Проектування гідротурбіни та її основні характеристики

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вступ

Сучасні потужні енергосистеми представляють собою комплекс теплових, атомних і гідравлічних електростанцій, кожна з яких несе навантаження таким чином, щоб техніко-економічні показники енергосистеми були оптимальними.

Внаслідок паливно-енергетичної кризи і інших проблем сучасної енергетики експлуатація й модернізація ГЕС і ГАЕС має незаперечні переваги перед тепловими і атомними електростанціями [1]:

- високий коефіцієнт корисної дії;

- дешевше собівартість енергії;

- автоматизоване керування та регулювання агрегатами;

- надійність в експлуатації й постачанні споживачів електроенергії;

- високі маневрові властивості гідравлічних турбін.

У цей час встановлена потужність всіх електростанцій України 60 млн. кВт, при цьому потужність ТЕС (ТЕЦ, ГРЕС) становить 65% від всієї потужності (39 млн. кВт), 26% виробляють АЕС (16 млн. кВт) і лише 9% доводиться на частку ГЕС і ГАЕС.

ГЕС і ГАЕС є основними джерелами покриття пікових навантажень і регулювання частоти в об'єднаної енергетичної системі. Для забезпечення мобільного резерву енергосистеми, для її надійної стабільної роботи регулюючі потужності за даними світової практики повинні становити не менш 15%. Цей показник є основним для уведення нових потужностей для ГЕС і ГАЕС.

Основними напрямками розвитку гідроенергетики в Україні є:

Модернізація і заміна устаткування на діючих ГЕС, що дозволить підвищити одиничні потужності й збільшити виробіток електроенергії.

Будівництво нових ГАЕС.

Будівництво малих ГЕС, які можуть додатково забезпечити потужність приблизно 2000 МВт.

В Україні налічується 8 регіональних енергосистем. Самою потужною є Дніпроенерго. Дніпровський каскад включає 7 великих ГЕС і одну ГАЕС.



1. Визначення основних параметрів гідротурбіни ПЛ20

Вихідними даними для розрахунку є:

Тип турбіни	ПЛ 20
Розрахункова потужність ГЕС	NГЕС = 690 000КВт=690МВт
Кількість агрегатів Z = 12
Напори:
- максимальний	Hmax = 17 м
- розрахунковий	Hp = 14 м
- мінімальний	Hmin =9,6 м

За прототип приймаємо модель гідротурбіни ПЛ 20/811-В-50[1].

1.1 Визначення потужності турбіни

Для визначення потужність турбіни необхідно спершу провести розрахунок потужності окремо взятого агрегату на гідроелектростанції[2] за формулою(1.1):

(1.1)

МВт.

Визначаємо потужність турбіни за формулою (1.2):

, (1.2)

де - потужність турбіни МВт, - ККД генератору. Для потужних агрегатів ККД генератора приймається рівним, .

МВт.

1.2 Вибір діаметра робочого колеса

Розрахунок діаметра робочого колеса за формулою (1.3)

, (1.3)

де - розрахункова потужність, кВт; - приведені витрати у розрахунковій точці,м3/с; - розрахунковий напір, м; - ККД натурної турбіни у розрахунковій точці, приймаємо, - у подальших розрахунках його уточнюємо.

Для поворотно-лопатевої турбіни величину приведеної витрати беремо на основі рекомендацій для гідротурбіни ПЛ20/811-В-800 та універсальної характеристики. Розрахункову точку вибираємо на горизонтальній лінії, яка проходить на 5ч7 хв-1. вище оптимуму універсальної характеристики. Приймаємо Q'1р=1,935л/с та пIp'=153 хв-1 (рис.1.1).

м,

Приймаємо найближчий нормалізований діаметр D1= 8,0 м[1].

Уточнюємо ККД натурної турбіни у розрахунковій точці з формули(1.4):

, (1.4)



де - ККД в розрахунковій точці модельної гідротурбіни; ;

- доля втрат, які перераховуються ( = 0,75);

D1м - діаметр модельного робочого колеса, м; D1м = 0,5 м;

- число Рейнольда для модельної гідротурбіни;

Нм - напір на модельній турбіні, м; Нм= 8 м;

- кінематичний коефіцієнт в'язкості (однаковий для моделі і натури):

,

1.3 Визначення синхронної частоти обертання гідротурбіни

Визначення синхронної частоти обертання гідротурбіни проводиться за відомими величинами розрахункового напору і прийнятим значенням приведених обертів і діаметру робочого колеса D1 [3]:

,



хв-1.

Отримане значення n округляємо до стандартного, рівного 71,4 хв-1

Уточнюємо значення приведених розрахункових обертів:

,

хв-1.

Розраховуємо поправку на частоту обертання натурної гідротурбіни:

,

хв-1,

де - ККД натурної турбіни у оптимумі;

- ККД модельної турбіни у оптимумі,

.

Поправка на частоту обертання складає хв-1, що менше 3%,тому у подальшому розрахунку не враховуємо.

Визначаємо значення приведених обертів при максимальному і мінімальному напорах:

,



хв-1,

,

хв-1.

Приведені оберти , які відповідають мінімальній і максимальній напорам турбіни, охоплюють центральну зону універсальної характеристики, що свідчить про те що, вибір діаметра і частоти обертання виконано правильно.

Розрахункова точка змінить своє положення, тому що і не співпали з прийнятими. Уточнюємо положення розрахункової точки.

Остаточно розрахункова точка має такі параметри: Q'Ip= 1,935 ; хв-1; зм =0,88.

1.4 Розрахунок допустимої висоти відсмоктування

Установка гідротурбіни у будові ГЕС і її розташування відносно рівня води у нижньому б`єфі, визначається, як правило, величиною допустимої висоти відсмоктування, розрахованої для режиму номінальної (розрахункової) потужності турбіни при розрахунковому напорі і заданої відмітки НБ з формули (1.5)[3]:

(1.5)

де Hатм - Hd - різниця між атмосферним тиском і тиском пароутворення (Hатм - Hd = 10,09 м);

Т - коефіцієнт кавітації у розрахунковій точці, т = 0,9;

- відмітка розташування гідротурбіни відносно рівня моря (умовно =0);

1,5 м - запас на висоту відсмоктування, який ураховує погрішності кавітаційних випробувань моделі.

м.

1.5 Визначення коефіцієнта швидкохідності для режиму Nр - Нр

Розраховуємо базовий варіант гідротурбіни на оптимальному режимі: МВт, м3/с, хв-1.

,

хв-1.



2. Побудова робочих і експлуатаціоної характеристики гідротурбіни ПЛ20/811-В-800

На ГЕС в процесі експлуатації змінюються потужність і напір гідроагрегатів, тому необхідно представити енергетичні і кавітаційні характеристики натурної турбіни на різних режимах роботи у виді експлуатаційної характеристики.

Експлуатаційну характеристику турбіни будуємо, користуючись універсальною характеристикою гідротурбіни ПЛ 20/811-В-50 (рис.1.1) [1].

2.1 Розрахунок експлуатаційної характеристики

Розрахунок характеристики, для більш точної побудови, виконано для п'яти напорів: Hmax = 17 м, Н 1 = 11,9 м, Hp = 14м, Н2 = 10,07 м, Hmin = 9,6 м. Н 1 та Н2 додаткові напори.

Розрахунок потужності, ККД та висоти відсмоктування виконано за допомогою ЕОМ[2].

