ПРОЕКТИРОВАНИЕ САКМАРСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ САКМАРА. ЦИФРОВАЯРЕГИСТРАЦИЯ АВАРИЙНЫХ СОБЫТИЙ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
|
Сокращенный паспорт Сакмарской 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 Сейсмологические условия 11
1.1.4 Инженерно-геологические условия 12
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 12
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водно-энергетические расчёты 13
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов при
заданной обеспеченности стока 13
2.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 14
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 14
2.4 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими
электростанциями 15
2.5 Определение типа регулирования ГЭС 15
2.6 Водно-энергетический расчёт ГЭС годового регулирования при заданной
отдаче воды в нижний бьеф 16
2.7 Баланс энергии 17
2.8 Водно-энергетический расчёт в маловодном году 17
2.9 Определение рабочих мощностей 18
2.10 Определение установленной мощности ГЭС. Расчёт резервов и
планирование капитальных ремонтов оборудования 19
2.11 Баланс мощностей 20
2.12 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в среднем по
водности году 21
2.13 Построение режимного поля 21
3 Основное и вспомогательное оборудование 23
3.1 Выбор гидротурбины по главным универсальным характеристикам 23
3.1.1 Выбор системы и типа гидротурбины 23
3.1.2 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 23
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 25
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 26
3.4 Гидромеханический расчёт бетонной спиральной камеры 27
3.5 Расчёт деталей и узлов гидротурбины 29
3.5.1 Расчёт вала на прочность 29
3.5.2 Расчёт подшипника 29
3.5.3 Выбор типа маслонапорной установки 30
3.5.4 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 ВЛ 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 47
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 50
5.4.6 Дистанционная защита генератора 51
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 53
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор - трансформатор 54
5.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 54
6 Компоновка сооружения и гидроузла 55
6.1 Назначение класса ГТС 55
6.2 Проектирование сооружений напорного фронта 55
6.2.1 Определение отметки гребня плотины 55
6.2.1.1 Грунтовая плотина 55
6.2.1.2 Бетонная плотина 57
6.2.2 Гидравлические расчёты 57
6.2.2.1 Определение ширины водосливного фронта 57
6.2.2.2 Определение отметки гребня водослива 58
6.2.2.3 Проверка пропуска поверочного расчётного расхода 59
6.2.2.4 Построение профиля водосливной грани 61
6.2.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 61
6.2.2.6 Расчёт водобойной стенки 62
6.2.3 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные
водосбросы 63
6.3 Конструирование плотины 64
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 64
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 64
6.3.3 Быки 65
6.3.4 Устои 65
6.3.5 Дренаж тела бетонных плотин 65
6.3.6 Галереи в теле плотины 66
6.4 Основные элементы плотины 66
6.4.1 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 66
6.4.1.1 Понур 66
6.4.1.2 Шпунтовая стенка 66
6.4.1.3 Дренажные устройства в основании 67
6.5 Конструктивные элементы нижнего бьефа 67
6.5.1 Водобой 67
6.5.2 Рисберма и ковш 67
6.6 Фильтрационные расчёты подземного контура 68
6.7 Обоснование надёжности и безопасности бетонной плотины 69
6.7.1 Определение основных нагрузок на плотину 69
6.7.1.1 Вес сооружения и затворов 69
6.7.1.2 Сила гидростатического давления воды 70
6.7.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 70
6.7.1.4 Сила фильтрационного давления 71
6.7.1.5 Давление грунта 71
6.7.1.6 Волновое давление 72
6.7.1.7 Сила сопротивления сдвигу анкерного понура 72
6.7.2 Оценка прочности плотины 73
6.7.3 Критерии прочности плотины и её основания 75
6.7.4 Обоснование устойчивости плотины 75
7 Мероприятия по охране окружающей среды 77
7.1 Общие сведения о районе строительства 77
7.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 78
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 80
7.4 Отходы, образующиеся при строительстве 81
7.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период эксплуатации 82
8 Мероприятия по пожарной безопасности. Охрана труда 84
8.1 Безопасность гидротехнических сооружений 84
8.2 Пожарная безопасность 85
8.3 Охрана труда 86
9 Технико-экономические показатели 89
9.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 89
9.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 89
9.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 89
9.1.3 Налоговые расходы 90
9.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 91
9.3 Анализ денежных потоков 91
9.4 Оценка инвестиционного проекта 91
