Строительство и эксплуатация ирригационных гидротехнических сооружений
МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО И ВОДНОГО ХОЗЯЙСТВА
РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН.
ТАШКЕНТСКИЙ ИНСТИТУТ ИРРИГАЦИИ И МЕЛИОРАЦИИ
(ТИИМ)
Факультет «Строительство и эксплуатация ирригационных гидротехнических сооружений»
Кафедра «Использование водной энергии и насосных станций»
Направление «Использование водной энергии ирригационных систем»
К защите допущена Зав.каф. «ИВЭ и НС»
доц. Т.Ш.Мажидов
_______________________
«____»____________2012 г.
ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
для получения степени бакалавра
Тема: Технический расчет «Ерташской» ГЭС.
Выполнила: Мансурова Д.
Руководитель: доц. Кан Э.К.
Ташкент – 2012 г.
2
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»»
УТВЕРЖДАЮ
Зав. каф. «ИВЭ и НС»
доц. Т.Ш.Мажидов
_______________________
«____»____________2012 г.
ЗАДАНИЕ НА ВЫПУСКНУЮ КВАЛИФИКАЦИОННУЮ РАБОТУ
с т уденту: Мансуровой Дилнаре
1.Тема выпускной работы: Технический расчет «Ерташской» ГЭС.
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
3
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________
4
Оглавление
Введение ……………………………………………………………………… 5
1. Общая часть ………………………………………………………………. 6
1.1. Природно-климатические, инженерно-геологические, гидрологические
и гидрогеологические сведения …………………………………………….. 6
2. Водно-энергетические расчеты ………………………………………...… 9
2.1. Определение расчетных расходов воды и расчетного напора …..……. 9
3. Техническая часть ………………………………….…………………....... 15
3.1. Схема и состав сооружений ГЭС …………………………………..…15
3.2. Выбор основного оборудования. Выбор типа турбины и определение её
параметров ……………………………………………..……………….15
3.3. Построение рабочей и эксплуатационной характеристики ………..… 22
3.4. Расчет турбинной камеры …………………………………………...….28
3.5. Отсасывающая труба …………………………………………………..30
3.6. Определение допустимой высоты всасывания ………………………32
3.7. Выбор типа и определение размеров гидрогенератора …………….. 32
3.8. Расчет деривационного туннеля ……………………………………… 38
3.9. Выбор типа и компоновка здания ГЭС. Подбор грузоподъемного крана
машинного здания ГЭС . ……………………………………………… 41
4. Технико-экономические расчеты……………………………………….…..44
5. Охрана окружающей среды ………………………………………………...48
6. Безопасность жизнедеятельности ………………………………………… 52
Заключение ……………………………………………………………… 62
Список литературы ……………………………………………………………65
5
Введение
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).
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.
Строительство МГЭС на р.Эрташсай планируется осуществить на
территории Ахангаранского района Ташкентской области. Бассейн р. Ахангаран
является крупным экономическим и очень сложным водохозяйственным районом
Сырдарьинского региона, в котором тесно переплетаются интересы ирригации,
теплоэнергетики, промышленности и коммунального хозяйства.
6
В бассейне реки расположены города Ангрен, Ахангаран, Алмалык,
Аккурган с развитой сетью жилищно-коммунальной инфраструктуры.
По развитию промышленности область занимает первое место среди
остальных областей республики. На территории области размещена вся черная
металлургия республики, значительная часть цветной металлургии. Широко
развиты машиностроение, химическая промышленность, электроэнергетика,
промышленность стройматериалов, легкая и пищевая промышленность. Поэтому
строительство ГЭС будет способствовать развитию инфраструктуры региона.
1. Общая часть
Общие сведения о районе расположения обьекта.
Природно-климатические, инженерно-геологические гидроло-
гические и гидрогеологические сведения. Река Эрташсай – правый приток
реки Ахангаран. Река имеет протяженность 40км, высотное падение 2087м,
площадь водосбора 689км2. Река Ахангаран, длиной 236 км и площадью
водосбора 7710 км2, правый приток р. Сырдарьи, образуется множеством ручьев,
стекающих со склонов Чаткальского и Кураминского хребтов. Водосбор выше
плотины Ахангаранского водохранилища (плотина у с. Турк, выше устья на 152
км), площадью 1260 км2, характеризуется незначительной высотой, около 2280
м.
Исследуемый участок строительства МГЭС в устье реки с отметкой
1190,0м по 1300м вверх по течению расположен на приустьевом участке р.
Эрташсай, правом притоке р. Ахангаран. Река Эрташсай (F = 151 км2, L = 17 км)
берет начало на востоке от перевала Адамташ и впадает в р. Ахангаран в 167 км
от ее устья.
В 1.4 км от устья р. Эрташсай принимает слева приток р. Кызылча (F = 53.4
км2, L = 14 км), длина которой сопоставима с длиной р. Эрташсай, а площадь
водосбора составляет почти 30 % от общей площади.
7
Долина р. Кызылча V-образной формы, шириной поверху 300-500 м, по
низу 70 -100 м. Склоны и дно долины поросшие травяной и редкой кустарниковой
растительностью. Русло реки на участке гидропоста (2,1 км от устья)
слабоизвилистое. Берега высотой 0.3 - 1.5 м крутые, сложены галькой, песком и
глиной, неустойчивые. Дно реки галечно-валунное, сильно деформирующееся. В
зимнее время на реке наблюдаются забереги, шуга, обмерзание камней, заторы.
Река Ахангаран в районе впадения р. Эрташсай протекает в глубокой
беспойменной долине шириной по дну 80 - 100 м с крутыми, местами
обрывистыми склонами, поросшими травой и кустарником. Правобережный
склон долины, высотой 40 м, сложен обломочным материалом и окатанными
валунами, имеет надпойменную террасу шириной 50-60 м. Левый берег долины
скалистый. Русло реки слабоизвилистое, сложено галькой и валунами,
подвержено незначительной деформации. В зимний период наблюдаются ледовые
явления в виде заберегов и шуги.
Прилегающая местность к участку строительства горная. Створы плотин
МГЭС намечаются на р. Эрташсай и притоке р. Кызылче, по деривационным
каналам этих рек вода будет поступать к зданию станции, расположенной в устье
р. Эрташсай, ниже впадения р.Кызылчи.
Природные условия площадки строительства в целом можно
охарактеризовать как благоприятные для сооружения гидроэлектростанций.
Площадка строительства ГЭС (3км от устья вверх по течению реки) и
выбор наиболее рационального типа ГЭС определились природными и
строительно-хозяйственными условиями района реки Эрташсай.
Климат исследуемого района отличается резкой континентальностью и
засушливостью, для которого свойственна относительно холодная зима и сухое,
жаркое лето. Многолетняя среднегодовая температура воздуха составляет 12.1оС.
Наибольшая среднемесячная температура воздуха наблюдается в июле, равная
25оС, с абсолютным максимумом 40оС. Наименьшая среднемесячная температура
воздуха отмечается в январе - минус 1.6 оС, с абсолютным декабрьским
минимумом минус 30 оС.
8
Устойчивый снежный покров образуется ежегодно и держится в среднем со
2 декады ноября по 2 декаду марта. Средняя высота снежного покрова составляет
18 см, максимальная – 42 см. Наибольшая глубина промерзания грунта,
возможная один раз в 50 лет – 70 см (мтс Ташкент).
Годовая сумма осадков в районе метеостанции Турк достигает 669 мм.
Большая часть годовых осадков выпадает с декабря по апрель – 71.2 %
преимущественно в виде дождя. Наибольшее количество осадков приходится на
март – 117 мм.
По характеру водного режима р.Эрташсай относится к рекам с с весеннее
– летним половодьем. Основное питание река получает за счет таяния снега, льда
и дождей. Половодье начинается в апреле и заканчивается в августе – сентябре.
