ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЖИГАЛОВСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ЛЕНА. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЛЕ ТИПА ДЗТ-21 И ДЗТ-23 ДЛЯ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ, АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ И БЛОКОВ
|
СОКРАЩЁННЫЙ ПАСПОРТ ЖИГАЛОВСКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат в районе проектируемой ГЭС 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Сейсмические условия 12
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 12
2 Водно-энергетические расчеты 13
2.1 Исходные данные 13
2.2 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года
при заданной обеспеченности стока 13
2.2.1 Выбор расчётного средневодного года (Р=50%) 14
2.2.2 Выбор расчетного маловодного года (Р=90%) 14
2.3 Определение типа регулирования 16
2.4 Расчёт и построение суточных графиков нагрузки 17
2.5 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 20
2.6 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими
электростанциями 22
2.7 Расчёт конкурирующих режимов работы ГЭС по бытовому стоку и
по требованиям ВХК 23
2.8 Расчёт сработки - наполнения водохранилища в маловодный год
(P=90%) 25
2.9 Определение рабочих мощностей существующей и проектируемой
ГЭС в январе 26
2.10 Определение рабочих мощностей существующей и проектируемой
ГЭС в июне и других месяцах 27
2.11 Расчет резервов и определение установленной мощности
проектируемой ГЭС, расчет баланса мощностей 27
2.12 Водно-энергетический расчёт режима работы ГЭС по условию
средневодного года 29
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 30
3.1 Построение режимного поля 30
3.2 Выбор турбин по главным универсальным характеристикам 31
3.3 Гидротурбины и их проточная часть 35
3.3.1 Определение высоты отсасывания и отметки установки
рабочего колеса гидротурбины 35
3.3.2 Гидромеханический расчёт стальной спиральной камеры 37
3.4 Выбор типа маслонапорной установки 37
3.5 Выбор электрогидравлического регулятора 38
3.6 Выбор гидрогенератора 38
4 Электрическая часть 39
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединении ГЭС 39
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 40
4.2.1 Выбор типа серийного гидрогенератора 40
4.2.2 Выбор трансформатора собственных нужд 40
4.2.3 Выбор главных силовых трансформаторов для схемы с
одиночными и объединенными блоками 41
4.2.4 Выбор главных силовых трансформаторов для схемы с
укрупненными блоками 41
4.2.5 Выбор количества отходящих ВЛ РУ ВН и марки проводов
ВЛ 42
4.3 Выбор главной схемы ГЭС на основании ТЭР 43
4.4 Выбор главной схемы РУ ВН 45
4.5 Расчёт токов короткого замыкания 45
4.5.1 Расчёт исходных данных 45
4.5.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчёт
токов короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 47
4.6 Выбор электрических аппаратов 48
4.6.1 Расчёт токов по условиям рабочего и утяжеленного режимов 48
4.7 Выбор электротехнического оборудования на напряжение 220
кВ 49
4.7.1 Выбор выключателей и разъединителей 49
4.7.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 50
4.8 Выбор электротехнического оборудования на генераторное
напряжения 13,8 кВ 51
4.8.1 Выбор генераторного распределительного устройства 51
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 52
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 52
4.9 Выбор вспомогательного оборудования 53
5 Релейная защита 53
5.1 Расчет номинальных токов, выбор системы возбуждения и
выпрямительного трансформатора 53
5.2 Технические данные защищаемого оборудования 55
5.3 Перечень защит основного оборудования 56
5.4 Описание защит и расчет их уставок 57
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 57
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора
(UN (U0)) 61
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 63
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 64
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок I1 69
5.4.6 Дистанционная защита генератора (Zl<), (Z2<) 72
5.5 Защита ротора от перегрузки 76
5.6 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 78
5.7 Таблица уставок и матрица отключений 78
6 Компоновка и сооружения гидроузла 80
6.1 Определение класса сооружения и отметки гребня плотины 80
6.1.1 Определение класса сооружения 80
6.1.2 Определение отметки гребня плотины 80
