ПРОЕКТИРОВАНИЕ АЛАПАЕВСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ТАВДА. СЕЙСМИЧЕСКИЕ НАБЛЮДЕНИЯ НА АЛАПАЕВСКОЙ ГЭС
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ АЛАПАЕВСКОГО ГИДРОУЗЛА 6
ВВЕДЕНИЕ 8
1 Общая часть 9
1.1 Местоположение гидроузла и природные условия 9
1.2 Гидрологические данные 10
2 Водно-энергетические расчёты 13
2.1 Исходные данные 13
2.2 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года
при заданной обеспеченности стока 15
2.3 Выбор расчётных годов 16
2.4 Энергетические системы водно - энергетических расчетов 18
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учётом требований
водохозяйственной системы 25
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном и
средневодном году 27
2.7 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов оборудования. Баланс мощности и энергии в энергосистеме в условиях маловодного года 32
3 Основное и вспомогательное оборудование 35
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 35
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса 43
3.3 Расчет металлической спиральной камеры с круглым сечением и
полным углом охвата 44
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 51
3.5 Выбор МНУ 51
4 Компоновка и сооружения гидроузла 53
4.1 Определение отметки гребня плотины 53
4.2 Гидравлические расчеты 57
4.3 Определение отметки гребня водослива 58
4.4 Проверка на пропуск проверочного расхода при поверочном
расчетном случае 60
4.5 Построение профиля водосливной грани 61
4.6 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 62
4.7 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 63
4.8 Конструирование плотины 66
4.9 Назначение размеров основных элементов плотины 68
4.10 Определение основных нагрузок на плотину 69
4.11 Расчёт прочности плотины 72
4.12 Выбор материала для грунтовой плотины и назначение поперечного
профиля 76
5 Организация и производство гидротехнических работ 78
5.1 Гидрологические данные 78
5.2 Компоновка гидроузла и состав сооружений 78
5.3 Организация строительства 79
5.4 Производства бетонных работ 88
5.5 Транспорт бетонной смеси вертикальный 90
5.6 Опалубочные работы 90
5.7 Арматурные работы 91
5.8 Определяем суммарное время на бетонные работы 92
5.9 Определяем интенсивность бетонных работ: 92
5.10 Состав технологии бетонных работ 92
5.11 II этапа - перекрытие русла 94
5.12 III этап - наращивания сооружений до отметок, необходимых для
начала наполнения водохранилища 98
5.13 IV этап - наполнение водохранилища до отметок пуска первых
агрегатов 98
5.14 Varan - наращивание сооружений и наполнение водохранилища до
проектных отметок с последовательным поочередным пуском всех агрегатов 99
5.15 Технология возведения грунтовых плотин 99
5.16 Определяем суммарное время на возведения грунтовой плотины 100
5.17 Итоговые таблицы по этапам работ 100
6 Охрана окружающей среды 103
6.1 Общие сведения о районе строительства 103
6.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 104
6.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 105
6.4 Отходы, образующиеся при строительстве 107
6.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 108
7 Пожарная безопасность. Охрана труда 110
7.1 Общие требования к пожарной безопасности 110
7.2 Охрана труда Алапаевской ГЭС 114
8 Технико-экономическое обоснование 117
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 117
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 121
8.3 Оценка инвестиционного проекта 121
9 Сейсмические наблюдения на Алапаевской ГЭС 124
9.1 Определение сейсмичности района Алапаевской ГЭС 124
9.2 Инженерно-сейсмологические наблюдения 125
9.3 Сейсмологическая сеть 125
9.4 Оборудование сейсмологической сети 127
9.5 Автоматизированная система сейсмометрического контроля 129
9.6 АСК «Алапаевский» 129
9.7 Оборудование АСК «Алапаевский» 130
9.8 Техническое обеспечение АСК «Алапаевский» 131
9.9 Программное обеспечение АСК «Алапаевский» 132
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 133
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 135
ПРИЛОЖЕНИЕ А Проточная часть модельной гидротурбины
РО 75/841а-В-46 137
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Нагрузки действующие на плотину 138
ПРИЛОЖЕНИЕ В Напряжения действующие на плотину 139
ВВЕДЕНИЕ 8
1 Общая часть 9
1.1 Местоположение гидроузла и природные условия 9