Наибольший месячный сток проходит в мае – июне. Начало летне – осенней
межени приходится на конец августа – сентября, окончание – на ноябрь.
Наименьший месячный сток проходит в феврале.
Рельеф проектной площади в нижнем течении Эрташсая слабо
расчлененный имеет хорошо выраженную поверхность аккумулятивно-
эрозионной террасы, в среднем и верхнем течении рельеф резко расчленён,
местами приобретает каньонные формы.
В верхнем бассейне Эрташсай прорезает голодностепские террасы и
туфолавобрекчии верхнего карбона, долина сая слабоизвилистая, в местах
впадения боковых восточных притоков расширена за счет выноса
крупноглыбового материала, образующего, местами перекаты.
От пос.Эрташ до впадения в р.Ахангаран долина Эрташсая заложена в
гранодиорит порфирах и выполнена современными отложениями.
В геологическом строении площади работ принимают участие интрузивные
породы палеозоя, частично представленные осадочными породами палеоген-
неогена и современными осадочными образованиями алювиально-делювиального
генезиса.
В основании трассы деривации залегают преимущественно осадочно-
эффузивные породы, перекрытые на отдельных интервалах делювиальными и
9
аллювиально-пролювиальными отложениями различного состава и состояния.
Здание станции размещается на левобережной террасе шириной до 60м, отметка
поверхности земли ~1190м. терраса сложена галечниковыми отложениями, с
содержанием валунов до 40%. Подъезд к участку строительства –асфальтовая
дорога.
Местные строительные материалы в пределах территорий,
прилегающих к участкам проектируемой ГЭС, представлены только
галечниковым грунтом и строительным камнем. При этом, следует учитывать, что
песчаные грунты в пределах 20…30км от устья р.Эрташсай отсутствуют. Для
получения песка необходимо на стройплощадке предусмотреть установки
дробильно- сортировочного комплекса. Сейсмичность района строительства по
шкале MSK-64 - 8 баллов.
2. Водноэнергетические расчеты
Гидрологическая изученность. Режим расходов воды
Наблюдения за стоком р. Ахангаран ведутся Узгидрометом с 1909г. на
гидропосту "с. Турк". С началом строительства плотины Ахангаранского
водохранилища в 1959г. вместо гидропоста "с. Турк" открыт пост "3 км выше
плотины", действовавший до 1975г. С вводом в действие Ахангаранского
водохранилища открыты следующие гидропосты: на входе в водохранилище -
"устье р. Эрташсай" (с 1970г. по настоящее время), на выходе – "ниже
Ахангаранской плотины" (с 1974г. по настоящее время).
В верхнем течении р. Ахангаран в период с 1948г. по 1968г. действовал
гидропост "устье р. Яккаарча"; в нижнем течении с 1965г. действует гидропост
"нижний бьеф Тюябугузского водохранилища".
Изучение гидрологического режима притоков р. Ахангаран в районе
строительства МГЭС ведется Узгидрометом на следующих постах:
- р. Кызылча – кишл. Эрташ с 1951г. по настоящее время;
- р. Джиблан – кишл. Жиблан с 1980г. по настоящее время;
- р. Таганбашисай – 5.8 км от устья с 1932г. по1959г.;
10
- р. Таганбашисай – 4.5 км от устья с 1959г. по1975г.;
- р. Таганбашисай – с. Турк с 1975г. по1986г.;
- р. Наугарзан – с. Турк с 1960г. по 1975г.
На р. Эрташсай гидрологических наблюдений не проводилось, поэтому для
характеристики его режима использованы данные рек-аналогов – р. Ахангаран и
притоков р. Кызылча и р. Джиблан.
Сток воды половодья и максимальные расходы воды рек-аналогов
формируются талыми водами сезонных снегов и дождей. Максимальные расходы
воды этих рек могут проходить в виде селевых паводков. Увеличение расходов
воды начинается в конце февраля - начале марта, достигая наибольших значений
в апреле - мае. В меженный период реки питаются преимущественно подземными
водами .Среднегодовой расход воды р.Ахангаран – устье р. Эрташсай за
многолетний период 1971/72 - 2000/01гг. равен 20.6 м3/с. Наибольшие
среднемесячные расходы воды р.Ахангаран за указанный период проходят с
апреля по июнь – от 42.9 до 76.9 м3/с (в мае) и составляют в годовом разрезе 73 %
годового стока, наименьшие среднемесячные расходы приходятся на сентябрь -
4.29 м3/с и январь - 4.41 м3/с .
Для оценки годового стока р. Эрташсай использованы данные рек-аналогов:
р. Ахангаран - устье р.Эрташсай и ее притоков первого и второго порядка – рек
Джиблан и Кызылча. По параметрам площади водосбора и средневзвешенной
высоте эти реки находятся в допустимых при выборе аналогов пределах.
Среднегодовые расходы воды р. Кызылча (левого притока р. Эрташсай) в
створе гидропоста «кишл.Эерташ» за многолетний период 1951-1987 гг.
изменялись от 2.04 м3/с (1969г.) до 0.39 м3/с (1974г.) при среднем значении за
многолетие – 0.98 м3/с. Коэффициент вариации среднегодовых расходов воды
составил 0.38.
Наиболее многоводные годы были 1952, 1959 и 1969 гг.; наиболее
маловодные – 1974, 1965, 1986 гг.; близкий к среднему по водности – 1956 г.
Наибольшие среднемесячные расходы воды р. Кызылча за многолетний
период проходят с апреля по июнь – от 1.56 до 2.41 м3/с (в апреле) и составляют
11
в годовом разрезе 52.1 % годового стока. Наименьшие среднемесячные расходы
приходятся на декабрь-январь - 0.43 - 0.45 м3/с. Внутри ряда наибольшие
среднемесячные расходы воды отмечены также в апреле - 6.45 м3/с (1959г.) и 5.48
м3/с (1969г.), наименьший среднемесячный расход воды - 0.25 м3/с (октябрь
1974г.) и 0.24 м3/с (февраль 1976г.).
Таблица 1
Общие гидрографические характеристики водосборов
и модули годового стока рек-аналогов
Река-пост
Период
наблюдений
Площадь
водосбора
F, км2
Средневзвеш.
высота
водосбора
Hср, м
Модуль
годового
стока
M0, л/с.
км2
Норма
годового
стока
Q0, м3/c
Ахангаран-устье
р.Эрташсай
1971/72-
2000/01 гг.
1110 18.6 20.6
Кызылча-
кишл.Эрташ
1951-1987
гг.
51.6 2340 19.0 0.98
Джиблан-
кишл.Жиблан
1981-1987
гг.
19 17.9 0.34
Анализ модулей годового стока р. Ахангаран и притоков Кызылча, Джиблан
за разные периоды наблюдений показывает, что их величины близки и
составляют 17.9 - 19.0 л/с. км2 для исследуемого района (табл.1).
Результаты расчетов среднемноголетних расходов воды р.Эрташсай
приведены в таблице 2. Наибольшие среднемесячные расходы воды р. Иерташ
отмечаются в апреле-мае- 7.08 – 6.31 м3/с, наименьшие приходятся на январь-
декабрь – 1.25 - 1.32 м3/с. В период с апреля по июнь проходит почти половина
годового стока - 52.1 %. Максимальные расходы воды р. Эрташсай и ее притока
р. Кызылча формируются в основном за счет таяния снегов и жидких осадков,
выпадающих нередко в виде ливней. Проходят максимальные расходы воды по р.
Кызылча, главным образом, в апреле (22 случая), реже в марте и мае (по 5-6
случаев), по одному разу наблюдался в июне, августе, октябре, ноябре.