У програмі EKSPLYAT:

- ККД перераховується за формулою [1]:

,

- Потужність визначається за формулою (2.1):

, (2.1)

- При перерахунку приймаємо .

Висота відсмоктування Hs рахується від вісі повороту лопатей і визначається за формулою [1]:

.

Для розрахунку експлуатаційної характеристики необхідно вихідні дані, які взяті з універсальної характеристики гідротурбіни ПЛ 20/811-В-50, які представлені на роздруківці відповідно напорів. Отримані данні для побудови експлуатаційної характеристики наведено в додатку А.

2.2 Побудова експлуатаційної характеристики

Отримавши результати розрахунку, переходимо до побудови експлуатаційної характеристики.

Так як на ГЕС одночасно змінюються навантаження і напір гідроагрегатів, необхідно представити енергетичні і кавітаційні показники обраної гідротурбіни у вигляді напорно-потужностної характеристики

=ѓ(N), Hs=ѓ(N).

Будуємо робочі характеристики натурної турбіни

=ѓ(N),

для розрахункових напорів, при постійній частоті обертання (рис. 2.1)

Розбиваємо робочі характеристики горизонтальними лініями =const, які проводимо з інтервалом 1 %. Отримані на полі -N крапки з рівними Н з'єднують плавними кривими і надписують принадлежність до напору.

Точки рівних ККД переносимо до поля експлуатаційної характеристики і з`єднуємо плавними кривими, у результаті отримуємо лінії рівних ККД (рис.2.3).

Рисунок 2.1 - Робочі характеристики з=f(N) ПЛ 20/811-В-800

Будуємо криві Hs=ѓ(N) для заданих напорів (рис. 2.2). Розбиваємо криві Hs=ѓ(N) горизонтальними лініями через інтервал 1 м, знаходимо величини потужностей при різних напорах для котрих Hs=const. Отримані точки переносимо до поля експлуатаційної характеристики і будуємо криві Hs=const (рис.2.3).

Значення висоти відсмоктування при розрахунковому режимі визначає відмітку установки турбіни (рис. 2.2 і значення Hs у розрахунковій точці).

Рисунок 2.2 - Залежність Hs= f (N) для заданих напорів ПЛ 20/811-В-800



Вихідними даними для побудови експлуатаційної характеристики є криві

=ѓ(N), Hs=ѓ(N),

побудовані для заданих напорів і частоти обертання

Рисунок 2.3 - Експлуатаційна характеристика гідротурбіни ПЛ 20/811-В-800;

Уздовж осі Н через задані значення напорів Hmax -Н1-Hp- -Н2-Hmіn проводимо горизонтальні лінії, на яких послідовно наносять крапки рівних ККД і Нs отриманих значень потужності перенесені з робочої характеристики.

Побудова лінії обмеження потужності гідротурбіни (рис.2.3).

Побудову лінії обмеження потужності гідротурбіни виконують, щоб указати зону робочих режимів гідротурбіни.

Лінія обмеження потужності складається з двох ділянок: вертикальної; похилої.

Вертикальна ділянка- від розрахункового до максимального напору - представляє обмеження потужності турбіни по обраній номінальній потужності гідрогенератора.

Похила ділянка - від розрахункового до мінімального напору - це обмеження потужності самої турбіни. З'єднуємо точки й прямою та отримуємо повну лінію обмеження потужності.

Визначаємо величину Q'I у точці перетину лінії n'Imax=const з лінією ao=const. Визначаємо потужність натурної турбіни при мінімальному напорі:

,

МВт.



3. Розрахунок та вибір елементів підвідної частини гідротурбіни типу ПЛ20/811-В-800

3.1 Вибір спіральної камери

Спіральна камера призначена для підводу води до гідротурбіни і формування потоку на вході у напрямний апарат [3]. Вона повинна забезпечити: рівномірний підвід води до напрямного апарату при максимально можливій осьовій симетрії потоку; допустимі величини швидкостей і кутів атаки на вході у статор та напрямний апарат, при котрих втрати енергії у спіральній камері і, головним чином, у напрямному апараті мінімальні; величину циркуляції близьку до розрахункової.

В даній роботі спіральна камера була вибрана за допомогою ДСТУ[6] СУБ -0,40-210/35 40'.

На рис. 3.1 представлено геометричне співвідношення перетинів спіральної камері трапецеїдального перетину.

Рисунок 3.1 - Геометричні співвідношення перетинів спіральної камери трапецеїдального перетину

Основні геометричні характеристики спіральної камери СУБ - 0,40- 2100/350/40':

Кут обхвату спіральної камери .

Радіус розташування вихідних кромок колон статору м.

Радіус з`єднання спіральної камери зі статором м.

Висота першого перетину спіралі трапецеїдального перетин м.

Ширини вхідного каналу спіральної камери дорівнює м. Для міцності верхнього перекриття встановлюємо опірний бичок. Він встановлюється від осі турбіни на відстані

.

м.

Ширина бичка

.

Приймаємо

м.

Радіуси вхідної кромки бичка:

; .

Приймаємо

м; м на основі [6].



Для гідротурбіни ПЛ20/811-В-800 будуємо теоретичне креслення спіральної камери.

3.2 Вибір колони статору

Колони статору обираємо за ДСТУ [6] по типу спіралі. Кількість колон та один зуб, який має форму близьку до колони.

3.3 Вибір лопаток напрямного апарату

Тип лопаток напрямного апарату також обираємо за ДСТУ[6]- позитивної кривизни типу У1-28-1.



4. Профілювання лопатевої системи робочого колеса ПЛ20-В-100

У теорії осьових гідротурбін широке застосування одержала схематизація потоку в проточній частині, відповідно до якої течія рідини в області робочого колеса відбувається по циліндричним поверхням. Це дозволяє застосовувати для проектування відомі залежності.[5]

4.1 Вибір вихідних даних для профілювання лопаті робочого колеса

Профілювання лопаті робочого колеса - це зворотня задача теорії решіток - вихровий метод розрахунку нескінченно тонких профілів (метод Лесохіна), який полягає у визначенні форми профілів у плоскій прямій решітці. За цим методом тонкі слабо загнуті профілі у решітках заміняються вихровими шарами, які мають закон розподілу вихорів

уздовж скелета[3].

Розрахунок виконано на оптимальному режимі: м3/с, хв-1.

Розрахунок будемо проводити для робочого колеса діаметром D1 =1 м при напорі H =1м. Величина осьової складової швидкості потоку передбачається однакової по всіх циліндричним перетинах Wz з формули

, (4.1)

де - діаметр втулки робочого колеса.

Окружна (переносна) швидкість у кожнім циліндричному перетині з формули (4.2):

, (4.2)

де r - радіус циліндричного перетину;

- кутова швидкість колеса;

- приведена частота обертання.

Циркуляція потоку навколо лопати може бути визначена по залежності, що випливає з формули (4.3):

, (4.3)

де зr - гідравлічний К.К.Д. гідротурбіни;

z - число лопатей.

Розрахунок кроку грат для кожного перетину з (4.4):

, (4.4)

Проводимо розрахунок довжини хорди I кожного із профілів з (4.5):

, (4.5)

де параметр - густоту ґрати, задаємо виходячи з рекомендацій, що приводяться в літературі.

