Проектирование Дуба-Юртской ГЭС на реке Аргун. Задачи и состав натурных наблюдений за ГТС в период эксплуатации
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ ДУБА-ЮРТСКОЙ ГЭС 8
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общая часть 10
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Инженерно-геологические условия 12
1.4 Сейсмические условия 12
1.5 Данные об энергосистеме 12
2 Водно - энергетические расчеты 13
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 13
2.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 15
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 17
2.4 Расчёт конкурирующих режимов работы ГЭС по бытовому стоку и по
требованиям ВХК 19
2.5 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС маловодного и
средневодного годов 23
2.6 Выбор рабочих мощностей и построение интегральных кривых нагрузок.. 25
2.7 Баланс мощности 29
2.8 Режимное поле 30
3 Основное и вспомогательное оборудование 32
3.1 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 32
3.2 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному
расходу 36
3.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения
ее безкавитационной работы 36
3.4 Определение геометрических размеров проточной части гидротурбины
РО75-В-300 37
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 42
3.6 Расчет вала на прочность 42
4 Компоновка и состав сооружений гидроузла 43
4.1 Определение класса сооружения 43
4.2 Определение гребня бетонной плотины и гребня быка 43
4.3 Гидравлический расчет 46
4.3.1 Определение ширины водосливного фронта 46
4.3.2 Определение отметки гребня водослива 47
4.3.3 Построение оголовка водослива по Кригер-Офицерову 49
4.3.4 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 50
4.3.5 Расчет водобойной стенки 51
4.4. Конструирование бетонной плотины 53
4.4.1 Определение ширины подошвы плотины 53
4.4.2 Разрезка бетонных плотин швами 54
4.4.3 Быки 54
4.4.4 Устои 55
4.4.5 Галереи в теле плотины 55
4.4.6 Ширина плотины по гребню 55
4.4.7 Расчет донного водосброса 55
4.5. Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины 56
4.5.1. Цементационная завеса 56
4.5.2 Дренажные устройства 57
4.6. Конструктивные элементы нижнего бьефа 58
4.6.1 Водобой 58
4.6.2 Рисберма 58
4.7 Определение нагрузок на плотину, для основного случая 59
4.7.1 Вес сооружения 59
4.7.2 Сила гидростатического давления воды 60
4.7.3 Равнодействующая взвешивающего давления 60
4.7.4 Сила фильтрационного давления 60
4.7.5 Давление грунта 61
4.7.6 Волновое воздействие 62
4.8 Оценка прочности плотины для основного случая 62
4.8.1 Определение напряжений 62
4.8.2 Критерии прочности плотины 65
4.8.3 Расчет устойчивости плотины 66
4.9 Определение нагрузок на плотину, для поверочного случая 66
4.9.1 Вес сооружения 67
4.9.2 Сила гидростатического давления воды 67
4.9.3 Равнодействующая взвешивающего давления 68
4.9.4 Сила фильтрационного давления 68
4.9.5 Давление грунта 68
4.9.6 Волновое воздействие 69
4.10 Оценка прочности плотины для поверочного случая 69
4.10.1 Определение напряжений 69
4.10.2 Критерии прочности плотины 71
4.10.3 Расчет устойчивости плотины 72
5. Организация и производство гидротехнических работ 73
5.1 Разбивка сооружений на периоды и этапы возведения 73
5.2. Гидравлические расчеты пропуска строительных расходов 74
5.2.1 Гидравлический расчет пропуска строительных расходов I очереди
через стесненное русло 74
5.2.2 Конструкция перемычек 76
5.2.3 Пропуск строительных расходов II очереди через донные отверстия . 76
5.2.4 Определяем расчетную отметку порога донных отверстий (УПДО): . 77
5.2.5 Определяем отметку перемычек II очереди 78
5.3 Технологии производства работ 79
5.3.1 Водоотлив 79
5.3.2 Буровзрывные работы 79
5.3.3. Производство земельных работ 81
5.3.4 Производство бетонных работ 83
5.3.5 Вибрирование и бетонные работы 85
5.3.6 Проходка деривационного туннеля 86
5.3.7 Возведение перемычек способом отсыпки грунтов в воду: в
естественных прудках и водоемах 87
5.4 Этапы возведения и состав работ и сооружений 88
