Приложение 3 к приказу Министра энергетики Республики Казахстан от 30 декабря 2016 года № 580

1. Настоящие Методические указания по учету стока воды на гидроэлектростанциях (далее – Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 323) пункта 15 Положения о Министерстве энергетики Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 19 сентября 2014 года № 994, и предназначены для организации и проведения учета стока воды на гидроэлектростанциях (далее – ГЭС) и распространяются на все ГЭС установленной мощностью более 5 Мегаватт (далее – МВт).

Пункт 1 изложен в новой редакции Приказа Министра энергетики РК от 27.02.2025 г. № 103-н/қ (см. редакцию от 30.12.2016 г.)(изменение вводится в действие с 16.03.2024 г.)

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) гидроэлектростанция - электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока;

2) эжекционный эффект - увлечение потоком воды с более высоким давлением воду с более низким давлением.

Иные понятия и определения используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. Сток воды, проходящий через створ гидроузла, складывается из расходов воды через гидроагрегаты, расходов, сбрасываемых через водопропускные сооружения (холостые водосбросы, шлюзы, промывные галереи), расходов на фильтрацию и различного рода протечек (через неплотности затворов, закрытые направляющие аппараты гидротурбин, ворота шлюзов) и расходов на собственные нужды.

4. В общем балансе стока воды через гидроузел расходы воды через гидроагрегаты, расходы, сбрасываемые через водопропускные сооружения (холостые водосбросы, шлюзы, промывные галереи), расходы на фильтрацию и протечки (через неплотности затворов, закрытые направляющие аппараты гидротурбин, ворота шлюзов) и расходы на собственные нужды не равноценны. Электростанции, входящие в состав каскадов и имеющих водохранилища достаточного объема, пропускают весь расход воды через гидротурбины. Водосбросные сооружения работают короткое время в паводочный период или во время останова гидроагрегатов и при отсутствии свободного объема водохранилища.

5. Фильтрационные расходы воды под сооружениями гидроузла и через земляные плотины, протечки через неплотности затворов и закрытые направляющие аппараты гидротурбин ежесуточно не измеряются, а принимаются в качестве постоянной составляющей. Фильтрационные расходы определяются расчетным путем по числу включений дренажного насоса, автоматически включающегося в работу при достижении уровня воды в сбросных дренажных колодцах и принимаются из проектных данных.

6. Суммарные фильтрационные расходы от всех видов протечек воды на ГЭС (протечки через уплотнения затворов и направляющих аппаратов гидротурбин) составляют незначительную часть общего расхода через гидроузел и не учитываются из-за низкого значения, находящегося в пределах точности измерений расходов гидротурбин и водосбросов.

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

8. Для правильного учета стока воды на ГЭС при составлении местных эксплуатационных инструкций оцениваются погрешности отдельных частей и всего суммарного расхода воды в створе гидроузла.

9. Учёт стока воды через гидроагрегаты по эксплуатационным характеристикам в зависимости от типа ГЭС, количества установленных гидротурбин, характера суточного графика нагрузки, требований точности подразделяется на 5 способов определения среднесуточных расходов воды через гидротурбины:

1) первый способ - за каждый час суток определяют нагрузки агрегата N, киловатт (далее - кВт) и рабочий напор H, метр (далее - м). По этим данным, пользуясь эксплуатационной характеристикой, находят расход воды за каждый час, кубический метр/секунда (далее - м3 / с). Среднесуточный расход определяют по формуле:

где -    расход воды за каждый час;

2) второй способ - по прибору учёта выработки электроэнергии определяют среднюю за сутки нагрузку гидроагрегата (или гидроагрегатов, если расчет ведется для всех гидротурбин одновременно):

где -    средняя за сутки нагрузка гидроагрегата, кВт;

Э - выработка всеми гидроагрегатом (всеми гидроагрегатами) электроэнергии за расчетный интервал времени, киловатт час (далее - кВт·ч).

