Технический расчет «Сангардакской» ГЭС на реке Сангардакдарья

МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО И ВОДНОГО ХОЗЯЙСТВА

РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН.

ТАШКЕНТСКИЙ ИНСТИТУТ ИРРИГАЦИИ И МЕЛИОРАЦИИ

(ТИИМ)

Факультет «Строительство и эксплуатация ирригационных гидротехнических сооружений»

Кафедра «Использование воднойэнергии и насосных станций»

Направление «Использование водной энергии ирригационных систем»

К защите допущен

Зав.каф. «ИВЭ и НС»

доц. Т.Ш.Мажидов

_______________________

«____»____________2012 г.

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

для получения степени бакалавра

Тема: Технический расчет «Сангардакской» ГЭС на реке Сангардакдарья.

Выполнил: Халилов О.

Руководитель: доц. Кан Э.К.

Ташкент – 2012г.
ТАШКЕНТСКИЙ ИНСТИТУТ ИРРИГАЦИИ И МЕЛИОРАЦИИ

Факультет «Строительство и

эксплуатация ирригационных

гидротехнических сооружений»

Кафедра «Использование водной

энергии и насосных станций»

Направление ««Использование водной

энергии ирригационных систем»»

К защите допущен

Зав. каф. «ИВЭ и НС»

доц. Т.Ш.Мажидов

_______________________

«____»____________2012 г.

ЗАДАНИЕ НА ВЫПУСКНУЮ КВАЛИФИКАЦИОННУЮ РАБОТУ

с т уденту: Халилову Ойбеку

1.Тема выпускной работы: Технический расчет «Сангардакской» ГЭС

на реке Сангардакдарья.

Утверждена «_16__»___01___2012 г., приказ № _17/т_____

2. Ср оки выполнения выпускной квалификационной работы– 10.06.2012

3.Исходные данные для выпускной квалификационной работы -

проектно-изыскательские материалы института ОАО Гидропроект.

4. Со став расчетно-пояснительной записки:

Введение. Общая часть. Водноэнергетический расчет. Техническая часть.

Экономическая часть. Безопасность жизнедеятельности.

5. На именование демонстрационных чертежей:

1- Генплан, 2,3 – План и разрез здания ГЭС,

6. Консультанты по разделам выпускной квалификационной работы

Наименование

раздела

Ф.И.О.

консультанта

Задание

выдано

Задание

принято

Руководитель Доц. Кан Э.К.

Консультант по БЖД

7. График выполнения выпускной квалификационной работы

№ Наименование

раздела

Сроки

выполнения

Отметка о

выполнении

Введение 13.02-17.02

1 Общая часть 18.02-27.02

2 Водноэнергетические расчеты 28.02-06.03

2.1 Определение расчетных расходов воды и

расчетного напора

28.02-06.03

3 Техническая часть

3.1 Схема и состав сооружений ГЭС 7.03-14.03

3.2 Выбор основного оборудования 15.03-18.03

3.3 Выбор типа турбины и определение её

параметров

19.03-27.03

3.4 Построение рабочей и эксплуатационной

характеристики

28.03-5.04

3.5 Расчет турбинной камеры 6.04-12.04

3.6 Отсасывающая труба 12.04-17.04

3.7 Определение допустимой высоты

всасывания

18.04-21.04

3.8 Выбор типа и определение размеров

гидрогенератора

22.04-29.04

3.9 Выбор типа и компоновки здания ГЭС.

Подбор грузоподъемного крана машинного

здания ГЭС

30.04-4.05

3.10 Расчет деривационного туннеля 5.05-9.05

4 Технико-экономические расчеты 10.05-17.05

5 Охрана окружающей среды 18.05-21.05

6 Безопасность жизнедеятельности 22.05-29.05

7. Оформление работы, подготовка чертежей 30.05-10.06

Задание выдано «__ » _________ 2012_г.

Руководитель _________________ Задание получил________

Оглавление

Введение ……………………………………………………………………… 5

1. Общая часть …………………………………………………………..……… 8

1.1. Краткие сведения о районе ………..…………………………………… 8

1.1. Природно-климатические, инженерно-геологические, гидрологические

и гидрогеологические сведения …………………………………………… …. 11

2. Водноэнергетические расчеты …………………………………………..… 15

2.1. Определение расчетных расходов воды и расчетного напора ……….15

3. Техническая часть ………………………………….…………………….. 20

3.1. Схема и состав сооружений ГЭС ……………………………………… 20

3.2. Выбор основного оборудования . Выбор типа турбины и определение её

параметров ………………………………………………………………….… 20

3.3. Построение рабочей и эксплуатационной характеристики …………… 24

3.4. Расчет турбинной камеры ………..…………………………………… 31

3.5. Отсасывающая труба …………………………………………………… 34

3.6. Определение допустимой высоты всасывания …………………………. 37

3.7. Выбор типа и определение размеров гидрогенератора …………………. 39

3.8. Выбор типа и компоновки здания ГЭС. Подбор грузоподъемного крана

машинного здания ГЭС ………………………………………………………… 41

3.9. Расчет деривационного туннеля ………………………………………… 45

4. Технико-экономические расчеты ………………………………………… 48

5. Охрана окружающей среды ……………………………………………… 53

6. Безопасность жизнедеятельности …………………………………….. 58

Заключение ………………………………………………………………

Список литературы

Введение

С каждым днем во всем мире повышается интерес к использованию

возобновляемых источников энергии. Узбекистан имеет большой потенциал

для развития в стране альтернативных источников энергии. В настоящее время

Законодательной палатой Олий Мажлиса разработан проект закона "О

возобновляемых источниках энергии" с учетом имеющего зарубежного опыта.

ГАК «Узбекэнерго» по поручению правительства страны разрабатывает

Национальную концепцию по развитию возобновляемых источников энергии.

Основной идеей этой концепции станет широкое внедрение альтернативных

источников энергии в повседневную жизнь и их развитие на основе

зарубежного опыта, а Институтом энергетики и автоматики АН Республики

Узбекистан разрабатываются «Концептуальные положения и направления

использования возобновляемых источников энергии в Узбекистане на

долгосрочную перспективу». Согласно выданному техническому заданию

рассматриваются вопросы энергообеспечения в отдаленных районах,

экологической обстановки; технологии возобновляемой энергетики,

изготовления энергетического оборудования; использования

гидроэнергоресурсов, систем солнечного теплоснабжения, солнечных

фотоэлектрических установок малой мощности и электростанций,

ветроэлектрических и ветряных, солнечных энергокомплексов малой мощности

и другие.

Президент Республики Узбекистан И.А.Каримов в качестве одних из

приоритетных направлений комплекса мероприятий Антикризисной

программы выделил «реализация мер по модернизации электроэнергетики,

сокращению энергоемкости и внедрение эффективной системы

энергосбережения» [1]. Президент также отмечает, что «мировой

экономический кризис еще больше обостряет настоятельность постоянного

обновления и модернизации», поэтому все преобразования в стране должны

быть направлены на “модернизацию и техническое переоснащение, наиболее

полное и эффективное использование богатейшего природного потенциала…”.

Производство электроэнергии за счет использования возобновляемых

гидроэнергетических ресурсов относится к важнейшим природоохранным и

ресурсосберегающим технологиям, позволяющим предохранить окружающую

среду от загрязнения отходами производства альтернативных источников

электроэнергии (выброс загрязняющих веществ в атмосферный воздух, воду,

размещение производственных отходов, радиационное и тепловое загрязнения).

Гидроэлектростанция (ГЭС) — электростанция, в качестве источника

энергии использующая энергию водного потока. Гидроэлектростанции обычно

строят на реках, сооружая плотины и водохранилища. Для эффективного

производства электроэнергии на ГЭС необходимы два основных фактора:

гарантированная обеспеченность водой круглый год и возможно большие

уклоны реки, благоприятствуют гидростроительству каньонобразные виды

рельефа.

В Узбекистане с 1926 г. построены 41 гидроэлектростанция, из которых

30 - действующие (суммарная установленная мощность 1682,6 МВт), а 11 ГЭС

(с мощностью 26 МВт) – законсервированы из-за устаревшего оборудования. В

республике действует Программа развития малой гидроэнергетики

(Постановление КМ РУз № 476 от 28 декабря 1995 г.) согласно которому

планируется строительство 145 малых ГЭС при существующих ирригационных

водохранилищах, перепадах каналов и на малых реках, а также проводятся

работы по техническому перевооружению и реконструкции действующих

малых ГЭС.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о районе расположения обьекта

Бассейн реки Сурхандарьи располагается в Сурхандарьинской

области Узбекистана. Территория области занимает 20,1 тысяч квадратных

километров или 4,6 % общей площади республики.

На севере по Гиссарскому хребту и на востоке по его отрогам – горам

Бабатаг область граничит с Таджикистаном, на северо – западе по отрогам

Байсунтау – с Кашкадарьинской областью Узбекистана и Туркменией , на юге –

по реке Амударьи с Афганистаном.

В состав области входят 14 районов. Здесь расположены: город Термез

– административный центр; города Денау, Байсун, Джаркурган, Шерабад,

Шурчи, Кумкурган и 4 поселка городского типа. Общая численность

населения1770,4 тыс. человек или 7,0 % всего населения Республики.

Город Термез связан железнодорожными и авиационными линиями с

городами СНГ. По мосту через р. Амударью у селения Хайратон

осуществляется железнодорожное и автодорожное сообщение с Афганистаном;

по ВЛ- 220 кВ в Афганистан передается электроэнергия.

Экономика области имеет аграрную направленность. В области

большие потенциальные возможности и один из самых низких в Узбекистане

уровней промышленного развития. Объем промышленной продукции на душу

населения втрое ниже, чем в среднем по Республике; удельный вес

промышленности в ВВП Узбекистана составляет 2,2 % .

Промышленность представлена в основном отраслями, связанными с

переработкой сельскохозяйственной продукции; легкой и пищевой отраслями, а

также топливной, строительных материалов, машиностроением и

металлообработкой.

Топливная промышленность сформировалась в основном на базе

имеющихся сырьевых запасов каменного угля и нефти. Открыт ряд

месторождений нефти (Хаудаг, Учкызыл, Ляльмикор). Из трех крупнейших

месторождений угля два находятся в Сурхандарье – Шаргунь и Баостийсун.

Особое место в области отводится освоению месторождению

полиметаллических руд Хондиза.

Главенствующая роль в области принадлежит легкой промышленности

46,2 % и пищевой 34%. В легкой промышленности ведется направленная

работа по изменению ассортимента продукции текстильной подотрасли и

опережающему развитию швейной подотрасли при сопряженности их

производственных мощностей.

