ПРОЕКТИРОВАНИЕ УСТЬ-ГЫНЫМСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ГЫНЫМ. СИСТЕМА ОСУШЕНИЯ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ТУРБИН. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ И ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ УСТЬ-ГЫНЫМСКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общие сведения 10
1.1 Общие сведения о районе строительства 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Топографические данные 11
1.4 Инженерно-геологические условия 12
1.5 Сейсмологические условия 12
1.6 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водно-энергетические расчеты 12
2.1 Выбор расчётного средневодного года (Р = 50%) 12
2.2 Выбор расчётного маловодного года (Р = 90%) 14
2.3 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 15
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 16
2.5 Расчёт конкурирующих режимов работы ГЭС по бытовому стоку и по
требованиям ВХК 18
2.6 Баланс энергии 21
2.7 Водно-энергетический расчет (ВЭР) режима работы ГЭС по условию
маловодного года 23
2.8 Определение рабочих мощностей ГЭС 27
2.9 Определение установленной мощности ГЭС. Расчет резервов и
планирование капитальных ремонтов оборудования. Баланс мощностей 30
2.10 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС по условию
средневодного года 32
3 Основное и вспомогательное оборудование 35
3.1 Построение режимного поля 35
3.2 Выбор гидротурбины по главным универсальным характеристикам 36
3.2.1 Выбор системы и типа гидротурбины 36
3.2.2 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 37
3.3 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 41
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 44
3.5 Гидромеханический расчёт стальной спиральной камеры 44
3.6 Расчёт деталей и узлов гидротурбины 47
3.6.1 Расчёт вала на прочность 47
3.6.2 Расчёт подшипника 48
3.6.3 Выбор типа маслонапорной установки 49
3.6.4 Выбор электрогидравлического регулятора 49
4 Электрическая часть 49
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 49
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 50
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 50
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 50
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупнённым
блоком 51
4.2.4 Выбор трансформатора собственных нужд 52
4.3 Выбор количества отходящих ВЛ РУ ВН и марки проводов ВЛ 53
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании технике-экономического
расчета 54
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 55
4.6 Расчёт токов КЗ для выбора электрических аппаратов 56
4.6.1 Расчёт исходных данных 56
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчёт токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 57
4.7 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 58
4.8 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
13,8 кВ 59
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 59
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 59
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 60
4.9 Выбор параметров КРУЭ 60
5 Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 61
5.1 Перечень защит блока генератор-трансформатор 62
5.2 Расчёт номинальных токов, выбор системы возбуждения и
выпрямительный трансформатор 63
5.3 Описание защит и расчёт их уставок 65
5.3.1 Расчёт уставок МТЗ и ТО преобразовательного трансформатора
(!>ТВ), (!>>ТВ) 65
5.3.2 Продольная дифференциальная защита (IAG) 68
5.3.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 73
5.3.4 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 76
5.3.5 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 76
5.3.6 Защита от симметричных перегрузок (I1) 82
5.3.7 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 85
5.3.8 Защита от перегрузки обмотки ротора 88
5.4 Таблица уставок 90
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 91
6 Компоновка и сооружения гидроузла 91
6.1 Состав и компоновка гидроузла 91
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 91
6.2.2 Грунтовая плотина 91
6.2.3 Бетонная плотина 93
6.3 Гидравлические расчёты 93
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 94
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 95
6.3.3 Проверка пропуска поверочного расчётного расхода 96
6.3.4 Построение профиля водосливной грани 98
6.3.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 98
6.3.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 99
6.3.7 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные
водосбросы 101
6.4 Конструирование плотины 101
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 101
6.4.2 Разрезка бетонных плотин швами 102
6.4.3 Быки 102
6.4.4 Устои 103
6.4.5 Дренаж тела бетонных плотин 103
6.4.6 Галереи в теле плотины 103
6.5 Основные элементы плотины 104
6.5.1 Противофильтрационная завеса 104
6.5.2 Дренажные устройства в основании 104
6.6 Фильтрационные расчёты подземного контура 105
6.7 Обоснование надёжности и безопасности бетонной плотины 105
6.7.1 Определение основных нагрузок на плотину 105
6.7.2 Вес сооружения и затворов 105
6.7.3 Сила гидростатического давления воды 106
6.7.4 Равнодействующая взвешивающего давления 106
6.7.5 Сила фильтрационного давления 107
6.7.6 Давление грунта 107
6.7.7 Волновое давление 108
6.7.8 Оценка прочности плотины 109
6.8 Критерии прочности плотины и её основания 111
6.8.1 Обоснование устойчивости плотины 112
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Усть-Гынымского
ГУ 112
7.1 Общие сведения о районе строительства 112