Закручення потоку за робочим колесом є можливість оцінити за допомогою коефіцієнта К2, який змінюється від нуля у втулковому перетині до 0,1 на периферії по лінійному законі.

Коефіцієнти моменту кількості руху рідини на вході в ґрати профілів K1 (для кожного перетину) для турбінних ґрат:

K1i=1+K2i.

Окружні складові абсолютної швидкості потоку на виході і виході з ґрат Vu1i і Vu2i з формул (4.6) та (4.7):

, (4.6)

, (4.7)

З трикутників швидкостей на вході і виході з ґрат профілів у всіх циліндричних перетинах можна визначити кути входу і виходу відносного потоку[1]:

Рисунок 4.1 - Трикутник швидкостей.

У результаті рішення одержуємо координати скелетних ліній профілів у виді текстового файлу, що надалі можна використовувати як для побудови скелетних ліній на теоретичному кресленні лопати, так і для обробки отриманих даних з допомогу інших програм, складових пакету[5].

Вхідні дані та результати розрахунку приведені нижче.

L - довжина хорди профілю

T - крок решітки

Wz - меридіональна швидкість

W - окружна швидкість

Гa - гамма альфа

Vu1 - швидкість

Vu2 - швидкість

Г - циркуляція

У таблиці 4.1 представлені вихідні дані для розрахунку лопаті.

Таблиця 4.1 - Вхідні дані для розрахунку прямих ґрат нескінченно тонких профілів

	1	2	3	4	5
L	0,380	0,45	0,50	0,54	0,570
T	0,370	0,47	0,57	0,66	0,760
Wz	1,759
W	3,66	4,61	5,56	6,50	7,45
Гa	0,22	0,17	0,130	0,08	0,04
Vu1	2,380	1,99	1,73	1,55	1,41
Vu2	0,0	0,099	0,164	0,211	0,245
r	0.240	0.302	0.364	0.426	0.488
Г	0,890

Гідродинамічний розрахунок решітки профілів здійснено на ЕОМ за допомогою програми Лесохіна, розробленої на кафедрі гідравлічних машин[5] і наведено у додатку В.



4.2 Побудова профілів кінцевої товщини

Побудова профілів кінцевої товщини виконується нерозрахунковим шляхом, використовуючи обраною максимальною товщиною та законом розподілу товщини одного з гідродинамічних профілів, що володіють високими енергетичними і кавітаційними характеристиками. У даному випадку використовуємо симетричний профіль ВИГМ-15 (рис. 4.2) Обчислюємо координати профілю[5]:

Рисунок 4.2 - Симетричний профіль ВИГМ-15

,

де - довжина профілю, що заміряна вздовж його скелету, м;

, - табличні координати прийнятого профілю, %;

- прийнята максимальна товщина розрахункового профілю, %;

- прийнята максимальна товщина обраного профілю, .

Координату профілю відкладаємо вздовж скелетної лінії від вхідної кромки, а координату - у відповідних точках по обидві сторони (як радіус кола)(рис.4.3). У таблиці 4.2 наведено розподіл товщини профілів.



Рисунок 4.3 - Побудова профілю кінцевої товщини

Таблиця 4.2 - Розподіл товщини профілю

Розподілення товщини профілю ВИГМ- 15 перетину 1.
X.m, %	У.m, %	дmax пр.%	Lпр, м	Х, м	У, м
1,25	2,7	9,7	0,379	0,004743	0,004968
2,5	4			0,009486	0,00736
5	5,4			0,018971	0,009936
7,5	6,3			0,028457	0,011592
10	7,1			0,037942	0,013064
15	8,1			0,056913	0,014904
20	9			0,075884	0,01656
30	9,8			0,113826	0,018032
40	9,8			0,151768	0,018032
50	8,8			0,18971	0,016192
60	7,5			0,227652	0,0138
70	5,9			0,265594	0,010856
80	4			0,303536	0,00736
90	2			0,341478	0,00368
95	1,2			0,360449	0,002208
100	0			0,37942	0
1,25	2,7	8,0	0,449	0,005622	0,004833
2,5	4			0,011245	0,00716
5	5,4			0,022489	0,009666
7,5	6,3			0,033734	0,011277
10	7,1			0,044978	0,012709
15	8,1			0,067467	0,014499
20	9			0,089956	0,01611
30	9,8			0,134934	0,017542
40	9,8			0,179912	0,017542
50	8,8			0,22489	0,015752
60	7,5			0,269868	0,013425
70	5,9			0,314846	0,010561
80	4			0,359824	0,00716
90	2			0,404802	0,00358
95	1,2			0,427291	0,002148
100	0			0,44978	0

За отриманими даними проводимо графічну побудову лопаті.



5. Вибір відсмоктуючої труби ПЛ20/811-В-800

Відсмоктуюча труба гідротурбіни призначена для[11]:

відводу води від робочого колеса у нижній б'єф з мінімальними втратами енергії;

перетворювання кінетичної енергії потоку, який виходить з РК, у енергію тиску.

Завдяки установці ВТ під робочим колесом створюється додаткове розрідження, наслідком чого, напір, який використовується турбіною, зростає[9].

Основним геометричним параметром гнутої ВТ, яка впливає на гідравлічні якості ГТ, є відносна висота

,

яка приймається відповідно ДСТУ[11] (рис.5.1).

Для поворотно-лопатевої гідротурбіни . У даному випадку приймаємо

:

Довжина відсмоктуючої труби . Приймаємо

:

м.

Згідно ДСТУ приймаємо коліно типу КУ-1ПЛ.

Повна висота ВТ дорівнює з формули (5.1):

, (5.1)

Рисунок 5.1 - Геометричні співвідношення відсмоктуючої труби

де - висота камери робочого колеса, м;

- висота конусу;

- висота коліна.

Приймаємо кут розширення вхідного конусу .

Виразимо і через :

Висота конусу з формули (5.2):

, (5.2)



де - діаметр горловини робочого колеса, м.

Висота коліна з формули (5.3):

. (5.3)

Підставимо значення і у вираз (5.1) і знайдемо .

м.

Відносний діаметр

.

.

Ближче нормалізоване значення . Уточнюємо м. Уточнюємо кут конусу:

,

,

.

Знаходимо висоти конуса і коліна:



,

м.

м.

Величина кута нахилу основи вихідного дифузору ВТ типу КУ - 1ПЛ не може бути більш ніж 12є. Приймаємо .

,

м

встановлюється у вихідному дифузорі опірний бичок. Відстань від вісі гідротурбіни до вхідної кромки бичка приймається не менш ніж

.

м.

Товщина бичка приймається

:

м.

Радіус вхідної кромки приймаються відповідно:

:



м.

Визначаємо швидкість на виході з відсмоктуючої труби:

,

де - площа поперечного перетину на виході з відсмоктуючої труби,

Qp=448,18 л/с.

,

м2.

м/с.

Визначаємо вихідні втрати:

;

коефіцієнт Кориоліса, який характеризує нерівномірність розподілу швидкості потоку у вихідному перетині труби; для даного типу ВТ [11].

.



6. Опис конструкції гідротурбіни ПЛ20/811-В-800

6.1 Закладні частини

До складу закладних частин входять: статор, фундаментне кільце, спіральна камера, конус ВТ, шахта турбіни, закладні трубопроводи (закладні трубопроводи є часткою водяних і повітряних трубопроводів у межах турбіни).

