ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГОРНОЗАВОДСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ЧУСОВАЯ. СХЕМЫ МАСЛОХОЗЯЙСТВА ГЭС. ПРИМЕНЕНИЕ ИМПОРТНЫХ МАСЕЛ
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ ГОРНОЗАВОДСКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий функционирования
ГЭС 10
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Г еологические данные 12
1.4 Сейсмологические данные 12
1.5 Энерго-экономическая характеристика региона 12
2 Водно-энергетические расчёты и выбор установленной мощности 13
2.1 Регулирование стока воды 13
2.1.1 Определение максимальных расчётных расходов 13
2.1.2 Кривые обеспеченности расходов 14
2.1.3 Выбор расчётного средневодного года 15
2.1.4 Выбор расчётного маловодного года 15
2.2 Определение установленной мощности на основе водно-энергетических
расчётов 16
2.2.1 Расчёт режима работы ГЭС без регулирования с учётом требований
водохозяйственного комплекса 16
2.2.2 Баланс энергий 17
2.2.3 Водноэнергетические расчёты режима работы ГЭС в маловодном
году 19
2.2.4 Баланс мощности 19
2.2.5 Определение установленной мощности Горнозаводской ГЭС 21
2.2.6 Водноэнергетические расчёты режима работы ГЭС в средневодном
году, определение среднемноголетней выработки 21
3 Основное и вспомогательное оборудование ГЭС 23
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 23
3.1.1 Построение режимного поля Горнозаводской ГЭС по напору и
расходу 23
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам .. 25
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения её безкавитационной работы 28
3.3 Выбор серийного гидрогенератора 30
3.4 Выбор вспомогательного оборудования 31
4 Электрическая часть 32
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 32
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 33
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 33
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схем с одиночным
блоком 34
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схем с укрупнённым
блоком 35
4.2.4 Выбор трансформатора собственных нужд (СН) 37
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий распред-устройства
высшего напряжения, марки проводов воздушных линий 37
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчёта 38
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 39
4.6 Расчёт токов короткого замыкания (КЗ) 40
4.6.1 Исходные данные для расчетов 40
4.6.2 Расчёт токов короткого замыкания в ПК RastrWin 41
4.6.3 Результаты расчёта токов КЗ 43
4.7 Определение расчётных токов рабочего и утяжеленного режимов 44
4.8 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 44
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 44
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 45
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов 46
4.9 Выбор вспомогательного электрооборудования 46
5 Релейная защита и автоматика 47
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 47
5.2 Перечень защит блока генератор-трансформатор 48
5.3 Расчёт номинальных токов, выбор системы возбуждения и
выпрямительного трансформатора 49
5.4 Описание защит и расчёт их уставок 51
5.4.1 Расчёт уставок МТЗ и ТО преобразовательного трансформатора
(7>ТВ), (Г>>ТВ) 51
5.4.2 Продольная дифференциальная защита 54
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 58
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 61
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 62
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок (I1) 67
5.4.6 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 70
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 73
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 75
5.6 Таблица уставок и матрица отключений 76
6 Компоновка сооружения и гидроузла 77
6.1 Назначение класса ГТС 77
6.2 Проектирование сооружений напорного фронта 77
6.2.1 Определение отметки гребня грунтовой и бетонной плотин 77
6.2.2 Гидравлические расчёты 79
6.2.2.1 Определение ширины водосливного фронта 80
6.2.2.2 Определение отметки гребня водослива 81
6.2.2.3 Проверка пропуска поверочного расчётного расхода 82
6.2.2.4 Построение профиля водосливной грани 83
6.2.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 85
6.2.2.6 Расчет водобойной стенки 86
6.2.3 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные водосбросы 87
6.3 Конструирование плотины 88
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 88
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 88
6.3.3 Быки 89
6.3.4 Устои 89
6.3.5 Дренаж тела бетонных плотин 89
6.3.6 Галереи в теле плотины 90
6.4 Основные элементы плотины 90
6.4.1 Цементационная завеса 90
6.4.2 Дренажные устройства в основании 91
6.5 Конструктивные элементы нижнего бьефа 91
6.5.1 Водобой 91
6.5.2 Рисберма 91
6.6 Обоснование надёжности и безопасности бетонной плотины 91