1.2 Гидрологические данные 10
2 Водно-энергетические расчёты 13
2.1 Исходные данные 13
2.2 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года
при заданной обеспеченности стока 15
2.3 Выбор расчётных годов 16
2.4 Энергетические системы водно - энергетических расчетов 18
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учётом требований
водохозяйственной системы 25
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном и
средневодном году 27
2.7 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов оборудования. Баланс мощности и энергии в энергосистеме в условиях маловодного года 32
3 Основное и вспомогательное оборудование 35
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 35
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса 43
3.3 Расчет металлической спиральной камеры с круглым сечением и
полным углом охвата 44
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 51
3.5 Выбор МНУ 51
4 Компоновка и сооружения гидроузла 53
4.1 Определение отметки гребня плотины 53
4.2 Гидравлические расчеты 57
4.3 Определение отметки гребня водослива 58
4.4 Проверка на пропуск проверочного расхода при поверочном
расчетном случае 60
4.5 Построение профиля водосливной грани 61
4.6 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 62
4.7 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 63
4.8 Конструирование плотины 66
4.9 Назначение размеров основных элементов плотины 68
4.10 Определение основных нагрузок на плотину 69
4.11 Расчёт прочности плотины 72
4.12 Выбор материала для грунтовой плотины и назначение поперечного
профиля 76
5 Организация и производство гидротехнических работ 78
5.1 Гидрологические данные 78
5.2 Компоновка гидроузла и состав сооружений 78
5.3 Организация строительства 79
5.4 Производства бетонных работ 88
5.5 Транспорт бетонной смеси вертикальный 90
5.6 Опалубочные работы 90
5.7 Арматурные работы 91
5.8 Определяем суммарное время на бетонные работы 92
5.9 Определяем интенсивность бетонных работ: 92
5.10 Состав технологии бетонных работ 92
5.11 II этапа - перекрытие русла 94
5.12 III этап - наращивания сооружений до отметок, необходимых для
начала наполнения водохранилища 98
5.13 IV этап - наполнение водохранилища до отметок пуска первых
агрегатов 98
5.14 Varan - наращивание сооружений и наполнение водохранилища до
проектных отметок с последовательным поочередным пуском всех агрегатов 99
5.15 Технология возведения грунтовых плотин 99
5.16 Определяем суммарное время на возведения грунтовой плотины 100
5.17 Итоговые таблицы по этапам работ 100
6 Охрана окружающей среды 103
6.1 Общие сведения о районе строительства 103
6.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 104
6.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 105
6.4 Отходы, образующиеся при строительстве 107
6.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 108
7 Пожарная безопасность. Охрана труда 110
7.1 Общие требования к пожарной безопасности 110
7.2 Охрана труда Алапаевской ГЭС 114
8 Технико-экономическое обоснование 117
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 117
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 121
8.3 Оценка инвестиционного проекта 121
9 Сейсмические наблюдения на Алапаевской ГЭС 124
9.1 Определение сейсмичности района Алапаевской ГЭС 124
9.2 Инженерно-сейсмологические наблюдения 125
9.3 Сейсмологическая сеть 125
9.4 Оборудование сейсмологической сети 127
9.5 Автоматизированная система сейсмометрического контроля 129
9.6 АСК «Алапаевский» 129
9.7 Оборудование АСК «Алапаевский» 130
9.8 Техническое обеспечение АСК «Алапаевский» 131
9.9 Программное обеспечение АСК «Алапаевский» 132
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 133
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 135
ПРИЛОЖЕНИЕ А Проточная часть модельной гидротурбины
РО 75/841а-В-46 137
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Нагрузки действующие на плотину 138
ПРИЛОЖЕНИЕ В Напряжения действующие на плотину 139
Электрическая энергия является основой технического прогресса и повышения уровня развития цивилизаций. Поэтому во всех развитых странах имеются энергетические комплексы. В нашей стране их основу составляют электростанции, функционирующие на различных источниках энергии. Гидроэнергетика является наиболее важной частью энергетического комплекса России.
