Проектирование Брамьянской ГЭС на реке Мама. Современные материалы для герметизации фильтрующих швови трещин в бетонных сооружениях
|
ТЕХНИЧЕСКИЙ ПАСПОРТ БРАМЬЯНСКОЙ ГЭС 6
1. Общая часть 7
ЕШриродные условия 7
1.1.1Климат 7
1.1.2Гидрологические данные 8
1.1.3Инженерно-геологические условия 10
1.1.4Население района 10
1.1.5Полезные ископаемые 10
1.1.6Сейсмические данные по району гидроузла 10
1.2Энерго-экономическая хаактеристика района 11
2 Водно-энергетические расчёты 11
2.1 Регулирование стока воды 11
2.1.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и среднего поводности
года при заданной обеспеченности стока 11
2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 14
2.3 Водно - энергетический расчет 15
2.3.1 Определение избыточной мощности 15
2.3.2 Определение гарантированной мощности 16
2.3.3 Определение установленной мощности ГЭС 17
2.3.4 Сработка и наполнение водохранилища 17
2.4 Баланс мощности 18
3 Основное и вспомогательное оборудование 19
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 19
3.2 Определение параметров турбин 22
3.3 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному
расходу 25
3.4Определение отметки установки гидротурбины для обеспечения ее безкавитационной работы 26
3.5 Гидромеханический расчет и построение плана спиральной камеры 28
3.6 Выбор гидрогенератора 30
4 Проектирование бетонной водосливной плотины 31
4.1Определение класса гидротехнического сооружения 31
4.2Определение отметки гребня грунтовой плотины 31
4.3Определение отметки гребня бетонной плотины 34
4.4Гидравлические расчёты 34
4.5 Конструирование плотины 45
4.6 Статические расчёты плотины 49
4.7 Расчёт прочности плотины 53
4.8 Критерии прочности плотины 55
4.9 Расчёт устойчивости плотины 56
5. Организация и производство гидротехнических работ 57
5.1. Определение максимального строительного расхода 57
5.2. Организация строительства 57
5.2.1 Компоновка гидроузла и состав сооружений 57
5.2.2 Периоды и этапы строительства ГЭС 57
5.3. Первый этап - возведение временных перемычек 1 очереди, частичное
перекрытие русла, пропуск воды через стеснённое русло реки 58
5.3.1 Пропуск строительных расходов I очереди 58
5.3.2 Осушение котлована I очереди 62
5.3.3 Буровзрывные работы 63
5.3.43емляные работы 64
5.3.4.1 Объём врезки 64
5.3.4.2 Расчет производительности экскаватора 64
5.3.4.3 Определение необходимого транспорта 65
5.3.5. Бетонные работы 66
5.3.5.1 Определяем объёмы бетона 66
5.3.5.2 Опалубочные работы 66
5.3.5.3 Определяем объём арматурных работ 66
5.3.5.4 Укладка бетона 67
5.3.5.5 Вибрирование 67
5.3.5.6 Транспорт бетонной смеси (горизонтальный) 67
5.3.5.7 Приготовление бетонной смеси 68
5.3.5.8 Транспорт бетонной смеси (вертикальный) 68
5.3.5.9 Подготовка блока к бетонированию 69
5.3.5.10 Уход за бетоном 69
5.3.5.11 Контроль качества бетонных работ 70
5.3.5.12 Производство бетонных работ в зимних условиях 70
5.4 Второй этап - возведение временных перемычек 2 очереди, перекрытие
русла 71
5.4.1. Расчет пропуска строительного расхода II очереди через донные .... 71
отверстия 71
5.4.1.1 Определяем минимально допустимое количество
донныхотверстий из условия неразмываемости русла реки 71
5.4.1.2 Определяем расчетную отметку порога донных отверстий 71
5.4.1.3 Определяем количество отверстий строительного периода
дляпропуска максимального строительного расхода QCTp 72
5.5Третий этап - возведение сооружений в котловане II очереди, наращивание сооружений в котловане 1 очереди до отметки 326,1 73
5.6 Четвёртый этап - наращивание сооружений, наполнение водохранилища
до отметки УМО, пуск 1 агрегата 74
5.7 Пятый этап - наращивание сооружений и наполнение водохранилища до проектных отметок с последовательным поочередным пуском всех агрегатов74
5.8. Ведомость распределения объемов работ по этапам строительства 74
6 Противопожарная безопасность. Охрана труда 75
6.1 Противопожарная безопасность 75
6.2 Охрана труда 77
7 Охрана окружающей среды 79
7.1 Мероприятия по охране природы 79
7.2 Период строительства 80
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 81
7.3.1 Основные мероприятия по охране окружающей среды 81