6.6.1 Определение основных нагрузок на плотину 92
6.6.1.1 Вес сооружения и затворов 92
6.6.1.2 Сила гидростатического давления воды 92
6.6.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 93
6.6.1.4 Сила фильтрационного давления 94
6.6.1.5 Давление грунта 94
6.6.1.6 Волновое давление 95
6.6.2 Оценка прочности плотины 96
6.6.3 Критерии прочности плотины и её основания 98
6.6.3 Обоснование устойчивости плотины 98
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Горнозаводского
ГУ. Противопожарная безопасность и охрана труда 100
7.1 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния
Горнозаводского гидроузла 100
7.1.2 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 102
7.1.3 Водоохранная зона 102
7.1.4 Водоохранные мероприятия по гидроэлектростанции 103
7.1.5 Отходы, образующиеся при строительстве 104
7.1.6 Мероприятия по охране атмосферного воздуха 105
7.2 Безопасность гидротехнических сооружений 105
7.3 Охрана труда 107
7.4 Пожарная безопасность 109
8 Технико-экономическое обоснование 112
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 112
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 112
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 112
8.1.3 Налоговые расходы 115
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .... 116
8.3 Анализ денежных потоков 117
8.4 Оценка инвестиционного проекта 118
8.4.1 Методология, исходные данные 118
8.4.2 Коммерческая эффективность 119
8.4.3 Бюджетная эффективность 120
8.5 Анализ чувствительности 120
9. Схемы маслохозяйства ГЭС. Применение импортных масел 123
9.1 Общие сведения о маслохозяйстве и типах масла 123
9.2 Схемы маслохозяйства 124
9.3 Виды масел, применяемых на ГЭС 126
9.3.1 Турбинное масло 126
9.3.2 Трансформаторное масло 127
9.3.3 Компрессорное масло 128
9.3.4 Индустриальное масло 128
9.3.5 Трансмиссионное масло 129
9.3.6 Гидравлическое масло 129
9.4 Применение импортных масел 130
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 132
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 134
ПРИЛОЖЕНИЕ А Водноэнергетические расчёты 138
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Основное и вспомогательное оборудование 144
ПРИЛОЖЕНИЕ В Таблица уставок и матрицы отключений защит 147
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Технико-экономическое обоснование 149
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий функционирования
ГЭС 10
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Г еологические данные 12
1.4 Сейсмологические данные 12
1.5 Энерго-экономическая характеристика региона 12
2 Водно-энергетические расчёты и выбор установленной мощности 13
2.1 Регулирование стока воды 13
2.1.1 Определение максимальных расчётных расходов 13
2.1.2 Кривые обеспеченности расходов 14
2.1.3 Выбор расчётного средневодного года 15
2.1.4 Выбор расчётного маловодного года 15
2.2 Определение установленной мощности на основе водно-энергетических
расчётов 16
2.2.1 Расчёт режима работы ГЭС без регулирования с учётом требований
водохозяйственного комплекса 16
2.2.2 Баланс энергий 17
2.2.3 Водноэнергетические расчёты режима работы ГЭС в маловодном
году 19
2.2.4 Баланс мощности 19
2.2.5 Определение установленной мощности Горнозаводской ГЭС 21
2.2.6 Водноэнергетические расчёты режима работы ГЭС в средневодном
году, определение среднемноголетней выработки 21
3 Основное и вспомогательное оборудование ГЭС 23
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 23
3.1.1 Построение режимного поля Горнозаводской ГЭС по напору и
расходу 23
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам .. 25
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения её безкавитационной работы 28
3.3 Выбор серийного гидрогенератора 30
3.4 Выбор вспомогательного оборудования 31
4 Электрическая часть 32
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 32
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 33
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 33
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схем с одиночным
блоком 34
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схем с укрупнённым
блоком 35
4.2.4 Выбор трансформатора собственных нужд (СН) 37
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий распред-устройства
высшего напряжения, марки проводов воздушных линий 37
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчёта 38
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 39
4.6 Расчёт токов короткого замыкания (КЗ) 40
4.6.1 Исходные данные для расчетов 40
4.6.2 Расчёт токов короткого замыкания в ПК RastrWin 41
4.6.3 Результаты расчёта токов КЗ 43
4.7 Определение расчётных токов рабочего и утяжеленного режимов 44
4.8 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 44
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 44
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 45