По данным отдельных измерений уровней верхнего и нижнего бьефов определяется средний за сутки рабочий напор. Для полученных средних значений мощности и напора по расходной характеристике гидроагрегата определяют среднесуточный расход воды через гидротурбины в соответствии с графиками натурных расходных характеристик гидроагрегатов   

3) третий способ - по прибору учёта выработки электроэнергии определяют среднюю за время работы нагрузку гидроагрегата (или гидроагрегатов, если расчет ведется для всех гидротурбин одновременно):

где -    средняя за время работы нагрузка гидроагрегата, кВт;

  - продолжительность работы гидроагрегата (гидроагрегатов) в течение суток, часов.

По данным измерений уровня верхнего и нижнего бьефов определяется средний за сутки рабочий напор. Для полученных значений мощности и напора по расходной характеристике гидроагрегата в соответствии с графиками натурных расходных характеристик гидроагрегатов находится средний расход воды через гидротурбину за время ее работы    Среднесуточный расход воды через гидротурбины, м3 /с, определяется по формуле:

4) четвертый способ - аналогичен способу, описанному в подпункте 3) пункта 12 настоящих Методических указаний, но при определении среднего расхода за время работы напор учитывается как среднее значение за время работы    гидроагрегата, а не по среднесуточному значению;

5) пятый способ - по графику расчетных значений удельных расходов воды на выработанную или отпущенную электроэнергию    метр кубический/киловатт час (далее - м3  /(кВт·ч) в зависимости от напора    или положения уровня воды в верхнем бьефе    При наличии таких графиков расчет среднесуточных значений расхода воды через гидротурбину производится по показаниям электросчетчиков генераторов. Суточная выработка электроэнергии (  (кВт·ч)) определяется, по соответствующему графику по полученным значениям    и среднесуточному подпорному уровню, определяется среднее значение удельного расхода воды    за данные сутки, кубический метр/киловатт час (далее - м3 /(кВт·ч), 86,4∙10- 3  - переводной коэффициент из секунды в сутки. Среднесуточный расход воды вычисляется по формуле:

10. Основным критерием выбора способа определения среднесуточного расхода является обеспечение необходимой точности получаемого результата при минимальных затратах на производство самих измерений и последующих расчетов. По способу, описанному в подпункте 1) пункта 9 настоящих Методических указаний, определяется среднесуточный напор на ГЭС с малым числом гидроагрегатов.

11. По способу, описанному в подпункте 5) пункта 9 настоящих Методических указаний, определяется среднесуточный напор наличии графиков удельных расходов воды.

12. Настоящие Методические указания применяется, если в течение суток колебание уровня верхнего бьефа не наблюдается. При колебаниях, вызывающих снижение напора значения удельных расходов изменяются, учёт стока воды производится по графикам удельных расходов воды.

13. Использование эксплуатационных характеристик для учета расхода воды через гидротурбины определяется измерением мощности гидроагрегата и напора.

14. Эксплуатационные характеристики, построенные на основании натурных энергетических испытаний, обеспечивается определением расхода по погрешностям, находящимся в пределах 1 - 2 % от общего расхода. Отклонение заводских значений коэффициента полезного действия (далее - КПД) от фактических может достигать 6 % от общего расхода из-за износа рабочих колес и проточной части и нарушения оптимальной комбинаторной зависимости у турбин поворотно-лопастного типа.

15. При оптимальной комбинаторной зависимости открытие направляющего аппарата гидротурбины находится в таком соотношении с углом разворота лопаток рабочего колеса, что при любом режиме работы гидроагрегата имеет место максимальное значение КПД. Заводские характеристики строятся для оптимальной комбинаторной зависимости. Определение расхода через гидротурбину, при нарушении оптимальной комбинаторной зависимости, будет приводить к занижению значения расхода по сравнению с фактически пропускаемым.

