ПРОЕКТИРОВАНИЕ НЕСТЕРОВСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ АССА. ТРЕБОВАНИЯ К ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ МАСЛАМ, СПОСОБЫ КОНТРОЛЯ, ВОССТАНОВЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ. СХЕМЫ МАСЛОХОЗЯЙСТВА ГЭС. ПРИМЕНЕНИЕ ИМПОРТНЫХ МАСЕЛ
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ НЕСТЕРОВСКОЙ ГЭС 8
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрология 11
1.1.3 Геология 12
1.1.4 Сейсмология 13
1.1.5 Полезные ископаемые 14
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 14
1.3 Аналог проектируемого гидроузла 15
2 Водно - энергетические расчеты 16
2.1 Определение класса ГТС 16
2.1.1 Класс ГТС в зависимости от их высоты и типа грунта оснований 16
2.1.2 Класс ГТС в зависимости от их назначения и условий
эксплуатации 16
2.1.3 Класс ГТС в зависимости от последствий возможных
гидродинамических аварий 17
2.2 Регулирование стока воды 17
2.2.1 Построение эмпирических кривых обеспеченности 17
2.2.2 Выбор расчетных маловодного и средневодного лет 17
2.2.3 Тип регулирования водохранилища 18
2.3 Определение установленной мощности станции 19
2.3.1 Баланс энергии 19
2.3.2 Сработка - наполнение в маловодном году 20
2.3.3 Выбор рабочих мощностей и построение интегральных
кривых нагрузок 21
2.3.4 Расчет резервов и планирование капитальных ремонтов
оборудования 21
2.3.5 Баланс мощностей 23
2.4 Водно - энергетический расчет режима работы ГЭС в
средневодном году 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 25
3.1 Выбор числа и типа гидроагрегатов 25
3.1.1 Режимное поле 25
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным
характеристикам 26
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 31
3.3 Гидромеханический расчёт и построение плана бетонной спиральной
камеры с плоским потолком и неполным углом охвата 34
3.4 Выбор типа серийного генератора 38
3.5 Расчёт деталей и узлов гидротурбины 39
3.5.1 Расчёт вала на прочность 39
3.5.2 Расчёт подшипника 40
3.6 Выбор типа маслонапорной установки 42
3.7 Выбор электрогидравлического регулятора 42
4 Электрическая часть 43
4.1 Исходные данные для проектирования электрической части 43
4.2 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 43
4.3 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 44
4.3.1 Выбор синхронных генераторов 44
4.3.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с
одиночным блоком 44
4.3.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с
укрупненным блоком 47
4.3.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 49
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного
устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 49
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчёта (ТЭР) 51
4.6 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 53
4.7 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в
главной схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 54
4.8 Расчет токов короткого замыкания 56
4.9 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 57
4.10 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
10,5 кВ 58
4.11 Выбор трансформаторов тока и напряжения 63
4.12 Выбор параметров КРУЭ 67
5 Микропроцессорные электрические защиты гидрогенератора 69
5.1 Релейная защита и автоматика 69
5.2 Перечень защит основного оборудования 69
5.3 Расчёт номинальных токов 70
5.4 Выбор типа и параметров системы возбуждения и параметров
выпрямительного трансформатора возбуждения.
