Работа гидроэлектростанции Введение Люди очень давно научились использовать энергию воды для того, чтобы вращать рабочие колеса мельниц, станков, пилорам. Но постепенно доля гидроэнергии в общем количестве энергии, используемой человеком, уменьшилась. Это связано с ограниченной возможностью передачи энергии воды на большие расстояния. С появлением электрической турбины, приводимой в движение водой, у гидроэнергетики появились новые перспективы. Одни из первых гидроэлектрических установок мощностью всего в несколько сотен ват были сооружены в 1876-1881 годах в Штангассе и Лауфене (Германия) и в Грейсайде (Англия). Развитие ГЭС и их промышленное использование тесно связано с проблемой передачи электроэнергии на расстояние. Сооружение линии электропередачи (170 км) от Лауфенской ГЭС до Франкфурта-на-Майне (Германия) для снабжения электроэнергией Международная электротехническая выставки (1891) открыла широкие возможности для развития ГЭС.

Sep 24, 2013 - Читать или скачать - реферат по теме 'Работа гидроэлектростанции'. Раздел: Физика. Тут найдется полное раскрытие темы -Работа. Это и возве­дение каскадов ГЭС на основных водных артериях, и строительство новых мини-ГЭС на малых реках, а также восстановление заброшенных мини-станций с частичной заменой их оборудования. К слову, мини-ГЭС.

Jun 27, 2011 - Волгоградская ГЭС Во́лжская гидроэлектроста́нция (Сталинградская/Волгоградская ГЭС, им. XXII съезда КПСС) — ГЭС на реке Волге. В Минске гимнастика воронеж железнодорожный район реферат на тему история развития общества красного креста история аманды нокс онлайн Железнодорожный реферат типы гэс Анадырь, Волжский.

В 1892 году промышленный ток дала ГЭС, построенная на водопаде в Бюлахе (Швейцария), почти одновременно в 1893 были построены ГЭС в Гельшене (Швеция), на реке Изар (Германия) и в Калифорнии (США). В 1896 году вступила в строй Ниагарская ГЭС (США) постоянного тока; в 1898 дала ток ГЭС Рейнфельд (Германия), а в 1901 стали под нагрузку гидрогенераторы ГЭС Жонат (Франция). Убедительными сведеньями о первой в мире ГЭС можно считать и информацию о первой гидроэлектростанции Хорватии в городке Шибеник (1885 год). Напряжение переменного тока мощностью 230 кВт служило для городского освещения. Наиболее достоверным считается, что первой гидроэлектростанцией в России была Березовская (Зыряновская) ГЭС, построенная в Рудном Алтае на реке Березовка (приток р. Бухтармы) в 1892 году.

Она была четырехтурбинная общей мощностью 200 кВт. Полученная энергия освещала производственные помещения, обеспечивала работу телефонной станции, и питала электронасосы для откачки воды из рудниковых шахт. На роль первой также претендует Ныгринская ГЭС, которая появилась в Иркутской губернии на реке Ныгри (приток р. Вачи) в 1896 году.

Энергетическое оборудование станции состояло из двух турбин с общим горизонтальным валом, вращавшим три динамо-машины мощностью по 100 кВт. Первичное напряжение преобразовывалось четырьмя трансформаторами трехфазного тока до 10 кВ и передавалось по двум высоковольтным линиям на соседние прииски Негаданный и Ивановский. На приисках напряжение трансформировалось до 220 В. Благодаря электроэнергии Ныгринской ГЭС в шахтах установили электрические подъемники. Кроме того, электрифицировали приисковую железную дорогу, служившую для вывоза отработанной породы, которая стала первой в России электрифицированной железной дорогой. На 2012 год гидроэнергетика обеспечивает производство до 21% всей электроэнергии в мире, установленная энергетическая мощность гидроэлектростанций (ГЭС) достигает 715 ГВт. Лидерами по выработке гидроэнергии в абсолютных значениях являются: Китай, Канада, Бразилия; а на душу населения - Норвегия, Исландия и Канада.

Плотина; 2 - затворы; 3 - максимальный уровень верхнего бьефа; 4 - минимальный уровень верхнего бьефа; 5 - гидравлический подъёмник; 6 - сороудерживающая решётка; 7 гидрогенератор; 8 - гидравлическая турбина; 9 - минимальный уровень нижнего бьефа; 10 - максимальный паводковый уровень Приплотинные ГЭС Строятся при более высоких напорах воды. В этом случае река полностью перегораживается плотиной, а само здание ГЭС располагается за плотиной, в нижней её части. Вода, в этом случае, подводится к турбинам через специальные напорные тоннели, а не непосредственно, как в русловых ГЭС. плотина; 2 - водовод; 3 - площадка электротехнического оборудования высокого напряжения; 4 - здание машинного зала ГЭС. Деривационные гидроэлектростанции: Деривационные гидроэлектростанции. Такие электростанции строят в тех местах, где велик уклон реки.

Необходимая концентрация воды в ГЭС такого типа создается посредством деривации. Вода отводится из речного русла через специальные водоотводы. Последние - спрямлены, и их уклон значительно меньший, нежели средний уклон реки. В итоге вода подводится непосредственно к зданию ГЭС. Деривационные ГЭС могут быть разного вида - безнапорные или с напорной деривацией. В случае с напорной деривацией, водовод прокладывается с большим продольным уклоном. В другом случае в начале деривации на реке создается более высокая плотина, и создается водохранилище - такая схема еще называется смешанной деривацией, так как используются оба метода создания необходимой концентрации воды.

Схема деривационной гидроэлектрической станции: 1 - плотина; 2 водоподъёмник; 3 - отстойник; 4 - деривационный канал; 5 - бассейн суточного регулирования; 6 - напорный бассейн; 7 - турбинный водовод; 8 - распределительное устройство; 9 - здание ГЭС; 10 - водосброс; 11 - подъездные пути Гидроаккумулирующие электростанции: Такие ГАЭС способны аккумулировать вырабатываемую электроэнергию, и пускать её в ход в моменты пиковых нагрузок. Принцип работы таких электростанций следующий: в определенные периоды (не пиковой нагрузки), агрегаты ГАЭС работают как насосы от внешних источников энергии и закачивают воду в специально оборудованные верхние бассейны. Когда возникает потребность, вода из них поступает в напорный трубопровод и приводит в действие турбины. Приливные ГЭС (ПЭС): Особый вид гидроэлектростанции, использующий энергию приливов, а фактически кинетическую энергию вращения Земли.