12
Таблица 2
Среднемноголетние среднемесячные расходы воды р. Эрташсай – устье
(створ МГЭС) и его внутригодовое распределение
месяцы I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII год
Q, м3/с 1.25 1.46 2.90 7.08 6.31 4.57 3.11 2.02 1.50 1.42 1.43 1.32 2.87
% 3.7 3.9 8.6 20.3 18.7 13.1 9.2 6.0 4.3 4.2 4.1 3.9 100
Наибольший из максимальных расходов воды в этом створе за 36 лет
наблюдений равен 19.8 м3/с (18 мая 1953г.). В 1959г. не был зафиксирован
(рассчитан) максимальный расход воды (8 - 9 апреля), который является самым
наибольшим из наблюденных максимумов по данным об уровнях воды.
Максимальные расходы воды р. Ахангаран в створе гидропоста «устье р.
Эрташсай» за период наблюдений 1971-2000 гг. проходят чаще всего в апреле (17
случаев) и мае (12 случаев), один раз максимум наблюдался в октябре.
Целью водноэнергетических расчетов является подготовка исходных
данных для обоснования параметров и выбора основного оборудования на ГЭС.
В качестве исходных материалов для водноэнергетических расчетов
использованы среднемесячные расходы воды р. Эрташсай, притока р. Ахангаран
(восстановленных по рекам аналогам из-за отсутствия замеров), представленные в
таблице 1
Таблица 3. Среднемноголетние, среднемесячные расходы р. Эрташсай
м3/с
месяц годовой лето зима
I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII
1,3 1,5 2,9 7,1 6,3 4,6 3,1 2 1,5 1,4 1,4 1,3 2,9 4,1 1,6
Гидрографы среднемесячных, среднемноголетних расходов воды в створе
к. Эрташсай показан на рисунке 1.
Гидрографы стока имеют особенности, характерные для рек – притоков р.
Ахангаран данного района. Меженные расходы осеннее-зимнее-весеннего
периода стабильно низкие в годы любой обеспеченности по годовому стоку, а
летние – резко отличаются в 3…7 раз и более от меженных.
В разрезе года максимальные расходы проходят в мае - июле (свыше 4,0 –
7,0 м3/с), минимальные наблюдаются в октябре – декабре и январе - марте (в
среднем 1,0 – 1,5 м3/с).
Рисунок 1. Гидрограф расходов р. Эрташсай .
13
Рисунок 2. График повторяемости расходов р. Эрташсай .
Расчетный расход определяется по формуле
Qрасч = *Qср
Где - 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 типовому графику
суточной нагрузки,
Pср,сут = (30+20+40*2+50*3+80*2+100)/12 = 55%
= 100/55 = 1,85
Тогда, с учетом
Qср. = 2,9 м3/сек
Qрасч = * Qср = 1,85*2,9 = 5,365 м3/сек,
за расчетный расход принимаем Qрасч = 5,4 м3/сек,
14
15
Глава 3. Техническая часть
3.1. Схема и состав сооружений ГЭС
МГЭС на р.Эрташсай - деривационного типа с напорными водоводами –
первая станция на этой реке, намечаемая к строительству. Выбор строительной
площадки и участков створов каскада ГЭС выполнен на основании:
-изучения и анализа инженерно-геологических, топографических,
гидрологических и строительно-хозяйственных условий района строительства;
Местоположение и компоновка ГЭС определились из топогеодезических
особенностей, инженерно-геологических и строительно-хозяйственных условий
района.
Состав основных сооружений ГЭС:
-два водозаборных узла на реках Эрташсай и Кизилча;
-два отстойника на реках Эрташсай и Кизилча;
-два напорных водовода вдоль рек Эрташсай и Кизилча ;
-напорный деривационный водовод;
-турбинные водоводы ГЭС, с холостым водосбросом;
-здание станции ГЭС;
-отводящий тракт ГЭС;
-ОРУ-35кВ/6;
3.2. Выбор основного оборудования
Выбор типа турбины и определение ее параметров
Выбор типа турбины и их количества проводят при проектировании ГЭС по
максимальному напору Нmax и расходу воды. Основные геометрические и
энергетические параметры гидравлической турбины определяются по расчетному
напору Нр.
Исходные данные для выбора типа турбины:
Напор, м: Максимальный - Нmax = 98,0 м
Расчетный - Нрасч = 85,5 м
Минимальный - Н max = 85,0 м
Расход минимальный Qmin= 0,8 м3/с
Максимальный Qmax = 40 м3/с
Среднемноголетний расход - 2,9 м3/с. Примем за расчетный Qрасч =5,4 м3/с
Количество агрегатов принимают на основе технико-экономического
сравнения различных вариантов. Предварительно примем число агрегатов равным
3, тогда Qт = 1,80 м3/с.
Рисунок 3. Сводный график областей применения различных турбин
16
Рисунок 4. Область применения гидротурбин ЗАО «МНТО ИНСЭТ»,
Таблица 4.
Гидроагрегаты с радиально-осевыми турбинами
Параметры
Тип гидроагрегата
ГА2 ГА4 ГА9 ГА11
Мощность,кВт до 950 550 3300 5600
Напор,м 30-100 25-55 70-120 100-160
Расход,м3/с 0,4-1,25 0,4-1,3 0,6-3,2 1,5-4,0
Частота вращения ротора турбины,мин-1 1000; 1500 1000 600; 750; 1000 750; 1000
Номинальное напряжение,В 400; 6000 400; 6000 6000; 10000 6000;10000
Номинальная частота тока, Гц 50 50 50 50
Из сводного графика областей применения различных турбин (рис.3-4)
видно, что при Нmax = 98,0 м и Qт=1,8 м3/с обычно применятся радиально-осевые
17
18
турбины. На основании таблицы «Основные гидравлические и конструктивные
параметры радиально-осевых гидротурбин» (таблица 4) выбирается тип
гидротурбины и главная универсальная характеристика (ГУХ).
Определим тип и параметры турбины по номенклатурным графикам.
Примем тип турбины радиально-осевой. Гидроагрегат ГА2 ЗАО «МНТО
ИНСЭТ» с радиально-осевой турбиной РО115. Основные характеристики
выбранной турбины представлены в таблице.
Таблица 5. Основные технические характеристики гидроагрегатов для малых
ГЭС
Параметры
Тип гидроагрегата
ГА2
Мощность,кВт до 950
Напор,м 30-100
Расход,м3/с 0,35-0,9
Частота вращения ротора турбины,мин-1 1000; 1500
Номинальное напряжение,В 400; 6000
Номинальная частота тока, Гц 50
Гидроагрегат ГА2 с радиально-осевой турбиной РО 115-40
Общие сведения
Гидроагрегат предназначен для преобразования гидравлической энергии в
электрическую и последующей выдачи мощности в энергосистему.
Гидроагрегат предназначен для установки в здании ГЭС.
Структура условного обозначения турбины РО Н-40:
РО - радиально-осевая турбина;
Н - максимальный напор, м;
40 - номинальный диаметр рабочего колеса, см.
Гидроагрегат включает следующие основные части: радиально-осевую турбину;
генератор трехфазного переменного тока; аппаратуру автоматики (систему
управления, возбуждения и т.п.). Зависит от типа и параметров генератор; колено
и диффузор.
Условия эксплуатации:
- температура воздуха, 0С +5 - +40;
- высота над уровнем моря, м до1000; При установке агрегата на высоте более
1000 м максимальная мощность должна быть ограничена.
- относительная влажность воздуха при t=25 0С, % не более 80.
Показатели надежности и ремонтопригодности:
Турбина:
- полный срок службы, лет 40;
- срок службы между капремонтами, лет 4,5;
Генератор:
- полный срок службы, лет не менее 20;
- ресурс до первого капремонта, час не менее 70тыс.
Гарантийный срок работы гидроагрегата - 1год со дня ввода в эксплуатацию, но
не более 1,5 лет со дня отгрузки при условии соблюдения правил
транспортировки, хранения и эксплуатации.
Задавшись количеством агрегатов, определим расчетную мощность (в кВт)
одной турбины:
z
N
N
ГЭС
уст
Тр
.*
= = 3000/(3*0.82) = 1220 кВт
Зная мощность турбины, вычислим расчетный (наибольший) расход
турбины:
9,18**
.
