Изготовление турбинных трубопроводов развивается по двум направлениям: по пути применения бандажированных трубопроводов и по пути использования гладкостенных труб, но из более прочной стали.
Во Франции и Италии, например, развивается производство бандажированных трубопроводов, представляющих собой одну из разновидностей предварительно напряженных металлических конструкций. Материалы, применяемые за рубежом для оболочек, достигают предела текучести 500 МПа, а для бандажей до 1000 МПа.
В СССР применяют стали с пределом текучести 230 МПа (сталь 16Д) и 300—350 МПа (сталь 09Г2С), из которых изготовляются только гладкостенные трубопроводы. Хотя они несколько тяжелей, чем бандажированные, но более экономичны, так как в бандажированных трубопроводах требуется механическая обработка бандажей и труб, что дорого и сложно, а при больших диаметрах трубопроводов, изготавливаемых в СССР, невозможно. Данные о трубопроводах ряда отечественных ГЭС приведены в табл. 18.4.
Коэффициенты запаса, принимаемые при расчете трубопроводов в разных странах, следующие: СССР —1,85; США — 2,10; Швеция — 2,50; Швейцария — 2,68. Применение стали повышенной и высокой прочности для турбинных трубопроводов дает следующие преимущества: значительно повышается надежность, работоспособность и технологичность конструкций, особенно высоконагруженных и работающих при низких температурах (ниже минус 40°С); увеличиваются сроки службы, уменьшается масса конструкций, в связи с чем снижаются затраты на их изготовление, транспортирование и монтаж. Так, применение стали 14Х2ГМР (σΒ=700 МПа, στ=600 МПа) для турбинных трубопроводов Рогунской ГЭС вместо стали 09Г2С-12 уменьшит массу трубопроводов на 5500 т.
При заделке трубопроводов в скалу на прямых участках размер затрубного пространства должен быть минимальным (0,35 м), что дает возможность уменьшить объемы скальной выломки и бетона в затрубном пространстве.
Рис. 18.4. Водоприемник Усть- Илимской ГЭС. 1 — сороудерживающая решетка; 2 — аварийно-ремонтный затвор; 3 — основной затвор; 4 — гидроподъемник основного затвора; 5 — козловой кран; 6 — воздуховод; 7 — оголовок турбинного трубопровода.
Турбинные трубопроводы диаметром 7,8 м Усть-Илимской ГЭС, работающие совместно с армированной зоной окружающего их бетона и закрепленные в бетон кольцами жесткости, отличаются от трубопроводов Братской ГЭС и других приплотинных ГЭС конструктивными решениями как основного наклонного участка, так и других участков. Новое конструктивное решение переходной камеры в виде совмещенного с переходом от прямоугольного к круглому сечению колена (рис. 18.4) позволило существенно сократить размеры водоприемной части плотины и соответственно уменьшить расход бетона на этом участке. Применение анкерных креплений оболочки наклонного участка к арматурным каркасам позволило уменьшить толщину оболочки трубопровода до конструктивно минимальной, и, в свою очередь, сократить массу стальной оболочки трубопроводов всех 18 ниток по сравнению с расходом стали на трубопроводы Братской ГЭС на 5000 т и снизить стоимость трубопроводов Усть-Илимской ГЭС примерно на 500 тыс. руб.