В приливных электростанциях используется перепад уровней воды (колебания уровня воды у берега могут достигать 12 метров), образующийся во время прилива и отлива. Для этого отделяют прибрежный бассейн невысокой плотиной, которая задерживает приливную воду при отливе. Затем воду выпускают, и она вращает гидротурбины которые могут работать как в режиме генератора, так и в режиме насоса (для перекачки воды в водохранилище для последующей работы в отсутствие приливов и отливов). Принцип действия ГЭС. Основные сооружения и оборудование гидроэлектростанций Гидроэлектростанция − это комплекс сооружений и оборудования, посредством которых энергия потока воды преобразуется в электрическую энергию.

Гидроэлектростанции являются составной частью гидроузла - комплекса гидротехнических сооружений, предназначенных для использования водных ресурсов в интересах народного хозяйства: получения электрической энергии, ирригации, водоснабжения, улучшения условий судоходства, защиты от наводнений, рыбоводства и др. Мощность гидравлического потока зависит от расхода и напора. Скорость потока воды в реке изменяется по ее длине с изменением сечения русла и гидравлического уклона. Для концентрации мощности и сосредоточения напора реки в каком-либо одном месте возводят гидротехнические сооружения: плотину, деривационный канал.

Реферат На Тему Гэс Кыргызстана

Водосбросные сооружения перепускают воду из верхнего бьефа в нижний во избежание превышения максимального расчетного уровня воды в период паводка, сбрасывает лед, шугу и т.п. Если река судоходна, то к плотине примыкают шлюзы (судоподъемники) с подходными каналами для пропуска судов и плотов через гидроузел, перевалки грузов и пересадки пассажиров с водного на сухопутный транспорт и пр. Для обеспечения отбора и подачи воды неэнергетическим потребителям в состав гидроузла входят водоприемные сооружения и насосные станции. Рыбохозяйственные сооружения - это рыбоходы и рыбоподъемники для пропуска через гидроузел ценных пород рыб к местам постоянных нерестилищ, рыбозащитные сооружения и сооружения для искусственного рыборазведения.

Иногда рыбу пропускают через шлюзы в процессе шлюзования судов. Для связи объектов гидроузла между собой, соединения их с сетью государственных автомобильных и железных дорог, а также для пропуска этих дорог через сооружения гидроузла строят транспортные сооружения: мосты, дороги и др. Для выработки электроэнергии и ее распределения потребителям в состав гидроузла входят различные энергетические сооружения.

К ним относятся: водоприемные устройства и водоводы, подводящие воду из верхнего бьефа к турбинам и отводящие воду в нижний бьеф; здание гидроэлектростанций с гидротурбинами, гидрогенераторами и трансформаторами; вспомогательное механическое и подъемно - транспортное оборудование; пульт управления; открытые распределительные устройства, предназначенные для приема и распределения энергии. Принцип действия ГЭС заключается в следующем: плотина образует водохранилище, обеспечивая постоянный напор воды. Вода входит в водоприемник и, пройдя по напорному водоводу, вращает гидротурбину, которая приводит в действие гидрогенератор. Выходное напряжение гидрогенераторов повышается трансформаторами для передачи на распределительные подстанции и затем потребителям. Напор создаётся концентрацией падения реки на используемом участке плотиной, либо деривацией, либо плотиной и деривацией совместно. Деривацией в гидротехнике называют совокупность сооружений, осуществляющих отвод воды из реки, водохранилища или другого водоёма, транспортировку её к станционному узлу ГЭС, насосной станции, а также отвод воды от них.

Различают деривацию безнапорную и напорную. Напорная деривация - трубопровод, напорный туннель, применяется, когда колебания уровня воды в месте её забора или отвода значительны. При малых колебаниях уровня может применяться как напорная, так и безнапорная деривация. Тип деривации выбирается с учётом природных условий района на основании технико-экономического расчёта. Протяжённость современных деривационных водоводов достигает нескольких десятков километров, пропускная способность более 2000 м 3 /сек. Основное энергетическое оборудование размещается в здании ГЭС: в машинном зале электростанции - гидроагрегаты, вспомогательное оборудование, устройства автоматического управления и контроля; в центральном посту управления пульт оператора-диспетчера или автооператор гидроэлектростанции. Повышающая трансформаторная подстанция размещается как внутри здания ГЭС, так и в отдельных зданиях или на открытых площадках.

Распределительные устройства зачастую располагаются на открытой площадке. Здание может быть разделено на секции с одним или несколькими агрегатами и вспомогательным оборудованием, отделённые от смежных частей здания. При здании ГЭС или внутри него создаётся монтажная площадка для сборки и ремонта различного оборудования и для вспомогательных операций по обслуживанию.

Приказ о поощрении работника за хорошую работу. По установленной мощности различают мощные (свыше 250 МВт), средние (до 25 МВт) и малые (до 5 МВт). Мощность ГЭС зависит от напора (разности уровней верхнего и нижнего расхода воды Q (м 3 /сек)), используемого в гидротурбинах, и КПД гидроагрегата. По максимально используемому напору ГЭС делятся на высоконапорные (более 60 м), средненапорные (от 25 до 60 м) и низконапорные (от 3 до 25 м). На равнинных реках напоры редко превышают 100 м, в горных условиях посредством плотины можно создавать напоры до 300 м и более, а с помощью деривации - до 1500 м. Одними из самых важных составляющих ГЭС считаются гидрогенераторы и гидротурбины. Гидравлическая турбина преобразует энергию воды, текущей под напором, в механическую энергию вращения вала. По принципу действия гидротурбины делят на реактивные (напороструйные) и активные (свободноструйные).

Вода к рабочему колесу поступает либо через сопла (в активных гидротурбинах), либо через направляющий аппарат (в реактивных гидротурбинах). Реле давления рдм 5. Наиболее распространённой разновидностью активной гидротурбины является ковшовая турбина. Ковшовые турбины конструктивно сильно отличаются от наиболее распространенных реактивных гидротурбин (радиально-осевых, поворотно-лопастных), у которых рабочее колесо находится в потоке воды. В ковшовых турбинах вода подается через сопла по касательной к окружности, проходящей через середину ковша.

Вода, проходя через сопло, формирует струю, летящую с большой скоростью и ударяющую о лопатку турбины, после чего колесо проворачивается, совершая работу. После отклонения одной лопатки под струю подставляется другая. Процесс использования энергии струи происходит при атмосферном давлении, а производство энергии осуществляется только за счет кинетической энергии воды. Лопатки турбины имеют двояковогнутую форму с острым лезвием посередине; задача лезвия - разделять струю воды с целью лучшего использования энергии. Ковшовые гидротурбины применяются при напорах более 200 метров (чаще всего 300-500 метров и более), при расходах до 100 м ³/ сек. Мощность наиболее крупных ковшовых турбин может достигать 200-250 МВт и более.