6.2 Заставні і фундаментні частини

Робота турбіни в генераторному режимі передбачена для напорів від 9,6м до 17, а також в режимі синхронного компенсатора[3].

Підведення води до турбіни з верхнього б'єфа здійснюється через бетонну спіральну камеру з плоскою стелею і кутом обхвату 210°, трапецеїдальною формою перетинів і двома бичками. На вхідних ділянках водоводу немає швидко падаючих щитів, а передбачені лише пази для ремонтних та аварійних затворів, також на вході встановлені решітки, які встановлюються за допомогою козлового крана.

Статор турбіни, що сприймає осьовий тиск води, масу ротора агрегату і частково масу залізобетонних конструкцій будівлі ГЕС, складається зі звареного кільця статора, що одночасно є і верхнім кільцем НА, і приєднаних до нього болтами сімнадцяти зварно-литих профільованих колон.

Омивана водою поверхня камери РК виконана з корозійностійкої сталі.

Від турбіни вода відводиться через вигнуту ВТ висотою h = 2.0?D1 = 16000 мм, довжиною L = 4.1?D1 = 32800мм і має роздільний бичок шириною 2800 мм, встановленим у вихідному дифузорі.



6.3 Робочі механізми

Ротор турбіни, що складається з РК, вала і штанг, з'єднаний верхнім фланцем вала з ротором генератора за допомогою призоних і звичайних болтів. Ротор гідроагрегата направляється двома підшипниками, з них один відносяться до генератора. Для зменшення висотних розмірів гідроагрегата використаний зонтичний генератор і прийняте компонування з опорою на кришку турбіни. Така конструкція дає можливість усунути громіздку нижню хрестовину зонтичного генератора і наблизити його до турбіни. Направляючі підшипники турбіни виконаний з гумовими вкладишами; змащування й охолодження підшипників проводиться водою через фільтр із трубопроводу технічного водопостачання ГЕС, також він має додаткові джерела водопостачання зі спіральної камери та аварійного водопостачання з пожежного трубопроводу. У зоні встановлення направляючого підшипника вал турбіни облицьований корозійностійкої сталі[3].

Діаметр розташування лопаток направляючого апарата турбіни D0 = 9300мм, кількість лопаток z0= 12, висота направляючого апарата b0 = 3200мм. Профіль лопаток - симетричний. Верхнє кільце направляючого апарату конструктивно об'єднане з кришкою турбіни. Кожна лопатка направляючого апарата тримається трьома підшипниками. Нижній підшипник лопатки розміщений у стакані, встановленій в отворі нижнього кільця направляючого апарату. У процесі монтажу направляючого апарата виробляється центрування нижніх підшипників лопаток і остаточна приварку їх до нижнього кільця. Цим забезпечується компенсація технологічних погрішностей при виконанні отворів у кришці турбіни і у нижньому кільці направляючого апарата. Поверхні тертя втулок підшипників лопаток покриті композицією, яка не потребує змащування під час роботи. Передбачене також ущільнення яке запобігає попадання води з проточної частини на кришку турбіни.

На цапфи лопаток насаджені важелі, закріплені циліндричними шпонками.

Серги направляючого апарату мають регульовану довжину і надягнуті зверху на пальці, запресовані в отвори в регулюючому кільці, накладках і важелях[7].

Поворот лопаток НА здійснюється двома прямовісними сервомоторами діаметром 600мм. Корпус сервомотору знаходиться у шахті турбіни, а тяга сервомотора шарнірно з'єднана з пальцем, запресованим у вухо регулюючого кільця. При повороті регулюючого кільця корпус обертається в горизонтальній площині відносно шарнірної опори. У місцях тертя регулюючого кільця по поверхні кришки турбіни встановлені капралонові сухарі, що не вимагають змащування під час роботи. Втулки механізму повороту виконані з капралону і також не вимагають змащування[4].

Для зменшення протікання через закритий напрямний апарат поверхні торкання суміжних лопаток і торців профільної частини ущільнюються гумовими шнурами.

Кришка турбіни являє собою зварену конструкцію з листової сталі. Нижній плоский лист кришки турбіни стикується з конічною обичайкою, утворюючи разом з нею поверхню проточної частини турбіни. За умовами транспортування кришка турбіни виконана із секторів з радіальними розніманнями.

РК типу ПЛ має діаметр D1 = 8,0 м, втулкове відношення 0,4. Робоче колесо включає чотири поворотні лопаті відлиті з корозійностійкої сталі з окремими цапфами, що з'єднуються з фланцями лопотів і важелями за допомогою болтів і шпонок.

РК виконане з поворотним механізмом на підшипниках ковзання з хрестовиною. Поворот здійснюється кривошипно-шатунним механізмом, розташованим усередині корпуса робочого колеса і сервомотором, що приводиться в рух. Поршень відокремлює порожнини відкриття від порожнини закриття лопат[9].

Вал турбіни цільнокований; нижній фланець вала служить кришкою робочого колеса. Усередині порожніх валів турбіни і генератора розташовані трубчаті штанги, по яких подається мастило під тиском від МНУ через головний золотник регулятора і мастилоприймач до порожнин сервомотора робочого колеса. Маслоприймач розміщений над ротором генератора на верхній хрестовині.

6.4 Допоміжне устаткування

Турбіна обладнана допоміжними пристроями і механізмами, до числа яких відносяться: водяні і повітряні трубопроводи з необхідною арматурою, що забезпечує водою направляючого підшипника, відкачку води з кришки турбіни й відтиснення води з камери робочого колеса при переході в режим синхронного компенсатора(СК); мастильний трубопровід системи регулювання, що з'єднує окремі елементи системи; зворотні зв'язки сервомоторів направляючого апарата і робочого колеса; установка блоків автоматики з контрольними щитами вимірювальних приладів, повітряних потреб, витрати води через турбіну, рівнів відтісненої води в режимі СК, електропроводки; лекажний агрегат, клапани зриву вакууму і освітлення й електропроводка в шахту турбіни.[12]

На даній турбіні також є пропозиція встановити на трубопровід, технічного водопостачання системи охолодження агрегату, клапан впуску повітря. Це пов'язано з отриманими даними по перепаду тиску в системі тех. водопостачання під час зупинки агрегата. Так на турбіні №3 за допомогою мановакуметру встановлено, що під час роботи агрегату тиск в системі тех. водопостачання складає 0,8 ч 1 кг/см2, але під час зупинки агрегату та закриттю засувки тех. водопостачання, відбувається розрядження в системі і на зміну тиску ми отримуємо вакуум в розмірі 400ч500 мм ртутного ст., котрий повільно зникає на протязі 15 ч 40 хвилин. Це вказує, що крім старіння металу та вібрації, на трубки масло та повітря охолоджувачів діє перепад тиску, що в загалі призводить до появи тріщин в трубках охолоджувачів.[7]

Далі поява в системі вакууму призводить до всмоктування, через тріщини та пори які з'явилися, мастила в систему охолодження. При подальшому пуску турбіни мастило з системи охолодження, потрапляє до річки, що порушує екологію навколишнього середовища[13].

Встановивши клапан впуску повітря ми будемо мати можливість запобігти появі вакууму в системі технічного водопостачання при зупинці агрегата і позбутися пов'язаних з цим небажаних наслідків.