7.3.2 Санитарно- технические 82
7.4 Отходы, образующиеся при строительстве 82
7.4.1 Лом бетонных изделий, отходы бетона в кусковой форме 83
7.4.2 Лом и отходы, содержащие незагрязненные черные металлы в виде
изделий, кусков, несортированные 83
8.Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации .... 85
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 85
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 85
8.1.3 Налоговые расходы 88
8.2Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 88
8.2.2 Анализ денежных потоков 89
8.3. Оценка инвестиционного проекта 89
8.3.1 Методология, исходные данные 90
8.3.2 Коммерческая эффективность 90
8.3.3 Бюджетная эффективность 91
9.Современные материалы для герметизации фильтрующих швов и трещин в бетонных сооружениях 91
9.1 Общие положения 91
9.2 Типы и конструкции деформационных швов 92
9.3 Основные причины фильтрации воды через уплотнения деформационных
швов гидротехнических сооружений 94
9.4 Виды трещин в бетонных конструкциях и причины их образования 95
9.5 Материалы для герметизации фильтрующих деформационных швов и
трещин 95
9.5.1 Основные воздействия на ГТС, учитываемые при подготовке
кпроведению ремонта швов и трещин 96
9.5.2Основные требования к выбору ремонтного состава 97
9.5.3Материалы для герметизации фильтрующих швов и трещинна основе цемента 97
9.5.4Материалы для герметизации фильтрующих швов и трещинна основе полимерных составов 98
9.5.5Приготовление материала и выбор оборудования длягерметизации фильтрующих швов и трещин 100
9.6 Опыт инъецирования трещин в бетоне плотины СШГЭС 100
9.7 Выводы 105
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 107
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 108
ПРИЛОЖЕНИЕ А Гидрологические данные 110
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетические расчёты 114
ПРИЛОЖЕНИЕ В Основное и вспомогательное оборудование 121
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Основное сочетание нагрузок действующих на водосбростную плотину 121
1. Общая часть 7
ЕШриродные условия 7
1.1.1Климат 7
1.1.2Гидрологические данные 8
1.1.3Инженерно-геологические условия 10
1.1.4Население района 10
1.1.5Полезные ископаемые 10
1.1.6Сейсмические данные по району гидроузла 10
1.2Энерго-экономическая хаактеристика района 11
2 Водно-энергетические расчёты 11
2.1 Регулирование стока воды 11
2.1.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и среднего поводности
года при заданной обеспеченности стока 11
2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 14
2.3 Водно - энергетический расчет 15
2.3.1 Определение избыточной мощности 15
2.3.2 Определение гарантированной мощности 16
2.3.3 Определение установленной мощности ГЭС 17
2.3.4 Сработка и наполнение водохранилища 17
2.4 Баланс мощности 18
3 Основное и вспомогательное оборудование 19
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 19
3.2 Определение параметров турбин 22
3.3 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному
расходу 25
3.4Определение отметки установки гидротурбины для обеспечения ее безкавитационной работы 26
3.5 Гидромеханический расчет и построение плана спиральной камеры 28
3.6 Выбор гидрогенератора 30
4 Проектирование бетонной водосливной плотины 31
4.1Определение класса гидротехнического сооружения 31
4.2Определение отметки гребня грунтовой плотины 31
4.3Определение отметки гребня бетонной плотины 34
4.4Гидравлические расчёты 34
4.5 Конструирование плотины 45
4.6 Статические расчёты плотины 49
4.7 Расчёт прочности плотины 53
4.8 Критерии прочности плотины 55
4.9 Расчёт устойчивости плотины 56
5. Организация и производство гидротехнических работ 57
5.1. Определение максимального строительного расхода 57
5.2. Организация строительства 57
5.2.1 Компоновка гидроузла и состав сооружений 57
5.2.2 Периоды и этапы строительства ГЭС 57
5.3. Первый этап - возведение временных перемычек 1 очереди, частичное
перекрытие русла, пропуск воды через стеснённое русло реки 58
5.3.1 Пропуск строительных расходов I очереди 58
5.3.2 Осушение котлована I очереди 62
5.3.3 Буровзрывные работы 63
5.3.43емляные работы 64
5.3.4.1 Объём врезки 64