7.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 114
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 115
7.4 Основные мероприятия по охране окружающей среды в данный
период 116
7.5 Отходы, образующиеся при строительстве 117
7.6 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 118
8 Мероприятия по пожарной безопасности. Охрана труда 119
8.1 Безопасность гидротехнических сооружений 119
8.2 Требования по охране труда и техники безопасности для работников Усть-
Гынымской ГЭС 119
8.2.1 Общие положения 119
8.2.2 Требования по охране труда и противопожарной безопасности 120
8.2.3 Объекты водяного пожаротушения на Усть-Гынымской ГЭС 122
8.2.4 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 123
9 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации... 124
9.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 124
9.2 Текущие расходы по гидроузлу 124
9.3 Налоговые расходы 127
9.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .... 128
9.5 Оценка инвестиционного проекта 129
9.5.1 Методология, исходные данные 129
9.5.2 Коммерческая эффективность 130
9.5.3 Бюджетная эффективность 131
9.6 Анализ чувствительности 131
10 Система осушения проточной части турбин 133
10.1 Варианты схем осушения проточной части турбин 133
10.1.1 Осушение с индивидуальными насосами 134
10.1.2 Осушение с центральной насосной 134
10.1.3 Откачка переносным насосом 135
10.1.4 Осушение со сливной галереей («мокрой» потерной) и общей
насосной 136
10.1.5 Осушение со сборным коллектором и общей емкостью 136
10.2 Разработка схемы и выбор оборудования 137
10.2.1 Исходные данные для проектирования 137
10.2.2 Гидравлические расчеты системы осушения 137
10.2.3 Подбор оборудования 141
10.2.4 Окончательный выбор варианта компоновки системы откачки
проточного тракта 146
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 148
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 150
ПРИЛОЖЕНИЕ А Водно-энергетические расчеты 154
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Основное и вспомогательное оборудование 160
ПРИЛОЖЕНИЕ В Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 164
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Компоновка и сооружения гидроузла 167
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общие сведения 10
1.1 Общие сведения о районе строительства 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Топографические данные 11
1.4 Инженерно-геологические условия 12
1.5 Сейсмологические условия 12
1.6 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водно-энергетические расчеты 12
2.1 Выбор расчётного средневодного года (Р = 50%) 12
2.2 Выбор расчётного маловодного года (Р = 90%) 14
2.3 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 15
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 16
2.5 Расчёт конкурирующих режимов работы ГЭС по бытовому стоку и по
требованиям ВХК 18
2.6 Баланс энергии 21
2.7 Водно-энергетический расчет (ВЭР) режима работы ГЭС по условию
маловодного года 23
2.8 Определение рабочих мощностей ГЭС 27
2.9 Определение установленной мощности ГЭС. Расчет резервов и
планирование капитальных ремонтов оборудования. Баланс мощностей 30
2.10 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС по условию
средневодного года 32
3 Основное и вспомогательное оборудование 35
3.1 Построение режимного поля 35
3.2 Выбор гидротурбины по главным универсальным характеристикам 36
3.2.1 Выбор системы и типа гидротурбины 36
3.2.2 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 37
3.3 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 41
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 44
3.5 Гидромеханический расчёт стальной спиральной камеры 44
3.6 Расчёт деталей и узлов гидротурбины 47
3.6.1 Расчёт вала на прочность 47
3.6.2 Расчёт подшипника 48
3.6.3 Выбор типа маслонапорной установки 49
3.6.4 Выбор электрогидравлического регулятора 49
4 Электрическая часть 49
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 49
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 50
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 50
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 50
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупнённым
блоком 51
4.2.4 Выбор трансформатора собственных нужд 52
4.3 Выбор количества отходящих ВЛ РУ ВН и марки проводов ВЛ 53
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании технике-экономического
расчета 54
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 55
4.6 Расчёт токов КЗ для выбора электрических аппаратов 56
4.6.1 Расчёт исходных данных 56
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчёт токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 57
4.7 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 58
4.8 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
13,8 кВ 59
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 59
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 59
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 60
4.9 Выбор параметров КРУЭ 60
5 Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 61
5.1 Перечень защит блока генератор-трансформатор 62
5.2 Расчёт номинальных токов, выбор системы возбуждения и
выпрямительный трансформатор 63
5.3 Описание защит и расчёт их уставок 65
5.3.1 Расчёт уставок МТЗ и ТО преобразовательного трансформатора
(!>ТВ), (!>>ТВ) 65
5.3.2 Продольная дифференциальная защита (IAG) 68
5.3.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 73
5.3.4 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 76