Расчёт их защит и уставок 73
5.5 Описание защит и расчет их уставок 79
5.5.1 Продольная дифференциальная защита генератора IAG 79
5.5.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора
генератора (UN(U0) 83
5.5.3 Защита от повышения напряжения (^), (^2) 86
5.5.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (12) 86
5.5.5 Защита от симметричных перегрузок (1±) 92
5.5.6 Дистанционная защита генератора <, Z2 < 96
5.5.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 100
5.6 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 103
6 Компоновка и сооружения гидроузла 105
6.1 Определение отметки гребня бетонной и грунтовой плотины 105
6.2 Гидравлические расчеты 111
6.2.1 Расчет пропускной способности водосливной плотины 111
6.2.2 Определение расчетных расходов при пропуске воды для
основного и поверочного расчетного случая 111
6.2.3 Определение количества и размера водовыпусков 113
6.2.4 Определение ширины водосливного фронта 114
6.2.5 Определение напора на водосливе 115
6.2.6 Определение отметки гребня водослива 116
6.2.7 Проверка пропуска расчетного расхода при поверочном
расчетном случае 116
6.2.8 Построение профиля водосливной грани 118
6.3 Расчёт сопряжения потока в НБ 121
6.3.1 Расчет водобойной плиты 123
6.4 Конструирование бетонной плотины 124
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 124
6.4.2 Разрезка бетонной водосливной плотины швами 125
6.4.3 Быки 126
6.4.4 Устои 127
6.4.5 Дренаж в теле бетонной плотины 127
6.4.6 Галереи в теле плотины 128
6.4.7 Водобой 128
6.5 Конструирование элементов подземного контура плотины 129
6.5.1 Противофильтрационная завеса 129
6.5.2 Дренажные устройства в основании 130
6.6 Обоснование надежности и безопасности плотины. Определение
основных нагрузок на плотину 131
6.6.1 Вес сооружения и затворов 131
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 132
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 133
6.6.4 Сила фильтрационного давления 134
6.6.5 Давление грунта 134
6.6.6 Волновое давление 137
6.7 Оценка прочности плотины 138
6.7.1 Критерии прочности плотины и её основания 141
6.7.2 Обоснование устойчивости плотины 142
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Нестеровского
гидроузла 144
7.1 Общие сведения о районе строительства 144
1.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 147
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 149
7.4 Основные мероприятия по охране окружающей среды в данный
период 150
7.5 Отходы, образующиеся при строительстве 151
7.6 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 152
7.7 Мероприятия по охране атмосферного воздуха 153
7.8 Водоохранная зона 154
8 Пожарная безопасность. Охрана труда. Безопасность ГТС 155
8.1 Безопасность гидротехнических сооружений 155
8.2 Опасные производственные факторы, действующие на
предприятии 156
8.3 Охрана труда Нестеровской ГЭС. Общие положения 156
8.4 Требования охраны и безопасности труда по оказанию первой
помощи 159
8.5 Содержание территории 160
8.6 Пожарная безопасность 160
8.6.1 Противопожарная безопасность. Общие требования 160
8.6.2 Объекты водяного пожаротушения 162
8.6.3 Подготовка рабочего персонала по пожарной безопасности.
Общие требования 164
8.6.4 Противопожарная безопасность в
аккумуляторных установках 165
9 Технико - экономические показатели 167
9.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 167
9.2 Текущие расходы по гидроузлу 168
9.3 Налоговые расходы 170
9.4 Оценка прибыли 170
9.5 Анализ денежных потоков 172
9.6 Оценка инвестиционного проекта 172
9.6.1 Методология, исходные данные 172
9.7 Коммерческая эффективность 173
9.8 Бюджетная эффективность 174
9.9 Анализ чувствительности 174
10 Требования к энергетическим маслам, способы контроля, восстановление
параметров. Схемы маслохозяйства ГЭС. Применение импортных масел 177
10.1 Трансформаторное масло 177
10.1.1 Общие сведения. Требования по качеству, предъявляемые к
трансформаторному (энергетическому) маслу 177
10.1.2 Способы контроля 183
10.1.3 Восстановление параметров 188
10.2 Турбинное масло 194
10.2.1 Общие сведения. Требования по качеству, предъявляемые к
турбинному (энергетическому) маслу 194
10.2.2 Способы контроля 196
10.2.3 Восстановление параметров 205
10.3 Гидравлическое масло 209
10.3.1 Общие сведения 209
10.4 Компрессорное масло 211
10.4.1 Общие сведения 211
10.4.2 Марки 211
10.4.3 Технические требования 211
10.4.4 Требования безопасности 211
10.4.5 Правила приёмки 212
10.5 Применение импортных масел 213
10.6 Порядок отбора проб масла 215
10.7 Схемы маслохозяйства ГЭС 221
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 225
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 227
ПРИЛОЖЕНИЕ А Водно - энергетические расчеты 232
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Основное и вспомогательное оборудование 244
ПРИЛОЖЕНИЕ В Микропроцессорные электрические защиты гидрогенератора 250
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Компоновка и сооружение гидроузла 252