Промышленность строительных материалов представлена

дислоцированными практически во всех районах заводами по производству

штучных стеновых материалов и изделий сборного железобетона. В своем

дальнейшем развитии отрасль будет сориентирована на создание предприятий

малой мощности функционирующих на месторождениях с небольшими

запасами ив сельской местности.

В области недостаточно развиты базовые отрасли промышленности и

производственная инфраструктура. Имеющийся производственный потенциал

используется крайне неэффективно, практически по всем видам промышленной

продукции имеют значительные резервы недоиспользованных мощностей.

При планируемом увеличении капиталовложений в экономику

Сурхандарьинской области объем промышленного производства к 2020 году

возрастет в 3,0 раза и выпуск промышленной продукции на душу населения

увеличится в 2,3 раза.

Рост промышленного производства Сурхандарьинской области должен

быть поддержан развитием энергетической отрасли и использованием

гидроэнергетических ресурсов рек бассейна р. Сурхандарьи.

Энергетическое использование реки Сурхандарьи впервые было

рассмотрено в 1933 году в «Схеме энергетического использования реки

Сурхандарья», затем в 1935 году в «Водно – энергетической схеме (ВЭС)

Средней Азии». После разработки «Схемы развития малой ГЭС в системе

Минводхоза Республики Узбекистан на период до 2010 года» (1992года) на

основании имеющихся материалов была предпринята попытка составления

записки по схеме энергетического использования реки Сурхандарья.

Наибольший интерес представляет энергетическое использование

составляющих и притоков р. Сурхандарьи – рек Туполанг,Сангардак и

Халкаджар. Левая составляющая р. Сурхандарьи – река Катараг расположена

на территории Таджикистана, поэтому она не подлежит рассмотрению.

1.2. Природно-климатические, инженерно-геологические,

гидрологические и гидрогеологические сведения

Сурхандарьинская и Кашкадарьинская области Республики Узбекистан

охватывают бассейны рек Сурхандарьи и Кашкадарьи и их многочисленные

притоки, на которых намечаются первоочередные объекты проектирования

ГЭС, и реки Шерабад. Реки Сурхандарья и Кашкадарья, являются правыми

притоками реки Амударьи, и расположены в пределах южного Узбекистана.

Верховья (истоки) обоих водотоков находятся на территории Республик

Таджикистан. Река Сангардак длиной 95км, площадью водосбора 889км2,

средняя высота водосбора 2286м. Опорная гидрологическая сеть Узгидромета в

бассейне реки Туполанг, Сангардак была открыта в конце 20-х годов, на

притоке Халкаджар в начале 50-х годов. Сток реки Сурхандарьи в основном

складывается из стока рек Туполанг и Каратаг. Расходы воды в верхнем

течении реки Сурхандарьи в мае – сентябре ниже суммарного расхода рек

Туполанг и Каратаг, в октябре – апреле близки или выше суммарного расхода

рек Туполанг и Каратаг. Объясняется это тем, что одна часть стока по выходе

из гор разбирается на орошение, другая – теряется в собственных конусов

выносов этих водотоков.

На притоках реки Сурхандарьи – река Сангардак и Халкаджар роль

высокогорных снегов в питании существенно ниже, чем в питании

составляющих, поэтому внутригодовое распределение стока этих рек

отличается от распределения стока составляющих.

Максимум расходов воды смещается на два месяца и приходится на

май, спад расходов на ноябрь. Устойчивость расходов воды наблюдается в

период с октября по ноябрь, начало подъема расходов воды – в феврале.

Вся предгорная зона, нижние и средние пояса гор и невысокие горы

бассейна реки Сурхандарьи являются областью селевой деятельности.

Среднегодовые и среднемесячные расходы воды реки Сурхандарьи

определены ниже плотины Южносурхандарьинского водохранилища,

расположенного в 94км от устья (площадь водосбора 1180км2) за период

наблюдений 1978/79 – 2000/01гг. наибольшие годовые расходы приходятся на

1992/92 и 1998/99гг, соответственно, - 99,2 и 95,3м3/с, наименьшие – на

1986/87, 2000/01 и 1995/96 гг – 6,04; 7,82 и 7,91м3/с при многолетнем годовом

расходе воды – 36,8м3/с.

Наибольшие годовые расходы воды за указанные периоды на реке

Туполанг в 1998 году достигали 84,7 м3/с ( гидропост Хардури ) – 91,0 м3/с , (

гидропост Зарчоб ) , на реке Сангардак – 31,8 м3/с ( 1992 и 1998 годы ) , на

реке Халкаджар – 15,2 м3/с ( 1969 год ).

Река Сурхандарья является правым притоком реки Амударьи,

расположена в пределах южного Узбекистана , верховья реки находятся на

территории Республики Таджикистан.

Долина реки Сурхандарьи простирается с севера на юг и ограничена :

на севере отрогами Гиссарского хребта , с востока – хребтом Бабатаг , с запада

– хребтом Байсунтау , на юге впадает в реку Амударью. Отметки высот

отдельных вершин Гиссарского хребта превышает 4500метров. Горы Бабатаг

отличаются незначительной высотой , менее 2300метров.

Река Сурхандарья протяженностью 196 километров и площадью

водозабора 13610км2 образуется слиянием рек Туполанг и Карадарья. В реку

Сурхандарью справа впадают ее два основных притока : реки Сангардак и

Халкаджар ( Хаджалпак ). Все названные водотоки по выходе из гор

разбираются на орошение.

От устья реки Халкаджар ниже по течению реки Сурхандарья

принимает правобережние водотоки, наиболее крупные из которых :

Байсунсай , Аккапчагай и Ташкюпрюк. Сток реки Сурхандарьи в основном

складывается из стока рек Туполанг и Каратаг.

Вся предгорная зона , нижние и средние пояса гор и невысокие горы

бассейна реки Сурхандарьи являются областью селевой деятельности.

Река Сангардак – правобережний приток реки Сурхандарьи,

протяженностью 106,3 километра, площадью водосбора 2286м2 .

Расходы воды реки Сангардак наблюдаются в створе гидропоста

«кишл. Кинг – гузар» с 1928 года. Среднемноголетний годовой расход – 31,83

м3/с (1992 и 1998годы), наименьший – 8,33 м3/с (1971/72год). В течении года

среднемесячные расходы изменяются ( в среднем от 49,2 м3/с в мае до 3,99 м3/с

в январе ).

В низовьях реки уклоны русла минимальны, в среднем течении

составляют 8,70 – 15,39 м/км; вверх по течению увеличивается от 15,39 до 28,09

м/км.

Единая пойменная зона реки Сурхандарьи с устьевыми участками рек

Туполанг, Сангардак, Ходжаипак (Халкаджар) активно освоена и густо

заселена. Крупным районным центром является город Денау, через который

проходит железнодорожная линия. Автодорожная сеть достаточно развита для

обеспечения связи между населенными пунктами.

Река Сангардак в низовьях на выходе в распластанную долину

делится на ряд рукавов, сток разбирается на орошение каналом Хазарбаг,

арыками Сангардак, Охлар и другими; пересыхающее, сезонно действующее

русло под именем Кызылсу доходит до реки Сурхандарьи.

Общая водохозяйственная картина района сложная, возможность

энергетического использования стока реки Сангардак в низовьях на запитанных

его каналах существует путем создания ГЭС малой мощности. Перспективные

участки использования и режимы работы этих станций могут быть определены

на основании информации Минсельводхоза Ресрублики Узбекистан, что

является предметом отдельного рассмотрения.

Основание сооружений сложено скальными ( K+f ), полускальными и

связанными ( f23 – N1 ) грунтами. Скальные грунты представлены, в основном,

известняками, песчаниками и аргеллитами. Возможны алевролиты, глины и

гипсы. В известняках возможен карст. Полускальные и связные грунты

представлены глинами и алевролитами, реже песчаниками конгломератами

( скальный и полускальный грунт с прослоями и линзами рыхлых грунтов ).

2. Водноэнергетические расчеты

2.1. Определение расчетных расходов воды и расчетного напора

Канал Сангардак, на котором, располагается проектируемая ГЭС с

суточным регулированием, правобережный приток реки Сурхандарьи.

Река Сурхандарья протяженностью 196 километров и площадью

водозабора 13610км2 образуется слиянием рек Туполанг и Карадарья. В реку

Сурхандарью справа впадают ее два основных притока : реки Сангардак и

Халкаджар ( Хаджалпак ). Все названные водотоки по выходе из гор

разбираются на орошение.

От устья реки Халкаджар ниже по течению реки Сурхандарья

принимает правобережние водотоки, наиболее крупные из которых :

Байсунсай , Аккапчагай и Ташкюпрюк. Сток реки Сурхандарьи в основном

складывается из стока рек Туполанг и Каратаг.

Вся предгорная зона , нижние и средние пояса гор и невысокие горы-

бассейна реки Сурхандарьи являются областью селевой деятельности.

Река Сангардак – правобережный приток реки Сурхандарьи,

протяженностью 106,3 километра, площадью водосбора 2286м2 .

Расходы воды реки Сангардак наблюдаются в створе гидропоста

«кишл. Кинг – гузар» с 1928 года. Среднемноголетний годовой расход – 31,83

м3/с (1992 и 1998годы), наименьший – 8,33 м3/с (1971/72год). В течении года

среднемесячные расходы изменяются ( в среднем от 49,2 м3/с в мае до 3,99 м3/с

в январе ).

В низовьях реки уклоны русла минимальны, в среднем течении

составляют 8,70 – 15,39 м/км; вверх по течению увеличивается от 15,39 до 28,09

м/км.

таблица № 2-1

Расчетные максимальные расходы воды заданной обеспеченности

рек Сурхандарьинской и Кашкадарьинской областей

Название

водотока, створа,

гидропоста

Период

наблюде-

ний, годы

Qmax

(сред-

ний

макс.

расход

воды

Сv Сs

Обеспеченность, %

1 5

р.Сангардак

1927-

2000

107 0.51 4Сv 407 188

В таблицу №2-2 сведены месячные объемы воды на реке Сангардак,

полученные из ООО “Гидропроект”.

таблица № 2-2

месячные объемы воды на реке Сангардак

месяцы I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII За

год

Фактич.

объем

воды 3

По данным таблицы №2-2 строим годовой график расходов воды реки

Сангардак.

123456789101112

месяцы

Гидрограф водотока

Рис.2.1 Годовой график расходов воды реки Сангардак.

Определение расчетного расхода производится исходя из обеспеченности

водой в зимнее маловодное время ,обычно совпадающее с периодом

максимальной нагрузки.

49,2

37,2 36,8

19,3

12,8

8,66

5,41 5,29 4,37 4,26 4,19 3,99

31 30 30 31 31 31 2 8 30 31 30 31 30

Рис. 2.2 График повторяемости расходов

Если Q – расход 50% обеспеченности принимаемый для условий работы без

суточного регулирования (рис 3)

Типовой график нагрузок

100

120

(

)

024681012141618202224

Нагрузка

Рис. 2.3 Типовой график нагрузок

Расчетный расход при суточном регулировании определяется по формуле

Qрасч = *Q50%

где, Q50% - расчетный расход 50 процентной обеспеченности.

