Как найти уровень нижнего бьефа

Верхний
бьеф гидроузла расположен выше плотины
и распространяется до границы зоны
выклинивания создаваемого ею подпора.
Граница верхнего бьефа определяется
дальностью распространения динамического
подпора от плотины вверх по реке при
его наполнении до отметки НПУ. Таким
образом, гидрологический режим реки во
входном створе водохранилища на границе
не должен испытывать последствия его
работы. Как правило, в водохозяйственных
расчетах в качестве границы верхнего
бьефа принимается створ выклинивания
подпора при НПУ в межень [16, 21]. Граница
распространения динамического подпора
от плотины зависит не только от степени
наполнения водохранилища, но и от
водности реки. Следовательно, фактическая
граница верхнего бьефа может изменяться
в разные фазы водного режима [1, 29].

Поступление
воды в водохранилище определяется
стоком основной реки и ее притоков. В
связи с этим необходимо обратить внимание
на следующее обстоятельство. Описание
процессов, происходящих в водохранилище
и, в частности, составление его водного
баланса для различных интервалов
времени, упрощается, если характеристики
водного режима реки относятся к входному
створу водохранилища на границе зоны
выклинивания подпора от его плотины.
Водный режим реки во входном створе
описывается колебаниями уровня Z_В
и расхода воды Q_В,
связанных зависимостью Q_В
(Z_В). При этом
боковая приточность на участке от
входного створа до плотины должна
учитываться отдельно. Как правило,
водохозяйственные расчеты на стадии
проектирования гидроузла учитывают
характеристики водного режима реки в
створе будущей плотины водохранилища
[5, 14, 16].

Связи
расходов и уровней воды в верхнем бьефе
гидроузла могут меняться вследствие
вертикальных деформаций русла реки и
ложа водохранилища. Верхнему бьефу
характерно развитие волны регрессивной
аккумуляции, нижнему – трансгрессивной
эрозии. Оба процесса убывают по мере
удаления от плотины [1, 32]. В зимнее время
возможно возникновение зажоров и
заторов, стесняющих русло, что может
привести к подъему уровня воды и
затоплениям прибрежной территории.

Нижний
бьеф гидроузла расположен ниже плотины
и распространяется до границы зоны
влияния водохранилища на гидрологический
режим реки. Для некоторых рек в маловодный
период года такая зона влияния может
достигать их устья [18]. Это затрудняет
установление четкой границы нижнего
бьефа в водохозяйственных расчетах. В
качестве границы нижнего бьефа можно
рассматривать речной створ полного
смешения водных масс водохранилища и
нижних притоков реки, за счет которых
сток реки возрастает не менее чем в два
раза по сравнению с расходом воды в реке
непосредственно ниже гидроузла [29]. При
наличии каскада водохранилищ нижний
бьеф гидроузла, расположенного выше,
может совмещаться или даже совпадать
с верхним бьефом нижележащего гидроузла
[1, 33].

Поступление
воды в нижний бьеф производится обычно
через турбины ГЭС, донные водосбросы,
поверхностные водосливные отверстия,
шлюзы, рыбопропускные сооружения и
грязеспуски [4, 10, 21]. Кроме того, в нижний
бьеф поступает часть потерь воды на
фильтрацию через ложе водохранилища,
тело плотины и гидротехнические
сооружения.

Уровни
воды в нижнем бьефе гидроузла Z_Н
определяются по кривой связи Q_Н
(Z_Н). При
наличии достаточно близко расположенного
нижележащего гидроузла с уровнем воды
Z_НГ используется
зависимость Q_Н
(Z_Н,
Z_НГ),
которая учитывает возникающий подпор
воды. Для всех расчетных интервалов
времени используют осредненную
зависимость между расходами и уровнями
воды, и лишь в расчетах неустановившегося
движения при суточном регулировании
учитывают так называемую паводковую
петлю в зависимости Q_Н
(Z_Н) при
резком повышении и понижении расходов
воды. Для периода открытого русла кривые
связи Q_Н (Z_Н)
строят по данным гидрометрических
наблюдений за уровнями и расходами
воды. Для зимнего периода эти зависимости
строятся с учетом подпора от кромки
льда в полынье, которая образуется из-за
поступления в нижний бьеф воды из
водохранилища с температурой выше нуля
и изменения скоростного режима потока
по выходе его из водохранилища.
Протяженность полыньи определяется
удаленностью от сооружений сечения,
где теплоприток и теплоотдача в атмосферу
взаимно уравновешиваются и вода
охлаждается до нуля. Длина полыньи
изменяется в течение зимы и рассчитывается
в зависимости от характера изменения
температуры воздуха и суровости зимы.
В начале и конце зимы длина полыньи
больше, в середине – меньше. В суровые
зимы полынья короче, чем в теплые. Чтобы
определить подпор уровней нижнего бьефа
за счет ледовых явлений, необходимо
знать длину полыньи и степень уменьшения
пропускной способности русла у кромки
льда, оцениваемую зимним коэффициентом
К_З, представляющим
собой отношение зимнего расхода воды
Q_З к
летнему Q_Л
при одном и том же уровне воды: К_З
= Q_З /Q_Л.
Коэффициенты К_З в общем
случае должны задаваться для каждого
интервала всех лет расчетного ряда.
Например, среднее значение коэффициента
К_З для гидроузлов
Волжско-Камского каскада непосредственно
в нижнем бьефе гидроузла составляет
около 0,8 с учетом подпора от кромки льда.
Рассматривается не только современное,
но и перспективное (прогнозное) положение
кривой Q_Н
(Z_Н) после
размывов русла реки в нижнем бьефе
гидроузла [10, 16].

Большое
значение при определении зависимости
Q_Н (Z_Н)
имеет прогноз русловых деформаций в
нижнем бьефе гидроузла. Деформации
могут вызываться различными причинами
и по-разному влиять на уровни воды.
Стеснение русла не полностью разобранной
строительной перемычкой может привести
к подъему уровней воды, добыча из русла
строительных материалов – к их понижению.
В речных руслах, сложенных нескальными
породами, имеют место размывы русла
осветленной в водохранилище водой, в
результате чего происходит понижение
естественных кривых Q_Н
(Z_Н),
особенно существенное в зоне небольших
расходов воды. Это должно учитываться
в расчетах неустановившегося движения
воды, а также при определении расходов
и уровней воды, необходимых для
функционирования водозаборов в нижнем
бьефе гидроузла [1, 16].

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

Таблица 5.1.

5.1. 
График колебания полезных объёмов воды в водохранилище

Полезный объём воды в
водохранилище для каждого месяца трёх характерных лет определяется как
расстояние по вертикали между интегральной кривой стока и кривой
зарегулированного стока. Полученные значения полезных объёмов представлены в
таблице 5.1 (столбец 3).

По найденным значениям строим хронологические
графики колебания полезных объёмов воды в водохранилище:

– для многоводного года (Рис. 5.1);

– для средневодного  года (Рис. 5.2);

– для маловодного года (Рис. 5.3).

Рис. 5.1.
Хронологический график колебания полезных объёмов воды в водохранилище для
многоводного года.

Рис. 5.2.
Хронологический график колебания полезных объёмов воды в водохранилище для
средневодного года.

Рис. 5.3.
Хронологический график колебания полезных объёмов воды в водохранилище для
маловодного года.

5.2. 
График колебания уровня воды верхнего бьефа

Значения уровней воды верхнего
бьефа для каждого месяца трёх характерных лет определяем по кривой связи
уровней и объёма водохранилища (Лист 1, Рис.4). Полученные значения уровней
воды верхнего бьефа представлены в таблице 5.1 (столбец 7).

По найденным значениям строим хронологические
графики колебания уровней воды верхнего бьефа:

– для многоводного года (Рис. 5.4);

– для средневодного  года (Рис. 5.5);

– для маловодного года (Рис. 5.6).

Рис. 5.4. Хронологический
график колебания уровня воды верхнего бьефа для многоводного года.

Рис. 5.5. Хронологический
график колебания уровня воды верхнего бьефа для средневодного года.

Рис. 5.6. Хронологический
график колебания уровня воды верхнего бьефа для маловодного года.

5.3. 
Хронологический график колебания уровня воды нижнего бьефа

Значения уровней воды нижнего
бьефа для каждого месяца трёх характерных леи определяем по кривой связи
уровней и расходов воды в нижнем бьефе (Лист 1,Рис.5). Полученные значения
уровней воды нижнего бьефа представлены в таблице 5.1 (столбец 8).

По найденным значениям строим
хронологические графики колебания уровней воды нижнего бьефа:

– для многоводного года (Рис. 5.7);

– для средневодного  года (Рис. 5.8);

– для маловодного года (Рис. 5.9).

Рис. 5.7. Хронологический
график колебания уровня воды нижнего бьефа для многоводного года.

Рис. 5.8. Хронологический
график колебания уровня воды нижнего бьефа для средневодного года.

Рис. 5.9. Хронологический
график колебания уровня воды нижнего бьефа для маловодного года.

5.4. 
Хронологический график изменения статического напора

Значения статического напора для
каждого месяца трёх характерных лет определяем по следующей формуле:

.                                          (5.1)

Полученные значения напора представлены в таблице 5.1
(столбец 9).

По найденным значениям строим хронологические
графики колебания статического напора:

– для многоводного года (Рис. 5.10);

– для средневодного  года (Рис. 5.11);

– для маловодного года (Рис. 5.12).

Рис. 5.10.
Хронологический график колебания статического напора для многоводного года.

Рис. 5.11.
Хронологический график колебания статического напора для средневодного года.

Рис. 5.12.
Хронологический график колебания статического напора для маловодного года.

5.5. 
Хронологический график изменения мощности ГЭС

Значение мощности ГЭС для каждого
месяца характерных лет вычислим по формуле:

,                                         (5.2)

где     Q_турб –
расход воды, проходящий через турбины ГЭС, м³/с;

Н – разность уровней верхнего и нижнего
бьефа с учётом потерь напора (, м;

η – КПД гидроагрегата (η = 0,9).

Полученные значения мощности ГЭС для каждого месяца трёх характерных
лет представлены в таблице 5.1 (столбец 11).

По найденным значениям строим хронологические
графики изменения мощности ГЭС:

– для многоводного года (Рис. 5.13);

– для средневодного  года (Рис. 5.14);

– для маловодного года (Рис. 5.15).

Рис. 5.13.
Хронологический график изменения мощности ГЭС для многоводного года.

Рис. 5.14.
Хронологический график изменения мощности ГЭС для средневодного года.

Рис. 5.15.
Хронологический график изменения мощности ГЭС для маловодного года.

Бьеф – часть водоема, реки и др., расположенная по течению выше водонапорного сооружения (плотины, шлюза) – верхний бьеф, или ниже него — нижний бьеф.[ …]

В нижний бьеф поступает осветленный поток. Его насыщенность наносами меньше транспортирующей способности. В этих условиях в нижнем бьефе, особенно вблизи турбин и водосливных частей плотины, интенсивно размывается дно. Этот процесс носит затухающий характер.[ …]

В нижних бьефах часто расположены крупные хозяйственные объекты, происходит интенсивное освоение пойменных земель, которые до постройки плотин затапливались далеко не каждый год. Для предотвращения регулярного затопления этих территорий приходится форсировать уровни водохранилищ сверх НПУ, что неблагоприятно сказывается на безопасности сооружений и приводит к усиленной переработке берегов. Никогда не допускается превышение ФПУ по условиям сохранения подпорных сооружений. При приближении к ФПУ снимаются ограничения на сбросные расходы и полностью открываются все водопропускные отверстия. Когда приток к водохранилищу становится равным сбросному расходу, подъем уровня прекращается. При дальнейшем понижении притока и сохранении высоких сбросных расходов уровень воды в водохранилище снижается до НПУ. Перечислим в порядке значимости основные требования к управлению водохранилищами комплексного назначения в период пропуска высоких вод.[ …]

В нижних бьефах ГЭС из-за постоянно действующей полыньи зажоры образуются в процессе перемещения кромки льда на участках с повышенными скоростями течения.[ …]

Уровни нижнего бьефа 2Нб определяются расходами воды, поступающими в нижний бьеф, независимо от того, идут ли они через турбины ГЭС, через судоходный шлюз или через водосброс. Чем больше поступивший в нижний бьеф суммарный расход, тем выше уровень воды в нем. Для определения отметок уровня нижнего бьефа используют кривую связи расходов и уровней (рис.[ …]

Понижение дна нижнего бьефа, вызываемое общим и местным размывом, увеличивает средние глубины живых сечений, уменьшает тем самым русловые сопротивления и в конечном итоге приводит к понижению свободной поверхности потока. При одном и том же расходе воды кривая свободной поверхности в размытом русле располагается ниже кривой свободной поверхности естественного режима (рис. 4.6.6). В створе гидроузла понижение уровня Д2н 6 может составлять 0,5-1,0 м и более. Отметка нижнего короля шлюза должна назначаться с учетом этого понижения. В состав проекта гидроузла входит расчет деформации русла в нижнем бьефе и построение кривых свободной поверхности для деформированного русла.[ …]

Так на р. Оби, в нижнем бьефе Новосибирского водохранилища, и на р. Томи у г. Томска интенсивно развивалась добыча песка и гравия из русла рек. Контрольными расчетами эти разработки не сопровождались и иногда носили непредсказуемый характер. Естественно, что в таких условиях оправдываемость прогнозов невелика. Систематическое невыполнение планов лесоочистки ложа сибирских водохранилищ привело к тому, что прогнозы качества воды практически не оправдываются.[ …]

При заборе воды из нижних бьефов гидроузлов необходимо в ряде случаев осуществлять попуски из водохранилища для обеспечения необходимых условий в нижнем бьефе. Так, бесперебойное водоснабжение ряда -населенных пунктов, забирающих воду из нижнего бьефа -Ириклинского комплексного гидроузла на реке Урал, гарантируется попусками воды из его верхнего бьефа. .Эти попуски являются энергетически-водоснабженчески-ми и осуществляются через турбины Ириклинской ГЭС. Комплексные попуски транспортно-водоснабженческого характера осуществляются в нижний бьеф Каховского комплексного гидроузла на реке Днепр. Они необходимы для водоснабжения г. Херсона и других населенных •пунктов, а также для рассоления вод Днепро-Бугского .лимана и низовьев Днепра. Аналогично снабжают водой населенные пункты на Киевском, Боткинском и других •комплексных гидроузлах.[ …]

Кривые связи нижнего бьефа при отсутствии подпора

Ледовый режим водохранилищ и нижних бьефов подпорных гидроузлов обладает специфическими особенностями, влияющими на работу речного транспорта. Главные из этих особенностей – большая толщина льда в водохранилищах, их позднее очищение ото льда, существование протяженной полыньи в нижнем бьефе в течение всего зимнего периода.[ …]

Ускоренная глубинная эрозия в нижних бьефах водохранилищ продолжается до тех пор, пока не установится новое равновесие между речным потоком и руслом. До этого времени идет интенсивное удаление материала с речного дна, происходящее на очень большом его отрезке. Так, на р. Оби, ниже Новосибирского водохранилища, восстановление бытовой мутности происходит лишь через 500-600 км, а на р. Енисей ниже Красноярского водохранилища – более чем через 1000 км.[ …]

Перехватывающий дренаж в нижнем бьефе шламохранилища

При высоких напорах воды со стороны верхнего бьефа здание станции располагают за плотиной со стороты нижнего бьефа (рис. 3.24).[ …]

Ощутимое Понижение уровня воды наблюдается в нижних бьефах ГЭС. Главные причины – добыча нерудных строительных материалов (на обоих объектах) и размыв русла в нижнем бьефе водохранилища.[ …]

Протяженная зимняя полынья – результат поступления в нижний бьеф больших масс воды с температурой порядка 8-9°, что и имеет место при создании глубоких водохранилищ на крупных реках. Зимняя полынья есть и на Оби ниже Новосибирской ГЭС.[ …]

