величина принятого интервала соответствует длительности фазы, поэтому на каждом интервале решение задачи по нахождению избыточного давления можно проводить для случая полного гидравлического удара. Результаты расчета избыточного давления для случая закрытия только лопаток НА (таблица 4.4). 141 Таблица 4.4- Расчет избыточного давления у НА Время закрытия затвора , с 1 0,00 0,37 0,74 1,11 1,48 1,85 2,22 2,59 2,96 3,33 3,70 4,07 4,44 4,81 5,18 5,55 5,92 6,29 6,66 7,03 7,40 7,77 8,14 8,51 8,88 9,25 9,62 9,99 10,36 10,73 11,10 11,47 11,84 12,21 12,50 Скорость течения , м/с 2 6,338 6,182 5,955 5,679 5,375 5,058 4,738 4,423 4,116 3,820 3,536 3,263 3,000 2,745 2,497 2,254 2,016 1,782 1,554 1,331 1,118 0,915 0,727 0,557 0,408 0,282 0,160 0,130 0,103 0,079 0,058 0,040 0,025 0,013 0,000 Изменение давления , МПа 3 0,000 0,195 0,481 0,827 1,208 1,607 2,009 2,405 2,790 3,161 3,518 3,860 4,191 4,511 4,823 5,128 5,427 5,720 6,007 6,286 6,554 6,808 7,044 7,258 7,446 7,603 7,756 7,794 7,828 7,858 7,884 7,907 7,926 7,941 7,957 Избыточное давление у НА , МПа 4 0 0,195 0,091 0,255 0,1143 0,2964 0,1056 0,2904 0,0946 0,2754 0,0826 0,2594 0,0716 0,2484 0,0636 0,2414 0,0576 0,2354 0,0516 0,2274 0,0406 0,2134 0,0226 0,1914 -0,0034 0,1604 -0,0074 0,0454 -0,0114 0,0414 -0,0154 0,0384 -0,0194 0,0344 0,0125 142 По данным столбцов 1-3 таблицы 4.5 строим графики избыточного давления воды. Для определения величины изменения давления в момент находим алгебраическую сумму отрезков, отсекаемых времени ti, положительными и отрицательными полосами на вертикали, проведенной через соответствующую точку ti на оси абсцисс. Результаты вычислений заносим в столбец 4 таблицы 4.5. Графики функции (t) графического метода изображены на рисунке 4.20. Рисунок 4.20 - Зависимость давления (t) от времени Фиолетовым цветом выделены области повышенного давления. Синим – области пониженного давления. Красной линией изображен график колебаний избыточного давления у НА. По данным таблицы 4.1, максимальное значение избыточного давления у НА составит 0,29 МПа. График пульсаций давления у НА представлен на рисунке 4.21. 143 Максимальная величина избыточного давления при реализации сценария 1 (закрытие лопаток направляющего аппарата в текущей воде, опускание аварийноремонтного затвора (АРЗ) в спокойную воду) составляет 0,2964 МПа = 29,64 м. Рисунок 4.21 – График пульсаций давления у НА ( Q = 280 м3/с) Сценарий 2. Одновременное закрытие лопаток НА и АРЗ. Время закрытия АРЗ: 30 секунд. Результирующее избыточное давление в данном случае представляет собой сумму избыточных давлений, вызванных закрытием лопаток НА и опусканием АРЗ. Расчет проведем в табличной форме (см. таблицу 4.6). По данным таблицы 4.5, максимальное значение избыточного давления у НА для сценария 2 составит 0,759 МПа = 75,9 м в.ст. Учет влияния аэрационных труб позволяет добиться снижения величин избыточного давления примерно на 3,5%. График пульсаций давления у НА для сценариев 1 и 2 представлен на рисунке 4.22. Максимальная величина избыточного давления при реализации сценария 2 (одновременное закрытие лопаток НА и АРЗ; время закрытия АРЗ - 30 секунд, учет влияния аэрационных труб) составляет 0,725 МПа = 72,5 м в.ст. 144 Рисунок 4.22 – График пульсаций давления у НА ( Q = 280 м3/с, ) Таблица 4.5 - Расчет избыточного давления у НА Изменение Время Скорость Изменение давления от закрытия течения давления закрытия затвора , НА , м/с , МПа с , МПа 1 2 3 4 0,00 6,338 0,000 0,0000 0,37 6,182 0,195 0,1950 0,74 5,955 0,481 0,0910 1,11 5,679 0,827 0,2550 1,48 5,375 1,208 0,1143 1,85 5,058 1,607 0,2964 2,22 4,738 2,009 0,1056 2,59 4,423 2,405 0,2904 2,96 4,116 2,790 0,0946 3,33 3,820 3,161 0,2754 3,70 3,536 3,518 0,0826 4,07 3,263 3,860 0,2594 4,44 3,000 4,191 0,0716 4,81 2,745 4,511 0,2484 5,18 2,497 4,823 0,0636 5,55 2,254 5,128 0,2414 5,92 2,016 5,427 0,0576 Изменение давления , МПа Избыточное давление у НА , МПа 5 0,0000 0,0000 0,0024 0,0035 0,0115 0,0151 0,0299 0,0363 0,0583 0,0671 0,0961 0,1071 0,1426 0,1556 0,1974 0,2120 0,2599 6 0,0000 0,1950 0,0934 0,2585 0,1258 0,3115 0,1355 0,3267 0,1529 0,3425 0,1787 0,3665 0,2142 0,4040 0,2610 0,4534 0,3175 145 Время закрытия затвора , с 1 6,29 6,66 7,03 7,40 7,77 8,14 8,51 8,88 9,25 9,62 9,99 10,36 10,73 11,10 11,47 11,84 12,21 12,50 12,95 13,32 13,69 14,06 14,43 14,8 15,17 15,54 15,91 16,28 16,65 17,02 17,39 17,76 18,13 18,50 Скорость течения , м/с Изменение давления , МПа 2 1,782 1,554 1,331 1,118 0,915 0,727 0,557 0,408 0,282 0,160 0,130 0,103 0,079 0,058 0,040 0,025 0,013 3 5,720 6,007 6,286 6,554 6,808 7,044 7,258 7,446 7,603 7,756 7,794 7,828 7,858 7,884 7,907 7,926 7,941 0,000 7,957 Изменение давления от закрытия НА , МПа 4 0,2354 0,0516 0,2274 0,0406 0,2134 0,0226 0,1914 -0,0034 0,1604 -0,0074 0,0454 -0,0114 0,0414 -0,0154 0,0384 -0,0194 0,0344 0,0125 0,0327 0,0119 0,0310 0,0113 0,0295 0,0107 0,0280 0,0102 0,0266 0,0097 0,0253 0,0092 0,0240 0,0087 0,0228 0,0083 Изменение давления , МПа Избыточное давление у НА , МПа 5 0,2759 0,3297 0,3471 0,4066 0,4252 0,4901 0,5094 0,5793 0,5989 0,6130 0,6044 0,5977 0,5794 0,5548 0,5360 0,5069 0,4885 0,4634 0,4641 0,4403 0,4409 0,4183 0,4189 0,3973 0,3979 0,3775 0,3780 0,3586 0,3591 0,3407 0,3412 0,3236 0,3241 0,3075 6 0,5113 0,3813 0,5745 0,4472 0,6386 0,5127 0,7008 0,5759 0,7593 0,6056 0,6498 0,5863 0,6208 0,5394 0,5744 0,4875 0,5229 0,4759 0,4968 0,4521 0,4719 0,4295 0,4484 0,4081 0,4259 0,3877 0,4046 0,3683 0,3844 0,3499 0,3652 0,3323 0,3469 0,3158 146 Сценарий 3. Одновременное закрытие лопаток НА и АРЗ; время закрытия АРЗ 120 секунд. Расчет результирующего избыточного давления для случая закрытия только лопаток НА будет осуществляться путем суммирования решений по интервалам. Результирующее избыточное давление в данном случае представляет собой сумму избыточных давлений, вызванных закрытием лопаток НА и опусканием АРЗ. Расчет проведем в табличной форме (таблица 4.7). По данным таблицы 4.6 максимальное значение избыточного давления у НА для сценария 3 составит 0,3197 МПа = 31,97 м в.ст. Учет влияния аэрационных труб позволяет добиться снижения величин избыточного давления примерно на 3,5%. График пульсаций давления у НА для сценариев 1 и 3 представлен на рисунке 4.23. Максимальная величина избыточного давления при реализации сценария 3 (одновременное закрытие лопаток НА и АРЗ; время закрытия АРЗ - 120 секунд, учет влияния аэрационных труб) составляет 0,3085 МПа = 30,85 м в.ст. Рисунок 4.23 – График пульсаций давления у НА ( Q = 280 м3/с, ) 147 Таблица 4.6- Расчет избыточного давления у НА Время закрытия затвора , с 1 0,00 0,37 0,74 1,11 1,48 1,85 2,22 2,59 2,96 3,33 3,70 4,07 4,44 4,81 5,18 5,55 5,92 6,29 6,66 7,03 7,40 7,77 8,14 8,51 8,88 9,25 9,62 9,99 10,36 10,73 11,10 11,47 11,84 12,21 12,50 12,95 13,32 Скорость течения , м/с Изменение давления , МПа 2 6,338 6,182 5,955 5,679 5,375 5,058 4,738 4,423 4,116 3,820 3,536 3,263 3,000 2,745 2,497 2,254 2,016 1,782 1,554 1,331 1,118 0,915 0,727 0,557 0,408 0,282 0,160 0,130 0,103 0,079 0,058 0,040 0,025 0,013 3 0,000 0,195 0,481 0,827 1,208 1,607 2,009 2,405 2,790 3,161 3,518 3,860 4,191 4,511 4,823 5,128 5,427 5,720 6,007 6,286 6,554 6,808 7,044 7,258 7,446 7,603 7,756 7,794 7,828 7,858 7,884 7,907 7,926 7,941 0,000 7,957 Изменение давления от закрытия НА , МПа 4 0,0000 0,1950 0,0910 0,2550 0,1143 0,2964 0,1056 0,2904 0,0946 0,2754 0,0826 0,2594 0,0716 0,2484 0,0636 0,2414 0,0576 0,2354 0,0516 0,2274 0,0406 0,2134 0,0226 0,1914 -0,0034 0,1604 -0,0074 0,0454 -0,0114 0,0414 -0,0154 0,0384 -0,0194 0,0344 0,0125 0,0327 0,0119 Изменение давления , МПа Избыточное давление у НА , МПа 5 0,0000 0,0000 0,0006 0,0009 0,0029 0,0038 0,0075 0,0091 0,0146 0,0168 0,0240 0,0268 0,0357 0,0389 0,0493 0,0530 0,0650 0,0690 0,0824 0,0868 0,1016 0,1063 0,1225 0,1273 0,1448 0,1497 0,1532 0,1511 0,1494 0,1449 0,1387 0,1340 0,1267 0,1221 0,1159 0,1113 0,1062 6 0,0000 0,1950 0,0916 0,2559 0,1172 0,3002 0,1131 0,2995 0,1092 0,2922 0,1066 0,2862 0,1073 0,2873 0,1129 0,2944 0,1226 0,3044 0,1340 0,3142 0,1422 0,3197 0,1451 0,3187 0,1414 0,3101 0,1458 0,1965 0,1380 0,1863 0,1233 0,1724 0,1073 0,1565 0,1284 0,1440 0,1181 148 Время закрытия затвора , с 1 13,69 14,06 14,43 14,8 15,17 15,54 15,91 16,28 16,65 17,02 17,39 17,76 18,13 Скорость течения , м/с Изменение давления , МПа 2 3 Изменение давления от закрытия НА , МПа 4 0,0310 0,0113 0,0295 0,0107 0,0280 0,0102 0,0266 0,0097 0,0253 0,0092 0,0240 0,0087 0,0228 Изменение давления , МПа Избыточное давление у НА , МПа 5 0,1014 0,0974 0,0924 0,0892 0,0841 0,0818 0,0766 0,0749 0,0696 0,0686 0,0633 0,0629 0,0575 6 0,1325 0,1086 0,1219 0,1000 0,1121 0,0920 0,1032 0,0846 0,0949 0,0778 0,0873 0,0716 0,0803 Гидравлические расчеты водопроводящего СШГЭС показали следующие величины превышения давления ΔР в турбинном водоводе в зависимости от времени закрытия АРЗ (аварийно-ремонтного затвора водоприемника) при закрытии НА (направляющего аппарата) 12,5 с: 1. ΔР = 0,76 МПа, закрытие АРЗ – 30 с, НА - 12,5 с , 42% закрытия отверстия затвора. 2. ΔР = 0,51 МПа, закрытие АРЗ - 60 с, НА - 12,5 с, 20,8% закрытия отверстия затвора. 3. .ΔР = 0,38 МПа, закрытие АРЗ - 90 с, НА - 12,5 с., 13,8% закрытия отверстия затвора. 4. ΔР = 0,32 МПа, закрытие АРЗ – 120 с, НА - 12,5 с., 10,4% закрытия отверстия затвора. 5. Максимальная величина гидродинамического давления внутри трубопровода при гидравлическом ударе ΔР = 0,76 МПа, УВБ отм. 539,0 м. 6. Рекомендовано время закрытия аварийно-ремонтного затвора 120 с, при закрытии НА - 12,5 с., ввиду минимального ΔР = 0,32 МПа. 149 4.4.2 Нагрузки на опоры статора от электромагнитных небалансов при аварийном торможении генератора При работе генератора опоры статора воспринимают нагрузку от действия радиальных сил при тепловом расширении сердечника статора и радиальных сил от механических и электромагнитных небалансов при различных режимах работы ротора [84, 85]. Секция генераторного этажа здания ГЭС представляет собой пространственную конструкцию, включающую в себя железобетонный кожух генератора и работающую совместно с ним плиту пола машинного зала. Железобетонная плита пола машинного зала жестко связана с кожухом генератора, а также со сборными колоннами сечения 0,6×0,6 м и монолитными пилонами сечения 1,2×3,4 м со стороны верхнего бьефа и свободно оперта на массивные бетонные стены со стороны нижнего бьефа. Плита перекрытия имеет толщину 0,8 м. Кожух генератора представляет собой железобетонную цилиндрическую оболочку с внутренним диаметром 17,5 м, высотой 7,2 м и толщиной стенки 0,8 м, жестко связанную по нижнему контуру с массивом турбинной шахты. По верхнему контуру кожух жестко связан с перекрытием машинного зала, верх плиты которого находится на отм. 327,0 м. На отм. 326,8 м равномерно, через 30, расположены 12 упоров для домкратов, передающих усилие от крестовины статора. Внизу к внутреннему контуру кожуха примыкают 12 опор для статора генератора, на которые непосредственно передается нагрузка от электромагнитных небалансов. Схема нумерации подстаторных тумб представлена на рисунке 4.24. Воздействие токов короткого замыкания статора с учетом вынужденных колебаний и меняющейся во времени гармонической нагрузке с частотой w =2,38 об/с , время 1,52 с определяется по формуле: P  P0 sin( wt ). (4.17) 150 Рисунок 4.24 – Схема нумерации подстаторных тумб При этом расчет выполнялся для трех сочетаний, в которых P0 задавалась – 645 кН, 2330 кН, 3200 кН соответственно величинам моментов при коротком замыкании статора, действующим на фундамент. В каждом сочетании в качестве основной учитывалась радиальная нагрузка от механических и электромагнитных небалансов при номинальном режиме ротора. Расчет от воздействия токов короткого замыкания ротора выполнялся с учетом максимальной нагрузки от магнитного притяжения при замыкании половины полюсов ротора и сдвигающей силы на двух тумбах статора. 