При напорах до 700 метров ковшовые турбины конкурируют с радиально-осевыми, при больших напорах их использование безальтернативно. Как правило, ГЭС с ковшовыми турбинами построены по деривационной схеме, поскольку получить столь значительные напоры при помощи плотины проблематично. Преимуществами ковшовых турбин является возможность использования очень больших напоров, а также небольших расходов воды. Недостатки турбины - неэффективность при небольших напорах, невозможность использования как насоса, высокие требования к качеству подаваемой воды.

Радиально-осевая турбина ( турбина Френсиса ) - реактивная турбина. В рабочем колесе турбин данного типа поток сначала движется радиально (от периферии к центру), а затем в осевом направлении (на выход). Применяют при напорах до 600 м. Мощность до 640 МВт. Основным преимуществом турбин данного типа является самый высокий оптимальный КПД из всех существующих типов. Недостаток - менее пологая рабочая характеристика, чем у поворотно-лопастной гидротурбины.

Поворотно-лопастная турбина (турбина Каплана) - реактивная турбина, лопасти которой могут поворачиваться вокруг своей оси одновременно, за счёт чего регулируется её мощность. Также мощность может регулироваться с помощью лопаток направляющего устройства. Лопасти гидротурбины могут быть расположены как перпендикулярно её оси, так и под углом. Поток воды в поворотно-лопастной турбине движется вдоль её оси. Ось турбины может располагаться как вертикально, так и горизонтально. При вертикальном расположении оси поток перед поступлением в рабочую камеру турбины закручивается в спиральной камере, а затем спрямляется с помощью обтекателя. Это необходимо для равномерной подачи воды на лопасти турбины, а значит, уменьшения её износа.

Применяется в основном на средненапорных ГЭС. Диагональная турбина - реактивная турбина, используемая на средних и высоких напорах. Диагональная турбина представляет собой поворотно-лопастную турбину, лопасти которой расположены под острым (45-60°) углом к оси вращения турбины. Такое расположение лопастей позволяет увеличить их количество (до 10-12 штук) и применять турбину на более высоких напорах. Диагональные турбины применяются на напорах от 30 до 200 метров, конкурируя на низких напорах с классическими поворотно-лопастными турбинами, а на высоких - с радиально-осевыми турбинами. По сравнению с последними, диагональные турбины имеют несколько более высокий КПД, но конструктивно более сложны и более подвержены износу.

Гидрогенератор - электрическая машина, предназначенная для выработки электроэнергии на гидроэлектростанции. Обычно гидрогенератор представляет собой синхронную явнополюсную электрическую машину вертикального исполнения, приводимую во вращение от гидротурбины, хотя существуют и гидрогенераторы горизонтального исполнения (в том числе капсульные гидрогенераторы). Гидрогенераторы имеют сравнительно малую частоту вращения (до 500 об/мин) и достаточно большой диаметр (до 20 м), чем в первую очередь определяется вертикальное исполнение большинства гидрогенераторов, так как при горизонтальном исполнении становится невозможным обеспечение необходимой механической прочности и жесткости элементов их конструкции. На гидроаккумулирующих электростанциях используются обратимые гидрогенераторы (гидрогенераторы-двигатели), которые могут как вырабатывать электрическую энергию, так и потреблять ее. От обычных гидрогенераторов они отличаются особой конструкцией подпятника, позволяющей ротору вращаться в обе стороны. Гидрогенераторы для ГЭС специально проектируются соответственно частоте вращения и мощностью гидротурбин, для которых они предназначаются.

Гидрогенераторы на большую единичную мощность обычно устанавливают вертикально на подпятниках с соответствующими направляющими подшипниками. Они, как правило, трехфазные и рассчитаны на стандартную частоту. Система воздушного охлаждения - замкнутая, с теплообменниками воздух - вода. Преимущества и недостатки ГЭС Основные преимущества гидроэнергетики очевидны. Разумеется, главным преимуществом гидроресурсов является их возобновляемость: запас воды практически неисчерпаем. При этом гидроресурсы значительно опережают в развитии остальные виды возобновляемых источников энергии и способны обеспечивать энергией большие города и целые регионы.

Кроме того, пользоваться этим источником энергии можно достаточно просто, что подтверждается длительной историей гидроэнергетики. Например, генераторы гидроэлектростанций можно включать или выключать в зависимости от энергопотребления.

В то же время достаточно спорным является вопрос о влиянии гидроэнергетики на окружающую среду. С одной стороны, эксплуатация гидроэлектростанций не приводит к загрязнению природы вредными веществами, в отличии от выбросов СО 2, производимыми ТЭС и возможными авариями на АЭС, которые могут понести за собой глобальные катастрофические последствия. Но в то же время образование водохранилищ требует затопления значительных территорий, зачастую плодородных, а это становится причиной негативных изменений в природе. Плотины часто перекрывают рыбам путь к нерестилищам, нарушают естественное течение рек, приводят к развитию застойных процессов, снижают способность к «самоочищению», а следовательно резко изменяют качество воды. Себестоимость производимой энергии на ГЭС гораздо ниже, чем на атомных и тепловых электростанциях, и они способны быстрее выходить на режим выдачи рабочей мощности после включения, однако их строительство обходится дороже.

Современные технологии производства гидроэлектроэнергии позволяют получать довольно высокий КПД. Карты навител ростовская область nm7. Иногда он в два раза превышает аналогичные показатели обычных теплоэлектростанций.

Во многом такая эффективность обеспечивается особенностями оборудования гидроэлектростанций. Оно очень надёжно, да и пользоваться им просто. Кроме того, всё используемое оборудование обладает ещё одним важным преимуществом. Это длительный срок службы, что объясняется отсутствием теплоты в процессе производства. И действительно часто менять оборудование не нужно, поломки случаются крайне редко. Минимальный срок службы ГЭС - около пятидесяти лет.

А на просторах бывшего Советского Союза успешно функционируют станции, построенные в двадцатых или тридцатых годах прошлого века. Управление гидроэлектростанциями осуществляется через центральный узел, и вследствие этого в большинстве случаев там работает небольшой персонал. Заключение гидроэлектростанция турбина себестоимость энергия Потенциал гидроэнергетики можно определить, суммировав все существующие на планете речные стоки. Расчёты показали, что мировой потенциал равен пятидесяти миллиардам киловатт в год. Но и эта весьма впечатляющая цифра составляет лишь четверть от количества осадков, ежегодно выпадающих во всём мире.