- ожидаемый коэффициент суточной неравномерности нагрузки,

= Pmax/Pср.сут

где, Pmax – максимальное значение нагрузки

Pср.сут- среднее значение этой нагрузки.

Pср.сут =Э/24

где,Э – суточная выработка энергии в киловаттчасах по графику суточной

нагрузки.

Для моего проекта изложенные данные получаются следующие

Q50% = 8,66 м3/сек (по рисунку 2.2)

Pср.сут в % Э/24 ,здесь масштаб знаменателя на одно деление абциссы принят

2 часа, определяется по графику нагрузки (рисунок 2.3)

Если P max принять за 100%, то Pср.сут получается из следующего

соотношения

Pср.сут = (30+20+40*2+50*3+80*2+100)/12 = 55%

= 100/55 = 1,82

Qрасч = * Q50% = 1,82*8,66 = 16 м3/сек.

Исходя из решений, за расчетный расход принимаем Qрасч = 16 м3/сек.

Напор примем по по данным ОАО “Гидропроект”

Hmax = 65м

Hmin = 60м

За расчетный напор принимаем Hmax.

Hрасч = Hmax = 65м.

3.Техническая часть

3.1. Схема и состав сооружений ГЭС

ГЭС спроектирована деривационного типа. Водозаборным узлом

создается водохранилище емкостью 10 млн м3, позволяющая вести суточное

регулирование стока реки.

Компоновочно – конструктивные решения по ГЭС: в состав

сооружений ГЭС входят:

- бетонная плотина;

- строительно – эксплуатационный водосброс;

- деривационный туннель с уравнительным резервуаром;

- турбинные водоводы;

- здание станции на установку трех агрегатов с турбинами радиально

– осевого типа, оборудованными дисковыми предтурбинными затворами;

- ОРУ 35кВ;

- верховая и низовая строительные перемычки.

3.2 Выбор основного оборудования

Выбор типа турбины и определение её параметров

Исходные данные:

Максимальный напор –65м;

Расчетный напор – 65 м;

Минимальный напор -60 м;

Расчетный расход – 16 м3/с.

Определим предварительную мощность ГЭС по формуле:

NГЭС = 9,81·QP·HP· a , кВт,

где a = Г · Т – коэффициент полезного действия агрегата;

Г и Т – соответственно КПД генератора и турбины, которыми задаются

предварительно:

- пр и НР > 15м Т = 0,88 ч 0,9;

- пр и НР < 15м Т = 0,84 ч 0,86;

- Г = 0,93 ч 0,96; примем Г = 0,95.

С учетом НР =65 м примем:

a = 0,95 · 0,90 = 0,855

NГЭС = 9,81 · 16,0 · 65,0 · 0,855 = 8 723 кВт.

По установленной мощности примем число агрегатов равным n = 3, тогда

расход одной турбины Qт= 5,33 м3/с.

Мощность 1 турбины равна:

NT = NГЭС / ( n · Г ) = 8 723 / (3*0,95) = 3 060 кВт,

где n = 3 – число турбин.

Тип турбины определяется по сводному графику областей применения

турбин, приведенному в каталоге турбин. На сводном графике областей

применения турбин откладываются значения мощности (NT = 3 060 кВт) и

рабочего напора турбины (НР=65,0 м). Полученная точка пересечения

указывает тип турбины. Принимаем тип турбины РО75/410б из каталога:

Рис. 3.1 Универсальная характеристика гидротурбины РО 75/728б-46

Пользуясь универсальной характеристикой выбранного типа турбины (рис.3.1),

вычислим номинальный диаметр рабочего колеса:

PIPPм

QHH

19.18***

Где М=91,8 % - максимальный КПД из главной универсальной

характеристики.

Q11=1,24 м3 /с – расчетный приведенный расход, для РО турбин

принимается на линии ограничения мощности при n11=75 - приведенная

скорость вращения на 3-4 об/мин больше nо1пт.

0,27Dм

5899

3060

9,18*1,52*56,0*56,0*0,918

3060

== =

Полученное значение D1 уточняется по справочным данным до стандартного.

Примем стандартный диаметр D1=0,80 м.

Определим число оборотов турбины

n = n11 * HP 0 , 5 / Д1 = 75* (65) 0 , 5 / 0,80 =756 об/мин.

Полученное значение округляем до стандарта, n = 750 об/мин.

Уточняются реальные координаты и положение режимной точки на

универсальной характеристике:

Q11 = QT / (Д12 · HP 0. .5) = 5,33 / (0,80 2 * 65 0. 5) = 1,1 м 3 / c,

n11 = n · Д1 / HP 0. .5 = 750 * 0,80 / 65 0. 5 = 74,42 об/мин.

Уточнённая режимная точка А лежит в зоне работы турбины и имеет

высокий КПД .

определяются размеры рабочего колеса турбины :

- Д1 = 80 см = 0,84 м – диаметр рабочего колеса;

- Д2 = 1,080 · Д1 = 0,9072 м – диаметр выхода с рабочего колеса;

- b0 = 0,35 · Д1 = 0,3 м – высота направляющего аппарата;

- Д0 = (1,16 ч 1,2) · Д1 = 1,008 м – диаметр лопаток направляющего

аппарата;

- Да = 1,73 / Д1 = 2,059 м – внешний диаметр колонн статора;

- Дв = 1,45 / Д1 = 1,72 м – внутренний диаметр колонн статора

По стандартным диаметрам проверим приведенный расход:

DHH

ppм

9.18*

9.18*0,85656*0,918

3060

Q==

Пересчитаем значение КПД :

Т=М+(1 - М) 5

D = 0,918 + (1-0,918) 5

800

410

= 0,918+0,0717=0,989

где DМ = 0,410 м - диаметр рабочего колеса модельной турбины.

По Т уточняем мощность гидротурбины:

Nтур== 9,81*Qт*Нр* т = 9,81*5,33*65,0*0,989 = 3 362 кВт

3.3 Построение рабочей и эксплуатационной характеристик

турбины

При изменении режима работы турбины, т.е. её расхода, напора и числа

оборотов изменяются также кпд турбины и выработка электроэнергии.

Взаимная связь основных параметров определяется её рабочими и

эксплуатационными характеристиками. Рабочие характеристики – это

зависимости КПД турбины от ее расходов (QT) и мощностей (NT) при рабочем

напоре Нр и числе оборотов n.

Исходные данные: - тип турбины РО 75;

- рабочий напор НР = 65м;

- универсальная характеристика турбины

с режимной точкой А;

- диаметр рабочего колеса D1 = 0,80 м.

Через режимную точку А проводится горизонтальная линия. Находятся

точки пересечения этой линии с кривыми КПД и для каждой точки

выписываются значения Q11 и модельной турбины в таблицу 2. Выполняются

расчёты по определению реальных расходов, КПД и мощностей турбины по

следующим формулам:

QT = Q11 · Д12 (Нр) 0. 5 , м3/с;

т = М · Т MAX / M MAX,

где Т MAX = 1 – (1 - M MAX) · (ДМ / Д1) 0.2 = 0,93

NT = 9,81 · QT · НР · Т, кВт

Результаты перерасчета запишем в таблицу 2.

Таблица 3.1. Расчет для построения рабочих характеристик турбины

Q11, м3/с М T, м3/с Q Т T, кВт N

0,62

0,68

0,74

0,80

0,86

0,92

0,95

1,0

1,08

1,15

1,16

1,24

1,3

1,34

1,38

91,5

91,8

91,5

3,2

3,5

3,82

4,12

4,44

4,75

4,9

5,16

5,57

5,93

5,98

6,40

6,7

6,9

7,12

92,7

1693

1897

2119

2338

2576

2787

2897

3060

3290

3479

3470

3632

3717

3740

3768

Рабочая характеристика турбины

(зависимость КПД от мощности)

0 1000 2000 3000 4000 5000

N (Квт)

)

Рис. 3.2. Рабочая характеристика турбины (зависимость КПД от мощностей

(NT))

Рабочая характеристика турбин (зависимость КПД

от расходов)

01234567

Расходы

Рис. 3.3 Рабочая характеристика турбины (зависимость КПД от расходов (QT) )

Эксплуатационные характеристики строим по главной универсальной

характеристике (рис.3.1) в следующем порядке:

1) определяем поправку для КПД на разницу параметров модели и натурной

турбины: = тmax - mmax = 0.93-0.918= 0.012 (или 1,2%)

Для РО турбин поправку принимают одинаковой для всех точек ГУХ.

На универсальной характеристике турбины р(ис. 3.1) помимо

горизонтальной линии с n11 = 75 об/мин, проходящей через режимную точку А,

проводится ещё несколько горизонтальных линий. Предварительно определим

значение n11 для Нмин .

n11= = =

*057*0,80

min

77,45

Для каждой линии определяется своё значение n11. Для каждого значения

n11 определяется соответствующий напор

Н = ( nт * D1 / n11) 2, м

где nт = 800 об/мин – число оборотов турбины:

для n11 = 70 об/мин напор будет Н1 = 73,47 м;

для n11 = 74,42 об/мин напор будет НР = 65 м;

для n1 1 = 77,45 об/мин напор будет Нмин = 60 м;

для n11 = 80 об/мин напор будет Н3 = 56,25м.

Находятся точки пересечения этих линий с кривыми КПД. Для каждой

линии и для всех точек пересечения выписываются значения Q11 и модельной

турбины в таблицы . Выполняются расчёты по определению реальных

расходов, КПД и мощностей турбины при различных напорах по

вышеприведённым формулам .

По данным таблицы 3.2 строятся рабочие характеристики

турбины, которые затем перестраиваются в эксплуатационные характеристики

турбины, Эксплуатационные характеристики позволяют определять расходы,

мощности и КПД турбины в зависимости от существующего напора.

