ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЧАРЫШСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ЧАРЫШ. ТРЕБОВАНИЯ К ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ МАСЛАМ, СПОСОБЫ КОНТРОЛЯ, ВОССТАНОВЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ. СХЕМЫ МАСЛОХОЗЯЙСТВА ГЭС. ПРИМЕНЕНИЕ ИМПОРТНЫХ МАСЕЛ
|
Сокращенный паспорт Чарышской ГЭС
ВВЕДЕНИЕ
1 Общие сведения
1.1 Природные условия
1.1.1 Климат
1.1.2 Гидрологические данные
1.1.3 Сейсмологические условия
1.1.4 Инженерно-геологические условия
1.2 Энергоэкономическая характеристика района
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла
2 Водно-энергетические расчёты
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов при заданной обеспеченности стока
2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 18
2.3 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими
электростанциями 20
2.4 Определение типа регулирования ГЭС 20
2.5 Водно-энергетический расчёт ГЭС годового регулирования при заданной отдаче воды в нижний бьеф 21
2.6 Баланс энергии 22
2.7 Водно-энергетический расчёт в маловодном году 23
2.8 Определение рабочих мощностей ГЭС 24
2.9 Определение установленной мощности ГЭС. Расчёт резервов и
планирование капитальных ремонтов оборудования 25
2.10 Баланс мощностей 26
2.11 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в среднем по
водности году 27
2.12 Построение режимного поля 28
3 Основное и вспомогательное оборудование 30
3.1 Выбор гидротурбины по главным универсальным характеристикам 30
3.1.1 Выбор системы и типа гидротурбины 30
3.1.2 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 30
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 33
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 35
3.4 Гидромеханический расчёт бетонной спиральной камеры 37
3.5 Расчёт деталей и узлов гидротурбины 41
3.5.1 Расчёт вала на прочность 41
3.5.2 Расчёт подшипника 42
3.5.3 Выбор типа маслонапорной установки 43
3.5.4 Выбор электрогидравлического регулятора 43
4 Электрическая часть 44
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 44
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 45
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 45
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 45
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупнённым
блоком 46
4.2.4 Выбор трансформатор собственных нужд 47
4.3 Выбор количества отходящих ВЛ РУ ВН и марки проводов ВЛ 48
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании ТЭР 49
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 50
4.6 Расчёт токов КЗ для выбора электрических аппаратов 51
4.6.1 Расчёт исходных данных 51
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчёт токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 52
4.7 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 53
4.8 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
13.1 кВ 54
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 54
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 54
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 55
4.9 Выбор параметров КРУЭ 55
5 Устройства релейной защиты и автоматики 57
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 57
5.2 Перечень защит основного оборудования 57
5.3 Расчёт номинальных токов 59
5.4 Описание защит и расчёт их уставок 59
5.4.1 Продольная дифференциальная защита 59
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 62
5.4.3 Защита от повышения напряжения 64
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий 64
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 67
5.4.6 Дистанционная защита генератора 69
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 73
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор - трансформатор 74
5.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 75
6 Компоновка и сооружения гидроузла 77
6.1 Назначение класса ГТС 77
6.2 Проектирование сооружений напорного фронта 77
6.2.1 Определение отметки гребня плотины 77
6.2.1.1 Грунтовая плотина 77
6.2.1.2 Бетонная плотина 79
6.2.2 Гидравлические расчёты 79
6.2.2.1 Определение ширины водосливного фронта 79
6.2.2.2 Определение отметки гребня водослива 81
6.2.2.3 Проверка пропуска поверочного расчётного расхода 82
6.2.2.4 Построение профиля водосливной грани 83
6.2.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 84
6.2.2.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 85
6.2.3 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные
водосбросы 87
6.3 Конструирование плотины 87
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 87
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 88
6.3.3 Быки 88
6.3.4 Устои 89
6.3.5 Дренаж тела бетонных плотин 89
6.3.6 Галереи в теле плотины 89
6.4 Основные элементы плотины 90
6.4.1 Противофильтрационная завеса 90
6.4.2. Дренажные устройства в основании 90
6.5 Определение надёжности и безопасности бетонной плотины 91
6.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 91
6.5.1.1 Вес сооружения и затворов 91
6.5.1.2 Сила гидростатического давления воды 92
6.5.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 92
6.5.1.4 Сила фильтрационного давления 92
6.5.1.5 Давление грунта 93
6.5.1.6 Волновое давление 93
6.5.2 Оценка прочности плотины 93