151 4.4.3 Динамическая вибрационная нагрузка на опоры статора при закрытии регулирующих устройств На опорные элементы - подстаторные тумбы непосредственно передается вес гидротурбинного оборудования и вибрации от его работы. Вес оборудования задан в виде сосредоточенных распределенных масс, влияние которых на бетон усиливается при динамических/сейсмических нагрузках. Сравнительные предельные значения двойных амплитуд (2А, мкм) радиальных абсолютных вибраций турбинного подшипника для предупредительной сигнализации и аварийной остановки гидроагрегатов СШГЭС, Бурейской ГЭС и Богучанской ГЭС приведены в таблице 4.7. Предельные значения двойных амплитуд (2А, мкм) биений валов для предупредительной сигнализации и аварийной остановки гидроагрегатов СаяноШушенской ГЭС, Бурейской ГЭС и Богучанской ГЭС приведены в таблице 4.8. Максимальные вертикальные вибрации приведены из отчета №1008 «Натурные испытания турбин Саяно-Шушенской ГЭС со штатными рабочими колесами», ЛМЗ, Ленинград 1988 г [69] представлены на рисунке 4.25. Таблица 4.7 – Предельные значения двойных амплитуд (2А, мкм) радиальных абсолютных вибраций турбинного подшипника 152 Таблица 4.8 – Предельные значения двойных амплитуд (2А, мкм) биений валов Рисунок 4.25 – Вертикальные вибрации опоры подпятника Дисбаланс оборудования обусловлен увеличением напряжений от вибраций подстаторных тумб при работе турбины (зависимость напряжений времени).Вибрация определяется по показниям датчиков виброконтроля. от 153 График зависимости напряжений опорных элементов статора турбины при прохождении генератора через неблагоприятную зону показана зеленым цветом на рисунке 4.26. Рисунок 4.26 - График зависимости напряжений от времени в опорных элементах при прохождении генератора через неблагоприятную зону работы На рисунке 4.27 отдельно выделен график зависимости напряжений от времени в опорных элементах при работе генератора в номинальном режиме. 154 Рисунок 4.27 – График зависимости напряжений от времени в опорных элементах при работе генератора в номинальном режиме Расчет относительных перемещений опорных элементов статора и биения вала турбины выполнялся при задании динамической составляющей нагрузки, (рисунки4.26, 4.27) с проведением сравнения расчетных перемещений с данными натурных исследований и нормативными критериями. 4.4.4 Сейсмическая нагрузка, заданная акселерограммой на грунте основания В период проектирования (1965 ÷ 1976 гг.) и на начальном этапе нормальной эксплуатации (до 1996 года) сейсмическая активность площадки СШГЭС оценивалась в 7 баллов по шкале MSK-64 с повторяемостью сейсмических воздействий 1 раз в 1500 лет. В 1997 г. расчетная сейсмичность была уточнена в соответствии с «Комплексной программой по повышению сейсмостойкости объектов энергетической отрасли», разработанной комиссией по чрезвычайным ситуациям РАО «ЕЭС России», и принята равной 8 баллам по шкале MSK-64 на скальных грунтах II категории по сейсмическим свойствам. По карте общего сейсмического районирования ОСР-97-С район СаяноШушенской ГЭС относится к 9-ти балльной зоне по шкале MSK-64 с периодом повторяемости сотрясений один раз в 5000 лет. Для скальных грунтов, залегающих в 155 основании Саяно-Шушенской ГЭС и относящихся к I категории по сейсмическим свойствам, это соответствует 8 баллам [94]. После аварии 17 августа ЦСГНЭО были выполнены дополнительные сейсмологические исследования по уточнению сейсмичности участка основных сооружений и определение параметров расчетных сейсмических воздействий на заменяемое гидромеханическое и электротехническое оборудование и строительные конструкции Саяно-Шушенской ГЭС. По итогам сейсмологических исследований автором выполнены динамические расчеты и синтезирована трехкомпонентная акселерограмма на грунте основания ГЭС (рисунок 4.28). Рисунок 4.28 - Расчетная трехкомпонентная акселерограмма (зависимость ускорений в м/с2 от времени в секундах) На основании расчетной поэтажной акселерограммы выполнен динамический анализ агрегатного блока с последующим определением поэтажных спектров ответа и акселерограмм на отметках установки оборудования СШГЭС. Акселерограмма и спектры представлены на рисунках 4.29 и 4.30 соответственно. 156 Рисунок 4.29– Поэтажная вертикальная акселерограмма на отм. 315.485опорных элементов статора турбины (зависимость ускорений в м/с2 от времени в секундах) Расчеты спектров реакции здания ГЭС в местах установки заменяемого гидротурбинного и механического оборудования производились прямым динамическим методом теории сейсмостойкости в трехмерной постановке. Демпфирование принято 5 % от критического. Рисунок 4.30 – Поэтажный спектр ответа на отм. 315.485 опорных элементов статора турбины На основании верифицированной конечно-элементной модели здание ГЭС основание определена сейсмостойкость и получен вклад сейсмической составляющей нагрузки в напряженно-деформированное состояние элементов 157 сооружения. Определены сорок собственных частот в диапазоне 4,5-26,2 Гц, таблица 4.9. По анализу частот и форм колебаний гидроагрегатного блока можно заключить следующее: 1. Первая форма собственных колебаний здания ГЭС. с частотой 4,5 Гц имеет минимальный вклад, (коэффициент присоединения равен 1) и не является доминирующей для работающего турбинного оборудования (рисунок 4.31). 2. Первая доминирующая собственная частота 8,97 Гц здания ГЭС соответствует третьей форме колебаний с коэффициентом присоединения в сейсмическую нагрузку равным 80, на рисунке 4.32 представлена третья форма колебаний агрегатного блока с частотой 8,97 Гц, в таблице 4.10 представлены Модальные отклики здания СШГЭС. Рисунок 4.31 - Первая форма собственных колебаний здания ГЭС с частотой 4,5Гц 158 Рисунок 4.32 – Третья форма собственных колебаний здания ГЭС с частотой 8,97Гц Таблица 4.9 – Расчетные частоты собственных колебаний здания ГЭС № ФСК 1 2 3* 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 Циклическая частота, Техническая частота, Период колебаний, рад/с Гц с 28,2961 4,5035 0,2221 45,9420 7,3119 0,1368 56,3460 8,9677 0,1115 80,2335 12,7696 0,0783 83,2734 13,2534 0,0755 83,7054 13,3221 0,0751 83,7176 13,3241 0,0751 83,7631 13,3313 0,0750 83,7635 13,3314 0,0750 85,9441 13,6784 0,0731 90,0540 14,3325 0,0698 95,5042 15,2000 0,0658 98,2307 15,6339 0,0640 107,7740 17,1527 0,0583 110,2440 17,5458 0,0570 111,1340 17,6875 0,0565 112,6760 17,9330 0,0558 117,6390 18,7228 0,0534 117,6450 18,7238 0,0534 117,6560 18,7255 0,0534 117,6570 18,7257 0,0534 159 Циклическая частота, Техническая частота, Период колебаний, рад/с Гц с 118,8200 18,9108 0,0529 129,1650 20,5573 0,0486 133,1760 21,1956 0,0472 133,9290 21,3155 0,0469 134,9690 21,4809 0,0466 135,5070 21,5665 0,0464 136,9990 21,8041 0,0459 140,2300 22,3182 0,0448 142,2210 22,6351 0,0442 144,0450 22,9255 0,0436 148,3110 23,6045 0,0424 150,7120 23,9865 0,0417 150,7950 23,9997 0,0417 152,7370 24,3088 0,0411 158,3500 25,2021 0,0397 162,3990 25,8467 0,0387 162,8510 25,9185 0,0386 163,6560 26,0467 0,0384 164,4170 26,1678 0,0382 выделены доминирующие формы собственных колебаний гидроагрегатного № ФСК 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 * Красным блока 160 Таблица 4.10– Модальные отклики СШГЭС В направлении «по потоку» - вдоль оси OY Период, ВкладЭффективная №ФСК с фактор масса 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 0,2221 0,1368 0,1115 0,0783 0,0755 0,0751 0,0751 0,0750 0,0750 0,0731 0,0698 0,0658 0,0640 0,0583 0,0570 0,0565 0,0558 0,0534 0,0534 0,0534 0,0534 0,0529 0,0486 0,0472 0,0469 0,0466 0,0464 0,0459 0,0448 0,0442 0,0436 0,0424 0,0417 0,0417 0,0411 0,0397 0,0387 0,0386 0,0384 0,0382 -0,7443 0,5540 -0,6560 0,4303 80,1030 6416,5000 5,8014 33,6570 -1,1638 1,3545 0,0388 0,0015 -0,1536 0,0236 -0,2028 0,0411 0,0440 0,0019 0,2402 0,0577 -1,0382 1,0779 1,0826 1,1721 10,4420 109,0300 23,8230 567,5300 -90,640 8215,6000 -19,016 361,5900 85,4480 7301,3000 0,1088 0,0118 -0,0602 0,0036 -0,0473 0,0022 0,0166 0,0003 0,2607 0,0680 -3,6076 13,0150 26,4930 701,9000 5,8998 34,8070 1,8847 3,5523 -14,187 201,2800 15,2580 232,8000 -0,3397 0,1154 -2,2649 5,1299 -10,725 115,0300 -10,558 111,4600 10,0330 100,6600 6,1423 37,7280 26,6770 711,6800 -47,014 2210,3000 8,1760 66,8470 23,8740 569,9700 79,1770 6269,0000 22,1790 491,9000 №ФСК 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 В направлении «вертикально» вдоль оси OZ Период, ВкладЭффективная с фактор масса 0,2221 0,1368 0,1115 0,0783 0,0755 0,0751 0,0751 0,0750 0,0750 0,0731 0,0698 0,0658 0,0640 0,0583 0,0570 0,0565 0,0558 0,0534 0,0534 0,0534 0,0534 0,0529 0,0486 0,0472 0,0469 0,0466 0,0464 0,0459 0,0448 0,0442 0,0436 0,0424 0,0417 0,0417 0,0411 0,0397 0,0387 0,0386 0,0384 0,0382 1,0421 1,0860 0,2076 0,0431 25,7710 664,1300 2,4326 5,9176 -30,3350 920,2400 -4,7689 22,7430 -0,4364 0,1905 0,6329 0,4005 -0,0730 0,0053 -0,2404 0,0578 -7,3966 54,7100 -0,2742 0,0752 -1,8524 3,4315 155,6000 24210,0000 4,2777 18,2980 -12,4610 155,2800 -51,9560 2699,4000 -0,4393 0,1930 0,1242 0,0154 0,0998 0,0100 -0,1959 0,0384 0,3105 0,0964 0,6469 0,4185 -12,6030 158,8300 24,5390 602,1500 39,8610 1588,9000 -30,0420 902,5400 38,2430 1462,5000 -6,1056 37,2780 3,6087 13,0230 76,7770 5894,7000 22,2510 495,0900 10,1200 102,4100 -7,6039 57,8190 3,1812 10,1200 9,6277 92,6920 -4,4335 19,6560 -7,3305 53,7360 -2,1485 4,6159 -3,3570 11,2690 161 В момент снижения мощности до 475 МВт в запрещенной зоне эксплуатации происходит закрытие направляющего аппарата – данная точка характеризуется вращением центрального жгута с частотой 0,48-0,7 Гц. Как показывают результаты натурных испытаний агрегатов, данные контроля параметров эксплуатации, систем контроля и мониторинга эта частота является существенной во всех элементах проточного тракта, кроме пульсации давления под крышкой турбины, где определяющими являются также частота 4,76 Гц (двойная оборотная) и частоты в диапазоне 200-300 Гц. Определяющей частотой вибраций корпуса ТП и биения вала является двойная оборотная частота. При этом, получается наибольшее ее сближение с первой собственной частотой колебаний агрегатного блока  = 4,5 Гц, которая в свою очередь не является определяющей при сейсмическом воздействии, таким образом резонансные явления на отметках расположения турбины исключены. 