Таблица 3.2 Перерасчет для построения эксплуатационной характеристики

турбины

Параметры рабочего колеса РО гидротурбин: Д1=0,8 м;

n =750 об/мин, т = 1,2 %,

№ М % Q11, м3/с Т T, кNВт

Примечание

84 0,622

2090

n11=70 об/мин

Н = 73,47 м,

НН =629,745

N=9.81* Q11* D12* Н Н * т=

=3953,79* Q11 т

86 0,69

2373,5

88 0,76

2674,34

90 0,84

3022,28

90 1,04

3741,9

88 1,17

4117

86 1,26

4334

84 1,3

4369

Параметры рабочего колеса РО гидротурбин: Д1=0,8 м;

n =750 об/мин, т = 1,2 %,

№ М % Q11, м3/с Т T, кNВт

Примечание

1 82 0,6 83 1639

n11=74,42 об/мин

Н = 65 м,

НН =524,04

N=9.81* Q11* D12* Н Н * т=

=3290* Q11 т

2 84 0,65 85 1818

3 86 0,7 87 2004

4 88 0,78 89 2284

5 90 0,84 91 2515

6 91 0,89 92 2694

7 91,5 0,93 92,7 2837

8 91,5 1,02 92,7 3111

9 91 1,08 92 3269

10 90 1,12 91 3353

11 88 1,21 89 3543

12 86 1,27 87 3635

13 84 1,33 85 3719

Параметры рабочего колеса РО гидротурбин: Д1=0,8 м;

n =750 об/мин, т =1,2 %,

№ М % Q11, м3/с Т T, кNВт

Примечание

1 82 0,61 83 1477

n11 = 77,45 об/мин

Н = 60 м,

НН =464,76

N=9.81* Q11* D12* Н Н * т=

=2918* Q11 т

2 84 0,66 85 1637

3 86 0,72 87 1828

4 88 0,79 89 2052

5 90 0,83 91 2204

6 91 0,91 92 2443

7 91,5 0,96 92,7 2597

8 91,5 1,06 92,7 2867

9 91 1,11 92 2980

10 90 1,15 91 3054

11 88 1,2 89 3116

12 86 1,3 87 3300

13 84 1,32 85 3274

14 82 1,36 83 3294

Параметры рабочего колеса РО гидротурбин: Д1=0,8 м;

n =750 об/мин, т =1,2 %,

№ М % Q11, м3/с Т T, кNВт

Примечание

1 82 0,63 83 1385

n11 = 80 об/мин

Н = 56,25 м,

НН =421,875

N=9.81* Q11* D12* Н Н * т=

=2649* Q11 т

2 84 0,68 85 1531

3 86 0,73 87 1682

4 88 0,81 89 1910

5 90 0,86 91 2073

6 91 0,94 92 2291

7 91,5 0,97 92,7 2382

8 91,5 1,08 92,7 2652

9 91 1,11 92 2705

10 90 1,14 91 2778

11 88 1,24 89 2923

12 86 1,3 87 2996

13 84 1,34 85 3017

14 82 1,38 83 3034

Расчет турбинной камеры

Задачей расчета турбинной камеры является определение радиальных

размеров спиральной камеры. Турбинные камеры служат для подвода воды к

турбинам с наименьшими гидравлическими потерями. Турбинные камеры

бывают открытые или закрытые. Открытые камеры применяют для малых

турбин с напорами до 10м и диаметром рабочего колеса D1 до 1,6м. При

больших значениях диаметра рабочего колеса открытые камеры становятся

громоздкими и экономически не выгодными. Для турбин, у которых напоры Н

> 10м и диаметры колёс D1 > 1,6м, применяют закрытые турбинные камеры –

металлические или бетонные. Обычно ПЛ и РО турбины устанавливают в

спиральных напорных камерах. Выбор типа турбинной камеры проводят на

основании имеющихся напоров и диаметра рабочего колеса. Для

проектируемой турбины РО75 с расчетным напором Н = 65 м и Д = 80 см

примем металлическую спиральную камеру.

Металлические спиральные камеры применяют при напорах от 15 ч

350м. и выше, преимущественно для радиально-осевых турбин.

Рекомендуемый угол охвата (охват спиралью рабочего колеса турбины)

для турбин с металлическими камерами = 3150 ч 3450.

Расчет очертания спирали камеры основан на постоянстве скорости воды

в спирали (V= const), так как при этом потери напора в камере будут

наименьшими.

Исходные данные: - тип турбины РО 75/728 б -

- рабочий напор НР = 65 м;

- расход турбины QT = 5,33 м 3 /с;

- диаметр рабочего колеса турбины D1 = 0,8м;

- внешний диаметр колонн статора турбины Dа= 2,059 м.

- высота направляющего аппарата bо = 0,3 м.

Принимается угол охвата спиральной камеры = 3450.

Определяется скорость воды в спирали:

V = К * Нр 0, 5 = 0,8* 65 0, 5 = 6,45 м/с,

где К – скоростной коэффициент, К = 0,8 ч 1 (К = 1 при малых напорах;

К = 0,8 при больших напорах).

Размеры поперечных сечений и очертание спирали в плане (в плоскости,

перпендикулярной оси турбины) устанавливаются гидравлическим расчетом

спиральной камеры. Исходным условием для гидравлического расчета спирали

является равномерное поступление расхода в статор и направляющий аппарат

по его периметру.

Расход в любом сечении спирали равен Qi = i · QT / 360, м3/с.

Радиус любого сечения спирали равен ri =(Qi / ( · V) )0 , 5 , м.

Радиус спирали равен Ri = Dа / 2 + 2 ri .

Расчёт расходов и радиусов сечений спирали, а так же радиусов спирали

ведётся в таблице3.3.

Таблица 3.3 Результаты расчета спиральной камеры

i Qi = i · QT / 360, м3/с. ri =(Qi / ( · V) )0 , 5 м.R i =Dа / 2 + 2 ri .

105

120

135

150

165

180

195

210

225

240

255

270

285

300

315

330

345

0,22

0,44

0,665

0,89

1,11

1,33

1,56

1,78

2,22

2,45

2,67

2,89

3,11

3,33

3,55

3,77

3,99

4,22

4,44

4,66

4,87

5,10

0,1042

0,1474

0,1812

0,2096

0,2341

0,2562

0,2775

0,2965

0,3143

0,3311

0,3478

0,3611

0,3777

0,3919

0,4055

0,4187

0,4315

0,4439

0,4565

0,4682

0,4797

0,4904

0,5018

1,24

1,325

1,39

1,45

1,5

1,54

1,585

1,62

1,66

1,69

1,725

1,75

1,785

1,81

1,84

1,86

1,89

1,92

1,94

1,97

1,99

2,01

2,03

Данные таблицы 4 позволяют построить любое произвольное

поперечное сечение и очертание спиральной камеры в плане. По результатам

расчета строим спиральную камеру.

Рисунок 3.6 Построение металлической спиральной камеры

3.5 Выбор типа отсасывающей трубы и определение

основных размеров

Определение формы и размеров отсасывающих труб проводится по

рекомендациям заводов-изготовителей гидротурбин (ГОСТ 24.023..11-72).

Отсасывающие трубы служат:

- для отвода воды от рабочего колеса турбины в нижний бьеф ГЭС с

наименьшими потерями энергии;

- для восстановления кинетической энергии потока в потенциальную, что

способствует более полному использованию турбиной энергии потока.

При наличии отсасывающей трубы под рабочим колесом турбины

возникает давление меньше атмосферного.

Тип отсасывающей трубы зависит от типа турбины и диаметра рабочего

колеса турбины. Для вертикальных турбин принимаются прямоосные

конические или изогнутые отсасывающие трубы

Исходные данные: - тип турбины РО 75/728б;

- рабочий напор НР = 65м;

- расход турбины QT = 5,33 3 /с;

- диаметр рабочего колеса турбины D1 = 0,80 м;

- диаметр выхода с рабочего колеса турбины D2=0,9072 м.

Принимается изогнутая отсасывающая труба размеры которой

определены в таблице.

Изогнутые отсасывающие трубы из-за сложности конструкции и

гидравлических условий протекания потока в них

трудно подаются расчетам, поэтому форму труб устанавливают путем

экспериментальных исследований, по результатам которых назначают их

оптимальные размеры. Основные размеры отсасывающих труб и их колен при

диаметре Д=1,0 м заданы в специальных таблицах [14, 16,17]. Угол между

днищем диффузора этих труб и горизонтом может составлять 0-150. При

большой ширине диффузора этих труб (более 8-10 м) с целью облегчения

фундаментной плиты ГЭС и перекрытия в нем устанавливаются один, а иногда

два промежуточных бычка. Определим размеры отсасывающей трубы по

таблице 10 [14]. Собственно отсасывающая труба состоит из колена и

горизонтального диффузорного участка. Результаты перерасчета запишем в

табличной форме.

Таблица 3.4. Основные размеры колен отсасывающих труб типа 4Н для

турбин РО75

D1,

Размеры колен отсасывающих труб

D4 h4 B5 L1 h6 A R6 a1 7 Ra2 8 R

1,0 1.352 1.352 2.74 1.75 0.670 0.487 1.16 1.478 0.815 0.107 0.782

0,8 1,0816 1,0816 2,192 1,4 0,536 0,3869 0,928 1,1824 0,652 0,0856 0,6256

Таблица 3.5 Основные размеры отсасывающих труб типа 4Н для турбин

РО75

D1, м Размеры колен отсасывающих труб

h/D1 h L B5 4D 4h 6h 1L 5 h

1,0 2.7 2.7 4.5 2.4 2 1.352 0.67 1.75 1.23

0,8 2,16 2,16 3,6 1,92 1,6 1,0818 0,536 1,4 0,984

Схема отсасывающей трубы, построенная по этим размерам, приведена на рис.

Рисунок 3.7 Схема отсасывающей трубы

3.7 Расчет высоты отсасывания

Для предотвращения кавитации в турбине необходимо, чтобы давление в

турбине на выходе с рабочего колеса не достигало давления парообразования,

при данной температуре воды. Это достигается правильным расположением

турбины относительно уровня нижнего бьефа, определяемым высотой

отсасывания.

Для определения отметки оси гидротурбины относительно нижнего

бьефа необходимо провести расчет высоты отсасывания. Для предотвращения

кавитации в турбине необходимо, чтобы давление выходе с рабочего колеса не

достигало давления парообразования при обычной температуре воды.

HS ДОП = НА - К··НР - УНБ МIN / 900,

где: На = 10,33 м – нормальное атмосферное давление;

– коэффициент кавитации, принимаемый по главной универсальной

характеристике для режимной точки ;

К – поправка на значение “”:

К = 1,1 для турбин ПЛ;

К· = + – для турбин РО, = 0,04 ч 0,01;

УНБ МIN / 900 – поправка, учитывающая давление на местности, где будет

установлена турбина (на каждые 900м высоты давление понижается на 1м

водяного столба.

Фактическая высота отсасывания HS должна быть не больше HS ДОП (HS

HS ДОП) и определяется из условия заглубления выходной кромки

отсасывающей трубы не меньше, чем на 0,5м под УНБ МIN.

Расчет:

Для турбины РО 75/410б: = 0,09, = 0,03, К· = 0,12, УНБ МIN = 1245,00 м.