5.3.4.2 Расчет производительности экскаватора 64
5.3.4.3 Определение необходимого транспорта 65
5.3.5. Бетонные работы 66
5.3.5.1 Определяем объёмы бетона 66
5.3.5.2 Опалубочные работы 66
5.3.5.3 Определяем объём арматурных работ 66
5.3.5.4 Укладка бетона 67
5.3.5.5 Вибрирование 67
5.3.5.6 Транспорт бетонной смеси (горизонтальный) 67
5.3.5.7 Приготовление бетонной смеси 68
5.3.5.8 Транспорт бетонной смеси (вертикальный) 68
5.3.5.9 Подготовка блока к бетонированию 69
5.3.5.10 Уход за бетоном 69
5.3.5.11 Контроль качества бетонных работ 70
5.3.5.12 Производство бетонных работ в зимних условиях 70
5.4 Второй этап - возведение временных перемычек 2 очереди, перекрытие
русла 71
5.4.1. Расчет пропуска строительного расхода II очереди через донные .... 71
отверстия 71
5.4.1.1 Определяем минимально допустимое количество
донныхотверстий из условия неразмываемости русла реки 71
5.4.1.2 Определяем расчетную отметку порога донных отверстий 71
5.4.1.3 Определяем количество отверстий строительного периода
дляпропуска максимального строительного расхода QCTp 72
5.5Третий этап - возведение сооружений в котловане II очереди, наращивание сооружений в котловане 1 очереди до отметки 326,1 73
5.6 Четвёртый этап - наращивание сооружений, наполнение водохранилища
до отметки УМО, пуск 1 агрегата 74
5.7 Пятый этап - наращивание сооружений и наполнение водохранилища до проектных отметок с последовательным поочередным пуском всех агрегатов74
5.8. Ведомость распределения объемов работ по этапам строительства 74
6 Противопожарная безопасность. Охрана труда 75
6.1 Противопожарная безопасность 75
6.2 Охрана труда 77
7 Охрана окружающей среды 79
7.1 Мероприятия по охране природы 79
7.2 Период строительства 80
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 81
7.3.1 Основные мероприятия по охране окружающей среды 81
7.3.2 Санитарно- технические 82
7.4 Отходы, образующиеся при строительстве 82
7.4.1 Лом бетонных изделий, отходы бетона в кусковой форме 83
7.4.2 Лом и отходы, содержащие незагрязненные черные металлы в виде
изделий, кусков, несортированные 83
8.Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации .... 85
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 85
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 85
8.1.3 Налоговые расходы 88
8.2Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 88
8.2.2 Анализ денежных потоков 89
8.3. Оценка инвестиционного проекта 89
8.3.1 Методология, исходные данные 90
8.3.2 Коммерческая эффективность 90
8.3.3 Бюджетная эффективность 91
9.Современные материалы для герметизации фильтрующих швов и трещин в бетонных сооружениях 91
9.1 Общие положения 91
9.2 Типы и конструкции деформационных швов 92
9.3 Основные причины фильтрации воды через уплотнения деформационных
швов гидротехнических сооружений 94
9.4 Виды трещин в бетонных конструкциях и причины их образования 95
9.5 Материалы для герметизации фильтрующих деформационных швов и
трещин 95
9.5.1 Основные воздействия на ГТС, учитываемые при подготовке
кпроведению ремонта швов и трещин 96
9.5.2Основные требования к выбору ремонтного состава 97
9.5.3Материалы для герметизации фильтрующих швов и трещинна основе цемента 97
9.5.4Материалы для герметизации фильтрующих швов и трещинна основе полимерных составов 98
9.5.5Приготовление материала и выбор оборудования длягерметизации фильтрующих швов и трещин 100
9.6 Опыт инъецирования трещин в бетоне плотины СШГЭС 100
9.7 Выводы 105
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 107
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 108
ПРИЛОЖЕНИЕ А Гидрологические данные 110
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетические расчёты 114
ПРИЛОЖЕНИЕ В Основное и вспомогательное оборудование 121
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Основное сочетание нагрузок действующих на водосбростную плотину 121
В ходе данной бакалаврской работы был запроектирован Брамьянский гидроузел, расположенный на реке Мама Мамско-Чуйского района Иркутской области. Рассчитаны и определены его основные элементы и параметры. Брамьянская ГЭС является сооружением II класса с высотой 82 метра.
