Размещено на http://www.allbest.ru/

Республика Узбекистан

Ташкентский технический университет

Факультет: «Энергетика»

Кафедра: «Гидравлика и гидроэнергетика»

Выпускная квалификационная работа

На тему: «Модернизация Фархадской гидроэлектростанции»

Автор: Юлдашева Шохиста Собировна

Научный руководитель: Естифеева А.Г.

Зав. кафедрой: т.ф.д., проф. Мухаммадиев М.М.

Ташкент, 2014

Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Характеристика объекта

1.1.1 Назначение и расположение Фархадской ГЭС

1.1.2 Основные утверждающие документы и этапы создания объекта

1.2 Краткая характеристика природных условий участка расположения Фархадской ГЭС

1.3 Оценка водных ресурсов участка расположения Фархадской ГЭС

1.3.1 Место Фархадского гидроузла в водохозяйственной схеме бассейна

1.3.2 Обоснование стока воды через Фархадскую ГЭС

2. Водно-энергетические расчеты

3. Технологическая часть

3.1 Гидросиловое оборудование

3.1.1 Параметры установленного гидросилового оборудования

3.1.2 Режимы работы агрегатов по напорам и расходам

3.1.3 Гидротурбины агрегатов Г-1 и Г-2: оценка состояния, объем модернизации

3.1.4 Гидротурбины агрегатов Г-3 и Г-4: оценка состояния, объем модернизации

3.2 Гидрогенераторы агрегатов Г-1 и Г-2: оценка состояния и объем модернизации

3.2.1 Состояние гидрогенераторов агрегатов Г-1 и Г-2

3.2.2 Гидрогенераторы агрегатов Г-3 и Г-4: оценка состояния и объем модернизации

3.2.3 Масса основного гидроэнергетического оборудования

3.2.4 Модернизация систем возбуждения агрегатов Г-1 ч Г- 4

3.2.5 Модернизация систем управления и регулирования гидроагрегатов Г-1 ч Г- 4

3.2.6 Установленная мощность Фархадской ГЭС в результате модернизации

3.3 Механическое оборудование

3.3.1 Головной узел сооружений

3.3.2 Сооружения Напорно-станционного узла (НСУ)

4. Электротехническая часть

4.1 Главная схема электрических соединений

4.2 Расчет токов короткого замыкания

4.3 Релейная защита

4.4 Собственные нужды

4.4.1 Собственные нужды переменного тока

4.4.2 Собственные нужды постоянного тока

5. Экономическая часть

5.1 Анализ финансового состояния инициатора проекта и его возможностей по осуществлению проекта

5.2 Предварительная схема осуществления проекта

5.3 Предельная стоимость проекта

6. Экологическая часть

6.1 Характеристика и объем вредных выбросов и сточных вод при модернизации и эксплуатации Фархадской ГЭС

7. Часть БЖД

7.1 Водоснабжение, канализация и пожаротушение

7.1.1 Система пожаротушения

7.1.2 Хоз-питьевой водопровод

7.1.3 Хоз-бытовая канализация

7.2 Электроосвещение

7.3 Компоновка электротехнических устройств

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Валовое потребление первичных энергоресурсов с начала XX века возросло более чем в 10 раз. Вся большая часть человечества начинает осознавать конечность, исчерпаемость и невозобновляемость традиционных источников энергии (угля, нефти, газа), а также приносимый ущерб окружающей среде от их использования. По оценке ученых, нефти и газа хватит лишь на ближайшие несколько десятилетий, угля на 5 - 6 столетий. Доля этих источников в современном балансе энергопотребления составляет: нефти - 38 %, газа 20 %, угля - 27 %, т.е. в целом - 85 % от общего потребления. Становится очевидным, что с одной стороны необходимо всемирно экономить и снижать потребление энергии, а с другой - открывать и использовать новые источники энергии.

Оценивая современное состояние технических средств использования возобновляемых источников энергии, (кроме гидравлической), не представляется возможным в энергоснабжении заменить имеющиеся традиционные источники энергии, возобновляемыми. По имеющимся данным на уровне 2010 года степень замещения возобновляемыми источниками традиционных способов в мировом энергоснабжении может составлять не более 6-12 %. Для Республик СНГ такая доля еще меньше. В тоже время использование возобновляемых источников для удовлетворения нужд мелкого, особенно изолированного потребителя, весьма эффективно и рентабельно [9,17,19,20,21].

На протяжении всей современной истории гидравлическая энергия играла заметную роль в развитии человечества. В общем, энергобалансе, как в мире, так и в странах СНГ гидроэнергетические установки занимают существенное место. Так общая установленная мощность ГЭС в мире в настоящее время, достигла 694 ГВт (без учета малых ГЭС) и они вырабатывают около 2203 ТВт•ч/год электроэнергии, что составляет - 16-17 % мирового технического потенциала гидравлической энергии. [10,14,22]

Однако в настоящее время приходится констатировать, что
достижения крупной энергетики остались в прошлом и с завершением
строительства некоторых крупных ГЭС в СНГ эта страница
гидроэнергетики будет перевернута. Поэтому в крупной гидроэнергетике
сейчас самой актуальной является проблема реконструкции и
модернизации действующих ГЭС и НС. Для них требуется разработка
качественной проектно-сметной документации, отражающей современные социально - экономические, экологические, технологические и эксплуатационные требования к этим объектам, с учётом научно - технического прогресса. Также необходимо создание гидромашин для технического перевооружения, комплексной реконструкции и модернизации оборудования с учетом вписывания в существующие проточные части, отвечающие современным экологическим и режимным требованиям. Для этого требуется благоприятный инвестиционный климат, так как ясно, что инвестиции в эту отрасль - это несколько лет.

Учитывая, что ГЭС были самыми рентабельными предприятиями в составе Минэнерго, но в то же время самыми капиталоемкими, необходимо разработать специальные программы поэтапной реконструкции с нужными схемами финансирования и стимулирования (в т.ч. законодательного и налогового) этого процесса.

Модернизация УП «Фархадская ГЭС» выполняется в соответствии с Постановлениями Президента Республики Узбекистан №ПП-1442 от 15.12.2010 г. (Приложение № 3 п.25), № ПП-1455 от 29.12.2010 г. (Приложение № 13 п.12), № ПП-1668 от 27.12.2011 г. (Приложение № 13 п.20).

УП «Фархадская ГЭС» является унитарным предприятием в составе ГАК «Узбекэнерго», создано на основании Приказа ГАК «Узбекэнерго» от 25 июня 2004 года № 152, имеет самостоятельный финансовый баланс и не подлежит акционированию.

Основной задачей Фархадской ГЭС является обеспечение надежной работы оборудования, гидротехнических сооружений и передающих устройств, гарантирующих выполнение месячных, квартальных и годовых планов потребностей народного хозяйства и населения Республики Узбекистан в электрической энергии при минимальных затратах на ее производство.