4.5 Выводы по главе 1. В четвертой главе на примере Саяно-Шушенской ГЭС разработана новая пространственная математическая модель гидроагрегатного блока ,имеющая в своем составе: нижнюю часть сталежелезобетонного водовода, анкерную опору, агрегатный блок, скальный массив, оборудование на отметках. 2. В математической модели учтены особенности деформирования материала при условии образования и наличия трещин. Выполнено пространственное моделирование водопроводящих трактов с использованием многослойных оболочек. 3. Бетон агрегатного блока отделен от плотины температурным швом 50 мм. Взаимодействие между плотиной и зданием ГЭС осуществлено через стальную оболочку водовода и общее грунтовое основание. 4. Определены нагрузки при эксплуатации гидроагрегатного блока. нормальных и экстремальных режимах 162 5 Обоснование проектных параметров гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС Глава посвящена расчетным исследованиям прочности и работоспособности гидроагрегатных блоков в фактических и экстремальных условиях эксплуатации на примере Саяно-Шушенской ГЭС. Под работоспособностью понимается – способность агрегатного блока и его элементов выполнять свои функции, воспринимая нагрузки основных и особых сочетаний. Работоспособность гидроагрегатного блока зависит от прочности элементов водопроводящего тракта – бетона, арматуры и стальной оболочки, на которую непосредственно работоспособность действует в гидростатическое значительной мере давление воды. обеспечивается Поэтому обоснованием конструктивных проектных параметров гидроагрегатного блока. Далее последовательно выполнены исследования прочности элементов водопроводящего тракта в составе пространственной модели гидроагрегатного блока: турбинных водоводов, анкерной опоры, спиральной камеры, отсасывающих труб. Впервые на пространственной модели вычислены биения вала турбины, напряжения и деформации подстаторных тумб. 5.1 Исследование прочности высоконапорных турбинных водоводов Расчетные исследования турбинных водоводов проводились на основании данных натурных исследований. По данным натурных наблюдений бетонный массив водовода рассечен системой продольных трещин, понижающих прочностные характеристики бетона. Бетонная оболочка в данном случае не является несущей, а выполняет функции защитного панциря и связующего материала между несущей стальной внутренней 163 оболочкой и арматурными слоями. Фактическое состояние водоводов изображено на рисунке 5.1. Рисунок 5.1 – Фактическое состояние бетона водоводов на январь 2011 г. Моделирование сталежелезобетонного водовода выполнено с учетом его работы как комплексного материала с учетом трещин. Учтено наличие в турбинном водоводе двух слоев арматуры: внутреннего, прилегающего к металлической оболочке, и наружного – расположенного у внешней границы водовода. В модели применены многослойные элементы. Каждый слой отражает “приведенную толщину” арматуры. Площадь погонного метра плоских элементов данной толщины эквивалентна площади кольцевого армирования. Четырехслойные элементы SHELL3L использованы для моделирования внутреннего ряда кольцевой арматуры, работающего совместно с металлической оболочкой. В воспринимает расчете принято допущение, гидростатическую нагрузку, а что продольная выполняет арматура не распределительную функцию. В связи с этим, при моделировании слоев арматуры, продольная арматура 164 во внимание не принималась (в запас). Физические характеристики четырехслойных элементов представлены в таблице 5.1. Таблица 5.1 – Физические характеристики четырехслойных элементов № слоя 1 2 3 4 Материал Толщина Модуль Коэфф. слоя, мм упругости, кПа Пуассона стальная оболочка трещиноватый бетон кольцевая арматура (внутр.) трещиноватый бетон 25/20 2,1 0,3 192 4,0 0,15 15,392* 2,1 0,3 100 4,0 0,15 Физические характеристики трехслойных элементов внешнего арматурного кольца представлены в таблице 5.2. Таблица 5.2 – Физические характеристики трехслойных элементов № слоя 1 Материал трещиноватый бетон(внутр.) Толщина Модуль Коэфф. слоя,мм упругости,кПа Пуассона 50 4,0 0,15 11,308* 2,1 0,3 192 4,0 0,15 кольцевая 2 арматура (внешн.) 3 трещиноватый бетон (внешн.) Условия трещинообразования железобетонной оболочки реализованы при понижении модуля упругости в ходе решения нелинейной задачи методом Ньютона- 165 Рафсона по методике, описанной в Главе 2. Снижение модуля упругости проводилось на каждом шаге итерации до тех пор, пока в ходе расчета не были получены напряжения ниже расчетного сопротивления растяжению для всех элементов бетона. Исследование прочности производилось при оценке напряжений в элементах металлической оболочки и арматуры в условиях гидравлического удара. Распределение главных напряжений в бетоне водовода на последнем шаге итерации представлено на рисунке 5.2. Проверка прочности выполнена для наиболее нагруженного нижнего участка трубопровода для нагрузок особого сочетания с учетом гидравлического удара. По трассе водовода изменение толщины металлической оболочки и площади поперечного сечения арматуры происходит пропорционально изменению гидростатического давления. То есть уровень максимальных напряжений на нижних границах участков металлической оболочки/(арматуры) одинаковой толщины/(площади поперечного сечения) неизменен по всей трассе водовода. Рисунок 5.2- Главные напряжения в бетоне водовода Физические характеристики материалов, нагрузки и результаты расчета водоводов с учетом гидравлического удара представлены в таблице 5.3. 166 Таблица 5.3 – Физические характеристики нагрузки и результаты расчета турбинных водоводов На рисунке 5.3 представлено распределение напряжений по Мизесу в стальной оболочке турбинного водовода. Сталь 09Г2-С. Максимальные значения приведенных напряжений составляют 157100 кПа и не превышают критериального значения  max  266000 кПа. . Запас прочности металлической оболочки kоб.=1,7. 167 Рисунок 5.3 – Распределение напряжений по Мизесу в стальной оболочке турбинного водовода, кПа На рисунке 5.4 представлено распределение напряжений по Мизесу в кольцевой арматуре внутреннего арматурного кольца. Максимальные значения приведенных напряжений составляют 144400 кПа и не превышают критериального значения  max  224000 кПа. .Запас прочности кольцевой внутренней арматуры kк.вн. арм.=1,5. Рисунок 5.4 – Распределение напряжений по Мизесу кольцевой арматуре внутреннего арматурного кольца, кПа На рисунке 5.5 представлено распределение напряжений по Мизесу в продольной арматуре внутреннего арматурного кольца. Максимальные значения 168 приведенных напряжений составляют 52077кПа и не превышают критериального значения  max  224000 кПа. . Запас прочности продольной внутренней арматуры kпр.вн.арм.=4,2. Рисунок 5.5 – Распределение напряжений по Мизесу кольцевой арматуре внутреннего арматурного кольца, кПа На рисунке 5.6 представлено распределение напряжений по Мизесу в кольцевой арматуре наружного арматурного кольца. Максимальные значения приведенных напряжений составляют 102900 кПа и не превышают критериального значения  max  224000 кПа. . Запас прочности кольцевой наружной арматуры kк.н.арм.=2,1. Рисунок 5.6 – Распределение напряжений по Мизесу кольцевой арматуре наружного арматурного кольца, кПа На рисунке 5.7 представлено распределение напряжений по Мизесу в продольной арматуре наружного арматурного кольца. Максимальные значения приведенных напряжений составляют 52633 кПа и не превышают критериального 169 значения  max  224000 кПа. . Запас прочности продольной наружной арматуры kпр.н.арм.=4,3. Рисунок 5.7 – Распределение напряжений по Мизесу продольной арматуре наружного арматурного кольца, кПа Анализ результатов прочностных расчетов турбинных водоводов как многослойных оболочек показал, что прочность водоводов с учетом самого экстремального сочетания нагрузок с учетом гидравлического удара обеспечена с достаточным запасом прочности металла оболочки и арматуры. 170 5.2 Результаты расчета анкерной опоры турбинного водовода Анкерная опора является частью водопроводящего тракта, соединяющей водоводы и спиральную камеру здания ГЭС и являться переходным участком между водоводом и зданием ГЭС. Опора состоит из колена R 22.5 м и прямолинейного участка 7 м, который располагается в мягких прокладках и является самонесущим. Соединение со зданием ГЭС происходит на границе этого участка, именно здесь определено взаимное влияние плотины и здания ГЭС друг на друга, которое составило 47 000 – 50 000 кН. Бетон плотины отделен от здания ГЭС температурным швом 50 мм. Все деформации от плотины происходят в пределах температурного шва и мягкой прокладки, которая запроектирована в нижнем самонесущем стальном звене, выполненном из высокопрочной Стали 138 ИЗ-2. Результаты расчетов на нагрузки основного сочетания получены для части анкерной опоры вдоль трубы в локальной системе координат: оси перпендикулярны сечению водовода, ось Z X, Y- -вдоль водовода, рис. Рисунок 5.8 - Напряжения анкерной опоре SZ - вдоль водовода при основном сочетании нагрузок, кПа 171 Максимальные значения растягивающих напряжений SX , SY , SZ ,-носят локальный характер, составляют соответственно +1970, +1770, +2200 кПа и превышают критериальное значение  max ( раст)  720кПа . Максимальные значения сжимающих напряжений SX , SY , SZ ,-носят локальный характер, составляют соответственно -5567,-4038,7,-5056,7 кПа, и не превышают критериальное значение  max (сж )  9200  кПа . На рисунке5.9 представлено распределение напряжений по Мизесу в металлической облицовке турбинного водовода с учетом отпора Здания ГЭС. Максимальные значения напряжений для оболочки из стали 138 ИЗ-2 составляют +250000 кПа и не превышают критериальное значение  max ( раст)  290000кПа. Максимальные значения напряжений для оболочки из стали 09Г2 составляют +117000 кПа и не превышают критериальное значение  max ( раст)  190000кПа. Рисунок 5.9 – Напряжения в стали оболочки турбинного водовода с учетом отпора здания ГЭС, кПа Максимальные деформации оболочки в радиальном направлении составляют 24 мм, что меньше толщины мягкой прокладки, составляющей 50 мм. Максимальные продольные перемещения оболочки на горизонтальном участке: при НПУ - 4 мм, при УМО 2,3 мм. 172 Таким образом, изменение величины раскрытия шва между анкерной опорой и зданием ГЭС составляет 1,7 мм, что существенно меньше ширины шва, по проекту равной 50 мм, см. рисунки 5.10 -5.12. Влияние упора в спиральную камеру здания ГЭС сказывается только на горизонтальном участке водовода, работающем в мягких прокладках без передачи усилий на бетон, в стальной оболочке на этом участке напряжения увеличиваются на 28000 кПа. Рисунок 5.10 -Деформации оболочки в радиальном направлении (max=24мм) Рисунок 5.11 -Деформации оболочки в направлении Здания ГЭС при НПУ 540м (max= 4мм) 173 Рисунок 5.12 -Деформации оболочки в направлении Здания ГЭС, max=2.3мм при УМО = 500 м Результаты расчета анкерной опоры водовода на особое сочетание нагрузок с учетом гидравлического удара характеризуются следующими показателями: Максимальные значения растягивающих напряжений SX , SY , SZ ,-носят локальный характер, составляют соответственно +2500, +2250, +2800 кПа и превышают критериальное значение  max ( раст)  800КПа . Максимальные значения сжимающих напряжений SX , SY , SZ ,-носят локальный характер, составляют соответственно -6369,-4080,-5489 кПа, и не превышают критериальное значение  max (сж )  10200  кПа . Максимальные значения напряжений для оболочки из стали 138 ИЗ-2 составляют +289000 КПа и не превышают критериальное значение  max ( раст)  404000кПа. Запас прочности металлической оболочки kоб.