С учётом условий каждого конкретного региона и состояния мировых рек действительный потенциал водных ресурсов составляет от двух до трёх миллиардов киловатт. Эти цифры соответствуют годовой выработке энергии в 10000 - 20000 миллиардов киловатт в час. Чтобы осознать потенциал гидроэнергетики, выраженный этими цифрами, следует сопоставить полученные данные с показателями нефтяных теплоэлектростанций. Чтобы получить такое количество электроэнергии, станциям, работающим на нефти, требовалось бы около сорока миллионов баррелей нефти каждый день. Вне всяких сомнений, гидроэнергетика в перспективе не должна оказывать негативное воздействие на окружающую среду или свести его к минимуму. При этом необходимо добиться максимального использования гидроресурсов.

Это понимают многие специалисты и поэтому проблема сохранения природной среды при активном гидротехническом строительстве актуальна как никогда. В настоящее время особенно важен точный прогноз возможных последствий строительства гидротехнических объектов. Он должен дать ответ на многие вопросы, касающиеся возможности смягчения и преодоления нежелательных экологических ситуаций, которые могут возникнуть при строительстве. Кроме того, необходима сравнительная оценка экологической эффективности будущих гидроузлов.

Правда, до реализации таких планов ещё далеко, так как сегодня разработка методов определения экологического энергопотенциала не производится. Список источников 1. Непорожний П.С., Обрезков В.И.; «Введение в специальность: гидроэлектроэнергетика.» изд.

Москва, 1982 г. «Гидравлика и гидравлические машины», изд. Москва, 1987 г.

Реферат на тему: Баксанская ГЭС План: Введение 1 Описание сооружений 1.1 Головной узел 1.2 Деривация 1.3 Напорно-станционный узел 2 История создания 3 Эксплуатация 4 Диверсия на Баксанской ГЭС 5 Реконструкция Баксанской ГЭС Примечания Введение Бакса?нская гидроэлектроста?нция — ГЭС на реке Баксан в Баксанском районе Кабардино-Балкарии, в районе сёл Заюково и Атажукино. Построенная по плану ГОЭЛРО, Баксанская ГЭС является одной из старейших гидроэлектростанций России. Станция сильно пострадала в ходе Великой Отечественной войны, будучи подорванной сначала советскими, а затем и немецкими войсками, но была в короткие сроки восстановлена. До конца 1950-х годов Баксанская ГЭС являлась основной электростанцией энергосистем и Кабардино-Балкарии5. 21 года станция была выведена из строя в результате диверсии и к середине 2012 года должна быть полностью восстановлена и реконструирована.

Описание сооружений Баксанская ГЭС представляет собой типичную деривационную гидроэлектростанцию с безнапорной подводящей деривацией, выполненной в виде каналов и тоннелей. Конструктивно ГЭС представляет собой сложный гидротехнический комплекс протяженностью порядка 10 км, разделяющийся на три части: головной узел, деривацию и напорно-станционный узел6. Головной узел Головной узел Баксанской ГЭС служит для забора воды в деривацию, очистки её от наносов, а также для сброса излишков воды в период паводков и санитарного попуска в остальное время года в нижний бьеф. Расположен на реке Баксан в селе Заюково, грунтами основания являются чередующиеся слои мергелей и известняков. Состоит из водосливной плотины и отстойника. Водосливная плотина — бетонная, имеет 2 водосбросных пролёта шириной по 18 м, которые могут пропустить расход воды до 660 м?/с. Пролёты перекрываются цилиндрическими затворами размером 18х5,5 м.

Помимо пролётов, плотина оборудована шугосбросом и сифонным водосбросом с тремя рукавами, имеющим пропускную способность 30 м?/с. Общая длина плотины составляет 64,7 м. Плотина создаёт небольшой (около 6 м) подпор на реке Баксан, образуя малое с отметкой нормального подпорного уровня 653,31 м. Непосредственно к водосливной плотине примыкает водозаборное сооружение, совмещённое с отстойником, осуществляющее забор воды в деривацию и очистку её от наносов. Отстойник трёхкамерный, непрерывного действия, с промывной галереей. Длина камер 70 м, ширина камер в верхней части 14,46 м, в нижней 14,08 м, объем 14 700 м?, расход воды промыва 18 м?/с.

Водоприёмных отверстий шесть, размером 5,6х2,75 м каждое, перекрываются колёсными затворами, расчётный расход воды через отверстия — 35 м?/с. За отстойником располагаются шлюз-регулятор с шестью сегментными затворами размером 5,6х1 м каждый и аванкамера деривации67. Координаты головного узла — 43. /?43.605556° с. ш. 43.305556° в. д. (G) (O) 1.2. Деривация Деривация Баксанской ГЭС безнапорная, длиной 10 км и пропускной способностью 35 м?/сек, служит для отвода стока реки к зданию ГЭС и создания напора на гидроагрегатах. Состоит из открытой (деривационный канал длиной 6519 м) и закрытой (деривационные тоннели и общей длиной 3303 м и 178 м соответственно) частей.

Деривация проложена по левобережным надпойменным террасам реки Баксан, в сложных топографических и геологических условиях — по трассе деривации встречаются галечниковые и гравийные грунты, суглинки, супеси, лессовидные и майкопские глины, мергели, туфоконгломераты, туфогравелиты и другие породы. Большая часть деривации выполнена в виде деривационного канала с железобетонной облицовкой общей длиной 6540 м, разделяющегося тоннелями на три участка. Трасса канала проходит по северной окраине села Заюково и по самому селу.

Первые 2486 м (ПК 0 — ПК 24+86) деривационный канал проходит в открытой выемке и частично с односторонней подпорной стенкой по первой и второй надпойменным террасам долины реки Баксан, затем на протяжении 711 м (ПК 24+86 — ПК 31+97), до косогора, — в двухсторонних дамбах высотой до 9 м. Канал в дамбах протрассирован в обход (на расстоянии до 100 м) от оползневого участка, и по он именуется обходным каналом. Далее, на косогорном участке канал выполнен в полувыемке — полунасыпи: в начале, на длине 235,5 м (ПК 32+09 — ПК 34+44,5) — с правой односторонней подпорной стенкой, а в дальнейшем, на длине 536 м — с односторонней правой дамбой высотой 2—3 м.

Общая длина канала на косогорном участке (включая сопряжения) составляет 806 м8. От ПК 40+03 до ПК 43+24,83 деривация пересекает тоннелем № 1 длиной 321,83 м участок «южного» оползня, после чего переходит в открытый канал и продолжается до ПК 59+55,42, где начинается тоннель № 2 длиной 827,38 м, пересекающий «северный» оползневой участок. Канал между туннелями практически по всей длине проходит в полувыемке — полунасыпи. Тоннели № 1 и № 2 имеют коробовое поперечное сечение типа Порнта. Максимальная ширина и высота сечения 5,1 м. В соответствии с проектом туннели работают в безнапорном режиме с наполнением 4 м при пропуске расчетного расхода 35 м?/с.