5.3.5 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 76
5.3.6 Защита от симметричных перегрузок (I1) 82
5.3.7 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 85
5.3.8 Защита от перегрузки обмотки ротора 88
5.4 Таблица уставок 90
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 91
6 Компоновка и сооружения гидроузла 91
6.1 Состав и компоновка гидроузла 91
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 91
6.2.2 Грунтовая плотина 91
6.2.3 Бетонная плотина 93
6.3 Гидравлические расчёты 93
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 94
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 95
6.3.3 Проверка пропуска поверочного расчётного расхода 96
6.3.4 Построение профиля водосливной грани 98
6.3.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 98
6.3.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 99
6.3.7 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные
водосбросы 101
6.4 Конструирование плотины 101
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 101
6.4.2 Разрезка бетонных плотин швами 102
6.4.3 Быки 102
6.4.4 Устои 103
6.4.5 Дренаж тела бетонных плотин 103
6.4.6 Галереи в теле плотины 103
6.5 Основные элементы плотины 104
6.5.1 Противофильтрационная завеса 104
6.5.2 Дренажные устройства в основании 104
6.6 Фильтрационные расчёты подземного контура 105
6.7 Обоснование надёжности и безопасности бетонной плотины 105
6.7.1 Определение основных нагрузок на плотину 105
6.7.2 Вес сооружения и затворов 105
6.7.3 Сила гидростатического давления воды 106
6.7.4 Равнодействующая взвешивающего давления 106
6.7.5 Сила фильтрационного давления 107
6.7.6 Давление грунта 107
6.7.7 Волновое давление 108
6.7.8 Оценка прочности плотины 109
6.8 Критерии прочности плотины и её основания 111
6.8.1 Обоснование устойчивости плотины 112
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Усть-Гынымского
ГУ 112
7.1 Общие сведения о районе строительства 112
7.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 114
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 115
7.4 Основные мероприятия по охране окружающей среды в данный
период 116
7.5 Отходы, образующиеся при строительстве 117
7.6 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 118
8 Мероприятия по пожарной безопасности. Охрана труда 119
8.1 Безопасность гидротехнических сооружений 119
8.2 Требования по охране труда и техники безопасности для работников Усть-
Гынымской ГЭС 119
8.2.1 Общие положения 119
8.2.2 Требования по охране труда и противопожарной безопасности 120
8.2.3 Объекты водяного пожаротушения на Усть-Гынымской ГЭС 122
8.2.4 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 123
9 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации... 124
9.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 124
9.2 Текущие расходы по гидроузлу 124
9.3 Налоговые расходы 127
9.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .... 128
9.5 Оценка инвестиционного проекта 129
9.5.1 Методология, исходные данные 129
9.5.2 Коммерческая эффективность 130
9.5.3 Бюджетная эффективность 131
9.6 Анализ чувствительности 131
10 Система осушения проточной части турбин 133
10.1 Варианты схем осушения проточной части турбин 133
10.1.1 Осушение с индивидуальными насосами 134
10.1.2 Осушение с центральной насосной 134
10.1.3 Откачка переносным насосом 135
10.1.4 Осушение со сливной галереей («мокрой» потерной) и общей
насосной 136
10.1.5 Осушение со сборным коллектором и общей емкостью 136
10.2 Разработка схемы и выбор оборудования 137
10.2.1 Исходные данные для проектирования 137
10.2.2 Гидравлические расчеты системы осушения 137
10.2.3 Подбор оборудования 141
10.2.4 Окончательный выбор варианта компоновки системы откачки
проточного тракта 146
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 148
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 150
ПРИЛОЖЕНИЕ А Водно-энергетические расчеты 154
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Основное и вспомогательное оборудование 160
ПРИЛОЖЕНИЕ В Устройства релейной защиты и автоматизации энергетических систем 164
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Компоновка и сооружения гидроузла 167
Почти всюду можно увидеть, как население использует энергию движущейся воды. Этот многообещающий способ производства энергии стал в недавнее время более популярным во многих развивающихся и индустриальных регионах по ряду причин. Использование чистой и безопасной энергии воды снижает зависимость от ископаемого топлива, принося пользу окружающей среде.
Опыт эксплуатации первых гидроэлектростанций показал, что они имеют большую маневренность, хорошую надежность работы и малые эксплуатационные расходы, не требуют многочисленного обслуживающего персонала и допускают полную автоматизацию процесса производства электроэнергии с весьма широкими возможностями телеуправления. Энергия, производимая гидроэлектростанциями, дешевле, чем электроэнергия, доставляемая тепловыми электростанциями.
В техническом и эксплуатационном отношениях очень важно, что гидроэлектрические установки обладают большой маневренностью. Эта особенность гидроагрегатов имеет существенное значение для крупных энергетических систем, так как резкий прирост нагрузки, в том числе при аварийных сбоях в системе, можно быстро компенсировать включением резервных гидроагрегатов. Таким образом, гидроагрегаты оказались очень удобными для покрытия пиков нагрузки в системах, в которых работают как тепловые, так и гидравлические станции.