Значительные изменения в рыбном сообществе произошли и в нижнем бьефе Вилюя. Сказалось влияние кардинального изменения объема годового стока реки. До зарегулирования реки весенний паводок обеспечивал 69% годового расхода воды, зимой сток сокращался до 18%. После строительства плотины ГЭС основная часть стока за счет сработки сливной линзы переместилась на зимний сезон – 58%, весенний сток составляет – 16%, летний – 10% и осенний – 16% годового. Следствием перераспределения стока явилось тепловое загрязнение реки в результате сброса через турбины ГЭС холодной воды летом и относительно теплой зимой. Тепловой сток в нижний бьеф реки уменьшился на 110×109 кВт ч/год [Оло-вин и др. 1987]. Нарушение температурного оптимума отрицательно сказалось на лососевых (ленок, таймень) и сиговых (нельма, пыжьян) видах рыб. Эвритермные виды (плотва, окунь) оказались в благоприятных условиях, а увеличение их численности только усугубило положение стено-термных видов рыб.[ …]

При сбросе сточных вод в водохранилища, расположенные в нижнем бьефе гидроэлектростанций, работающих в резко переменном режиме, необходимо учитывать возможность действия сточных вод на вышерасположенные пункты водопользования, вследствие образования обратного течения при резкой смене режима работы электростанции или прекращении ее работы.[ …]

Водопотребителями и водопользователями являются ирригация с водозабором в нижнем бьефе и расчетной подачей расходов из водохранилища по графику (рис. 4.12, а), судоходство с поддержанием почти постоянных расходов в нижнем бьефе (рис. 4.12,6) и гидроэнергетика. Режим работы гидроэлектростанции связан с требованиями первых двух участников ВХК.[ …]

Под влиянием водохранилищ существенно изменяется температурный режим рек в нижних бьефах. Определяющим его актором является температура воды, сбрасываемой из водохранилища На о носительно мелководном Новосибирском водохранилище температура воды в верхнем и нижнем бьефе в етнии период отличается на 1—2 °С На глубоководных Красноярском и Саяно-Шушенском водохранилищах эта разница увеличивается до 4 °С.[ …]

В условиях небольших и средних сбросов воды преобладающим видом транспортировки наносов в нижнем бьефе является их перемещение в придонном слое потока. После строительства плотины им. Гувера на р. Колорадо произошло углубление ее русла на расстоянии около 150 км. При этом в ниже расположенное водохранилище Хаваси было дополнительно привнесено около 130 млн. м наносов.[ …]

При эксплуатации возможны следующие неполадки в сооружениях гидротехнического узла: обводнение нижнего бьефа в результате выхода фильтрационного потока воды; разрушение верхового откоса плотины при волнении воды; оползание низового откоса из-за недостаточной защиты его от размыва и других причин; утечка воды через недостаточно уплотненные швы в галерее донного водоспуска; разрушение верхового откоса льдом.[ …]

Интродукция в Вилюйское водохранилище байкальского омуля чревата нежелательным саморасселением его в нижний бьеф реки, а искусственное воспроизводство пеляди – снижением генетического разнообразия при формировании собственного стада для искусствен юй и естественной репродукции. Обе эти формы антропогенного воздействия относятся к биологическому.[ …]

Не менее важной задачей является оценка условий безаварийной эксплуатации шлюза в маловодный период навигации при уровнях в нижнем подходном канале ниже проектных, а следовательно, и глубинах на короле, не обеспечивающих необходимый запас под днищем судов, что обусловлено естественным ходом русловых процессов и антропогенными факторами, определяющими переформирование русла в нижних бьефах большинства гидроузлов.[ …]

Создание водохранилищ нарушает равновесие в природе: происходит заболачивание и подтопление земель; наносится ущерб популяции проходных и полупроходных рыб; в верхнем бьефе приводит к «цветению» водоема, изменению микроклимата, почв и растительности, разрушению и переработке берегов, развитию оползней, карста и оврагов; в нижнем бьефе □ осуходоливанию поймы, нарушению ледового и температурного режимов.[ …]

Водохозяйственные расчеты по управлению водными ресурсами водохранилищ учитывают потери воды на дополнительное испарение, льдообразование, фильтрацию из водохранилищ в нижние бьефы гидроузлов, шлюзование судов. Для определения потерь воды на дополнительное испарение задается слой потерь на дополнительное испарение для каждого расчетного периода времени. Потери воды на льдообразование представляют собой количество льда, осевшего на берегах при зимней сработке водохранилища. Потери воды на льдообразование являются практически полностью возвратными. Лед, осевший зимой на берегах водохранилища, тает весной и увеличивает водные ресурсы.[ …]

С другой стороны, сток наносов рек в океан снижается благодаря поглощению наносов водохранилищами. Например, Асуанское водохранилище поглощает около 100-130 млн. т наносов в год, и в нижний бьеф (то есть ниже плотины) поступает менее 2% наносов, приходящих в водохранилище. Пониженное содержание наносов ниже Асуанской плотины приводит к усиленной русловой эрозии Нила. За первые восемь лет существования плотины русло Нила в нижнем бьефе врезалось на 40-80 см. Вследствие пониженного стока наносов, а также некоторого повышения уровня океана за последнее столетие, баланс вещества дельты Нила отрицательный. В результате внешний край дельты отступает, и теряются драгоценные и столь необходимые Египту сельскохозяйственные земли. С начала XX столетия расположенные на внешнем краю дельты мыс Росетта и мыс Дамиетта отступили соответственно на 2,5 и 3,0 км.[ …]

Несогласованность водопотребления и водоотведения между участниками (компонентами) ВХК приводит к противоречиям. Так, водный транспорт заинтересован в поддержании судоходных глубин в нижнем бьефе ГЭС в навигационный период, а гидроэнергетика — наоборот, в накоплении воды в водохранилище для более интенсивного использования ее в осенне-зимний пик загрузки. Во время же половодья гидроэнергетика заинтересована в накоплении воды в водохранилище, а рыбное хозяйство требует значительных попусков из водохранилища с целью поддержания оптимальных глубин нерестилищ и мелководий, в которых обитает рыба. Разрешение таких противоречий происходит в процессе формирования ВХК, и их устранение является одним из важнейших условий его оптимального функционирования.[ …]

Сочетание всех типов течений со стоковыми осложняет систему течений водохранилищ, видоизменяет их направление и скорость. При наличии каскада ГЭС во время прекращения работы верхней ГЭС и понижения уровня в нижнем бьефе водохранилища этой ГЭС возможно образование обратных уклонов водной поверхности на участке между двумя плотинами: верхней и нижней. Это может явиться причиной возникновения обратных стоковых течений в водохранилище, расположенном на данном участке. Подобное течение впервые отмечено на волжском участке Рыбинского водохранилища в связи с прекращением работы Угличской ГЭС и описано в работе А. С. Литвинова.[ …]

Положение точки пересечения первоначального створа этими параболами в дальнейшем предполагается неизменным, следовательно, и глубина воды в створе излива сохраняется равной Ьи = 4/9Н = 4/9 Ьк до тех пор, пока излив будет “свободным”, т.е. уровень нижнего бьефа не будет влиять на характеристики истечения.[ …]

В водоприемных ковшах, водозаборных колодцах и других устройствах осадок накапливается в весенний паводок, поэтому очищать их следует после паводка. Для очистки ковшей применяют грязечерпалки с гидроэлеваторами или землесосами (рис. 34) с удалением вынимаемого грунта в нижний бьеф реки (за водозабор) или на береговой отвал. В качестве рабочей воды для гидроэлеватора используют чистую речную воду.[ …]

Горизонтальный дренаж используется для понижения кривой депрессии в теле плотин как в процессе их строительства, так и в период эксплуатации; является основным дренирующим элементом двухслойного противофильтрационного экрана, обеспечивающим снижение давления воды на нижний слой экрана и отвод фильтрационных вод; применяется для снижения давления грунтовых вод на экран в процессе его строительства, а также в качестве защитного устройства, обеспечивающего перехват загрязненных промышленными стоками грунтовых вод в нижнем бьефе сооружения.[ …]

Строительство гидроэлектростанций и судопропускных сооружений привело не только к решению важных народно-хозяйственных задач в энергетике, сельском хозяйстве, водоснабжении и на транспорте, но и создало ряд экологических проблем, связанных с затоплением обширных территорий в верхних бьефах, разрушением берегов водохранилищ, размывов русел рек и понижением уровней воды в нижнем бьефе и т.п. В настоящее время тревогу вызывают и техническое состояние гидроузлов, и связанные с этим возможные аварийные ситуации.[ …]

Экологическая напряженность, например, вызываемая неблагоприятными проявлением естественного гидрологического режима рек – сезонным пересыханием или промерзанием малых рек, а также изменениями гидрологического режима под влиянием создания водохранилищ (срезка пика половодья и образование полыньи в нижнем бьефе гидроузла), промышленного, коммунального и сельскохозяйственного водозабора в крупных размерах, оценена в табл. 7.1.1. Следует отметить, что сам антропогенный фактор в данных случаях отражает потребности людей в использовании водных ресурсов в связи с необходимостью выработки электроэнергии, водоснабжения и т.д. Однако происходящие при этом изменения гидрологического режима оказывают воздействие не только на всю речную экосистему, но и на условия жизни и деятельности людей, связанные с реками (обратная связь).[ …]

Среди причин замедления темпов строительства водохранилищ в мире – высокая стоимость строительства и переселения жителей из зоны затопления, большие потери земельных ресурсов высокого качества, серьезные и плохо предсказуемые геоэкологические последствия, глубокие изменения гидрологического режима в верхнем и нижнем бьефах плотин, нарушение установившегося уклада жизни и хозяйства, несовместимость интересов различных социальных групп населения, которые могли быть затронуты в результате строительства.[ …]

Выше плотины, перегораживающей реку, накапливается вода, возникает подпор (повышение уровня), распространяющийся на крупных водохранилищах на сотни километров. Подпруженные воды затопляют пойменные и надпойменные террасы, а иногда и коренные берега. Естественный режим реки преобразуется не только выше плотины (в верхнем бьефе), но и ниже нее (в нижнем бьефе). Характер этих преобразований зависит от величины подпора, количества воды, накопившейся в водохранилище, и типа регулирования речного стока, т. е. искусственного перераспределения стока во времени. Различают водохранилища многолетнего, сезонного, годичного, недельного и суточного регулирования стока. При многолетнем регулировании производится перераспределение стока между многоводными и маловодными годами, при сезонном — перераспределение стока в каждом году между сезонами. Недельное и суточное регулирование стока обычно не связано с естественными колебаниями стока в эти периоды, а вызывается неравномерной выработкой гидроэнергии в течение недели или в течение суток. В выходные дни и ночью в связи со снижением выработки энергии в водохранилищах накапливается вода, а в нижних бьефах ГЭС расходы воды и уровни резко снижаются. Водохранилища многолетнего регулирования обеспечивают все виды регулирования стока. Для обеспечения многолетнего регулирования стока полезный объем водохранилища должен быть большим, равным примерно 20—50% годового стока реки, для сезонного меньше, около 8—20% годового стока, для суточного еще меньше.[ …]

Исходными данными для расчета графоаналитическим методом являются гидрограф расходов (естественных, или разностных, или зарегулированных вышележащими водохранилищами) в рассматриваемом створе с учетом потерь воды, заданные отметки НПУ и УМО, топографическая характеристика водохранилища и зависимость уровней от расходов в нижнем бьефе 2иб = =/(<2пб) (рис. 4.7).[ …]

Промышленные центры таежной зоны, даже относительно небольшие, из-за особенностей климата очень неблагоприятны для жизни. Градострои-тельство шло и продолжает идти без учета экологических требований, фактически хаотично. Смог различного типа весьма характерен для городов. Его усугубляют такие объекты, как Красноярская ГЭС, вызвавшая туманы далеко за пределами нижнего бьефа плотины из-за незамерзания Енисея.[ …]

В приплотинной зоне реки вода долго не замерзает и рыбы находятся в деятельном состоянии. Отрицательное влияние нового термического режима сказывается и весной, когда в преднерестовый период возрастает пропуск из водохранилищ охлажденной воды, что задерживает наступление нерестовой температуры на 10—15 сут и проходные рыбы в массе своей начинают выметывать икру при нижней пороговой температуре. Таким образом, температурный фактор как один из основных регуляторов хода созревания половых продуктов оказался в нижнем бьефе крайне неблагоприятным. Длительное воздействие высоких температур до зимовки вызывает у значительной части производителей преждевременное созревание еще до наступления зимы. Весной же переход производителей в нерестовое состояние затрудняется поздним наступлением нерестовых температур. Вполне естественно, что в сложившихся условиях неизбежны глубокие нарушения процесса созревания, а следовательно, и ухудшение рыбоводных качеств производителей и икры [39] и, добавим, эффективности воспроизводства в естественных условиях.[ …]

При создании водохозяйственного комплекса и хозяйственной деятельности изменяются природные условия и сложившаяся практика. Значительная часть изменений природных условий является ожидаемым положительным следствием водохозяйственного строительства. Однако часть изменений иосит негативный характер (например, затопление и подтопление территорий, изменение микроклимата и гидрологического режима нижнего бьефа водохранилищ, истощение водных ресурсов, загрязнение и засорение водных объектов).[ …]

Вторичными факторами, входящими в общий тепловой баланс пруда, являются утечка тепла в грунт ложа водоема, расход тепла на нагрев поступающих в пруд грунтовых вод и атмосферных осадков. Эти составляющие теплового баланса играют незначительную роль по сравнению с перечисленными выше факторами и поэтому, как правило, в расчетах их не учитывают. Однако такие вторичные факторы, как речной сток или сброс воды в нижний бьеф водохранилища и др., могут играть существенную роль в расходовании поступающего в пруд тепла.[ …]

Самой пгугоносной из рек Сибири является Ангара. Повторяемость зажоров 90-100%. Зашугованность русла отмечается по всей длине реки, причем на отдельных участках достигает 70-80%. До строительства Иркутской, Братской, Усть-Илимской ГЭС зажорные скопления достигали 5-10 м. Максимальные зажорные подъемы уровня превышали 7 м, а относительный зажорный подпор уровня воды составлял 0,7-0,8. После создания ГЭС зажоры образуются в нижних бьефах и в зоне выклинивания подпора уровня воды водохранилища. Зажорные подъемы достигают 4-5 м, а зажорный подъем уровня воды составляет 0,5-0,6 м.[ …]

В первом случае процесс образования заторных скоплений льда определяется энергией потока, необходимой и достаточной для подныривания льдин и перемещения их под ледяным покровом до участка с малыми скоростями течения, где лед и останавливается. Заторообразование первого типа наблюдается главным образом при подходе к кромке отдельных льдин на участках зарегулированных рек в зоне выклинивания подпора водохранилищ, в нижних бьефах ГЭС, а также в случаях ускоренного движения масс льда, поступающих с верхних участков реки при прорыве заторов либо при вскрытии притоков. Кроме того, этот тип заторообразования наблюдается на участках рек со значительным разрушением ледяного покрова под влиянием солнечной радиации (Дон, Амур и др.). На реках северных регионов более распространен второй тип формирования заторов при торошении льда в процессе общего разрушения ледяного покрова под воздействием статического и динамического сжатия ледяных полей. Активным фактором разрушения ледяного покрова является гидродинамическая нагрузка, вызываемая паводочными водами, благодаря которой при интенсивном подъеме уровня воды вслед за образованием вдольбереговых трещин ледяной покров разламывается на отдельные массивы и в местах концентрации напряжений начинаются подвижки.[ …]