Уклон дна туннелей — 0,00035, нормальная скорость воды 1,82 м/с. Облицовка выполнена из монолитного железобетона по всему поперечному сечению. Толщина облицовки переменная — от 0,9 до 0,45 м.

От ПК 67+82,8 деривация проложена по косогору и проходит открытой выемкой (каналом) с правой односторонней дамбой высотой 3—5 м до портала тоннельного комплекса № 3 (ПК 76+67,99)9. Уклон дна открытого канала составляет 0,00045, скорость течения 1,75 м/с, глубина воды при расчётном расходе — 3 м. На канале имеются следующие сооружения: шугосброс на ПК 10+40; сифонный водосброс на ПК 38+60; два боковых поверхностных водослива (перед тоннелем № 2 и тоннельным комплексом № 3); две нитки труб ливнеспуска на ПК 27+39 и ПК 30+54; промывники наносов (у выхода из тоннелей № 1 и № 2); 22 лотка-селедука, пересекающие канал от ПК 8+20 до ПК 76+00; три мостовых перехода, пересекающих канал на ПК 10+50, ПК 17+40, ПК 24+25. Суммарный расчётный расход боковых водосливов — 14,5 м?/сек, расчётный расход сифонного водосброса — 23 м?/сек. Превышение порога водослива над расчётным уровнем воды составляет 0,5 м.

Промывники наносов выполнены из железобетонных труб диаметром 1,5 м, перекрываемых плоскими затворами. Расчетный расход каждого промывника — 9,6 м?/сек. Расчётный расход шугосброса — 3 м?/сек. Шугосброс состоит из подходного участка, шугосбросного лотка, отводящего канала со сбросным устройством и шандорного заграждения, устанавливаемого поперёк канала на расстоянии 30 м ниже шугосбросного лотка. Ливнесбросная сеть канала состоит из нагорных, подводящих и отводящих канав (лотков). Переброска воды с твердым стоком (селя) предусмотрена над каналом с помощью 22-х лотков — селедуков. Исключение представляет участок обходного канала, где отвод ливневых вод предусмотрен под каналом двумя нитками труб ливнеспуска8.

Тоннельный комплекс № 3 состоит из четырех безнапорных тоннелей общей длиной 2154 м, между которыми (на пересечении деривации с оврагами) устроены три железобетонных акведука. Тоннели имеют овоидальное поперечное сечение, максимальная ширина сечения 4 м, высота 4,5 м.

Уклон дна туннелей — 0,001, нормальная скорость воды 2,78 м/с, нормальное наполнение 3,7 м. Облицовка туннелей выполнена из монолитного железобетона толщиной 0,75 — 0,51 м. Выходной портал концевого тоннеля сопрягается с напорным бассейном. Акведуки представляют собой прямоугольные железобетонные лотки, опирающиеся на массивные железобетонные устои.

Акведуки № 1 и № 3 — однопролётные, акведук № 2 — трёхпролётный. Поперечное сечение лотков акведуков: по наружному периметру 4,52х5,32 м, по внутреннему периметру 3,68х4,5 м. Уклон дна лотков — 0,001, нормальная скорость воды 2,67 м/с, расчётное наполнение 3,7 м9. Напорно-станционный узел Схема Баксанской ГЭС.

Масштаб не выдержан. Напорно-станционный узел состоит из бассейна суточного регулирования, напорного бассейна, перепускного тоннеля, водозаборного устройства, напорных трубопроводов, здания ГЭС, отводящего канала и открытого распределительного устройства (ОРУ). Бассейн суточного регулирования (БСР) служит для накопления воды с целью обеспечения работы ГЭС с максимальной загрузкой в часы пиковых нагрузок в энергосистеме, расположен на древней террасе реки Баксан, возвышающейся на 90—120 м над рекой. БСР создан расширением балки путём врезки в склоны и перекрытием её грунтовой плотиной.

Полезный объем БСР составляет 150 тысяч м?, площадь водного зеркала 0,072 км? Отметка нормального подпорного уровня (НПУ) воды в БСР — 646,5 м, уровень мёртвого объёма (УМО), ниже которого сброс воды не производится — 644,3 м; таким образом, вода из БСР может быть сработана на 2,2 м, обеспечивая выработку 30 тысяч кВтч электроэнергии9. Породами склонов и днища БСР служат делювиальные лессовидные суглинки мощностью до 14 м, перекрывающие аллювиальные отложения Бакинской террасы. Гидроизоляция дна и откосов БСР выполнена в виде глиняного экрана толщиной 0,75—0,8 м, устойчивость бортов БСР обеспечивается укреплением их булыжником. Плотина БСР насыпная, однородная, отсыпана из суглинистого грунта, с дренажной призмой из песчано-галечного грунта с трехслойным фильтром, расположенным в основании низового откоса. Высота плотины 15 м (отметка гребня 650,5 м), длина по гребню 245 м, ширина по гребню 6 м. Заложение верхового откоса 1:3; 1:3,5, низового откоса 1:2; 1;2,5.

Реферат

Верховой откос и гребень плотины покрыты песчано-галечным слоем и укреплены мощением булыжника. Низовой откос укреплён одерновкой9. БСР соединён с напорным бассейном перепускным тоннелем с горизонтальным дном (отметка дна 631,1 м), проложенным в глинах и частично в песчано-галечных отложениях. Тоннель имеет коробовое сечение с размерами 5,1х5,1 м, максимальные расходы воды составляют от 11,66 до 15,35 м?/с в разные стороны.

Длина тоннеля составляет 234 м, у входа в тоннель расположен шлюз-регулятор с двумя плоскими затворами размером 2,55х3 м каждый9. Напорный бассейн служит для сопряжения деривации с напорными трубопроводами, расположен на древней террасе реки Баксан, в аллювиальных галечниках. Заполнение водой напорного бассейна осуществляется из деривации, с которой он сопрягается при помощи подводящего канала длиной 90 м, расположенного в глубокой (до 20 м) выемке, разработанной в суглинисто-глинистых грунтах, подстилаемых на глубине 1—2 м под дном канала галечниками. Ширина канала по дну 2,0 м, максимальная глубина воды 4,8 м, уклон дна 0,0002. Дно и откосы канала облицованы железобетоном.

Собственно напорный бассейн представляет собой уширенную часть подводящего канала, углублённую около водоприёмных сооружений. Площадь напорного бассейна при НПУ составляет порядка 2500 м?, полный объем 10 000 м? Отметка НПУ бассейна 646,5 м, отметка УМО — 244,3 м; таким образом, глубина сработки воды в бассейне составляет 2,2 м.