Производство электроэнергии гидроэлектростанциями является экологически чистым за счет не загрязнения гидросферы и атмосферы вредными веществами. Низкая себестоимость вырабатываемой на ГЭС электроэнергии способствует снижению цен на электроэнергию.
Целью проекта является рассчитать установленную мощность Алапаевской ГЭС на реке Тавда, выбрать основное энергетическое оборудование, выбрать экономичный профиль гравитационной бетонной плотины (расположенной на скальном основании) с водосбросом отвечающий условиям надежности, определить компоновку гидроузла.
Производство электроэнергии гидроэлектростанциями является экологически чистым за счет не загрязнения гидросферы и атмосферы вредными веществами. Низкая себестоимость вырабатываемой на ГЭС электроэнергии способствует снижению цен на электроэнергию.
Целью проекта является рассчитать установленную мощность Алапаевской ГЭС на реке Тавда, выбрать основное энергетическое оборудование, выбрать экономичный профиль гравитационной бетонной плотины (расположенной на скальном основании) с водосбросом отвечающий условиям надежности, определить компоновку гидроузла.
В проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры гидротехнического сооружения I класса, Алапаевского гидроузла на реке Тавда.
В рамках гидрологического расчета были определены значения максимальных расчетных расходов для основного (обеспеченностью 0,1%) и поверочного (0,01% обеспеченности) случаев.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность проектируемой Алапаевской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила 1262 МВт. Алапаевская ГЭС будет работать как в базовой части графика нагрузки, так и в пиковой и полупиковой части. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 103 м. Полезный объем при данных отметках НПУ 122,5 м и УМО составляет 13,8 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 14,29 млрд. кВт-ч.
Далее была выявлена допустимая область работы гидроэлектростанции, по которой определены следующие параметры:
— максимальный напор Hmax = 69,5 м;
— расчетный напор Нр = 60 м;
— минимальный напор IImin = 46,6 м.
Из полученного диапазона изменения напора по справочным данным было подобрано два типа гидротурбин, поворотно - лопастные гидротурбины (ПЛ) и радиально-осевые (РО). После сравнения рабочих зон гидротурбин, а также по результатам технико-экономического расчета был принято установке гидротурбина РО 75/841а - В - 710 в количестве 6 шт.
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 93,8 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВФ 1690/175-64 с номинальной активной мощностью 590 МВт.
Исходя из принятого диаметра и типа рабочего колеса, для каждого гидроагрегата устанавливаем следующею маслонапорную установку: МНУ 20/2-40-20-3.
На следующем этапе были определены состав, тип и компоновка основных сооружений. В связи с геологическими условиями района расположения створа гидроузла и сравнения способов пропуска расходов через гидроузел, принята компоновка, при которой все сооружения гидроузла расположены в русле. Здание ГЭС - приплотинного типа.
В состав гидроузла входят:
— Левобережная глухая грунтовая плотина;
— Бетонная водосбросная плотина с донными водосбросами;
— Станционная бетонная плотина;
— Правобережная глухая грунтовая плотина.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
— ширина подошвы - 51,6 м;
— отметка подошвы плотины - 48,8 м;
— отметка гребня водослива - 118 м;
— число водосливных пролетов - 8шт;
— ширина водосливных пролетов - 10 м;
— отметка гребня - 126,8 м;
— ширина гребня - 24 м с сужением до 10 м на лево и правобережных глухих частях плотины.
Для гашения гидравлической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применен способ отброса струи с помощью носка- трамплина.
Для снятия противодавления устраиваем цементационную завесу и дренаж.