Гидроэнергетические мощности вносят ощутимый вклад в обеспечение системной надежности и в конечном итоге надежной работы всей Единой электроэнергетической системы (ЕЭС) страны.
Опыт эксплуатации первых гидроэлектростанций показал, что они имеют большую маневренность, хорошую надежность работы и малые эксплуатационные расходы, не требуют многочисленного обслуживающего персонала и допускают полную автоматизацию процесса производства электроэнергии с весьма широкими возможностями телеуправления. Энергия, производимая гидроэлектростанциями, дешевле, чем электроэнергия, доставляемая тепловыми электростанциями.
В техническом и эксплуатационном отношениях очень важно, что гидроэлектрические установки обладают большой маневренностью. Эта особенность гидроагрегатов имеет существенное значение для крупных энергетических систем, так как резкий прирост нагрузки, в том числе при аварийных сбоях в системе, можно быстро компенсировать включением резервных гидроагрегатов. Таким образом, гидроагрегаты оказались очень удобными для покрытия пиков нагрузки в системах, в которых работают как тепловые, так и гидравлические станции.
Гидроэнергетические мощности вносят ощутимый вклад в обеспечение системной надежности и в конечном итоге надежной работы всей Единой электроэнергетической системы (ЕЭС) страны.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Усть-Гынымского гидроузла на реке Гыным, являющимся сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 0,1 % и поверочного 0,01 % равных 1291 и 1123 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана примерная установленная мощность, равная 170 МВт и среднемноголетняя выработка 1,098 млрд. кВт-ч. Далее установленная мощность была уточнена. Она равна 240 МВт.
На третьем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
— Максимальный: 104,00 м;
— расчетный: 89,89 м;
— минимальный: 84,41 м.
При выборе турбин рассматривалось два варианта: ПЛД115-В450 и РО115- В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидротурбинами РО115-В-315.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 230,8 об/мин был подобран серийный гидрогенератор ВГС 710/180-26 с номинальной активной мощностью 80 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с простыми блоками и принята схема распределительного устройства на 6 (3 ВЛЭП 220 кВ, 3 блока). КРУЭ 220 кВ - "две рабочие системы сборных шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-125000/220, трансформаторы общестанционных собственных нужд TC3-3000/13,8/6 УЗ, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС - 240/32.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входят:
— Левобережная глухая каменно-набросная плотина - 370,50 м;
— Станционная бетонная плотина - 84,00 м;
— Правобережная глухая каменно-набросная плотина - 281,50 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
— ширина подошвы водосливной плотины - 76,00 м;
— отметка подошвы водосливной плотины - 248,00 м;
— число водосливных отверстий -3;
— ширина водосливных отверстий в свету - 14 м;
— отметка гребня - 363,00 м;
— ширина гребня - 22,00 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,40 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Усть-Гынымского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
— срок окупаемости - 12 лет, 5 месяцев;
— себестоимость - 0,35 руб/кВт;
— удельные капиталовложения - 75098,50 руб./кВт.
Таким образом, строительство Усть-Гынымской ГЭС является обоснованным, в том числе, с точки зрения экономических показателей.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 0,1 % и поверочного 0,01 % равных 1291 и 1123 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана примерная установленная мощность, равная 170 МВт и среднемноголетняя выработка 1,098 млрд. кВт-ч. Далее установленная мощность была уточнена. Она равна 240 МВт.
На третьем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
— Максимальный: 104,00 м;
— расчетный: 89,89 м;
— минимальный: 84,41 м.
При выборе турбин рассматривалось два варианта: ПЛД115-В450 и РО115- В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидротурбинами РО115-В-315.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 230,8 об/мин был подобран серийный гидрогенератор ВГС 710/180-26 с номинальной активной мощностью 80 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с простыми блоками и принята схема распределительного устройства на 6 (3 ВЛЭП 220 кВ, 3 блока). КРУЭ 220 кВ - "две рабочие системы сборных шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-125000/220, трансформаторы общестанционных собственных нужд TC3-3000/13,8/6 УЗ, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС - 240/32.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входят:
— Левобережная глухая каменно-набросная плотина - 370,50 м;
— Станционная бетонная плотина - 84,00 м;
— Правобережная глухая каменно-набросная плотина - 281,50 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
— ширина подошвы водосливной плотины - 76,00 м;
— отметка подошвы водосливной плотины - 248,00 м;
— число водосливных отверстий -3;
— ширина водосливных отверстий в свету - 14 м;
— отметка гребня - 363,00 м;
— ширина гребня - 22,00 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,40 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Усть-Гынымского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
— срок окупаемости - 12 лет, 5 месяцев;
— себестоимость - 0,35 руб/кВт;
— удельные капиталовложения - 75098,50 руб./кВт.
Таким образом, строительство Усть-Гынымской ГЭС является обоснованным, в том числе, с точки зрения экономических показателей.