6.5.3 Критерии прочности плотины и её основания 96
6.5.4 Обоснование устойчивости плотины 96
7 Охрана труда. Пожарная безопасность 98
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 100
7.4.1 Общие сведения о районе строительства 103
7.4.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 103
7.4.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 105
7.4.4 Отходы, образующиеся при строительстве 106
7.4.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 107
8 Технико-экономические показатели 108
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 108
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 108
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 109
8.1.3 Налоговые расходы 112
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 113
8.3 Анализ денежных потоков с указанием укрупнённых этапов реализации
проекта 114
8.4 Оценка инвестиционного проекта 114
8.4.1 Методология, исходные данные 114
8.4.2 Коммерческая эффективность 115
8.4.3 Бюджетная эффективность 115
8.5 Анализ чувствительности 116
9 Требования к энергетическим маслам, способы контроля, восстановление
параметров. Схемы маслохозяйства ГЭС. Применение импортных масел 119
9.1 Общие сведения 119
9.2 Требования к энергетическим маслам 120
9.3 Контроль качества масел 120
9.3.1 Трансформаторное масло 120
9.3.2 Турбинное масло 121
9.3.3 Индустриальное масло 123
9.4 Восстановление параметров масел 123
9.4.1 Трансформаторное масло 123
9.4.2 Турбинное масло 124
9.5 Схемы маслохозяйства ГЭС 125
9.6 Применение импортных масел 127
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 129
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 131
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Водно-энергетические расчёты 135
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Основное и вспомогательное оборудование 144
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Технико-экономические показатели 149
ПРИЛОЖЕНИЕ Г^Нагрузки на водосливную плотину 150
ПРИЛОЖЕНИЕ ^Напряжение в контактном сечении 151
ПРИЛОЖЕНИЕ Е. Схема маслохозяйства СШГЭС 152
... Глава 1 отсутствует
ВВЕДЕНИЕ
1 Общие сведения
1.1 Природные условия
1.1.1 Климат
1.1.2 Гидрологические данные
1.1.3 Сейсмологические условия
1.1.4 Инженерно-геологические условия
1.2 Энергоэкономическая характеристика района
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла
2 Водно-энергетические расчёты
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов при заданной обеспеченности стока
2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 18
2.3 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими
электростанциями 20
2.4 Определение типа регулирования ГЭС 20
2.5 Водно-энергетический расчёт ГЭС годового регулирования при заданной отдаче воды в нижний бьеф 21
2.6 Баланс энергии 22
2.7 Водно-энергетический расчёт в маловодном году 23
2.8 Определение рабочих мощностей ГЭС 24
2.9 Определение установленной мощности ГЭС. Расчёт резервов и
планирование капитальных ремонтов оборудования 25
2.10 Баланс мощностей 26
2.11 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в среднем по
водности году 27
2.12 Построение режимного поля 28
3 Основное и вспомогательное оборудование 30
3.1 Выбор гидротурбины по главным универсальным характеристикам 30
3.1.1 Выбор системы и типа гидротурбины 30
3.1.2 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 30
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 33
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 35
3.4 Гидромеханический расчёт бетонной спиральной камеры 37
3.5 Расчёт деталей и узлов гидротурбины 41
3.5.1 Расчёт вала на прочность 41
3.5.2 Расчёт подшипника 42
3.5.3 Выбор типа маслонапорной установки 43
3.5.4 Выбор электрогидравлического регулятора 43
4 Электрическая часть 44
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 44
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 45
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 45
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 45
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупнённым
блоком 46
4.2.4 Выбор трансформатор собственных нужд 47
4.3 Выбор количества отходящих ВЛ РУ ВН и марки проводов ВЛ 48
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании ТЭР 49
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 50
4.6 Расчёт токов КЗ для выбора электрических аппаратов 51
4.6.1 Расчёт исходных данных 51
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчёт токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 52
4.7 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 53
4.8 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
13.1 кВ 54
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 54
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 54
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 55
4.9 Выбор параметров КРУЭ 55
5 Устройства релейной защиты и автоматики 57
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 57
5.2 Перечень защит основного оборудования 57
5.3 Расчёт номинальных токов 59
5.4 Описание защит и расчёт их уставок 59
5.4.1 Продольная дифференциальная защита 59
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 62
5.4.3 Защита от повышения напряжения 64