Из приведенного описания видно, что критерий (11.3.1) представляет собой аддитивную функцию достаточно сложного вида, невыпуклую и даже разрывную. Вместе с тем, исходя из общего характера приведенных зависимостей, можно уже выявить суть проблемы оптимизации. Если увеличить расчетную отметку ФПУ zj, то можно безопасно пропустить тот же паводок, уменьшив при этом расчетный сбросной расход qj. Тем самым не только снижаются суммарные затраты c (qj) – -c (qj) в нижнем бьефе j-го гидроузла, но и в нижележащие участки будет поступать меньший максимальный расход входных гидрографов, что также снизит возникающие там соответствующие затраты. Однако суммарные затраты Cj(zj) + Cj(zj) в верхнем бьефе при этом возрастают.[ …]

Пусть через обозначено множество всех участков ВХС, расположенных выше г-го, включая г-й, а через — множество всех периодов управления до £-го, включая ¿-й. Управляющими параметрами для задачи выбора диспетчерских правил в пределах одного года служат величины ц и г и для части ВХС, определенной множеством Т , и интервалом времени Указанные параметры отвечают аддитивности целевой функции и в части условного дохода от ГЭС, когда необходимо учесть состояния нижнего бьефа в створе г. При рассмотрении задачи с расчетной N-леткой под (¿ц и хц следует понимать средние величины за данные N лет. Варьируемыми переменными задачи являются искомые и и = Яи,г1, .[ …]

В результате создания целого ряда водохранилищ на верхней Волге значительно изменился ее водный режим. Уровень воды в реке у Верхневолжского бейшлота поднялся на 5, у Иваньковской плотины — на 12, у Угличской — на 13, у Рыбинской — на 18, у Горьковской — на 17, у Куйбышевской — на 28, у Волгоградской — на 26 м. Распределение стока воды по месяцам ниже Рыбинского и Горьковского водохранилищ стало более равномерным, составляя от 10 (ноябрь—декабрь) до 7 (май — июнь) % годового стока. До сооружения этих водохранилищ наибольший сток наблюдался в апреле (31%), наименьший —в феврале (2%). Водный режим нижней Волги в настоящее время также несколько изменился в результате создания Куйбышевского и Волгоградского водохранилищ. До их строительства в весенний период сток у г. Тетюши (см. рис. 3.25,а) составлял 2/3 годового. В настоящее время он не превышает 50% в нижнем бьефе Куйбышевского и 46% в нижнем бьефе Волгоградского водохранилищ; за счет этого возросли расходы воды в меженные периоды.[ …]

Повышенные требования экологической безопасности не позволяют повсеместно применять сомкнутый каскад, как наиболее эффективный с точки зрения энергетики. Они ограничивают доступность этого способа выработки электроэнергии на основной массе естественных водотоков и делают это возможным лишь для небольшой группы специфических водотоков горных областей. Поэтому для большинства малых рек гидроэнергетический каскад может быть только несомкнутым. При этом естественные условия движения потока между водохранилищами должны быть сохранены, как минимум, на расстоянии (0,05—0,1)-L, где: L — длина нижерасположенного водохранилища. Такое сопряжение бьефов обеспечит в должной мере сохранность естественных биоценозов в руслах малых рек и в то же время сделает незначительным влияние изменения уровня нижнего бьефа на выработку электроэнергии вышерасположенной гидроэлектростанции. В настоящее время в Башкортостане действуют 16 крупных и малых ГЭС (рис. 4, табл. 5) [Абдрахманов Р.Ф., Лемешев, Абдрахманов P.P., 2003].[ …]

Таким образом, для количественной оценки самоочищения водоема необходимо составить балансы расхода основных элементов (С0Рг, N. Р) и отдельных соединений. Отдельные показатели, найденные в воде загрязняемого участка, сравнивают с этими же показателями в стоках, на чистых участках водоема и с предельно допустимыми концентрациями. Эти данные используют для составления приходной и расходной части баланса соединений, поступающих в водоем со стоками [10, 11, 18, 21]. Приходная часть баланса состоит из величин поступления соединений со сточными водами, поверхностным стоком, водами боковых притоков и в некоторых случаях с атмосферными осадками. Расходная часть получается из концентрации веществ, содержащихся в водах устьевых участков рек и нижних бьефов плотин водохранилищ.[ …]

Безусловно, температурный режим является ведущим фактором, определяющим нормальный ход дозревания половых продуктов рыб, начало и продолжительность нереста и его эффективность. Однако в естественных условиях для успешного воспроизводства большинства пресноводных и проходных рыб важное значение имеет и гидрологический режим, а точнее, оптимальное сочетание температурного и уровен-ного режимов водоема. Известно, что икрометание многих рыб начинается при интенсивном подъеме воды и, как правило, совпадает с пиком паводка. Между тем зарегулирование стока многих рек резко изменило их гидрологический режим и привычные экологические условия размножения рыб как тех, которые вынуждены жить в самих водохранилищах, так и тех, которые остались в нижних бьефах гидроузлов.[ …]

По термическому режиму водохранилища отличаются от рек неоднородностью температуры, а от глубоководных озер неустойчивой стратификацией и относительно высокими температурами придонных слоев в летний сезон. В температурном режиме водохранилищ много общего с температурным режимом мелководных озер. Однако в период весеннего нагревания проявляются некоторые особенности, свойственные, в частности, Рыбинскому водохранилищу. На эти особенности обратил внимание В. И. Рутковский. В Рыбинском водохранилище повышение температуры, начинающееся еще подо льдом, прекращается; температура воды в водохранилище временно понижается из-за заполнения его котловины снеговыми водами притоков, температура которых близка к 0° С. В дальнейшем, во вторую половину весны, температура воды в водохранилище связана также с притоком речных вод, но уже относительно более теплых. Интенсивное прогревание водохранилища происходит сначала вблизи устьев притоков, в губах и на мелководьях. В этот период в разных частях водохранилища можно наблюдать одновременно температуру от 0 до 10° С, обратную, прямую стратификации и гомотермию. Для периода осеннего охлаждения характерна гомо-термия вплоть до появления льда, когда температура принимает значения, близкие к 0°С, по всей глубине, что связано с ветровым перемешиванием водной массы мелководного водохранилища. Зимой при ледоставе в проточных районах возникшая с осени гомо-термия сохраняется при температуре, близкой к 0°С; в малопроточных происходит постепенное прогревание придонных слоев воды и установление обратной стратификации. В нижних бьефах прогрев воды весной и охлаждение осенью отстают по срокам от естественных условий на 5—10 дней. В связи со сбросом из водохранилища вод, более теплых осенью и более холодных весной, годовая амплитуда колебаний температуры меньше по сравнению с амплитудой колебаний температуры воды рек в естественном состоянии.[ …]

Верхний бьеф – часть водоема/реки, примыкающая к водозаборным сооружениям с верховой стороны. Отметка верхнего бьефа – уровень воды в верхнем бьефе; как правило, это уровень воды в водохранилище, создаваемом плотиной ГЭС.

Влияние ГЭС на экологию. Независимый консультант – швейцарский специалист по охране окружающей среды международной компании «Пойри Энерджи» (Poyry  Energy LLC) Роберт Цвален: «Специалисты нашей компании в июне 2006 года обследовали девять ГЭС  Волжско-Камского каскада. На всех них зафиксировано полное соответствие российским и европейским экологическим нормам. Безусловно, плотины ГЭС оказывают влияние на экологию реки, однако наиболее заметным оно было во времена строительства и первых лет эксплуатации. За истекшие годы экологическая среда пришла в новое равновесие, ГЭС сами стали её частью. Наши исследования показывают, что работающие сегодня станции не вызывают существенных экологических проблем. Тем более, что на всем каскаде сейчас реализуется программа модернизации оборудования, которая позволит практически полностью исключить влияние ГЭС на состояние водных объектов».

Водообмен – частота обновления воды в водоеме за год.

Водохранилище – искусственный водоем, образованный, как правило, в долине реки водопроводными сооружениями для накопления,  хранения воды  и регулирования стока. Чаще всего создается при помощи плотин.

Возобновляемые источники энергии (ВИЭ) – Это   виды энергии, непрерывно возобновляемые в биосфере Земли. К ним относится   энергия солнца,  ветра,  воды (в том числе сточных вод), исключая  применения данной энергии  на гидроаккумулирующих электроэнергетических станциях. Энергия приливов,  волн водных объектов, в том числе водоемов, рек, морей, океанов. Геотермальная энергия с использованием природных подземных теплоносителей. Низкопотенциальная тепловая энергия земли, воздуха, воды с применением особых  теплоносителей. Биомасса, включающая в себя специально выращенные для получения энергии растения, в том числе деревья, а также отходы производства и потребления, за исключением отходов, полученных в процессе использования углеводородного сырья и топлива. А также биогаз; газ, выделяемый отходами производства и потребления на свалках таких отходов; газ, образующийся на угольных разработках.

Выработка электростанции – количество электроэнергии, вырабатываемой электростанцией за определенный промежуток времени. Измеряется в киловатт-часах.

ГВт – гигаватт, единица мощности. 1 ГВт = 1000 МВт = 1 000 000 кВт. Мощности в 1 ГВт достаточно для гарантированного энергоснабжения крупного города; либо для одновременной работы 10 миллионов ламп накаливания мощностью 100 Вт, либо 40 миллионов аналогичных энергосберегающих ламп.

Гидроагрегат (гидросиловое оборудование) – агрегат, состоящий из гидротурбины и гидрогенератора.

Гидрогенератор/генератор – электрический генератор, приводимый в действие гидротурбиной и непосредственно вырабатывающий электроэнергию. Состоит из вращающейся (ротор) и не вращающейся (статор) частей.

Гидропотенциал (гидроэнергетический потенциал) – потенциальная возможность реки (либо всех рек на определенной территории) по выработке электроэнергии.

 Гидротурбина (гидравлическая турбина) – устройство, превращающее энергию водного потока в энергию вращения гидрогенератора. Непосредственно взаимодействует с водным потоком, приводя в действие гидрогенератор. Центральная и наиболее крупная часть гидротурбины – рабочее колесо.

Гидроузел – группа гидротехнических сооружений, объединенных по расположению и условиям работы. Это плотины, здания ГЭС, сооружения инженерной защиты.

Гидроэлектростанция (ГЭС) – гидравлическая электростанция,  использующая для работы кинетическую энергию падающей воды.

Каскад –  несколько гидроэлектростанций, расположенных одна после другой на одной реке. Объединение гидроузлов в каскады увеличивает эффективность использования водных ресурсов. Крупнейшими в стране являются Волжско-Камский и Ангаро-Енисейский каскады  ГЭС. Каскад гидроузлов на Волге и Каме занимает особое место в российской энергосистеме и включает в себя 11 гидроэлектростанций, которые вырабатывают около 20% электроэнергии, производимой российскими ГЭС. Из них 8 расположены на Волге (Иваньковская, Угличская, Рыбинская, Нижегородская, Чебоксарская, Жигулевская, Саратовская, Волжская) и 3 на Каме (Камская, Воткинская, Нижнекамская).

кВт – киловатт, единица мощности. Обычная стиральная машина имеет мощность 2 кВт, пылесос – от 1 до 2 кВт, схема энергоснабжения типичной квартиры с электроплитой рассчитана на максимальную мощность 7 кВт.

кВтч – киловатт-час, единица учета выработанной или потребленной электроэнергии. 1 кВтч электроэнергии потребляет устройство мощностью 1 кВт за 1 час работы.

Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) – показатель, характеризующий эффективность использования потенциальных возможностей электростанции. Если электростанция работает непрерывно и круглосуточно в течение года, ее КИУМ будет равен 100%.

Маловодье – низкий уровень воды в реке, водоеме. Циклы водности не поддаются однозначному моделированию, и ученые не могут точно прогнозировать, когда начнется восходящая тенденция. Все сходятся в одном – водность имеет цикличный характер: похожая ситуация была в 70-е годы прошлого столетия, когда жара и засуха длились более 10 лет. Уровни воды на Волге падали настолько, что возникали проблемы с судоходством, менялось качество воды. В бассейне Волги период маловодья длится уже 5 лет. В 2010 году сложились экстремальные гидрометеорологические условия. Приток воды в крупнейшие водохранилища Волжско-Камского каскада был очень низким, в отдельные водохранилища – 50-70 процентов от нормы. По мнению специалистов-водников, сложившиеся в настоящее время в Волжском бассейне маловодные условия могут сохраниться и в последующие годы. Однако водохранилища Волжско-Камского каскада позволяют обеспечить потребности населения и объектов экономики бассейна Волги в водных ресурсах, путем установления оптимальных режимов наполнения и сработки в зависимости от складывающейся гидрологической и водохозяйственной обстановки.

Межень – период самого низкого уровня воды в реке

Напор – давление столба воды. Определяется как разница между отметками верхнего и нижнего бьефов, измеряется в метрах.

Невозобновляемые источники энергии – природные  источники, которые  восстанавливаются очень медленно либо не восстанавливаются совсем. Это ископаемое топливо (уголь, нефть, газ, уран, торф).

Нижний бьеф – часть реки или иного водоема ниже по течению от гидроэлектростанции. Отметка нижнего бьефа – уровень воды в водоеме ниже ГЭС.

НПУ – нормальный подпорный уровень – наивысший проектный подпорный уровень верхнего бьефа, который может поддерживаться в нормальных условиях эксплуатации гидротехнических сооружений.

Подготовка к половодью. Начинается на гидростанциях с начала зимы. Создается  паводковая комиссия под руководством главного инженера, составляется план работы, насчитывающий десятки организационно-технических мероприятий.  В их числе – проверка ГТС, оборудования, зданий, дренажных устройств, наличия необходимых материалов, техники. Одна из главных задач –  окончание ремонта основного оборудования с целью обеспечения надежного прохождения пика паводка и максимального использования мощности ГЭС в самый ответственный период работы. 

Половодье – ежегодно повторяющееся в один и тот же сезон года (на Волге – весной) относительно длительное и значительное увеличение водности реки, вызывающее подъём её уровня; обычно сопровождается выходом вод из русла и затоплением поймы.

Паводок – сравнительно кратковременное и непериодическое поднятие уровня воды в реке, возникающее в результате обильных дождей, быстрого таяния снега, ледников.

В отличие от половодья паводок может возникать в любое время года.

Расходы воды  – объём воды, протекающей через поперечное сечение водотока за единицу времени. Измеряется в расходных единицах (м³/с). В гидрологии используются понятия максимального, среднегодового, минимального расходов воды.

Регулирование стока – основное средство управления стихийно колеблющимся речным стоком и приведения его режима в соответствие с требованиями нар. хозяйства; осуществляется путем накопления в водохранилищах избытков воды в периоды, когда сток превышает потребность в ней или угрожает наводнением, и расходования накопленных запасов в периоды маловодья.

Режим работы ГЭС. ГЭС работают в режиме, установленном для неё Министерством природных ресурсов РФ (Росводресурсы) и Системным оператором – Центральным диспетчерским управлением Единой энергетической системы. Для безаварийного пропуска половодья при Росводресурсах создана специальная Межведомственная оперативная группа (МОГ) по регулированию режимов работы водохранилищ Волжско-Камского каскада. В её состав входят представители Росводресурсов, Росгидромета, Россельхознадзора (в т.ч. научный сотрудник Межведомственной ихтиологической комиссии), Роспотребнадзора, МЧС РФ, Росморречфлота, Минпромэнерго России, Россельхоза (в т.ч. отдела эксплуатации мелиоративных и водохозяйственных систем), Росстроя, Госкомрыболовства РФ, РусГидро, ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» и других ведомств.  Данная комиссия принимает согласованные решения об установлении уровня воды в водохранилищах, объемах пропуска (сбросах) воды через плотины гидростанций с учетом складывающейся гидрологической, водохозяйственной и экологической обстановки. Выработка электроэнергии не является приоритетом, режимы работы ГЭС устанавливаются таким образом, чтобы соблюсти интересы всех заинтересованных водопользователей. В частности, учитываются такие факторы как безопасность граждан и имущества, сохранение (незатопление) и орошение сельскохозяйственных земель, обеспечение условий для судоходства и потребностей энергосистемы в покрытии пиковых нагрузок. Обвинения гидроэнергетиков в регулировании стока водохранилищ в собственных экономических интересах беспочвенны: при принятии решений об установлении режима для гидроузлов члены МОГ в первую очередь  учитывают потребности в обеспечении водой населения, затем – потребности сельского хозяйства, рыбного хозяйства, и только потом – энергетиков.