6.5 Регуляторне устаткування

Усе гідротурбінне устаткування розташовується в будинку ГЕС у місцях, що відповідають призначенням того чи іншого вузла. Регуляторне устаткування (МНУ) розташовується безпосередньо у машинному залі. Додатковим аварійним засобом зупинки турбіни є аварійний золотник, що подає під тиском мастило в сервомотори направляючого апарата, минаючи головний золотник регулятора[14].

Регулювання гідротурбіни здійснюється: електрогідравлічні регулятори подвійного регулювання РК-200 з діаметром золотників 200мм, та регулятори GANP з діаметром головних золотників 100мм. Також планується зробити регулятор GANP на базі блоку головних золотників РК-200. Протиаварійний захист агрегату здійснюється регулятором швидкості, що зупиняє агрегат у випадку падіння тиску в котлі МНУ, суттєва зміна рівня мастила в підшипниках, зростання температури вище допустимої і припинення подачі води на змащування направляючого підшипника турбіни. Протирозгінний захист здійснюється золотником аварійного закриття.



7. Розрахунки на міцність валу

7.1 Розрахунок на міцність валу гідротурбіни ПЛ20/811-В-800

Вихідні дані:

Номінальна потужність МВт;

Номінальна частота обертання: хв-1;

Зовнішній діаметр вала:

Внутрішній діаметр вала:

Вага вала: .

Вага робочого колеса: .

Матеріал: Сталь 20ГС,

Приведені допустимі напруження: ;

Допустимі напруження кручення: .

Осьове гідравлічне зусилля .

Крутячий момент на валу гідротурбіни:

(6.1)

.

Момент опору крутінню:

(6.2)

Напруження кручення:

(6.3)

.

Напруження розтягування:

(6.4)

де

.

Приведені напруження:

,(6.5)



8. Економічна оцінка і обґрунтування

В даному розділі розглядається визначення капітальних витрат на спорудження об'єкта; визначення річних експлуатаційних витрат для розглянутого верстата Зексп; розрахунок собівартості виготовлення деталей (заготівок), визначення та аналіз її структури.

8.1 Визначення капітальних витрат на спорудження об'єкта

Загальна розрахункова формула має вигляд[23] з формули (9.1):

(8.1)

де: загальна сума капітальних витрат на спорудження об'єкта;

капітальні витрати на власне об'єкт;

витрати на транспортно-монтажні роботи.

Приймаємо

8.2 Визначення річних експлуатаційних витрат

Усі витрати, пов'язані з функціонуванням обладнання протягом року називаються експлуатаційними витратами. Вони включають в себе такі складові[24,25]:

витрати на обслуговування технологічного обладнання, його огляди, регулювання, дрібний ремонт тощо;

витрати, пов'язані з оплатою праці обслуговуючого персоналу з відповідними нарахуваннями;

інші непрямі витрати, пов'язані з адмініструванням, управлінням підприємством, збутом продукції.

Розрахункова формула для визначення річних експлуатаційних витрат в загальному випадку має вигляд з формули (9.2):

; (8.2)

де: витрати на утримання та експлуатацію обладнання, тис. грн.;

витрати на оплату праці з нарахуваннями, тис. грн.;

непрямі витрати, в тому числі, витрати на адміністрування, збут та інші непрямі витрати, тис. грн.

Витрати на утримання та експлуатацію обладнаннявключають в себе всі витрати на поточне обслуговування, регулювання, дрібний і середній ремонт всіх видів технологічного обладнання. Розраховуються ці витрати або прямим способом, або укрупнено, виходячи зі сформованих середніх співвідношень з формули (9.3):

; (8.3)

Величина амортизаційних відрахувань визначається по рівномірному методу. Розрахункова величина при цьому має вигляд з формули(9.4):

; (8.4)

де:частка основних фондів, що підлягають амортизації (орієнтовно 0,65ч0,7); приймаємо ;

середня норма амортизаційних відрахувань для даного виду техніки (орієнтовно 0,20 ч 0,25); приймаємо

Витрати на оплату праці з нарахуваннями включають всі витрати на оплату праці оперативного персоналу (основних виробничих робітників) з урахуванням основної, додаткової зарплати і соціальних відрахувань з цих сум, передбачених чинним законодавством. Розрахункова формула на даний момент має вигляд з формули (9.5):

(8.5)

де: основна заробітна плата обслуговуючого персоналу, яка розраховується якщо відома його чисельність за такою формулою (9.6):

(8.6)

де: чисельність обслуговуючого персоналу по даній категорії обладнання з рахуванням змінності; ;

середньомісячна заробітна плата в розглянутому періоді, грн.;

;

середня тривалість робочого періоду за календарний рік у місцях з урахуванням тарифної відпустки, компенсація за який виплачується з додаткової заробітної плати.

законодавчо визначений коефіцієнт нарахувань на всі види заробітної плати.

додаткова заробітна плата, яка витрачається на оплату тарифних відпусток і всіх інших оплачуваних невиходів на роботу, передбачених чинним законодавством;

Непрямі витрати це витрати на адміністрування, утримання апарату управління, діловодство, представницькі витрати, поштові, банківські, збутові потреби і т.п. Це непрямі витрати, і визначаються вони непрямим чином по середньому склався співвідношенню з (9.7) та (9.8):

(8.7)

(8.8)

Всі розрахунки річних експлуатаційних витрат зводимо в таблицю 9.1.

Таблиця 9.1 Розрахунок річних експлуатаційних витрат і собівартості електроенергії

Найменування показника	Розрахункова формула	Величина
1. Кількість виробленої електроенергії, , млн кВт.год.		9581,06
2. Кількість відпущеної електроенергії, млн кВт.ч	,	8373,4
3. Витрати на оплату праці з нарахуваннями, тис.грн	0	1103,29
4. Розмір основних фондів, , млн грн		50,0
5. Амортізаційна складова собівартості, тис.грн		9246
6. Витрати з утримання та експлуатації обладнання, ,тис.грн.		3143,64
7. Непрямі витрати, тис. грн		849,386
8. Сумарна величина річних експлуатаційних витрат, тис.грн		5096,316

8.3 Розрахунок величини і структури собівартості одиниці продукції

Розрахунок проводиться по укрупненій методиці, так як для докладного калькулювання собівартості продукції немає достатніх вихідних даних[34].

Розрахункова формула має вигляд з формули (9.9):

; (8.9)

де: собівартість відпущеного кВтг електроенергії;

кількість відпущеного продукту за рік.

5096,316 0,060863 коп

Сод= 8373,4*1000 кВт

За результатами проведених розрахунків необхідно визначити структуру собівартості одиниці продукції, виходячи з того, що за 100% приймається повна собівартість одиниці продукції, а всі інші складові собівартості розраховуються за формулою, прийнятою для розрахунку структури будь-якої комплексної величини[26].

·100%;

де: питома вага (у долях) і-ої складової цілого числа;

і- ая складова в абсолютних величинах, тис. грн.;

Сумарна величина експлуатаційних витрат, тис. грн.

Сума всіх значень дорівнює одиниці, тобто .

У даному випадку необхідно визначити три значення відповідно до кількості складових витрат у собівартості, а саме витрат з утримання та експлуатації обладнання, витрат на оплату праці з нарахуваннями та інших непрямих витрат, до складу яких входять загальновиробничі і загальногосподарські витрати.

Розрахунок зводиться в таблицю 8. 2.