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий 64
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 67
5.4.6 Дистанционная защита генератора 69
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 73
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор - трансформатор 74
5.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 75
6 Компоновка и сооружения гидроузла 77
6.1 Назначение класса ГТС 77
6.2 Проектирование сооружений напорного фронта 77
6.2.1 Определение отметки гребня плотины 77
6.2.1.1 Грунтовая плотина 77
6.2.1.2 Бетонная плотина 79
6.2.2 Гидравлические расчёты 79
6.2.2.1 Определение ширины водосливного фронта 79
6.2.2.2 Определение отметки гребня водослива 81
6.2.2.3 Проверка пропуска поверочного расчётного расхода 82
6.2.2.4 Построение профиля водосливной грани 83
6.2.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 84
6.2.2.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 85
6.2.3 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные
водосбросы 87
6.3 Конструирование плотины 87
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 87
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 88
6.3.3 Быки 88
6.3.4 Устои 89
6.3.5 Дренаж тела бетонных плотин 89
6.3.6 Галереи в теле плотины 89
6.4 Основные элементы плотины 90
6.4.1 Противофильтрационная завеса 90
6.4.2. Дренажные устройства в основании 90
6.5 Определение надёжности и безопасности бетонной плотины 91
6.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 91
6.5.1.1 Вес сооружения и затворов 91
6.5.1.2 Сила гидростатического давления воды 92
6.5.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 92
6.5.1.4 Сила фильтрационного давления 92
6.5.1.5 Давление грунта 93
6.5.1.6 Волновое давление 93
6.5.2 Оценка прочности плотины 93
6.5.3 Критерии прочности плотины и её основания 96
6.5.4 Обоснование устойчивости плотины 96
7 Охрана труда. Пожарная безопасность 98
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 100
7.4.1 Общие сведения о районе строительства 103
7.4.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 103
7.4.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 105
7.4.4 Отходы, образующиеся при строительстве 106
7.4.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 107
8 Технико-экономические показатели 108
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 108
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 108
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 109
8.1.3 Налоговые расходы 112
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 113
8.3 Анализ денежных потоков с указанием укрупнённых этапов реализации
проекта 114
8.4 Оценка инвестиционного проекта 114
8.4.1 Методология, исходные данные 114
8.4.2 Коммерческая эффективность 115
8.4.3 Бюджетная эффективность 115
8.5 Анализ чувствительности 116
9 Требования к энергетическим маслам, способы контроля, восстановление
параметров. Схемы маслохозяйства ГЭС. Применение импортных масел 119
9.1 Общие сведения 119
9.2 Требования к энергетическим маслам 120
9.3 Контроль качества масел 120
9.3.1 Трансформаторное масло 120
9.3.2 Турбинное масло 121
9.3.3 Индустриальное масло 123
9.4 Восстановление параметров масел 123
9.4.1 Трансформаторное масло 123
9.4.2 Турбинное масло 124
9.5 Схемы маслохозяйства ГЭС 125
9.6 Применение импортных масел 127
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 129
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 131
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Водно-энергетические расчёты 135
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Основное и вспомогательное оборудование 144
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Технико-экономические показатели 149
ПРИЛОЖЕНИЕ Г^Нагрузки на водосливную плотину 150
ПРИЛОЖЕНИЕ ^Напряжение в контактном сечении 151
ПРИЛОЖЕНИЕ Е. Схема маслохозяйства СШГЭС 152
... Глава 1 отсутствует
С начала 21 века началось ускоренное технологическое развитие человечества. С развитием электротехники растет количество электроприборов, используемых человеком. В связи с этим растет количество потребляемой электроэнергии на душу населения. В настоящее время идет тенденция к отказу от двигателей внутреннего сгорания и перехода к электрификации автомобильного транспорта. Человечество обеспокоено проблемой выработки чистой, не разрушающей экологию энергии.
Гидроэлектростанции один из самых экологичных видов электростанций. Также они занимают фундаментальное место в современных энергосистемах, выполняя основную роль регулирования их параметров в нестабильных режимах, а также покрывая пиковые части графиков нагрузки.
Алтайский край один из самых живописных регионов России. В этот регион люди едут отдыхать со всей России. Так же в этом регионе, в городе Бийске построено большое количество разнообразных заводов. В этом регионе не развита гидроэнергетика, но существует потребность в экологичном, а также маневренном источнике электроэнергии.
Все это способствует созданию на территории республики современной мощной гидроэлектростанции, которая решит практически все проблемы электроэнергетики этого региона. Несмотря на создание водохранилищ, которые сопровождаются затоплением территорий, гидроэлектростанции являются одним из самых экологически чистых источников энергии.
