ПРОЕКТИРОВАНИЕ УНГУТСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ МАНА. ПЛЯСКА ПРОВОДОВ НА ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И СПОСОБЫ БОРЬБЫ С НЕЙ
|
Сокращенный паспорт Унгутской 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 11
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 16
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 21
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 26
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 30
4 Электрическая часть 31
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 31
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 31
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 31
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 31
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупнённым
блоком 32
4.2.4 Выбор трансформатора собственных нужд 33
4.3 Выбор количества отходящих ВЛ РУ ВН и марки проводов ВЛ 33
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании ТЭР 34
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 35
4.6 Расчёт токов КЗ для выбора электрических аппаратов 36
4.6.1 Расчёт исходных данных 36
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчёт токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 37
4.7 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 37
4.8 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
10,5 кВ 37
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 37
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 38
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 38
4.9 Выбор параметров КРУЭ 38
5 Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 40
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 40
5.2 Перечень защит основного оборудования 40
5.3 Расчёт номинальных токов 41
5.4 Описание защит и расчёт их уставок 42
5.4.1 Продольная дифференциальная защита 42
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 44
5.4.3 Защита от повышения напряжения 45
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий 46
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 49
5.4.6 Дистанционная защита генератора 50
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 52
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор - трансформатор 53
5.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 53
6 Компоновка сооружения и гидроузла 54
6.1 Назначение класса ГТС 54
6.2 Проектирование сооружений напорного фронта 54
6.2.1 Определение отметки гребня плотины 54
6.2.1.1 Грунтовая плотина 54
6.2.1.2 Бетонная плотина 56
6.2.2 Гидравлические расчёты 56
6.2.2.1 Определение ширины водосливного фронта 56
6.2.2.2 Определение отметки гребня водослива 57
6.2.2.3 Проверка пропуска поверочного расчётного расхода 58
6.2.2.4 Построение профиля водосливной грани 60
6.2.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 60
6.2.2.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 61
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 65
6.4 Основные элементы плотины 66
6.4.1 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 66
6.4.1.1 Противофильтрационная завеса 66
6.4.1.2 Дренажные устройства в основании 66
6.5 Обоснование безопасности и надёжности бетонной плотины 67
6.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 67
6.5.1.1 Вес сооружения и затворов 67
6.5.1.2 Сила гидростатического давления воды 68
6.5.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 68
6.5.1.4 Сила фильтрационного давления 69
6.5.1.5 Давление грунта 69
6.5.1.6 Волновое давление 70
6.5.2 Оценка прочности плотины 71
6.5.3 Критерии прочности плотины и её основания 73
6.5.4 Обоснование устойчивости плотины 74
7 Мероприятия по охране окружающей среды 75
7.1 Общие сведения о районе строительства 75
7.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 77
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 79
7.4 Отходы, образующиеся при строительстве 80
7.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 80
8 Мероприятия по пожарной безопасности. Охрана труда 82
8.1 Безопасность гидротехнических сооружений 82
8.2 Пожарная безопасность 83
8.3 Охрана труда 84
9 Технико-экономические показатели 87
9.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 87
9.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 87
9.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 87
9.1.3 Налоговые расходы 88
9.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 89
9.3 Анализ денежных потоков 89
9.4 Оценка инвестиционного проекта 89
9.4.1 Методология, исходные данные 90
9.4.2 Коммерческая эффективность 90
9.4.3 Бюджетная эффективность 91
10 Пляска проводов на воздушных линиях электропередачи и способы борьбы с ней 92
10.1 Пляска проводов. Общие сведения 92
10.2 Вибрация проводов 93
10.3 Опасность пляски и вибраций проводов 94
10.4 Причины возникновения явлений 95
10.5 Мероприятия по защите от пляски проводов 97
10.6 Устройства по борьбе с гололёдообразованием, вибрацией и пляской .. 98
10.6.1 Ограничитель гололёдообразования и колебаний проводов
типа ОГК 98
10.6.2 Гасители пляски проводов типа Г1П1 и ГПР для ВЛ 330-500 кВ.