9.4.1 Методология, исходные данные 92
9.4.2 Коммерческая эффективность 92
9.4.3 Бюджетная эффективность 93
10 Цифровая регистрация аварийных событий в энергосистемах 94
10.1 Система регистрации аварийных событий 94
10.2 Регистратор аварийных событий в системе защит и переключений
РАС-ЗП 96
10.2.1 Система управления контуром деаэрации 97
10.2.2 Сенсорная панель управления и отображения работы оборудования и
технологических режимов 98
10.2.3 Основной экран 98
10.2.4 Главный экран параметров работы подпиточных насосов 98
10.2.5 Первый экран параметров работы подпиточного насоса 99
10.2.6 Второй экран параметров работы подпиточного насоса 100
10.2.7 Экран настроек ПИД-регуляторов системы управления 100
10.2.8 Экран журнала аварий 100
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 101
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 103
ПРИЛОЖЕНИЕ А Общие сведения 107
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетические расчёты 111
ПРИЛОЖЕНИЕ В Основное и вспомогательное оборудование 130
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Электрическая часть 142
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Устройства релейной защиты и автоматизации
энергетических систем 147
ПРИЛОЖЕНИЕ Е Компоновка сооружения и гидроузла 154
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж Технико-экономические показатели 157
ПРИЛОЖЕНИЕ И Цифровая регистрация аварийных событий в
энергосистемах 161
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 Сейсмологические условия 11
1.1.4 Инженерно-геологические условия 12
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 12
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водно-энергетические расчёты 13
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов при
заданной обеспеченности стока 13
2.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 14
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 14
2.4 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими
электростанциями 15
2.5 Определение типа регулирования ГЭС 15
2.6 Водно-энергетический расчёт ГЭС годового регулирования при заданной
отдаче воды в нижний бьеф 16
2.7 Баланс энергии 17
2.8 Водно-энергетический расчёт в маловодном году 17
2.9 Определение рабочих мощностей 18
2.10 Определение установленной мощности ГЭС. Расчёт резервов и
планирование капитальных ремонтов оборудования 19
2.11 Баланс мощностей 20
2.12 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в среднем по
водности году 21
2.13 Построение режимного поля 21
3 Основное и вспомогательное оборудование 23
3.1 Выбор гидротурбины по главным универсальным характеристикам 23
3.1.1 Выбор системы и типа гидротурбины 23
3.1.2 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 23
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 25
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 26
3.4 Гидромеханический расчёт бетонной спиральной камеры 27
3.5 Расчёт деталей и узлов гидротурбины 29
3.5.1 Расчёт вала на прочность 29
3.5.2 Расчёт подшипника 29
3.5.3 Выбор типа маслонапорной установки 30
3.5.4 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 ВЛ 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 47
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 50
5.4.6 Дистанционная защита генератора 51
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 53
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор - трансформатор 54
5.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 54
6 Компоновка сооружения и гидроузла 55
6.1 Назначение класса ГТС 55
6.2 Проектирование сооружений напорного фронта 55
6.2.1 Определение отметки гребня плотины 55
6.2.1.1 Грунтовая плотина 55
6.2.1.2 Бетонная плотина 57
6.2.2 Гидравлические расчёты 57
6.2.2.1 Определение ширины водосливного фронта 57
6.2.2.2 Определение отметки гребня водослива 58
6.2.2.3 Проверка пропуска поверочного расчётного расхода 59
6.2.2.4 Построение профиля водосливной грани 61
6.2.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 61
6.2.2.6 Расчёт водобойной стенки 62
6.2.3 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные
водосбросы 63
6.3 Конструирование плотины 64
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 64
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 64
6.3.3 Быки 65
6.3.4 Устои 65
6.3.5 Дренаж тела бетонных плотин 65
6.3.6 Галереи в теле плотины 66
6.4 Основные элементы плотины 66
6.4.1 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 66
6.4.1.1 Понур 66
6.4.1.2 Шпунтовая стенка 66
6.4.1.3 Дренажные устройства в основании 67
6.5 Конструктивные элементы нижнего бьефа 67
6.5.1 Водобой 67
6.5.2 Рисберма и ковш 67
6.6 Фильтрационные расчёты подземного контура 68
6.7 Обоснование надёжности и безопасности бетонной плотины 69
6.7.1 Определение основных нагрузок на плотину 69
6.7.1.1 Вес сооружения и затворов 69