Для Брамьянской ГЭС принят русловой тип электростанции с приплотинным типом здания ГЭС.
В состав сооружений напорного фронта входит:
1.
2.
3.
4.
Исходя из гидрологических данных определили максимальные расчётные расходы для основного и поверочного случаев с обеспеченностью 0,1% и 1%:
Q0,i% =618 м3/с; Qi%=609 м3/с.
На основе исходных данных энергосистемы и гидрологии расчитали установленную мощность (NycT=417 МВт) Брамьянской ГЭС, а так же определена её работа в суточных графиках для зимнего и летнего периода. Среднемноголетняя выработка составила 1,45 млрд. кВт-ч.
Определены уровни НПУ=387,00 м. и УМО=376,11 м.
В здании ГЭС установлены 6 радиально-осевых гидротурбин - РО75-В- 355, с диаметром рабочего колеса 3,5 м, а также генераторы СВ-0660/83-30.
Результаты произведённых расчётов на прочность и устойчивость показали, что условия соблюдаются.
В ходе строительства предлагается пропуск строительных расходов осуществлять в 2 очереди с сужением русла:
■ в первую очередь, через стесненное русло осуществляем пропуск строительных расходов I очереди,
■ во вторую очередь пропускаем строительные расходы реки через частично построенные сооружения (донные отверстия).
Перемычки назначаются сооружением IV класса и в соответствии с СП 58.13330.2012 п.8.32 при сроке эксплуатации до 10 лет расчетный максимальный расход строительного периода назначаем - 10%
обеспеченности: Q10%=601 м3/с, с YHBq10% = 315,5 м.
Рассмотрены и предложены мероприятия по пожарной безопасности и охране труда, а также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период строительства и эксплуатации гидроузла.
Технико-экономические расчёты показали, что проект окупится через 16 лет после начала строительства. Себестоимость электроэнергии составит 0,25 руб/кВт-ч. Удельные капиталовложения 95 230 руб/кВт.
В результате считаем проект «Брамьянская ГЭС на реке Мама» экономически оправданным.
Для Брамьянской ГЭС принят русловой тип электростанции с приплотинным типом здания ГЭС.
В состав сооружений напорного фронта входит:
1.
2.
3.
4.
Исходя из гидрологических данных определили максимальные расчётные расходы для основного и поверочного случаев с обеспеченностью 0,1% и 1%:
Q0,i% =618 м3/с; Qi%=609 м3/с.
На основе исходных данных энергосистемы и гидрологии расчитали установленную мощность (NycT=417 МВт) Брамьянской ГЭС, а так же определена её работа в суточных графиках для зимнего и летнего периода. Среднемноголетняя выработка составила 1,45 млрд. кВт-ч.
Определены уровни НПУ=387,00 м. и УМО=376,11 м.
В здании ГЭС установлены 6 радиально-осевых гидротурбин - РО75-В- 355, с диаметром рабочего колеса 3,5 м, а также генераторы СВ-0660/83-30.
Результаты произведённых расчётов на прочность и устойчивость показали, что условия соблюдаются.
В ходе строительства предлагается пропуск строительных расходов осуществлять в 2 очереди с сужением русла:
■ в первую очередь, через стесненное русло осуществляем пропуск строительных расходов I очереди,
■ во вторую очередь пропускаем строительные расходы реки через частично построенные сооружения (донные отверстия).
Перемычки назначаются сооружением IV класса и в соответствии с СП 58.13330.2012 п.8.32 при сроке эксплуатации до 10 лет расчетный максимальный расход строительного периода назначаем - 10%
обеспеченности: Q10%=601 м3/с, с YHBq10% = 315,5 м.
Рассмотрены и предложены мероприятия по пожарной безопасности и охране труда, а также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период строительства и эксплуатации гидроузла.
Технико-экономические расчёты показали, что проект окупится через 16 лет после начала строительства. Себестоимость электроэнергии составит 0,25 руб/кВт-ч. Удельные капиталовложения 95 230 руб/кВт.
В результате считаем проект «Брамьянская ГЭС на реке Мама» экономически оправданным.