Использование их в роли ограничителей гололёдообразования и вибрации проводов 99
10.7 О повышении эффективности удаления гололёдообразований на
проводах ВЛ 101
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 102
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 104
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Общие сведения 108
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Водно-энергетические расчёты 112
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Основное и вспомогательное оборудование 132
ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Электрическая часть 140
ПРИЛОЖЕНИЕ Д. Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 145
ПРИЛОЖЕНИЕ Е. Компоновка сооружения и гидроузла 151
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж. Технико-экономические показатели 153
ПРИЛОЖЕНИЕ И. Пляска проводов на воздушных линиях электропередачи и способы борьбы с ней 157
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 11
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 16
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 21
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 26
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 30
4 Электрическая часть 31
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 31
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 31
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 31
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 31
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупнённым
блоком 32
4.2.4 Выбор трансформатора собственных нужд 33
4.3 Выбор количества отходящих ВЛ РУ ВН и марки проводов ВЛ 33
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании ТЭР 34
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 35
4.6 Расчёт токов КЗ для выбора электрических аппаратов 36
4.6.1 Расчёт исходных данных 36
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчёт токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 37
4.7 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 37
4.8 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
10,5 кВ 37
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 37
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 38
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 38
4.9 Выбор параметров КРУЭ 38
5 Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 40
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 40
5.2 Перечень защит основного оборудования 40
5.3 Расчёт номинальных токов 41
5.4 Описание защит и расчёт их уставок 42
5.4.1 Продольная дифференциальная защита 42
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 44
5.4.3 Защита от повышения напряжения 45
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий 46
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 49
5.4.6 Дистанционная защита генератора 50
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 52
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор - трансформатор 53
5.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 53
6 Компоновка сооружения и гидроузла 54
6.1 Назначение класса ГТС 54
6.2 Проектирование сооружений напорного фронта 54
6.2.1 Определение отметки гребня плотины 54
6.2.1.1 Грунтовая плотина 54
6.2.1.2 Бетонная плотина 56
6.2.2 Гидравлические расчёты 56
6.2.2.1 Определение ширины водосливного фронта 56
6.2.2.2 Определение отметки гребня водослива 57
6.2.2.3 Проверка пропуска поверочного расчётного расхода 58
6.2.2.4 Построение профиля водосливной грани 60
6.2.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 60
6.2.2.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 61
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 65
6.4 Основные элементы плотины 66
6.4.1 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 66
6.4.1.1 Противофильтрационная завеса 66
6.4.1.2 Дренажные устройства в основании 66
6.5 Обоснование безопасности и надёжности бетонной плотины 67
6.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 67
6.5.1.1 Вес сооружения и затворов 67
6.5.1.2 Сила гидростатического давления воды 68
6.5.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 68
6.5.1.4 Сила фильтрационного давления 69
6.5.1.5 Давление грунта 69
6.5.1.6 Волновое давление 70
6.5.2 Оценка прочности плотины 71
6.5.3 Критерии прочности плотины и её основания 73
6.5.4 Обоснование устойчивости плотины 74
7 Мероприятия по охране окружающей среды 75
7.1 Общие сведения о районе строительства 75
7.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 77
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 79
7.4 Отходы, образующиеся при строительстве 80
7.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 80
8 Мероприятия по пожарной безопасности. Охрана труда 82
8.1 Безопасность гидротехнических сооружений 82
8.2 Пожарная безопасность 83
8.3 Охрана труда 84
9 Технико-экономические показатели 87
9.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 87
9.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 87
9.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 87
9.1.3 Налоговые расходы 88
9.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 89
9.3 Анализ денежных потоков 89
9.4 Оценка инвестиционного проекта 89
9.4.1 Методология, исходные данные 90
9.4.2 Коммерческая эффективность 90
9.4.3 Бюджетная эффективность 91
10 Пляска проводов на воздушных линиях электропередачи и способы борьбы с ней 92
10.1 Пляска проводов. Общие сведения 92
10.2 Вибрация проводов 93
10.3 Опасность пляски и вибраций проводов 94
10.4 Причины возникновения явлений 95
10.5 Мероприятия по защите от пляски проводов 97
10.6 Устройства по борьбе с гололёдообразованием, вибрацией и пляской .. 98
10.6.1 Ограничитель гололёдообразования и колебаний проводов
типа ОГК 98
10.6.2 Гасители пляски проводов типа Г1П1 и ГПР для ВЛ 330-500 кВ.