Унитарным Предприятием «Фархадская ГЭС» получена лицензия серии ЭС № 029 от 15 апреля 2005 года на осуществление деятельности по производству электрической энергии на стационарных электростанциях, подключаемых к единой энергетической системе. Лицензия выдана на неограниченный срок и утверждена Кабинетом Министров Республики Узбекистан.

Целью проекта является модернизация и техническое перевооружение Фархадской ГЭС с заменой изношенного, выработавшего свой ресурс оборудования, обеспечение дальнейшей надежной и эффективной эксплуатации станции в энергосистеме Узбекистана с гарантированной подачей воды водохозяйственным потребителям, продление срока службы технологического оборудования на 40 лет с достижением нормативного межремонтного периода его работы, увеличение мощности станции до 127 МВт против располагаемых ныне 114 МВт, повышение годовой выработки электроэнергии за счет оптимального использования водного стока и прироста КПД модернизированных гидроагрегатов.

1. Общая часть

1.1 Характеристика объекта

1.1.1 Назначение и расположение Фархадской ГЭС

Фархадская ГЭС построена на реке Сырдарья. Является объектом комплексного назначения, одновременно решающим вопросы ирригации, энергетики и технического водоснабжения.

Эксплуатацией сооружений объекта обеспечивается:

· регулирование подачи воды на орошение 500 тыс. га земель Голодной и Дальверзинской степей на территории Узбекистана, Таджикистана и Казахстана;

· покрытие мощностей Узбекской энергосистемы и обеспечение электроэнергией местного потребителя;

· подача воды на технологические нужды Сырдарьинской тепловой станции (ТЭС), наиболее крупной в Узбекистане.

Фархадская гидроэлектростанция относится к смешанному плотинно- деривационному типу, поскольку в создании напора участвует как подпорное сооружение, перегораживающее р. Сырдарью и обеспечивающее забор воды в деривацию («головной узел»), так и деривационный канал, подводящий воду к напорно-станционному узлу, где сосредоточенным на ограниченном участке напором обеспечивается оптимальная выработка электроэнергии агрегатами ГЭС.

Фархадский головной узел является первой крупной плотиной, построенной в бассейне р. Сырдарья и положившей начало масштабному освоению гидроэнергетического потенциала этой реки. Во время строительства Фархадская ГЭС мощностью 126 МВт являлась самой крупной гидроэлектростанцией в Узбекистане и третьей по мощности - в бившем союзе.

Объект расположен в 160 км к югу от г. Ташкента, на территории Ташкентской и Сырдарьинской областей. Головной узел сооружений и верхний участок деривационного канала размещаются на территории Ташкентской области, нижний участок деривационного канала и сооружения напорно-станционного узла (НСУ) находятся на территории Сырдарьинской области Узбекистана. Следует отметить, что в настоящее время территория расположения головного узла сооружений и левобережная сторона части трассы деривационного канала подконтрольна Республике Таджикистан.

В районе расположения Фархадской ГЭС наиболее крупными населенными пунктами являются город Бекабад с населением 88,1 тыс. человек, расположенный по обеим сторонам реки Сырдарьи, и город строителей и эксплуатационников Сырдарьинской ТЭС - г. Ширин.

1.1.2 Основные утверждающие документы и этапы создания объекта

Решение о строительстве Фархадской ГЭС на р. Сырдарье было принято Постановлением Государственного Комитета обороны бившего союза 18 ноября 1942 года.

Основой для принятия решения послужил Технико-экономический доклад, разработанный Среднеазиатским отделением Гидроэнергопроекта в 1940 году (ныне ОАО «Гидропроект», г. Ташкент).

К разработке Проектного задания по Фархадской ГЭС приступили в декабре 1942 года под общим руководством Зам. Главного инженера Фархадстроя - Главного инженера проекта Фархадской ГЭС В.В. Пославского. В разработке приняли участие: Среднеазиатское Отделение Гдроэнергопроекта (напорно-станционный узел НСУ), Сазводпроиз - ныне УзГИП (головной узел сооружений и деривационный канал), Гидромонтаж, Ленгидэп и другие организации. Проектное задание было утверждено 15 июня 1943 г. Заместителем Наркома Электростанций СССР.

Проектирование объекта велось параллельно со строительством. Технический проект ГЭС составлен в 1946 году и утвержден 1 февраля 1947 года Заместителем Министра Электростанций бившего союза. Генеральная смета объекта утверждена в объеме 679,3 млн. руб.

Строительные работы по объекту начаты 10 февраля 1943 года.

Строительство осуществлялось специально созданным в составе треста «Чирчикстрой» управлением «Фархадстрой». Монтаж и частичное изготовление металлоконструкций, затворов и трубопроводов проводил «Средазгидромонтаж». Монтаж электрического и гидромеханического оборудования выполняло Монтажное Управлением треста «Средазгидроэнергострой».

В декабре 1944 года состоялось перекрытие р. Сырдарьи, воды реки направлены в новое обводное русло.

15 февраля 1948 г. пущена первая очередь гидроэлектростанции (гидроагрегаты Г-3, Г-4) с выдачей мощности 2х33 МВт по двум ЛЭП-110 кВ в города Ташкент и Чирчик.

6 апреля и 30 июня 1949 г. поагрегатно пущена вторая очередь ГЭС (агрегаты Г-2, Г-1) установленной мощностью по 24 МВт. Установленная мощность ГЭС доведена до 114 МВт.

Акт приёмки Фархадской ГЭС в промышленную эксплуатацию подписан 3 июля 1951 года.

В 1960 году выполнена замена агрегатов Г-1 и Г-2 с доведением их единичной мощности до 30 МВт. Суммарная установленная мощность Фархадской ГЭС достигла 126 МВт.

По завершении строительства на баланс Министерства Водного хозяйства Узбекистана были переданы канал «Новый Дальверзин», ирригационные выпуски и каналы (Ак-Булак, Ширин, Боз, Беговат) общей балансовой стоимостью 88 122,0 тыс. руб., выполненные в счет сметы объекта.

Фархадская ГЭС была передана в промышленную эксплуатацию Узбекэнерго Главвостокэнерго Министерства энергетики бившего союза по балансу на 1 июля 1951 года с балансовой стоимостью 614 714,7 тыс. руб.

В настоящее время эксплуатация объекта осуществляется Унитарным Предприятием (УП) «Фархадская ГЭС».

1.2 Краткая характеристика природных условий участка расположения Фархадской ГЭС

Климат и гидрологические условия

Плотина Головного узла Фархадской ГЭС построена на р. Сырдарье в 74 км выше впадения в нее р. Ахангаран и ниже плотины Кайраккумской ГЭС.

Бассейн р. Сырдарьи, второй по стоку воды в Центральной Азии после р. Амударьи, охватывает территорию четырех государств - Кыргызстана, Узбекистана, Таджикистана и Казахстана.