5.4.1 I Этап - возведение сооружений для перекрытия русла 88
5.4.2 II Этап - перекрытие русла реки 88
5.4.3 III Этап - возведение сооружений в котловане II очереди 89
5.4.4 IV Этап - возведение сооружений до проектных отметок 89
5.5 Распределение объемов работ по этапам строительства 89
6 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды 91
6.1 Общие сведения о районе строительства 91
6.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 92
6.3 Отходы, образующиеся при строительстве 93
6.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 94
7 Пожарная безопасность. Охрана труда 95
7.1 Пожарная безопасность 95
7.2 Охрана труда 97
8 Технико-экономические показатели 99
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 99
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 100
8.3 Налоговые расходы 103
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 104
8.5 Оценка инвестиционного проекта 105
8.5.1 Методология, исходные данные 105
8.5.2 Коммерческая эффективность 106
8.5.3 Бюджетная эффективность 107
8.6 Анализ чувствительности 107
9 Задачи и состав натурных наблюдений на ГТС в период эксплуатации 109
9.1 Формы контроля состоянием проектируемого гидротехнического сооружения 110
9.1.2 Контролируемые показатели ГТС 110
9.2. Измеряемые параметры гидроузла 111
9.2.1 Измерение осадки 111
9.2.2 Измерение горизонтальных перемещений 113
9.2.3 Фильтрационные измерения 114
9.2.4 Температурный режим 116
9.3 Установка КИА 117
9.3.1 КИА для измерения осадки сооружения 117
9.3.2 КИА для измерения горизонтальных перемещений сооружения 118
9.3.3 Размещение контрольно-измерительной аппаратуры на гидроузле 119
9.4 Визуальные наблюдения 121
9.5 Составление программы наблюдений 122
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 124
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 126
ПРИЛОЖЕНИЕ АВ о дно-энергетические расчеты 128
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Основное и вспомогательное оборудование 130
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общая часть 10
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Инженерно-геологические условия 12
1.4 Сейсмические условия 12
1.5 Данные об энергосистеме 12
2 Водно - энергетические расчеты 13
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 13
2.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 15
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 17
2.4 Расчёт конкурирующих режимов работы ГЭС по бытовому стоку и по
требованиям ВХК 19
2.5 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС маловодного и
средневодного годов 23
2.6 Выбор рабочих мощностей и построение интегральных кривых нагрузок.. 25
2.7 Баланс мощности 29
2.8 Режимное поле 30
3 Основное и вспомогательное оборудование 32
3.1 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 32
3.2 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному
расходу 36
3.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения
ее безкавитационной работы 36
3.4 Определение геометрических размеров проточной части гидротурбины
РО75-В-300 37
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 42
3.6 Расчет вала на прочность 42
4 Компоновка и состав сооружений гидроузла 43
4.1 Определение класса сооружения 43
4.2 Определение гребня бетонной плотины и гребня быка 43
4.3 Гидравлический расчет 46
4.3.1 Определение ширины водосливного фронта 46
4.3.2 Определение отметки гребня водослива 47
4.3.3 Построение оголовка водослива по Кригер-Офицерову 49
4.3.4 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 50
4.3.5 Расчет водобойной стенки 51
4.4. Конструирование бетонной плотины 53
4.4.1 Определение ширины подошвы плотины 53
4.4.2 Разрезка бетонных плотин швами 54
4.4.3 Быки 54
4.4.4 Устои 55
4.4.5 Галереи в теле плотины 55
4.4.6 Ширина плотины по гребню 55
4.4.7 Расчет донного водосброса 55
4.5. Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины 56
4.5.1. Цементационная завеса 56
4.5.2 Дренажные устройства 57
4.6. Конструктивные элементы нижнего бьефа 58