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Требования к энергетическим маслам, способы контроля, восстановление параметров. Схемы маслохозяйства ГЭС. Применение импортных масел 254
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрология 11
1.1.3 Геология 12
1.1.4 Сейсмология 13
1.1.5 Полезные ископаемые 14
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 14
1.3 Аналог проектируемого гидроузла 15
2 Водно - энергетические расчеты 16
2.1 Определение класса ГТС 16
2.1.1 Класс ГТС в зависимости от их высоты и типа грунта оснований 16
2.1.2 Класс ГТС в зависимости от их назначения и условий
эксплуатации 16
2.1.3 Класс ГТС в зависимости от последствий возможных
гидродинамических аварий 17
2.2 Регулирование стока воды 17
2.2.1 Построение эмпирических кривых обеспеченности 17
2.2.2 Выбор расчетных маловодного и средневодного лет 17
2.2.3 Тип регулирования водохранилища 18
2.3 Определение установленной мощности станции 19
2.3.1 Баланс энергии 19
2.3.2 Сработка - наполнение в маловодном году 20
2.3.3 Выбор рабочих мощностей и построение интегральных
кривых нагрузок 21
2.3.4 Расчет резервов и планирование капитальных ремонтов
оборудования 21
2.3.5 Баланс мощностей 23
2.4 Водно - энергетический расчет режима работы ГЭС в
средневодном году 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 25
3.1 Выбор числа и типа гидроагрегатов 25
3.1.1 Режимное поле 25
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным
характеристикам 26
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 31
3.3 Гидромеханический расчёт и построение плана бетонной спиральной
камеры с плоским потолком и неполным углом охвата 34
3.4 Выбор типа серийного генератора 38
3.5 Расчёт деталей и узлов гидротурбины 39
3.5.1 Расчёт вала на прочность 39
3.5.2 Расчёт подшипника 40
3.6 Выбор типа маслонапорной установки 42
3.7 Выбор электрогидравлического регулятора 42
4 Электрическая часть 43
4.1 Исходные данные для проектирования электрической части 43
4.2 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 43
4.3 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 44
4.3.1 Выбор синхронных генераторов 44
4.3.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с
одиночным блоком 44
4.3.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с
укрупненным блоком 47
4.3.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 49
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного
устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 49
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчёта (ТЭР) 51
4.6 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 53
4.7 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в
главной схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 54
4.8 Расчет токов короткого замыкания 56
4.9 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 57
4.10 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
10,5 кВ 58
4.11 Выбор трансформаторов тока и напряжения 63
4.12 Выбор параметров КРУЭ 67
5 Микропроцессорные электрические защиты гидрогенератора 69
5.1 Релейная защита и автоматика 69
5.2 Перечень защит основного оборудования 69
5.3 Расчёт номинальных токов 70
5.4 Выбор типа и параметров системы возбуждения и параметров
выпрямительного трансформатора возбуждения.
Расчёт их защит и уставок 73
5.5 Описание защит и расчет их уставок 79
5.5.1 Продольная дифференциальная защита генератора IAG 79
5.5.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора
генератора (UN(U0) 83
5.5.3 Защита от повышения напряжения (^), (^2) 86
5.5.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (12) 86
5.5.5 Защита от симметричных перегрузок (1±) 92
5.5.6 Дистанционная защита генератора <, Z2 < 96
5.5.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 100
5.6 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 103
6 Компоновка и сооружения гидроузла 105
6.1 Определение отметки гребня бетонной и грунтовой плотины 105
6.2 Гидравлические расчеты 111
6.2.1 Расчет пропускной способности водосливной плотины 111
6.2.2 Определение расчетных расходов при пропуске воды для
основного и поверочного расчетного случая 111
6.2.3 Определение количества и размера водовыпусков 113
6.2.4 Определение ширины водосливного фронта 114
6.2.5 Определение напора на водосливе 115
6.2.6 Определение отметки гребня водослива 116
6.2.7 Проверка пропуска расчетного расхода при поверочном
расчетном случае 116
6.2.8 Построение профиля водосливной грани 118
6.3 Расчёт сопряжения потока в НБ 121
6.3.1 Расчет водобойной плиты 123
6.4 Конструирование бетонной плотины 124
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 124
6.4.2 Разрезка бетонной водосливной плотины швами 125
6.4.3 Быки 126
6.4.4 Устои 127
6.4.5 Дренаж в теле бетонной плотины 127
6.4.6 Галереи в теле плотины 128
6.4.7 Водобой 128
6.5 Конструирование элементов подземного контура плотины 129
6.5.1 Противофильтрационная завеса 129
6.5.2 Дренажные устройства в основании 130