По морфологическим признакам бассейн р. Сырдарьи делится на две орографические области - горную (восточную) и равнинную (западную). Границы бассейна четко определяются в пределах горной области; на севере это хребты: Терскей - Алатау, Киргизский, Таласский Алатау и Каратау; на востоке и юге - хребты: Акшийряк и Борколдой, Атбаши, Алайский, Туркестанский и Нуратау.

Наиболее высокие точки рельефа находятся на Алайском и Туркестанском хребтах: от 4000 до 6000 м над уровнем моря, вершины Таласского Алатау не превышают 4400 м.

Почти всюду гребни основных хребтов значительно выдаются за снеговую линию, расположенную здесь на отметках 3300 - 3400 м. Вечные снега и оледенение занимают в водосборе р. Сырдарьи значительное пространство. В бассейне р. Нарын, главной по водоносности составляющей р. Сырдарьи, сосредоточено наибольшее количество ледников - около 750, на северных склонах Алайского и Туркестанского хребтов - более 500, в бассейне р. Чирчик - около 200.

Кроме того, в водосборах рек Нарын, Карадарья, Ахангаран (Ангрен), Чирчик и других широко распространены снежники, как сезонные, так и многолетние и вечные снега, играющие существенную роль в питании этих рек.

Западная часть бассейна р. Сырдарьи находится на территории песчаных равнин, где его границы не выражены.

Река Сырдарья образуется слиянием рек Нарын и Карадарья в восточной части Ферганской долины, ее длина от слияния составляющих до устья (Аральского моря) равна около 2212 км, площадь водосбора до гидропоста «Кетмень - Тюбе» - 219000 км².

Ниже слияния своих составляющих рек Нарын и Карадарья р. Сырдарья протекает по Ферганской долине, представляющей собой замкнутую межгорную впадину.

К Ферганской долине подходят коренные породы горной гряды Моголтау, прорезая которые р. Сырдарья образует Беговатские пороги. Именно здесь в 1948 году была построена плотина Фархадской ГЭС.

Ниже Беговатских порогов р. Сырдарья река течет в северо-западном направлении до Аральского моря по обширным равнинным пространствам, которые поверхностного стока в русло р. Сырдарьи практически не дают.

Наибольшее число притоков р. Сырдарьи сосредоточено в пределах Ферганской долины: справа - Падшаата, Кассансай, Гавасай, Чаадаксай; слева - Исфайрамсай, Шахимардан, Сох, Исфара, Ходжабакирган и Аксу.

Ниже Ферганской долины и Фархадского водохранилища р.Сырдарья принимает справа реки Ахангаран, Чирчик, Келес и множество мелких притоков, которые разбираются на орошение.

Забор воды из р.Сырдарьи на орошение осуществляется с древних времен. На верхнем участке, в пределах Ферганской долины, такие крупные каналы, как Шаарихансай и Андижансай, существуют не одно столетие; БФК, СФК и ЮФК - с начала сороковых годов.

Район расположения Фархадской ГЭС относится к средней части бассейна р. Сырдарьи, которая по физико-географическим условиям представляет собой низменные, равнинные пустыни. Ширина речной долины на этом участке достигает 1,0 - 1,5 км, в наиболее суженой части теснины - 0,4 - 0,6 км. Пойма большей частью односторонняя, не приуроченная к какому-либо из берегов.

Русло реки извилистое, разветвленное и многорукавное с островами и старицами. Ширина русла в межень колеблется от 300 до 1000 м, сложено средне- и мелкозернистыми песками и подвержено сильным деформациям.

Климатические условия района размещения Фархадской ГЭС отличаются резко выраженной континентальностью: высокими летними температурами, резкими сезонными и суточными ее колебаниями, засушливостью, а также особым ветровым режимом.

Климат района характеризуются многолетними данными наблюдений ближайшей метеорологической станции «Дальверзин» (Н = 289 м) за период 1928 - 1980 гг. В настоящее время в районе расположения сооружений и области формирования стока реки Сырдарья наиболее крупным является метеопост Бекабад,

Среднегодовая температура воздуха составляет 13,9^оС. Наибольшая среднемесячная температура воздуха наблюдается в июле 27,1^оС с абсолютным максимумом 43^оС (1948, 1973 гг.); наименьшая среднемесячная температура в январе - минус 0,8^оС с абсолютным минимумом минус 35^оС (1930 г.).

Относительная влажность воздуха меняется в течение года в широких пределах: от 45% в июне до 75 и 74 % в декабре и январе, соответственно, при среднегодовой величине 62 %. Абсолютная влажность воздуха наивысших своих значений достигает в июле 16,8 мб, наинизших - в январе - 4,5 мб, при среднегодовом - 10 мб.

Годовое количество осадков в среднем за многолетие составляет 316 мм. Наибольшие месячные суммы осадков отмечаются в марте - 59 мм и в апреле - 53 мм. В летний период (июль - август) и в сентябре осадки практически не выпадают.

Устойчивый снежный покров устанавливается менее чем в 50 % зим. Сроки появления снежного покрова крайне непостоянны. Средняя дата его появления приходится на 3 декабря, дата схода - на 1 марта, в отдельные годы отклонения от средней даты достигают ± 1 - 2 месяца. Максимальная высота снежного покрова не превышает 44 см (январь 1969 г.).

Преобладающими направлениями ветра в изучаемом районе являются западные (26 %), северо - западные (21 %), восточные (17 %). Повторяемость штилевой погоды составляет в среднем за год 41 %. Среднегодовая скорость ветра равна 1,6 м/с, максимальная скорость достигает 20 м/с при порыве до 28 м/с.

Дата появления снежного покрова - в среднем 3 декабря; дата разрушения - 1 марта. Максимальная высота снежного покрова 44 см (январь 1969 г.). Количество безморозных дней в году - 231.

Измерения расходов воды каналов, водозаборов и сбросов в бассейне р. Сырдарьи на рассматриваемом участке в пределах территории Узбекистана проводятся Минсельводхозом РУз и БВО Сырдарья, энергетических попусков - ГАК «Узбекэнерго».

В естественном, до освоения стока р. Сырдарьи и ее составляющих, годовом гидрологическом цикле р. Сырдарьи отчетливо выделялись 2 периода - половодье и межень. Подъем уровня начинался в первой половине марта, в апреле достигал максимума. В первой половине мая следовал небольшой спад уровней воды, а за ним очередной их подъем и продолжительная - около двух месяцев - основная волна половодья. Спад уровней воды происходил плавно и в конце половодья в августе заканчивался. Наибольший сток воды проходил в мае-июле, максимальные расходы воды, в большинстве случаев, наблюдались в июле.

Однако, в результате усиленного ирригационного и энергетического строительства, особенно после создания Токтогульского, Учкурганского и других водохранилищ на реке Нарын; Фархадского и Кайраккумского водохранилищ на р. Сырдарье, стали заметны изменения в сезонном и многолетнем распределении стока р. Сырдарьи. В последние десятилетия в связи с переходом Токтогульского и Кайраккумского водохранилищ на энергетический режим работы поступающие к створу Фархадского гидроузла расходы р. Сырдарьи во время половодья значительно уменьшились, а в меженный период - увеличились.