Р
Тр
р
Н
N
Q = =1220/(9,81*85,5*0,82) = 1,77 м3/с
Мощность ГЭС в первом приближении (предварительная установленная
мощность ГЭС) будет равна:
19
Nгэс= 9,81*Qр*Нр* а *z = 9,81*1,77*85,5*0,82 *3= 3652 кВт.
где, а= г* т= 0,90*0.9= 0,82– кпд гидроагрегата.
Определение диаметра гидротурбины производится по формуле:
PIPPм
T
QHH
N
D
19.18***
=
Пользуясь универсальной характеристикой выбранного типа турбины определим:
М=91,3 % - максимальный КПД из главной универсальной характеристики
(рис.5).
Q11=1,16 м3 /с – расчетный приведенный расход, для РО турбин
принимается на линии ограничения мощности при n11=72 - приведенная скорость
вращения на 3-4 об/мин больше nо1пт .
20
Рисунок 5. Главная универсальная характеристика турбины с рабочим колесом
РО115/697-46
Далее вычислим номинальный диаметр рабочего колеса: .
0,583Dм
8214
0221
9,18*1,61*58,5*58,5*0,913
0221
1
== =
Полученное значение D1 уточняется по справочным данным до
стандартного. Примем стандартный диаметр D1 = 0,40 м.
По стандартным диаметрам проверим приведенный расход:
DHH
N
Q
ppм
2
1
1
9.18*
=
1,04
1132
1220
9.18*0,04*58,558,5*0,913
0221
2
1
1
Q= == м3/с
Определим частоту вращения турбины по формуле:
1571
0,40
58,5
86*
1
= 1= =
D
H
Tnn I P
Вычислив nT , принимаем ближайшую синхронную (обеспечивающую
стандартную частоту переменного тока 50 Гц) частоту вращения согласно ГОСТ
5616-81: nc = 1500.
Определим максимальный КПД гидротурбины по следующей формуле
(потапов):
при Н150 м
Тмах=1- (1-Ммах)*( 5
T
M
D
D
)
Тмах =1- (1- 0,913)*(0,46/0,40)0.2 = 1-(0,087)*1,028 = 0,911
По Тмах уточняем мощность гидротурбины:
Nтур= = 9,81*Qт*Нр* т = 9,81*1,77*85,5*0,911 = 1352 кВт
21
3.3 Построение рабочей и эксплуатационной характеристик
турбины
Рабочие характеристики – это зависимости КПД турбины от ее расходов Q
и мощностей N при рабочем напоре Нр и синхронном числе оборотов nc.
Исходными данными для построения служат:
- тип турбины РО 115
- рабочий (расчетный) напор НР = 85,5 м.
- главная универсальная характеристика (на рис.5 )
- диаметр рабочего колеса Д1 = 0,40 м.
22
1
I
Q
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. Рабочая характеристика показывает зависимость КПД от
нагрузки N и выражается кривой =f(N) при постоянном числе оборотов n и
напоре Н. Рабочую характеристику строим по главной универсальной
характеристике в следующем порядке: На универсальной характеристике
турбины проведем горизонтальную линию проходящую через режимную точку.
Находим точки пересечения этой линии с кривыми КПД и для каждой точки
находим значения и M. Далее произведем перерасчет на натурную турбину по
следующим формулам:
Q Т = Q I1 * D 2 1* H р , м3/с
ммах
м
Тмах
= *
NТ= 9,81*Qт*Нр* т, кВт
Расчеты для построения эксплуатационной характеристики: При
эксплуатации гидротурбин наблюдаются различные режимы работы. При
изменении режима работы турбины, т.е. её расхода, напора и числа оборотов
изменяются также кпд турбины и выработка электроэнергии, а также
коэффициент кавитации . Для правильной эксплуатации гидротурбин
необходимо знать связь между вышеприведенными параметрами. Для этой цели
при определенных значениях nс и D строится эксплуатационная характеристика
гидротурбин. Для различных напоров по определенным n11=const проводят
паралельно к линии Q11 на ГУХе и по точке пересечения этих линий с линиями
КПД определяют величины и Q11 . Расчет ведется в табличной форме.
Расчет проведем в табличной форме.
Таблица 5. Расчет по построению рабочей характеристики
1
I
Q , м3/с м QТ , м3/с Т NТ, кВт
91,3
91
91
90
90
88
88
86
86
84
84
82
82
80
0,96
0,9
0,99
0,85
1,02
0,78
1,12
0,7
1,19
0,62
1,25
0,58
1,29
1,32
1,4
1,3
1,5
1,3
1,5
1,2
1,7
1,0
1,8
0,9
1,9
0,9
1,9
2,0
91,1
90,8
90,8
89,8
89,8
87,8
87,8
85,8
85,8
83,8
83,8
81,8
81,8
79,8
1085,6
1014,4
1115,9
947,6
1137,1
850,2
1220,8
745,7
1267,6
645,1
1300,6
589,1
1310,2
1308,0
Определяем поправку для КПД на разницу параметров модели и натурной
турбины по следующей формуле:
= тmax - mmax = 0,913-0,911=0,002 (или 0,2 %).
Для РО турбин поправку принимают одинаковой для всех точек ГУХ.
Для всех значений n11 с универсальной характеристики в таблицу записываются
значения Q11 и M, затем определяются параметры натурной турбины т , Q т и Nт.
23
Рисунок 7. Рабочие характеристики турбины N()
Рисунок 8. Рабочие характеристики турбины Q()
24
Таблица 6. Пересчет параметров гидротурбины при Н=98 м
Параметры рабочего колеса гидротурбины РО115:
D1= 0,40 м, nс = 1500 об/мин,
Нмах = 98,0 м, = т –м=0,2
№ м 11Q,
м3/с
т = м + N,кВт Примечание
82
84
86
88
88
86
84
82
80
78
0,63
0,66
0,71
0,78
1,06
1,14
1,18
1,24
1,28
1,32
81,8
83,8
85,8
87,8
87,8
85,8
83,8
81,8
79,8
77,8
784,35
841,79
927,17
1042,33
1416,49
1488,70
1505,01
1543,80
1554,63
1563,03
pp
HH =98,0*98,00,5=970
n11=
H
*nD
=
98
0051*0,40
=60,60
Nтур== 9,81*Q11*D12 *H p H p * т
=1522 Q11 * т
Таблица 7. Пересчет параметров гидротурбины при Н=85,5 м
Параметры рабочего колеса гидротурбины РО115: D1= 0,40 м, nс = 1500 об/мин,
Н=85,5 м, = т -м=0,2
№ м 11Q,
м3/с
т = м + N,кВт Примечание
1
2
3
4
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
91
91
90
90
88
88
86
86
84
84
82
82
80
78
76
0,88
0,93
0,82
1,02
0,76
1,12
0,68
1,18
0,64
1,24
0,59
1,28
1,31
1,34
1,36
90,8
90,8
89,8
89,8
87,8
87,8
85,8
85,8
83,8
83,8
81,8
81,8
79,8
77,8
75,8
991,61
1047,95
913,82
1136,71
828,09
1220,35
724,05
1256,44
665,57
1289,55
598,93
1299,38
1297,32
1293,77
1279
pp
HH =85,5*85,50,5=790,58
n11=
H
*nD
==
58,5
0051*0,40
= 65
Nтур== 9,81*Q11*D12 *H p H p * т
=1241 Q11 * т
25
По данным таблицы 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 7. Пересчет параметров гидротурбины при Н=75 м
Параметры рабочего колеса гидротурбины РО115: D1= 1.20 м, nс = 1500 об/мин,
Н=75 м, = т -м=0,2
№ м 11Q,
м3/с
т = м + N,кВт Примечание
1
2
3
4
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
91
91
90
90
88
88
86
86
84
84
82
82
80
78
76
0,92
1,0
0,86
1,04
0,78
1,12
0,70
1,20
0,64
1,24
0,58
1,27
1,32
1,34
1,36
90,8
90,8
89,8
89,8
87,8
87,8
85,8
85,8
83,8
83,8
81,8
81,8
79,8
77,8
852,07
926,16
787,73
952,60
698,54
1003,03
612,61
1050,19
547,05
1059,90
483,93
1059,64
1074,43
1063,37
pp
HH =75,0*75,00,5= 650
n11=
26
H
*nD
=
75
0051*0,40
= 69,8
Nтур== 9,81*Q11*D12 *H p H p * т
=1020*Q11 * т
Рисунок 9. Эксплуатационные характеристики турбины
Р
исунок 10. Эксплуатационные характеристики турбины
27
3.4. Расчет турбинной камеры
Турбинные камеры служат для подвода воды к турбинам с наименьшими
гидравлическими потерями. Различают открытые и закрытые камеры. Закрытые
камеры бывают бетонные, железобетонные и металлические. Выбор типа
турбинной камеры проводят на основании имеющихся напоров и диаметра
рабочего колеса. Для нашего случая Н=98 м и Д=0,40 м поэтому примем
металлическую спиральную камеру.