Крепление подводной части бассейна выполнено из монолитного железобетона10. Для сброса воды из напорного бассейна мимо ГЭС при внезапной остановке всех турбин служит холостой водосброс пропускной способностью 35 м?/сек.

Также холостой водосброс используется для сброса промывных расходов (до 20 м?/с), сброса льда и шуги из напорного бассейна, опорожнения БСР, отвода дренажных вод и удаления мусора. Водозаборные сооружения холостого водосброса представляют собой саморегулирующийся водослив подковообразной формы, длиной по гребню 37,75 м, из которого вода попадает в открытый лоток шириной 5,6 м, протрассированный по склону с левой стороны от турбинных водоводов и здания ГЭС. Водослив сопрягается с водоприемником турбинных водоводов с правой стороны, образуя вместе с ним единый напорный фронт. За водосливом, на начальном участке длиной 20 м, лоток выполнен с небольшим уклоном, составляющим 0,008. Далее лоток переходит в верхний водобойный колодец шириной 5,6 м и длиной 22,75 м, за которым на расстоянии 25,27 м начинается быстроток лотка, заканчивающийся водобойным колодцем комбинированного типа, шириной 8,5 м и длиной 36 м, с высотой водобойной стенки 2,5 м.

Тему

С отводящим каналом холостой водосброс соединяется с помощью трехступенчатого перепада общим падением 4,0 м. Общее падение холостого водосброса 93,7 м, уклон дна 1:1,5, длина 300 м, напор на водосливе при расчётном расходе 0,6 м. Для сброса шуги со стороны верхнего бьефа холостого водосброса устроен шугосброс (напор над порогом 3 м), оборудованный комплектом шандор пролетом 3,33 м, общей высотой 3,0 м. Также имеется затвор промывника размером 2,7х1,7 м10. Из напорного бассейна через водоприёмник с тремя аварийно-ремонтными затворами размерами 2,24х1,93 м вода подаётся в три металлических напорных трубопровода диаметром 1,8 м и длиной 190 м каждый, сопрягающихся со зданием ГЭС. В основании напорных трубопроводов и холостого водосброса залегают в верхней части — аллювиальные галечники, в нижней — туфовые гравийно-галечные грунты (туфоконгломераты и туфогравелиты).

Здание ГЭС расположено на северной окраине села Атажукино. Машинный зал здания ГЭС имеет длину 22,5 м и ширину 10 м, расстояние между осями агрегатов 7,5 м. Установленная мощность ГЭС — 25 МВт, располагаемой мощности в настоящее время не имеет, среднегодовая выработка — 108 млн кВтч. В здании ГЭС с 1962 года до второй половины 2010 года было установлено 3 гидроагрегата с вертикальными радиально-осевыми турбинами: две2 РО-82-ВМ-120 (станционные № 2 и 3) и одна РО-662-ВМ-120 (станционный № 1)3. Гидротурбины имеют диаметр рабочего колеса 1,2 м и работают при расчётном напоре 91,5 м. Перед турбинами установлены шаровые затворы, после турбин — плоский колёсный затвор размером 4,31х3,4х3,3 м (гидроагрегат № 1) и шесть плоских скользящих щитов размерами 3х2,6х2,2 м каждый (гидроагрегаты № 2 и 3, для каждого)11. Турбины приводят в действие гидрогенераторы ВГ-500/9500 паспортной мощностью 8,32 МВт (№ 1 и 3) и 7,5 МВт (№ 2).

Максимальная мощность генераторов несколько выше: № 1 — 9 МВт, № 2 — 8 МВт, № 3 — 8,6 МВт4. Производитель турбин — Ленинградский металлический завод (ЛМЗ), гидрогенераторов — харьковские заводы «Турбоатом» (№ 1 и 3) и «Электротяжмаш» (№ 2; изначально был установлен на Дзорагетской ГЭС в Армении). Турбины агрегатов № 2 и 3 работают с 1938 года, турбина гидроагрегата № 1 была заменена в 1962 году, гидрогенераторы были изготовлены в 1933 году (№ 1) и 1936 году (№ 2 и 3), восстановлены в 1943—1947 годах1213.

Также на ГЭС имелся гидроагрегат для собственных нужд с горизонтальной ковшовой турбиной производства ЛМЗ и генератором С-146/12 мощностью 0,12 МВт производства завода им. Калинина, демонтированный в 1959 году. Генераторы выдают электроэнергию с напряжением 6,3 кВ, которое повышается до 110 кВ с помощью трёх блочных трансформаторов ТДН-16000/110-УХП1. Электроэнергия выдается с ГЭС в энергосистему с открытых распределительных устройств напряжением 110 и 35 кВ, по 4 линиям электропередач 110 кВ и двум 35 кВ. Отключение линий производится масляными выключателями МКП-110 и ВМТ-110. Также на станции имеются два сухих трансформатора собственных нужд ТСЗГЛ-630/6УЗ и три трансформатора ТСЗП-250/6ВУЗ, предназначенных для питания системы возбуждения гидрогенераторов1311. Отработавшая на гидроагрегатах вода сбрасывается в отводящий канал и далее в реку Баксан.

Длина отводящего канала, проложенного в аллювиальных отложениях, — 260 м, ширина по дну 8,5 м, заложение откосов 1:1,5, уклон 0,0005, максимальная глубина воды в канале 4,45 м. Дно и подводные откосы канала облицованы железобетонными плитами толщиной 0,2 м, бермы и надводные откосы укреплены мощением. У выхода в реку канал имеет повышенный порог (около 1,0 м над дном канала)11.

История создания Первые упоминания о возможности использования реки Баксан для производства электроэнергии относятся к 1900 году14. В 1911 году инженер Ляпушинский создал эскизный проект гидроэлектростанции на Баксане с целью электрификации Владикавказской железной дороги15. Однако до Октябрьской революции гидроэлектростанций на Баксане, как и вообще в Кабардино-Балкарии, построено не было.

Реферат На Тему Рогунская Гэс

В 1918 году была организована первая экспедиция в рек Баксан, Кубань и Малка с целью изыскательских работ по выбору створов для сооружения ГЭС. Руководил экспедицией инженер Е. Н. Кутейников, погибший 1918 года при нападении на экспедицию местных банд14. 1926 года Постановлением СНК СССР был утверждён уточнённый план ГОЭЛРО, предусматривавший строительство Баксанской ГЭС16. Изыскательские работы в районе строительства Баксанской ГЭС были проведены в 1928 году. Разработанный проект гидроэлектростанции был доработан специальной комиссией под руководством профессора Графова, являвшегося одним из руководителей строительства Волховской ГЭС14, в проектировании ГЭС принимали участие Государственный трест по проектированию гидроэлектрических станций «Гидроэлектропроект»17 и институт «Ленгидропроект»6. Титул на строительство Баксанской ГЭС был утверждён 1929 года, новая гидроэлектростанция должна была обеспечить электроснабжение различных потребителей в Кабардино-Балкарии, городов Кавказских Минеральных Вод и железнодорожных веток Минеральные Воды — Кисловодск, Минеральные Воды — Железноводск18.