Среднемесячные и среднегодовые расходы воды за период наблюдений 1992 - 2010 годы приведены в таблицах 1.1 ч 1.5 по следующим створам:

- р. Сырдарья - нижний бьеф Кайраккумской плотины (ГЭС-24);

- р. Сырдарья - сбросы в нижний бьеф Фархадской водосливной плотины;

- деривационный канал Фархадской ГЭС (головной регулятор);

- попуски Фархадской ГЭС (агрегаты + холостой водосброс);

- забор воды в Южноголодностепский канал (ЮГК);

Исходными данными к оценке стока воды послужили материалы наблюдений по вышеперечисленным створам, собранные из неопубликованных ежегодных отчетных данных ГАК «Узбекэнерго».

Среднемноголетний расход воды р. Сырдарьи в нижнем бьефе плотины Кайраккумской ГЭС за период 1992 - 2010 гг. составляет 653 м³/с (табл. 1.1), годовые расходы изменяются в этот период от 534 м³/с (2008 г.) до 855 м³/с (2010 г.). Среднемесячные расходы воды, в среднем за многолетие, распределяются внутри года относительно равномерно и варьируют в пределах: от 347 м³/с (сентябрь) до 953 м³/с (февраль). Диапазон изменения среднемесячных расходов воды внутри года более заметен: от 167 м³/с (ноябрь 2009 г.) до 1390 м³/с (февраль 2006 г.).

Режим расходов воды р. Сырдарьи в нижнем бьефе Фархадской плотины определяется притоком воды в водохранилище и водозабором из него в деривационный канал Фархадской ГЭС, отборами в каналы Дальверзин, ЮГК и другие, более мелкие каналы.

Среднегодовой расход воды р. Сырдарьи в нижнем бьефе Фархадской плотины (сбросы) в среднем за период 1992 - 2010 гг. составляет 155 м³/с (табл. 1.2) и изменяется в пределах - от 52,2 м³/с (2009 г.) до 242 м³/с (2010 г.). Наибольшие среднемесячные расходы воды в нижнем бьефе плотины в среднем за многолетие наблюдаются в январе-феврале - 361 - 407 м³/с, наименьшие в сентябре - до 8,4 м³/с. В отдельные годы, от одного до шести месяцев в году (2009 г.) русло р. Сырдарьи ниже Фархадской плотины практически сухое.

Среднегодовой расход воды, поступающей в деривационный канал, в среднем за рассматриваемый период составляет 411 м³/с и изменяется в пределах - от 340 м³/с (2008 г.) до 489 м³/с (2010 г.) (см. табл. 1.3).

Наибольшие среднемесячные расходы в 1992-2010 гг. устойчиво наблюдались в зимний период с ноября по апрель, соответственно: в ноябре - 433 м³/с, декабре - 474 м³/с, январе - 476 м³/с, феврале - 485 м³/с, марте - 468 м³/с, апреле - 404 м³/с. Значительными величинами характеризовались расходы канала в июле и августе, соответственно 435 м³/с и 427 м³/с, несколько меньшими были в мае (353 м³/с), июне (383 м³/с) и октябре (337 м³/с), самыми низкими - в сентябре (258 м³/с).

Наименьший среднемесячный расход воды в канале зафиксирован в 1997 г. - 132 м³/с, максимальные среднемесячные расходы 500м³/с наблюдаются достаточно часто (ограничены пропускной способностью канала по условиям неразмываемости русла и устойчивостью сооружений).

Среднегодовые расходы через створ Фархадской ГЭС (агрегаты + водосброс) в среднем за 1992 - 2010 гг. составили 245 м³/с (табл. 1.4). Значения среднегодовых расходов воды изменяются от 178 м³/с (2001 г.) до 301 м³/с (1994 г.).

Наибольшие расходы воды через Фархадскую ГЭС проходят, в основном, с ноября по март: в ноябре - 307 м³/с, декабре - 397 м³/с, январе - 381 м³/с, феврале - 380 м³/с, марте - 341 м³/с. Среднемесячные попуски через створ в пик наибольшего производства электроэнергии достигают 486 м³/с (февраль 1994 г.); в отдельные месяцы снижаются до 27 м³/с (сентябрь 1997 г.). гидроэлектростанция напор ток замыкание

Из напорного бассейна Фархадской ГЭС в Южноголодностепский канал в среднем за многолетие (1992-2010гг.) забирается 142м³/с, годовые расходы воды изменяются от 108 м³/с (1993 г.) до 178м³/с (2000г.). Наибольшие среднемесячные расходы воды, в среднем за многолетие, приходятся на июнь август: 196м³/с - 259м³/с, наименьшие на декабрь - 70,9 м³/с. Наибольшие среднемесячные расходы воды внутри года достигают 338 м³/с (июль 1993 г.).

ЮГК действует круглогодично, за исключением отдельных зимних месяцев (декабрь 1992, 1993 гг.; январь, февраль 1994 г.), когда вода в канале отсутствовала (табл. 1.5).

Расчетные максимальные расходы воды р. Сырдарьи к створу плотины Фархадской ГЭС, принятые в Техно-рабочем проекте, 1948 г., получены по данным наблюдений гидропоста «Запорожская» за период 1898 - 1932 гг. и впоследствие не уточнялись. Обеспеченные расходы воды, подсчитанные с гарантийной поправкой, равны:

Р, %	0.01	0.1	0.5	1.0	2.0	5.0
Q, м3/с	5800	4900	4200	3900	3600	3100

Максимальный наблюденный расход воды р. Сырдарьи в створе Фархадского гидроузла до его строительства составил 3340 м³/с (1934 г.), после его строительства - 4270 м³/с (1969 г.).

Задержка части паводкового стока р. Нарын Токтогульским водохранилищем, а также растущие водоотборы в каналы Ферганской долины привели к выравниванию паводкового гидрографа р. Сырдарьи по всему ее течению. Сведениями о величине снижения максимальных расходов воды р.Сырдарьи у Фархадской плотины не располагаем.

Среднемноголетний годовой сток наносов р. Сырдарьи к створу Фархадской плотины по данным наблюдений за 1934-2005 гг. равен 32 млн. м³ или 37,3х10⁶ тонн в год, в том числе: взвешенных - 36,4х10⁶ т/год, донных - 0,86х10⁶ т/год. Максимальная мутность воды во время паводка - 6,4 кг/м³.

Образованное Фархадской плотиной русловое водохранилище длиной 28 км, шириной от 250 до 3000 м, в момент создания имело емкость 330,0 млн. м³ и площадь зеркала 46,0 км² при НПУ 319,0 м.