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов 46
4.9 Выбор вспомогательного электрооборудования 46
5 Релейная защита и автоматика 47
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 47
5.2 Перечень защит блока генератор-трансформатор 48
5.3 Расчёт номинальных токов, выбор системы возбуждения и
выпрямительного трансформатора 49
5.4 Описание защит и расчёт их уставок 51
5.4.1 Расчёт уставок МТЗ и ТО преобразовательного трансформатора
(7>ТВ), (Г>>ТВ) 51
5.4.2 Продольная дифференциальная защита 54
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 58
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 61
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 62
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок (I1) 67
5.4.6 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 70
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 73
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 75
5.6 Таблица уставок и матрица отключений 76
6 Компоновка сооружения и гидроузла 77
6.1 Назначение класса ГТС 77
6.2 Проектирование сооружений напорного фронта 77
6.2.1 Определение отметки гребня грунтовой и бетонной плотин 77
6.2.2 Гидравлические расчёты 79
6.2.2.1 Определение ширины водосливного фронта 80
6.2.2.2 Определение отметки гребня водослива 81
6.2.2.3 Проверка пропуска поверочного расчётного расхода 82
6.2.2.4 Построение профиля водосливной грани 83
6.2.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 85
6.2.2.6 Расчет водобойной стенки 86
6.2.3 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные водосбросы 87
6.3 Конструирование плотины 88
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 88
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 88
6.3.3 Быки 89
6.3.4 Устои 89
6.3.5 Дренаж тела бетонных плотин 89
6.3.6 Галереи в теле плотины 90
6.4 Основные элементы плотины 90
6.4.1 Цементационная завеса 90
6.4.2 Дренажные устройства в основании 91
6.5 Конструктивные элементы нижнего бьефа 91
6.5.1 Водобой 91
6.5.2 Рисберма 91
6.6 Обоснование надёжности и безопасности бетонной плотины 91
6.6.1 Определение основных нагрузок на плотину 92
6.6.1.1 Вес сооружения и затворов 92
6.6.1.2 Сила гидростатического давления воды 92
6.6.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 93
6.6.1.4 Сила фильтрационного давления 94
6.6.1.5 Давление грунта 94
6.6.1.6 Волновое давление 95
6.6.2 Оценка прочности плотины 96
6.6.3 Критерии прочности плотины и её основания 98
6.6.3 Обоснование устойчивости плотины 98
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Горнозаводского
ГУ. Противопожарная безопасность и охрана труда 100
7.1 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния
Горнозаводского гидроузла 100
7.1.2 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 102
7.1.3 Водоохранная зона 102
7.1.4 Водоохранные мероприятия по гидроэлектростанции 103
7.1.5 Отходы, образующиеся при строительстве 104
7.1.6 Мероприятия по охране атмосферного воздуха 105
7.2 Безопасность гидротехнических сооружений 105
7.3 Охрана труда 107
7.4 Пожарная безопасность 109
8 Технико-экономическое обоснование 112
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 112
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 112
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 112
8.1.3 Налоговые расходы 115
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .... 116
8.3 Анализ денежных потоков 117
8.4 Оценка инвестиционного проекта 118
8.4.1 Методология, исходные данные 118
8.4.2 Коммерческая эффективность 119
8.4.3 Бюджетная эффективность 120
8.5 Анализ чувствительности 120
9. Схемы маслохозяйства ГЭС. Применение импортных масел 123
9.1 Общие сведения о маслохозяйстве и типах масла 123
9.2 Схемы маслохозяйства 124
9.3 Виды масел, применяемых на ГЭС 126
9.3.1 Турбинное масло 126
9.3.2 Трансформаторное масло 127
9.3.3 Компрессорное масло 128
9.3.4 Индустриальное масло 128
9.3.5 Трансмиссионное масло 129
9.3.6 Гидравлическое масло 129
9.4 Применение импортных масел 130
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 132
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 134
ПРИЛОЖЕНИЕ А Водноэнергетические расчёты 138
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Основное и вспомогательное оборудование 144
ПРИЛОЖЕНИЕ В Таблица уставок и матрицы отключений защит 147
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Технико-экономическое обоснование 149
Гидроэлектростанция (ГЭС) - основной объект гидроэлектроэнергетики. Она представляет собой неразрывную систему гидротехнических сооружений и оборудования приобретения электрической энергии. Занимая особенно значимое место в современных энергетических системах, они исполняют ведущую роль по регулированию параметров систем в нестационарных режимах, а также покрывают особенно неравномерную часть графиков нагрузки.