Задаёмся углом охвата металлической спиральной камеры: мах=3450,
форма поперечного сечения – круглая.
Далее вычисляем расчетный расход Qрасч и входной расход Qвх:
9,18**
.
Р
Тр
р
Н
N
Q = = 1352/(9,81*85,5*0,911) = 1,77 м3/с
Qвх = (мах * Qр )/360 = (345*1,77)/360= 1,70 м3/с
Для определения входного сечения в спиральной камере необходимо по
зависимости напора и типа спиральной камеры определить скорость входного
сечения, а потом площадь входного сечения турбинной камеры.
Fвх =Qвх/ vвх, м2
Где vвх - скорость на входном сечении спиральной камеры,
определяется по графику / / для Н=85.5 м:
ckH= == хв v 0.59*58.58.78 м/с.
Fвх= 1.70/8.78 = 0.193 м2
Радиус входного сечения подсчитывается по формуле:
вх = Fвх , м
вх
=(0.193/3,14)0,5= 0,247
Величина вх округляется до 5-10 мм.
Постоянная спиральной камеры:
28
++
=
(2)
max
rprrp
C
aaa
где
c
r
c
i
a
i
= + 2
a
r =Да/2= 0,335 м
Таблица 8. Результаты расчета спиральной камеры
i
F = ( * Qр )/(360* vвх)
=
F rR=a +2
15
30
45
60
75
90
105
120
135
150
165
180
195
210
225
240
255
270
285
300
315
330
345
0,008068
0,169419
0,177487
0,185554
0,232282
0,237749
0,243092
0,455589
0,548217
0,744565
0,755497
0,766184
0,016135
0,024203
0,03227
0,040338
0,048405
0,056473
0,064541
0,072608
0,080676
0,088743
0,096811
0,104879
0,112946
0,121014
0,129081
0,137149
0,145216
0,153284
0,161352
0,050688
0,071684
0,087795
0,101376
0,113342
0,12416
0,134108
0,143368
0,152065
0,16029
0,168114
0,175589
0,182759
0,189658
0,196315
0,202753
0,208993
0,215052
0,220945
0,226684
0,381376
0,423368
0,482753
0,506684
0,52832
0,566736
0,584129
0,60058
0,616227
0,631178
0,645518
0,659316
0,672629
0,685505
0,697985
0,710104
0,721889
0,733369
Данны ное сечение и
очертание спиральной камеры в плане.
По результатам расчета строим спиральную камеру. (Рис.11)
е таблицы позволяют построить любое произвольное попереч
29
Рисунок 11. Построение металлической спиральной камеры
3.5. Выбор отсасывающей трубы
Отсасывающая труба является неотъемлемым элементом проточной части
реактивной турбины. Она служит для отвода воды от рабочего колеса турбины в
нижний бьеф с наименьшими потерями энергии. Изготовляют трубу в виде
диффузора, благодаря чему потери значительно снижаются соответственно
уменьшению выходных скоростей. 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.
30
Тип отсасывающей трубы зависит от типа турбины и диаметра рабочего
колеса турбины.
Прямоосные конические отсасывающие трубы принимаются для турбин РО
при D1 2м. Прямоосные конические отсасывающие трубы просты по
конструкции и являются наилучшими в энергетическом отношении
Исходные данные: - тип турбины РО 115;
- рабочий напор НР = 85,5м;
- расход турбины QT = 1,77 м 3 /с;
- диаметр рабочего колеса турбины D1 = 0,40м;
- диаметр выхода с рабочего колеса турбины D2= 0,40м.
УНБ
600
400
1
2
0
0
Рисунок 12. Схема отсасывающей трубы
Принимается прямоосная коническая отсасывающая трубы, рис.12,
размеры которой равны:
- диаметр трубы на выходе
D5 = (4Qт /(3,14* V5)) 0. 5 = (4*1,77 /(3,14* 6,47)) 0. 5= 0,60 м
31
где V5 = (0,025*Нр*2g) 0 . 5 = (0,025*85,5*2*9.81) 0 . 5 = 6,47 м/с - скорость на
выходе из трубы;
- длина трубы L = (D5- D3)/2tg50 = (0,60-0,91) / 0,175 = 1,20 м;
- диаметр трубы на входе D3= D2= 0,40м
Схема отсасывающей трубы, построенная по этим размерам, приведена на
рис.12. Заглубление отсасывающей трубы под минимальный уровень нижнего
бьефа предотвращает срыв разрежения под рабочим колесом, для радиально-
осевых турбин заглубление больше 0,3 м.
3.6. Определение допустимой высоты всасывания
Для предотвращения кавитации в турбине необходимо, чтобы давление
выходе с рабочего колеса не достигало давления парообразования при обычной
температуре воды. Допустимая высота отсасывания турбины равна:
| НSдоп=10.3 - 90mi0n (K * * Hi )
Где, На= 10,33м - нормальное атмосферное давление;
К – коэффициент запаса, равный 1,05-1,1
- коэффициент кавитации, принимаемый по главной универсальной
характеристике турбины для режимной точки, из графика для выбранной
турбины РО 115 = 0,075; min - минимальный уровень воды в отводящем канале
nim=1206,0
Тогда,
| НSдоп=10.3 - 1920006 (1,05*0,075*85,5) = 8,96 6,73 = 2,2м
3.7 Выбор гидрогенераторов и определение основных параметров
гидрогенераторов
32
Гидрогенератор служит для преобразования механической энергии
вращения вала гидроагрегата в электрическую энергию требуемых параметров по
частоте тока и напряжению.
Выбранный генератор ГА-2 комплектуется горизонтальным генератором.
Гидроагрегат включает следующие основные части :
- радиально-осевую турбину (1);
- генератор трехфазного переменного тока (2);
- аппаратуру автоматики (систему управления, возбуждения и т.п.)Зависит от
типа и параметров генератора. (3);
- колено (5);
- диффузор(6).
Рис.13. Гидроагрегат Г-2
33
34
Таблица 9. Технические данные гидроагрегата ГА-2
Агрегат ГА2
Турбина РО115-40
Напор (нетто), м 30-100
Расход воды, м 3
/сек
0.36-1.25
Мощность, кВт 100-950
Частота вращения,
об/мин
1000; 1500
Номинальное
напряжение 1,В
400; 6000
Частота тока, Гц 50
Диаметр рабочего
колеса, мм
400
Направление
вращения
правое
Масса, кг
- гидротурбины
1520
- генератора 2000-2900
- системы
автоматики:
-шкафа системы
управления
150
-устройства
возбуждения
160
-шкафа
генераторного
ввода
260
НАЗНАЧЕНИЕ И КОНСТРУКЦИЯ
Гидротурбина служит приводом генератора. Гидротурбина радиально-осевая,
горизонтальная состоит из статорной части, включающей спиральную камеру,
камеру рабочего колеса, колено и диффузор отсасывающей трубы, аппарат
направляющий, и роторной части, содержащей подшипниковый узел с рабочим
колесом и валом. Направляющий аппарат регулируемый с одновременным
поворотом всех лопаток.