За прошедший почти 60-летний период эксплуатации гидроузла водохранилище практически заилено, несмотря на то, что большая часть наносов р. Сырдарьи задерживалась в вышерасположенных по течению водохранилищах. В материалах обследований, проведенных в 1985-2002 гг., отмечено, что водохранилище заилено и заросло травой и камышом, его полная емкость находится в пределах 35-40 млн. м³, т. е. составляет лишь около 10 % от проектного объема.

Таблица 1.1. Среднемесячные и среднегодовые расходы воды (м³/с), р. Сырдарья - нижний бьеф Кайраккумской плотины (ГЭС - 24)

Примечание:

1. Данные о расходах воды предоставлены ГАК "Узбекэнерго".

2. Расходы воды среднесуточные.

Таблица 1.2. Среднемесячные и среднегодовые расходы воды (м³/с), р. Сырдарья - нижний бьеф Фархадской плотины (водосливная плотина)

Примечание:

1. Данные о расходах воды предоставлены ГАК "Узбекэнерго".

Таблица 1.3. Среднемесячные и среднегодовые расходы воды (м³/с), Деривационный канал Фархадской ГЭС (головной регулятор)

Примечание:

1. Расходы воды за 1992 - 2005гг., I - VI,XI - XII 2006г. получены по сумме попусков (среднесуточных) Фархадской ГЭС и расходов воды ЮГК, кан. Бекабад, Нау, насосных станций "Целинная", "Временная".

2. Расходы воды за VII - X 2006г., 2007 - 2010 гг. приведены по деривационному каналу по оперативным данным УП «Фархадская ГЭС».

3. Данные о расходах воды за 1992 - 2010 гг. собраны в ежегодных отчетах ГАК "Узбекэнерго".

Таблица 1.4. Среднемесячные и среднегодовые расходы воды (м³/с), попуски Фархадской ГЭС (агрегаты + холостой водосброс)

Примечание:

1. Данные о расходах воды собраны в ГАК "Узбекэнерго".

2. Расходы воды среднесуточные

Таблица 1.5. Среднемесячные и среднегодовые расходы воды (м³/с), Южноголодностепский канал (ЮГК)

Примечание:

1. Данные о расходах воды собраны в ГАК "Узбекэнерго"

1.3 Оценка водных ресурсов участка расположения Фархадской ГЭС

1.3.1 Место Фархадского гидроузла в водохозяйственной схеме бассейна

Фархадский гидроузел является сложным гидротехническим сооружением, осуществляющим регулирование стока р. Сырдарьи и распределение его по существующим ирригационным системам Узбекистана, Таджикистана и Казахстана.

Сток реки Сырдарьи формируется на территории Кыргызстана основными составляющими - реками Нарын и Карадарья, а также многочисленными притоками. Сток реки Нарын в настоящее время зарегулирован каскадом Нижне-Нарынских ГЭС с головным Токтогульским водохранилищем многолетнего регулирования (общий объем 19 млрд.м³, полезный - 15,8 млрд.м³), сток реки Карадарьи - Андижанским водохранилищем (общий объем 1,9 млрд.м³, полезный 1,75 млн.м³).

По пути от границы с Кыргызстаном на территории Ферганской долины Узбекистана вода по руслу р. Сырдарьи дополняется стоком малых рек и расходуется на хозяйственные нужды.

На территории Таджикистана в Кайраккумском водохранилище (общий объем 4,0 млрд. м³, полезный - 2,6 млрд. м³) происходит сезонное регулирование поступающего стока и далее вода поступает к головному узлу Фархадской ГЭС.

Межгосударственная передача водных ресурсов по трансграничным рекам и системам магистральных каналов регламентируются межгосударственными соглашениями, в частности, «Соглашением между Республикой Казахстан, Республикой Кыргызстан, Республикой Таджикистан, Туркменистаном и Республикой Узбекистан о сотрудничестве в сфере совместного управления использованием и охраной водных ресурсов межгосударственных источников» (г. Алма-Ата, 18 февраля 1992 года).

Согласно этому документу, «стороны согласились осуществлять совместные управление водными ресурсами, уважая сложившуюся структуру и принципы распределения и основываясь на ныне действующих нормативных документах по распределению водных ресурсов межгосударственных водных источников». Контроль за выполнением соглашений осуществляет Межгосударственная водохозяйственная комиссия (МКВК) и Бассейновые водохозяйственные управления (БВО) рек Амударьи и Сырдарьи.

БВО «Сырдарья» осуществляет подачу установленных МКВК лимитов водных ресурсов в бассейне реки Сырдарьи с целью обеспечения народного хозяйства и населения заинтересованных государств, а также осуществляет эксплуатацию водозаборных сооружений, гидроузлов, водохранилищ совместного пользования, каналов и других объектов, находящихся на балансе объединения, при соблюдении природоохранных требований и проведении мероприятий по улучшению экологической обстановки.

Система головного узла и деривационного канала Фархадской ГЭС как межгосударственная, по вододелению и передачам воды относится к юрисдикции Голодностепского управления гидроузлов и канала Дустлик в г. Гулистане БВО «Сырдарья», эксплуатация же канала с сооружениями осуществляется Унитарным Предприятием «Фархадская ГЭС», находящимся в ведении ГАК «Узбекэнерго».

На рис. 1.1 показано место расположения Фархадского гидроузла в водохозяйственной системе бассейна р. Сырдарьи.



Рис.1.1. Схема расположения Фархадского гидроузла в водохозяйственной системе бассейна р. Сырдарьи

На рис. 1.2 приведена упрощенная водохозяйственная схема собственно Фархадского гидроузла.

Рис. 1.2. Водохозяйственная схема Фархадского гидроузла, деривационного канала и ГЭС

После окончания строительства Фархадской ГЭС головное питание всей Голодной степи стало осуществляться от Фархадского гидроузла. Магистральный канал Дустлик (КМК - Канал имени Кирова) был переключен на забор воды из отводящего канала ГЭС, а Южный Голодностепский канал (ЮГК) получил воду из деривационного канала.

Территория системы каналов ЮГК и Дустлик (КМК) является одним из важнейших аграрных регионов Республики Узбекистан. В соответствии с водохозяйственным районированием, этот регион относится к среднему течению реки Сырдарьи.

Из Южно-Голодностепского магистрального канала (ЮГК) и канала Дустлик (КМК орошается вся территория Сырдарьинской области, зона нового орошения Джизакской области и небольшая площадь Бекабадского района Ташкентской области.

Из магистрального канала Дустлик (КМК) получает воду вся северная часть Голодной степи между Центральным Голодностепским и Джетысайским коллекторами, с одной стороны, и р. Сырдарьей - с другой, именуемая старой зоной орошения. К этой зоне относятся также земли Баяутского массива, переключенные в 1948 году на самотечное орошение из Южного Голодностепского канала. Общая площадь орошения составила при этом в узбекской части Голодной степи - 171 тыс. га и казахской части - 147 тыс. га.