16. Графики удельных расходов воды, которые используются для учета среднесуточного стока через гидроагрегаты строятся на основании эксплуатационных характеристик гидроагрегатов с учётом погрешностей эксплуатационных характеристик.

17. Значительная погрешность определения расхода воды через гидротурбину может возникнуть из-за неправильного определения действительного напора гидротурбины.

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

19. Погрешности измерений уровней воды в бьефах зависят как от места установки измерительных приборов и от конструкции. Влияние места установки на точность измерений относится к первичному прибору в местах с минимальными ветровыми и волновыми колебаниями уровня воды с возможностью осмотра прибора, защищенным от плавающих бревен, топляков, сора. Приборы используются с надежной работой при ледоставе и исключении повреждения при подвижке льда или ледоходе, при заиливании бьефов. Показания приборов характеризуются положением уровня бьефа по всему фронту водосбросного сооружения. При широких бьефах правильное измерение трудновыполнимо, поэтому наблюдаются отклонения фактического положения уровня воды от измеряемого.

20. Для получения надёжных результатов и предохранения приборов от преждевременного выхода из строя учитываются динамические и статистические характеристики при выборе оборудования, приборами поста наблюдения за уровнем воды.

21. Погрешность измерения приборов характеризуется их классом и условиями эксплуатации. Устанавливаемые на ГЭС типы уровнемеров и перепадомеров имеют класс 2,0 и 2,5. Погрешности находятся в пределах класса точности, оцениваемые в ±2 % измеряемого напора.

22. Уровни воды в бьефах и перепады напоров на сороудерживающих решетках измеряются приборами с дистанционной передачей информации на центральный пульт управления ГЭС.

Проверка систем измерения уровня воды в бьефах и перепады напоров на решетках производится 2 раза в год - до и после прохождения паводка, согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066).

23. Отметки нулей водомерных реек или устройств, приводятся к единой системе отметок и периодически (не реже 1 раза в 5 лет) проверяются нивелированием. Для контроля, за исправностью уровнемеров рядом с первичным прибором устанавливается обычная водомерная рейка.

24. Точное определение действительного напора на ГЭС зависит от правильного определения потерь напора на сороудерживающих решетках, которые меняются в течение суток и зависят от состояния верхнего бьефа.

При наличии плавающего мусора (в паводок), шуги или льда (зимой) потери значительны и, наоборот, при чистом верхнем бьефе - небольшие и мало отличаются от проектных данных.

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

26. На ГЭС с малым числом гидроагрегатов (от 3 до 5) потери на сороудерживающих решетках учитываются для каждого агрегата отдельно по фактически измеренному значению.

27. На многоагрегатных ГЭС учет потерь по каждому гидроагрегату применяются осреднением или принятием среднего значения. Если средние значения потерь напора на решетках изменяются незначительно, их принимают в качестве постоянных.

28. При оперативном контроле среднесуточное значение потерь напора определяется по формуле:

где -    коэффициент, зависящий от конфигурации суточного графика нагрузки ГЭС, равный 0,7-1,0, принимается методом интерполирования;

  - среднесуточный расход через гидротурбину, м3 /с;

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

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

29. На высоконапорных ГЭС или имеющих безнапорный трубопровод, длина которого превышает 100 диаметров, потери напора по длине значительные и их неправильный учет приводит к ошибке в измерении напора.

30. Потери напора по длине водопроводящего тракта пропорциональны квадрату скорости потока. Они определяются во время специальных гидроэнергетических испытаний гидроагрегатов или в процессе эксплуатации и учитываются при построении расходных эксплуатационных характеристик турбин.

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

где    и    - положение манометра в начале и конце водопроводящего тракта, м;

  и    - статический напор (отсчет по манометру) в начале и конце водопроводящего тракта, м;

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

32. На ГЭС совмещенного типа, при включении в работу водосбросных сооружений, действующий напор увеличивается за счет понижения уровня воды нижнего бьефа вследствие эжекционного эффекта. В зависимости от сочетания степени открытия затворов водосброса, режимов работы гидротурбины и характера распределения сбросного расхода, по фронту сооружений гидроузла, понижение нижнего бьефа различно.