=1,4. Максимальные деформации оболочки в радиальном направлении составляют 31 мм и происходят в пределах мягкой прокладки, толщиной 50 мм. Максимальные деформации оболочки в направлении Здания ГЭС составляют 4,8мм. Для восприятия усилий, передаваемых на железобетонную оболочку водовода, требуемая площадь внутренней и наружной кольцевой арматуры в нижнем колене анкерной опоры составляет 70см2, т.е. 455 на 1 п.м. Таким образом, проектное армирование 470 на 1 п.м. принято с достаточным запасом. 174 Результаты расчета анкерной опоры водовода на особое сочетание нагрузок с учетом сейсмического воздействия характеризуются следующими показателями: Максимальные значения напряжений для оболочки из стали 138 ИЗ-2 составляют +262000 кПа не превышают критериальное значение  max ( раст)  404000кПа. Оболочка из стали 09 Г2С напряжениясоставляют +122000 КПа и не превышают критериальное значение  max ( раст)  190000кПа. Максимальные деформации оболочки в радиальном направлении составляют 25 мм и происходят в пределах мягкой прокладки, толщиной 50 мм. Максимальные деформации оболочки в направлении Здания ГЭС составляют 4,2 мм. Результаты расчета анкерной опоры при нормальных условиях эксплуатации, гидравлическом ударе и сейсмическом воздействии представлены в таблице 5.4 Таблица 5.4 – Результаты расчета анкерной опоры Вид НДС Н.У.Э Г.У. СЕЙСМ. Mises, МПа, 09Г2 117 157 122 Mises, МПа, 138-ИЗ 250 289 262 Попер. Перем.мм 24 31 25 Прод.Перем. 4 НПУ/УМО, мм 4,8 4,2 2,3 2,5 1,9 Относит. Прод. Перем., (УМО-НПУ) мм 1,7 По результатам расчета анкерной опоры можно заключить следующее: 1. Расчет анкерной опоры, выполненной с учетом продольных трещин, показал, что максимальные растягивающие напряжения в металлической оболочке на выходе нижнего колена и горизонтальном участке при нормальных условиях эксплуатации (самонесущая оболочка) составляют соответственно 117 и 250 МПа. Это хорошо 175 согласуется с данными натурных наблюдений, где напряжения составили 120 и 245 МПа соответственно. 2. Анализ продольных деформаций металлической облицовки на горизонтальном участке водовода, работающем без передачи внутреннего давления на внешнюю бетонную облицовку, показал, что при изменении УВБ от УМО 500 м до НПУ 539 м максимальная величина сближения стенок шва между анкерной опорой и зданием ГЭС составляет 1.7- 2.2 мм (по данным натурных наблюдений 2.0 -2.5мм), что существеннее меньше проектной ширины шва 50 мм. Из этого следует, что контакт между анкерной опорой и блоком спиральной камеры осуществляется только через металлическую оболочку, т.е. «навал» плотины на здание ГЭС не имеет места. 3. Максимальная поперечная деформация металлической оболочки при гидравлического ударе составляет 31 мм и находится в пределах мягкой прокладки, имеющей проектную толщину 50 мм. 4. Максимальное отклонение оси турбинного водоводов в период времени с июля по декабрь в плоскости температурного шва, отделяющего здание ГЭС от станционной части плотины составляет 0,42 мм в сторону нижнего бьефа (вдоль оси OY ), 0,97мм в сторону левого берега(вдоль оси OX ) и 0,42 мм вверх (вдоль оси OZ ) ( рисунок 5.13). 5. Максимальное отклонение оси турбинного водоводов период времени с января по июнь в плоскости температурного шва, отделяющего здание ГЭС от станционной части плотины составляет 0,8 мм в сторону нижнего бьефа(вдоль оси OY ), 0,8 мм в сторону левого берега(вдоль оси OX ) и 1,05 мм вверх(вдоль оси OZ ) ( рисунок 5.14). 176 Рисунок 5.13 – Максимальное отклонение горизонтальной оси турбинного водовода в период с июля по декабрь, мм Рисунок 5.14 - Максимальное отклонение горизонтальной оси турбинного водовода в период с января по июнь, мм 177 5.3 Анализ напряженно-деформированного состояния агрегатного блока и спиральной камеры Одним из наиболее сложных и ответственных конструктивных элементов гидроэлектростанций является блок спиральной камеры. Сложность блока спиральной камеры заключается в его нетривиальной пространственной форме, обусловленной необходимостью обеспечения плавного и равномерного подхода водного потока к лопаткам рабочего колеса турбины с целью максимального снижения потерь механической энергии. Вместе с тем, конструкция должна выдерживать большие нагрузки от пульсаций давления воды в проточном тракте и работающего гидроагрегата. Вес от статора (неподвижной части) генератора через подстаторные тумбы передается на верхнюю грань блока. В то время как вес вращающихся частей гидроагрегата через подпятник(опорный подшипник) и крышку турбины передается на колонны статора турбины, распределяющие нагрузку в основание блока. В связи с этим, вопрос обеспечения прочности блоков спиральных камер играет важную роль в обеспечении надежности и работоспособности как гидроагрегатов, так и гидроэлектростанций в целом. В результате трагических событий 17 августа 2009 года, блок спиральной камеры гидроагрегата№2 Саяно-Шушенской был подвержен значительному ударному воздействию со стороны упавшего гидроагрегата. Характер воздействия и его масштабы выходили за рамки рассмотренных в проекте расчетных случаев, что породило закономерный вопрос о работоспособности конструкции. Наряду с этим, важной задачей явилось определение запаса прочности элементов спиральной камеры в составе пространственной расчетной модели здания ГЭС с учетом нагрузок, ранее не рассматривавшихся. При этом решались следующие задачи: - определение напряженно-деформированного состояния гидроагрегатного блока для всех возможных сочетаний нагрузок эксплуатационного, аварийного, ремонтного режимов работы станции; - анализ напряжений в металлической оболочке спиральной камеры и напряжений, воспринимаемых проектной арматурой; 178 - сравнение результатов расчетов, полученных на пространственной конечноэлементной модели, с данными натурных наблюдений; - проверка достаточности армирования блока; - определение запасов прочности. Расчетная пространственная модель гидроагрегатного блока представлена в главе 4. Водопроводящий тракт анкерной опоры переходит в блок спиральной камеры здания ГЭС, в бетоне которого с учетом гидравлического удара растягивающие напряжения составляют  max =3219 кПа (упругая постанова задачи (рисунок 5.15). Рисунок 5.15 – Главные напряжения в бетоне агрегатного блока, кПа (упругая постановка задачи) Таким образом, бетон в области блока спиральной камеры является не несущим, а лишь связующим материалом, обеспечивающим совместность работы стальной оболочки и арматуры. Соответствующие растягивающим напряжениям зоны образования трещин в бетоне показаны на рисунке 5.16. 179 Рисунок 5.16 – Область образования трещин в бетоне На рисунке 5.17 показано реальное напряженное состояние бетона агрегатного блока растягивающие напряжения  max = 927кПа. Рисунок 5.17– Главные напряжения в бетоне агрегатного блока, кПа (нелинейная постановка задачи) В таблице 5.5 приведены максимальные напряжения в бетоне блока и стальной оболочки спиральной камеры от нагрузок особого сочетания, включая сейсмическое воздействие. 180 Таблица 5.5 - Результаты расчета агрегатного блока с учетом сейсмического воздействия Далее выполнена оценка прочности стальной оболочки и арматуры спиральной камеры в составе гидроагрегатного блока. Конечно-элементная аппроксимация блока спиральной камеры представлена на рисунке 5.18. 181 Рисунок 5.18 – Конечно-элементная аппроксимация блока спиральной камеры Максимальные значения приведенных напряжений в стальной оболочке спиральной камеры составили 74,0 МПа (рисунок 5.19). Рисунок 5.19 - Приведенные напряжения в стальной облицовке спиральной камеры для случая основного сочетания нагрузок, кПа На рисунке 5.20 представлено сопоставление данных датчика кольцевых напряжений в металлической облицовке спиральной камеры с результатами расчетов, проведенных на пространственной конечно-элементной модели в области датчика напряжений (исследуемой точке). Результаты расчета на основное сочетание нагрузок соизмеримы с натурными данными. На рисунке 5.21 182 представлено сопоставление данных датчика арматурных кольцевых напряжений Результаты расчета по МКЭ указаны синим, данные натурных наблюдений – красным цветом. Рисунок 5.20 - Напряжения в стальной Рисунок 5.21 - Напряжения в оболочке спиральной камеры, МПа, кольцевой арматуре, МПа, В таблице 5.6 на конечно-элементной модели показаны приведенные напряжения в стальной облицовке спиральной камеры и арматуре для случая гидравлического удара. В таблице 5.7 представлены физические характеристики, нагрузки и результаты расчета блока спиральной камеры в случае гидравлического удара. 183 Таблица 5.6 - Приведенные напряжения в стальной облицовке спиральной камеры и арматуре для случая гидравлического удара, кПа Оболочка из стали 09Г2С спиральной камеры:  max ( раст)  90000кПа     404000кПа Кольцевая арматура класса AIII:  max ( раст)  70480кПа     292000кПа Торовая арматура класса AIII:  max ( раст)  144000кПа     292000кПа 184 Таблица 5.7 – Результаты гидравлического удара расчета блока спиральной камеры с учетом По результатам напряжений для основного сочетания нагрузок можно заключить, что характер распределения напряжений в расчетной арматуре соответствует натурным данным. По результатам напряжений для нагрузок в случае сейсмического воздействия и гидравлического удара - прочность стальной оболочки и арматуры обеспечена с двойным и тройным запасом. 