Крутящий момент от ротора турбины через втулочно-пальцевую муфту
передается на ротор генератора.
Генератор предназначен для выработки трехфазного переменного тока.
35
Система управления обеспечивает пуск и останов гидроагрегата по командам
оператора, автоматическую синхронизацию генератора при подключении к
энергосистеме, контроль режимов работы гидроагрегата, аварийную остановку.
Для соединения с подводящим трубопроводом гидротурбина РО55-40 снабжается
переходником.
Габаритные, установочные и присоединительные размеры указаны на рисунке.
Комплектность поставки
В комплект поставки оборудования входят: турбина гидравлическая, генератор со
шкафами ввода и возбуждения, шкаф системы управления, колено и диффузор,
запасные части. Форма и размеры колена и диффузора в соответствии с
требованиями Заказчика.
В комплект документации входят: инструкция по монтажу и руководство по
эксплуатации гидроагрегата, программа приемосдаточных испытаний,
установочный и фундаментный чертежи; техническое описание и сборочный
чертеж турбины гидравлической; техническое описание и инструкция по
эксплуатации системы управления.
Разработчик - ЗАО "МНТО ИНСЭТ"
Изготовитель - ЗАО "МНТО ИНСЭТ"
Расчет гарантий регулирования
К гарантиям регулирования гидроагрегата относят гарантируемые
заводами-изготовителями предельные значения повышения частоты вращения
гидроагрегата и давления в напорном трубопроводе турбины при полном и
частичном снятии (сбросе) нагрузки генератора. При отключении генератора от
системы начинается быстрое повышение частоты вращения гидроагрегата,
вызванное тем, что электрический (тормозящий) момент становится равным
нулю, а вращающий момент от гидротурбины сохраняет свое прежнее значение.
Если не закрыть направляющий аппарат гидротурбины, то в течении 10-15 с
гидроагрегат достигнет разгонной скорости вращения, превышающей
нормальную в 1,6-2,2 раза. Чтобы предотвратить нежелательное повышение
оборотов, производится быстрое, в течении 3-20 с, закрытие направлящего
аппарата системой регулирования гидротурбины. Но при слишком быстром
закрытии направляющего аппарата возникает мощный гидравлический удар.
Поэтому правильное определений гарантий регулирования иммет большое
практическое значение.
Исходные данные для расчета:
- Предельное повышение давления
в т рубопроводе - 15 кг/см2
- на пор расчетный (нетто) – 85,5 м
- на пор максимальный – 97,5 м
- ко личество агрегатов – Z=3
- ра счетный расход через гидротурбину – 1,77 м3/с
- на порный трубопровод Дтр=1,1 м; Lтр=2660 м; =0,012 м.
Скорость распространения волны изменения давления, м/с
тр
1
1425
0
D
E
E
A
a
+
= , где
Е0 =2,1104 кг/см2 – объемный модуль упругости воды;
Е=2,1106 кг/см2 –модуль упругости стали;
А=1 – коэффициент для стального трубопровода
трD и - диаметр и толщина стенки трубопровода
1034
0,012
1,1
2,110
2,110
11
1425
a
6
4
=
+
= м/с
Скорость воды в трубопроводе
2,94
4
1,1
21,4
4
2тур
22
тр
=
=
=
D
Q
V м/с
Безразмерные характеристики трубопровода
36
1,59
2Hg29,1879,5
P
0
Vaрт43012,94
=
==
0,41
9,1879,520
06622,94
HgTs
LV
0
=
= =
Время пробега волны
5,1
1034
22660
a
2Lтр
t =
== с
Число фаз за время полного закрытия
3,9
5,1
20
t
Ts
Q = = =
По найденным P = 1,59 и = 0,41 по диаграмме "Турбинное оборудование
гидроэлектростанций" под ред. А.А. Морозова первый случай – непрямой удар.
Максимальное значение повышения давления в трубопроводе:
=( + + )4
2
2
max
( 0,41 4 0,41) 0,5
2
0, 412
max
= ++=
=Hг1+ .у . (max ) 0H
=г.у.H (1 + 0 ,5)97,5 146=м
Для обеспечения непревышения максимального заброса оборотов свыше
55-60% при сбросе 100% нагрузки на ГЭС при времени закрытия направляющего
аппарата 20 секунд, маховой момент должен быть не менее:
37
9,1
0,61000
020,928101110,5
n
n
n
T0,9281N
GD 2
2
2s =
=
= т·м2
Поскольку маховые моменты ротора гидротурбины и гидрогенератора малы
GD2 сум=0,7 т.м2, то для выполнения условия 0,55 0,6
n
nг. у. = ч необходимо введение
в систему регулирования резервной балластной нагрузки Nmin рез250 кВт.
Дополнительно на трубопроводе холостого выпуска в машзале МГЭС
устанавливается клапан РС300, рассчитанный на срабатывание при Рг.у.=15 кг/см2.
3.8. Расчет деривационного водовода
Подвод воды к агрегатам ГЭС осуществляется по деривационному
напорному водоводу, назначение, которого с наименьшими потерями объема
воды и напора вести к станционному узлу.
По топогеодезическим и строительно-хозяйственным условиям района
строительства деривационный тракт ГЭС выбран с напорным металлическим
водоводом. Возникающая при этом возможность не соблюдать постоянный
продольный уклон позволяет проложить деривационный водовод с учетом
рельефа местности.
Выбор диаметров водоводов осуществлен на основании выполненных
технико-экономических расчетов.
На криволинейных участках ось трубопровода расположена в одной
плоскости. Радиус колена в местах поворота оси трубопровода составляет не
менее трех диаметров трубы.
По типу укладки трубопровода выбран комбинированный вариант: на
основном участке трассы трубы укладываются в траншеи глубиной 2,0м, с
последующей засыпкой (засыпанный трубопровод), в местах пересечения дорог и
мостов трубопровод, а также на мессе сопряжения трубопроводов выполняется
свободно лежащим, с устройством анкерных и промежуточных опор.
Засыпанный трубопровод не требует специальных опорных устройств.
трубопровод, изолированный засыпкой от наружного воздуха, находится в
38
постоянном или почти постоянном температурном режиме. Поэтому трубопровод
выполняется неразрезным. Наружная часть оболочки трубы защищается
гидроизоляцией.
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 на основе рассмотрения нескольких
вариантов и критерием служит минимум приведенных затрат:
рпззн
=+.. * КК ЭТ
Где Кпр.з.- приведенные затраты,
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:
7
5,2*3
H
Q
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 10):
Таблица 10. Предельно допустимые величины повышения давления от
гидравлического удара
Н, (м) До 40 40-100 Более 100
z 0.6-0.5 0.50-0.35 0.30-0.25
39
Тогда, Н= Нр +z*Н= 85,5+0,4*85,5= 119,7 м
Qср =2,9 м3/с – средний расход при котором работают турбины ГЭС.
1,10кэ Dм
911,7
5,2*2,9
7
3
==
Расчет ведется в таблице 11 на 1 погонный метр длины
трубопровода в условных ценах.
Таблица 11. Результаты расчета экономического диаметра напорного
деривационного водовода.