4.6.1 Водобой 58
4.6.2 Рисберма 58
4.7 Определение нагрузок на плотину, для основного случая 59
4.7.1 Вес сооружения 59
4.7.2 Сила гидростатического давления воды 60
4.7.3 Равнодействующая взвешивающего давления 60
4.7.4 Сила фильтрационного давления 60
4.7.5 Давление грунта 61
4.7.6 Волновое воздействие 62
4.8 Оценка прочности плотины для основного случая 62
4.8.1 Определение напряжений 62
4.8.2 Критерии прочности плотины 65
4.8.3 Расчет устойчивости плотины 66
4.9 Определение нагрузок на плотину, для поверочного случая 66
4.9.1 Вес сооружения 67
4.9.2 Сила гидростатического давления воды 67
4.9.3 Равнодействующая взвешивающего давления 68
4.9.4 Сила фильтрационного давления 68
4.9.5 Давление грунта 68
4.9.6 Волновое воздействие 69
4.10 Оценка прочности плотины для поверочного случая 69
4.10.1 Определение напряжений 69
4.10.2 Критерии прочности плотины 71
4.10.3 Расчет устойчивости плотины 72
5. Организация и производство гидротехнических работ 73
5.1 Разбивка сооружений на периоды и этапы возведения 73
5.2. Гидравлические расчеты пропуска строительных расходов 74
5.2.1 Гидравлический расчет пропуска строительных расходов I очереди
через стесненное русло 74
5.2.2 Конструкция перемычек 76
5.2.3 Пропуск строительных расходов II очереди через донные отверстия . 76
5.2.4 Определяем расчетную отметку порога донных отверстий (УПДО): . 77
5.2.5 Определяем отметку перемычек II очереди 78
5.3 Технологии производства работ 79
5.3.1 Водоотлив 79
5.3.2 Буровзрывные работы 79
5.3.3. Производство земельных работ 81
5.3.4 Производство бетонных работ 83
5.3.5 Вибрирование и бетонные работы 85
5.3.6 Проходка деривационного туннеля 86
5.3.7 Возведение перемычек способом отсыпки грунтов в воду: в
естественных прудках и водоемах 87
5.4 Этапы возведения и состав работ и сооружений 88
5.4.1 I Этап - возведение сооружений для перекрытия русла 88
5.4.2 II Этап - перекрытие русла реки 88
5.4.3 III Этап - возведение сооружений в котловане II очереди 89
5.4.4 IV Этап - возведение сооружений до проектных отметок 89
5.5 Распределение объемов работ по этапам строительства 89
6 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды 91
6.1 Общие сведения о районе строительства 91
6.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 92
6.3 Отходы, образующиеся при строительстве 93
6.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 94
7 Пожарная безопасность. Охрана труда 95
7.1 Пожарная безопасность 95
7.2 Охрана труда 97
8 Технико-экономические показатели 99
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 99
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 100
8.3 Налоговые расходы 103
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 104
8.5 Оценка инвестиционного проекта 105
8.5.1 Методология, исходные данные 105
8.5.2 Коммерческая эффективность 106
8.5.3 Бюджетная эффективность 107
8.6 Анализ чувствительности 107
9 Задачи и состав натурных наблюдений на ГТС в период эксплуатации 109
9.1 Формы контроля состоянием проектируемого гидротехнического сооружения 110
9.1.2 Контролируемые показатели ГТС 110
9.2. Измеряемые параметры гидроузла 111
9.2.1 Измерение осадки 111
9.2.2 Измерение горизонтальных перемещений 113
9.2.3 Фильтрационные измерения 114
9.2.4 Температурный режим 116
9.3 Установка КИА 117
9.3.1 КИА для измерения осадки сооружения 117
9.3.2 КИА для измерения горизонтальных перемещений сооружения 118
9.3.3 Размещение контрольно-измерительной аппаратуры на гидроузле 119
9.4 Визуальные наблюдения 121
9.5 Составление программы наблюдений 122
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 124
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 126
ПРИЛОЖЕНИЕ АВ о дно-энергетические расчеты 128
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Основное и вспомогательное оборудование 130
Важную роль в энергетических системах занимает гидроэлектростанции, главная роль которых является регулирование параметров в нестационарных режимах, а также покрывая более неравномерную часть графиков нагрузки.