185 5.4 Анализ напряженно-деформированного состоянияконуса отсасывающей трубы Конус отсасывающей трубы воспринимает пульсационную нагрузку воды, отдавшей турбине свою энергию. Чтобы пульсационные явления не разрушили бетон отсасывающей трубы, верхняя ее часть – конус имеет стальную облицовку. На рисунке 5.22 представлено распределение напряжений по Мизесу в стальной облицовке конуса отсасывающей трубы. Максимальные значения напряжений в стальной облицовке конуса составляют +30000 кПа и не превышают критериальное значение  max ( раст)  289000кПа. Следует заметить, что облицовка не является самонесущей и передает пульсационное давление на бетон подводной части. Рисунок 5.22 - Напряжения в стальной облицовке конуса отсасывающей трубы (по Мизесу), кПа Наиболее сложным и напряженным элементом отсасывающей трубы является верхняя бетонная консоль ее колена. Максимальные значения растягивающих напряжений получены по оси ОХ (ось агрегата, поперек потока) составляют +1500КПа, что превышает критериальное значение  max ( раст)  840кПа (рисунок 5.23). 186 Рисунок 5.23 - Напряжения по оси ОХ (повернута по оси Y), кПа - растягивающие напряжения в перекрытии отсасывающей трубы не превышают 800 кПа, что меньше предела прочности бетона М400, уложенного в перекрытие. Следовательно, в несущих элементах данной конструкции достаточно было установки конструктивной арматуры; - максимальные значения растягивающих напряжений в колене отсасывающей трубы составили 250 кПа, что также не требует установки расчетной арматуры; В бетоне конуса отсасывающей трубы растягивающие напряжения в вертикальных сечениях не превышают величины 400 кПа, тангенциальные напряжения достигают 500 кПа. Это не требует установки рабочей арматуры; - растягивающие напряжения в низовой стенке не выходят за пределы 700 кПа. Это меньше предела прочности на растяжение бетона, уложенного в эту часть агрегатного блока, и не требует установки расчетной арматуры. - установленная по проекту арматура обеспечивает несущую способность железобетонных конструкций подводной части агрегатного блока. Максимальная площадь расчетной арматуры составляет 28 см2, что соответствует или 4 Ø 32, при этом в проекте предусмотрено 4Ø 32 см. 187 5.5 Анализ биения вала турбины При работе генератора, его опорные элементы воспринимают вибрацию и передают вибрационную нагрузку на бетон опорных тумб. При этом, в тумбах возникают деформации и напряжения. По максимальным значениям растягивающих напряжений в подстаторных тумбах, которые в данной задаче составляют +2900 кПа, и превышают критериальное значение  max ( раст)  930кПа , рисунок 5.24. вычисляется расчетная арматура и сравнивается с проектной арматурой. Рисунок 5.24- Напряжения по оси ОХ (вдоль оси агрегатов), кПа Как уже отмечалось, дисбаланс оборудования обусловлен увеличением вибраций подстаторных тумб при работе турбины. Вибрационная составляющая нагрузки прикладывается в виде кинематических граничных условий на узлы подстаторных тумб в виде кривой перемещений (напряжений), зависящих от времени, которые в свою очередь получены по датчикам напряжений/вибраций, установленным на опорных элементах статорных тумб. 188 Таким образом, с использованием расчетной конечно-элементной модели, на основании изменений координат узлов опорных элементов впервые вычислены максимальные величины смещения и углы наклона вертикальной оси вала турбины, обусловленные смещением опор статора турбины в период нормальной эксплуатации с июля по декабрь и с января по июнь (таблица 5.8).. Результаты расчетов в период с июля по декабрь: 1. плоскости Наклон вертикальной оси вала гидротурбины вдоль здания ГЭС (в XZ ), от действия основного сочетания нагрузок с учетом температурного воздействия составляет 0,000740 в сторону левого берега, в том числе только от температурной нагрузки - 0,000030. 2. плоскости Наклон вертикальной оси вала гидротурбины поперек Здания ГЭС (в YZ ) при основном сочетании нагрузок с учетом температурного воздействия составляет 0,00470 в сторону верхнего бьефа, в том числе только от температурной нагрузки 0,002490. 3. Максимальное смещение оси вала турбины в плоскости нижних узлов закрепления колонн статора от действия температурной нагрузки составляет 0,235 мм в сторону нижнего бьефа и 0,048 мм в сторону правого берега. 4. При нормальной эксплуатации при номинальных вибрациях максимальное биение вала в горизонтальной плоскости составляет - 0,21 мм. Вертикальные смещения вала - 0,12 мм. 5. При экстремальной эксплуатации при повышенных вибрациях Биение вала в горизонтальной плоскости - 0,38 мм, при допускаемом биении - 0,25мм. Вертикальные смещения вала - 0,25 мм, при допускаемом смещении на 1 погонный метр вала - 0,24 мм (июль-декабрь), рисунок 5.25. 189 Рисунок 5.25 – Максимальное биение вала турбины в период с июля по декабрь, мм (черный цвет - значения при нормальных условиях эксплуатации, красный цвет - значения при экстремальных условиях эксплуатации) Результаты расчетов в период с июля по декабрь: 1. плоскости Наклон вертикальной оси вала гидротурбины вдоль Здания ГЭС (в XZ ), от действия основного сочетания нагрузок с учетом температурного воздействия составляет 0,000670 в сторону правого берег. 2. Наклон вертикальной оси вала гидротурбины поперек Здания ГЭС (в плоскости YZ ) при основном сочетании нагрузок с учетом температурного воздействия составляет 0,001590 в сторону верхнего бьефа. 3. Максимальное смещение оси вала турбины в плоскости нижних узлов закрепления колонн статора от действия температурной нагрузки составляет 0,078 мм в сторону нижнего бьефа и 0,011 мм в сторону правого берега. 190 4. При нормальной эксплуатации при номинальных вибрациях максимальное биение вала в горизонтальной плоскости составляет - 0,22 мм. Вертикальные смещения вала - 0,081 мм. 5. При экстремальной эксплуатации при повышенных вибрациях Биение вала в горизонтальной плоскости - 0,40 мм, при допускаемом биении-0,25мм. Вертикальные смещения вала - 0,26 мм, при допускаемом смещении на 1 погонный метр вала - 0,24 мм (январь-июнь), рисунок 5.26. Рисунок 5.26–Максимальное биение вала турбины в период с января по июнь, мм (черный цвет - значения при нормальных условиях эксплуатации, красный цвет - значения при экстремальных условиях эксплуатации) 191 Таблица 5.8 - Результаты величин биений вала турбины при нормальных (НУЭ) и экстремальных (ЭУЭ) условиях эксплуатации июль-декабрь январь-июнь Допускаемое биение вала в горизонтальной плоскости [0,25мм] НУЭ – 0,22мм НУЭ – 0,21мм ЭУЭ – 0,38мм; ЭУЭ – 0,40мм; Допускаемое биение вала в вертикальной плоскости [0,24мм] НУЭ – 0,12мм ЭУЭ – 0,25мм НУЭ – 0,08мм ЭУЭ – 0,26мм Таким образом, на конечно-элементной модели, при вибрациях статорных тумб, при прохождении генератора через неблагоприятную зонк получены биения вала в горизонтальной и вертикальной плоскостях, значения которых в 1.5 - 1.8 раза превосходят допускаемые значения, что является одной из причин дисбалланса оборудования. 192 5.6 Анализ амплитуд перемещений опорных статорных тумб При работе турбинного оборудования его вес и вибрации передаются на опорные элементы. При этом статорные тумбы (12 штук) имеют различные значения перемещений и деформаций. В номинальном режиме работы генератора характер амплитудных колебаний отвечает синусоидальному закону, максимальный размах амплитуды перемещений статорных тумб от минимума до максимума достигает 290 мкм, (см. рисунок 5.27), отвечающие им растягивающие напряжения в нижележащем бетоне не превышают 100 кПа, что составляет 3% от общего уровня напряжений. Таким образом, вибрации при номинальном режиме работы генератора практически не оказывает влияния на напряженно-деформированное состояние статорных тумб в составе гидроагрегатного блока. Рисунок 5.27 – Размах амплитуд колебаний статорных тумб при номинальном режиме работы генератора, (мкм) При учете фактора короткого замыкании ротора и статора генератора нагрузки на кожух генератора и статорные тумбы увеличиваются. Величины сил, торможения, возникающих при коротком замыкании, получены на основании исходных данных ОАО «Силовые машины» и представлены в таблице 5.9. 193 Таблица 5.9 – Нагрузки при коротком замыкании статора и ротора Нагрузка КЗ. ротора Нагрузки на кожух Нагрузки на статорные генератора, кН тумбы генератора, кН 2130, 2х1850, 2х1065 2х1450 700, 2х607, 2х350 12х645 700, 2х607, 2х350 12х2330 700, 2х607, 2х350 12х3200 КЗ. статора В аварийном режиме работы генератора при коротком замыкании статора и ротора, максимальный размах амплитуды перемещений статорных тумб от минимума до максимума достигает 800 мкм, (см. рисунок 5.28), отвечающие им растягивающие напряжения в нижележащем бетоне не превышают 230 кПа, что составляет 7% от общего уровня напряжений. Таким образом, вибрации при аварийном режиме работы генератора при коротком замыкании статора и ротора оказывает влияние только на увеличение напряжений и деформаций статорных тумб в составе гидроагрегатного блока (таблица 5.10, рисунок 5.28). 300,0000 250,0000 200,0000 150,0000 100,0000 А,мкм 50,0000 0,0000 -50,0000 1 2 3 4 5 6 7 8 -100,0000 -150,0000 -200,0000 -250,0000 -300,0000 9 10 11 12 Разница амплитуд колебаний тумб при тангенциальных усилиях 3200 и 2330кН Разница амплитуд колебаний тумб при тангенциальных усилиях 3200 и 645кН Разница амплитуд колебаний тумб при тангенциальных усилиях 2330 и 645кН -350,0000 -400,0000 -450,0000 -500,0000 № тумбы Рисунок 5.28 – Размах увеличения амплитуд колебаний статорных тумб при работе генератора (аварийный режим) 194 Таблица 510 – Общие напряжения в статорных тумбах Номер узла 1094 1131 1127 1124 1121 1117 1114 1111 1107 1104 1101 1097 Номер тумбы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Номер узла Номер тумбы 1094 1131 1127 1124 1121 1117 1114 1111 1107 1104 1101 1097 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Номер узла 1094 1131 1127 1124 1121 Номер тумбы 1 2 3 4 5 Р0= 645 кН Напряжения, кПа Sx Sy -1109,28 -459,987 -532,137 -490,145 3223,36 -254,836 2719,88 1098,03 2678,05 1656,06 2236,78 1466,08 1205,95 1579,8 728,085 1406,77 621,347 1123,58 495,934 1136,03 347,707 132,342 -475,572 -622,499 Р0= 3200 кН Sz 256,097 -175,686 -1135,8 -865,316 -475,361 -1003,7 -211,47 -47,9753 -218,666 -280,005 -40,1177 -18,1515 Напряжения, кПа Sx Sy -1097,76 -453,964 -639,406 -350,763 3181,3 -22,0374 2761,64 1093,66 2799,74 1511,19 2281,96 1364,26 1259,43 1594,8 660,361 1558,31 601,932 1249,5 557,059 1082,69 434,48 -6,2488 -444,877 -564,745 Р0= 2330 кН Напряжения, кПа Sx Sy -1101,68 -456,015 -602,88 -398,224 3195,62 -101,307 2747,42 1095,15 2758,31 1560,51 Sz 189,12 -216,637 -1136,22 -880,701 -541,55 -1029,06 -242,324 -46,1336 -211,882 -272,023 -56,2779 -11,5435 Sz 211,927 -202,693 -1136,08 -875,463 -519,013 195 1117 1114 1111 1107 1104 1101 1097 6 7 8 9 10 11 12 2266,58 1241,22 683,422 608,543 536,245 404,933 -455,329 1398,93 1589,69 1506,71 1206,62 1100,85 40,9426 -584,411 -1020,42 -231,818 -46,7607 -214,192 -274,741 -50,7752 -13,7936 230 210 Разница напряжений при тангенциальных усилиях 3200 и 2330кН 190 170 150 130 110 Разница напряжений при тангенциальных усилиях 3200 и 645кН S, кПа 90 70 50 30 10 -10 1 -30 2 3 4 5 6 7 8 -50 9 10 11 12 Разница напряжений при тангенциальных усилиях 2330 и 645кН -70 -90 -110 -130 -150 № тумбы Рисунок 5.29 - Размах амплитуд напряжений статорных тумб при работе генератора (аварийный режим) 196 Выводы по результатам расчетов агрегатного блока при аварийных режимах работы генератора: Анализ результатов исследований прочности агрегатного блока с учетом аварийных режимов работы генератора показал, что: 1) значения максимальных амплитудных перемещений опорных элементов подгенераторной конструкции от динамической нагрузки при токах короткого замыкания не превышают 500мкм, при этом в нижележащем бетонном массиве дополнительные растягивающие напряжения достигают 230 кПа, что соответствует 5-8% от общего уровня напряжений; 2) значения амплитудных перемещений опорных элементов подгенераторной конструкции от сейсмической нагрузки не превышают 142мкм, что также не оказывает решающего влияния на НДС подводной части агрегатного блока, при этом вклад сейсмической нагрузки в растягивающие напряженияв бетонном массиве составил 110 кПа, что не превышает 1,5-2% от уровня напряжений при статическом нагружении; 3) из вышеизложенного следует, что динамические нагрузки практически не влияют на оценку прочности подводной части агрегатного блока. Они полностью воспринимаются несущими элементами конструкции генераторного этажа. Выводы по результатам расчетов агрегатного блока при дисбалансе оборудования: 1. Дисбаланс оборудования приводит увеличению биения вала турбины, выходящему за пределы критериальных значений. 2. Перемещения опорных элементов статора турбины вызывают увеличение напряжений, составляющее 30% от общего напряженного состояния. 3. Дисбаланс оборудования недопустим при работе турбины и может привести к аварийной ситуации. 197 5.7 Обоснование проектных и прочностных параметров и определение условий безаварийной работы гидроагрегатного блока Выполненные в главе исследования напряжений и деформаций в элементах сооружения при нормальных условиях эксплуатации и при экстремальных воздействиях: гидравлического удара при закрытии лопаток направляющего аппарата, динамического воздействия при вибрациях оборудования, сейсмической нагрузки, коротких замыканий ротора и статора, позволяет сделать вывод о наиболее неблагоприятном сочетании нагрузок. При нагрузках основного сочетания наибольший вклад - 79% в напряжения стальной оболочки вносят собственный вес и гидростатическое давление воды, которое непосредственно воспринимается стальной оболочкой водопроводящего тракта. Нагрузка от пульсации воды составляет не более 10%, а температурная составляющая нагрузки не более 7% от общих напряжений. Остальные виды нагрузок составляют не более 3%, рисунок 5.30. Рисунок 5.30 - Вклад нагрузок в НДС оболочки спиральной камеры при основном сочетании нагрузок (номинальный режим) 198 При нагрузках особого сочетания наибольший вклад - 12,9% и 13, 4 % в напряжения стальной оболочки и арматуры спиральной камеры вносит гидравлический удар. Прирост нагрузок стальной оболочки и арматуры спиральной камеры от динамических воздействий при вибрациях, сейсмического воздействия и короткого замыкания является незначительным. Наибольшее влияние в напряжения опорных элементов – 30% оказывает динамическое воздействие от вибраций оборудования (дисбаланс). Гидравлический удар также вносит существенный вклад - 23,3% в напряжено-деформированное состояние опор статора. Прирост нагрузок для опорных элементов статора от аварийного торможения генератора, сейсмических воздействий является незначительным, рисунок 5.31. Рисунок 5.31 - Вклад нагрузок в НДС оболочки спиральной камеры при особом сочетании нагрузок (экстремальный режим) На основании проведенных исследований проектных параметров гидроагрегатного блока и водопроводящего тракта Саяно-Шушенской ГЭС можно заключить следующее: 199 1. Расчет агрегатного блока показал выполнимость критериев прочности и достаточность проектного армирования блока для основных и особых сочетаний нагрузок, с учетом совместной работы с плотиной и гидротурбинным оборудованием. Блок спиральной камеры сохранил работоспособность после аварии, имеет достаточный запас прочности и может эксплуатироваться в дальнейшем. 2. Наиболее неблагоприятное напряженное состояния бетонной части блока получено при расчете на особое сочетание нагрузок с учетом гидравлического удара. 3. Характер распределения напряжений в стальной оболочке спиральной камеры и расчетной арматуре соответствует натурным данным и подтверждает правомерность принятых геометрических параметров. 4. Наибольшее воздействие на напряжения опорных элементов оказывают вибрационные нагрузки при дисбалансе оборудования. 5. Величины биений вала турбины от вибраций при прохождении через неблагоприятную зону работы генератора превосходят допускаемые значения в 1.8 раза, что нарушает безопасность работы сооружения. 6. Анализ вклада напряжений при аварийных нагрузках выявил, что аварийная ситуация и нарушение безопасности может возникнуть только при совместном влиянии на гидроагрегатный блок вибраций оборудования и гидравлического удара. 7. Во избежание дисбаланса системы необходимо использовать оборудование с жесткостью, достаточной для восприятия нагрузок динамического характера (сейсмических и динамических нагрузок в переходных режимах работы генератора) и выполнять проектные условия контакта оборудования и опорных элементов статора турбины. 200 Заключение Основные результаты диссертационной работы соответствуют актуальности темы исследования, цели и поставленных в работе задач. Актуальность темы обоснована тем, что в настоящее время остро стоит вопрос методического обеспечения для обоснования проектных параметров высоконапорных гидроагрегатных блоков ГЭС и их водопроводящих трактов, как проектируемых, так и подлежащих реконструкции объектов гидроэнергетики. Одним из основных вопросов при этом является обеспечение безопасной эксплуатации ГЭС. В этой связи, достигнута главная цель работы, направленная на развитие теоретических и практических методов пространственного моделирования гидроагрегатных блоков высоконапорных гидроэлектростанций и реализации рационального проектирования ГЭС. Решены задачи, связанные с повышением безопасности высоконапорных гидроэлектростанций в целом, что способствует выдаче гарантированной мощности потребителю. Видом возобновляемой энергии является энергия водного потока, воздействующего непосредственно на водопроводящий тракт исследуемых в диссертации объектов, и вносящая наибольший вклад в значения напряжений элементов сооружения, воспринимающих давление воды. Областью исследования и математического моделирования явились гидроагрегатный блок и турбинные водоводы высоконапорных ГЭС, в которых, на основе нового метода пространственного моделирования водопроводящих трактов, как многослойных оболочек и блоков спиральных камер выполнены комплексные исследования. Исследования направлены на обоснование прочности по предельным состояниям, на определение и анализ вклада нагрузок в напряжения несущих элементов, обеспечение правильности проектных решений и обоснование безопасности гидроэлектростанций в целом. В главах диссертации последовательно решались поставленные задачи. 201 Каждая следующая глава являлась логическим продолжением предыдущей. В первой главе выполнен обзор работ, посвященных вопросам обоснования параметров сооружений и методам автоматизации проектирования ГЭС. Выполнен анализ отечественной нормативной базы, методического и программного обеспечения проектирования гидроагрегатных блоков ГЭС. Создана классификация высоконапорных водопроводящих трактов в составе ГЭС и их основных элементов по уровню гидродинамических нагрузок. Отмечено, что основными элементами водопроводящих трактов являются напорные турбинные водоводы, спиральные камеры, затворы, непосредственно воспринимающие энергию водного потока. Заострено внимание на высоконапорных водопроводящих трактах, где гидродинамическое давление воспринимает стальная оболочечная конструкция и передает нагрузку от энергии водного потока на арматуру и бетон. Выполнено математическое описание гидродинамических процессов в высоконапорном трубопроводе. Пространственные задачи расчета таких многослойных систем являются недостаточно проработанными в практике проектирования и именно им уделено особое внимание в диссертационных исследованиях. Сформулирована новая научная идея математического моделирования, гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС. Во второй главевыполнена постановка задачи численного моделирования гидроагрегатных блоков с основанием с учетом совместной работы составляющих элементов, оборудования и многофакторности. Предлагаемая методика реализует возможности выполнения расчетов напряженно-деформированного гидроагрегатных блоков для выбора оптимальных параметров высоконапорных ГЭС и их водопроводящих трактов. Обоснована оптимальность нового способа моделирования высоконапорных водопроводящих трактов, как многослойных оболочек, на примерах проектирования высоконапорных водоводов Ирганайской, Саяно-Шушенской и Зарамагской ГЭС. В третьей главе приведены результаты исследований влияния фактора коррозии на прочность и выполнен анализ устойчивости гидротехнических металлических конструкций. 202 Отмечено, что значение нормативного коэффициента общей устойчивости формы (отношение критической к фактической нагрузке) для пространственных гидротехнических металлоконструкций на сегодняшний день не установлено действующими нормативными документами. Следует отметить, что при разработке численных решений использованы данные натурных наблюдений за эксплуатируемыми сооружениями, в частности для металлических конструкций выполнено определение толщин коррозионно- изношенных деталей. На основании использования алгоритма решения задачи устойчивости для упругой системы, при малых перемещениях и линейной зависимости нагрузок к параметру устойчивости, предложены в нормы проектирования новые критерии прочности и устойчивости, находящихся в эксплуатации стальных конструкций водопроводящих трактов. В четвертой главе на примере Саяно-Шушенской ГЭС разработана новая пространственная математическая модель гидроагрегатного блока с учетом гидротурбинного оборудования. В математической модели учтены особенности деформирования бетона, при условии образования и наличия трещин. Выполнено моделирование водоводов и спиральных камер как многослойных оболочек. Учтено наличие в модели всех слоев арматуры. Заданы граничные условия модели. Классифицированы и определены ранее не учитываемые нагрузки основных и особых сочетаний. Выделены следующие факторы экстремальной эксплуатации: силы возникающие при аварийном торможении агрегата и замыкании полюсов генератора; нестационарности после замены гидротурбинного оборудования; гидродинамические нагрузки при закрытии лопаток направляющего аппарата и затвора водоприемника; сейсмическое воздействие; дисбалансы оборудования при вибрации. В пятой главе представлена методика анализа работоспособности сталежелезобетонных гидротехнических сооружений в условиях эксплуатации на примере гидроагрегатного блока Саяно-Шушенской ГЭС. В главе проведена оценка каждого из факторов и проведено их ранжирование с позиций их влияния на надежность работы сооружения. 