На территории Российской Федерации сосредоточено около 9% мировых запасов гидроресурсов. B настоящее время на территории России функционируют 15 ГЭС мощностью свыше 1000 МВт, 102 гидроэлектростанции мощностью свыше 100 МВт и одна ГАЭС (Загорская гидроаккумулирующая электростанция). По установленной мощности гидроагрегатов (около 48 ГВт) и по выработке электроэнергии на гидроэлектростанциях (около 170 млрд кВт-ч/год) Россия занимает пятое место в мире. Вклад гидроэлектростанций в суммарное производство электроэнергии составляет около 16%.
При этом по экономическому потенциалу гидроэнергоресурсов Россия занимает второе место в мире (порядка 852 млрд кВт ч, после Китая), однако, по степени их освоения - 20 % - уступает практически всем развитым странам и многим развивающимся государствам.
Использование гидроэнергетических ресурсов имеет ряд преимуществ перед использованием других энергоресурсов:
Гидроэнергия - возобновляемый источник. Использование гидроэнергии позволяет сократить потребление углеводородного топлива для нужд электроэнергетики.
Себестоимость 1 кВт-ч электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС намного меньше, чем на тепловой станции, отсюда быстрая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
Гидростанции способны при необходимости увеличивать выработку и выдаваемую мощность в течение нескольких минут, тогда как тепловым станциям для этого требуется несколько часов, а ядерным - сутки. По сопоставлению с турбоагрегатами, гидроагрегаты имеют больше высокий КПД.
На ГЭС гораздо меньше аварийность и износ оборудования, следственно, они больше верны в эксплуатации.
Вероятность приобретения электроэнергии в крупных числах и низкой стоимости, стимулирует становление электроемких производств.
Современная склонность становления гидроэнергетики в мире подтверждает значимую роль применения непрерывно возобновляемого экологически чистого источника энергии - воды.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции c использованием и закреплением теоретических познаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению определенных задач, обнаружить оптимальные проектные решения.
На территории Российской Федерации сосредоточено около 9% мировых запасов гидроресурсов. B настоящее время на территории России функционируют 15 ГЭС мощностью свыше 1000 МВт, 102 гидроэлектростанции мощностью свыше 100 МВт и одна ГАЭС (Загорская гидроаккумулирующая электростанция). По установленной мощности гидроагрегатов (около 48 ГВт) и по выработке электроэнергии на гидроэлектростанциях (около 170 млрд кВт-ч/год) Россия занимает пятое место в мире. Вклад гидроэлектростанций в суммарное производство электроэнергии составляет около 16%.
При этом по экономическому потенциалу гидроэнергоресурсов Россия занимает второе место в мире (порядка 852 млрд кВт ч, после Китая), однако, по степени их освоения - 20 % - уступает практически всем развитым странам и многим развивающимся государствам.
Использование гидроэнергетических ресурсов имеет ряд преимуществ перед использованием других энергоресурсов:
Гидроэнергия - возобновляемый источник. Использование гидроэнергии позволяет сократить потребление углеводородного топлива для нужд электроэнергетики.
Себестоимость 1 кВт-ч электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС намного меньше, чем на тепловой станции, отсюда быстрая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
Гидростанции способны при необходимости увеличивать выработку и выдаваемую мощность в течение нескольких минут, тогда как тепловым станциям для этого требуется несколько часов, а ядерным - сутки. По сопоставлению с турбоагрегатами, гидроагрегаты имеют больше высокий КПД.
На ГЭС гораздо меньше аварийность и износ оборудования, следственно, они больше верны в эксплуатации.
Вероятность приобретения электроэнергии в крупных числах и низкой стоимости, стимулирует становление электроемких производств.
Современная склонность становления гидроэнергетики в мире подтверждает значимую роль применения непрерывно возобновляемого экологически чистого источника энергии - воды.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции c использованием и закреплением теоретических познаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению определенных задач, обнаружить оптимальные проектные решения.
В работе рассчитаны и определены основные элементы и параметры Горнозаводской ГЭС на реке Чусовая, которая является сооружением II класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного случая 0,1% и поверочного 0,01%: Qo,i% = 1504 м3/с, Qo,oi% = 1618 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Горнозаводской ГЭС (118 МВт), и определена зона ее зона работы в графиках нагрузки для зимы и лета. Определен уровень мертвого объема (УМО = 159,67 м). Полезный объем равен 4,46 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составляет 460 млн. кВт-ч. Была построена область допустимых режимов работы, на которой определены следующие напоры:
- максимальный Hmax = 34,08 м;
- расчетный Нрасч = 27,05 м;
- минимальный Hmin = 24,75 м.