6.2 Гидравлический расчет 84
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 85
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 88
6.2.3 Определение отметки ФПУ и верха быка 90
6.2.4 Построение профиля водосливной грани 92
6.2.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 94
6.2.6 Расчет водобойной стенки 96
6.2.7 Расчёт сопряжения потока после водобойной стенки 97
6.2.8 Расчёт второй водобойной стенки 98
6.2.9 Расчет сопряжения потока после второй водобойной стенки . 98
6.3 Конструирование плотины 100
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 100
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 102
6.3.3 Быки 102
6.3.4 Назначение ширины гребня 103
6.3.5 Устои 103
6.3.6 Дренажи и галереи в теле бетонной плотины 103
6.4 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 104
6.4.1 Понур 104
6.4.2 Шпунт 105
6.4.3 Дренаж 105
6.5 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 105
6.5.1 Определение нагрузок на плотину 105
6.5.2 Оценка прочности плотины 110
6.5.3 Критерии прочности плотины и ее основания 113
6.6 Расчет устойчивости плотины 114
7 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 114
7.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 114
7.2 Текущие расходы по гидроузлу 115
7.3 Налоговые расходы 118
7.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и
мощности 119
7.5 Анализ денежных потоков 119
7.6 Оценка инвестиционного проекта 120
7.6.1 Методология, исходные данные 120
7.6.2 Коммерческая эффективность 121
7.6.3 Бюджетная эффективность 122
7.7 Анализ чувствительности 122
8 Охрана труда. Пожарная безопасность 125
8.1 Безопасность гидротехнических сооружений 125
8.2 Охрана труда 125
8.3 Пожарная безопасность 128
9 Охрана окружающей среды 131
9.1 Общие сведения о районе строительства 131
9.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в
период строительства 133
9.3 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 135
9.4 Отходы, образующиеся при строительстве 137
9.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в
период эксплуатации 138
10 Использование реле типа ДЗТ - 21 и ДЗТ - 23 для защиты
трансформаторов, автотрансформаторов и блоков 140
10.1 Назначение и область применения 140
10.2 Принцип действия и устройство защиты типа ДЗТ -21 141
10.2.1 Отстройка защиты ДЗТ - 21 от бросков тока
намагничивания 141
10.2.2 Коррекция погрешностей трансформаторов тока 143
10.2.3 Отстройка от внешних коротких замыканий 146
10.3 Структурная схема защиты 147
10.4 Устройство защиты 148
10.5 Выбор уставок 149
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 155
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 157
ПРИЛОЖЕНИЕ А - Водно - энергетические расчёты 160
ПРИЛОЖЕНИЕ Б - Основное и вспомогательное оборудование 168
ПРИЛОЖЕНИЕ В - Релейная защита и автоматика 170
ПРИЛОЖЕНИЕ Г - Охрана окружающей среды 172
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат в районе проектируемой ГЭС 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Сейсмические условия 12
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 12
2 Водно-энергетические расчеты 13
2.1 Исходные данные 13
2.2 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года
при заданной обеспеченности стока 13
2.2.1 Выбор расчётного средневодного года (Р=50%) 14
2.2.2 Выбор расчетного маловодного года (Р=90%) 14
2.3 Определение типа регулирования 16
2.4 Расчёт и построение суточных графиков нагрузки 17
2.5 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 20
2.6 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими
электростанциями 22
2.7 Расчёт конкурирующих режимов работы ГЭС по бытовому стоку и
по требованиям ВХК 23
2.8 Расчёт сработки - наполнения водохранилища в маловодный год
(P=90%) 25
2.9 Определение рабочих мощностей существующей и проектируемой
ГЭС в январе 26
2.10 Определение рабочих мощностей существующей и проектируемой
ГЭС в июне и других месяцах 27
2.11 Расчет резервов и определение установленной мощности
проектируемой ГЭС, расчет баланса мощностей 27
2.12 Водно-энергетический расчёт режима работы ГЭС по условию
средневодного года 29
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 30
3.1 Построение режимного поля 30
3.2 Выбор турбин по главным универсальным характеристикам 31
3.3 Гидротурбины и их проточная часть 35
3.3.1 Определение высоты отсасывания и отметки установки