В данной работе рассмотрен проект Чарышской ГЭС на реке Чарыш. В состав проекта входит: определение установленной мощности, выбор основного и вспомогательного оборудования, расчет гидротехнических сооружений, расчет защит гидрогенератора, экономическое обоснование строительства Чарышской ГЭС.
Гидроэлектростанции один из самых экологичных видов электростанций. Также они занимают фундаментальное место в современных энергосистемах, выполняя основную роль регулирования их параметров в нестабильных режимах, а также покрывая пиковые части графиков нагрузки.
Алтайский край один из самых живописных регионов России. В этот регион люди едут отдыхать со всей России. Так же в этом регионе, в городе Бийске построено большое количество разнообразных заводов. В этом регионе не развита гидроэнергетика, но существует потребность в экологичном, а также маневренном источнике электроэнергии.
Все это способствует созданию на территории республики современной мощной гидроэлектростанции, которая решит практически все проблемы электроэнергетики этого региона. Несмотря на создание водохранилищ, которые сопровождаются затоплением территорий, гидроэлектростанции являются одним из самых экологически чистых источников энергии.
В данной работе рассмотрен проект Чарышской ГЭС на реке Чарыш. В состав проекта входит: определение установленной мощности, выбор основного и вспомогательного оборудования, расчет гидротехнических сооружений, расчет защит гидрогенератора, экономическое обоснование строительства Чарышской ГЭС.
В данной работе были рассчитаны и определены основные параметры и элементы Чарышского гидроузла на реке Чарыш, являющимся сооружением I класса.
В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность, равная 150 МВт и среднемноголетняя выработка 672 млн. кВтч.
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 - 49,0 м;
■ расчетный - 40,5 м;
■ минимальный - 25,7 м;
При выборе турбин рассматривалось два варианта: ПЛ50-В и ПЛД50-В. В результате расчетов был выбран оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ50-В-400. По справочным данным для данной турбины с синхронной частотой вращения 200 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-590/175-60 с номинальной активной мощность 50 МВт.
Затем была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 6 присоединений (4 одиночных блока, 2 отходящие воздушные линии) с двумя рабочими системами шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ 80000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-2000/13,8, 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:
■ правобережная грунтовая плотина;
■ водосливная бетонная плотина;
■ здание ГЭС;
■ левобережная глухая бетонная плотина.
Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
■ ширина подошвы водосливной плотины - 36,4 м;
■ отметка подошвы водосливной плотины - 598,00;
■ число водопропускных отверстий - 2;
■ ширина водопропускных отверстий - 10 м;
■ отметка гребня плотины - 654,80;
■ ширина гребня - 19 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется отброшенная струя. 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 1,33 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Чарышского 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 - 111 месяцев;
■ себестоимость электроэнергии - 0,17 руб./кВтш;
■ удельные капиталовложения - 141280 руб./кВт.
Таким образом строительство Чарышского гидроузла в настоящее время является актуальным и выгодным с точки зрения технико-экономических показателей.
В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность, равная 150 МВт и среднемноголетняя выработка 672 млн. кВтч.
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 - 49,0 м;
■ расчетный - 40,5 м;
■ минимальный - 25,7 м;
При выборе турбин рассматривалось два варианта: ПЛ50-В и ПЛД50-В. В результате расчетов был выбран оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ50-В-400. По справочным данным для данной турбины с синхронной частотой вращения 200 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-590/175-60 с номинальной активной мощность 50 МВт.
Затем была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 6 присоединений (4 одиночных блока, 2 отходящие воздушные линии) с двумя рабочими системами шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ 80000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-2000/13,8, 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:
■ правобережная грунтовая плотина;
■ водосливная бетонная плотина;
■ здание ГЭС;
■ левобережная глухая бетонная плотина.
Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
■ ширина подошвы водосливной плотины - 36,4 м;
■ отметка подошвы водосливной плотины - 598,00;
■ число водопропускных отверстий - 2;
■ ширина водопропускных отверстий - 10 м;
■ отметка гребня плотины - 654,80;
■ ширина гребня - 19 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется отброшенная струя. 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 1,33 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Чарышского 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 - 111 месяцев;
■ себестоимость электроэнергии - 0,17 руб./кВтш;
■ удельные капиталовложения - 141280 руб./кВт.
Таким образом строительство Чарышского гидроузла в настоящее время является актуальным и выгодным с точки зрения технико-экономических показателей.