По отношению к полному напору ГЭС это составляет от 2 до 8 % от полного действующего напора. Если увеличение напора за счет эжекции не учитывается, расходы воды через гидротурбины определяются с погрешностями такого же порядка.

На совмещенных ГЭС вводят поправку к напору вследствие эжекции.

33. На многоагрегатных ГЭС из-за ветрового воздействия наблюдается поперечный перекос уровня воды перед фронтом гидротехнических сооружений. Напоры на отдельных гидроагрегатах отличаются один от другого. В результате имеется погрешность в учете стока воды через гидротурбины, поэтому напор для них принимается один и тот же, как постоянный для всех турбин.

Поперечные перекосы уровня верхнего бьефа не учитываются.

34. Для определения точного среднесуточного расхода проводятся почасовые измерения напора и нагрузки, определяется расход через гидротурбину за каждый час, среднесуточное значение находится как среднее из почасовых измерений.

Методические указания применяется на ГЭС с малым числом гидроагрегатов.

На многоагрегатных ГЭС применяется методика определения среднесуточного расхода по средним значениям нагрузки и напора.

В расчеты вводится среднее арифметическое значение напора как среднее из почасовых измерений. В зависимости от нагрузки гидроагрегата и напора меняется расход воды, проходящий через турбину.

35. Среднесуточный расход воды через гидротурбины определяется как средневзвешенный по расходам воды напора.

36. Расхождение между среднеарифметическим и средневзвешенным значениями напора зависит от факторов:

1) графика нагрузки;

2) эксплуатационных характеристик гидроагрегатов;

3) гидравлических характеристик верхнего и нижнего бьефов.

Погрешность определения среднесуточного расхода зависит от его колебаний.

37. Средневзвешенный напор для любого пикового графика нагрузки будет всегда меньше среднеарифметического значения.

Погрешность составляет от 1 до 4 % от средневзвешенного напора. Если расхождение между средневзвешенным напором и среднеарифметическим составило 3 %, полученный расход следует увеличить, умножив его на 1,03.

38. На ГЭС, имеющих водохранилища большого объема (например, сезонного или многолетнего регулирования), изменение напора происходит за счет колебания нижнего бьефа. Верхний бьеф в суточном разрезе колеблется значительно меньше, так как имеется значительный регулирующий объем. Для таких ГЭС полный среднесуточный напор определяется:

1) уровень верхнего бьефа принимается постоянным и равным его среднему значению за сутки;

2) уровень нижнего бьефа - равен среднему значению за время работы агрегатов;

3) разность между уровнем верхнего и нижнего бьефа является полным среднесуточным напором;

4) если погрешность в определении напора за счет осреднения положения нижнего бьефа по среднеарифметическому значению вместо средневзвешенного будет равна или превышать 1 %, в учет стока вводится поправка (постоянное значение), которая оформляется специальным актом;

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

40. Погрешности, возникающие при определении среднесуточного напора на ГЭС, относятся к систематическим или случайным, в зависимости от местных условий.

41. Основные погрешности на низко-, средне- и высоконапорных ГЭС составили соответственно:

1) 1,8 %, 1,2 % и 0,6 % - из-за определения напора без учета потерь на сороудерживающих решетках ( );

2) 4,2 % и 1 % - из-за определения среднесуточного напора по среднеарифметическому значению ( );

3) 1 - 2 % - из-за инструментальной погрешности ( );

4) 2 - 8% - из-за не учета эффекта эжекции на совмещенных ГЭС ( ).

42. Систематические погрешности появляются:

1) при не учете потерь на сороудерживающих решетках;

2) при определении напора по среднеарифметическому значению.