HS ДОП = 10,33 – 0,13*65,0–1245,00/900 = 10,33-8,45-1,38 = 0,5 м,

3.7 Выбор гидрогенератора и определение основных параметров

гидрогенератора

Подавляющее большинство ГЭС оборудуются вертикальными

гидроагрегатами с установкой вертикальных синхронных гидрогенераторов

трехфазного тока. На предварительных стадиях проектируются основные

габаритные размеры гидрогенераторов.

Определение основных параметров гидрогенератора.

Исходными данными для выбора генератора являются:

- мощность турбины NT;

- число оборотов турбины;

Предварительная активная мощность генератора считается по формуле:

NГ ПРЕД. = NT · Г , кВт,

где Г = КПД генератора.

- мощность турбины NT = 3060 кВт;

- число оборотов турбины nт = 750 об/мин.

Предварительная активная мощность генератора равна:

NГ ПРЕД. = NT · Г = 3060 *0,89 = 2723кВт,

Генератор выбирается по [14]. Параметры выбранного генератора :

- тип генератор CВ 250/82-8– вертикальный синхронный подвесной

генератор;

- активная мощность генератора Nа = 8960 Квт;

- внешний диаметр активной стали Dа = 250 см;

- длина активной стали l а =35 см;

- число пар полюсов 2р=8;

- КПД генератора nГ =96,8 %;

- маховый момент – 26 т/м2;

- общий вес – 64 т;

- максимальный монтажный вес – 43 т.

Если к выбранному генератору нет размеров, то их можно определить по

приближённым формулам:

- внешний диаметр статора

Dст = 1,09*Dа = 1,09*190 = 207,1 см;

- высота статора

hст = l а + 3,14*Di /2р= 35 + 3.14*190 / 8 = 110 см,

где Di = 195 см – диаметр расточки статора;

- высота верхней крестовины

h1 = 0.23*Di = 0.23*190 = 43,7см;

- диаметр турбинной шахты

Dш = 1,3 *D1

где D1 = 80 см – диаметр рабочего колеса турбины;

- диаметр шахты в опоре нижней крестовины

Dш = D1 + 40 см = 80 + 40 = 120 см;

- высота нижней крестовины

Hо = 0,11Dш = 0,11* 120 = 132 см;

- высота возбудителя

hв = 1,2*l а = 1,2*35 = 42 см.

3.8. Выбор типа и компоновки здания ГЭС. Подбор грузоподъемного

крана машинного здания ГЭС

Здание станции является наиболее сложным сооружением гидроузла и

предназначается для установки в нем агрегатов и многочисленного

вспомогательного оборудования. Его конструкция и компоновка должны

обеспечивать надежные и возможно более удобные условия эксплуатации этого

оборудования.

Здание станции состоит из нижней массивной части и верхнего строения.

В нижней массивной части размещаются концевой участок трубопровода,

металлическая спиральная камера,а иакже изогнутая отсасывающая труба.

Спиральные камеры. Металлические спиральные камеры круглого

сечения применяются при напорах от 50 до 700 м с углами охвата 0 = 345-360.

У металлических камер по мере роста напора уменьшается отношение В/D1,

потому что расчетные скорости во входном сечении металлических спиралей

существенно увеличиваются с ростом напоров.

Отсасывающие трубы. Габариты изогнутых отсасывающих труб являются

решающими для определения соответствующих размеров агрегатного блока в

высоту и длину. Заводами- поставщиками гидромашины рекомендуются

принимать высоту труб не менее 2D1 . для поворотно – лопасиных машин, а для

радиально – осевых по мере роста напоров она увеличивается до 3,5 D1. .

Длина труб на деривационных установках увеличивается до (5-6) D1 .

При установке РО гидротурбин значения В и Вбл, как правило, больше

ширины трубы, равной (2-3,1) D1 .

Подгенераторная шахта и другие помещения. Подгенераторная, или

турбинная, шахта – это пространство между крышкой гидромашины и нижней

крестовиной гидрогенератора внутри его опор в форме полового цилиндра.

Внутренний диаметр шахты предварительно назначается Dщ = (1,3- 1,5)

D1 .

Высота шахты зависит от формы спиральной камеры, толщины бетона

над ней и конструкции нижней крестовины. Обычно высота шахты составляет

3,5- 4 м и более.

Верхнее строение.

Машинный зал и крановое оборудование. По габаритным размерам

машинный зал является наиболее крупной составной частью верхнего

строения,в состав которого входят также монтажная площадка.

Полногабаритный машинный зал и служащую его продолжением монтажную

площадку оборудуют,как правило, мостовыми кранами.

Каркас шатра состоит из колонн, обязательно заделанных в бетонные

конструкции нижней массивной части, связанных в продольном направлении,

подкрановых балок и верхнего перекрытия большей частью из стропильных

ферм. Габариты шатра в длину Lмз определяются как произведение числа

агрегатных блоков n на их размер Вбл, с добавлением длины монтажной

площадки .

Ширина шатра машинного зала Вмз зависит от наружного размера кожуха

генератора Dкг и размеров проходов с обеих сторон, принимаемых равными 2-3

м и зависимости от мощности агрегатов и общей компоновки машинного зала.

Вмз = Dкг +5 м .

Высота машинного зала зависит главным образом от габаритных

размеров наиболее крупной части гидроагрегата при транспортировке ее

кранами во время монтажа или ремонта.

Полная высота машиноого зала определяется как сумма следующих

размеров:

Высота ротора или рабочего колеса с захватным устройством и запасом

до 0,5 м над верхом соседних агрегатов, крепление к крюку крана (застропка),

вынос крюка, высота моста и лебедки крана и запас над последней поядка 0,8 –

1 м до низа стропильной фермы или верхнего балочного перекрытия.

Монтажная площадка. Размеры монтажной площадки выбираются таким

образом, чтобы на ней во время первичного монтажа оборудования и

последующих его ремонтов могли быть размещены основные части одного

агрегата,не считая зоны, которая занята концевым участком подъездного пути.

Ширина площадки принимается равной ранее выбранной ширине

машинного зала.,т.е. Вмп = В мз .

Длина монтажной площадки L mn зависит от размеров монтируемого

оборудования , ширины подъездного пути, если он сделан фронтальным , и

ширины “мертвой”,не обслуживаемой краном зоны в торце.

Согласно нормам технологического проектирования длина монтажной

площадки не должна превышать 1,5 Bбл .

Подбор грузоподьемного крана машинного здания ГЭС.

Для обслуживания основного оборудования здания ГЭС (монтажа и

демонтажа) применяются электрические краны. Кран выбирается по ГОСТу

6711-81 по весу самой массивной детали – ротора генератора. Вес ротора равен

25 т. Основные размеры крана и его грузоподъёмность даны в таблице 3.6.

Таблица 3.6

Основные размеры крана и его грузоподъёмность

Грузоподъёмность

Пролёт Lk

Высота Н

Мм

Ширина В

Мм

12,5

5,5-32

5,5-3405

8,5-34,5

10,5-26

10,5-31,5

1650

1900

1410

2300

2400

2750

3060

5000-6500

5508-5802

6200-7200

5600

6300

6855

Тогда, основные размеры крана:

Грузоподьемность – 30 т.

Пролет – 10,5-31,5 м,

Высота – 2750 м.

Ширина -6300 м.

3.9 Расчет деривационного туннеля

Подвод воды к агрегатам ГЭС осуществляется по гидротехническому

туннелю. Применение туннеля вместо канала значительно сокращает длину,

уменьшает оббьем и стоимость работ. При наличии крепких скальных пород

более целесообразен напорный туннель. Туннель стремятся трассировать по

кратчайшему направлению от водозабора до станционного узла. Минимальные

размеры поперечного сечения туннелей определяются условиями производства

работ. Для круглых сечений минимальный диаметр – 2м. Скорость воды в

деривационных туннелях принимается в пределах 2,5-5,0 м/сек. Напорный

туннель гидравлически подобен трубопроводу. Поэтому рассчитывается по тем

же формулам что и трубопровод. Диаметр трубопровода определяется, прежде

всего экономическими соображениями. С уменьшением диаметра уменьшается

стоимость трубопровода и соответственно снижается необходимые для

нормальной эксплуатации ежегодные издержки, однако в трубопроводе

меньшего диаметра скорость течения будет больше, что приведет к увеличению

потерь напора. Расчет сводится к отысканию экономического сечения туннеля

на основе рассмотрения нескольких вариантов и критерием служит минимум

приведенных затрат:

Где Кпр.з.- приведенные затраты,

рпззн

=+..* КК ЭТ

К – капитальные вложения (стоимость 1 п.метра)

Тн- нормативный срок окупаемости,

Эз- сумма ежегодных эксплуатационных затрат.

Для предварительных расчетов экономический диаметр можно найти по

следующей упрощенной формуле:

5,2*3

Dэк =

Где Q- максимальный расход трубопровода, м3/с;

Н – напор ГЭС с учетом повышения давления от гидравлического удара, м.

Н= Нр +z*Н

z- относительная величина предельно допустимого повышения давления от

гидравлического удара, принимаемая в следующих пределах :

Таблица 3.7

Н, (м) До 40 40-100 Более 100

Z 0.6-0.5 0.50-0.35 0.30-0.25

Тогда, Н= Нр +z*Н= 65 + 0,45*65= 95 м

Q = 5,33 м3/с – наибольший расход при котором работают турбины ГЭС.

2,71кэ Dм

5,2*16

Расчет ведется в таблице на 1 погонный метр длины трубопровода в

условных ценах.

Таблица 3.8

Расчет экономического диаметра

Dтр

м/с

Уе

уе

Уе

КПЗ

Уе

1,8

1,9

2,0

2,1

2,2

2,1

1,88

1,7

1,54

1,4

302

370

395

410

453

0,8

0,6

0,65

0,35

0,28

133577

100182

108531

58440

46752

1335,77

1001,82

1085,31

584,40

467,52

9,06

11,1

11,85

12,3

13,59

5,134

6,29

6,715

6,97

7,7

1345

1019,2

1104

603,67

488,81

4061900

3771040

4360800

2475047

2214310

Где: - Dст = 0,85 * Qтр – предварительный стандартный диаметр. Назначается

несколько вариантов напорного трубопровода с различными диаметрами – D1,

D2 , D4 , D5 .

-V=4* Qтр/ (* DІ) - скорость воды в напорном трубопроводе.

- К – стоимость 1 пог.м. уложенного трубопровода.

-h = *L * VІ / (2*g * D)- потери напора в трубопроводе

- 0,11 (кэ /Di)0,25 – коэффициент сопротивления

- кэ = 0,03ч0,10 мм – эквивалентная равномернозернистая абсолютная

шероховатость для стальных сварных труб. кэ = 0,3ч0,80 мм для бетонных труб

-Э = 9,91 *Q * h * Тср / – количество теряемой за год электроэнергии на

преодоление сопротивлений.