рабочего колеса гидротурбины 35
3.3.2 Гидромеханический расчёт стальной спиральной камеры 37
3.4 Выбор типа маслонапорной установки 37
3.5 Выбор электрогидравлического регулятора 38
3.6 Выбор гидрогенератора 38
4 Электрическая часть 39
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединении ГЭС 39
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 40
4.2.1 Выбор типа серийного гидрогенератора 40
4.2.2 Выбор трансформатора собственных нужд 40
4.2.3 Выбор главных силовых трансформаторов для схемы с
одиночными и объединенными блоками 41
4.2.4 Выбор главных силовых трансформаторов для схемы с
укрупненными блоками 41
4.2.5 Выбор количества отходящих ВЛ РУ ВН и марки проводов
ВЛ 42
4.3 Выбор главной схемы ГЭС на основании ТЭР 43
4.4 Выбор главной схемы РУ ВН 45
4.5 Расчёт токов короткого замыкания 45
4.5.1 Расчёт исходных данных 45
4.5.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчёт
токов короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 47
4.6 Выбор электрических аппаратов 48
4.6.1 Расчёт токов по условиям рабочего и утяжеленного режимов 48
4.7 Выбор электротехнического оборудования на напряжение 220
кВ 49
4.7.1 Выбор выключателей и разъединителей 49
4.7.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 50
4.8 Выбор электротехнического оборудования на генераторное
напряжения 13,8 кВ 51
4.8.1 Выбор генераторного распределительного устройства 51
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 52
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 52
4.9 Выбор вспомогательного оборудования 53
5 Релейная защита 53
5.1 Расчет номинальных токов, выбор системы возбуждения и
выпрямительного трансформатора 53
5.2 Технические данные защищаемого оборудования 55
5.3 Перечень защит основного оборудования 56
5.4 Описание защит и расчет их уставок 57
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 57
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора
(UN (U0)) 61
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 63
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 64
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок I1 69
5.4.6 Дистанционная защита генератора (Zl<), (Z2<) 72
5.5 Защита ротора от перегрузки 76
5.6 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 78
5.7 Таблица уставок и матрица отключений 78
6 Компоновка и сооружения гидроузла 80
6.1 Определение класса сооружения и отметки гребня плотины 80
6.1.1 Определение класса сооружения 80
6.1.2 Определение отметки гребня плотины 80
6.2 Гидравлический расчет 84
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 85
6.2.2 Определение отметки гребня водослива 88
6.2.3 Определение отметки ФПУ и верха быка 90
6.2.4 Построение профиля водосливной грани 92
6.2.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 94
6.2.6 Расчет водобойной стенки 96
6.2.7 Расчёт сопряжения потока после водобойной стенки 97
6.2.8 Расчёт второй водобойной стенки 98
6.2.9 Расчет сопряжения потока после второй водобойной стенки . 98
6.3 Конструирование плотины 100
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 100
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 102
6.3.3 Быки 102
6.3.4 Назначение ширины гребня 103
6.3.5 Устои 103
6.3.6 Дренажи и галереи в теле бетонной плотины 103
6.4 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 104
6.4.1 Понур 104
6.4.2 Шпунт 105
6.4.3 Дренаж 105
6.5 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 105
6.5.1 Определение нагрузок на плотину 105
6.5.2 Оценка прочности плотины 110
6.5.3 Критерии прочности плотины и ее основания 113
6.6 Расчет устойчивости плотины 114
7 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 114
7.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 114
7.2 Текущие расходы по гидроузлу 115
7.3 Налоговые расходы 118
7.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и
мощности 119
7.5 Анализ денежных потоков 119
7.6 Оценка инвестиционного проекта 120
7.6.1 Методология, исходные данные 120
7.6.2 Коммерческая эффективность 121
7.6.3 Бюджетная эффективность 122
7.7 Анализ чувствительности 122
8 Охрана труда. Пожарная безопасность 125
8.1 Безопасность гидротехнических сооружений 125
8.2 Охрана труда 125
8.3 Пожарная безопасность 128
9 Охрана окружающей среды 131
9.1 Общие сведения о районе строительства 131
9.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в
период строительства 133