На третьем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов Горнозаводской ГЭС. При выборе гидротурбин рассматривались два варианта ПЛ 40а и ПЛ 406 с разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 5 метров.
По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-808/130-44 с номинальной активной мощностью 40 МВт.
Далее выбрана структурная схема Горнозаводской ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства ОРУ - 110 кВ - «две рабочие системы шин». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
- трансформаторы силовые ТДН-63000/110;
- трансформатор собственных нужд ТСЗУ-1600/10-80УХЛ4.
Для ВЛЭП сталеалюминевые провода марки АС 70/11.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ, а также рассчитаны уставки основных защит генератора.
Компоновка гидроузла была принята русловой. Водосливная плотина принята бетонной, а здание ГЭС - руслового типа.
В состав сооружения входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом;
- станционная бетонная плотина;
- глухая левобережная бетонная плотина;
- правобережная каменно-набросная плотина.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка гребня водослива - 161,00 м;
- отметка гребня быка - 167,40 м;
- отметка подошвы плотины - 126,00 м;
- ширина подошвы по основанию - 25 м;
- количество водосливных отверстий - 3 шт;
- ширина водосливных отверстий - 7 м;
- ширина сооружения по гребню - 25,6 м;
- толщина быка - 3 м.
В качестве гасителя энергии потока используется водобойная стенка.
Для уменьшения величины противодавления устроена цементационная завеса на глубину 17,2 метра и дренаж на глубину 8,6 метра относительно подошвы плотины.
Были произведены оценки на прочность и устойчивость гидросооружения, по результатам которых можно сделать вывод, что Горнозаводская ГЭС отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, а растягивающие отсутствуют, таким образом плотина Горнозаводской ГЭС отвечает всем нормам СНиП.
Рассмотрены меры безопасности ГТС и приведены мероприятия по охране окружающей среды и пожарной безопасности.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,34 руб/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 61890 руб./кВт
- чистый приведенный доход - 766 млн. руб.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного случая 0,1% и поверочного 0,01%: Qo,i% = 1504 м3/с, Qo,oi% = 1618 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Горнозаводской ГЭС (118 МВт), и определена зона ее зона работы в графиках нагрузки для зимы и лета. Определен уровень мертвого объема (УМО = 159,67 м). Полезный объем равен 4,46 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составляет 460 млн. кВт-ч. Была построена область допустимых режимов работы, на которой определены следующие напоры:
- максимальный Hmax = 34,08 м;
- расчетный Нрасч = 27,05 м;
- минимальный Hmin = 24,75 м.
На третьем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов Горнозаводской ГЭС. При выборе гидротурбин рассматривались два варианта ПЛ 40а и ПЛ 406 с разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 5 метров.
По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-808/130-44 с номинальной активной мощностью 40 МВт.
Далее выбрана структурная схема Горнозаводской ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства ОРУ - 110 кВ - «две рабочие системы шин». По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
- трансформаторы силовые ТДН-63000/110;
- трансформатор собственных нужд ТСЗУ-1600/10-80УХЛ4.
Для ВЛЭП сталеалюминевые провода марки АС 70/11.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ, а также рассчитаны уставки основных защит генератора.
Компоновка гидроузла была принята русловой. Водосливная плотина принята бетонной, а здание ГЭС - руслового типа.
В состав сооружения входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом;
- станционная бетонная плотина;
- глухая левобережная бетонная плотина;
- правобережная каменно-набросная плотина.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка гребня водослива - 161,00 м;
- отметка гребня быка - 167,40 м;
- отметка подошвы плотины - 126,00 м;
- ширина подошвы по основанию - 25 м;
- количество водосливных отверстий - 3 шт;
- ширина водосливных отверстий - 7 м;
- ширина сооружения по гребню - 25,6 м;
- толщина быка - 3 м.
В качестве гасителя энергии потока используется водобойная стенка.
Для уменьшения величины противодавления устроена цементационная завеса на глубину 17,2 метра и дренаж на глубину 8,6 метра относительно подошвы плотины.
Были произведены оценки на прочность и устойчивость гидросооружения, по результатам которых можно сделать вывод, что Горнозаводская ГЭС отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, а растягивающие отсутствуют, таким образом плотина Горнозаводской ГЭС отвечает всем нормам СНиП.
Рассмотрены меры безопасности ГТС и приведены мероприятия по охране окружающей среды и пожарной безопасности.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,34 руб/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 61890 руб./кВт
- чистый приведенный доход - 766 млн. руб.