Тср = (Q1*T1 + Q2*T2 + …+ Qi*Ti)*24/Qmax = 2845

- = г * дв * с

- А = 0,01 *Э – стоимость теряемой электроэнергии

- Б = 0,03*К – отчисления на восстановление трубопровода

- В= 0,017 *К – отчисления на ремонт трубопровода

- С = А+Б+С – суммарные ежегодные эксплуатационные затраты

- КПЗ = К+С*Тн – приведенные затраты.

В настоящее время размеры поперечного сечения гидротехнических туннелей

унифицированы. Для подводящих и отводящих туннелей принят так

называемый параметрический ряд сечений, по которому рекомендуется

назначать диаметры туннелей в интервалах от 2 до 6 м – через 0,5 м, а от 6 до

15 м – через 1 м. Использование параметрического ряда позволяет

унифицировать не только конструкции туннелей, но и методы производства

работ и средства механизации. Поэтому принимаем стандартный диаметр

туннеля диаметром 2,50 м.

4. Экономическая часть

Технико-экономические расчеты эффективности строительства

ГЭС

Экономическая эффективность ГЭС может определяться методами

абсолютной и сравнительной экономической эффективности. Для этого

необходимо определить технико-экономические показатели. Экономические

показатели ГЭС зависят от многих факторов – установленной мощности,

уровня стандартизации энергетического оборудования (индивидуальное или

серийное изготовление), степени автоматизации управления и др.
Исходные данные для технико- экономического расчета:

1. Расчетный напор ГЭС Нр = 65 м.

2. Расчетный расход ГЭС Q=16 м3/с

Рассчитаем годовую выработку электроэнергии при установленной

мощности ГЭС Nуст = 9 МВт в осредненный год:

ЭГЭС=9,81*Нр*а*(Qi*Ti)=

=9.81*65*0.90*(3,99*744+5,33*672+10,66*744+15,99*720+15,99*744+15,99*720

+15,99*744+5,33*744+5,29*720+4,37*744+4,19*720+4,26*744)=

=574*(2969+3582+7931+11513+11897+11513+11897+3965+3808+3251+3016+31

69) = 574*78519 = 45 072 893 кВт*ч

а= тур* ген= 0,93*0,968=0,90

Число часов использования установленной мощности ГЭС (условная

продолжительность работы гидроэлектростанции с установленной мощностью)

будет равна:

Тусл=ЭГЭС/ Nуст= 45 072 893 кВт*ч /9 000 кВт = 5008 ч

Тогда коэффициент использования установленной мощности

гидроэлектростанции в течении среднемноголетнего года будет равна:

Кисп= Тусл/Т= 5008/(365*24) = 0,57.

Для определения абсолютных и удельных технико-экономических

показателей ГЭС необходимо определить капвложения и издержки по

эксплуатации ГЭС. Определим капвложения. Согласно данным института

«Гидропроект» на основе проведенных исследованиям по многим малым ГЭС

структура затрат выглядит следующим образом [ 6 ]:
Строительная часть –45 %

Гидротурбина-генератор –18 %

Вспомогательное электротехническое оборудование – 4 %

Прочее оборудование – 3 %

Проектно-изыскательские работы –10 -20%

Увеличение затрат за период строительства – 10 %.

Стоимость оборудования определим из каталога- производителя

представленного в таблице 4.1:

Стоимость агрегатов: Сагр= Nуст*суд 9 000 кВт*7 тыс. руб /кВт = 63 000 тыс

руб 3 150 000 у.е

Таблица 4.1

Стоимость агрегатов для малых ГЭС, в тыс. руб. (на 01.05.2009г.)

Диапазоны

Стоимость 1 кВт установленной

мощности в зависимости от типа

агрегата, тыс. руб.

Примечание

мощностей,

кВт

напоров,

расходов,

м3/с Пропеллерный

радиально-

осевой

ковшовый

до 100 2,5 - 150 0,1 - 5,5 70,0 - 40,0 - 36,0 -

200 - 500 7,5 - 400 0,17 - 7,0 36,0 - 19,0 27,0 - 14,5 27,0 – 14,5 -

600 - 1000 10 - 450 0,3 - 8,5 18,0 - 15,0 14,0 - 10,0 14,0 – 9,0 -

1000 - 3000 12 - 450 0,9 - 10,0 15,0 - 12,0 9,0 - 7,0 9,0

до 1600 кВт

ёдля

пропеллерных

агрегатов

В зависимости от стоимости оборудования в соответствии со структурой

затрат на определим:

А) капвложения при строительстве ГЭС с радиально-осевыми турбинами и

Nуст = 9 000 кВт: КГЭС = 3 150 000 /0,25 = 12 600 000 у.е

Затраты на строительную часть. На строительную часть приходится до 45+10 =

55 % от капвложений. Тогда Кстр= 6 930 000 у.е

Проектно-изыскательские работы. При строительстве новой ГЭС:

Кпр=0,1* КГЭС =0,1*12 600 000 = 1 260 000 у.е.

Увеличение затрат за период строительства

Кувел=0,1* КГЭС =0,1*12 600 000 = 1 260 000 у.е.

Ежегодные издержки производства электроэнергии на малых ГЭС

включают прямые эксплуатационные расходы з(аработная плата

производственного персонала, платежи в пенсионный фонд, фонды

социального страхования, занятости, затраты на вспомогательные материалы,

производственные услуги и пр.), также отчисления на амортизацию:

Игэс = ИэксГЭС+ИаГЭС

где: ИэксГЭС - прямые эксплуатационные расходы;

Иа - отчисления на амортизацию.

Для предварительных расчетов экономической эффективности МГЭС

издержки производства можно определять в долях от капитальных вложений:

Игэс=рк-Кгэс,

где: рк - безразмерный коэффициент, принимаемый равным 3 - 5 %;

К- капитальные вложения по МГЭС. Примем р к = 4 %.

Игэс = 0,04* 12 600 000 = 504 000 у.е.

Проектная рентабельность вычисляется по следующей формуле:

100

ГЭС

ДИ

Доход от продажи продукции: Д = 45 072 893 кВт*ч *0,05= 2 253 645у.е.

100

21006000

2 352 546- 405 000

Р= = 13,89

Сопоставление экономической эффективности проведем в табличной форме.

Таблица 4.2.

Результаты технико-экономического расчета Сангардакской ГЭС

Показатель

Установленная мощность, кВт 9000 МВт

Число агрегатов 3

Среднегодовая выработка

электроэнергии, кВт*ч

45 072 893 кВт*ч

Число часов использования

установленной мощности, ч

5008 ч

Капиталовложения, 12 600 000 у.е

ежегодные эксплуатационные

издержки,

504 000 у.е.

Годовой доход , 2 253 645 у.е.

Прибыль, 1 749 645 у.е

Рентабельность 13,89 %

Срок окупаемости, лет 7,20

Глава 5. Охрана окружающей среды

Влияние ГЭС на окружающую среду в процессе

строительства и эксплуатации

Строительство гидроэлектростанции в Средней Азии, как правило,

было связано с решением комплексных задач, в которых в качестве

компонентов комплекса выступали энергетика, водоснабжение и орошаемое

земледелие. Создание ГЭС влияло на формирование инфраструктуры района,

определяло строительство новых населенных пунктов, освоение орошаемых

земель, развитие водоснабжения, решение социальных вопросов и повышение

уровня жизни людей.

Так, строительство в 40 – х годах каскада Чирчикских ГЭС с

Газалкентской водозаборной платиной на реке Чирчик, помимо мощности и

электроэнергии, обеспечило гарантированный водозабор в Чирчик –

Бозсуйский тракт, подающий воду на всю правобережную часть долины реки

Чирчик и в долину реки Келес с общей площадью орошаемых земель порядка

278 000 га. На базе Чирчикских ГЭС были созданы промышленные

предприятия, вырос город Чирчик. На ЧБТ построены водозаборные

сооружения Ташкентского водопровода.

Аналогично, строительство каскада Шаариханских ГЭС и ГЭС на

ЮФК вблизи от города Андижана и каскада ГЭС на Даргом – Талигулянском

водном тракте около реки Самарканда сыграло положительную роль в

электроснабжении, водоснабжении и благоустройстве городов и населенных

пунктов, в развитии орошаемых земель прилегающих районов.

Создание в 70 – х 80 – х годах на реке Чирчик каскада Урта –

Чирчикских ГЭС в составе Чарвакской, Ходжикентской и Газалкентской ГЭС с

головным Чарвакским водохранилищем емкостью 2 миллиарда м3 оказало

существенное влияние на повышение водообеспеченности и развитие

орошаемого земледелия, расширение промышленного производства, развитие

коммунально – бытового сектора экономики, отвечающего запросам

быстрорастущего по численности населения.

Помимо определяющей роли в гарантированном водоснабжении

потребителей, а также исключительной роли в энергетической отрасли,

обеспечивающие выработку пиковой мощности и осуществление

частоторегулирующих функций в энергосистеме, объекты каскада

одновременно дали стимул развитию Чимгано – Чарвакской курортной зоны

отдыха, имеющей сейчас республиканское значение.

Это подчеркивает не только важную и многофункциональную роль

гидроэнергетики в развитии экономики, но и качественную экологическую

составляющую этого вида производства электроэнергии.

В соответствии с заданием на проектирование «Гидропроект»

обзорно рассмотрел использование гидроэнергетического потенциала 25 рек

бассейна реки Сырдарьи и реки Амударьи в пределах Узбекистана,

находящихся на территории Ташкентской, Джизакской, Сурхандарьинской и

Кашкадарьинской областей и в ферганской долине. Определена техническая

возможность строительства 120 гидроэлектростанций, из которых 9 ГЭС

рекомендованы к строительству в период до 2010 – 2015 года.

По всем гидроэлектростанциям рассмотрены природные условия, а

также учтены сложившиеся в поймах рек условия проживания и хозяйственной

деятельности населения. При разбивке рек на ступени использования и выборе

створов создания ГЭС, по принципиальным соображениям, было сведено к

минимуму затопление жилья и сельскохозяйственных угодий. Перенос

автодорог и коммуникаций из зоны строительства будет учтен при дальнейшем

проектировании и включен в смету объекта.

Предполагается, что режим пропуска расходов реки на участках

предстоящего строительства ГЭС изменится незначительно. Качество воды

сохранится без изменения.

Среди растений и животных исследуемых территорий редких и

краснокнижных видов не имеется. Памятников истории и культуры нет.

В большинстве своем, все рассмотренные гидроэлектростанции будут

деривационного или смешанного плотинно – деривационного типа с небольшой

водозаборной емкостью, осуществляющей суточное или недельное

регулирование расходов естественных водотоков.