Основное преимущество гидроэлектростанции - это низкая стоимость товарной продукции, что положительно сказывается на ценообразовании электроэнергии на рынке сбыта. Отсутствие расходов на топливо в себестоимости производства электроэнергии указывает на высокую конкурентоспособность среди других отраслей.
Гидростанции - один из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия гидравлических турбин достигает 97%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
В себестоимости производства электроэнергии на гидростанциях отсутствует топливная составляющая, что делает энергию более конкурентоспособной в условиях рынка.
Гидростанции являются наиболее маневренным источником электроэнергии из всех типов, так как способны за короткое время увеличивать выдаваемую выработку электроэнергии и мощность. Это позволяет ГЭС покрывать пиковые нагрузки и поддерживать постоянную частоту тока в энергосистеме.
От надежности работы электростанции зависит функционирование самой Единой энергетической системы страны, которые являются потребителями электроэнергии.
Все выше перечисленное является главным подталкивающим фактором к строительству новых гидроэлектростанций.
Основное преимущество гидроэлектростанции - это низкая стоимость товарной продукции, что положительно сказывается на ценообразовании электроэнергии на рынке сбыта. Отсутствие расходов на топливо в себестоимости производства электроэнергии указывает на высокую конкурентоспособность среди других отраслей.
Гидростанции - один из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия гидравлических турбин достигает 97%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
В себестоимости производства электроэнергии на гидростанциях отсутствует топливная составляющая, что делает энергию более конкурентоспособной в условиях рынка.
Гидростанции являются наиболее маневренным источником электроэнергии из всех типов, так как способны за короткое время увеличивать выдаваемую выработку электроэнергии и мощность. Это позволяет ГЭС покрывать пиковые нагрузки и поддерживать постоянную частоту тока в энергосистеме.
От надежности работы электростанции зависит функционирование самой Единой энергетической системы страны, которые являются потребителями электроэнергии.
Все выше перечисленное является главным подталкивающим фактором к строительству новых гидроэлектростанций.
В работе представлен расчёт параметров Дуба-Юртского гидроузла на реке Аргун с максимальной высотой бетонной плотины 27,6 м и шириной по гребню 360 м. Сооружение гидроузла принадлежит к III классу.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расходов обеспеченностью 0,1% и0,01%. Так же было определено значение строительного расхода. Значения всех вычисленных на данном этапе расходов: Q0,5% = 792,7 м3/с, Q1% = 723,5 м3/с, Qbxk =32 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчётов выбрана установленная мощность Дуба-Юртского гидроузла, а также определена зона её работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила 110 МВт. Определён уровень мёртвого объёма, отметка которого составила 382,6 м. Полезный объём при отметке НПУ составляет 4,34 км3 . Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 666 млн. кВт-ч.Также было построено режимное поле и определены напоры:
• минимальный (46,9 м);
• расчетный (47,5 м);
• максимальный (52,4 м).
Из полученного диапазона изменения напора по справочным материалам были подобраны возможные типы гидротурбин. После сравнения рабочих зон турбин, принята к установке гидротурбина РО75-В-400 при числе агрегатов равном 2. Произведен расчет основных размеров генератора типа СВ-880/130- 40 с номинальной мощностью 55 МВт и синхронной частотой вращения 150 об/мин.
На следующем этапе определены состав, тип и компоновка основных сооружений.
В состав сооружений верхнего узла входит:
• левобережная бетонная глухая плотина, 136 м;
• водосбросная бетонная плотина, 16 м;
• правобережная бетонная глухая плотина, 208 м;
• водоприёмник (установлен вне тела плотины)
• В состав сооружений станционного узла входит:
• безнапорный деривационный тоннель;
• напорный бассейн;
• бассейн суточного регулирования;
• турбинные водоводы;
• здание ГЭС с машинным залом.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
• отметка гребня водослива393,6 м;
• отметка подошвы плотины 366,0 м;
• количество водосливных отверстий -2;
• ширина водосливного отверстия - 5,4 м;
• толщина бычка - 1,3 м;
• ширина пролетов - 8 м.
В качестве гасителей энергии потока выбрана водобойная плита с водобойной стенкой.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основномсочетании нагрузок при основном и поверочном случаях. По результатам оценки плотина Дуба-Юртского гидроузла отвечает требованиям надёжности.
В соответствии c действующимзаконодательствомрассмотрены мероприятия по охране труда и противопожарной безопасности. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическимрасчётам получены следующие показатели:
• удельные капиталовложения75704,55руб./кВт;
• индекс прибыльности - 1,07
• себестоимостьпроизводства электроэнергии - 0,284руб./кВт-ч;
• срококупаемостистанции21 год 6 месяцев начала строительства.
Анализируя полученные в ходе расчета данные можно сказать, что проект экономически эффективен.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расходов обеспеченностью 0,1% и0,01%. Так же было определено значение строительного расхода. Значения всех вычисленных на данном этапе расходов: Q0,5% = 792,7 м3/с, Q1% = 723,5 м3/с, Qbxk =32 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчётов выбрана установленная мощность Дуба-Юртского гидроузла, а также определена зона её работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила 110 МВт. Определён уровень мёртвого объёма, отметка которого составила 382,6 м. Полезный объём при отметке НПУ составляет 4,34 км3 . Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 666 млн. кВт-ч.Также было построено режимное поле и определены напоры:
• минимальный (46,9 м);
• расчетный (47,5 м);
• максимальный (52,4 м).
Из полученного диапазона изменения напора по справочным материалам были подобраны возможные типы гидротурбин. После сравнения рабочих зон турбин, принята к установке гидротурбина РО75-В-400 при числе агрегатов равном 2. Произведен расчет основных размеров генератора типа СВ-880/130- 40 с номинальной мощностью 55 МВт и синхронной частотой вращения 150 об/мин.
На следующем этапе определены состав, тип и компоновка основных сооружений.
В состав сооружений верхнего узла входит:
• левобережная бетонная глухая плотина, 136 м;
• водосбросная бетонная плотина, 16 м;
• правобережная бетонная глухая плотина, 208 м;
• водоприёмник (установлен вне тела плотины)
• В состав сооружений станционного узла входит:
• безнапорный деривационный тоннель;
• напорный бассейн;
• бассейн суточного регулирования;
• турбинные водоводы;
• здание ГЭС с машинным залом.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
• отметка гребня водослива393,6 м;
• отметка подошвы плотины 366,0 м;
• количество водосливных отверстий -2;
• ширина водосливного отверстия - 5,4 м;
• толщина бычка - 1,3 м;
• ширина пролетов - 8 м.
В качестве гасителей энергии потока выбрана водобойная плита с водобойной стенкой.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основномсочетании нагрузок при основном и поверочном случаях. По результатам оценки плотина Дуба-Юртского гидроузла отвечает требованиям надёжности.
В соответствии c действующимзаконодательствомрассмотрены мероприятия по охране труда и противопожарной безопасности. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическимрасчётам получены следующие показатели:
• удельные капиталовложения75704,55руб./кВт;
• индекс прибыльности - 1,07
• себестоимостьпроизводства электроэнергии - 0,284руб./кВт-ч;
• срококупаемостистанции21 год 6 месяцев начала строительства.
Анализируя полученные в ходе расчета данные можно сказать, что проект экономически эффективен.