Цементационная завеса устраивается на глубину 35,2 м, на расстоянии от напорной грани 5,2 м до ее оси. Глубину скважин дренажа равна 24,6 м.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов методом предельного состояния 1 группы коэффициент надежности сооружения составляет 1,33 и 1,26 для основного и особого сочетаний нагрузок соответственно. Таким образом, плотина Алапаевского гидроузла отвечает требованиям надежности.
Была разработана технология организации и производства гидротехнических работ, составлен календарный график строительства.
Рассмотрены мероприятия по охране труда и пожарной безопасности.
Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
— Удельные показатели - 75000 руб/кВт;
— Индекс прибыльности - 1,74 руб;
— Себестоимость производства электроэнергии - 0,048 руб/кВт-ч;
— Срок окупаемости - 81 месяцев с начала строительства.
В рамках гидрологического расчета были определены значения максимальных расчетных расходов для основного (обеспеченностью 0,1%) и поверочного (0,01% обеспеченности) случаев.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность проектируемой Алапаевской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила 1262 МВт. Алапаевская ГЭС будет работать как в базовой части графика нагрузки, так и в пиковой и полупиковой части. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 103 м. Полезный объем при данных отметках НПУ 122,5 м и УМО составляет 13,8 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 14,29 млрд. кВт-ч.
Далее была выявлена допустимая область работы гидроэлектростанции, по которой определены следующие параметры:
— максимальный напор Hmax = 69,5 м;
— расчетный напор Нр = 60 м;
— минимальный напор IImin = 46,6 м.
Из полученного диапазона изменения напора по справочным данным было подобрано два типа гидротурбин, поворотно - лопастные гидротурбины (ПЛ) и радиально-осевые (РО). После сравнения рабочих зон гидротурбин, а также по результатам технико-экономического расчета был принято установке гидротурбина РО 75/841а - В - 710 в количестве 6 шт.
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 93,8 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВФ 1690/175-64 с номинальной активной мощностью 590 МВт.
Исходя из принятого диаметра и типа рабочего колеса, для каждого гидроагрегата устанавливаем следующею маслонапорную установку: МНУ 20/2-40-20-3.
На следующем этапе были определены состав, тип и компоновка основных сооружений. В связи с геологическими условиями района расположения створа гидроузла и сравнения способов пропуска расходов через гидроузел, принята компоновка, при которой все сооружения гидроузла расположены в русле. Здание ГЭС - приплотинного типа.
В состав гидроузла входят:
— Левобережная глухая грунтовая плотина;
— Бетонная водосбросная плотина с донными водосбросами;
— Станционная бетонная плотина;
— Правобережная глухая грунтовая плотина.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
— ширина подошвы - 51,6 м;
— отметка подошвы плотины - 48,8 м;
— отметка гребня водослива - 118 м;
— число водосливных пролетов - 8шт;
— ширина водосливных пролетов - 10 м;
— отметка гребня - 126,8 м;
— ширина гребня - 24 м с сужением до 10 м на лево и правобережных глухих частях плотины.
Для гашения гидравлической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применен способ отброса струи с помощью носка- трамплина.
Для снятия противодавления устраиваем цементационную завесу и дренаж.
Цементационная завеса устраивается на глубину 35,2 м, на расстоянии от напорной грани 5,2 м до ее оси. Глубину скважин дренажа равна 24,6 м.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов методом предельного состояния 1 группы коэффициент надежности сооружения составляет 1,33 и 1,26 для основного и особого сочетаний нагрузок соответственно. Таким образом, плотина Алапаевского гидроузла отвечает требованиям надежности.
Была разработана технология организации и производства гидротехнических работ, составлен календарный график строительства.
Рассмотрены мероприятия по охране труда и пожарной безопасности.
Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
— Удельные показатели - 75000 руб/кВт;
— Индекс прибыльности - 1,74 руб;
— Себестоимость производства электроэнергии - 0,048 руб/кВт-ч;
— Срок окупаемости - 81 месяцев с начала строительства.