Из рассмотренных гидроузлов, создание значительных водохранилищ,

призванных осуществлять сезонное регулирование стока, предполагается

только в бассейне реки Пскем. Водохранилище рекомендуемой к строительству

Пскемской ГЭС будет создано в нижнем течении реки, в узкой части ее поймы;

что не приведет к значительному затоплению земель и негативному влиянию на

экологическую ситуацию. При этом экологическому обоснованию проекта

Пскемского гидроузла будет уделено соответствующее внимание.

Создание ГЭС при уже построенных или намеченных к строительству

в системе Минсельводхоза республики ирригационных водохранилищах по

своим масштабам и влиянию на экологическую ситуацию значительно меньше

самих этих сооружений. Строительство ГЭС на перепадах каналов, как

правило, используют уже проложенную трассу на местности, при этом

оказывая благоприятное воздействие на состояние и условия эксплуатации

действующих сооружений и прилегающей территории.

Организация строительства новых объектов предполагает

использование существующих региональных без стройиндустрии с их

развитием и переоснащением в соответствии с требуемыми объемами работ.

Ведение строительства будет выполняться мобильными подрядными

организациями, в основном, вахтовым методом, с минимальным объемом

участковых хозяйств при строящихся гидроузлах и организации вахтовых

поселков с учетом развития и улучшения жилого фонда ближайших

населенных пунктов.

Технология производства строительных работ, работа транспорта и

механизмов, инженерное обеспечение строительства будут соответствовать

современным экологическим требованиям. Уровень загрязнения атмосферного

воздуха, формируемого выбросами автотранспорта в период строительства

ГЭС, не превысит допускаемые нормами пределы; значительная часть

строительных механизмов будет подключена к электропитанию.

На территории предстоящего строительства после завершения работ

будет проведена рекультивация и благоустройство земель.

В период эксплуатации гидроэлектростанций технология

производства электроэнергии и применение современного оборудования

исключает возможность загрязнения водной и воздушной среды выбросами

вредных веществ и стоков.

Строительство намечаемых ГЭС не окажет негативного влияния на

природную среду, оно не отразится ни на численности представителей

животного мира, ни на изменение их среды обитания. Изменения в

экологической ситуации в период строительства не будут носить

продолжительный характер, и будут восстановлены в ближайшие 2 – 3 года

эксплуатации объекта.

На дальнейших стадиях проектирования проект Заявления о

воздействии на окружающую среду и все стадии прохождения процедуры

ОВОС будут выполнены в соответствии с действующими нормами.

Глава 6. Безопасность жизнедеятельности

Теоретические основы БЖД

БЖД подготовлена логикой развития науки и техники.

Охрана труда интересуется человеком, находящимся в условиях

производства, гражданская оборона – в чрезвычайных ситуациях БЖД в любых

условиях обитания.

Так, результаты трудовой деятельности, выполняемой на конкретном

рабочем месте ( где условия труда могут быть отличными ), способны оказать

неблагоприятное воздействие через производственную продукцию на огромное

количество людей никак не связанных с этим рабочим местом.

Условия труда на рабочих местах формируется за долго до

физического появления этих мест ( а стадиях проектирования, изготовления

средств производства и т.д. )

Очевидно что в интересах общества и отдельного индивидуума нужно

стремиться к широкой постановке проблем безопасности, лишенной

ведомственной и профессиональной ограниченности. Такие возможности и

открывает БЖД, рассматривая основополагающие закономерности, принципы и

методы. БЖД – это теоретические основы безопасности, применимые к любому

виду деятельности.

Безопасность – состояние деятельности, при которой с определенной

вероятностью исключено проявление опасностей.

Безопасность – это цель, а БЖД средства, пути, методы ее

достижения.

БЖД – это научная дисциплина, изучающая опасности и защиту от

них. Предметом ее изучения является одна сторона деятельности, а именно:

опасности с целью защиты от них. БЖД решает три взаимосвязанных задачи:

-1 идентификация опасности

-2 защита от опасности на основе сопоставления затрат и выгод

-3 ликвидация возможных отрицательных опасностей.

Опасность – центральное понятие БЖД, под которым понимают

явления, процессы, объекты, способные в определенных условиях наносить

ущерб здоровью человека непосредственно или косвенно, то есть вызывать

нежелательные последствия. Опасность, причины, последствия являются

основными характеристиками таких событий, как несчастный случай,

чрезвычайная ситуация, пожар и т.д.

Триада «опасность – причины – нежелательные последствия» это

логический процесс развития, реализующий потенциальную опасность в

реальный ущерб. Как правило, этот процесс, включает несколько причин, т.е.

является многопричинным.

Защита от вибрации.

Развитие механизации в строительстве и промышленности

строительных материалов вызвало широкое использование вибрационной

техники, мощных строительных машин и механизмов. В результате возрастает

число людей, подвергающихся неблагоприятному воздействию высоких

уровней вибрации.

Шум, как правило, является следствием вибрации. Воздействие

вибрации е только отрицательно сказывается на здоровье, ухудшает

самочувствие, снижает производительность труда, но иногда приводит к

профессиональному заболеванию – виброболезни. По данным Всемирной

организации здравоохранения повышенные уровни вибрации и шума являются

ведущими факторами в возникновении сердечно – сосудистых заболеваний.

Основными источниками вибрации и шума являются машины для

приготовления, распределения и виброуплотнения бетонной смеси:

бетоносмесители, дозаторные установки, виброплощадки, а также

строительные машины, компрессоры, бульдозеры и др.

Ручной механизированный инструмент с электро- и пневмоприводом

передает интенсивные вибрации на руки рабочего и характеризуются высоким

уровнем шума.

При работе машин и механизмов низкочастотные вибрации

вызываются инерционными силами, силами трения, периодическими рабочими

нагрузками. Высокочастотные вибрации возникают в результате ударов из – за

наличия зазоров в соединениях механизмов, ударов в зубчатых и цепных

передачах, соударений в подшипниках качения.

Гигиенические характеристики и нормы вибрации.

Повышенные уровни вибрации оказывают вредное воздействие на

здоровье и работоспособность человека.

Колебания с частотой 3…30 Гц приводят к возникновению в

организме человека неприятных и вредных резонансных колебаний различных

частей тела и отдельных органов, собственные частоты которых находятся в

интервале частот 3…6, 6…12, 25…30 Гц. Например, в положении стоя

резонансные колебания головы относительно плеч возникают при частоте

колебаний 25…30 ГЦ. Большинство внутренних органов входит в резонансные

колебания в диапазоне частот 6…9 ГЦ. Длительное воздействие вибраций

может вызвать стойкие изменения физиологических функций человека.

При оценке воздействия вибрации необходимо различать общие

вибрации, вызывающие сотрясение всего организма, и локальные воздействия

на руки человека. Действия локальных вибраций не ограничивается органами,

находящимися в соприкосновении с вибрирующими деталями машин, они

оказывают влияние на центральную нервную систему и через нее рефлекторно

воздействуют на другие органы человека. Под влиянием вибрации наибольшее

изменение происходит в нервной и сердечно - сосудистых системах.

Объективно неблагоприятное действие вибраций выражается в виде утомления,

головной боли, болей в суставах кистей рук и пальцев, повышенной

раздражительности. Общая вибрация в организме вызывает более выраженные

и стойкие изменения, чем аналогичная локальная. При длительной работе на

вибрационном оборудовании у рабочего может развиться вибрационная

болезнь, характеризующаяся нарушением функций различных органов и

прежде всего периферической и центральной нервной системы.

Эффективное лечение виброболезни возможно только на ранних

стадиях, причем восстановление нарушенных функций происходит медленно. В

тяжелых случаях в организме происходят необратимые органические

изменения, приводящие к инвалидности.

На современном уровне развития техники не всегда удается снизить

вибрации до абсолютного безвредного уровня. Поэтому при нормировании

исходят их того, что работа возможна не в наилучших, а в приемлемых

условиях, т.е. когда вредное воздействие вибрации не проявляется или

проявляется незначительно, не приводя к профессиональным заболеваниям.

В настоящее время классификацию, гигиенические нормы вибрации,

требования к вибрационным характеристикам производственного

оборудования, включая и транспортные средства.

В практике нормирования и измерения вибрации определение

параметров вибрации производят не для каждого значения частоты, а для

некоторой полосы частот. Интервал частоты, в котором верхняя граничная

частота fв вдвое больше нижней граничной частоты fн , называется октавой,

т.е. для любой октавной полосы, на которые разбивается весь частотный

диапазон, должно выполняться условие fв / fн = 2, для третьоктавных полос fв /

fн = 1,26.

Применяемые октавные полосы соответствуют Международным

стандартам и составляют следующий ряд: 1; 2; 4; 8; 16; 31,5; 63; 125; 250; 500;

1000 Гц. При измерениях определяют уровни вибрации в октавных полосах и

сопоставляют с допускаемыми действующими нормами.

Гигиеническими характеристиками вибрации, определяющими ее

воздействие на человека, являются среднеквадратичные значения

виброскорости или ее логарифмические уровни.

Общая вибрация нормируется по следующим октавным полосам

частот: 1; 2; 4; 8; 16; 31,5; 63 Гц. Локальная вибрация нормируется по октавным

полосам частот: 8; 16; 31,5; 63…1000 Гц. Общая вибрация, воздействующая на

человека, нормируется отдельно в каждой октавной полосе по вертикальному

направлению ( ось Z ) или горизонтальному направлению ( оси X, Y ). Выбор

нормирования определяется в зависимости от интенсивности вибрации, т.е.

нормирование производства по более интенсивному действию вибрации.

Методы защиты от вредного воздействия вибрации.

Разработка мероприятий по защите от вибраций рабочих мест должна

начинаться на стадии проектирования технологических процессов и машин,

разработки плана производственного помещения, схемы организации работ.

Методы уменьшений вредных вибраций от работающего оборудования можно

разделить на две основные группы: 1) методы, основанные на уменьшении

интенсивности возбуждающих сил в источнике их возникновения; 2) методы

ослабления вибрации на путях их распространения через опорные связи от

источника к другим машинам и строительным конструкциям.

Если не удается уменьшить вибрацию в источнике или вибрация

является необходимым технологическим процессом, то ослабление вибрации

достигается применением виброизоляции, виброгасящих оснований,

вибропоглащения, динамических гасителей вибрации. Технологические

мероприятия по борьбе с вредными вибрациями состоят в выборе таких

технологических процессов, в которых используются машины, возбуждающие

минимальные динамические нагрузки, например переход от машин,

использующих вибрационный метод уплотнения бетонной смеси к

безвибрационной технологии изготовления железобетонных изделий, когда

формирование осуществляется прессованием или нагнетанием под давлением

бетонной смеси в форму.