Общая орошаемая площадь составляет 488,3 тыс. га, в том числе в Сырдарьинской области - 248,4 тыс. га, в Джизакской - 233,8 тыс. га, в Ташкентской - 6,1 тыс. га.

Южный Голодностепский канал (ЮГК) имеет протяженность 127 км, в головной части пропускную способность 330 м³/с; из него берут начало 44 межхозяйственных и совхозных распределителя.

Отводящий канал Фархадской ГЭС на удалении 5,5 км от станции заканчивается концевым вододелителем с водовыпуском в Дустликский магистральный канал (КМК) и сбросом в Сырдарью.

Дустликский магистральный канал (КМК) имеет протяженность 130 км; до 68 км он проходит п Сырдарьинской области Узбекистана, далее - по территории Казахстана.

Из деривационного канала с помощью насосных станции двух ступеней подъема орошаются также бывшие целинными земли таджикской части Голодной степи; вода на массив подается в два зональных машинных канала - ТМ-1 и ТМ-2.

Из Фархадского водохранилища осуществляются заборы воды на орошение земель правого берега реки Сырдарьи: в каналы Дальверзин (узбекский) и Дальверзин (таджикский).

1.3.2 Обоснование стока воды через Фархадскую ГЭС

Сток воды через Фархадскую ГЭС в настоящее время определяется многими факторами, связанными с режимом работы вышерасположенного каскада Нижне-Нарынских ГЭС в Кыргызстане и Кайраккумского водохранилища в Таджикистане; собственно головного Фархадского гидроузла, регулирующего подачу воды в каналы Дальверзин (Узбекский и Таджикский), холостые сбросы в р. Сырдарью и забор в деривационный канал Фархадской ГЭС, в свою очередь обеспечивающий ирригационные требования Узбекистана (Ташкентской, Сырдарьинской и Джизакской областей), Таджикистана и Казахстана.

В связи с изложенным, задачей водохозяйственного обоснования вариантов возможной работы Фархадской ГЭС является анализ следующих исходных данных:

- анализ режимов работы Токтогульского и Кайраккумского водохранилищ;

- оценка возможного притока к Фархадскому гидроузлу с учётом режимов попусков из Токтогульского, Кайраккумского и Андижанского водохранилищ, притока малых трансграничных рек к руслу р. Сырдарьи и водозабора из него в Ферганской долине (тремя государствами: Узбекистаном, Кыргызстаном и Таджикистаном);

- современными и перспективными водохозяйственными требованиями Сырдарьинской и Джизакской областей Узбекистана;

- пропускной способностью Фархадского деривационного канала.

Современные и перспективные требования Джизакской, Сырдарьинской областей Узбекистана, Таджикистана и Казахстана в настоящей работе приняты в соответствии со специально выполненной в рамках проекта работой ПО Водпроект «Водохозяйственное обоснование модернизации Фархадской ГЭС», Ташкент, 2011 год.

В соответствии с этой работой, поступление воды к Фархадской ГЭС определено с учётом требований на воду, предъявляемых водозаборами из деривационного канала и показано в таблице 1.6 по периодам:

- современное состояние (по фактическим отчетным данным);

- современное состояние с учётом проектных требований;

- прогнозные требования на уровень 2020 года в вариантах расчетных минимальных (1а) и максимальных (1б) потребностей;

- прогнозные требования (долгосрочная перспектива) на 2050 год в вариантах расчетных минимальных (2а) и максимальных (2б) потребностей.

Таблица 1.6. Фактические и прогнозные притоки к Фархадской ГЭС

	Месяцы	За год	Лето	Зима
	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XII	XII
Факт 1992-2010 г.	381,0	380,0	341,0	233,0	170,0	148,0	127,0	137,0	113,0	203,0	307,0	397,0	244,8	154,7	334,8
Расчет 2020 вар.1а	368,0	420,7	329,3	252,7	149,6	163,0	195,5	199,7	142,9	229,4	316,8	388,6	263,0	183,9	342,1
Расчет 2020 вар.1б	273,8	483,6	343,9	196,0	83,0	159,3	292,0	267,8	116,9	200,4	224,4	324,9	247,2	185,9	308,5
Расчет 2050 вар.2а	368,0	419,5	328,3	252,2	148,7	161,3	193,1	197,7	142,3	228,9	316,5	388,4	262,1	182,6	341,6
Расчет 2050 вар.2б	273,8	480,8	341,5	194,6	81,2	156,0	287,3	263,8	115,5	199,3	223,9	324,5	245,2	183,1	307,3

Исходные сведения по притоку к Фархадскому гидроузлу приняты по данным за последние 19 лет (с 1992 по 2010 год), см. таблицу 1.4.

В прогнозных вариантах поступление воды в деривационный канал и к Фархадской ГЭС было определено с учётом уточнённых требований потребителей Джизакской и Сырдарьинской областей и потребителей Таджикистана (каналы ТМ-1, ТМ-2) , а также потребителей Казахстана (канал Дустлик).

Прогнозное водопотребление принималось ПО Водпроект по проработкам областной программы и Генеральной схемы в части намечаемых технических и организационных мероприятий, направленных на упорядочение работы объектов водохозяйственного комплекса и их реконструкцию и внедрение водосберегающих мероприятий на уровни 2020 и 2050 годов.

Расчетное водопотребление определено в соответствии с площадью орошаемых земель, специализацией хозяйств, мелиоративным состоянием земель и техническим состоянием водохозяйственных систем.

Фактическое водопотребление на орошение составляет 3982,5 млн. м³. Требования на воду на перспективу 2020 года составят 5549,9 млн. м³. Требования на воду на перспективу 2050 года составят 5412,7 млн. м³.

Водохозяйственные балансы составлены на современный и перспективные уровни с учетом среднемноголетних данных стока каналов и расчетом требований водопотребителей. Русловые балансы составлены по 4-м участкам, показанным на рис. 1.3.

Водохозяйственные требования, разработанные ПО Водпроект, получили согласование Нижнесырдарьинского Бассейнового Управления Ирригационных Систем Минсельводхоза РУз (письмо от 04 июля 2011 г. № 81-01/10-238) и Голодностепского управления гидроузлов и канала Дустлик БВО Сырдарья (письмо от 02 июля 2011года № 2-ВПР/ФГЭС).

В таблице 1.6 и на рис. 1.4 представлено сравнение фактических и прогнозных гидрографов среднемесячных, среднемноголетних расходов воды в створе Фархадской ГЭС на уровень 2020 и 2050 гг.

Рис. 1.3. Схема водозабора из реки Сырдарья в ЮГК и КМК



Рис. 1.4. Сравнение фактических и прогнозных гидрографов среднемесячных, среднемноголетних расходов воды в створе Фархадской ГЭС на уровень 2020 и 2050 гг.

Целью выполненных водохозяйственных расчетов явилось обоснование параметров Фархадской ГЭС в результате проводимой модернизации с учетом современных и перспективных требований водохозяйственного комплекса. Расчеты выполнены в среднемесячных величинах по вышеуказанному гидрологическому ряду.

