Природные условия 7
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 7
1.2 Гидрологические данные 7
1.3 Инженерно - геологические условия 7
1.4 Сейсмические условия 7
1.5 Данные по энергосистеме 7
2 Водно - энергетические расчеты 9
2.1 Исходные данные 9
2.2 Построение суточных графиков нагрузок энергосистемы 10
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 12
2.4 Выбор расчетных гидрографов маловодного и среднего по водности года
при заданной обеспеченности стока 14
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 19
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году 21
2.7 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных
ремонтов 22
2.8 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 23
2.9 Баланс мощности 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 26
3.1 Построение режимного поля 26
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 28
3.3 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 33
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 35
3.5 Построение рабочих характеристик гидротурбины 38
3.6 Построение эксплуатационной характеристики ГТ 42
3.7 Гидромеханический расчет и построение плана спиральной камеры 45
3.8 Расчет и построение кинематической схемы НА 48
3.8.1 Направляющий аппарат 48
3.8.2 Выбор формы сечения лопатки 49
3.8.3 Кинематическая схема механизма поворота лопатки НА 51
3.9 Расчет вала на прочность. Расчет подшипника 53
3.10 Выбор маслонапорной установки и ЭГР 56
3.11 Выбор конструктивной схемы компоновки гидроагрегата 56
4 Расчет на прочность лопатки НА 57
4.1 Исходные данные 57
4.2 Общие сведения о направляющем аппарате 58
4.3 Построение трехмерной модели - лопатки направляющего аппарата с
цапфой и направляющими подшипниками 59
4.4 Ручной расчет лопатки НА 64
5 Технике - экономический расчет 76
5.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы 76
5.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 76
5.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 77
5.1.3 Налоговые расходы 80
5.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 81
5.3 Оценка инвестиционного проекта 83
5.3.1 Методология, исходные данные 83
5.3.2 Коммерческая эффективность 84
5.4 Анализ чувствительности 86
6 Охрана окружающей среды 89
6.1 Общие сведения о районе строительства 89
6.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 91
6.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 92
6.4 Отходы, образующиеся при строительстве 94
6.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 95
7 Охрана труда и противопожарная безопасность 97
7.1 Охрана труда и безопасность персонала Фимской ГЭС 97
7.2 В области ОТ и ПБ Фимской ГЭС 98
7.2.1 Опасные и вредные производственные факторы в здании ГЭС 98
7.2.2 Требования пожарной безопасности к содержанию территории, здания
и помещений ГЭС 99
7.3 Правила по обеспечению безопасности персонала и станции 103
8 Проведение капитального ремонта гирдотурбинного оборудования 104
8.1 Краткие сведения о ремонте оборудования 104
8.2 Периодичность ремонтов 104
8.3 Организация ремонтных работ 105
8.4 Построение сетевого графика ремонта гидроагрегата 107
8.5 Монтажная площадка 111
8.6 Вывод в ремонт и проведение ремонта оборудования 112
8.7 Прием оборудования в эксплуатацию после ремонта 116
8.8 Оценка качества ремонта оборудования и ремонтных работ 118
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 120
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 122
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Исходные данные. Водно-энергетический расчет 125
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Выбор основного и вспомогательного оборудования 128
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Расчет на прочность лопатки НА 131
В работе рассчитаны и определены основные элементы и параметры Фимской ГЭС на реке Терек. Фимский гидроузел размещён в 33 км от г. Владикавказ.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Фимской ГЭС. Установленная мощность составила 1422 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 1650,00 м. Полезный объем составляет 4,55 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 3,55 млрд. кВтч.
При выборе основного и вспомогательного оборудования было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
максимальный Hmax = 145,50 м;
расчетный НраСч = 132,00 м;
минимальный Hmin = 104,60 м.
При выборе турбин рассматривалось несколько вариантов с разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с шестью гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 5,3 м (РО170а-В-530).
Гидрогенератор подбирается по справочным данным серийных типов по расчетному значению его номинальной мощности и синхронной частоте вращения, но так как нужного генератора не нашлось, пришлось провести расчёт, благодаря которому была рассчитана вся необходимая информация по размерам генератора, а также его составляющих.
Для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 150 об/мин был подобран серийный гидрогенератор ВГС-991/165-40 с номинальной активной мощностью 281,77 МВт.
По номограмме для турбины РО170а-В, определили тип маслонапорной установки: МНУ 10/1-40-12,5-2. Также по справочнику был выбран электрогидравлический регулятор типа ЭГР-100-4.
Далее был проведен расчет и выбор элементов направляющего аппарат. Было определено количество лопаток z0 = 24, профиля лопаток (симметричный). Также были определены размеры основных элементов кинематики НА:
LH = 712 мм;
Lc = 563 мм.
Был произведен ручной расчет нагрузок, построение 3D модели лопатки НА с верхним, средним и нижним подшипниками.
В соответствии с действующим законодательство рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
срок окупаемости - 14,2 года;
себестоимость электроэнергии - 2,38 руб/кВт-ч.