«Рыбная полка» – специальный попуск воды, во время которых намеренно увеличиваются расходы воды через гидросооружения. На протяжении периода «Рыбной полки»   гидроэнергетики регулируют объемы сброса так, чтобы в пойме удерживался необходимый для нереста уровень воды.  Период «Рыбной полки» устанавливает Министерство природных ресурсов РФ (Росводресурсы) для каждой ГЭС.

Установленная мощность –  сумма номинальных (расчетных, эталонных) мощностей электрических машин (в данном случае генераторов) одного вида, входящих в состав гидроэлектростанции.

ФПУ – форсированный подпорный уровень – проектный подпорный уровень выше нормального (НПУ), который можно поддерживать недолгое время в период половодья, обеспечивая сохранность сооружений.

Энергосистема – совокупность электростанций, связанных линиями электропередачи  между собой и с потребителями энергии. Единая энергетическая система – это основа функционирования современной промышленной цивилизации. Суммарное потребление электроэнергии всеми потребителями и в промышленных масштабах оказывается весьма неравномерным во времени – по сезонам года (зимой больше, чем летом), дням недели (в рабочие дни больше) и особенно в течение суток (ночью – меньше). Так образуются пики (максимумы) в графике нагрузок единой энергосистемы России.

Чтобы сгладить эти неровности (увеличить или снизить выдачу мощности в нужное время) электрические станции в течение суток резко, иногда почти в два раза, меняют свою мощность, и в основном это осуществляется за счет гидравлических станций. Именно ГЭС служат гарантом надежности функционирования электроэнергетической системы, поскольку регулирующих способностей тепловых и атомных электростанций оказывается далеко не достаточно для безопасного и эффективного восприятия изменяющейся нагрузки электропотребления.

РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ
ОБЩЕСТВО
ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ ЕЭС РОССИИ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО УЧЕТУ СТОКА ВОДЫ НА ГИДРОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ

РД 153-34.2-21.564-00

Вводится в
действие с 02.04.2001

Разработано Открытым акционерным обществом «Фирма по наладке,
совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС»

Исполнитель А.С. Воробьев

Согласовано с Департаментом электрических станций РАО «ЕЭС
России» 16.10.2000

Первый заместитель начальника В.А. Кузнецов

Утверждено Департаментом научно-технической политики и развития
РАО «ЕЭС России» 20.10.2000

Первый заместитель начальника А. П. Берсенев

Настоящие Методические указания устанавливают порядок
организации и проведения учета стока воды на гидроэлектростанциях и
распространяются на все гидроэлектростанции установленной мощностью более 5
МВт; в отдельных случаях по требованию местных органов Роскомвода и
Росгидромета они применимы для гидроэлектростанций меньшей мощности.

Методические указания предназначены для
персонала гидроэлектростанций и работников АО-энерго, непосредственно занятых
оперативным учетом стока воды на ГЭС.

В них нашли отражения положения ряда новых
руководящих документов, а также опыт наладки учета стока воды на ГЭС,
освещенный в отечественной и зарубежной литературе; заменен раздел об
автоматических расходомерах, выпускаемых отечественной промышленностью.

С выпуском настоящих Методических указаний
утрачивают силу «Методические указания по учету стока воды на
гидроэлектрических станциях: МУ 34-70-063-84» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1984).

Содержание

1. ОСНОВНЫЕ КОМПОНЕНТЫ СТОКА ВОДЫ, УЧИТЫВАЕМЫЕ НА ГЭС

Сток воды, проходящий через створ гидроузла,
складывается из расходов воды через гидроагрегаты; расходов, сбрасываемых через
различные водопропускные сооружения (холостые водосбросы, шлюзы, промывные
галереи и т.д.); расходов на фильтрацию и различного рода протечек (через
неплотности затворов, закрытые направляющие аппараты гидротурбин, ворота шлюзов
и т.п.) и расходов на собственные нужды. В общем балансе стока воды через
гидроузел эти компоненты не равноценны. Подавляющее большинство ГЭС, особенно
входящих в состав каскадов и имеющих водохранилища достаточного объема,
пропускает в основном весь расход воды через гидротурбины. Водосбросные
сооружения работают непродолжительное время в паводочный период или во время
останова гидроагрегатов (планового или аварийного) и только в том случае, если
отсутствует свободный объем водохранилища. На ряде ГЭС водосбросы включаются в
работу даже не каждый год, а лишь в многоводные паводки.

Фильтрационные расходы воды под
сооружениями гидроузла и через земляные плотины, а также протечки через
неплотности затворов и закрытые направляющие аппараты гидротурбин, как правило,
ежесуточно не измеряются, а принимаются в качестве постоянной составляющей.
Фильтрационные расходы определяются расчетным путем или принимаются из
проектных данных, или устанавливаются на основании опыта эксплуатации либо
натурных испытаний. Следует отметить сложность определения данного вида расходов
воды через створ гидроузла, а в некоторых случаях, когда истечение происходит
под уровень, практическую невозможность их определения.

Суммарные фильтрационные расходы от всех
видов протечек воды на ГЭС при исправных уплотнениях затворов и направляющих
аппаратов гидротурбин обычно невелики и составляют незначительную часть общего
расхода через гидроузел; в некоторых случаях эти расходы целесообразно не

учитывать вообще, поскольку их значение
находится в пределах точности измерений расходов гидротурбин и водосбросов. В
случаях, когда протечки учитываются как постоянное значение (независимо от
того, каким путем оно определяется), ошибка в учете стока воды от протечек
практически не влияет на общую погрешность определения стока воды в створе
гидроузла. Поэтому с точки зрения увеличения точности учета стока воды на ГЭС
нецелесообразно рассматривать каждый фильтрационный расход в отдельности.
Существующая в настоящее время практика учета этих расходов суммарным значением
может быть рекомендована и в дальнейшем при составлении водного баланса ГЭС.

На малых ГЭС, где иногда фильтрационные
расходы составляют значительную долю общего стока, рекомендуется натурное
уточнение их значения.

Для правильного учета стока воды на ГЭС
необходимо, чтобы эксплуатационный персонал знал, с какой точностью в тех или
иных условиях работы ГЭС определяется среднесуточный расход воды. Для этого при
составлении местных эксплуатационных инструкций необходима оценка погрешностей,
как отдельных частей, так и всего суммарного расхода воды в створе гидроузла.
Как показывает опыт эксплуатации, неправильно выбранная методика даже при
наличии достоверных расходных характеристик гидроагрегатов и водопропускных
сооружений приводит к значительным погрешностям в учете стока воды на ГЭС.

2.
УЧЕТ СТОКА ВОДЫ ЧЕРЕЗ ГИДРОАГРЕГАТЫ

2.1. Методика учета стока
воды через гидроагрегаты по эксплуатационным характеристикам

В зависимости от типа гидроэлектростанций,
количества установленных гидротурбин, характера суточного графика нагрузки,
требований точности и ряда других факторов применяется пять принципиально мало
отличающихся один от другого способов определения среднесуточных расходов воды

через гидротурбины с использованием их
эксплуатационных характеристик.

Первый
способ . За каждый час суток
определяются, нагрузки агрегата N
(кВт) и рабочий напор Н (м). По этим
данным, пользуясь эксплуатационной характеристикой, находят расход воды за
каждый час Q₄ (м³/с).
Среднесуточный расход определяется как

Второй
способ . По счетчику выработки
электроэнергии определяется средняя за сутки нагрузка гидроагрегата (или
гидроагрегатов, если расчет ведется для всех гидротурбин сразу):

где N_ср
– средняя за сутки нагрузка гидроагрегата, кВт;

Э – выработка гидроагрегатом (всеми гидроагрегатами)
электроэнергии за расчетный интервал времени (сутки), кВт-ч.

По данным отдельных измерений уровней
верхнего и нижнего бьефов определяется средний за сутки рабочий напор. Для
полученных средних значений мощности и напора по расходной характеристике
гидроагрегата определяется среднесуточный расход воды через гидротурбины.

Третий
способ . По счетчику выработки
электроэнергии определяется средняя за время работы нагрузка гидроагрегата (или
гидроагрегатов, если расчет ведется для всех гидротурбин сразу):

где N_ср.р
– средняя за время работы нагрузка гидроагрегата, кВт;

t – продолжительность работы гидроагрегата
(гидроагрегатов) в течение суток, ч.

Определяется средний за сутки рабочий
напор. Для полученных значений мощности и напора по расходной характеристике
гидроагрегата находится средний расход воды через гидротурбину за время ее
работы Q _ср.р . Среднесуточный расход воды через гидротурбины (м³/с)
определяется как

Четвертый
способ . Аналогичен предыдущему, но
при определении среднего расхода за время работы Q _ср.р напор учитывается как среднее значение за время
работы гидроагрегата, а не по среднесуточному значению.

Пятый
способ . На ряде гидроэлектростанций
имеются графики расчетных значений удельных расходов воды на выработанную или
отпущенную электроэнергию q [м³/(кВт-ч)] в зависимости от
напора q = f (Н) или положения уровня воды в верхнем бьефе q = f ( D В.Б).

При наличии таких графиков (при
необходимости они могут быть специально построены) может быть предложен
следующий способ расчета среднесуточных значений расхода воды через
гидротурбину: по показаниям электросчетчиков генераторов определяется суточная
выработка электроэнергии Э_сут
(кВт-ч); по соответствующему графику по полученным значениям N_ср и среднесуточного
подпорного уровня (или напора) определяется среднее значение удельного расхода
воды q за данные сутки, м³/(кВт-ч);
среднесуточный расход воды вычисляется по формуле:

Основным критерием выбора того или иного
способа определения среднесуточного расхода является обеспечение необходимой
точности получаемого результата при минимальных затратах на производство самих
измерений и последующих расчетов. Наиболее точным является первый способ, но он
требует сравнительно большой вычислительной работы – ежечасного измерения
напора, мощности и определения расхода. Особенно сложны такие измерения на
многоагрегатных гидроэлектростанциях. Поэтому этот способ применяется в
основном на ГЭС с малым числом гидроагрегатов.

Второй способ дает удовлетворительные
результаты только при равномерной круглосуточной нагрузке гидроагрегатов.

Если в течение суток гидроагрегат
останавливался или работал в режиме синхронного компенсатора, то определение среднесуточной
нагрузки делением выработки на 24 ч неизбежно приведет к уменьшению
среднесуточной нагрузки и, следовательно, и расхода. Погрешность будет тем
больше, чем меньше в работе находился гидроагрегат. Например, при останове
гидроагрегата всего на 1 ч среднесуточный расход, определенный вторым способом,
будет уменьшен на 1/24 часть, или 4%.

Третий и четвертый способы практически
равноценны по трудоемкости, однако, третий способ дает большую ошибку при
суточных колебаниях нагрузки.

Пятый способ возможен при наличии графиков
удельных расходов воды.

Методика производства измерений достаточно
проста и надежна по точности, если в течение суток колебание уровня верхнего
бьефа (напора) будет незначительным по отношению к полному напору. При
значительных колебаниях напора значения удельных расходов будут постоянно
меняться, что естественно усложняет процесс учета стока воды.

Использование эксплуатационных
характеристик для учета расхода воды через гидротурбины предполагает измерения
мощности гидроагрегата и напора, при котором гидроагрегат работает, и
нахождение по эксплуатационной характеристике расхода соды, соответствующего
этим измерениям. Однако при этом возможны погрешности из-за неточности самой
эксплуатационной характеристики, измерения мощности гидроагрегата и напора, а
также из-за методической ошибки, связанной с неправильным подсчетом
среднесуточного значения расхода.

Ниже рассматривается каждая из
перечисленных погрешностей.

2.2. Погрешность
эксплуатационных характеристик

Эксплуатационные характеристики,
построенные на основании натурных энергетических испытаний, обеспечивают
определение расхода по ним с погрешностью, находящейся обычно в пределах 1 –
2%. Если же испытания турбин не производились и гидроэлектростанция располагает
только заводскими характеристиками, определение расхода может быть менее
точным. В среднем, как показывают многочисленные проверки, отклонение заводских
данных от фактических (натурных) обычно не превышает 2 – 3%; с той же
погрешностью будет определяться по ним расход. Однако в отдельных случаях
отклонение заводских значений КПД от фактических может достигать 4 – 6% и
больше из-за износа рабочих колес и проточной части, нарушения оптимальной
комбинаторной зависимости у турбин поворотно-лопастного типа и по другим,
причинам.

При оптимальной комбинаторной зависимости
открытие направляющего аппарата гидротурбины находится в таком соотношении с
углом разворота лопаток рабочего колеса, что при любом режиме работы
гидроагрегата имеет место максимальное значение КПД. Заводские характеристики
построены именно для оптимальной комбинаторной зависимости. Определение расхода
через гидротурбину, у которой нарушена оптимальная комбинаторная зависимость,
будет всегда приводить к занижению значения расхода по сравнению с фактически
пропускаемым. Степень занижения расхода зависит от того, насколько велико
расхождение между фактической комбинаторной зависимостью и оптимальной.

Графики удельных расходов воды, которые
используются для учета среднесуточного стока через гидроагрегаты (пятый
способ), строятся на основании имеющихся эксплуатационных характеристик
гидроагрегатов. Соответственно все вышеприведенное о погрешностях
эксплуатационных характеристик относится и к графикам удельных расходов.

2.3. Погрешности
измерения напора гидротурбин и учет потерь

Значительная погрешность определения
расхода воды через гидротурбину может возникнуть из-за неправильного или
неточного определения действительного напора гидротурбины. Особенно существенна
эта ошибка на низконапорных гидроэлектростанциях, так как одна и та же
абсолютная погрешность измерения напора в процентном отношении для
низконапорных гидроэлектростанций (напор до 20
м) больше, чем для средненапорных (до 70
м) и высоконапорных (более 70
м).

Суммарная погрешность определения напора
гидротурбин складывается из погрешностей измерения уровней воды верхнего и
нижнего бьефов, определения потерь напора на сороудерживающих решетках,
определения потерь напора по длине водопроводящего тракта, из-за неучета
эжекционного эффекта и сгонно-нагонных явлений (ветровой донивеляции).

Перечисленные погрешности могут иметь
различное значение и знак в зависимости от местных условий и квалификации
эксплуатационного персонала, проводящего измерения. Значение погрешности может
колебаться в широких пределах, которые заранее трудно установить ввиду
многообразия причин, влияющих на нее.

При измерении напора на каждом гидроузле
не всегда имеют место все перечисленные погрешности. Чаще преобладают две-три
погрешности, а остальные вообще отсутствуют или настолько малы, что могут не
учитываться, поскольку практически не оказывают влияния на окончательный
результат.

Рассмотрим отдельно каждый вид
погрешностей при измерениях, связанных с определением напора гидротурбины.

2.3.1. Измерения уровня воды в бьефах и погрешности
измерительных приборов

Погрешности измерений уровней воды в
бьефах зависят как от места установки измерительных приборов, так и от их
конструкции. Влияние места установки на точность измерений в большей степени
относятся к первичному прибору, место для которого должно выбираться особенно
тщательно. Желательно, чтобы в этом месте были минимальные ветровые и волновые
колебания уровня воды, чтобы за счет скоростей потока не было местных
(локальных) понижений или повышений уровней. Место установки должно быть
удобным для осмотра прибора, по возможности защищенным от плавающих бревен,
топляков, сора и др. Прибор должен обеспечивать надежную работу при ледоставе и
не повреждаться при подвижке льда или ледоходе, при заиливании бьефов.
Показания приборов должны характеризовать положение уровня бьефа по всему
фронту водосбросного сооружения или ГЭС. Последнее требование для правильного
измерения напора в ряде случаев трудновыполнимо, особенно при широких бьефах,
при которых не исключено, что в ряде мест, значительно удаленных от
измерительного прибора, будет наблюдаться отклонение фактического положения
уровня воды от измеряемого.