Dтр
М
V
м/с
К
уе
h
уе
Э
уе
А
уе
Б
уе
В
уе
С
уе
КПЗ
уе
0,7
0,8
0,9
1,0
1,1
1,2
1,3
1,4
7,54
5,77
4,56
3,69
3,05
2,57
2,19
1,88
44,7
56
66,5
70,5
74,5
89
93,5
102
0,368
0,0183
0,0098
0,0057
0,0034
0,0022
0,0014
0,0010
11474
5962
3067
1764
1069
677
444,94
301,53
114,74
56,92
30,67
17,65
10,70
6,77
4,45
3,01
1,341
1,68
1,995
2,115
2,235
2,67
2,80
3,06
0,7599
0,952
1,1305
1,1985
1,2665
1,513
1,5895
1,734
116,84
59,555
33,797
20,954
14,196
10,956
8,843
7,809
404,4726
238,1323
188,0758
176,6516
164,2518
164,4749
312,6328
342,2066
Назначается несколько вариантов напорного трубопровода с различными
диаметрами;
- V = 4*Qтр / (*D 2) - скорость воды в напорном трубопроводе;
- К - стоимость 1 пог.м. уложенного трубопровода;
- h = *L*V 2 /(2*g*D) - потери напора в трубопроводе (на длине 1 м);
- 0,11(кэ/Дi)0,25 - коэффициент сопротивления;
40
41
- кэ=0,03ч0,10мм – эквивалентная равномернозернистая абсолютная
шероховатость для стальных сварных труб; кэ=0,3ч0,8мм – для бетонных труб;
- Э = 9,81*Q*h*Тср / h - количество теряемой за год электроэнергии на
преодоление сопротивлений;
- Тср - средневзвешенное время работы ГЭС за год, в часах
- h - КПД ГЭС;
- 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+В – суммарные ежегодные эксплуатационные затраты;
- КПЗ = К + С*Тн – приведённые затраты.
По данным таблицы 11 по минимуму приведенных затрат (КПЗ)
определяется экономичный диаметр, равный Dтр = 1,10 м.
3.9 Выбор типа и компоновка здания ГЭС. Подбор грузоподъемного
крана машинного здания ГЭС
Турбинный водовод диаметром 1,1м протрассирован на поверхности земли
в виде свободно лежащего напорного трубопровода. Перед зданием станции
одинарный водовод разделяется на три отдельных водоводов диаметром 0,9 м,
выполненные в виде развилки.
Участок развилки выполнен в виде сталежелезобетонной конструкции, с
металлической облицовкой 10мм и железобетонной оболочкой толщиной 30см.
Длина турбинного водовода ГЭС – 60,0м.
Здание станции деривационного типа запроектировано с полногабаритным
верхним строением и рассчитано на установку трех горизонтальных агрегатов
ГА-2.
42
Подземная часть здания станции запроектирована единым блоком и состоит
из агрегатной зоны и монтажной площадки.
Подвод воды к турбинам осуществляется по турбинным водоводам,
присоединенным металлическим спиральным камерам круглого сечения.
Характерной особенностью является прямой, без поворотов, подвод
трубопровода к входному сечению спиральной камеры и отвод воды в нижний
бьеф с помощью прямоосной конической отсасывающей трубы, соединенного
коленом с выходным сечением турбины.
Со стороны нижнего бьефа диффузор перекрывается ремонтным плоским
затвором, обслуживается винтовым подъемником.
Для оперативности и удобства ведения, монтажных и ремонтных работ
между агрегатами предусмотрена небольшая свободная от оборудования
площадка. В пределах здания станции перед спиральными камерами
устанавливаются предтурбинные дисковые затворы
Размеры агрегатной зоны определились из условия размещения основного
гидросилового электротехнического и механического оборудования.
Расстояние между осями агрегатов принято 10,0 м. в соответствии
габаритов турбин, гидрогенераторов и размещения вспомогательного
технологического оборудования.
Высота подводной части агрегатного блока определилась по необходимым
условиям кавитации и заглублением относительно оси рабочего колеса турбины
под минимальный уровень воды в нижнем бьефе равным 0,4м. Габаритные
размеры подводного массива здания станции:
- длина (по потоку) – 12,6 м;
- ширина (поперек потока) – 28,0м;
- высота со стороны Н.Б. - 6,3 м
Отметка машинного зала 1203,84 заглублена относительно отметки
подъезда на 4,66м.
Внутренние размеры машинного зала назначены с учетом размещения и
обслуживания оборудования и необходимых проходов между ним и
43
строительными конструкциями. Высота машзала от пола до отметки кранового
рельса назначена из условия обеспечения рабочих операций по монтажу и
ремонту гидросилового оборудования мостовым краном.
В верхнем бьефе за правобережной торцевой стеной в створе с лестницей
Л1 расположен изолированный от машзала колодец осушения проточной части
турбины.
В машинном зале предусмотрено два отдельных выхода на планировочную
отметку расположенные по торцам здания станции.
Габариты монтажной площадки обеспечивают размещение отдельных узлов
гидроагрегата в период монтажа и ремонта, а также заезд автотранспорта для
разгрузки.
Под монтажной площадкой предусмотрена насосная дренажа с колодцем.
Главные понижающие трансформаторы 10/6 размещены на пристанционной
площадке. Под трансформаторами предусмотрены металлические маслосборные
ямы. Ревизия трансформаторов осуществляется на месте с использованием
автокрана.
Подводная часть здания станции представляет собой массивное
железобетонное сооружение, выполнение которого предусмотрено в сборно-
монолитном исполнении с применением сборных элементов, армокаркасов и
армосеток. Толщины конструктивных элементов приняты из условия обеспечения
их прочности, надежности и водонепроницаемости. Монолитные железобетонные
конструкции выполняются из бетона класса В15 и В25, сборные конструкции из
бетона класса В25.
Верхнее строение запроектировано в едином жестком монолитном каркасе с
кирпичным заполнением. Перекрытие сборно-монолитное. Крыша - односкатная
металлическая.
Отводящий тракт. Сопрягающий участок отводящего тракта
запроектирован в виде канала прямоугольного сечения с шириной 11,25м с
сужением до 2,0м на длине 10.0м. Водобойная плита запроектирована с уклоном,
толщиной от 1,0м до 0,5м.
44
Отводящий канал прямоугольного сечения с шириной 2,0м длиной 20м.
Конструкции сопрягающего участка и отводящего канала выполнены из
монолитного железобетона класса В15. За бетонными конструкциями
предусмотрен дренаж для снятия избыточного фильтрационного давления в
период строительства и эксплуатации ГЭС.
Конструктивно отводящий тракт решен в виде доковой конструкции.
В начале отводящего канала предусмотрен мост шириной 5.0м и пролетом
2.0м.
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 гидроагрегата ГА-2 – генератора .
Вес генератора доходит до 2900 кг.
Тогда, основные размеры крана:
Грузоподьемность – 5 т.
Пролет – 5,5-32,0 м,
Высота – 1650 м.
Ширина -5000-6500 м.
Для монтажа и ремонта основного гидросилового оборудования в машзале
предусмотрена установка мостового электрического крана грузоподъемностью 5
т, пролетом 8,0 м.
Глава 4. 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.
45
Исходные данные для технико- экономического расчета:
1. Расчетный напор ГЭС Нр=85,5 м.
2. Расчетный расход ГЭС Q=5,1 м3/с
Годовая выработка электроэнергии при установленной мощности ГЭС
Nуст= 3652 кВт в осредненный год будет равна:
ЭГЭС=9,81*Нр*а*(Qi*Ti)=
=9.81*85,5*0.82*(1,3*31+1,5*28+2,9*31+7,31*30+6,31*31+4,6*30+31*3,1+2*31+1,
5*31+1,4*30+1,4*30+30*1,3)=687,78*25404= 17 472 363 кВт*ч
Число часов использования установленной мощности ГЭС (условная
продолжительность работы гидроэлектростанции с установленной мощностью):
Тусл=ЭГЭС/ Nуст=17 472 363/3652= 4784 ч
Тогда коэффициент использования установленной мощности
гидроэлектростанции в течении среднемноголетнего года будет равна:
Кисп= Тусл/Т= 4784 /(365*24)= 4784 /8760=0,546.