Максимальный уровень воды в напорном бассейне ГЭС принят не выше 318,2 м. Минимальная отметка в напорном бассейне взята на уровне 317,5 м, что обеспечивает гарантированный забор воды в подводящий канал Сырдарьинской ТЭС.

Уровни нижнего бьефа станции (по проекту) были следующими: наивысший уровень при Q = 500 м³/с - 287,40 м; наинизший при Q = 30 м³/с - 284,80 м.

По отчетным данным эксплуатации, уровни нижнего бьефа во всем диапазоне пропускаемых расходов находятся в диапазоне отметок 286,0 - 287,0 м; на уровни НБ оказывает влияние кривая подпора от расположенного ниже по течению водозабора в канал Дустлик (КМК).

2. Водно-энергетические расчеты

Выполненными водноэнергетическими расчетами было проведено обоснование параметров и выбор основного оборудования при реконструкции Фархадской ГЭС.

В качестве исходных материалов использованы фактические среднемесячные расходы воды через агрегаты Фархадской ГЭС, предоставленные Заказчиком, а также прогнозные расходы, рассчитанные по вариантам перспективных требований потребителей на уровни 2020 и 2050 года. Водноэнергетические расчеты выполнены в среднемесячных величинах по гидрологическому р яду.

Мощность ГЭС определялась по формуле:

N = k•Q_гэс•H_нетто кВт

где k - коэффициент мощности, учитывающий кпд турбины и генератора k=9,81•_т•_г; Q_гэс - расход воды через агрегаты ГЭС с учетом ограничения по оборудованию, м³/с. Допустимый минимальный расход через агрегаты ГЭС принимался по диапазону работы гидротурбины в размере 60 % от номинального; H_нетто - напор-нетто с учетом потерь в напорных водоводах, м.

Рис. 2.1. Зависимость потерь напора в водоводах ГЭС от расходов.

Рис. 2.2. Изменение уровня нижнего бьефа ГЭС в зависимости от пропускаемого расхода

Всего рассмотрено четыре значения установленной мощности ГЭС: 80, 100, 127 и 150 МВт для охвата всех возможных вариантов.

В таблице 2.1. и на рисунках 2.3ч2.6 показаны сводные результаты расчётов выработки ГЭС от установленной мощности.

Таблица 2.1. Сводные показатели выработки Фархадской ГЭС в вариантах притоков по деривационному каналу

Ny = 80 МВт
Выработка	Месяцы	За год	Лето	Зима
	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XII	XII
Факт (по ср. мн.)	59,5	53,8	59,5	45,1	34,1	28,6	25,3	27,4	21,9	40,5	57,6	59,5	512,8	182,4	330,4
Расч.2020 вар.1а	59,5	53,8	59,5	48,8	29,9	31,6	39,1	39,9	27,7	45,8	57,6	59,5	552,7	217,0	335,7
Расч.2020 вар.1б	54,6	53,8	59,5	37,9	16,6	30,9	58,2	53,4	22,7	40,1	43,4	59,5	530,5	219,7	310,8
Расч.2050 вар.2а	59,5	53,8	59,5	48,7	29,8	31,2	38,6	39,5	27,6	45,7	57,6	59,5	551,0	215,4	335,6
Расч.2050 вар.2б	54,6	53,8	59,5	37,7	16,3	30,2	57,2	52,6	22,4	39,8	43,3	59,5	526,9	216,4	310,5
Ny = 100 МВт
Факт (по ср. мн.)	74,4	67,2	67,8	45,1	34,1	28,6	25,3	27,4	21,9	40,5	59,1	74,4	565,7	182,4	383,4
Расч.2020 вар.1а	73,0	67,2	65,5	48,8	29,9	31,6	39,1	39,9	27,7	45,8	61,0	74,4	603,9	217,0	386,9
Расч.2020 вар.1б	54,6	67,2	68,3	37,9	16,6	30,9	58,2	53,4	22,7	40,1	43,4	64,6	557,9	219,7	338,2
Расч.2050 вар.2а	73,0	67,2	65,3	48,7	29,8	31,2	38,6	39,5	27,6	45,7	60,9	74,4	602,0	215,4	386,6
Расч.2050 вар.2б	54,6	67,2	67,9	37,7	16,3	30,2	57,2	52,6	22,4	39,8	43,3	64,6	553,7	216,4	337,3
Ny = 127 МВт
Факт (по ср. мн.)	75,5	68,1	67,8	45,1	34,1	28,6	25,3	27,4	21,9	40,5	59,1	78,7	572,1	182,4	389,7
Расч.2020 вар.1а	73,0	75,2	65,5	48,8	29,9	31,6	39,1	39,9	27,7	45,8	61,0	77,1	614,6	217,0	397,6
Расч.2020 вар.1б	54,6	85,3	68,3	37,9	16,6	30,9	58,2	53,4	22,7	40,1	43,4	64,6	576,0	219,7	356,3
Расч.2050 вар.2а	73,0	75,0	65,3	48,7	29,8	31,2	38,6	39,5	27,6	45,7	60,9	77,0	612,4	215,4	397,0
Расч.2050 вар.2б	54,6	85,3	67,9	37,7	16,3	30,2	57,2	52,6	22,4	39,8	43,3	64,6	571,9	216,4	355,5
Ny = 150 МВт
Факт (по ср. мн.)	75,5	68,1	67,8	45,1	34,1	28,6	25,3	27,4	21,9	40,5	59,1	78,7	572,1	182,4	389,7
Расч.2020 вар.1а	73,0	75,2	65,5	48,8	29,9	31,6	39,1	39,9	27,7	45,8	61,0	77,1	614,6	217,0	397,6
Расч.2020 вар.1б	54,6	86,1	68,3	37,9	0,0	30,9	58,2	53,4	22,7	40,1	43,4	64,6	560,1	203,0	357,1
Расч.2050 вар.2а	73,0	75,0	65,3	48,7	29,8	31,2	38,6	39,5	27,6	45,7	60,9	77,0	612,4	215,4	397,0
Расч.2050 вар.2б	54,6	85,6	67,9	37,7	0,0	30,2	57,2	52,6	22,4	39,8	43,3	64,6	555,9	200,1	355,8

Рис. 2.3. Зависимость выработки от установленной мощности Фархадской ГЭС при прогнозных расходах деривации на уровень требований 2020 г. (вар. 1а)

Рис. 2.4. Зависимость выработки от установленной мощности Фархадской ГЭС при прогнозных расходах деривации на уровень требований 2020 г. (вар. 1б)



Рис. 2.5. Зависимость выработки от установленной мощности Фархадской ГЭС при прогнозных расходах деривации на уровень требований 2050 г. (вар. 2а)

Рис. 2.6. Зависимость выработки от установленной мощности Фархадской ГЭС при прогнозных расходах деривации на уровень требований 2050 г. (вар. 2б)

Расчеты показали, что при исходных параметрах водотока установленную мощность Nyст=127МВт для Фархадской ГЭС можно считать оптимальной, поскольку при дальнейшем её увеличении выработка электроэнергии не возрастает.