6.6 Обоснование надежности и безопасности плотины. Определение
основных нагрузок на плотину 131
6.6.1 Вес сооружения и затворов 131
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 132
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 133
6.6.4 Сила фильтрационного давления 134
6.6.5 Давление грунта 134
6.6.6 Волновое давление 137
6.7 Оценка прочности плотины 138
6.7.1 Критерии прочности плотины и её основания 141
6.7.2 Обоснование устойчивости плотины 142
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Нестеровского
гидроузла 144
7.1 Общие сведения о районе строительства 144
1.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 147
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 149
7.4 Основные мероприятия по охране окружающей среды в данный
период 150
7.5 Отходы, образующиеся при строительстве 151
7.6 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 152
7.7 Мероприятия по охране атмосферного воздуха 153
7.8 Водоохранная зона 154
8 Пожарная безопасность. Охрана труда. Безопасность ГТС 155
8.1 Безопасность гидротехнических сооружений 155
8.2 Опасные производственные факторы, действующие на
предприятии 156
8.3 Охрана труда Нестеровской ГЭС. Общие положения 156
8.4 Требования охраны и безопасности труда по оказанию первой
помощи 159
8.5 Содержание территории 160
8.6 Пожарная безопасность 160
8.6.1 Противопожарная безопасность. Общие требования 160
8.6.2 Объекты водяного пожаротушения 162
8.6.3 Подготовка рабочего персонала по пожарной безопасности.
Общие требования 164
8.6.4 Противопожарная безопасность в
аккумуляторных установках 165
9 Технико - экономические показатели 167
9.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 167
9.2 Текущие расходы по гидроузлу 168
9.3 Налоговые расходы 170
9.4 Оценка прибыли 170
9.5 Анализ денежных потоков 172
9.6 Оценка инвестиционного проекта 172
9.6.1 Методология, исходные данные 172
9.7 Коммерческая эффективность 173
9.8 Бюджетная эффективность 174
9.9 Анализ чувствительности 174
10 Требования к энергетическим маслам, способы контроля, восстановление
параметров. Схемы маслохозяйства ГЭС. Применение импортных масел 177
10.1 Трансформаторное масло 177
10.1.1 Общие сведения. Требования по качеству, предъявляемые к
трансформаторному (энергетическому) маслу 177
10.1.2 Способы контроля 183
10.1.3 Восстановление параметров 188
10.2 Турбинное масло 194
10.2.1 Общие сведения. Требования по качеству, предъявляемые к
турбинному (энергетическому) маслу 194
10.2.2 Способы контроля 196
10.2.3 Восстановление параметров 205
10.3 Гидравлическое масло 209
10.3.1 Общие сведения 209
10.4 Компрессорное масло 211
10.4.1 Общие сведения 211
10.4.2 Марки 211
10.4.3 Технические требования 211
10.4.4 Требования безопасности 211
10.4.5 Правила приёмки 212
10.5 Применение импортных масел 213
10.6 Порядок отбора проб масла 215
10.7 Схемы маслохозяйства ГЭС 221
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 225
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 227
ПРИЛОЖЕНИЕ А Водно - энергетические расчеты 232
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Основное и вспомогательное оборудование 244
ПРИЛОЖЕНИЕ В Микропроцессорные электрические защиты гидрогенератора 250
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Компоновка и сооружение гидроузла 252
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Требования к энергетическим маслам, способы контроля, восстановление параметров. Схемы маслохозяйства ГЭС. Применение импортных масел 254
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Нестеровского гидроузла на реке Асса, являющимся сооружением II класса.
На основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчётных расходов для случаев:
- основного (при обеспеченности 1 %) % = 219 м3/с;
- поверочного (при обеспеченности 0,1 %) @0>1 % = 258 м3/с;
В ходе водно-энергетических расчётов была определена установленная мощность Ауст = 65 МВт и среднемноголетняя выработка Эср.мнг = 126 млн. КВт • ч.
На следующем 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:
- Hmin = 24,80 м;
- ^расч = 27,10 м;
- Нтах = 37,80 м;
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчётному напору, составляет 279 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ40а - В и ПЛ40б - В. По результатам расчётов был определён оптимальный вариант с двумя гидротурбинами ПЛ40а - В - 450.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 150,0 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ - 695/155 - 40 с номинальной активной мощностью 35,0 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства на 9 присоединений (2 единичных блока и 2 отходящих воздушных линии) КРУЭ 220 кВ «Многоугольник». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
- Блочные трансформаторы ТДН 63000/220 - У1,УХЛ1;
- Трансформаторы общестанционных собственных нужд ТСЗН - 630/10/6/Д/Ун- 11;
- Для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32 (один провод в фазе).