6.7.1.2 Сила гидростатического давления воды 70
6.7.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 70
6.7.1.4 Сила фильтрационного давления 71
6.7.1.5 Давление грунта 71
6.7.1.6 Волновое давление 72
6.7.1.7 Сила сопротивления сдвигу анкерного понура 72
6.7.2 Оценка прочности плотины 73
6.7.3 Критерии прочности плотины и её основания 75
6.7.4 Обоснование устойчивости плотины 75
7 Мероприятия по охране окружающей среды 77
7.1 Общие сведения о районе строительства 77
7.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 78
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 80
7.4 Отходы, образующиеся при строительстве 81
7.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период эксплуатации 82
8 Мероприятия по пожарной безопасности. Охрана труда 84
8.1 Безопасность гидротехнических сооружений 84
8.2 Пожарная безопасность 85
8.3 Охрана труда 86
9 Технико-экономические показатели 89
9.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 89
9.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 89
9.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 89
9.1.3 Налоговые расходы 90
9.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 91
9.3 Анализ денежных потоков 91
9.4 Оценка инвестиционного проекта 91
9.4.1 Методология, исходные данные 92
9.4.2 Коммерческая эффективность 92
9.4.3 Бюджетная эффективность 93
10 Цифровая регистрация аварийных событий в энергосистемах 94
10.1 Система регистрации аварийных событий 94
10.2 Регистратор аварийных событий в системе защит и переключений
РАС-ЗП 96
10.2.1 Система управления контуром деаэрации 97
10.2.2 Сенсорная панель управления и отображения работы оборудования и
технологических режимов 98
10.2.3 Основной экран 98
10.2.4 Главный экран параметров работы подпиточных насосов 98
10.2.5 Первый экран параметров работы подпиточного насоса 99
10.2.6 Второй экран параметров работы подпиточного насоса 100
10.2.7 Экран настроек ПИД-регуляторов системы управления 100
10.2.8 Экран журнала аварий 100
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 101
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 103
ПРИЛОЖЕНИЕ А Общие сведения 107
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетические расчёты 111
ПРИЛОЖЕНИЕ В Основное и вспомогательное оборудование 130
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Электрическая часть 142
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Устройства релейной защиты и автоматизации
энергетических систем 147
ПРИЛОЖЕНИЕ Е Компоновка сооружения и гидроузла 154
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж Технико-экономические показатели 157
ПРИЛОЖЕНИЕ И Цифровая регистрация аварийных событий в
энергосистемах 161
Потребление электроэнергии является неотъемлемым условием существования человечества. В настоящее время количество потребителей электрической энергии стремительно расчёт за счёт развития технологий, в связи с этим, необходимо наращивать генерирующие мощности. Электрическая энергия вырабатывается на электростанциях различного типа.
Гидроэлектростанции занимают фундаментальное место в современных энергосистемах, выполняя основную роль регулирования их параметров в нестабильных режимах, а также покрывая пиковые части графиков нагрузки.
Республика Башкортостан так же, как и другие регионы Российской Федерации на сегодняшний день интенсивно развивается. Энергосистема округа становится остродефицитной. Собственное производство электроэнергии в регионе составляет около 14% от общего потребления. Потребление электроэнергии в округе в течение дня активно меняется, поскольку основным потребителем электроэнергии является население, поэтому данной системе крайне необходим мощный и маневренный источник электроэнергии. Регион богат полезными ископаемыми, для добычи которых требуется большое количество электрической энергии. Этот регион также имеет уникальную речную систему, но их гидроэнергетический потенциал использован не с максимальной эффективностью и выжимкой.
Все это способствует созданию на территории области современной мощной гидроэлектростанции, которая решит практически все проблемы электроэнергетики этого региона. Также стоит отметить экологическую составляющую вопроса. Несмотря на создание водохранилищ, которые сопровождаются затоплением территорий, гидроэлектростанции являются одним из самых экологически чистых источников энергии.
В данной работе рассмотрен проект Сакмарской ГЭС на реке Сакмара. В состав проекта входит: определение установленной мощности, выбор основного и вспомогательного оборудования, расчет гидротехнических сооружений, расчет защит гидрогенератора, экономическое обоснование строительства Сакмарской ГЭС.
Гидроэлектростанции занимают фундаментальное место в современных энергосистемах, выполняя основную роль регулирования их параметров в нестабильных режимах, а также покрывая пиковые части графиков нагрузки.