В таблице 2.2. сравниваются годовые выработки Фархадской ГЭС в рассмотренных вариантах прогнозов. Эти данные свидетельствуют, что ГЭС в результате модернизации сможет ежегодно вырабатывать электроэнергии во всех рассмотренных вариантах требований от 84,08 до 141,06 млн. кВтч больше (от 17,76 до 29,79 % больше), чем в существующих условиях на устаревшем оборудовании.

Таблица 2.2. Сравнение прогнозной выработки Фархадской ГЭС в результате модернизации с фактической средней выработкой за 2001 - 2010 гг.

	Выработка эл. энергии, млн. кВтч	Сравнение в %	Прирост выработки э/э, млн. кВтч	Прирост в %
Фактическая выработка Фархадской ГЭС (среднее за 2001 - 2010 гг.) на существующем оборудовании	473,52	100,00
Выработка э/э при фактических притоках к Фархадскому гидроузлу, расчетных требованиях потребителей с учетом модернизации	557,60	117,76	84,08	17,76
Выработка э/э при прогнозных притоках и требованиях на уровень 2020 г. (вариант 1а)	614,58	129,79	141,06	29,79
Выработка э/э при прогнозных притоках и требованиях на уровень 2020 г. (вариант 1б)	576,00	121,64	102,48	21,64
Выработка э/э при прогнозных притоках и требованиях на уровень 2050 г. (вариант2а)	612,38	129,32	138,86	29,32
Выработка э/э при прогнозных притоках и требованиях на уровень 2050 г. (вариант 2б)	571,86	120,77	98,34	20,77

Проектный режим работы ГЭС в годовом разрезе при рекомендуемой мощности 127 МВт в рассмотренных вариантах перспективных требований потребителей представлен в таблице 2.3. и на рисунке 2.7.

Таблица 2.3. Режим выработки электроэнергии Фархадской ГЭС по рассмотренным вариантам требований (млн. кВтч)

№	Варианты	Месяцы	За год	Лето	Зима
		I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
1	Среднемесячная выработка э/э за 2001-2010гг. при существующем оборудовании ГЭС	46,49	46,16	55,44	37,27	36,64	31,57	22,11	26,57	39,07	45,69	42,42	44,10	473,52	193,22	280,30
2	Среднемесячная выработка э/э (по фактическим расходам и расчетным требованиям) после модернизации	73,50	64,00	57,90	48,70	27,70	24,20	27,20	29,60	25,20	47,20	58,20	74,10	557,60	182,60	375,0
3	Среднемесячная выработка э/э после модернизации оборудования по требованиям на уровень 2020 г. (вариант 1а)	73,04	75,20	65,49	48,80	29,95	31,56	39,08	39,92	27,68	45,80	61,01	77,06	614,58	216,98	397,60
4	Среднемесячная выработка э/э после модернизации оборудования по требованиям на уровень 2020 г. (вариант 1б)	54,59	85,34	68,34	37,92	16,64	30,85	58,18	53,41	22,66	40,06	43,37	64,62	576,00	219,67	356,33
5	Среднемесячная выработка э/э после модернизации оборудования по требованиям на уровень 2050 г. (вариант 2а)	73,04	74,98	65,29	48,71	29,75	31,23	38,60	39,53	27,57	45,71	60,95	77,01	612,38	215,39	396,99
6	Среднемесячная выработка э/э после модернизации оборудования по требованиям на уровень 2050 г. (вариант 2б)	54,59	85,34	67,88	37,66	16,27	30,22	57,24	52,61	22,38	39,85	43,27	64,56	571,86	216,37	355,49

Рис. 2.7. Режим выработки электроэнергии Фархадской ГЭС при установленной мощности 127,0 МВт.

3. Технологическая часть

3.1 Гидросиловое оборудование

Установленная мощность Фархадской ГЭС по проекту составляет 126 МВт; единичные мощности агрегатов №1 и №2 - по 30 МВт; агрегатов №3 и №4 по 33 МВт.

В настоящее время в результате уточнения эксплуатационной характеристики и режимов работы Фархадской ГЭС, выполненной в 1994 году, максимальная развиваемая мощность ГЭС при работе четырьмя агрегатами по документам составляет 118,7 МВт.

Однако, в фактических условиях работы суммарная достигаемая мощность станции не превышает 114 МВт, максимальные располагаемые рабочие мощности по агрегатам составляют:

- агрегат № 1не более 22 МВт;

- агрегат № 228 МВт;

- агрегат № 332 МВт;

- агрегат № 432 МВт.

Годовая выработка электроэнергии по проекту составляла в среднем 580 млн. кВт•час. В последние годы в связи с фактическим режимом подачи воды в деривационный канал и отбором из него на хозяйственные нужды годовая выработка электроэнергии Фархадской ГЭС варьировалась в диапазоне от 353,5 (2001 г.) до 589,5 (2010 г.) млн. кВтч и составила в среднем 473,5 млн. кВтч в год.

3.1.1 Параметры установленного гидросилового оборудования

На Фархадской ГЭС установлено 4 вертикальных агрегата, которые вводились в работу в две очереди. В первую очередь были установлены агрегаты №3 и №4 (ближайшие к монтажной площадке), во вторую - агрегаты №1 и №2.

Гидроагрегаты № 3 и № 4

Агрегаты №3 и №4 состоят из радиально-осевой гидротурбины и подвесного гидрогенератора, соединенных между собой с помощью фланцевого соединения. Гидротурбины были изготовлены канадской фирмой Dominion Engineering Work. Год изготовления 1945; год пуска 1947 и 1948. Гидротурбины левого вращения в металлических спиральных камерах, с изогнутыми бетонными отсасывающими трубами.

По данным канадской фирмы гидротурбина имеет следующие параметры:

- тип гидротурбины - РО-ВМ-406,4;

- максимальная мощность при Н_р=32,5 м - 34300 кВт;

- частота вращения номинальная - 107,14 об/мин;

- диаметр рабочего колеса - 4,064 м;

- диапазон напоров - 28-35 м;

- максимальный КПД - 90%;

- КПД в расчетной точке - 87%;

- расчетный напор - 32,5 м;

- максимальный расход гидротурбины при Н_р и N_ном - 123,5 м³/с;

- допустимая высота отсасывания - плюс 2,5 м.

При допустимой высоте отсасывания плюс 2,5 м и при отметке средней линии направляющего аппарата 287,30 м, бескавитационная работа одним из агрегатов (№3 или №4) на полную мощность обеспечивается при отметке нижнего бьефа 284,80 м.

Синхронный гидрогенератор трехфазного тока поставлен канадской фирмой Westinghouse.

Гидрогенератор имеет следующие параметры:

- номинальная мощность - 41250/33000 кВА/кВт;