Все перечисленные факторы обязательно
должны учитываться при выборе и оборудовании приборами поста наблюдения за
уровнем воды, что обеспечит получение надежных результатов и предохранит сами
приборы от преждевременного выхода их из строя.

Погрешность измерения из-за приборов
характеризуется их классом и условиями эксплуатации. Возможные погрешности
из-за смешения нуля отсчета и из-за неправильной установки или наладки их не
рассматриваются, так как они не характеризуют точность самого прибора, а
свидетельствуют только о его неисправности, недостатках его наладки или
эксплуатации. Периодическими ревизиями и калибровкой такие погрешности
необходимо выявлять и устранять.

Установленные на гидроэлектростанции
различные типы уровнемеров и перепадомеров имеют класс 2,0 и 2,5 и, как
правило, не вызывают каких-либо серьезных претензий со стороны обслуживающего
персонала. Опыт эксплуатации приборов, измеряющих уровни и напоры, показывает,
что

погрешности их обычно находятся в пределах
класса точности, оцениваемые в ±(1 -2)% измеряемого напора.

В соответствии с требованиями [3]
уровни воды в бьефах, а также перепады напоров на сороудерживающих решетках
должны измеряться приборами с дистанционной передачей информации на центральный
пульт управления гидроэлектростанции. Системы измерения уровней воды в бьефах и
перепадов напоров на решетках должны проверяться два раза в год – до и после
прохождения паводка.

Отметки нулей водомерных реек или
устройств должны быть приведены к единой системе отметок и периодически (не
реже одного раза в 5 лет) проверяться нивелированием. Поэтому для контроля за
исправностью уровнемеров желательно рядом с первичным прибором устанавливать
обычную водомерную рейку. Очень удобна рейка, установленная на самом гидротехническом
сооружении – бычке, береговом устое и т.п. В ряде случаев вместо установки
водомерной рейки (когда имеется угроза ее повреждения) целесообразно
измерительную шкалу нанести непосредственно на гидросооружение, используя
несмываемую краску.

2.3.2. Определение потерь напора на сороудерживающих
решетках

Точное определение действительного напора
на ГЭС во многих случаях зависит от правильного определения потерь напора на
сороудерживающих решетках, которые могут меняться в течение суток и в большей
степени зависят от состояния верхнего бьефа. При наличии плавающего мусора (в
паводок), шуги или льда (зимой) они могут быть значительными и, наоборот, при
чистом верхнем бьефе – небольшими и мало отличаться от проектных данных.

Другим фактором, влияющим на потери напора
на сороудерживающих решетках, является нагрузка гидроагрегата. При больших
нагрузках увеличиваются расход и скорость потока в створе решеток и
пропорционально квадрату скорости возрастают на них потери. Сочетанием этих
двух факторов – степенью засоренности бьефа и изменением нагрузок гидроагрегата
в течение суток – определяются общие потери.

На гидроэлектростанциях с малым числом
гидроагрегатов (три – пять) потери на сороудерживающих решетках могут
учитываться для каждого агрегата отдельно по фактически измеренному значению.
Наиболее удобно измерять их с помощью перепадомеров, устанавливаемых на каждом
агрегате, а при их отсутствии – по водомерным рейкам.

На многоагрегатных гидроэлектростанциях
учет потерь по каждому гидроагрегату требует больших затрат времени. В
некоторых случаях возможно упрощение учета потерь напора на решетках
осреднением их и принятием среднего значения. Если средние значения потерь
напора на решетках изменяются незначительно, можно принять их в качестве
постоянных. Естественно, что в этом случае напор будет определяться с некоторой
погрешностью.

Методика оценки погрешности в учете потерь
на сороудерживающих решетках и влияние ее на точность учета воды в створе ГЭС
приведены в приложении
1.

Для оперативного контроля за потерями
напора на решетках можно воспользоваться методикой, примененной в Ленэнерго.
Среднесуточное значение потерь напора определяется по формуле:

где К
– коэффициент, зависящий от конфигурации суточного графика нагрузки
гидроэлектростанций, равный 0,7- 1,0;

Q _ср –
среднесуточный расход через гидротурбину, м³/с;

Q_M – расход через гидротурбину, измеренный в часы
максимума, м³/с;

 – потери напора на решетках, измеренные в
часы максимума нагрузки, м.

Сопоставление вычисленных по этой формуле
значений потерь с потерями, полученными натурными измерениями, показало, что
они практически совпадают. Так, при максимальных потерях до 60
см расхождение не превышало ±3
см вод. ст. При этом расхождение уменьшается при
нагрузках на гидроэлектростанции, близких к максимальным.

2.3.3. Определение потерь напора по длине
водопроводящего тракта

На гидроэлектростанциях, высоконапорных
или имеющих длинный деривационный трубопровод, потери напора по длине могут
быть значительными и неправильный учет их приведет к ошибке в измерении напора.

Как известно, потери напора по длине
водопроводящего тракта пропорциональны квадрату скорости потока. Они обычно
определяются во время специальных гидроэнергетических испытаний гидроагрегатов
или в процессе эксплуатации и должны обязательно учитываться при построении
расходных эксплуатационных характеристик турбин. В противном случае это может привести
к неправильному подсчету расходов воды через турбину и даже оказывать
существенное влияние на располагаемую мощность гидроэлектростанции ( приложение 2).

В эксплуатационных условиях потери по
длине напорного тракта определяются по показаниям двух манометров,
установленных в начале и в конце водопроводящего тракта. Общие потери (м) по
длине водопроводящего тракта определяются выражением

где Z₁
и Z₂ – положение манометра в начале и конце водопроводящего
тракта;

р₁
и р₂ – статический напор
(отсчет по манометру) в начале и конце водопроводящего тракта;

и – скоростной напор (в сечении, где установлен манометр) в
начале и конце водопроводящего тракта).

2.3.4. Погрешности из-за неучета эжекционного эффекта

На гидроэлектростанциях совмещенного типа
при включении в работу водосбросных сооружений действующий напор увеличивается
за счет понижения уровня воды нижнего бьефа вследствие эжекционного эффекта. В
зависимости от сочетания степени открытия затворов водосброса и режимов работы
гидротурбины, а также характера распределения сбросного расхода по фронту
сооружений гидроузла понижение нижнего бьефа может быть различным (например,
оно составляет при разных режимах на Новосибирской ГЭС – 0,4 – 1,2
м, на Волжской ГЭС – 0,2-1,0
м, на Волжской ГЭС имени В.И. Ленина – около 0,8
м). По отношению к полному напору гидроэлектростанций это
составляет 2-8%. Таким образом, если увеличение напора за счет эжекции не
учитывается или учитывается неверно, расходы воды через гидротурбины будут
определяться с погрешностями такого же порядка. Поэтому на совмещенных
гидроэлектростанциях обязательно надо вводить поправку к капору вследствие
эжекции.

Методика определения эффекта эжекции
достаточно освещена в литературе. Кроме того, на каждой совмещенной
гидроэлектростанции обычно имеются рекомендации проектной организации по
определению напора в условиях эжекции и соответствующие эксплуатационные
характеристики гидротурбин и водосбросов, которыми и следует руководствоваться.
В случае их отсутствия или при необходимости уточнить проектные данные следует
производить специальные натурные испытания. Работы эти, а также и анализ
полученных данных достаточно сложны и поэтому могут производиться, как правило,
только специалистами проектных, научных или специализированных наладочных
организаций.

2.3.5. Погрешности из-за ветровых сгонно-нагонных
явлений

Изменение напора вследствие ветрового
нагона (сгона) характерно для гидроэлектростанций, имеющих водохранилища
больших размеров. Подъем или понижение уровня воды из-за ветра может
существенно исказить картину водного

баланса водохранилища, привести к ошибкам
в оценке при-точности к створу гидротехнических сооружений и количества воды,
забранного из водохранилища. Однако на точность учета стока воды,
непосредственно проходящего через гидротурбины и водосбросы
гидроэлектростанции, сгонно-нагонные явления не оказывают никакого влияния,
поскольку изменение положения уровня верхнего бьефа фиксируется уровнемерами и
соответственно учитывается при определении напора, а следовательно, и расхода.

В некоторых случаях из-за ветрового
воздействия наблюдается поперечный перекос уровня воды перед фронтом
гидротехнических сооружений, что особенно заметно на многоагрегатных
гидроэлектростанциях. При этом напоры на отдельных гидроагрегатах будут
отличаться один от другого. В результате возможна погрешность в учете стока
воды через гидротурбины, если напор для них принимается один и тот же как
постоянный для всех турбин. Однако на практике поперечные перекосы уровня
верхнего бьефа обычно незначительны, поэтому в большинстве случаев их можно не
учитывать.

2.3.6. Погрешности из-за осреднения напора за измеряемый
промежуток времени

Наиболее точно среднесуточный расход можно
определить, если на каждом из гидроагрегатов проводить почасовые измерения
напора и нагрузки, определять расход через гидротурбину за каждый час, а
среднесуточное значение находить как среднее из почасовых измерений. Эта
методика – проста, надежна и часто применяется на гидроэлектростанциях с малым
числом гидроагрегатов. На многоагрегатных гидроэлектростанциях чаще применяется
другая методика – среднесуточный расход находится по средним значениям нагрузки
и набора. При этом число измерений напора в течение суток может быть различным.
Однако следует учитывать, что если в расчеты вводить среднее арифметическое
значение напора, это будет приводить к некоторой погрешности в учете стока воды
через гидротурбины. Как известно, в зависимости от нагрузки гидроагрегата и
напора меняется расход воды, проходящий через турбину. Чем больше нагрузка, тем
больший требуется расход, а чем выше напор, тем расход воды будет меньше для
получения одной и той же мощности. Работа с переменным графиком нагрузки, что
характерно для большинства гидроэлектростанций, и при различных напорах
приводит к тому, что в различные периоды суток значение напора будет иметь
неодинаковое влияние на сток воды через гидротурбины. Например, одно и то же
изменение напора в период, когда гидротурбины пропускают максимальное
количество воды, т.е. в моменты пиков нагрузки, будет иметь большее влияние на
сток, чем в моменты провалов нагрузки, когда расходы минимальные. Поэтому
простое арифметическое усреднение напора и нахождение по нему среднесуточного
расхода приводит к погрешностям.

По аналогичной причине может неправильно
подсчитываться среднесуточный расход по гидроэлектростанции в целом, если напор
на гидроэлектростанции учитывать как постоянное среднеарифметическое значение
напоров отдельных гидротурбин. Более точно среднесуточный расход воды через
гидротурбины может быть определен только при вычислении средневзвешенного по
расходам воды напора.

Для определения средневзвешенного напора
требуется значительная вычислительная работа, поэтому этот способ может быть
рекомендован только пря внедрении на гидроэлектростанциях или в энергосистеме
АСУ ТП.

Расхождение между среднеарифметическим и
средневзвешенным значениями напора зависит от многих факторов: графика
нагрузки, эксплуатационных характеристик гидроагрегатов, гидравлических
характеристик верхнего и нижнего бьефов и т.п. Чем больше неравномерность
суточного графика нагрузки и чем большие в связи с этим колебания напора, тем
большей может быть погрешность определения среднесуточного расхода. В базисном
режиме работы гидроагрегатов среднеарифметическое и средневзвешенное значения
напора одинаковы и погрешность отсутствует.

Средневзвешенный напор для любого пикового
графика нагрузки будет всегда меньше среднеарифметического значения. Таким
образом, существующая методика учета стока

воды через гидротурбины по среднесуточному
напору при пиковом графике нагрузок дает заниженные значения расхода по
сравнению с действительным. Это может приводить к погрешностям учета стока воды
на разных гидроэлектростанциях в 1-4% и более (приложение 3). Поскольку данная
погрешность одного знака, возможно, ее уменьшение введением соответствующей
поправки. Для этого на каждой гидроэлектростанции, работающей в пиковом режиме
и имеющей заметное колебание напора в пределах суток, следует по рассмотренной
в приложении 3 методике проверить, насколько отличается среднеарифметический
напор от его средневзвешенного значения. Такую проверку необходимо проводить
для какого-либо характерного графика суточной нагрузки или ряда графиков, если
нет возможности выделить один характерный. Если расхождение меньше 1%, его
можно не учитывать, и только при расхождении в 1% и более следует вводить соответствующую
поправку в учет стока.

Поскольку использование среднесуточного
напора дает заниженные значения расхода, поправочный коэффициент будет больше
единицы. Если, например, расхождение между средневзвешенным напором и
среднеарифметическим составило 3%, полученный расход следует увеличить, умножив
его на 1,03.

На многих гидроэлектростанциях, и в первую
очередь имеющих водохранилища большого объема (например, сезонного или
многолетнего регулирования), изменение напора происходит в основном за счет
колебания нижнего бьефа. Верхний бьеф в суточном разрезе колеблется значительно
меньше, поскольку имеется значительный регулирующий объем. Для таких
гидроэлектростанций полный среднесуточный напор рекомендуется определять
следующим образом. Уровень верхнего бьефа принимается постоянным, равным его
среднему значению за сутки, а уровень нижнего бьефа – равным среднему значению
за время работы агрегатов. Разностью между этими значениями определяется полный
среднесуточный напор. Если при этом погрешность в определении напора за счет
осреднения положения нижнего бьефа по среднеарифметическому значению вместо
средневзвешенного будет равна или превышать 1%, в учет стока вводится
соответствующая поправка (постоянное значение), которая оформляется специальным
актом.

При различном характере суточных графиков
нагрузок (например, в паводочный и меженный периоды) и разном значении
погрешности допустимо вводить поправки на каждый из этих режимов работы
гидроэлектростанции.

Опыт организации учета водного стока в
створах гидроэлектростанций показывает, что ошибки, допускаемые за счет
неправильного определения среднесуточных значений напора, являются одними из
самых распространенных. Они могут достигать заметных размеров и зависят от
частоты измерений и правильности учета потерь по длине всего водопроводящего
тракта, от учета напора по среднеарифметическому значению. Выявление
погрешности напора не представляет сложности и вполне может быть выполнено
силами эксплуатационного персонала. Поэтому на гидроэлектростанциях, особенно
на низконапорных и работающих в пиковых режимах нагрузок, в результате которых
происходит значительное колебание уровней бьефов, следует внимательно
относиться к определению напора. Это поможет выявить размер погрешности и
устранить ее.

2.3.7. Суммарная погрешность измерения напора на
гидроэлектростанции

Различные погрешности, возникающие при
определении среднесуточного напора на гидроэлектростанции, имеют разные знаки,
значения и могут носить систематический или случайный характер в зависимости от
местных условий.

На каждой гидроэлектростанции могут быть
не все рассмотренные виды погрешностей, обычно один-два вида являются
преобладающими, а остальные мало влияют на окончательный результат и могут
совсем не учитываться.

Основные погрешности на низко-, средне- и
высоконапорных гидроэлектростанциях составили соответственно: 1,8; 1,2 и 0,6% –
из-за определения напора без учета потерь на сороудерживающих решетках ( ) – см. приложение 1; 4,2 и 1% – из-за определения
среднесуточного напора по среднеарифметическому значению ( ); 1-2% – из-за инструментальной погрешности ( ); 2 – 8% – из-за неучета эффекта эжекции на совмещенных
гидроэлектростанциях ( ).