203 Предложена методика периодической адаптации математических моделей элементов гидроагрегатного блока ГЭС в процессе их эксплуатации. Это позволяет диагностировать состояние объекта с помощью его математической модели и принимать решения по обеспечению надежной эксплуатации. Даны рекомендации безопасной работы гидроагрегатного блока в нормальных и экстремальных условиях эксплуатации (на примере Саяно-Шушенской ГЭС). Все главы работы объединяет главная идея, которая заключается в разработке и внедрении в практику проектирования методики численного пространственного моделирования гидроагрегатных блоков ГЭС, отражающей реальные условия эксплуатации оборудования и сооружения. Практическая значимость результатов исследований заключается в непосредственном применении разработанных моделей и программных комплексом в практике проектирования ГЭС. Разработанные автором методики расчета и моделирования гидроагрегатных блоков ГЭСи их водопроводящих трактов позволяют существенно сократить объем модельных и экспериментальных исследований или полностью их исключить, что дает возможность значительно снизить затраты материальных ресурсов, денежных средств и времени на проектирование. Основные положения и результаты диссертации используются в ведущей проектной организации РусГидро ОАО «Ленгидропроект»: – для определения оптимальных параметров гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС и их водопроводящих трактов на стадиях проектирования; – для многократного сопоставления математических численных моделей сооружений при вариантных проработках проектов как отдельных элементов, так и гидроэлектростанций в целом; – для оценки безопасной работы гидроагрегатных блоков и их элементов, находящихся в длительной эксплуатации. 204 Выводы по диссертации Созданы и внедрены в практику проектирования ГЭС новые методики 1) математического численного моделирования высоконапорных гидроагрегатных блоков, позволяющие существенно повысить эффективность их проектирования и исследований прочности. Для системного решения задач исследования автором создана и впервые 2) представлена классификация высоконапорных водопроводящих трактов ГЭС, с выделением наиболее опасных по уровню гидродинамических нагрузок объектов исследования – напорных турбинных водоводов, спиральных камер, затворов. Разработана и внедрена новая методика моделирования водопроводящих 3) трактов, как многослойных оболочек, направленная на оптимизацию параметров арматуры и стальной оболочки на базе расчета их напряженно-деформированного состояния. 4) Получены и Рекомендованы в Нормы проектирования зависимости для расчета коэффициентов запаса прочности и устойчивости стальных конструкций затворов, находящихся в эксплуатации, позволяющие делать качественный и количественный анализ влияния коррозии на долговечность конструкций. 5) Определена и представлена классификация ранее не учитываемых нагрузок на гидроагрегатный блок для нормальных и экстремальных условий эксплуатации, позволяющая наглядно провести систематизацию нагрузок для расчетов прочности сооружений. 6) Впервые на основе расчета гидродинамического давления в напорном водопроводящем тракте определено рациональное время закрытия лопаток направляющего аппарата и затвора водоприемника для обеспечения безаварийного режима работы Саяно-Шушенской ГЭС. 7) Построены новые пространственные численные модели гидроагрегатных блоков с учетом гидротурбинного оборудования, позволяющие выполнять в реальном времени комплекс исследований по напряжениям и деформациям от нагрузок различных сочетаний. 205 Впервые 8) выполнены и системно проанализированы численные исследования гидроагрегатного блока, получены запасы прочности материала и ранжирование нагрузок в напряжения элементов. 9) Разработанные в диссертационной работе новые методики пространственного численного моделирования использованы для обоснования проектных решений проектируемых, строящихся и действующих гидроэлектростанций: Ирганайская ГЭС, Зарамагская ГЭС Гоцатлинская ГЭС, Саяно-Шушенская ГЭС, Мамаканская ГЭС, Усть-Среднеканская ГЭС, Ленинградская ГАЭС, Канкунская ГЭС. 10) Результаты работы одобрены научно-техническими советами ОАО «Ленгидропроект», ОАО «РусГидро», ОАО «Институт Гидропроект», ФГАОУ ВО СПбПУ. 206 Список сокращений МКЭ – метод конечных элементов НДС - напряженно-деформированное состояние ГЭС- гидроэлектростанция РD - произведение гидродинамического давления на диаметр входного сечения спиральной камеры ФПУ – форсированный подпертый уровень НПУ – нормальный подпертый уровень УМО – уровень мертвого объема УВБ –уровень верхнего бьефа УНБ – уровень нижнего бьефа НА – направляющий аппарат 2А – двойная амплитуда ГА – гидроагрегат СШГЭС – Саяно-Шушенская гидроэлектростанция МНУ – маслонапорная установка ТП – турбинный подшипник РО – радиально-осевая (турбина) СК – спиральная камера НУЭ – нормальные условия эксплуатации ЛСТ – линейно-спектральная теория сейсмостойкости MSK-64 – шкала сейсмической интенсивности Медведева-Спонхойра-Карника, версия 1964г ПЗ - проектное землетрясение МРЗ – максимальное расчетное землетрясение ПА – поэтажная акселерограмма ПС – поэтажный спектр отклика 207 Список литературы 1. Арефьев Н.В., Мансуров Ш.Н. Обоснование параметров сложных водопроводящих трактов водохозяйственных объектов с учетом обеспечения безопасности их работы. Труды Международной конференции "Природообустройство и рациональное природопользование – необходимое условия социально-экономического развития России", Москва, 2005. 2. Арефьев Н.В., Мансуров Ш.Н. Оценка гидродинамических нагрузок на железобетонную облицовку сложных водопроводящих сооружений ГЭС. Известия ВНИИГ им. Б.Е.Веденеева, т. 241. – СПб., 2005. – с.185-191. 3. Арефьев Н.В., Соколов Б.А. Расчет гидравлического удара явным методом конечных разностей// Труды ЛПИ, вып. 361, 1978.- с.30-32. 4. Башнин О.И. Исследование процесса гидравлического удара в водоводах ГЭС. – Автоматическое управление энергетическими агрегатами, ВНИИЭлектромаш. Л., 1980. с.61-86. 5. Берлин В.В., Муравьев О.А. Регулирование агрегата малой ГЭС с длинным напорным водоводом.- Гидротехническое строительство. 2015. №5, с. 50-54. 6. Белостоцкий А.М., Белый М.В. Численное решение трехмерных задач об одностороннем контакте с трением для упругих систем. - Сб. научных трудов МГСУ, М., 1998, с.15-34. 7. Беляев Н.М. Сопротивление материалов. - М.: “Наука”, 1976, 650с. 8. Берг О. Я. Физические основы теории прочности бетона и железобетона. – М.: Стройиздат. 1960. – 112 с. 9. Бирбраер А.Н., Шульман С.Г. Оценка сейсмостойкости сооружений и оборудования АЭС в рамках нормативной методики конструкций на // Энергетическое строительство.1987.№1, с.19-22. 10. Бирбраер А.Н. Расчет сейсмостойкость. - Санкт- Петербург: Наука, 1998, 249 с. 11. Боровков А.И. Программный комплекс конечно-элементного анализа FEA // Аннотированный каталог учебных программных средств. Вып.3. СПб: СПбГТУ, 1995. с.100-102. 208 12. 13. Бубнов И.Г. Строительная механика корабля. Т.1. Петербург,1912. 448 с. Вазидзу К. Вариационные методы в теории упругости и пластичности. М.: Мир, 1987. 542 с. 14. Васильев Ю.С., гидроэнергетических задач Виссарионов на ЭВМ. В.И., Кубышкин (Элементы САПР Л.И. и Решение АСНИ). М.: Энергоатомиздат, 1987. 15. Васильев Ю.С., Кубышкин Л.И. Компьютерные технологии проектирования гидроэнергетических объектов//Энергетика, гидротехника. Сб.научных трудов. Труды СПбГТУ №475. Изд-во СПбГТУ, 1998, - с. 30-42. 16. Васильев Ю.С. Основы и методы расчетов оптимальных параметров водопроводящих сооружений ГЭС ./ Автореферат на соискание ученой степени доктора технических наук. Л., 1973, - 31с. 17. Васильев Ю.С., Кубышкин Л.И. Компьютерные технологии проектирования гидроэнергетических объектов//Энергетика, гидротехника. Сб. научных трудов. Труды СПбГТУ №475. Изд-во СПбГТУ, 1998, с.30-42. 18. Галеркин Б.Г. К расчету безраскосых ферм и жестких рам. Собр.соч., т.1, АН СССР, 1952. 592с. 19. Гвоздев А. А. Расчёт несущей способности конструкций по методу предельного равновесия. – М.: Госстройиздат, 1949. – 280 с. 20. Гвоздев А.А., Карпенко Н.И. Работа железобетона с трещинами при плоском напряженном состоянии // Строительная механика и расчет сооружений. 1965. - № 2. - С. 20 - 23. 21. Гидроэнергетические установки: Учеб.для вузов / Д.С. Щавелев, Ю.С. Васильев, М.П. Федоров и др.; Под ред. Д.С. Щавелева. 2-е изд., перераб. и доп. Л.: Энергоиздат, 1981. 392 с. 22. Деркач Н.И, Залькиндсон Е.И. и др. Развитие механического оборудования речных гидротехнических сооружений.-М.: “Энергия”, 1980.168с. 23. Дудченко Л. Н. Анализ факторов, вызывающих техногенные сотрясения гидротехнических сооружений и основного оборудования. // Известия ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева. - 1999. - Т. 234. - С. 109-116. 209 24. Дудченко Л. Н., Масликов В. И. Экспертная оценка техногенных сотрясений на ГЭС. // Известия ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева. - 1999. - Т. 234. - С. 116-119. 25. Елизаров С.В., Бенин А.В., Петров В.А., Тананайко О.Д.; Статические и динамические расчеты транспортных и энергетических сооружений на базе программного комплекса COSMOS/М/Санкт – Петербург, 2004.260с. 26. Жмудь А.Е. Гидравлический удар в гидротурбинных установках. Элементы теории и расчет, Изд-во «Энергетика», 1953. Москва, – 236 с. 27. Жуковский Н.Е. О гидравлическом ударе в водопроводных трубах. М.:Л. Гостехиздат, 1949. 103с. 28. Затвор сегментный 15,00-10,30-8,92» Усть-Илимской ГЭС, заказ 48ЛЭ1, СПКТБ «Ленгидросталь», Ленинград 1974г. 29. Зенкевич О., Морган К. Конечные элементы и аппроксимация. М.: Мир, 1986. 318 с. 30. Зенкевич О. Метод конечных элементов в технике. М.: Мир, 1975. 536 с. 31. Использование водной энергии под ред. Васильева Ю.С. М.: Энергоатомиздат, СПб, 1995,.607 с 32. Исследование влияния динамических воздействий на прочность агрегатного блока, 1885-36-22т, ОАО «Ленгидропроект», 2010г. 33. Карпенко Н.И. Общие модели механики железобетона. - М.:Стройиздат, 1996. – 416 с. 34. Козинец Г.Л. Оценка прочности и долговечности коррозионно-изношенных металлоконструкций гидротехнических затворов.