Таблиця 8.2 Розрахунок структури собівартості одиниці продукції

Найменування складової витрат	Річні експлуатаційні витрати, тис. грн.	Складова собівартості одиниці продукції грн / кВт	Структура собівартості одиниці продукції,%
1.Витрати на утримання і обслуговування устаткування,	3143,64	0,00037543	61,68%
2. Витрати на оплату праці з нарахуваннями,	1103,29	0,00013176	21,65%
3.Непрямі витрати,	849,386	0,00010144	16,67%
Всього	5096,316	0,00060863	100%

По результатах розрахунків з таблиці 8.2 побудовано кругову діаграму рисунок 8.1.



Рисунок 9.1 - Структура собівартості одиниці продукції.

Найбільшу складову займають виплати на утримання і обслуговування устаткування, , оскільки ми маємо справу з надзвичайно складним та відповідальним механізмом, що мусить постійно перебувати у робочому стані. Також варто відмітити виплати на оплату праці . Така значна частка у собівартості зумовлюється тим, що у даній галузі працюють висококваліфіковані спеціалісти вузького профілю, які потребують високої заробітної платні.

8.4 Розрахунок показників економічної ефективності

Розрахунок ціни виробництва виробів (Цвир-ва.) проводиться для кожного розрахункового року по формулі[24, 25] з формули(9.10):

Цвир-ва.= Cповн. +Прн= Cповн. · (1+R/100), (8.10)

де Cповн.- повна собівартість; Прн - нормативний прибуток по виробу, визначений величиною рентабельності виробництва виробу R.

Цвир-ва.=65(1+25/100)=81,25 млн.грн.

Розрахунок прибутку одного виробу проводимо по формулі(9.11):



Прн = CповнR (8.11)

де, R - рентабельність виробництва в %.

Прн=65•25/100 = 16,25 млн.грн.

Розрахунок відпускної ціни виробу Цвід з формули(9.12)

Цвід = Цвир-ва+ПДВ = Цвир-ва(1+ПДВ/100) (8.12)

Цвід = 81250(1+20/100) = 97,50 млн.грн.

Розрахунок чистого прибутку кожного року з формули(9.13):

Прчист.t = (Цви-ва.t - Cповн.t) · Aріч. (1-Нпр/100); (8.13)

де, Аріч- річний випуск в шт; Нпр - податок на прибуток.

Прчист.і = (81250-65000) ·4•0,75 = 48,75 млн.грн.

Розрахунок річного грошового потоку проводиться за кожен рік розрахункового періоду, починаючи з року, в якому починається продаж річних виробів, по наступній формулі(9.14):

ДПt = ПРчист.t +Аріч; (8.14)

де, Аріч - річна величина амортизаційних відрахувань.

Оскільки виробництво турбін здійснюється на наявному устаткуванні, амортизація в даному розрахунку не враховується.

ДП і = ПРчист.і = 48,75 млн.гр.;

Розрахунок коефіцієнта дисконтування грошового потоку проводиться за формулою (9.15):



Кдиск.t = 1 / (1+Ен.д)t; (8.15)

де, Ен.д. - ставка дисконтування; t - номер року від початку продажу.

Кдиск.3р = 1 / (1+0,15)1= 1/1,18 = 0,869;

Кдиск.4р = 1 / (1+0,15)2= 1/1,3225 = 0,756;

Кдиск.5р = 1 / (1+0,15)3= 1/1,5209 = 0,658.

Розрахунок кумулятивного дисконтного грошового потоку (КДД) проводиться для всього розрахункового періода за формулою(8.16):

КДД = ? ДДПt = ? (ДПt Кдисt) (8.16)

КДД = 48,75 • 0,869 + 48,75 • 0,756 + 48,75 • 0,658 = 111,31 млн.грн.

Оскільки капітальні вкладення здійснюється в перебігу двох років, проводимо їх дисконтування. Розрахунок коефіцієнтів дисконтування капітальних вкладень проводиться по формулі(9.16)

Кдиск.t = (1+Ен.д)t (8.16)

де, t - номер року від початку реалізації готових виробів.

Кдиск.1р = (1+0,15)2 =1,3225;

Кдиск.2р = (1+0,15)1 =1,15.

Розрахунок кумулятивних дисконтних інвестицій проводиться за весь період освоєння інвестицій(9.17):

ІКД = ? ІДt = ?(ІtКдиск t) (8.17)

де, It - інвестиції даного року освоєння.

ІКД = 17 • 1,3225 + 17 • 1,15 = 42,033 млн.грн.

Розрахунок чистого дисконтного потоку проводиться по формулі(9.20):



ЧДП = КПП - ІКД (8.20)

ЧДП = 111,31 - 42,033 = 69,275 тис.грн.

Дисконтна рентабельність інвестицій (Rінв) або індекс прибутковості (ID) розраховується по формулі(8.21):

Rінв = КДД/ИКД (8.21)

Rінв = 111307/42033 =2,648.

Таблиця 8.3 - Розрахунок показників економічної ефективності

Розрахунок показників економічної ефективності
Найменування показника	Роки розрахункового періоду
	1	2	3	4	5
Розрахунок цін виробництва виробів (Цви-ва.t)млн.грн/шт.			81,25	81,25	81,25
Розрахунок відпускної ціни (Цвідп.t) млн.грн/шт.			97,5	97,5	97,5
Розрахунок чистого прибутку (Прчист.t) млн.грн			48,75	48,75	48,75
Розрахунок річного грошового потока (ГП) млн.грн			48,75	48,75	48,75
Розрахунок коефіцієнта дисконтування (Кдиск.t)	1,3225	1,15	0,8696	0,7561	0,6575
Розрахунок дисконтованного грошового потоку (ДГПt) млн.грн			42,391	36,862	32,054
Розрахунок кумулятивного грошового потоку (КГПt=? ДГП) млн.грн	42,39
Чистий дисконтуванний потік ЧГп млн.гр	-22,48	-42,03	0,36	37,22	69,27
Дисконтированная рентабельність інвестицій (Rинв.), индекс прибутковості (ID) млн.грн	2,65



Рисунок 8.2 Графік зміни затрат з врахуванням інвестицій

8.5 Розрахунок беззбиткової точки проекту

Критичний об'єм виробництва або беззбиткова точка (Абез) відповідає такому об'єму продажі, при якому об'єм виручки від продажів дорівнює витратам на виробництво продукції, а прибуток дорівнює 0[23,26].

За даними про склад витрат (сумарні річні витрати на випуск З сум у рік, постійні витрати на одиницю Зпост.од, змінні витрати на одиницю З зм. од ) і виручку від реалізації продукції (В річ) можна одержати співвідношення, яке дозволяє аналітично визначити беззбиткову точку з формули(8.22):

В річ = Ц в-ва •А річ, (8.22)

де Ц в-ва - ціна виробництва;

А річ - плановий річний випуск продукції.

В річ = 81,25 • 4 = 325 млн. грн..

Сумарні річні витрати на випуск дорівнюють з формули (8.23)

З сум. річ. = С повн. од. • А річ, (8.23)

де С повн. од. - повна собівартість одиниці виробу.

З сум. річ. = 65 • 4 = 260 млн. грн..

Постійні витрати на одиницю дорівнюють

З пост. од. = 0,3 • С повн. од.,

З пост. од. = 0,3 • 65 = 19,5 млн. грн..

Змінні витрати на одиницю дорівнюють

З зм. од. = 0,7 • С повн. од.,

З зм. од. = 0,7 • 65 = 45,5 млн. грн..