Республика Башкортостан так же, как и другие регионы Российской Федерации на сегодняшний день интенсивно развивается. Энергосистема округа становится остродефицитной. Собственное производство электроэнергии в регионе составляет около 14% от общего потребления. Потребление электроэнергии в округе в течение дня активно меняется, поскольку основным потребителем электроэнергии является население, поэтому данной системе крайне необходим мощный и маневренный источник электроэнергии. Регион богат полезными ископаемыми, для добычи которых требуется большое количество электрической энергии. Этот регион также имеет уникальную речную систему, но их гидроэнергетический потенциал использован не с максимальной эффективностью и выжимкой.
Все это способствует созданию на территории области современной мощной гидроэлектростанции, которая решит практически все проблемы электроэнергетики этого региона. Также стоит отметить экологическую составляющую вопроса. Несмотря на создание водохранилищ, которые сопровождаются затоплением территорий, гидроэлектростанции являются одним из самых экологически чистых источников энергии.
В данной работе рассмотрен проект Сакмарской ГЭС на реке Сакмара. В состав проекта входит: определение установленной мощности, выбор основного и вспомогательного оборудования, расчет гидротехнических сооружений, расчет защит гидрогенератора, экономическое обоснование строительства Сакмарской ГЭС.
В данной работе были рассчитаны и определены основные параметры и элементы Сакмарского гидроузла на р. Сакмара, являющимся сооружением III класса. В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность, равная 109 МВт и среднемноголетняя выработка 211,7 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 - 23,6 м;
- расчетный - 16,0 м;
- минимальный - 15,8 м;
При выборе турбин рассматривалось три варианта: ПЛ30а-В и ПЛ30б-В, ПЛ25-ГК. В результате расчетов был выбран оптимальный вариант с тремя гидротурбинами ПЛ30б-В-710. По справочным данным для данной турбины с синхронной частотой вращения 75 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-1080/80-80 с номинальной активной мощность 36 МВт.
Затем была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений (3 одиночных блока, 4 отходящие воздушные линии) с одной рабочей системой шин с секционированием. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 63000/110-У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-1600/10,5 кВ, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС-185/29.
Далее был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинной с водосбросами совмещенного типа. В состав сооружения входят:
- левобережная грунтовая плотина;
- водосливная бетонная плотина;
- здание ГЭС;
- правобережная грунтовая плотина.
Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 22,3 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 511,60;
- число водопропускных отверстий - 4;
- ширина водопропускных отверстий - 10,0 м;
- отметка гребня плотины - 543,60;
- ширина гребня - 22,0 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 1,22 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений III класса - 1,15). Таким образом, плотина Сакмарского 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 - 128 месяцев;
- себестоимость электроэнергии - 0,25 руб./кВтш;
- удельные капиталовложения - 73207 руб./кВт.
Таким образом строительство Сакмарского 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 - 23,6 м;
- расчетный - 16,0 м;
- минимальный - 15,8 м;
При выборе турбин рассматривалось три варианта: ПЛ30а-В и ПЛ30б-В, ПЛ25-ГК. В результате расчетов был выбран оптимальный вариант с тремя гидротурбинами ПЛ30б-В-710. По справочным данным для данной турбины с синхронной частотой вращения 75 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-1080/80-80 с номинальной активной мощность 36 МВт.
Затем была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений (3 одиночных блока, 4 отходящие воздушные линии) с одной рабочей системой шин с секционированием. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ- 63000/110-У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-1600/10,5 кВ, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС-185/29.
Далее был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинной с водосбросами совмещенного типа. В состав сооружения входят:
- левобережная грунтовая плотина;
- водосливная бетонная плотина;
- здание ГЭС;
- правобережная грунтовая плотина.
Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 22,3 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 511,60;
- число водопропускных отверстий - 4;
- ширина водопропускных отверстий - 10,0 м;
- отметка гребня плотины - 543,60;
- ширина гребня - 22,0 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 1,22 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений III класса - 1,15). Таким образом, плотина Сакмарского 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 - 128 месяцев;
- себестоимость электроэнергии - 0,25 руб./кВтш;
- удельные капиталовложения - 73207 руб./кВт.
Таким образом строительство Сакмарского гидроузла в настоящее время является актуальным и выгодным с точки зрения технико-экономических показателей.