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла была принята русловая.
Водосливная плотина принята бетонной.
В состав сооружений входят:
- Грунтовая левобережная плотина - 187,2 м;
- Бетонная сопрягающая плотина (между станционной частью и грунтовой левобережной плотиной) - 28,8 м;
- Станционная часть плотины - 43,2 м;
- Водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 8,0 м;
- Бетонная сопрягающая плотина (между станционной частью и грунтовой правобережной плотиной) - 43,2 м;
- Грунтовая левобережная плотина - 178,1 м;
- На данном этапе расчётным путём определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- Ширина подошвы - 27,0 м;
- Отметка подошвы водосливной плотины - 481,50 м;
- Число водосливных отверстий - 2 шт.;
- Ширина водосливных отверстий в свету - 2 м;
- Отметка гребня - 527,20 м;
- Ширина гребня - 20,5 0 м;
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойная плита.
- Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами. Длина секций - 14,4 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчётов коэффициент надёжности сооружения составляет 1,44 для сочетания нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений II класса - 1,20). Таким образом, плотина Нестеровского гидроузла отвечает требованиям надёжности. При расчёте плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренным 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 расчётам получены следующие показатели:
- Срок окупаемости - 100 месяцев;
- Себестоимость - 0,13 руб./кВт;
- Удельные капиталовложения - 102492,31 руб.;
Таким образом, строительство Нестеровского гидроузла в настоящее время является актуальным.
На основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчётных расходов для случаев:
- основного (при обеспеченности 1 %) % = 219 м3/с;
- поверочного (при обеспеченности 0,1 %) @0>1 % = 258 м3/с;
В ходе водно-энергетических расчётов была определена установленная мощность Ауст = 65 МВт и среднемноголетняя выработка Эср.мнг = 126 млн. КВт • ч.
На следующем 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:
- Hmin = 24,80 м;
- ^расч = 27,10 м;
- Нтах = 37,80 м;
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчётному напору, составляет 279 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ40а - В и ПЛ40б - В. По результатам расчётов был определён оптимальный вариант с двумя гидротурбинами ПЛ40а - В - 450.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 150,0 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ - 695/155 - 40 с номинальной активной мощностью 35,0 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства на 9 присоединений (2 единичных блока и 2 отходящих воздушных линии) КРУЭ 220 кВ «Многоугольник». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
- Блочные трансформаторы ТДН 63000/220 - У1,УХЛ1;
- Трансформаторы общестанционных собственных нужд ТСЗН - 630/10/6/Д/Ун- 11;
- Для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32 (один провод в фазе).
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла была принята русловая.
Водосливная плотина принята бетонной.
В состав сооружений входят:
- Грунтовая левобережная плотина - 187,2 м;
- Бетонная сопрягающая плотина (между станционной частью и грунтовой левобережной плотиной) - 28,8 м;
- Станционная часть плотины - 43,2 м;
- Водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 8,0 м;
- Бетонная сопрягающая плотина (между станционной частью и грунтовой правобережной плотиной) - 43,2 м;
- Грунтовая левобережная плотина - 178,1 м;
- На данном этапе расчётным путём определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- Ширина подошвы - 27,0 м;
- Отметка подошвы водосливной плотины - 481,50 м;
- Число водосливных отверстий - 2 шт.;
- Ширина водосливных отверстий в свету - 2 м;
- Отметка гребня - 527,20 м;
- Ширина гребня - 20,5 0 м;
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойная плита.
- Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами. Длина секций - 14,4 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчётов коэффициент надёжности сооружения составляет 1,44 для сочетания нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений II класса - 1,20). Таким образом, плотина Нестеровского гидроузла отвечает требованиям надёжности. При расчёте плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренным 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 расчётам получены следующие показатели:
- Срок окупаемости - 100 месяцев;
- Себестоимость - 0,13 руб./кВт;
- Удельные капиталовложения - 102492,31 руб.;
Таким образом, строительство Нестеровского гидроузла в настоящее время является актуальным.