При этом погрешности из-за неучета потерь
на сороудерживающих решетках, а также из-за определения напора по
среднеарифметическому значению являются систематическими – они всегда
преуменьшают значение напора по сравнению с действительным. Суммарная
погрешность получается в результате сложения этих величин:

Общая погрешность определения напора может
составить: для низконапорных гидроэлектростанций:

 = -1,8-4±2 = -(3,8±7,8), или в среднем -5,8%;
для средненапорных гидроэлектростанций:

 = -1,2-2±2 = -(1,2±5,2), или в среднем -3,2%;
для высоконапорных гидроэлектростанций:

 = – 0,6 – 1 ±2 = 0,4±-3,6 или в среднем
-1,6%.

Погрешности измерений могут быть
уменьшены, в частности, при учете потерь напора на решетках для низко-, средне-
и высоконапорных гидроэлектростанций соответственно до ±0,7; ±0,5 и ±0,2% (см.
приложение 1); при определении среднесуточного напора по среднеарифметическому
значению – до – 1% (см. приложение 3). При этом погрешности потерь напора на
сороудерживающих решетках уже являются случайными погрешностями, как и
инструментальные (равные а3 = ±1 -2%). Суммарная погрешность определения напора
в этом случае находится как среднеквадратичное значение двух переменных
составляющих и в сумме с погрешностью определения среднесуточного напора по
среднеарифметическому значению

Примем среднюю инструментальную
погрешность  = ±1,5%. Тогда для
высоконапорных гидроэлектростанций погрешность составит:

или в среднем – 1%;

для средненапорных гидроэлектростанций:

или в среднем – 1%;

для высоконапорных гидроэлектростанций:

или в среднем – 1%.

Выполнение указанных рекомендаций снижает
общую погрешность измерения напора в несколько раз особенно на низконапорных и
средненапорных гидроэлектростанциях. При этом сама погрешность становится
незначительной (около 1 – 2%) и мало зависит от напора гидроэлектростанций.

На совмещенных гидроэлектростанциях
погрешность в определении среднесуточного напора может быть несколько больше
(при неправильном учете эжекционного эффекта), чем подсчитано выше.

Полученные значения погрешностей являются
ориентировочными, поскольку они подсчитаны со многими условностями и для
некоторых осредненных условий измерения. На каждом гидроузле в разное время
года и при различных режимах работы гидротурбин погрешность измерения
среднесуточного напора изменяется. Диапазон этих колебаний может быть
достаточно широк и зависит от местных условий.

Таким образом, даже при использовании
упрощенной методики (осреднение данных измерений уровня верхнего бьефа,
осреднение перепада на сороудерживающих решетках и т.п.) существующими типами
уровнемеров и перепадомеров может добиться высокой точности измерений при
соблюдении следующих основных правил:

1. Тщательно выбирать место установки
уровнемера, регулярно следить за его исправностью, периодически производить
контрольные измерения, сравнивая показания уровнемера с показаниями водомерных
реек.

2. Полный среднесуточный напор находить
как разность между среднесуточным уровнем верхнего бьефа и средним за время
работы агрегата уровнем нижнего бьефа. При отклонении определенного таким
образом напора от его средневзвешенного значения на 1% и более необходимо
вводить соответствующую постоянную поправку.

3. Для определения рабочего напора из
полученного полного напора вычитать осредненное значение потерь напора на
сороудерживающих решетках, а для деривационных гидроэлектростанций и
гидроэлектростанций с длинными водоводами дополнительно к этому – среднее
значение потерь по длине водопроводящего тракта.

4. Осредненное значение потерь напора
определять для нескольких характерных графиков нагрузки гидроагрегатов, затем
подсчитывать как среднее арифметическое из полученных средних суточных значений
и принимать в дальнейшем постоянным значением. Если это приводит к погрешности
более ±1%, потери следует принимать также постоянным значением, но различным
для разных графиков нагрузки.

5. Введением при необходимости поправочных
коэффициентов обеспечивать повышение точности определения среднесуточного
напора.

2.4. Измерение
мощности гидроагрегата и выработки электроэнергии

Средняя мощность гидроагрегата за время
его работы в течение суток, необходимая для определения среднесуточного расхода,
находится как среднеарифметическое значение показаний ваттметров:

где N ₁ , N ₂ …, N_n –
нагрузка гидроагрегата, МВт;

t ₁ , t ₂ …, t_n
– продолжительность работы гидроагрегата в течение суток с данной постоянной
нагрузкой, ч.

Нагрузка гидроагрегата в течение суток
может многократно меняться. Если изменения нагрузки не совпадают по времени с
записью показаний измерительного прибора, это может приводить к погрешности
подсчета ее среднего значения за сутки. Поэтому в тех случаях, когда нагрузка
мало меняется в течение суток, возможны более редкие измерения мощности и
наоборот. При постоянной нагрузке измерения можно производить даже один раз в
сутки, поскольку измеренная мощность гидроагрегата будет одновременно являться
и ее среднесуточным значением.

Средняя суточная мощность гидроагрегата за
время его работы может находиться не только по показаниям ваттметров с
использованием приведенной выше формулы, но и по количеству выработанной за
сутки электроэнергии, определенному по счетчику активной выработки. Для этого
значение суточной выработки делят на число часов работы гидроагрегата в
активном режиме и полученную таким путем нагрузку считают его среднесуточным
значением.

Погрешность измерения мощности
гидроагрегата по щитовым приборам в основном определяется их классом и классом
измерительных трансформаторов. При определении среднесуточного значения
мощности помимо инструментальной погрешности возможны также погрешности из-за
усреднения.

2.5. Определение
среднесуточного расхода воды

Погрешности определения среднесуточного
расхода воды возникают при переменном суточном графике нагрузки из-за изменения
КПД гидроагрегатов. Этот вид погрешности, довольно часто встречающийся в
практике эксплуатации гидроэлектростанций, не всегда правильно оценивается
персоналом.

Учет расхода воды через гидротурбину по
средней нагрузке гидроагрегата (делением суточной выработки на число часов его
работы) приводит к верному результату только в том случае, когда гидроагрегат
работает с постоянной нагрузкой в течение суток и КПД его не меняется. При
переменной нагрузке происходит изменение КПД агрегата. Поскольку это изменение
непропорционально изменению нагрузки, определение среднесуточного расхода воды
через турбину по среднесуточной мощности приводит к погрешностям. Погрешность
зависит от характера графика нагрузки и формы расходной характеристики
гидротурбины и в ряде случаев может достигать достаточно большого значения (до
3 – 4%).

Пример определения погрешности приведен в
приложении 4.

В тех случаях, когда учет стока воды по
среднесуточной мощности гидроагрегата приводит к значительным погрешностям,
рекомендуется перейти на другую методику учета. В частности, можно
рекомендовать использовать для подсчета среднесуточного расхода формулу (7)

где Q
– среднесуточный расход воды, м³/с;

N – среднесуточная мощность гидроагрегата, кВт;

Н _p –
среднесуточный рабочий напор, м;

h – КПД гидроагрегата для среднесуточных значений N и Н_р.

При этом для упрощения вычислений КПД гидроагрегата
можно принимать постоянным, равным среднему значению максимального и
минимального значений за время работы (в данном случае за сутки).

Предлагаемая методика учета расхода воды
через гидротурбины по среднесуточной мощности и среднему значению КПД позволяет
уменьшить погрешность в учете стока в два раза и более ( приложение 5).

В реальных условиях возможно такое неблагоприятное
сочетание графика нагрузок и характера эксплуатационной характеристики, когда
погрешности будут больше подсчитанных и соответственно не будут обеспечивать
определение общего среднесуточного расхода с погрешностью в пределах ±3%. В
этих случаях определение среднесуточного расхода упрощенным способом по
среднему КПД проводить нельзя. Следует определять расход, используя почасовые
данные или графики расчетных значений удельных расходов воды. Можно также
повысить точность учета расхода, исходя из формулы мощности гидроагрегата, если
подставлять в нее не среднее, а средневзвешенное значение КПД. Такая методика в
настоящее время на отечественных гидроэлектростанциях не практикуется, так как
она достаточно трудоемка. Однако по мере внедрения на гидроэлектростанциях
вычислительной техники она может найти применение и обеспечить высокую точность
измерений.

Приведенный в приложениях 4 и 5 анализ
возможных погрешностей в учете расхода воды через гидротурбину при изменении ее
КПД в разных режимах нагрузки показывает, что зависимость КПД от нагрузки
сохраняется неизменной в течение достаточно длительного времени эксплуатации.
Однако вследствие износа проточной части турбины, а также после ее капитального
ремонта эта зависимость может изменяться и соответственно будет вноситься
ошибка в учет расхода воды. Поэтому при значительных изменениях зависимости =f (N) следует производить контрольные испытания гидротурбин
и уточнять их эксплуатационную характеристику.

2.6. Суммарная
погрешность определения расхода воды

Суммарная погрешность определения расхода
воды зависит от погрешностей определения напора, мощности и КПД гидроагрегата.

Погрешность определения напора на высоко-,
средне – и низконапорных гидроэлектростанциях составляет от 0,2 до 2,0% (см.
приложения 1
– 3).

Погрешности из-за неучтенных изменений КПД
при пиковом режиме суточных нагрузок, когда среднесуточный расход вычисляется
из формулы мощности агрегата, а для КПД принимается среднее значение, составили
для поворотно-лопастных турбин и разных режимов суточного графика нагрузки
около 0-1,8; для радиально-осевых турбин – соответственно около 0,6-1,1%.

Погрешности измерения мощности
гидроагрегата по счетчикам выработки электроэнергии или ваттметрам определяются
в основном классом измерительного прибора; для подсчетов по счетчикам они
принимаются равными примерно 1%.

Натурные расходные и эксплуатационные
характеристики гидротурбин имеют достаточно высокую точность, оцениваемую примерно
в 1,5%. Заводские эксплуатационные характеристики, построенные на основании
модельных исследований гидротурбин, как показывает опыт их многочисленных
проверок, такие достаточно точны. Для радиально-осевых и при правильно
налаженной комбинаторной зависимости для поворотно-лопастных турбин погрешность
заводских характеристик следует принять равной 2 – 3%. Таким образом, с
определенными допущениями можно принять следующие средние значения погрешностей
при условии выполнения приведенных выше рекомендаций: напора s _н =1%, КПД
радиально-осевых гидротурбин s _h = 0,85%, КПД поворотно-лопастных гидротурбин s _h = 0,9%, мощности s _N = 1%, натурных эксплуатационных характеристик s _x = 1,5%, заводских эксплуатационных характеристик s _x = 2,5%.

Суммарная погрешность среднесуточного
расхода s _Q
определяется выражением

При пользовании натурными
эксплуатационными характеристиками погрешность составит:

При расчете по заводским характеристикам
погрешность будет:

.

При некоторых средних условиях измерений
определение среднесуточных значений расхода по характеристикам, может быть
обеспечено с достаточно высокой точностью в 2-3%.

Можно в выражение (8) подставить не
средние, а максимальные значения всех видов погрешностей. Такое сочетание
неблагоприятных условий для измерений на одной гидроэлектростанции
маловероятно, однако возможно. Погрешность в этом случае может составлять около
5%, а иногда и более.

Для надежного учета расхода воды через
гидротурбины необходимо выбрать соответствующую методику определения
среднесуточного значения напора и мощности, произвести анализ возможных
погрешностей их определения, ввести при необходимости поправки, уточняющие
значения среднесуточного расхода.

3. УЧЕТ СТОКА ВОДЫ ЧЕРЕЗ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИЕ
СООРУЖЕНИЯ

3.1. Требования к
учету стока воды через гидротехнические сооружения

Учет стока воды через гидротехнические
сооружения гидроузлов определяется Положением о государственном учете вод и их
использования [2] и ведомственными документами. Учет производится
через все входящие в состав гидроузла водосливные, водосбросные и водозаборные
сооружения, включая сооружения специального назначения – рыбопропускные
устройства, шугосбросы, промывные устройства, транспортные устройства
(плотоходы, бревноспуски, шлюзы). Учету подлежит весь сток, прошедший за сутки
через работающие отверстия, с включением в него протечек через неплотности
конструкций затворов водосбросных отверстий. На деривационных
гидроэлектростанциях учет стока проводится как на станционном узле, так и на
головном.

Для всех водопропускных отверстий
гидросооружений составляются расходные характеристики, являющиеся основным
рабочим документом в процессе определения учетных значений стока воды через
данное гидротехническое сооружение.

Расходные характеристики должны выражать
функциональную связь между расходом воды и размерами отверстия, степенью его
открытия, действующим напором и другими параметрами в зависимости от
гидравлической схемы отверстия. Для однотипных водопропускных отверстий при
наличии одинаковых условий подхода и пропуска протока составляются общие
расходные характеристики.

Расходные характеристики отверстий
гидросооружений составляются с учетом всех возможных эксплуатационных случаев
работы данного отверстия в условиях гидроузла (изменений уровней бьефов и их
возможных комбинаций, степени открытия отверстий, количества работающих
отверстий и т.п.).

Расходные характеристики водосбросных
отверстий проектируемых и строящихся гидротехнических сооружений должны
являться обязательной частью проекта сооружений и проверяться в период ввода
сооружения в эксплуатацию с использованием следующих зависимостей:

– для отверстий, работающих в напорном
режиме:

где Q
– расход воды через водосбросные отверстия, м³/с;

 – коэффициент расхода (принимается по данным
проекта);

  площадь отверстия, м²;

g =
9,81 м/с²;

Н₀ – полный напор, м, равный

H – напор над центром отверстия, м;

V₀ – скорость подхода потока к отверстию, м/с;

– для отверстий, работающих в безнапорном
режиме:

где т
– коэффициент расхода при свободном переливе (принимается по данным проекта);

в – ширина водопропускного отверстия в свету, м;

Н – напор над порогом водослива, м.

Расходные характеристики водосбросных
отверстий на действующих гидроузлах должны быть уточнены натурными
гидравлическими испытаниями или подтверждены опытом эксплуатации. Внесение
изменений в расходные характеристики после их уточнения допускается при наличии
соответствующих обоснований и должно утверждаться актом.

3.2. Учет
среднесуточного расхода воды по эксплуатационным характеристикам

Эксплуатационная расходная характеристика
строится в виде серии кривых с охватом всех возможных случаев работы
водосброса. Допускается оформление ее в табличной форме. При достаточно
подробной таблице, исключающей интерполирование при подсчете расхода или стока,
пользоваться ею удобнее, чем графиком. График более наглядно характеризует
изменения расхода через водосброс во всем диапазоне изменения степени открытия
затвора или изменения напора. При проектировании принято считать, что
пропускная способность однотипных отверстий водосбросного сооружения одинакова
независимо от того, работает конкретное отверстие изолированно или совместно с
другими отверстиями, расположенными рядом. Многочисленные натурные испытания подтвердили,
что в большинстве случаев это оправдано, погрешность из-за неучета фактора
совместной или индивидуальной работы отверстий водосбросов незначительна и не
выводит за пределы требуемой точности. Однако в некоторых условиях погрешность
может быть и выше допустимой.

На пропускную способность гидросооружений
может оказать влияние рядом расположенный работающий гидроагрегат. В первую
очередь это относится к гидроэлектростанциям совмещенного типа, у которых водопроводящие
тракты турбины и водосброса совмещены в одном блоке.

Периодичность определения расходов,
проходящих через гидросооружение, не регламентируется. В зависимости от режимов
работы водосброса периодичность колеблется в широких пределах, но обычно
измерения расходов, проходящих через гидросооружения, производятся не чаще, чем
измерения расходов через турбины, т.е. от ежечасных до не реже одного раза в
сутки. В отличие от гидротурбин пропуски воды через водосбросы производятся
значительно реже. На некоторых гидроузлах водосбросы находятся в работе только
в период пропуска больших поводочных расходов, а в остальное время закрыты. На
ряде гидроэлектростанций водосбросы не открываются в течение нескольких лет.