Постійні витрати на річний випуск дорівнюють

З пост. річ. = З пост. од. • А річ,

З пост. річ. = 19,5 • 4 = 78 млн. грн..

Беззбиткова точка визначається по формулі

А без = З пост. річ / ( Ц в-ва - З зм. од),

А без = 78 / (81,25 - 45,5) = 2,1818 шт.

На рисунку 8.3 показаний графік беззбитковості, з якого можна побачити зону прибутку, зону збитків.

озрахунок коефіцієнта безпеки (запасу) проекту проводиться за формулою:

Кбезп = (Аріч - Абез)/ Аріч,

Кбезп = (4 - 2,1818)/ 4 = 0,4545.

Коефіцієнт запасу характеризує надійність (безпеку) проекту, тобто ступінь можливого зниження об'єму продажів без ризику потрапити у збиткову зону[35].

В цілому проект економічно доцільний, оскільки

1. ЧГП (NPV) = 69,275 млн. грн.

2. Індекс прибутковості - 2,65.

3. Коефіцієнт безпеки - 0,4544.



9. Охорона праці та навколишнього середовища

У даному розділі проекту розроблені заходи для безпечної експлуатації гідравлічної турбіни. Охорона праці є головною умовою заходів у будь-якому виробничому процесі і тому її метою є зберігання здоров'я і життєдіяльності людини в процесі його праці.

9.1 Технічна характеристика об'єкта, що проектується

Об'єктом, що проектується є ГЕС з ПЛ гідротурбінами типу ПЛ-20 при експлуатації.

У таблиці 9.1 наведено технічні характеристики ГЕС, що проектується.

Таблиця 9.1 - Технічні характеристики ГЕС

1	2	3
Розрахункові витрати	870	л/с
Номінальна потужність	58	МВт
Розрахунковий ККД	92,9	%
Максимальний ККД	94,7	%
Середній строк придатності	45	років
Ресурс між капітальними ремонтами	5	років

Перелік потенційно небезпечних і шкідливих факторів, які негативно впливають на умови праці при експлуатації гідротурбіни, наведені у таблиці 9.2.

Таблиця 9.2 - Перелік небезпечних і шкідливих виробничих факторів

Шкідливі та небезпечні фактори	Джерело походження
Висока електрона напруга	Гідрогенератор, щит керування, електронасоси
Вібрація і шум	Підвищене биття валу агрегату, змінення зазорів у підшипникових вузлах агрегату, велика густина рідини, кавітація [27, 28]
Витік масла	Витік масла у систему регулювання і керування гідромашини, мала густини робочої рідини [14, 30]
Високий тиск	Сервомотори, котли МНУ, вузли трубопроводів системи управління гідротурбіни [14, 30]

Усі ці фактори негативно впливають на умови праці робочого персоналу.

9.2 Промислова санітарія

Метрологічні умови

Оптимальні параметри температури, відносної вологості і швидкості руху повітря в робочій зоні приміщення, де змонтоване обладнання відповідає вимогам ДСН 3.3.6.042-99 [31], які наведені у таблиці 9.3.

Таблиця 9.3 - Параметри мікроклімату

Категорія робот за важкістю	Період року	Температура, 0С	Відносна вологість, %	Швидкість руху повітря, м/с
Легка Іб Середньої важкості ІІб	Холодний	21-23 17-19	40-60 40-60	не більше 0,1 не більше 0,2
Легка Іб Середньої важкості ІІб	Теплий	22-24 20-22	40-60 40-60	не більше 0,2 не більше 0,4

При експлуатації гідротурбіни відбувається виділення шкідливих речовин у повітря, які не повинні перевищувати граничнодопустимих концентрацій, характеристика яких наведена у таблиці 9.4.

Шкідливі речовини виділяються при проведенні зварювальних робіт, а також при виготовлені деталей гідротурбіні. Шкідливі речовини виділяються у вигляді пару, аерозолів, або суміщу пару й аерозолів. Зміст шкідливих речовин у робочій зоні не повинен перевищувати встановлених граничнодопустимих концентрацій відповідно до ДСН 3.3.6.042-99 [31].

Для нормального мікроклімату передбачені наступні заходи, які забезпечуються згідно ДБН В.2.5-67-2013 [32].

Вентиляція, що забезпечує очищення робочого приміщення від забрудненого і перегрітого повітря, що дозволяє створити в робочій зоні сприятливі умови праці.

За способом подачі повітря застосовується штучна подача.

Таблиця 9.4 - Характеристика шкідливих речовин, що виділяються у технологічному процесі, при обробці металу

Найменування	ПДК, мг/м3	Клас небезпеки	Заходи щодо зниження виділення у технологічному процесі
Залізо окис із домішкою окислів марганцю до 3%	6	ІV пари	Проектування спеціалізованих приміщень для обробки металу з видалення шкідливих речовин з робочої зони: респіратори: витяжна вентиляція
Мідь металева	1/0,5	ІІ аерозоль
Нікель	0,05	ІІІ аерозоль
Вольфрам	6	ІІІ аерозоль
Цинк окис	6	ІІІ аерозоль
Оксид вуглецю	20	ІV пари

У машинному залі і у приміщенні пульта керування використовуємо припливно-витяжну вентиляцію, також у приміщенні пульта керування кондиціонування. У приміщенні пульта керування використається центральне парове опалення.

Виробниче освітлення

Одним з важливих факторів при експлуатації і виготовленні гідротурбіни є освітлення. У приміщеннях, де розташоване устаткування, передбачене природне висвітлення, у нічний час - штучне.

Для робочого місця передбачене робоче, а також аварійне освітлення, що застосовується у випадку відключення місця робітника, при якому може виникнути вибух, пожежа або порушення технологічного процесу.

Робоче освітлення передбачається для всіх приміщень, будинків, а також ділянок відкритих просторів призначених для роботи, проходу людей і руху транспорту.

Аварійне освітлення призначене у випадку якщо здійснюється відключення робочого освітлення і пов'язані із цим порушення нормального обслуговування устаткування і механізмів, що може викликати пожежу, вибух, тривале порушення технологічного процесу.

Наведемо характеристику виробничого освітлення деяких приміщень відповідних ДБН В.2.5-28-2006 [33].

Шум і вібрація

Джерелом шуму і вібрації в приміщеннях відповідно до ДСН 3.3.6.037-99 [27] є:

-підвищене биття вала агрегату;

-зміна зазорів у підшипникових вузлах;

-більша густина рідини (кавітація).

За характером шум, що виходить від турбіни постійний при даному режимі роботи гідрогенератора.

Характеристикою постійного шуму на робочому місці є рівень звукового тиску в октавних смугах, дБА, з середньо геометричними частотами: 63, 125, 250, 500, 1000, 2000, 4000, 8000 Гц відповідно до ДСН 3.3.6.037-99 [27], наведений у таблиці 9.6.

Рівень звукового тиску в машинному залі становить - 80 дБА, на пульті керування - 60 дБА, у насосних і водопровідних приміщеннях - 65 дБА.

Таблиця 9.6 - Рівень шуму на робочому місці

Робоче місце	Рівень звукового тиску в октавних смугах, дБА з середньо геометричними розмірами, Гц	Рівень еквів. дБА
	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Приміщення пульту управління	79	...