Подготовительные работы по строительству ГЭС были развёрнуты с апреля 1930 года. Для строительства ГЭС была образована специальная организация — Управление по постройке государственной районной гидроэлектростанции на реке Баксан «Баксанстрой». Строительство сооружений станции велось с широким использованием ручного труда, помимо местного населения ГЭС строили сотни специалистов со всей страны, в том числе строители ДнепроГЭСа, московские метростроевцы, шахтёры Донбасса.

Руководили строительством станции А. В. Винтер, М. С. Рубин, В. А. Писарев, Е. Г. Ваинруб19. Первый гидроагрегат Баксанской ГЭС (станционный № 3) был пущен 1936 года, на полную мощность станция была выведена в 1938 году. Сметная стоимость сооружения Баксанской ГЭС составила 104,7 млн руб. В ценах 1936 года6. Одновременно строились электрические сети — в 1936 году в составе «Баксанстроя» в Пятигорске было создано Управление электрическими сетями, впоследствии переименованное в «Центральные электрические сети» «Ставропольэнерго»20. Эксплуатация 1940 года на базе Баксанской ГЭС был создан Баксанский энергокомбинат, включавший в себя помимо гидроэлектростанции Кисловодскую ТЭЦ и линии электропередач.

В 1942 году, в ходе Великой Отечественной войны, немецкие войска подошли к станции. Оборудование ГЭС эвакуировать не удалось, и в ночь на 1942 года водосбросная плотина и напорные трубопроводы ГЭС были подорваны с целью исключить возможность эксплуатации станции врагом. При этом взрывы были рассчитаны таким образом, чтобы обеспечить максимально быстрое восстановление станции после её освобождения. Немцы не смогли восстановить станцию — уже в январе 1943 года им пришлось отступить. 1943 года вместе с войсками Красной Армии на станцию вернулись энергетики, обнаружившие неутешительную картину — при отступлении немецкие войска повторно взорвали многие сооружения ГЭС, в том числе каркас здания станции, все три гидроагрегата, холостой водосброс, щит управления, распределительное устройство202116. В феврале 1943 года начались работы по восстановлению Баксанской ГЭС, к которым был привлечён грузинский трест «ХрамГЭСстрой».

С целью скорейшего восстановления станции на ГЭС был переброшен аналогичный по конструкции гидроагрегат с расположенной в Армении Дзорагетской ГЭС. Уже 1943 года первый гидроагрегат станции (станционный № 2) был запущен в эксплуатацию, а строителей и монтажников ГЭС удостоился поздравления И. В. Сталина:5 Баксанская Гидроэлектростанция.

Товарищам Гиндину, Зурабову, Цискрели. Поздравляю строителей и монтажников Баксанской гидростанции с успешным восстановлением гидротехнических сооружений и пуском в работу первой гидротурбины.

Своей образцовой работой вы доказали, что трудная задача восстановления электрических станций, разрушенных немецко-фашистскими варварами, может быть решена в короткие сроки. Желаю вам дальнейших успехов в вашей работе.

Сталин Гидроагрегат со станционным № 1 был восстановлен в 1945 году, № 3 — в 1947 году, гидроагрегат собственных нужд в 1948 году6. В 1950—1953 годах Баксанская ГЭС была полностью автоматизирована, что позволило значительно уменьшить персонал станции. В 1955 году Управление Баксанского энергокомбината было переведено в Пятигорск, 1957 года Баксанский энергокомбинат был переименован в Ставропольский энергокомбинат, а 1961 года преобразован в Районное энергетическое управление «Ставропольэнерго». До 1960 года, когда был осуществлён пуск Невинномысской ГРЭС, Баксанская ГЭС оставалась основной электростанцией Ставропольской энергосистемы. Отсутствие у ГЭС регулирующего водохранилища создавало напряжённую ситуацию с в маловодный зимний период, когда приходилось отключать часть потребителей, а для обеспечения прохождения скорого поезда Москва—Кисловодск, потреблявшего из энергосистемы 4 МВт, специально накапливать воду в бассейне суточного регулирования22. В 1959 году было начато строительство Красноярской ГЭС мощностью 6000 МВт.

Турбины данной ГЭС имеют мощность 500 МВт, что вдвое превышает мощность наиболее крупных из произведённых отечественной промышленностью на тот момент турбин (изготовленных для Братской ГЭС, мощностью по 250 МВт). Проектирование новых гидротурбин сопровождается испытанием их масштабных моделей в гидравлической лаборатории с целью проверки правильности выбранных проектных решений. Однако возможности лаборатории не позволяли испытывать модели с диаметром рабочего колеса более 600 мм; в связи с этим было принято решение о создании на Баксанской ГЭС (имеющей подходящий расчётный напор) стенда для испытания модели гидротурбины Красноярской ГЭС, что позволило испытать модель турбины с диаметром рабочего колеса 1000 мм. В испытательный стенд в 1962 году был переоборудован гидроагрегат № 1 Баксанской ГЭС — заменена турбина, реконструированы проточная часть гидроагрегата и отводящий канал.

В результате испытаний были получены данные, необходимые для конструирования турбины Красноярской ГЭС, а также приближенные к реальности энергетические характеристики турбины23. После завершения испытаний турбина с модельным рабочим колесом была оставлена в работе и эксплуатировалась до последнего времени. В 1987 году на базе Кабардино-Балкарских электрических сетей «Ставропольэнерго» было организовано Производственное Объединение энергетики и электрификации «Каб. Балкэнерго», в состав которого была передана Баксанская ГЭС16.

1992 года было образовано. 2005 года в рамках реформы РАО «ЕЭС России» из состава было выделено -Балкарская гидрогенерирующая компания», в состав которого вошли Баксанская, Мухольская и малая Советская ГЭС24.