9.3 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 135
9.4 Отходы, образующиеся при строительстве 137
9.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в
период эксплуатации 138
10 Использование реле типа ДЗТ - 21 и ДЗТ - 23 для защиты
трансформаторов, автотрансформаторов и блоков 140
10.1 Назначение и область применения 140
10.2 Принцип действия и устройство защиты типа ДЗТ -21 141
10.2.1 Отстройка защиты ДЗТ - 21 от бросков тока
намагничивания 141
10.2.2 Коррекция погрешностей трансформаторов тока 143
10.2.3 Отстройка от внешних коротких замыканий 146
10.3 Структурная схема защиты 147
10.4 Устройство защиты 148
10.5 Выбор уставок 149
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 155
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 157
ПРИЛОЖЕНИЕ А - Водно - энергетические расчёты 160
ПРИЛОЖЕНИЕ Б - Основное и вспомогательное оборудование 168
ПРИЛОЖЕНИЕ В - Релейная защита и автоматика 170
ПРИЛОЖЕНИЕ Г - Охрана окружающей среды 172
Сегодня гидроэнергетика является одним из наиболее эффективных направлений электроэнергетики. Гидроресурсы - возобновляемый, и наиболее экологичный источник, использование которого позволяет снижать выбросы в атмосферу тепловых электростанций и сохранять запасы углеводородного топлива для будущих поколений. Кроме своего прямого назначения - производства электроэнергии - гидроэнергетика решает дополнительно ряд важнейших для общества и государства задач.
С точки зрения энергетики, Иркутская область по праву считается уникальным местом, поскольку здесь на относительно маленькой территории сосредоточены огромные запасы разных видов энергоресурсов. На протяжении многих лет местные электростанции ангарского каскада используют озеро Байкал в качестве большого первичного водохранилища, что позволяет обеспечить бесперебойное производство дешевой энергии.
В регионе имеются весьма крупные запасы нефти и газа, месторождения которых будут также осваиваться в скором будущем. В связи с этим, появляется потребность в электроэнергии для их функционирования, несмотря на изобилие источников энергетических ресурсов.
В районе Жигаловского гидроузла присутствуют имеются весьма крупные запасы нефти и газа, месторождения которых будут также осваиваться в скором будущем, а также множество золотых приисков, которым необходима электроэнергия, что приводит к нехватке и неоправданным крупным потерям на каждом этапе производственного процесса.
Таким образом, строительство Жигаловской ГЭС является нужным для питания электрической энергией различных предприятий, для развития Иркутской области.
Внедрение новых проектов и целевых программ способствует более эффективной выработке энергии при низком потреблении топливных ресурсов.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач найти оптимальные проектные решения.
С точки зрения энергетики, Иркутская область по праву считается уникальным местом, поскольку здесь на относительно маленькой территории сосредоточены огромные запасы разных видов энергоресурсов. На протяжении многих лет местные электростанции ангарского каскада используют озеро Байкал в качестве большого первичного водохранилища, что позволяет обеспечить бесперебойное производство дешевой энергии.
В регионе имеются весьма крупные запасы нефти и газа, месторождения которых будут также осваиваться в скором будущем. В связи с этим, появляется потребность в электроэнергии для их функционирования, несмотря на изобилие источников энергетических ресурсов.
В районе Жигаловского гидроузла присутствуют имеются весьма крупные запасы нефти и газа, месторождения которых будут также осваиваться в скором будущем, а также множество золотых приисков, которым необходима электроэнергия, что приводит к нехватке и неоправданным крупным потерям на каждом этапе производственного процесса.
Таким образом, строительство Жигаловской ГЭС является нужным для питания электрической энергией различных предприятий, для развития Иркутской области.
Внедрение новых проектов и целевых программ способствует более эффективной выработке энергии при низком потреблении топливных ресурсов.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач найти оптимальные проектные решения.
В процессе выполнения дипломного проекта были рассчитаны и определены основные элементы Жигаловского гидроузла на реке Лена, являющимся сооружением Пкласса.
На основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев:
- основного (при обеспеченности 1%) Q1%= 568,00 м3/с;
- поверочного (при обеспеченности 0,1%) Q0,1%= 667,00 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность NycT= 190 МВт и среднемноголетняя выработка Эср.мнг = 1,66 млрд. кВт • ч.
На следующем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
Hmin= 42,50 м;
^расч 52,95 М;
Нтах = 63,50 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчётному напору, составляет 407,8 м3/с.
При выборе турбины рассматривалось два варианта РО75а-В и РО756-В. По результатам расчетов был определён оптимальный вариант с двумя гидротурбинами РО75а-В-500.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 125 об/мин подобран гидрогенераторСВ-1130/140-48ТС4 с номинальной активной мощностью 100 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 5 присоединений ( 2одиночных блока и 3 отходящих воздушных линий) КРУЭ 220 кВ«с двумя сборными шинами». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
- блочный трансформатор ТДЦ-125000/220-У1;
- трансформаторы общестанционных собственных нужд ТСЗС- 4000/13,8;
- для ВЛЭП - сталеалюминевые провода АС-240/32.
В качестве генераторного комплекса был принят VB1 от SIEMENS.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружения входят:
- правобережная бетонная глухая плотина - 249,00 м;
- станционная часть плотины - 73,00 м;
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 22,00 м;
- водосбросная бетонная плотина с глубинным водосливом - 22,00 м;
- левобережная грунтовая глухая плотина - 431,00 м;
На данном этапе расчётным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы -43,4 м;
- отметка подошвы водосливной плотины -430,15 м;
- число водосливных отверстий - 2;
- ширина водосливных отверстий - 80 м;
- отметка гребня - 504,00 м;
- ширина гребня - 20,0 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяются две водобойные стенки.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетании нагрузок. В результате расчетов коэффициент надёжности сооружения составляет 1,3 для сочетания нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений Пкласса - 1,2). Таким образом, плотина Жигаловского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СниП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 11 лет;
- себестоимость - 0,27 руб./кВт.
Таким образом, строительство Жигаловского гидроузла в настоящее время является актуальным.
На основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев:
- основного (при обеспеченности 1%) Q1%= 568,00 м3/с;
- поверочного (при обеспеченности 0,1%) Q0,1%= 667,00 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность NycT= 190 МВт и среднемноголетняя выработка Эср.мнг = 1,66 млрд. кВт • ч.
На следующем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
Hmin= 42,50 м;
^расч 52,95 М;
Нтах = 63,50 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчётному напору, составляет 407,8 м3/с.
При выборе турбины рассматривалось два варианта РО75а-В и РО756-В. По результатам расчетов был определён оптимальный вариант с двумя гидротурбинами РО75а-В-500.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 125 об/мин подобран гидрогенераторСВ-1130/140-48ТС4 с номинальной активной мощностью 100 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 5 присоединений ( 2одиночных блока и 3 отходящих воздушных линий) КРУЭ 220 кВ«с двумя сборными шинами». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
- блочный трансформатор ТДЦ-125000/220-У1;
- трансформаторы общестанционных собственных нужд ТСЗС- 4000/13,8;
- для ВЛЭП - сталеалюминевые провода АС-240/32.
В качестве генераторного комплекса был принят VB1 от SIEMENS.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружения входят:
- правобережная бетонная глухая плотина - 249,00 м;
- станционная часть плотины - 73,00 м;
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 22,00 м;
- водосбросная бетонная плотина с глубинным водосливом - 22,00 м;
- левобережная грунтовая глухая плотина - 431,00 м;
На данном этапе расчётным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы -43,4 м;
- отметка подошвы водосливной плотины -430,15 м;
- число водосливных отверстий - 2;
- ширина водосливных отверстий - 80 м;
- отметка гребня - 504,00 м;
- ширина гребня - 20,0 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяются две водобойные стенки.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетании нагрузок. В результате расчетов коэффициент надёжности сооружения составляет 1,3 для сочетания нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений Пкласса - 1,2). Таким образом, плотина Жигаловского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СниП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 11 лет;
- себестоимость - 0,27 руб./кВт.
Таким образом, строительство Жигаловского гидроузла в настоящее время является актуальным.