- Гидротехническое строительство. 2007. №1, - С. 31-39. 35. Козинец Г.Л. Оптимизация конструкций ригелей переменного профиля гидротехнических затворов.- Гидротехническое строительство. 2007. №3, - С. 42-46. 36. Козинец Г.Л., Лисичкин С.Е., Богаченко С.В., Ивонтьев А.В. Численное моделирование сталежелезобетонных гидротехнических сооружений «Строительная механика инженерных конструкций и сооружений», № 4, 2011 г., - С. 50-56. 210 37. Козинец Г.Л., Потехин Л.П. Расчетное обоснование прочности работоспособности сталежелезобетонной спиральной камеры здания и Саяно- Шушенской ГЭС.- Гидротехническое строительство. 2011. №7, - С. 36-42. 38. Козинец Г.Л., Определение динамических характеристик сооружений, контактирующих с водой на примере арочной плотины Саяно-Шушенской ГЭС, Инженерно-строительный журнал. 2011. №5 (23). С.43-48. - http://www.engstroy.spb.ru/index_2011_05/kozinets.html. 39. Козинец Г.Л. Белов В.В. Анализ напряженно-деформируемого состояния и оптимизация СПбГАСУ, конструкций ригелей Научно-техническое плоских общество гидротехнических строителей затворов. – Санкт-Петербурга и Ленинградской области. С-Пб. 2005. - С. 89-95. 40. Козинец Г.Л., Козинец Г.Л., Белов В.В. Рационализация конструктивных решений ригелей плоских гидротехнических затворов. – ХХХΙΙΙ Неделя науки СПбГПУ: Материалы Всероссийской межвузовской научно-технической конференции студентов и аспирантов. Ч.1 . С-Пб.: Изд-во Политехн. ун-та. 2005. - С. 140. 41. Козинец Г.Л., Инженерно-строительный Алгоритм расчета журнал. сталежелезобетонных 2011. №6 водоводов, (24). С.41-49. http://www.engstroy.spb.ru/index_2011_06/kozinets.html. 42. Козинец Г.Л., Лисичкин С. Е., Ивонтьев А. В., Пономарев Д. И., Богаченко С. В., Лисичкин А. С Расчетные исследования напорных водоводов и спиральных камер высоконапорных ГЭС, Известия ВНИИГ. т. 264 С-Пб., 2011. - С.110-118. 43. Козинец Г.Л., Обоснование надежности гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС // Инженерно-строительный журнал. 2012. №5 (31). - С. 30- 37 http://www.engstroy.spb.ru/index_2012_05/kozinets.html. 44. Козинец Г.Л. Рубин О.Д., Лисичкин С.Е., Ивонтьев А.В. Расчетный анализ состояния турбинных блоков со спиральными камерами Саяно-Шушенской ГЭС и Загорской ГАЭС – Материалы международной научно-практической конференции «Проблемы развития мелиорации и водного хозяйства и пути их решения» Ч III. «Безопасность гидротехнических сооружений» М.: ФГБОУ ВПО МГУП, 2011 г.с. 160-168. 211 45. Козинец Г.Л., Потехин Л.П. Численная оценка прочностной надежности высоконапорных водоводов при гидравлическом ударе, Инженерно-строительный журнал. 2012. № 6 (32).- С. 29- 35. http://www.engstroy.spb.ru/index_2012_06/kozinets.html. 46. Козинец Г.Л., Математическое пространственное моделирование гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС.- Гидротехническое строительство. 2014. №11, - С. 42-25. 47. Козинец Г.Л., Обоснование проектных параметров гидроагрегатных блоков высоконапорных ГЭС.-Альтернативная энергетика и экология. 2015. №8, - С.. 48. Козинец Г.Л., Анализ прочности высоконапорных водоводов при при закрытии регулирующих устройств, Альтернативная энергетика и экология. 2015. №8, - С.. 49. Кубышкин Л.И., Морозов О.С. Компьютерные технологии проектирования малых ГЭС // Международная научно-техническая конференция «Современные проблемы гидроэнергетики»: сборник докладов. -Ташкент.: 1997. С. 96-97. 50. Кульмач П.П. Гидродинамика гидротехнических сооружений (Основные плоские задачи). -М.: Изд-во АН СССР. –1963. 190 с. 51. Кулька Г. Металлические затворы плотин. Перевод с немецкого инж. А.Н. Комаровского, Ю.М. Шехтмана, И.В. Федорова, Гостстройиздат, - М.:1934.318с. 52. Лейтес С.Д., Раздольский А.Г. исследование устойчивости внецентренно сжатых упруго-пластических стержней. “Строительная механика и расчет сооружений”, 1967 №1. 53. Лисичкин С.Е., Рубин О.Д.,Ивонтьев А.В. Исследование напряженного состояния и прочности турбинного блока со спиральной камерой различной конструкции // Сб. трудов ВНИИГ, 2003.т.241.с206-214. 54. Лурье А.И. Теория упругости. М.: Наука, 1980. 936 с. 55. Лурье А.И. Нелинейная теория упругости. М.: Наука, 1980. 512 с. 56. Морозов А. А., Использование водной энергии, Л.—М.,1948.с 305. 57. Мурашев В.И. Трещиностойкость, жесткость и прочность железобетона. .М.: Машстройиздат, 1958. - 268 с. 212 58. Натурные испытания турбин Саяно-Шушенской ГЭС со штатными рабочими колесами, ЛМЗ, Ленинград 1988 г. 59. Научно-технический отчет (по договору № 1-413/СШ-470-А) «Обследование строительных конструкций Саяно-Шушенской ГЭС. Этап 5. Обследование турбинного водовода ГА-6 (внутренняя часть)».ОАО «ВНИИГ им. Б.Е.Веденеева». С.-Петербург, 2009 г [70]. 60. Нудельман Я.Л. Методы определения Собственных частот и критических сил для стержневых систем. Гостехтеориздат, 1949. 272 с. 61. ОАО «Силовые машины».Установка гидротурбинная РО 230-В-677 для филиала ОАО «РусГидро» «Саяно-Шушенская ГЭС им. П.С.Непорожнего». №22999404ПЗ. С.-Петербург.2010 г. 62. Пановко Я.Г., Губанова И.И. Устойчивость и колебания упругих систем. Современные концепции парадоксы и ошибки. 2-е изд. ”Наука”, 1967. – 365с. 63. Перельмутер А.В., Сливкер В.И. Расчетные модели сооружений и возможность их анализа.- Киев, Изд-во “Сталь”, 2002.-600с. 64. Полонский Г.А. Механическое оборудование и металлические конструкции гидротехнических сооружений и их монтаж. - М.: “Энергия”, 1967,350с. 65. Работнов Ю.Н. Механика деформируемого твердого тела. М.: Наука, 1988, 712 с. 66. Рассказов Л.Н. и др. Гидротехнические сооружения (в двух частях). – М .: Изд-во Ассоциации строительных вузов, 2008г, - ч.1-584с . ч.2- 528 с. 67. Рассказов Л.Н. и др. Гидротехнические сооружения –речные (в двух частях). –М.: Изд-во Ассоциации строительных вузов, 2011г,-ч.1-584с . ч.2- 528с. 68. Розин Л.А. Задачи теории упругости и численные методы их решения. - СПб, Изд-во СПбГТУ, 1998. 69. Розин Л.А. Основы метода конечных элементов в теории упругости. Учебное пособие.-Л., ЛПИ, 1972, 80 с. 70. Самарский А.А. Введение в численные методы.- М.: Наука, 1987. - 459с. 71. Селезнев С.В. Новые конструкции высоконапорных гидротехнических затворов. Москва, “Энергоатомиздат”, 1988, 175с. 213 72. СНиП 2.03.01-84 Бетонные и железобетонные конструкции гидротехнических сооружений. 73. СНиП 2.06.01–86. “Гидротехнические сооружения. Основные положения проектирования.” М.:Госстрой, 1987. 74. СНиП 2.01.07–85. “Нагрузки и воздействия.” М.:Госстрой, 1985 75. СНиП 2.02.02-85 Основания гидротехнических сооружений. 76. СНиП II-23-81*. "Стальные конструкции", - М.:Стройиздат,1991. 77. СНиП II-7-81*. "Строительство в сейсмических районах", - М.:Госстрой России, 2000. 78. Справочник по эксплуатации и ремонту гидротурбинного оборудования. Москва, Энергоиздат, 1985. 367с. 79. Справочник проектировщика промышленных, жилых и общественных зданий и сооружений. Расчетно-теоретический. 1 том. Под ред. А.А. Уманского. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., Стройиздат,1972. 600с. 80. Справочник проектировщика промышленных, жилых и общественных зданий и сооружений. Расчетно-теоретический. 2 том. Под ред. А.А. Уманского. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., Стройиздат,1973. 416с. 81. СТО 17330282.27.140.002-2008. Гидротехнические сооружения ГЭС и ГАЭС. Условия создания. Нормы и требования. /РАО <<ЕЭС России>>. 82. СТП 00117794-2-11.95. Механическое оборудование и специальные стальные конструкции гидротехнических сооружений /АО “Трест гидромонтаж”; Взамен СТП 031000-506-83; Введ. 01.01.96. – 99с. 83. Технический отчет Договор № 15/09 от 10.09.2009 г. - Дополнительные сейсмологические исследования по уточнению сейсмичности участка основных сооружений и определение параметров расчетных сейсмических воздействий на заменяемое гидромеханическое и электротехническое оборудование и строительные конструкции Саяно-Шушенской ГЭС, том 2, «Проектно-изыскательский и научноисследовательский институт «Гидропроект» имени С.Я. Жука», Филиал «ЦСГНЭО». 84. Тимошенко С.П., Гудьер Дж. Теория упругости.- М., "Наука", 1975, 576 с. 214 85. Тягунов М.Г. Учебное пособие по курсу "Управление режимами и эксплуатация ГЭС". Системный подход к управлению энергосистемами с ГЭС; Ред. Н. К. Малинин; Моск. энерг. ин-т М. : МЭИ, 1987. 61с. 86. Тягунов М.Г. Разработка метода структурно инвариантного моделирования объектов гидроэнергетики и использование его в системах управления проектирования и обучения.Диссертация д.т.н.. Научная библиотека диссертаций и авторефератов , Москва. 252с. 87. Уманский А.А., Вольмир А.С., Коданев А.И. Курс сопротивления материалов, ч. I и II. Академия им.Н.Е. Жуковского, 1953-1954. 602с. 88. Федоров М.П., Львов А.В., Шульман С.Г. Надежность и экологическая безопасность гидроэнергетических установок. СПб.: Изд-во СПбГТУ, 1999. 440 с. 89. Фрейшист А.Р., Мартенсон И.В., Розина И.Д., Повышение надежности механического оборудования и стальных конструкций гидротехнических сооружений – М.: Энергоатомиздат, 1987. 102с. 90. Шейнин. И.С. Колебания конструкций гидросооружений в жидкости. (Справочное пособие по динамике гидросооружений),ч.1.Л.,"Энергия",1967,310 с. 91. Шульман С.Г. Расчеты сейсмостойкости гидросооружений с учетом влияния водной среды. Л., "Энергия", 1976, С. 336. 92. Шульман С.Г., Василевский А.Г., Штильман В.Б., Методы оценки надежности затворов гидротехнических сооружений (системный анализ). СПб.: Издво ОАО "ВНИИГ им. Б.Е.Веденеева", 2010, С.502. 93. Чугаев Р.Р. Гидравлика. Л.: Энергоиздат, 1982.-672с. 94. Arefiev N., Y.Wasiliev,V.Badenko,G.Osipov «GIS for Monitoring of Hydraulic Structures Impakt on Water Resourse», Symposium IAHR, S.Petersburg, 2002. 95. Westergaardt H.M. Pressures on Dams during Earthquakes // Proc. ASCE. 1931.Vol.57,No9.P.1303-1318. 96. DIN 19704-1, DIN 19704-2, DIN19704-03. Stahlwasserbauten- Teil: Berechnungsgrundlagen: 1998-05. 97. Turner M., Clough R., Martin H., Topp L. // J. Aeronaut Sci. 1956. Vol. 23, № 9. P. 805-823. 215 98. Newmark N.M. A Method of Computation for Structural Dynamics// Journ. Engng. Mech. Div., ASCE. 1959. Vol. 85, No EM3. P. 67-94. 99. Niku-Lari A. Structural analysis system, (Sofware-Hardware, Capability – Compability – Aplications). Pergamon Press, vol.1-3, 1986. 100. Zienkiewicz O.C., Taylor Robert L., Taylor R.L., Finite Element Method: Volume 1, The Basis. Butterworth-Heinemann, 2000. 712 p. 101. Zienkiewicz O.C., Taylor Robert L., Taylor R.L., Finite Element Method: Volume 2, Solid Mechanics. Butterworth-Heinemann, 2000. 480 p.

R - Санкт-Петербургский политехнический университет

Products

Support

R - Санкт-Петербургский политехнический университет

Add this document to collection(s)

Add this document to saved

Suggest us how to improve StudyLib