Пожарная безопасность

Общие задачи пожарной безопасности состоят в разработке наиболее

эффективных и экономически целесообразных методов и средств

предупреждения пожаров и их тушения с наименьшим ''.ущербом народному

хозяйству. К ним относятся: предупреждение возможности

возникновения пожаров посредством углубленного изучения обстоятельств и

причин пожаров, позволяющего дать анализ условий их возникновения и

выявить опасности на предмет разработки и осуществления необходимых

решений в проектах сооружений, технологических процессах и при

эксплуатации объектов; ограничение распространения пожаров

посредством надлежащих конструктивно-планировочных решений и

выполнения элементов сооружения с необходимыми пределами огнестойкости,

а также применения соответствующих технических средств; успешное

тушение пожаров. На строительстве должны предусматриваться

целесообразное расположение дорог для проезда пожарных машин на

территорию строительства (предприятия), безотказно действующие средства

связи, сигнализации и противопожарного водоснабжения, правильно

выбранные огнегасительные вещества и средства пожаротушения, а также

надлежащая подготовка личного состава пожарных команд и, наконец,

успешная эвакуация людей и имущества.

Единую систему технических и организационных мер, направленных на

предупреждение, ограничение распространения и успешное тушение пожаров,

а также на создание безопасных условий эвакуации людей при возникновении

пожара называют противопожарной защитой (зданий, строительных объектов и

т. д.).

К общим мерам пожарной безопасности в технологических процессах

относится замена опасных в пожарном отношении технологических операций

менее опасными; механизация, автоматизация и поточность производства;

применение вакуума; герметизация оборудования; замена

легковоспламеняющихся растворителей не горючими; предупреждение

возможности образования взрывоопасных концентраций горючих веществ в

аппаратах и газопроводах, ограничение распространения пожаров и др.

Притивопожарные требования при разработке генерального

плана промышленного предприятия. При разработке генерального

плана промышленных предприятий наряду с обеспечением наиболее

благоприятных условий для производственного процесса и труда на

предприятии, рационального использования земельных .участков и

наибольшей- эффективности капиталовложений необходимо: а)

обеспечить безопасные расстояния от границ промышленных

предприятий до жилых и общественных зданий; б) выдержать требуемые

нормами противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями; в)

сгруппировать в отдельные комплексы з(оны), родственные по

функциональному назначению или признаку взрывопожарной опасности

производственные здания и сооружения; г) расположить здания с учетом

рельефа местности и направления господствующих ветров; д) обеспечить

территорию предприятия дорогами и необходимым количеством въездов.

В большинстве случаев расстояние между промышленными

предприятиями и жилыми или общественными зданиями определяют

необходимостью создания санитарно-защитных зон. Эти зоны, как

правило, превышают по величине противопожарные разрывы,

определяемые СНиП 2.09.01—85. Противопожарные разрывы между

производственными зданиями, сооружениями и вспомогательными

зданиями определяют в зависимости от степени огнестойкости зданий

(таблица 12).

Противопожарные разрывы между производственными зданиями и

сооружениями

Таблица №1

Степень

огнестойкости

здания или

сооружения

Расстояние между зданиями и сооружениями, м, при

степени огнестойкости здания или сооружения

I и II III IV и V

I и II

III

IV и V

Не нормируется

при

производственных

зданиях Г и Д

Функциональное зонирование территории осуществляется с учетом

технологических связей, санитарно-гигиенических и противопожарных

требований, грузооборота и видов транспорта, очередности

строительства. При зонировании выделяют здания и сооружения

основного производственного назначения, вспомогательные

производственные здания, склады, здания административно-

хозяйственного и обслуживающего назначения. Здания и сооружения

повышенной взрывопожароопасности располагают с подветренной сто-

роны.

При устройстве складов нефтепродуктов учитывают рельеф

местности. Их нельзя размещать на возвышенных местах. Чтобы

избежать разлива нефтепродуктов в случае аварии или пожара,

резервуары обваловывают.

На предприятиях площадью свыше 5 га или при длине площадки

свыше 1000 м следует предусматривать не менее двух въездов для

транспорта. Въезды следует устраивать на расстоянии не более 1500 м.

Дороги на территории предприятия обычно кольцевые. При устройстве

тупиковых дорог предусматриваются кольцевые объезды или площадки

для разворота автомобилей размером не менее 12X12 м.

Расстояние от края проезжей части автомобильных дорог до зданий

и сооружений принимается от 1,5 до 12 м в зависимости от длины здания

и наличия въезда в здание автомобилей.

При разработке генерального плана предприятия необходимо

определить место расположения здания пожарной части. Пожарные депо

обычно располагают на изолированных участках с выездами на дороги

общего пользования. Пожарная часть должна, как правило, обслуживать

группу предприятий. Радиус выезда пожарной части, обслуживающей

взрывопожароопасные и пожароопасные предприятия, категорий А, Б и В

принимается равным 2,5 км, а производства категорий Г, Д — 5 км.

Радиус выезда пожарной части уменьшают на 40 %, если на территории

обслуживаемых ею предприятий здания III—V степеней огнестойкости

составляют 50 % всей площади застройки.

Оказание первой медицинской помощи человеку,

пораженному электрическим током

Первая медицинская помощь - это комплекс мероприятий,

направленных на восстановление и сохранение жизни и здоровья

пострадавшего, осуществляемых не медицинскими работниками.

Главным условием успеха первой медицинской помощи является

быстрота ее оказания, а также находчивость, быстрота действий, знания и

умение подающего помощь. Поэтому каждый рабочий должен знать

приемы оказания помощи человеку, пораженному электрическим током.

Оказывающий помощь должен знать: основные признаки нарушения

жизненно важных функций организма; общие принципы оказания пер

вой медицинской помощи; основные способы переноски пострадавших.

Вначале принимаются все доступные способы для освобождения

пострадавшего от контакта с электроустановкой и, следовательно,

прекращения действия электрического тока. Для прекращения контакта с

электроустановкой необходимо: отключить поврежденную установку от

электросети; оттянуть пострадавшего за сухую одежду (в установках

напряжение до 1000 В); перерубить топором с деревянной ручкой

токоведущий провод (в установках до 1000 В). В электроустановках

напряжением более 1000 В для выполнения указанных выше способов

следует использовать диэлектрические перчатки, боты, а для

отбрасывания токоведущих проводов - изолирующие штанги или клещи.

В исключи тельных случаях для отключения тока можно использовать

преднамеренное замыкание накоротко фаз электроустановки, путем

набрасывания на линии воздушных передач оголенного провода, один

конец которого заземлен.

После освобождения пострадавшего от действия электрического

тока необходимо оценить его состояние. Основные признаки, по которым

можно определить состояние человека, следующие: а) сознание: ясное;

отсутствует; нарушено; возбуждено; б) цвет кожных покровов и видимых

слизистых (губ, глаз): розовые, синюшные, бледные; в) дыхание:

нормальное; отсутствует; нарушено; г) пульс на сонных артериях: хоро-

шо определяется р(итм правильный и неправильный), плохо

определяется, отсутствует; д) зрачки: узкие, широкие.

Затем приступают к оказанию первой помощи и вызывают врача.

Для этого пострадавшего укладывают на ровное место и проверяют

наличие пульса и дыхания. Пульс прощупывается у запястья, наличие

дыхания устанавливают по подъемам в такт дыхания грудной клетки. По

зрачкам .определяют состояние кровообращения мозга: широкий зрачок

указывает на резкое, ухудшение состояния пострадавшего. При остановке

работы сердца и дыхания необходимо приступить к выполнению искусст-

венного дыхания и наружного массажа сердца. Искусственное дыхание

выполняют путем ритмичного вдувания воздуха из своего рта в рот или

нос пострадавшего.

Для обеспечения доступа воздуха в легкие голову пострадавшего

следует отогнуть назад (подбородок вверх), под лопатки положить валик

из одежды, освободить гортань от запавшего языка. Эффективность

искусственного дыхания контролируется по расширению грудной клетки

пострадавшего.

Одновременно с искусственным дыханием целесообразно для

поддержания в организме необходимого кровообращения выполнять

наружный массаж сердца следующим образом. На область грудины

наложить левую руку, правую — сверху на левую; произвести

энергичное надавливание так, чтобы подать нижнюю часть грудины на

3...4 см; интенсивность толчкообразных надавливаний — один раз в

секунду. Искусственное дыхание и наружный массаж сердца необходимо

выполнять до появления устойчивого пульса и дыхания. Если пульс и

дыхание не восстанавливаются то меры помощи надо осуществлять до

прибытия врача.

Заключение

Список литературы

1. И. Каримов.“Мировой финансово-экономический кризис, пути и меры по

его преодолению в условиях Узбекистана”. Т. – “УЗБЕКИСТАН” -2009г., 28с.

2. Постановление Кабинета Министров Республики Узбекистан № 476 от

28.12.1995 г. “О развитии гидроэнергетики в Республике Узбекистан ”.

3. Схема развития малых ГЭС в системе Минводхоза Узбекистана на

период до 2010 года. Объединение “Водпроект”, Часть 1.T: 1992г., 124с.

4. Бадалов А.С., Уралов Б.Р., Зенкова В.А., Шоазизов Ф.Ш.

Гидроэлектростанциялар. Укув кулланма, - Т., ТИМИ, 2009 й.

5. Васильев Ю.С., Саморуков И.С., Хлебников С.Н. Основное энергетическое

оборудование гидроэлектростанций. Состав и выбор основных параметров.

Учебное пособие. Санкт-Петербург. Изд-во СПбГТУ. 2002 г. 134 с.

6.Гидроэлектростанции малой мощности. Под. ред. В.В.Елистратова. С-

Петербург, изд. ПУ, 2005г., 431с.

7.Малая гидроэнергетика. Под. ред. Л.П. Михайлова. М., Энергоатомиздат.

1989 г., 256 с.

8. Использование водной энергии. Под. Ред. Васильева М. Энергоатомиздат,

1995г.,608с.

9. Карелин В.Я., Волшаник В.В. Сооружения и оборудование малых

гидроэлектростанций. М., Энергоатомиздат, 1986г., 199с.

10. Гидроэлектрические станции. Под ред. Ф.Ф. Губина и Г.И.Кривченко.

М., Энергия, 1980г., 367с.

11. Киселёв П.Г. Справочник по гидравлическим расчётам.

М., Энергия, 1974г. 313с.

12. Методические указания В“одно-энергетические расчеты и

проектирование здания гидроэлектростанции». М. МИСИ, 1992 с., 46 с.

13. Методические указания для выполнения курсового проекта по курсу

«Проектирование гидроэлектростанций».Т., ТГТУ, 2008. 67 с.

14. Badalov A.S., Uralov B.R., Zenkova V.A., Shaazizov F.SH.

Gidroelektrostansiyalar. O’quv qo’llanma, - T., TIMI, 2009 y.

15.http://www.ges.ru

16. http://www.nasos.ru

17.http://www.power.com

Технический расчет «Сангардакской» ГЭС на реке Сангардакдарья