Они составляют суммарную погрешность, которая определяется по формуле:

43. Общая погрешность определения напора составляет:

1) для низконапорных ГЭС (рекомендуются ГЭС с напором воды до 20 метров (далее - м):

или в среднем - 5,8%;

2) для средненапорных ГЭС (рекомендуются ГЭС с напором воды до 70 м):

или в среднем - 3,2%;

3) для высоконапорных ГЭС (рекомендуются ГЭС с напором воды более 70 м):

или в среднем - 1,6%.

44. Погрешности измерений уменьшаются:

1) при учете потерь напора на решетках для низко-, средне- и высоконапорных ГЭС соответственно до   

2) при определении среднесуточного напора по среднеарифметическому значению до 1%.

45. Суммарная погрешность определения напора находится как среднеквадратичное значение двух переменных составляющих    и    в сумме с погрешностью определения среднесуточного напора по среднеарифметическому значению   :

46. Применять среднюю инструментальную погрешность    1,5%. Погрешность составит:

1) для высоконапорных ГЭС:

или в среднем - 1%;

2) для средненапорных ГЭС:

или в среднем - 1%;

3) для низконапорных ГЭС:

или в среднем - 1%.

47. При использовании настоящих Методических указаний существующими типами уровнемеров и перепадомеров выполняются правила:

1) выбирается место установки уровнемера, определяется его исправностью, производятся контрольные измерения, сравниваются показания уровнемера с показаниями водомерных реек;

2) полный среднесуточный напор находится как разность между среднесуточным уровнем верхнего бьефа и средним за время работы агрегата уровнем нижнего бьефа. При отклонении напора от средневзвешенного значения на 1% вводят соответствующую постоянную поправку;

3) для определения рабочего напора из полученного полного напора исключается осредненное значение потерь напора на сороудерживающих решетках, для деривационных ГЭС и ГЭС с длинными водоводами - среднее значение потерь по длине водопроводящего тракта;

4) осредненное значение потерь напора определяется для нескольких характерных графиков нагрузки гидроагрегатов среднее арифметическое из полученных средних суточных значений и принимается постоянным. Если это приводит к погрешности более 1%, потери принимаются с постоянным значением, но различным для разных графиков нагрузки;

5)введением при необходимости поправочных коэффициентов обеспечивается повышение точности определения среднесуточного напора.

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

где -    нагрузка гидроагрегата, МВт;

  - продолжительность работы гидроагрегата в течение суток с данной постоянной нагрузкой, час.

49. Нагрузка гидроагрегата в течение суток меняется. При постоянной нагрузке измерения производят 1 раз в сутки, и мощность гидроагрегата принимается по среднесуточному значению.

50. Средняя суточная мощность гидроагрегата находится по показаниям ваттметров с использованием формулы (10), и по количеству выработанной за сутки электроэнергии, определенной по счетчику.

51. Погрешность измерения мощности гидроагрегата по щитовым приборам определяется классом измерительных трансформаторов.

52. Погрешности определения среднесуточного расхода воды возникают при переменном суточном графике нагрузки из-за изменения КПД гидроагрегатов.

53. Учет расхода воды через гидротурбину по средней нагрузке гидроагрегата верный, при работе гидроагрегата с постоянной нагрузкой в течение суток. При изменении нагрузки погрешность принимается 4%

54. При заданной погрешности для расчета среднесуточного расхода используется формула:

где -    среднесуточный расход воды, м ³/с;

  - среднесуточная мощность гидроагрегата, кВт;

  - среднесуточный рабочий напор, м;

  - КПД гидроагрегата для среднесуточных значений    и   .

55. Для упрощения вычислений КПД гидроагрегата принимается постоянным, равным среднему значению максимального и минимального значений за время работы (в данном случае за сутки).

56. При определении общего среднесуточного расхода с погрешностью в пределах ±3% расход определяется, используя почасовые данные расходов воды.

57. Суммарная погрешность определения расхода воды зависит от погрешностей определения напора, мощности и КПД гидроагрегата. Погрешность определения напора на высоко-, средне- и низконапорных ГЭС составляет от 0,2 до 2,0 %.