Использование их в роли ограничителей гололёдообразования и вибрации проводов 99
10.7 О повышении эффективности удаления гололёдообразований на
проводах ВЛ 101
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 102
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 104
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Общие сведения 108
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Водно-энергетические расчёты 112
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Основное и вспомогательное оборудование 132
ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Электрическая часть 140
ПРИЛОЖЕНИЕ Д. Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 145
ПРИЛОЖЕНИЕ Е. Компоновка сооружения и гидроузла 151
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж. Технико-экономические показатели 153
ПРИЛОЖЕНИЕ И. Пляска проводов на воздушных линиях электропередачи и способы борьбы с ней 157
Потребление электроэнергии является неотъемлемым ysлoвиeм 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.
Красноярский край так же, как и другие регионы Российской Федерации на сегодняшний день интенсивно развивается. Энергосистема округа становится остродефицитной. Собственное производство электроэнергии в регионе составляет около 34% 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 Унгутской ГЭС на реке Мана. В состав проекта входит: определение установленной мощности, выбор основного и вспомогательного оборудования, расчет гидротехнических сооружений, расчет защит гидрогенератора, экономическое обоснование строительства Унгутской ГЭС.
Гидроэлектростанции занимают фундаментальное место в современных энергосистемах, выполняя основную роль регулирования их параметров в нестабильных режимах, а также покрывая пиковые части графиков нагрузки.
Красноярский край так же, как и другие регионы Российской Федерации на сегодняшний день интенсивно развивается. Энергосистема округа становится остродефицитной. Собственное производство электроэнергии в регионе составляет около 34% 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 Унгутской ГЭС на реке Мана. В состав проекта входит: определение установленной мощности, выбор основного и вспомогательного оборудования, расчет гидротехнических сооружений, расчет защит гидрогенератора, экономическое обоснование строительства Унгутской ГЭС.
В данной работе были рассчитаны и определены основные параметры и элементы Унгутской гидроузла на р. Мана, являющимся сооружением III класса. В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность, равная 282 МВт и среднемноголетняя выработка 365 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 - 35,7 м;
- минимальный - 34,4 м;
При выборе турбин рассматривались два варианта: ПЛ50-В и ПЛД50-В. В результате расчетов был выбран оптимальный вариант с тремя гидротурбинами ПЛ50-В-475. По справочным данным для данной турбины с синхронной частотой вращения 150 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-840/150- 52 с номинальной активной мощность 55 МВт.
Затем была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 9 присоединений (6 одиночных блока, 3 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-4000/10 кВ, для ВЛ.ЭП - сталеалюминевые провода марки АС-300/39.
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;
- станционная плотина;
- правобережная грунтовая плотина.
Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 37,0 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 336,80;
- число водопропускных отверстий - 2;
- ширина водопропускных отверстий - 8,0 м;
- отметка гребня плотины - 392,70;
- ширина гребня - 21,0 м.
Гашение кинетической энергии водяного потока, пропускаемого через водосливную плотину, производится способом отброшенной струи. 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 1,38 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений II класса - 1,15). Таким образом, плотина Селемджанского 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 - 148 месяцев;
- себестоимость электроэнергии - 0,35 руб./кВтч;
- удельные капиталовложения - 85392 руб./кВт.
Таким образом строительство Унгутского 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 - 49,0 м;
- расчетный - 35,7 м;
- минимальный - 34,4 м;
При выборе турбин рассматривались два варианта: ПЛ50-В и ПЛД50-В. В результате расчетов был выбран оптимальный вариант с тремя гидротурбинами ПЛ50-В-475. По справочным данным для данной турбины с синхронной частотой вращения 150 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-840/150- 52 с номинальной активной мощность 55 МВт.
Затем была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 9 присоединений (6 одиночных блока, 3 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-4000/10 кВ, для ВЛ.ЭП - сталеалюминевые провода марки АС-300/39.
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;
- станционная плотина;
- правобережная грунтовая плотина.
Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 37,0 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 336,80;
- число водопропускных отверстий - 2;
- ширина водопропускных отверстий - 8,0 м;
- отметка гребня плотины - 392,70;
- ширина гребня - 21,0 м.
Гашение кинетической энергии водяного потока, пропускаемого через водосливную плотину, производится способом отброшенной струи. 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 1,38 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений II класса - 1,15). Таким образом, плотина Селемджанского 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 - 148 месяцев;
- себестоимость электроэнергии - 0,35 руб./кВтч;
- удельные капиталовложения - 85392 руб./кВт.
Таким образом строительство Унгутского гидроузла в настоящее время является актуальным и выгодным с точки зрения технико-экономических показателей.