Подобные документы

• Характеристики електричних конденсаторів. Основні області застосування

  Властивості конденсатора, його позначення на схемах. Характеристики конденсаторів, основні параметри (ємність, щільність енергії, номінальна напруга та полярність). Класифікація конденсаторів за типом діелектрика. Основні області їх застосування.
  
  реферат [526,0 K], добавлен 18.10.2013
  

• Паливно-енергетичний комплекс України

  Складові паливно-енергетичного комплексу України: вугільна, нафтова, газова та торф'яна промисловість, електроенергетика. Розвиток українських вітроелектростанцій: Донузлавської, Чорноморської, Євпаторійської, Аджигільської, Трускавецької та Асканійської.
  
  презентация [2,0 M], добавлен 05.03.2014
  

• Гідроенергетика України

  Особливості функціонування гідроенергетики України. Становлення малої гідроенергетики України. Аналіз ефективності малої гідроенергетики України. Еколого-економічні аспекти регіональної гідроенергетики.
  
  курсовая работа [35,2 K], добавлен 30.03.2007
  

• Релейний захист

  Призначення релейного захисту та вимоги до пристроїв автоматики в електричних системах: селективність, швидкість дії, чутливість та надійність. Основні види пошкоджень і ненормальних режимів, що виникають в електричних установках. Види релейної техніки.
  
  реферат [660,3 K], добавлен 08.01.2011
  

• Склад обладнання гідроелектростанції. Основні системи гідротурбін і їх елементи

  Основні принципи проектування ГЕС. Склад головного обладнання. Номенклатура, типи і параметри гідротурбін, їх головна універсальна характеристика. Вибір типу турбіни і кількості агрегатів ГЕС. Співставлення і вибор турбін за результатами випробувань.
  
  реферат [63,2 K], добавлен 19.12.2010
  

• Електричні станції та їх основні типи. Графіки навантаження електростанцій

  Енергія як загальна і спільна міра різних форм рухів матерії. Структура паливо-енергетичного комплексу України. Забезпечення теплом населення та промислових підприємств як головна функція теплоенергетики. Графіки електричного навантаження електростанцій.
  
  контрольная работа [3,2 M], добавлен 13.09.2009
  

• Дослідження електричних властивостей напівпровідникових твердих розчинів

  Основні властивості неупорядкованих систем (кристалічних бінарних напівпровідникових сполук). Характер взаємодії компонентів, її вплив на зонні параметри та кристалічну структуру сплавів. Електропровідність і ефект Холла. Аналіз механізмів розсіювання.
  
  реферат [558,1 K], добавлен 07.02.2014
  

• Проектування електричних станцій та підстанцій

  Вибір трансформаторів підстанції. Розрахунок струмів КЗ. Обмеження струмів КЗ. Вибір перерізів кабельних ліній. Вибір електричних апаратів і провідників розподільчих пристроїв. Вибір трансформаторів струму. Вибір шин і ізоляторів. Власні потреби підстанці
  
  курсовая работа [560,2 K], добавлен 19.04.2007
  

• Автоматизація процесів у котельних установках

  Впровадження автоматизації в котельних установках та оцінка його економічного ефекту. Основні напрямки автоматизації систем теплопостачання. Характеристика БАУ-ТП-1 "Альфа", його функціональні особливості, принцип роботи та основні елементи пристрою.
  
  реферат [1,4 M], добавлен 05.01.2011
  

• Географія поширення та перспектива розвитку станції та установок альтернативних джерел енергії в Україні

  Основні види альтернативних джерела енергії в Україні, технології їх використання: вітряна, сонячна та біогазу. Географія поширення відповідних станцій в Україні. Сучасні тенденції та оцінка подальших перспектив розвитку альтернативних джерел енергії.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 17.05.2015
  

• Приплотинна ГЕС потужністю 2х27 МВт на річці "Т"

  Особливості технологічного процесу виробництва електроенергії на ГЕС. Проектування принципових схем електричних з'єднань. Види схем та їх призначення. Електричні параметри, компонування устаткування, склад споруджень. Кошторисна вартість підстанції.
  
  дипломная работа [542,6 K], добавлен 23.11.2010
  

• Енергозбереження на об’єктах гірничо-металургійного комплексу

  Стан та аналіз енергоспоживання та енергозбереження на об’єктах гірничо-металургійного комплексу (ГМК). Порівняльна характеристика енергоємності продукції з світовими стандартами. Енергоефективність використання паливно-енергетичних ресурсів ГМК України.
  
  реферат [91,5 K], добавлен 30.04.2010
  

• Розрахунок електричного асинхронного двигуна пральної машини "Золушка"

  Призначення, класифікація і основні вимоги до електричних машин. Принцип дії та конструкція асинхронного двигуна. Класифікація побутових електродвигунів. Основні види несправностей і відказів пральних машин, їх причини та засоби усунення. Техніка безпеки.
  
  курсовая работа [963,6 K], добавлен 07.11.2012
  

• Основні поняття, елементи та закони електричних кіл

  Активні та пасивні елементи електричного кола, ідеальне джерело напруги. Струми i напруги в електричних колах. Елементи топологічної структури кола. Задачі аналізу та синтезу електричних кіл, розглядання закону Ома, першого та другого законів Кiрхгофа.
  
  реферат [150,4 K], добавлен 23.01.2011
  

• Проектування електропостачання цеху металорізальних верстатів

  Характеристика об'єкта електропостачання, електричних навантажень, технологічного процесу. Класифікація будинку по вибуховій безпеці, пожежній електробезпечності. Розрахунок електричних навантажень, вибір трансформаторів, розподільних пристроїв.
  
  курсовая работа [97,8 K], добавлен 28.11.2010
  

• Електричні передачі локомотивів

  Основні параметри передачі. Вольт-амперна характеристика тягового генератора. Розробка силової схеми тепловоза, приведеного об'єму тягового електродвигуна, обмотки якорів і розмірів паза. Гальмівні характеристики електричної передачі потужності тепловоза.
  
  курсовая работа [858,8 K], добавлен 04.05.2014
  

• Властивості і процеси реальних газів і парів

  Загальні властивості реальних газів. Водяна пара і її характеристики. Аналіз трьох стадій отримання перегрітої пари. Основні термодинамічні процеси водяної пари. Термодинамічні властивості і процеси вологого повітря. Основні визначення і характеристики.
  
  реферат [1,2 M], добавлен 12.08.2013
  

• Проектування підстанцій систем електропостачання промислових підприємств

  Поняття силового трансформатора, основні вимоги до роботи цього вибору. Особливості проектування підстанції електропостачання промислових підприємств. Правила вибору елементів систем електропостачання: комунікаційної апаратури, шин, ізоляторів, напруги.
  
  курсовая работа [406,8 K], добавлен 14.03.2012
  

• Режими роботи генераторів

  Характеристика експлуатації, режимів роботи та основні причини пошкодження генераторів. Виникнення короткого замикання, встановлення струмового захисту від перевантаження генераторів, ушкодження ротора. Суть асинхронного режиму роботи гідрогенераторів.
  
  реферат [16,2 K], добавлен 03.04.2011
  

• Проектування асинхронних двигунів

  Аналіз конструктивних виконань аналогів проектованої електричної машини та її опис. Номінальні параметри електродвигуна. Електромагнітний розрахунок та проектування ротора. Розрахунок робочих характеристик двигуна, максимального обертального моменту.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 12.01.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам