ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТУНГИРСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ТУНГИР. САМОЗАПУСК ДВИГАТЕЛЕЙ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
|
Сокращенный паспорт Тунгирской ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1. Общие сведения 10
1.1. Природные условия 10
1.1.1. Климат 10
1.1.2. Гидрологические данные 10
1.1.3. Сейсмические данные по району гидроузла 11
1.1.4. Инженерно-геологические условия 11
1.2. Энергохарактеристика района 11
1.3. Аналоги проектируемого гидроузла 11
2. Водно-энергетические расчёты 12
2.1. Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 12
2.2. Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 12
2.3. Выбор расчетных гидрографов маловодного и среднего по водности
года при заданной обеспеченности стока 13
2.4. Водно-энергетический расчёт 15
2.5. Расчеты режима работы ГЭС в маловодном году 16
2.6. Определение установленной мощности ГЭС 17
2.7. Расчёты режима работы ГЭС в средневодном году 18
2.8. Баланс мощности 18
2.9. Построение режимного поля 19
3. Основное и вспомогательное оборудование 21
3.1. Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам .... 21
3.1.1. Выбор системы и типа генератора 21
3.1.2. Выбор номинального диаметра рабочего колеса 21
3.2. Определения отметки установки рабочего колеса гидротурбины 24
3.3. Гидромеханический расчёт и построение бетонной спиральной
камеры, и определение её геометрических размеров проточной части 25
3.4. Выбор серийного типа генератора 28
3.5. Расчёт вала на прочность 28
3.6. Расчёт подшипника 29
3.7. Выбор типа маслонапорной установки 31
3.8. Выбор электрогидравлического регулятора 31
4. Электрическая часть 32
4.1. Выбор структурной схемы ГЭС 32
4.2. Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 32
4.2.1. Выбор синхронных генераторов 32
4.2.2. Выбор повышающих трансформаторов для схемы с
одиночным блоком 32
4.2.3. Выбор повышающих трансформаторов для схемы с
укрупнённым блоком 33
4.2.4. Выбор трансформатора собственных нужд 34
4.3. Выбор количества отходящих воздушных линий РУ ВН и марки
проводов ВЛ 34
4.4. Выбор главной схемы ГЭС на основании ТЭР 35
4.5. Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 37
4.6. Расчёт токов КЗ для выбора электрических аппаратов 37
4.6.1. Расчёт исходных данных 37
4.6.2. Внесение исходных данных в программный комплекс и расчёт токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 38
4.7. Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов .... 38
4.8. Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 10,5 кВ 39
4.8.1. Выбор выключателей и разъединителей 39
4.8.2. Выбор трансформаторов тока и напряжения 39
4.8.3. Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 39
4.9. Выбор параметров КРУЭ 40
5. Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 41
5.1. Технические данные защищаемого оборудования 41
5.2. Перечень защит основного оборудования 41
5.3. Расчёт номинальных токов 42
5.4. Описание защит и расчёт их уставок 43
5.4.1. Продольная дифференциальная защита 43
5.4.2. Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 45
5.4.3. Защита от повышения напряжения 47
5.4.4. Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 48
5.4.5. Защита от симметричных перегрузок 50
5.4.6. Дистанционная защита генератора 52
5.4.7. Защита от перегрузки обмотки ротора 54
5.5. Выбор комплекса защит блока генератор - трансформатор 55
5.6. Таблица уставок и матрица отключений защит 56
6. Компоновка и сооружение гидроузла 57
6.1. Назначение класса ГТС 57
6.2. Проектирование сооружений напорного фронта 57
6.2.1. Определение отметки гребня плотины 57
6.2.1.1. Грунтовая плотина 57
6.2.1.2. Бетонная плотина 59
6.2.2. Проверка пропуска поверочного расчётного расхода 59
6.2.2.1. Построение профиля водосливной грани 59
6.2.2.2. Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 61
6.2.2.3. Расчёт водобойной стенки 62
6.2.2.4. Построение профиля водосливной грани 63
6.2.2.5. Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 63
6.2.2.6. Расчёт водобойной стенки 64
6.2.3. Расчёт пропуска расходов через донные отверстия и глубинные водосбросы 65
6.3. Конструирование плотины 66
6.3.1. Определение ширины подошвы плотины 66
6.3.2. Разрезка бетонных плотин швами 67
6.3.3. Быки 67
6.3.4. Устои 67
6.3.5. Дренаж тела бетонных плотин 68
6.3.6. Галереи в теле плотины 68
6.4. Основные элементы плотины 68
6.4.1. Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 68
6.4.1.2. Шпунтовая стенка 69
6.4.1.3. Дренажные устройства в основании 69
6.5. Конструктивные элементы нижнего бьефа 69
6.5.1. Водобой 69
6.5.2. Рисберма и ковш 69
6.6. Фильтрационные расчёты подземного контура 70
6.7. Обоснование надёжности и безопасности бетонной плотины 71
6.7.1. Определение основных нагрузок на плотину 71
6.7.1.1. Вес сооружения и затворов 71
6.7.1.2. Сила гидростатического давления воды 72
6.7.1.3. Равнодействующая взвешивающего давления 73
6.7.1.4. Сила фильтрационного давления 73
6.7.1.5. Давление грунта 74
6.7.1.6. Волновое давление 75
6.7.1.7. Сила сопротивления сдвигу анкерного понура 75
6.7.2. Оценка прочности плотины 76
6.7.3. Критерии прочности плотины и её основания 77
6.7.4. Обоснование устойчивости плотины 78
7. Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Тунгирского
гидроузла 80
7.1. Общие сведения о районе строительства 80
7.2. Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 81
7.3. Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 83
7.4. Отходы, образующиеся при строительстве 84
7.5. Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 85
8. Мероприятия по пожарной безопасности. Охрана труда 87
8.1. Безопасность гидротехнических сооружений 87
8.2. Охрана труда 87
8.3. Пожарная безопасность 89
9. Технико-экономические показатели 91
9.1. Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 91
9.1.1. Оценка объёмов реализации электроэнергии 91
9.1.2. Текущие расходы по гидроузлу 91
9.2. Налоговые расходы 92
9.3. Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности . 93
9.4. Оценка инвестиционного проекта 93
9.4.1. Методология, исходные данные 93
9.4.2. Коммерческая эффективность 94
9.4.3. Бюджетная эффективность 94
10. Самозапуск двигателей собственных нужд электростанции 95
10.1. Назначение электродвигателей собственных нужд 95
10.2. Схемы электроснабжения собственных нужд электростанции 96
10.3. Основные причины нарушения электроснабжения 98
10.4. Этапы самозапуска электродвигателей 99
10.5. Расчет самозапуска электродвигателей собственных нужд
упрощенным способом 100
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 102
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 104
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Общие сведения 108
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Водно-энергетические расчёты 111
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Основное и вспомогательное оборудование 127
ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Электрическая часть 134
ПРИЛОЖЕНИЕ Д. Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 140
ПРИЛОЖЕНИЕ Е. Компоновка сооружения и гидроузла 147
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж. Технико-экономические показатели 151
ПРИЛОЖЕНИЕ З. Самозапуск двигателей собственных нужд электростанций 155
ВВЕДЕНИЕ 9
1. Общие сведения 10
1.1. Природные условия 10
1.1.1. Климат 10
1.1.2. Гидрологические данные 10
1.1.3. Сейсмические данные по району гидроузла 11
1.1.4. Инженерно-геологические условия 11
1.2. Энергохарактеристика района 11
1.3. Аналоги проектируемого гидроузла 11
2. Водно-энергетические расчёты 12
2.1. Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 12
2.2. Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 12
2.3. Выбор расчетных гидрографов маловодного и среднего по водности
года при заданной обеспеченности стока 13
2.4. Водно-энергетический расчёт 15
2.5. Расчеты режима работы ГЭС в маловодном году 16
2.6. Определение установленной мощности ГЭС 17
2.7. Расчёты режима работы ГЭС в средневодном году 18
2.8. Баланс мощности 18
2.9. Построение режимного поля 19
3. Основное и вспомогательное оборудование 21
3.1. Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам .... 21
3.1.1. Выбор системы и типа генератора 21
3.1.2. Выбор номинального диаметра рабочего колеса 21
3.2. Определения отметки установки рабочего колеса гидротурбины 24
3.3. Гидромеханический расчёт и построение бетонной спиральной
камеры, и определение её геометрических размеров проточной части 25
3.4. Выбор серийного типа генератора 28
3.5. Расчёт вала на прочность 28
3.6. Расчёт подшипника 29
3.7. Выбор типа маслонапорной установки 31
3.8. Выбор электрогидравлического регулятора 31
4. Электрическая часть 32
4.1. Выбор структурной схемы ГЭС 32
4.2. Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 32
4.2.1. Выбор синхронных генераторов 32
4.2.2. Выбор повышающих трансформаторов для схемы с
одиночным блоком 32
4.2.3. Выбор повышающих трансформаторов для схемы с
укрупнённым блоком 33
4.2.4. Выбор трансформатора собственных нужд 34
4.3. Выбор количества отходящих воздушных линий РУ ВН и марки
проводов ВЛ 34
4.4. Выбор главной схемы ГЭС на основании ТЭР 35
4.5. Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 37
4.6. Расчёт токов КЗ для выбора электрических аппаратов 37
4.6.1. Расчёт исходных данных 37
4.6.2. Внесение исходных данных в программный комплекс и расчёт токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 38
4.7. Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов .... 38
4.8. Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 10,5 кВ 39
4.8.1. Выбор выключателей и разъединителей 39
4.8.2. Выбор трансформаторов тока и напряжения 39
4.8.3. Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 39
4.9. Выбор параметров КРУЭ 40
5. Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 41
5.1. Технические данные защищаемого оборудования 41
5.2. Перечень защит основного оборудования 41
5.3. Расчёт номинальных токов 42
5.4. Описание защит и расчёт их уставок 43
5.4.1. Продольная дифференциальная защита 43
5.4.2. Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 45
5.4.3. Защита от повышения напряжения 47
5.4.4. Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 48
5.4.5. Защита от симметричных перегрузок 50
5.4.6. Дистанционная защита генератора 52
5.4.7. Защита от перегрузки обмотки ротора 54
5.5. Выбор комплекса защит блока генератор - трансформатор 55
5.6. Таблица уставок и матрица отключений защит 56
6. Компоновка и сооружение гидроузла 57
6.1. Назначение класса ГТС 57
6.2. Проектирование сооружений напорного фронта 57
6.2.1. Определение отметки гребня плотины 57
6.2.1.1. Грунтовая плотина 57
6.2.1.2. Бетонная плотина 59
6.2.2. Проверка пропуска поверочного расчётного расхода 59
6.2.2.1. Построение профиля водосливной грани 59
6.2.2.2. Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 61
6.2.2.3. Расчёт водобойной стенки 62
6.2.2.4. Построение профиля водосливной грани 63
6.2.2.5. Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 63
6.2.2.6. Расчёт водобойной стенки 64
6.2.3. Расчёт пропуска расходов через донные отверстия и глубинные водосбросы 65
6.3. Конструирование плотины 66
6.3.1. Определение ширины подошвы плотины 66
6.3.2. Разрезка бетонных плотин швами 67
6.3.3. Быки 67
6.3.4. Устои 67
6.3.5. Дренаж тела бетонных плотин 68
6.3.6. Галереи в теле плотины 68
6.4. Основные элементы плотины 68
6.4.1. Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 68
6.4.1.2. Шпунтовая стенка 69
6.4.1.3. Дренажные устройства в основании 69
6.5. Конструктивные элементы нижнего бьефа 69
6.5.1. Водобой 69
6.5.2. Рисберма и ковш 69
6.6. Фильтрационные расчёты подземного контура 70
6.7. Обоснование надёжности и безопасности бетонной плотины 71
6.7.1. Определение основных нагрузок на плотину 71
6.7.1.1. Вес сооружения и затворов 71
6.7.1.2. Сила гидростатического давления воды 72
6.7.1.3. Равнодействующая взвешивающего давления 73
6.7.1.4. Сила фильтрационного давления 73
6.7.1.5. Давление грунта 74
6.7.1.6. Волновое давление 75
6.7.1.7. Сила сопротивления сдвигу анкерного понура 75
6.7.2. Оценка прочности плотины 76
6.7.3. Критерии прочности плотины и её основания 77
6.7.4. Обоснование устойчивости плотины 78
7. Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Тунгирского
гидроузла 80
7.1. Общие сведения о районе строительства 80
7.2. Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 81
7.3. Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 83
7.4. Отходы, образующиеся при строительстве 84
7.5. Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 85
8. Мероприятия по пожарной безопасности. Охрана труда 87
8.1. Безопасность гидротехнических сооружений 87
8.2. Охрана труда 87
8.3. Пожарная безопасность 89
9. Технико-экономические показатели 91
9.1. Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 91
9.1.1. Оценка объёмов реализации электроэнергии 91
9.1.2. Текущие расходы по гидроузлу 91
9.2. Налоговые расходы 92
9.3. Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности . 93
9.4. Оценка инвестиционного проекта 93
9.4.1. Методология, исходные данные 93
9.4.2. Коммерческая эффективность 94
9.4.3. Бюджетная эффективность 94
10. Самозапуск двигателей собственных нужд электростанции 95
10.1. Назначение электродвигателей собственных нужд 95
10.2. Схемы электроснабжения собственных нужд электростанции 96
10.3. Основные причины нарушения электроснабжения 98
10.4. Этапы самозапуска электродвигателей 99
10.5. Расчет самозапуска электродвигателей собственных нужд
упрощенным способом 100
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 102
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 104
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Общие сведения 108
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Водно-энергетические расчёты 111
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Основное и вспомогательное оборудование 127
ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Электрическая часть 134
ПРИЛОЖЕНИЕ Д. Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 140
ПРИЛОЖЕНИЕ Е. Компоновка сооружения и гидроузла 147
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж. Технико-экономические показатели 151
ПРИЛОЖЕНИЕ З. Самозапуск двигателей собственных нужд электростанций 155
Гидроэнергетика является одной из наиболее перспективных oтpasлeй современной энергетики благодаря возобновляемости водных ресурсов. Использование чистой и сравнительно безопасной энергии воды уменьшает зависимость от ископаемого топлива, тем самым снижает наносимый энергетикой урон окружающей среде.
Гидроэлектростанции позволяют зарегулировать сток реки и снизить риски наводнений во время паводков. Они являются одним из самых эффективных источников энергии, т.к. гидравлические турбины имеют КПД, значительно превышающий КПД других типов турбин электростанций. Опыт эксплуатации гидроэлектростанций показал, что они обладают высокой надежностью работы, малыми затратами на эксплуатацию, возможностью автоматизации процесса и не требуют многочисленного обслуживающего персонала. Их высокая маневренность имеет существенное значение для крупных энергетических систем, позволяя при необходимости увеличивать выработку и выдаваемую мощность в течение нескольких минут, тогда как тепловым электростанциям для этого требуется несколько часов, а атомным электростанциям - сутки. Это позволяет ГЭС покрывать пиковые нагрузки и поддерживать частоту тока в энергосистеме.
Себестоимость электроэнергии, произведенной гидроэлектростанциями, не зависит от колебаний цен на традиционное топливо, что делает электроэнергию более конкурентоспособной в условиях рынка. Затраты на строительство гидроэлектростанции начинают окупаться еще до полного окончания строительных работ.
Все эти преимущества говорят о возможности строительства новых гидроэлектростанций.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач найти оптимальные проектные решения
Гидроэлектростанции позволяют зарегулировать сток реки и снизить риски наводнений во время паводков. Они являются одним из самых эффективных источников энергии, т.к. гидравлические турбины имеют КПД, значительно превышающий КПД других типов турбин электростанций. Опыт эксплуатации гидроэлектростанций показал, что они обладают высокой надежностью работы, малыми затратами на эксплуатацию, возможностью автоматизации процесса и не требуют многочисленного обслуживающего персонала. Их высокая маневренность имеет существенное значение для крупных энергетических систем, позволяя при необходимости увеличивать выработку и выдаваемую мощность в течение нескольких минут, тогда как тепловым электростанциям для этого требуется несколько часов, а атомным электростанциям - сутки. Это позволяет ГЭС покрывать пиковые нагрузки и поддерживать частоту тока в энергосистеме.
Себестоимость электроэнергии, произведенной гидроэлектростанциями, не зависит от колебаний цен на традиционное топливо, что делает электроэнергию более конкурентоспособной в условиях рынка. Затраты на строительство гидроэлектростанции начинают окупаться еще до полного окончания строительных работ.
Все эти преимущества говорят о возможности строительства новых гидроэлектростанций.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач найти оптимальные проектные решения
В данной работе были рассчитаны и определены основные параметры и элементы Тунгирского гидроузла на р. Тунгир, являющимся сооружением II класса. В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность, равная 103 МВт и среднемноголетняя выработка 655 млн. кВт- ч.
Следующим этапом работы был выбор основного и вспомогательного оборудования, в ходе которого было определено число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы ГЭС (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
- максимальный - 39,85 м;
- расчетный -33,05 м;
- минимальный - 28,5 м;
При выборе турбин рассматривались два варианта: ПЛ40а-В и ПЛ40б-В. В результате расчетов был выбран оптимальный вариант с тремя гидротурбинами ПЛ40б-В. По справочным данным для данной турбины с синхронной частотой вращения 110 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-655/110-32 с номинальной активной мощность 37,5 МВт.
Затем была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 5 присоединений (3 одиночных блока, 2 отходящие воздушные линии) с двумя рабочими системами сборных шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТРДНС-63000/220- У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-1500/10,5 кВ, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС-240/32.
Далее был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловой с водосбросами совмещенного типа. В состав сооружения входят:
- левобережная глухая бетонная плотина;
- здание ГЭС;
- водосбросная бетонная плотина;
- правобережная земляная плотина.
Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 35,2 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 681,00;
- число водопропускных отверстий - 2;
- ширина водопропускных отверстий - 8,0 м;
- отметка гребня плотины - 726,95;
- ширина гребня - 16,2 м.
Гашение кинетической энергии водяного потока, пропускаемого через водосливную плотину, производится с помощью водобойной стенки. Бетонная плотина разделяется по длине постоянными температурными швами на отдельные секции, ДЛЯ обеспечения монолитности бетона секций плотины при температурной деформации в различных частях тела плотины и при неравномерных осадках основания.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основных нагрузках. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,2 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений II класса - 1,15). Таким образом, плотина Тунгирского гидроузла соответствует всем требованиям надежности и другим требованиям предусмотренными СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по охране окружающей среды, охране труда и пожарной безопасности.
По технико-экономическим расчетам были получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 315 месяцев;
- себестоимость электроэнергии - 0,35 руб./кВт ■ ч;
- удельные капиталовложения - 88733,8 руб./кВт.
Таким образом строительство Тунгирского гидроузла в настоящее время является актуальным и выгодным с точки зрения технико-экономических показателей.
Следующим этапом работы был выбор основного и вспомогательного оборудования, в ходе которого было определено число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы ГЭС (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
- максимальный - 39,85 м;
- расчетный -33,05 м;
- минимальный - 28,5 м;
При выборе турбин рассматривались два варианта: ПЛ40а-В и ПЛ40б-В. В результате расчетов был выбран оптимальный вариант с тремя гидротурбинами ПЛ40б-В. По справочным данным для данной турбины с синхронной частотой вращения 110 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-655/110-32 с номинальной активной мощность 37,5 МВт.
Затем была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 5 присоединений (3 одиночных блока, 2 отходящие воздушные линии) с двумя рабочими системами сборных шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТРДНС-63000/220- У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-1500/10,5 кВ, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС-240/32.
Далее был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловой с водосбросами совмещенного типа. В состав сооружения входят:
- левобережная глухая бетонная плотина;
- здание ГЭС;
- водосбросная бетонная плотина;
- правобережная земляная плотина.
Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 35,2 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 681,00;
- число водопропускных отверстий - 2;
- ширина водопропускных отверстий - 8,0 м;
- отметка гребня плотины - 726,95;
- ширина гребня - 16,2 м.
Гашение кинетической энергии водяного потока, пропускаемого через водосливную плотину, производится с помощью водобойной стенки. Бетонная плотина разделяется по длине постоянными температурными швами на отдельные секции, ДЛЯ обеспечения монолитности бетона секций плотины при температурной деформации в различных частях тела плотины и при неравномерных осадках основания.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основных нагрузках. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,2 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений II класса - 1,15). Таким образом, плотина Тунгирского гидроузла соответствует всем требованиям надежности и другим требованиям предусмотренными СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по охране окружающей среды, охране труда и пожарной безопасности.
По технико-экономическим расчетам были получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 315 месяцев;
- себестоимость электроэнергии - 0,35 руб./кВт ■ ч;
- удельные капиталовложения - 88733,8 руб./кВт.
Таким образом строительство Тунгирского гидроузла в настоящее время является актуальным и выгодным с точки зрения технико-экономических показателей.