58. Погрешности из-за неучтенных изменений КПД при пиковом режиме суточных нагрузок, когда среднесуточный расход вычисляется из формулы мощности агрегата, для КПД принимается значение:

1) для поворотно-лопастных турбин и разных режимов суточного графика нагрузки от 0 до 1,8;

2) для радиально-осевых турбин от 0,6 до 1,1%.

59. Погрешности измерения мощности гидроагрегата по счетчикам выработки электроэнергии или ваттметрам определяются классом измерительного прибора, для подсчетов по счетчикам принимаются равным 1%.

60. Натурные расходные и эксплуатационные характеристики гидротурбин имеют класс точности 1,5%. Для радиально-осевых и при правильно налаженной комбинаторной зависимости для поворотно-лопастных турбин, погрешность заводских характеристик составляет 3%. Погрешности, при условии выполнения приведенных выше рекомендаций принимаются:

1) напора    = 1%;

2) КПД радиально-осевых гидротурбин    = 0,85%;

3) КПД поворотно-лопастных гидротурбин    = 0,9%;

4) мощности    = 1%;

5) натурных эксплуатационных характеристик    = 1,5%;

6) заводских эксплуатационных характеристик    =2,5%.

61. Суммарная погрешность среднесуточного расхода определяется выражением:

62. При пользовании натурными эксплуатационными характеристиками погрешность составит:

63. При расчете по заводским характеристикам погрешность будет:

64. При некоторых средних условиях измерений определение среднесуточных значений расхода по характеристикам обеспечивается с достаточно высокой точностью в 2 - 3 %.

65. Учет производится через все входящие в состав гидроузла водосливные, водосбросные и водозаборные сооружения, включая сооружения специального назначения - рыбопропускные устройства, шугосбросы, промывные устройства, транспортные устройства (плотоходы, бревноспуски, шлюзы). Учету подлежит весь сток, прошедший за сутки через работающие отверстия, с включением в него протечек через неплотности конструкций затворов водосбросных отверстий. На деривационных ГЭС учет стока проводится на станционном и на головном узле.

66. Для всех водопропускных отверстий гидросооружений составляются расходные характеристики учетных значений стока воды через гидротехническое сооружение.

67. Расходные характеристики отверстий гидросооружений составляются с учетом всех возможных эксплуатационных случаев работы данного отверстия в условиях гидроузла.

68. Расходные характеристики водосбросных отверстий, проектируемых и строящихся гидротехнических сооружений проверяются в период ввода сооружения в эксплуатацию с использованием зависимостей:

1) для отверстий, работающих в напорном режиме:

где -    расход воды через водосбросные отверстия, м3 /с;

  - коэффициент расхода (принимается по данным проекта);

  - площадь отверстия, квадратный метр (далее - м2 );

  = 9,81, метр/секунда в квадрате (далее - м/с2 );

  - полный напор, м, равный:

где -    напор над центром отверстия, м;

  - скорость подхода потока к отверстию, метр/секунда (далее - м/с);

2) для отверстий, работающих в безнапорном режиме:

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

  - ширина водопропускного отверстия в свету, м;

  - напор над порогом водослива, м.

69. Расходные характеристики водосбросных отверстий на действующих гидроузлах учитываются натурными гидравлическими испытаниями. Внесение изменений в расходные характеристики после их уточнения допускается при наличии соответствующих обоснований.

70. Эксплуатационная расходная характеристика строится в виде серии кривых с охватом всех возможных случаев работы водосброса. График наглядно характеризуется изменением расхода через водосброс во всем диапазоне изменения степени открытия затвора и изменения напора.

71. Периодичность определения расходов, проходящих через гидросооружение, не регламентируется. В зависимости от режимов работы водосброса периодичность колеблется от одного раза в час до одного раза в сутки.

72. Среднесуточный расход воды (м3 /с), прошедший через водосброс, определяется по формуле:

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

  - продолжительность работы водосброса при данной постоянной степени открытия затвора, час.