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 –20 %
Увеличение затрат за период строительства – 10 %.
Стоимость оборудования определим из каталога- производителя
представленного в таблице 12:
Стоимость агрегатов:
46
Сагр= Nуст*суд= 3652 кВт*8 тыс. руб /кВт = 29 216 тыс руб
1 168 000 у.е
Таблица 12. 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,
м
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
для
пропеллерных
агрегатов
В зависимости от стоимости оборудования в соответствии со структурой
затрат на предыдущей странице на определим:
А) капвложения при строительстве ГЭС с радиально-осевой турбинами и
Nуст=3652 кВт: КГЭС = 1 168 000 /0,26 = 4 492 307 у.е
Затраты на строительную часть. На строительную часть приходится до 45 %
от капвложений КГЭС. Тогда Кстр= 2 021 538 у.е
Проектно-изыскательские работы. При строительстве новой ГЭС:
Кпр=0,2* КГЭС =0,2* 4 492 307 = 898 461 у.е.
Вспомогательное оборудование.
Квсп.об=(0,04+0,03)* КГЭС =0,07* 4 492 307 = 314 461 у.е.
Увеличение затрат за период строительства:
Кув.зат.=10* КГЭС=10*4 492 307 =449 230 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 = 3 %.
Игэс = 0, 03*4 492 307 = 134769 у.е.,
В расчётах принята цена электроэнергии 95 сум/кВт/ч или 0,05 $/кВт.ч.
Проектная рентабельность вычисляется по следующей формуле:
100
ГЭС
ГЭС
К
ДИ
Р
=
Д = 17 472 363 кВт*ч *0,05= 873 618 у.е.
100
7032944
738849
100
4492307
816378134769
=
Р= =16,4
Тогда срок окупаемости:
Ток=1/16,5=6,1 г.
47
48
Таблица 13. Результаты технико-экономического расчета Эрташской ГЭС
Показатель
Установленная мощность, кВт 3652 кВт
Число агрегатов 3
Среднегодовая выработка
электроэнергии, кВт*ч
17 472 363 кВт*ч
Число часов использования
установленной мощности, ч
4784 ч
Капиталовложения, 4 492 307 у.е
ежегодные эксплуатационные
издержки,
134 769 у.е.,
Годовой доход , 873 618 у.е
Прибыль, 738 849 у.е
Рентабельность 0,16
Срок окупаемости, лет 6
49
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 000га. 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.
50
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.
По проектируемой гидроэлектростанции 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.
Гидроэлектростанция - 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
51
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 намечаемой ГЭС не окажет негативного влияния на
природную среду, оно не отразится ни на численности представителей животного
52
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.
53
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
54
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
55
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
56
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.
57
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
58
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 у.частков 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
59
комплексы (зоны), родственные по функциональному назначению или
признаку взрывопожарной опасности производственные здания и со-
оружения; г) расположить здания с учетом рельефа местности и направ-
ления 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 №15
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
9
12
9
12
15
12
15
18
60
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 стороны.
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
61
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 по-
дающего 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.
62
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: хорошо определяется
(ритм 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 искусственного
дыхания и наружного массажа сердца. Искусственное дыхание выполняют
путем ритмичного вдувания воздуха из своего рта в рот или нос постра-
давшего.
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
63
до появления устойчивого пульса и дыхания. Если пульс и дыхание не
восстанавливаются то меры помощи надо осуществлять до прибытия врача.
64
Заключение
1. Строительство МГЭС на р.Эрташсай планируется осуществить на территории
Ахангаранского района Ташкентской области. По развитию промышленности
область занимает первое место среди остальных областей республики. На
территории области размещена вся черная металлургия республики, значительная
часть цветной металлургии. Широко развиты машиностроение, химическая
промышленность, электроэнергетика, промышленность стройматериалов, легкая
и пищевая промышленность.
2. В соответствии с заданием в выпускной квалификационной работе была
выбрана схема и компоновка Эрташской ГЭС. Тип ГЭС – деривационный. В
состав основных сооружений гидроузла входят: два водозаборных узла на реках
Эрташсай и Кизилча; два отстойника на реках Эрташсай и Кизилча; два
напорных водовода вдоль рек Эрташсай и Кизилча; напорный деривационный
водовод; турбинные водоводы ГЭС, с холостым водосбросом; здание станции
ГЭС; отводящий тракт ГЭС; ОРУ-35кВ/6;
3. В соответствии с выполненными расчетами ГЭС имеет следующие параметры:
- установленная мощность -36 52кВ т;
- расчетный расход ГЭС - 5,м43 /с;
- среднемноголетняя выработка электроэнергии - 17,472 млн. кВт*ч.
- максимальный напор - 98 м;
- расчетный напор - 85,5 м;
- минимальный напор - 85,0 м.
В выполненной квалификационной работе были выполнены следующие
работы: в общей части были рассмотрены природно-климатические, инженерно-
геологические, гидрологические и гидрогеологические сведения; в в технической
части выбрано основное оборудование – гидроагрегат ГА-2 ЗАО «ИНСЭТ»
(Россия) с турбиной радиально-осевого типа РО115, построены рабочие и
эксплуатационные характеристики; выбран тип и определены размеры
отсасывающей трубы; а также определена допустимая высота всасывания.
65
Выбран экономически выгодный диаметр деривационного водовода – 1,1 м.
Рассмотрены вопросы БЖД и охраны окружающей среды.
4. В технико-экономической части определены абсолютные и удельные технико-
экономические показатели Эрташской ГЭС:
капвложения при строительстве ГЭС - КГЭС = 4 492 307 у.е
годовые эксплуатационные расходы - Игэс = 134 769 у.е.,
годовой доход - 87361 8у.е
прибыль - 73884 9у.е
При помощи метода абсолютной экономической эффективности
определена целесообразность строительства проектируемой Эрташской ГЭС.
При этом рентабельность составила – 0,16, срок окупаемости – 6 лет.
5. Таким образом, строительство Эрташской ГЭС технически
осуществимо и экономически целесообразно. Пуск в эксплуатацию Эрташской
ГЭС позволит улучшить энергетическую базу территорий бассейна р. Ахангаран
и тем самым будет способствовать развитию инфраструктуры региона.
66
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. 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.
5. Малая гидроэнергетика. Под. ред. Л.П. Михайлова. Москва, Энергоатомиздат.
1989г. 256 с.
6. Гидроэлектростанции малой мощности. Под. ред. В.В.Елистратова. С-
Петербург, изд. CПбГУ, 2005г., 431с.
7. Использование водной энергии. Под. Ред. Васильева М. Энергоатомиздат,
1995г., 608с.
8. Карелин В.Я., Волшаник В.В. Сооружения и оборудование малых
гидроэлектростанций. М., Энергоатомиздат, 1986г., 199с.
9. Гидроэлектрические станции. Под ред. Ф.Ф. Губина и Г.И.Кривченко. М.,
Энергия, 1980г., 367с.
10. Киселёв П.Г. Справочник по гидравлическим расчётам. М.,
Энергия, 1974г. 313с.
11.Badalov A.S., Uralov B.R., Zenkova V.A., Shaazizov F.Sh.,Gidroelektrostansiyalar.
O'quv qo'llanma. Toshkent irrigatsiya va melioratsiya instituti , Toshkent, 2009 y.,
124 bet.
12.Muхаmmаdiеv M.M., Urаlоv B.R., Mаmаjоnоv M., Mаjidоv T.SH., Nizаmоv О.H.,
Bаdаlоv А.S., Каn E.К. Gidrоmаshinаlаr. / o’quv qo’llаnmа/ Tоshкеnt, TIMI, 2011 y.
194 bеt.
13.www. Inset. Ru
67
14. www.power-m (оборудование для ГЭС)
15. www.powerstation.com/
Строительство и эксплуатация ирригационных гидротехнических сооружений