Среднесуточный расход воды (м³/с),
прошедший через водосброс, определяется по той же формуле, что и расход воды
через гидротурбину:

где Q _i –
расход воды через водосброс при данной постоянной степени открытия затвора, м³/с;

t _i –
продолжительность работы водосброса при данной постоянной степени открытия
затвора, ч. Общий среднесуточный расход через гидросооружение определяется
суммированием среднесуточных значений расходов каждого из отверстий.

3.3. Учет стока воды
через водосбросные гидротехнические сооружения

Несмотря на то, что все водосбросные
сооружения гидроэлектростанций имеют расходные характеристики, наладить
надежный учет стока воды через них обычно более сложно, чем через гидротурбины.
В отличие от гидротурбин, на которых большая часть погрешностей возникает из-за
методики определения среднесуточного напора и мощности и меньшая – из-за
неточностей характеристики, для водосбросных сооружений определяющим фактором
является точность расходной характеристики.

Характеристики водосбросных
гидросооружений в основном построены на основании расчета, а для отдельных
крупных или ответственных сооружений – на основании модельных исследований; для
сравнительно ограниченного числа сооружений характеристики построены на
основании натурных испытаний. Как показывает опыт эксплуатации, расчетом и даже
модельными исследованиями не всегда можно учесть все особенности и факторы,
влияющие на пропускную способность сооружения. Например, трудно моделировать
реальные условия подхода потока к сооружению, распределение скоростей внутри
него, трудно при расчете точно подобрать коэффициенты местных сопротивлений,
шероховатости, бокового сжатия и т.д. Некоторые факторы, влияющие на пропускную
способность, выявляются уже после постройки сооружения и поэтому вообще не
могут быть учтены расчетом (качество выполненных работ, действительные размеры
сооружения и т.п.).

Расходная характеристика может изменяться
также и в процессе эксплуатации гидросооружения, после ремонтов или частичных
реконструкций его узлов, из-за изменений условий подхода потока к водосбросу
при заилении водохранилища и по другим причинам. В результате действительная
расходная характеристика может отличаться от проектной на 15 – 20%, а иногда и
больше.

Повысить точность учета стока воды
возможно путем уточнения проектных или модельных данных натурными испытаниями
гидросооружения.

Расходные характеристики каждого отверстия
сооружения гидроузла или группы однотипных отверстий должны быть построены в
виде графиков и таблиц и снабжены краткой пояснительной запиской, содержащей
исходные данные и указания по их использованию. Масштабы графиков и ступени
таблиц расходных характеристик выбираются такими, чтобы определять расчетное
значение расхода воды с погрешностью не более 0,5%.

Технические возможности измерительных
устройств и применяемых методов измерений должны обеспечить учет стока на
гидросооружениях со следующими погрешностями: для водосливных (безнапорных)
отверстий – до 4%, для донных (напорных) отверстий – до 6%, через шлюзы и
транспортные системы – до 5%, для служебных и вспомогательных отверстий – до
10%.

Учет стока воды через рыбопропускные
сооружения, бревноспуски и другие транспортные устройства производится
персоналом, эксплуатирующим эти сооружения, в соответствии с действующими
инструкциями по их эксплуатации и в данных Методических указаниях не
рассматривается.

Учет протечек через неплотности затворов
рекомендуется проводить отдельно в случаях, когда их значения превышают 0,5%
фактического расхода водосброса. Если протечки меньше, учет их следует
проводить вместе с другими видами потерь – фильтрацией через сооружения,
утечками через закрытые направляющие аппараты гидротурбин и т.п.

4. УЧЕТ СТОКА ВОДЫ
РАСХОДОМЕРАМИ

В соответствии с требованиями
государственного учета вод [2]
необходимо устанавливать расходомеры на всех водозаборных и водосбросных
сооружениях для измерения количества забираемой и сбрасываемой воды. Это
обеспечит:

уменьшение времени и
трудозатрат на производство измерений;

повышение точности
измерений;

получение документальных
данных о работе оборудования;

возможность
автоматизировать управление водным режимом.

4.1. Требования к
расходомерам

Надежность работы. Наиболее важным требованием
при выборе расходомера является его надежность и продолжительность срока
службы. Оценка надежности проводится по средней продолжительности безотказной
работы приборов. Показатели надежности определяются разработчиками совместно с
заводом-изготовителем на образцах опытно-промышленной партии. Гарантийный срок
работы расходомеров и уровнемеров должен быть не менее 18 мес.; в течение этого
времени заводом-изготовителем должны устраняться все неисправности в работе
приборов.

Класс прибора.

Установленные на ГЭС расходомеры должны
обеспечить получение среднесуточного расхода (стока) с погрешностями, не
превышающими приводимые ниже значения, в зависимости от пропуска воды через
следующие гидросооружения:

Гидроагрегаты ГЭС – 3%

Безнапорные водосливные отверстия – 4%

Шлюзы и транспортные средства – 5%

Напорные водосливные отверстия – 6%

Для выполнения этих требований расходомеры
гидротурбин должны иметь класс не ниже 2,0, а расходомеры для гидротехнических
сооружений – 2,5.

Материалы. Элементы конструкции, материалы
и детали, применяемые для изготовления прибора, должны быть устойчивы к
коррозии, возникающей под влиянием высокой влажности, колебаниям температуры,
вибрации и др. Поскольку расходомеры, устанавливаемые на ГЭС, находятся в
условиях повышенной влажности, а в южных районах страны и повышенной
температуры, то они должны изготавливаться в тропическом исполнении – сохранять
работоспособность при температуре воздуха до 65°С и относительной влажности до
98%.

Выходные параметры. Расходомеры и суммирующие
устройства должны иметь унифицированный выходной сигнал, который может
подаваться на записывающие или общие суммирующие устройства или непосредственно
в вычислительную машину для регистрации и обработки данных по расходу (стоку)
воды.

Периодичность измерений. В зависимости от
конкретных задач учета расхода (стока) может требоваться различная
периодичность снятия показаний расходомеров. Например, если предполагается на
базе расходомерного устройства автоматизировать внутристанционное распределение
нагрузки между гидроагрегатами с целью получения максимального КПД,
гидроэлектростанции, то измерения требуются непрерывные или с небольшими
интервалами – от нескольких секунд до нескольких минут.

Расходомеры, предназначенные для учета
расхода (стока) воды в соответствии с требованиями государственного учета вод
или управления режимами работы водохранилища, а также для решения различных
водохозяйственных и водобалансовых расчетов, могут иметь периодичность
измерений 5 – 10 мин, а в некоторых случаях и большую.

Пределы измерения. Расходомерные
устройства должны давать надежные данные при работе гидроагрегата в режимах от
холостого хода до максимальной нагрузки (или полного открытия направляющего
аппарата гидротурбины, если максимальная нагрузка достигается при частично
открытом направляющем аппарате).

Помехозащищенность. Дополнительные
погрешности, вызываемые изменением напряжения и частоты питающей сети, сильным
магнитным полем в окружающем прибор пространстве и прочим, должны быть
уменьшены за счет помехозащитных устройств до значений, обеспечивающих
получение результата измерения в допустимых пределах погрешности.

Иные метрологические характеристики
расходомеров – время прохождения указателем всей шкалы (быстродействие), вид
диаграммы, скорость вращения диаграммного диска или ленты, габаритные размеры
прибора и его внешнее оформление – устанавливаются из соображений удобства
проведения измерений (на основании опыта эксплуатации приборов), технических
возможностей завода-изготовителя, требований технической эстетики.

4.2. Конструкции
расходомеров, устанавливаемых на ГЭС

На ГЭС используются расходомеры двух
типов: основанные на принципе измерения перепада давлении в двух точках
спиральной камеры (или подводящего водовода) и по степени открытия регулирующих
органов гидротурбины или затворов гидротехнических сооружений.

В настоящее время разработана система
определения расхода и стока воды по мощности с коррекцией по напору.

Метод измерения расхода воды через
гидротурбину по перепаду давлений в спиральной камере основывается на
квадратичной зависимости расхода от давления:

,

где Q – расход воды, м³/с;

К – коэффициент пропорциональности, постоянный для
выбранных точек измерения давления и не зависящий от режимов работы и состояния
турбины;

 – перепад давлений (разность пьезометрических
уравнений) в двух точках мерного сечения спиральной камеры, Па (мм рт.ст.).

Принцип учета расхода воды по степени
открытия регулирующих органов гидротурбины или открытия затвора гидротехнического
сооружения основан на однозначной зависимости положения регулирующих органов
гидротурбины или затвора водосброса от расхода при постоянном напоре. При
изменении напора меняется и расход, пропускаемый гидротурбиной или водосбросом.
При незначительном изменении напора соотношение расхода и напора выражается
зависимостью

.

Таким образов, сам принцип работы
расходомеров по степени открытия регулирующих органов предполагает использование
их в условиях, когда напор постоянный или колебание его по отношению к полному
незначительно и не приводит к заметным погрешностям.

Определение расхода и стока по активной
мощности генератора с коррекцией по напору основано на использовании расходно-мощностных
характеристик гидроагрегатов.

Эта система так же, как и система
измерения расхода по перепаду давлений в двух точках спиральной камеры,
обладает наибольшей степенью унификации и может быть реализована полностью на
аппаратуре отечественных заводов.

Наиболее перспективны комплекты
расходомеров на базе аппаратуры Государственной системы приборов (ГСП).
Например, для измерения расхода по перепаду давления в спиральной камере
успешно применяются преобразователи типа «Сапфир».

4.3. Расходомеры на
напорных водоводах

На напорных водоводах возможно применение
расходомеров, работающих на принципе ультразвука.

Данные приборы предназначены для
непрерывного автоматического измерения расхода жидких сред в замкнутых
заполненных трубопроводах.

Из выпускаемых в настоящее время
ультразвуковых расходомеров на трубопроводах диаметром до 4,2
м возможно использование расходомера ДРК-М, на
трубопроводах диаметром до 1,4
м – расходомеров УЗР-В и Расход-7.

Сведения о выпускаемых приборах, их
технические характеристики, адреса заводов-изготовителей ежегодно публикуются в
каталогах АО «Информприбор» (Москва, а/я 89, Чапаевский пер., д. 14. Телефон
Справочно-информационного фонда 157-02-12).

Приложение 1
Справочное
Методика оценки погрешности учета потерь напора на сороудерживающих
решетках

Погрешность определения потерь напора на
сороудерживающих решетках и ее влияние на учет стока воды рассмотрены на
примере Саратовской ГЭС.

В здании гидроэлектростанции размещен 21
вертикальный гидроагрегат с пропускной способностью по 720 м³/с и
два горизонтальных капсульных гидроагрегата с пропускной способностью по 520 м³/с
при расчетном напоре 10,6 м.
Гидроагрегаты совмещены в одном блоке с водосбросными галереями.

Эксплуатационные характеристики
гидротурбин построены с учетом потерь напора в подводящих устройствах в размере
0,1-0,3 м.

Сороудерживающие решетки каждого агрегата состоят из
трех секций шириной по 12,5 м.
Перепады на решетках измеряются на каждой секции два раза в сутки – утром и
вечером. Измерения производятся мерной лентой с отвесом и только за решеткой;
перед решеткой измерять уровни воды затруднительно из-за наличия плавающего
мусора. Поэтому перепад определяется вычитанием из показателей уровня верхнего
бьефа (который измеряется сельсинными установками и принимается одинаковым на
всем водозаборном фронте гидроэлектростанции) показателей измеренного уровня
воды за решетками.

В табл. 1 приведены данные о перепаде
уровней воды на решетках за одни сутки при напоре на гидроэлектростанции 7,3
м. В это время большинство гидроагрегатов несло
постоянную нагрузку, близкую к 40 МВт, и лишь два агрегата работали с нагрузкой
около 20 МВт. Какой-либо зависимости между нагрузкой и потерями напора на
сороудерживающих решетках из-за различной степени их засоренности не
обнаруживалось; при меньших нагрузках иногда даже наблюдались большие потери на
решетках (гидроагрегат №1: нагрузка 20 МВт, перепад на решетках 111
см; гидроагрегаты № 6-16: нагрузка 38-40 МВт, перепад на
решетках 20 – 25 см).
Это свидетельствует о том, что в данном случае фактором, определяющим потери
напора на сороудерживающих решетках, является наличие плавающего мусора, а не
нагрузка гидроагрегата.

Таблица 1

Номер гидроагрегата	Нагрузка гидроагрегата, МВт	Потери напора на решетках, см	Среднесуточные потери напора на решетках, см
Утренние измерения на секциях	Вечерние измерения на секциях
левой	средней	правой	левой	средней	правой
1	24	82	82	52	90	80	65	75
2	20	127	122	97	110	110	98	111
3	39	32	25	12	–	30	25	25
4	38	44	47	32	45	55	45	45
5	37	–	–	–	–	–	–	–
6	40	–	32	17	–	30	–	26
7	30	42	22	12	50	17	5	25
8	39	52	42	37	55	55	50	45
S	38	32	32	32	–	35	–	33
10	38	19	12	7	–	20	–	14
11	39	32	27	14	–	28	–	25
12	39	47	17	12	45	25	–	29
13	40	32	32	7	–	17	–	17
14	40	32	12	–	–	25	–	23
15	39	22	12	12	–	25	–	18
16	39	27	22	17	–	22	–	22
17	32	52	35	9	55	40	25	36
18	41	52	62	37	63	70	45	55
19	38	22	–	17	–	30	–	23
20	38	–	–	–	–	–	–	–
21	34	–	–	–	–	–	–	–
Среднее значение	37	44	36	25	64	40	45	36

Значительное расхождение
перепадов наблюдалось на разных секциях решеток, при этом в большинстве случаев
максимальный перепад на левых и минимальный – на правых секциях.

Минимальное среднее значение потерь напора
на решетках наблюдалось во время утренних измерений на правых секциях и
составляло 25 см,
максимальное – во время вечерних измерений на левых секциях и составляло 64
см. Измерения из-за больших волновых колебаний были
произведены не во всех секциях сороудерживающих решеток.

Среднесуточное значение потерь напора было
максимальным на секциях гидроагрегата № 2 и составляло 111
см, минимальным – на секциях гидроагрегата № 10 и
составляло 14 см.
Среднесуточные потери напора на всех секциях гидроэлектростанций, по данным
утренних и вечерних измерений, составили 36
см. По отношению к полному напору 7,3
м погрешность из-за неучтенной потери напора составляет
для гидроагрегата № 2 – 15%, гидроагрегата № 10 – 2%, в целом по
гидроэлектростанции – 5%.

Как видно из табл. 1, даже при
неблагоприятных условиях – очень малом напоре и больших потерях – общая погрешность
по гидроэлектростанции составляет 5%.

Если такие же потери напора на решетках
будут иметь место на других гидроэлектростанциях, имеющих большой напор, то,
естественно, они будут иметь меньшее влияние на учет стока, чем на Саратовском
гидроузле. Так, для низконапорных гидроэлектростанций с напором 20
м погрешность от неучтенных потерь напора на решетках
составит 1,8%, для средненапорных гидроэлектростанций с напором 20 – 60
м – 1,8 – 0,6% (в среднем 1,2%), высоконапорных
гидроэлектростанций с напором свыше 60
м – менее 0,6%.

Если потери напора на решетках учитываются
постоянным значением, равным среднеарифметическому значению напора на всех
гидроагрегатах, т.е. 36 см,
на гидроагрегате № 2 ошибка в среднесуточном напоре составит 111 – 36 = 75
см, или по отношению к полному напору примерно 10%, а на
гидроагрегате № 10 – 36 – 14= 22
см, или 3%. В целом по гидроэлектростанции ошибка
сведется к нулю.