2008 года -Балкарская гидрогенерирующая компания» было ликвидировано путём присоединения к (позднее переименованного в ), Баксанская ГЭС вошла в состав Кабардино-Балкарского филиала компании25. Диверсия на Баксанской ГЭС 2010 года на Баксанскую ГЭС было совершено нападение. Около 5:00 (здесь и далее имеется в виду московское время) группа вооружённых людей, предположительно боевиков так называемого «Баксанского джамаата», расстреляла двух охранявших станцию милиционеров и проникла на станцию, на которой, помимо охранников, находилось двое сотрудников ночной смены. Нападавшие избили и связали работников станции, после чего заложили в машинном зале и на ОРУ пять взрывных устройств и скрылись. В 5:25 в машинном зале станции произошло два взрыва, в результате которых были выведены из строя гидрогенераторы № 1 и 2, а вытекшее из разрушенного оборудования масло воспламенилось.

Гэс

Ещё одно взрывное устройство, размещённое на гидрогенераторе № 3, не сработало и позднее было обезврежено сапёрами. Взрывы привлекли внимание живущих неподалёку работников станции, которые освободили своих коллег, в горящем и заминированном машинном зале остановили работающий гидроагрегат № 3, перекрыли деривационный канал ГЭС и открыли холостой водосброс. В 5:50 произошло ещё два взрыва на ОРУ, в результате которых было выведено из строя два масляных выключателя. На станцию прибыли сотрудники и пожарные. После проведения разведки территории и разминирования станции началось тушение пожара, завершившееся к 9:00.

В результате взрывов станция была отключена от энергосистемы, что тем не менее не привело к ограничениям в энергоснабжении, поскольку автоматически были задействованы резервные источники2627. В результате взрывов и пожара выведены из строя два гидроагрегата № 1 и 2 (генераторы, система возбуждения, система управления), две маслонаполненные установки гидроагрегатов, электрощит собственных нужд, два масляных выключателя типа МКП-110 на ОРУ 110 кВ. Нападение на Баксанскую ГЭС следственными органами было квалифицировано как диверсия28.

26 года Следственный комитет при прокуратуре заявил о раскрытии данного преступления, а также об уничтожении и задержании некоторых его участников29. Первоочередные работы по восстановлению станции были начаты сразу после завершения следственных мероприятий. Уже 21 июля было частично восстановлено электропитание собственных нужд станции30. 11 года был завершён ремонт повреждённых масляных выключателей на ОРУ 110 кВ31. Генераторы агрегатов № 1 и 2 получили значительные повреждения, восстановлению не подлежали и были демонтированы. Гидроагрегат № 3, получивший некоторые повреждения в ходе пожара и его тушения, был восстановлен и включён в сеть 2010 года32. Реконструкция Баксанской ГЭС Рабочее колесо Баксанской ГЭС, изготавливаемое на Ленинградском металлическом заводе К концу 1980-х годов оборудование Баксанской ГЭС физически и морально устарело, вследствие чего в 1987 году приказом Министерства энергетики СССР станция была включена в перечень объектов энергетики, подлежащих реконструкции, а институтом «Мособлгидропроект» были начаты проектные проработки по данной тематике.

В частности, рассматривалась возможность увеличения мощности станции, лимитировавшейся ограниченной пропускной способностью тоннельного комплекса № 3; для решения данной проблемы было запроектировано строительство тоннеля № 4 (с шлюзом-регулятором) от начала тоннеля № 3 до БСР (позднее от сооружения этого тоннеля было решено отказаться)33. Вследствие отсутствия средств работы по замене оборудования были начаты лишь к концу 2000-х годов. К 2010 году гидросиловое, гидромеханическое и оборудование отработало 60—70 лет, значительно превысив нормативные сроки эксплуатации. В плохом состоянии находится и часть основных сооружений — вследствие попадания в деривационный тракт камней железобетонная обделка тоннелей и лотков акведуков имеет многочисленные повреждения с обнажением арматуры. Все три акведука находятся в аварийном состоянии. Отстойник ГЭС не справляется с очисткой воды от небольших (менее 0,2 мм) твёрдых частиц, в значительном количестве перемещаемых рекой после пуска Тырныаузского горно-обогатительного комбината в 1958 году и вызывающих активное истирание напорных трубопроводов и ускоренный износ турбин (за год через турбины ГЭС проходит около 5850 тонн наносов).

На сооружениях головного и станционного узлов выявлены признаки старения железобетонных и бутобетонных конструкций, образование трещин и повреждений в зоне переменного уровня воды. Железобетонная облицовка деривационного канала имеет признаки старения, наблюдаются локальные просадки плит крепления канала. Селедуки, боковые аварийные водосбросы, шугосбросы на деривационном канале неработоспособны по причине разрушения отводящих трактов в реку Баксан.

Как показал опыт эксплуатации, имеющиеся сооружения не вполне справляются с работой в зимний период, когда река несёт большое количество шуги; в частности, в 1949 году из-за образования ледяных пробок по всей трассе деривации Баксанскую ГЭС пришлось останавливать для очистки деривации, причём после проведённой очистки и пуска станции оставшийся битый лёд вызвал подъём уровня воды в канале и перелив через защитную дамбу. Ситуация осложняется расположением головного узла на излучине реки, что приводит к усиленному отложению наносов у правого берега и формированию заторов во время мощных шугоходов. Имеющийся на головном узле шугосброс оказался неэффективным, планируется его демонтаж либо переоборудование в водосброс или рыбоход. Анкерные опоры напорных водоводов, расположенные на склоне, сложенном слабосцементированными грунтами, имеют смещения33. С 2007 года проводятся конкурсные процедуры по выбору подрядчиков на проведение по замене и реконструкции отдельных элементов станции — гидроагрегатов34, грузоподъёмных механизмов и затворов головного и напорного узлов35, напорных трубопроводов36, ОРУ 110 кВ37. В 2010—2011 годах планировалось заменить электрооборудование собственных нужд ГЭС38. К 2015 году работы по модернизации Баксанской ГЭС, включающие в себя замену всего оборудования станции и реконструкцию сооружений, должны были быть завершены39.

Реферат На Тему Нурекская Гэс

После подрыва части оборудования станции в результате диверсии 21 июля 2010 года запланировано проведение полной реконструкции станции в течение 2—2,5 лет40. Согласно, в 2011—2012 годах на восстановление и реконструкцию станции планируется выделить 1298 млн руб41. Средства будут выделены из через дополнительную эмиссию акций 4243. Гидросиловое оборудование станции будет изготовлено предприятиями концерна «Силовые машины», после реконструкции мощность станции увеличится до 27 МВт44 (на этапе проектирования рассматривалась возможность увеличения мощности до 30 МВт)45. Домашний очаг.:. История:.

Окружающий мир:. Справочная информация.:.:.:.:.:. Техника.:. Образование и наука:. Предметы:. Мир:.:.

Готовые Рефераты Бесплатно

Бизнес и финансы:.:.:.

Comments are closed.