73. Общий среднесуточный расход через гидросооружение определяется суммированием среднесуточных значений расходов каждого из отверстий.

74. Водосбросные сооружения ГЭС имеют расходные характеристики, через гидротурбины.

75. Характеристики водосбросных гидросооружений строятся на основании расчета, для крупных и ответственных сооружений - на основании модельных исследований, для ограниченного числа сооружений (менее 2) на основании натурных испытаний.

76. Расходная характеристика изменяться в процессе эксплуатации гидросооружения, после ремонтов и частичных реконструкций узлов, из-за изменений условий подхода потока к водосбросу, при заилении водохранилища Расходная характеристика отличается от проектной на 20%.

77. Расходные характеристики каждого отверстия сооружения гидроузла и группы однотипных отверстий строятся в виде графиков и таблиц и снабжаются краткой пояснительной запиской, содержащей исходные данные и указания по их использованию. Масштабы графиков и ступени таблиц расходных характеристик подбираются для определения расчетного значения расхода воды с погрешностью не более 0,5%.

78. Технические возможности измерительных устройств и применяемых методов измерений обеспечиваются учетом стока на гидросооружениях с погрешностями:

1) для водосливных (безнапорных) отверстий - до 4%;

2) для донных (напорных) отверстий - до 6%;

3) через шлюзы и транспортные системы - до 5%;

4) для служебных и вспомогательных отверстий - до 10%.

79. Учет стока воды через рыбопропускные сооружения, бревноспуски и транспортные устройства производится персоналом, эксплуатирующим эти сооружения, в соответствии с действующими инструкциями по эксплуатации и настоящих Методических указаний не рассматривается.

80. Учет протечек через неплотности затворов производится отдельно в случаях, когда их значения превышают 0,5% фактического расхода водосброса.

81. Установка расходомеров на всех водозаборных и водосбросных сооружениях для измерения количества забираемой и сбрасываемой воды обеспечивается:

1) уменьшением времени и трудозатрат на производство измерений;

2) повышением точности измерений;

3) получением документальных данных о работе оборудования;

4) возможностью автоматизации управления водным режимом.

82. Основное требование при выборе расходомера надежность и продолжительность срока службы. Оценка надежности проводится по средней продолжительности безотказной работы приборов. Показатели надежности определяются разработчиками и заводом-изготовителем на образцах опытно-промышленной партии. Гарантийный срок работы расходомеров и уровнемеров не менее 18 месяцев.

83. На ГЭС расходомеры устанавливаются с погрешностями, не превышающими приведённые ниже значения:

1) гидроагрегаты ГЭС - 3%;

2) безнапорные водосливные отверстия - 4%;

3) шлюзы и транспортные средства - 5%;

4) напорные водосливные отверстия - 6%.

84. Для выполнения требований расходомеры гидротурбин обеспечиваются с классом не ниже 2,0, а расходомеры для гидротехнических сооружений - 2,5.

85. Элементы конструкции, материалы и детали, применяемые для изготовления прибора, применяются устойчивые к коррозии, колебания температуры, вибрации. Расходомеры, устанавливаемые на ГЭС сохраняются с постоянной работоспособностью при температуре воздуха до 65°С и относительной влажности до 98%.

86. Расходомеры и суммирующие устройства используются с выходным сигналом, который может подаваться на записывающие или общие суммирующие устройства и непосредственно в вычислительную машину для регистрации и обработки данных по расходу воды.

87. Расходомеры, предназначенные для учета расхода воды или управления режимами работы водохранилища, принимаются с периодичностью измерений от 5 до10 минут.

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

89. Метрологические характеристики расходомеров - время прохождения указателем всей шкалы (быстродействие), вид диаграммы, скорость вращения диаграммного диска или ленты, габаритные размеры прибора и его внешнее оформление - устанавливаются по способу удобства проведения измерений.