В различные дни среднесуточные потери на
решетках по всей гидроэлектростанции колеблются в пределах 10-15
см по отношению к некоторому среднему значению. Таким
образом, для Саратовской ГЭС принятие значения напора на решетках в качестве
постоянного может приводить к погрешности около 1-2% по отношению к напору 7,3
м.

Аналогичные потери напора на решетках,
отнесенные к другому значению напора гидроэлектростанции, дадут другие значения
относительных погрешностей. Например, при напоре на гидроэлектростанции,
близком к расчетному (9,7 м),
погрешность уменьшится до 0,7- 1,5%. При большем напоре относительные
погрешности еще более уменьшаются; для низконапорных гидроэлектростанций с
напором 20 м
они составят около 0,7%, для высоконапорных – менее 0,2%. Необходимо при этом
подчеркнуть, что полученные значения погрешностей для гидроэлектростанций
разного напора не являются граничными (максимальными или минимальными),
учитывающими все многообразие условий их работы. Они имеют ориентировочное,
оценочное значение для некоторых средних условий эксплуатации
гидроэлектростанции. При чистом верхнем бьефе перепады на решетках могут быть
меньшими, чем приведенные. И наоборот, погрешности могут быть несколько
большими с увеличением перепада на решетках и неравномерности распределения его
между отдельными гидроагрегатами в течение суток.

Учет потерь напора в качестве постоянного
значения сокращает продолжительность определения рабочего напора и вместе с тем
обеспечивает достаточную точность этого определения. Однако следует иметь в
виду, что введение постоянных поправочных коэффициентов, учитывающих потери,
возможно только после проведения соответствующего анализа фактических
результатов измерений, подобного рассмотренному по Саратовской ГЭС. В периоды
большого поступления плавающего сора перепады напора на сороудерживающих
решетках и диапазон их колебаний могут оказаться настолько большими, что это
исключит возможность применения постоянного коэффициента. В таком случае
необходимы непосредственные измерения потерь напора.

Приложение 2.
Справочное.
Примеры неправильного учета потерь по длине водопроводящего тракта

На Карательской ГЭС в процессе
строительства было допущено отступление от проекта – деривационный
металлический трубопровод сделан несколько меньшего диаметра. Уменьшение живого
сечения трубопровода привело к увеличению скоростей потока в нем и,
следовательно, к увеличению потерь напора по длине водопроводящего тракта. В
результате установленные на гидроэлектростанции гидроагрегаты не набирали
полной проектной мощности.

При натурных исследованиях гидротурбин
Свистухинской ГЭС эксплуатационные характеристики строились для изолированной
работы каждой из них. Вместе с тем две гидротурбины на этой гидроэлектростанции
имеют один деривационный трубопровод. При совместной работе обеих гидротурбин,
присоединенных к одному трубопроводу, скорости в последнем увеличиваются в два
раза, а потери напора соответственно в четыре раза, и эксплуатационные
характеристики каждой из гидротурбин отличаются от тех, которые были определены
при изолированной работе каждой турбины. Неучет дополнительных потерь напора за
счет этого приводил к тому, что измеряемые расходы через турбины
гидроэлектростанции значительно уменьшались. Это в свою очередь приводило к
небалансу стока на канале между водозабором в деривацию, где регулярно
производились измерения расхода, и Свистухинской ГЭС, расположенной ниже.

Приложение 3
Справочное
Погрешности учета напора по среднеарифметическому значению

Чтобы более наглядно представить себе
характер возникающей погрешности учета напора по среднеарифметическому значению
и оценить ее возможное значение, рассмотрим в качестве примера порядок расчета
напоров на ГЭС, имеющей пиковый характер суточного графика нагрузки и
значительные колебания напора в течение суток.

Как видно из рис. 1, нагрузка в течение
суток изменяется от 165 до 825 МВт (в пять раз), напор – от 34,3 до 38,7
м (на 11%). Подсчет и сравнение среднеарифметического и
средневзвешенного значений напора представлен в табл. 2, расход через
гидроагрегаты определяется по натурной расходной характеристике (рис. 2).

Рис. 1. Суточное колебание нагрузок и
напоров на ГЭС

Рис. 2. Натурная расходная характеристика
гидроагрегата:

1 -7 – при напорах, равных соответственно
40,39,38,37,36,35 и 34 м

Суммарное значение расходов через
гидроэлектростанцию составило 50400 м³/с, а

 = 17857 тыс. м⁴/с.

Средневзвешенное значение напора за сутки
определяется по формуле:

что составило

Разница между среднеарифметическим
значением напора 36,22 м
и средневзвешенным значением 35,45
м составляет 0,77
м, или около 2%. Среднесуточный расход через турбины,
определенный по среднеарифметическому значению напора, будет уменьшен примерно
на столько же, т.е. на 2% фактического.

Таблица 2

Время, ч	Мощность ГЭС, МВт	Число работающих агрегатов	Напор Н, м	Расход одного гидроагрегата, м3/с	Расход ГЭС Qгэс, м3/с	НОгэс тыс. м4/с
0	330,0	4	36,80	266	1064	39,1
1	165,0	2	38,14	250	500	19,0
2	165,0	2	38,44	248	496	19,066
3	165,0	2	38,53	248	496	19,1
4	165,0	2	38,70	247	494	19,1
5	247,5	3	38,43	248	744	28,5
6	247,5	3	38,60	248	744	28,7
7	247,5	3	38,17	250	750	28.6
8	660,0	8	36,82	266	2128	78,3
9	742,5	9	35,91	278	2502	89,7
10	825,0	10	35,54	286	2860	101,6
11	825,0	10	35,37	289	2890	102,2
12	825,0	10	35,28	290	2900	102,3
13	825,0	10	35,40	288	2880	101,9
14	825,0	10	35,13	293	2930	102,9
15	825,0	10	35.00	287	2970	103,9
16	660,0	8	35,16	293	2344	82,4
17	720,0	8	35,17	293	2560	90,0
18	742,5	9	35,00	297	2673	93,5
19	710,0	9	35,03	297	2555	89,5
20	825,0	10	34,62	320	3200	110,7
21	810,0	10	34,10	330	3240	111,4
22	770,0	10	34,30	335	3120	107,0
23	720,0	9	34,50	325	2840	97,9
24	165,0	2	37,03	261	522	19,3
Среднее значение	568,3	–	36,22	–	2016	–

Уменьшение зависит от
характера суточного графика нагрузки, колебания напора и общего напора на
гидроэлектростанции.

Для низконапорных гидроэлектростанций (имеющих
аналогичные рассмотренному гидроузлу условия для определения среднесуточного
расхода по среднесуточному напору) погрешности будут больше. При одинаковом
расхождении по напору примерно 0,8
м по отношению к полному напору погрешность на
низконапорной гидроэлектростанции (20
м) составит около 4%, на средненапорных
гидроэлектростанциях (40 м)
– около 2%, на высоконапорных – до 1%.

Приложение 4
Справочное
Пример определения погрешности среднесуточного расхода

Для определения погрешности
среднесуточного расхода в качестве примера рассмотрим работу двух ГЭС при
различных режимах нагрузки. Эти гидроэлектростанции оборудованы различными
типами гидротурбин, и напоры их отличаются один от другого в два раза.

Графики суточной нагрузки выбраны такими,
которые близки к граничным режимам работы любой гидроэлектростанции: нагрузка
меняется редко и режим близок к базисному гидроэлектростанция работает в
остропиковом режиме, несет ступенчатую нагрузку.

Большая часть реальных суточных графиков
нагрузки находится в границах, описываемых тремя режимами работы гидроагрегатов
(рис. 3):

режим 1 – в течение 12ч гидроагрегат
работает с полной нагрузкой (100%), остальные 12 ч – с нагрузкой 50%
номинальной;

режим II – в течение 2 ч утреннего и 2 ч
вечернего максимумов гидроагрегат работает с полной нагрузкой (100%), в
остальное время – с нагрузкой 50% номинальной;

режим III – в течение 12 ч нагрузка
составляет 50% номинальной, в течение б ч утреннего и 6 ч вечернего максимумов
нагрузка ступенями возрастает до полной мощности и снова уменьшается до 50%
номинальной.

Рис. 3. Расчетные режимы суточных графиков
нагрузки:

а – режим I; б – режим
II; в – режим III

Гидроэлектростанция,
оборудованная поворотно-лопастными турбинами ПЛ-661-ВБ-800

По характеристикам (рис. 4, 5) для каждого
значения нагрузок при напоре 15
м найдены значения расхода и КПД (табл. 3).

Рис. 4. Универсальная эксплуатационная
характеристика турбины ПЛ-661-ВБ-800 ХТГЗ

Рис. 5. Рабочая характеристика
гидроагрегата:

1,2 и 3 – при напорах, равных
соответственно 11,13 и 15 м

Действительный среднесуточный расход Q _ср. (м³/с)
по данным почасовых измерений определяется по уравнению:

где Q₁..
Q₂,…, Q_n –
постоянные в течение суток расходы воды через гидроагрегаты, м³/с;

t₁
, t₂, … t_n – продолжительность
работы гидроагрегатов с постоянными расходами (Q₁.. Q₂,…,
Q_n ) ч .

 – суммарная продолжительность работы гидроагрегатов, ч.

Среднесуточные расходы воды для режимов I,
II и III суточной нагрузки соответственно составят:

Таблица 3

Режим работы гидроагрегатов	Измеряемый параметр	Время работы в течение суток, ч
0-6	7	8	9-10	11	12	13-16	17	18	19-20	21	22	23-24
1	N1 МВт	29	29	29	29	29	29	58	58	58	58	58	58	58
Q1 м3/ч	228	228	228	228	228	228	480	480	480	480	480	480	480
КПД %	86,9	86,9	86,9	86,9	86,9	86,9	80,7	80.7	80,7	80,7	80,7	80,7	80,7
II	N1 MBт	29	29	29	58	29	29	29	29	29	58	29	29	29
Q1 м3/ч	228	228	228	480	228	228	228	228	228	480	228	228	228
КПД %	86,9	86,9	86,9	80,7	86,9	86,9	86,9	86,9	86,9	80,7	86,9	86,9	86,9
III	N1 МВт	29	40	50	58	50	40	29	40	50	58	50	40	29
Q1 м3/ c	228	310	400	480	400	310	228	310	400	480	400	310	228
КПД %	86,9	87,3	85,5	80,7	85,5	87,3	86,9	87,3	85,5	80,7	85,5	87,3	86,9

Среднесуточные расходы воды
для тех же режимов нагрузки, определенные по среднесуточной мощности с
использованием универсальной эксплуатационной характеристики, находятся
следующим образом:

1. Определяется среднесуточная мощность
гидроагрегата по данным почасовых измерений мощности.

2. Находится среднесуточный расход по
эксплуатационной характеристике для среднесуточной мощности и определенного
напора.

В числовом выражении среднесуточные
значения мощности и расхода для режимов I, II и III суточной нагрузки
соответственно составят:

Расхождения в полученных значениях
среднесуточных расходов воды составляют: при режиме – 1-14 м³/с
(4%), при режиме II – 7 м³/с (2,6%), при режиме III – 10 м³/с
(3,2%). Для данных условий наиболее неблагоприятным с точки зрения точности
определения расхода по среднесуточной мощности оказался режим 1, когда
гидроагрегат половину суток работает с максимальной нагрузкой, а другую
половину – с нагрузкой 50% номинальной.

Гидроэлектростанция,
оборудованная радиально-осевыми турбинами РО-123

Аналогичный анализ, проведенный для ГЭС с
турбиной РО-123 (рис. 6, 7), дает следующие результаты.

Рис. 6. Универсальная эксплуатационная
характеристика турбины РО-123

Рис. 7. Рабочая характеристика
гидроагрегата с турбиной РО – 123:

1, 2 и 3 – при напорах, равных
соответственно 30, 32 и 35м

Среднесуточные расходы воды, определенные
по данным почасовых измерений для каждого режима, при напоре 35
м соответственно составят:

Среднесуточные расходы воды, определенные
по среднесуточной мощности, для каждого режима соответственно составят:

Расхождения в полученных значениях
среднесуточных расходов воды составляют: для режима 1 – 7,5 м³/с
(4,2%), для режима II – 2 м³/с (1,4%), для режима III – 2,7 м³/с
(1,7%). Как видно, для данного гидроузла значительная погрешность будет для
режима 1.

Анализ работы того же гидроагрегата при напоре 32
м дал следующие результаты: среднесуточный расход для
режима 1 составил 170 м³/с, а определенный по среднесуточной
мощности – 164 м³/с. Расхождения составляют: для режима 1 6 м³/с
(3,5%), для режима II 1,5 м³/с (1,1%), для режима III 2,5 м³/с
(1,6%).

Таким образом, по данной методике для
любого конкретного гидроузла и применительно к условиям его работы могут быть
определены погрешности, появляющиеся в результате подсчета среднесуточных
расходов по среднесуточной мощности и приняты необходимые меры по устранению
или уменьшению погрешности.

Приложение 5
Справочное
Погрешность определения среднесуточного расхода при подсчете его по формуле при
постоянном (среднем) значении КПД

На примерах работы ГЭС, оборудованных разными типами
турбин, рассматриваются погрешности определения расхода через гидротурбины по
формуле при принятом постоянном КПД.

Рассматриваются три режима работы
гидроагрегата, приведенные в приложении 4.

Для ГЭС с поворотно-лопастными турбинами,
работающей в режиме 1, максимальное значение КПД составило 86,9%, минимальное –
80,7% (см. табл. 3). Среднее значение равно 83,8%.

Для среднесуточной нагрузки 43,5%
определяется среднесуточный расход:

Среднесуточный расход, определенный по
данным почасовых измерений расхода, составил 354 м³/с, т.е. ошибка в
расчете стока для режима 1 отсутствует, хотя ранее ошибка составляла 4% (см. приложение 4).

Для режима II максимальные и минимальные значения КПД
остались прежними, поэтому сохранилось и среднее значение КПД – 83,8%. Для
среднесуточной нагрузки 33,9 МВт среднесуточный расход составляет:

Расхождение со среднесуточным расходом,
определенным по данным почасовых измерений (270 м³/с), составляет 5
м³/с (1,8%), ранее было 7 м³/с (2,6%) – см. приложение 4.

Для режима III максимальный КПД равен 87,3%,
минимальный – 80,7%, средний – 84%. При среднесуточной нагрузке 39,2 МВт расход
составляет:

Расхождение с действительным
среднесуточным расходом (314 м³/с) составляет 4 м³/с
(1,3%); ранее было 10 м³/с (3,2%) – см. приложение 4.

Таким образом, погрешность при определении расхода по
формуле мощности с усреднением КПД снизилась при режиме 1 до нуля, при режимах
II и III – примерно в два раза.

Аналогичные подсчеты, проведенные для ГЭС,
оборудованной радиалъноосевыми турбинами, работающей при напоре 35
м, показали, что погрешность определения расхода для
режима 1 составила 2 м³/с (1,1%), режима II – 1,5 м³/с
(1,1%), режима III – 1,0 м³/с (0,6%). Погрешность по сравнению с
методом определения расхода по среднесуточной нагрузке уменьшилась в два-четыре
раза. При работе турбин ГЭС с напором 32
м имеет место уменьшение погрешности примерно в два раза.

Список литературы

1. Правила учета стока воды на гидроэлектрических
станциях : ПР 34-70-005.84. Методические указания по учету
стока воды на гидроэлектрических станциях: МУ 34-70-063-34. М: СПО
Союзтехэнерго, 1984.

2. Положение о
государственном учете вод и их использования М: Гидрометеоиздат, 1975.

3. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
Российской Федерации: РД
34.20.501-95. – М.: СПО ОРГРЭС, 1996.

4. Воробьев А .С. Учет стока воды на гидроэлектростанциях М.:
Энергия, 1980.

5. Эксплуатация гидроэлектростанций. /Под общей ред. B.C. Серкова. –
М.: Энергия, 1977.