ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЧХАЛТИНСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ЧХАЛТА. СОБСТВЕННЫЕ ДЕФОРМАЦИИ БЕТОНА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛОТИН
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ ГТС ЧХАЛТИНСКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общая часть 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 13
1.1.4 Населенность района и транспортная инфраструктура 13
1.2 Энерго-экономическая характеристика района 13
2 Водно-энергетические расчеты 16
2.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока 16
2.1.1 Выбор расчётного средневодного года (Р=50%) Т.к. среднегодовые расходы сошлись, следовательно, корректировка по приведенным коэффициентам произведена правильно 18
2.1.2 Выбор расчетного маловодного года (Р=90%) 18
2.2 Построение ИКН ЭС 20
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 22
2.4 Водно-энергетический расчет (ВЭР) режима работы ГЭС по условию маловодного года 23
2.4.1 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими гидроэлектростанциями 23
2.4.2 Определение рабочей мощности проектируемой ГЭС. Покрытие графиков нагрузки проектируемой гидроэлектростанцией 24
2.5 Покрытие годового графика среднемесячных нагрузок энергосистемы в условиях маловодного года 27
2.6 Расчет резервов и определение установленной мощности проектируемой ГЭС, расчет баланса мощностей 28
2.7 Определение среднемноголетней выработки 30
3 Основное и вспомогательное оборудование 31
3.1 Построение режимного поля 31
3.2 Выбор турбины по главным универсальным характеристикам 32
3.2.1 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному расходу 37
3.2.2 Определение отметки установки колеса гидротурбины 37
3.2.2.1 Работа одного агрегата при расчетном напоре и номинальной мощности 38
3.2.2.2 Работа одного агрегата при максимальном напоре и номинальной мощности 38
3.2.2.3 Работа одного агрегата при минимальном напоре и соответствующей ему мощности на линии ограничения 39
3.3 Гидромеханический расчет и построение плана спиральной камеры ... 40
3.4 Определение параметров и размеров гидрогенератора 43
3.5 Расчет вала на прочность. Расчет подшипника 46
3.6 Выбор маслонапорной установки, электрогидравлического регулятора и кранов 48
3.7 Определение диаметра деривационного 48
3.8 Заглубление водозабора на величину воронкообразования. Принято заглубление Нкр=1,5 м 50
3.9 Определение габаритов машинного здания 50
4 Компоновка гидроузла, выбор типа и расчет основных сооружений 51
4.1 Определение класса сооружения 51
4.2 Проектирование сооружений напорного фронта 51
4.2.1 Определение отметки гребня глухой бетонной плотины и гребня быка 51
4.2.2 Гидравлические расчеты 54
4.2.2.1 Определение ширины водосливного фронта 54
4.2.2.2 Определение отметки гребня водослива 56
4.2.2.3 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном расчетном случае 57
4.2.2.4 Построение профиля водосливной плотины 58
4.2.2.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 59
4.2.2.6 Расчёт водобойной стенки 61
4.2.2.7 Расчет водобойного колодца 62
4.3 Конструирование плотины 64
4.3.1 Определение ширины подошвы плотины 64
4.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 64
4.3.3 Быки 64
4.3.4 Дренаж тела бетонной плотины 64
4.3.5 Галереи в теле плотины 65
4. 3.6 Ширина плотины по гребню 65
4.3.7 Элементы подземного контура плотины. Цементационная завеса. Дренаж 65
4.4 Конструктивные элементы нижнего бьефа 66
4.4.1 Водобой 66
4.4.2 Рисберма 68
4.5 Построение эпюры фильтрационного противодавления для плотин на скальном основании 68
4.6 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 69
4.6.1 Определение основных нагрузок на плотину 69
4.6.1.1 Вес сооружения и затворов 69
4.6.1.2 Сила гидростатического давления воды 70
4.6.1.3 Сила взвешивающего и фильтрационного давления 71
4.6.1.4 Давление грунта 72
4.6.1.5 Волновое давление 73
4.6.2. Оценка прочности плотины 74
4.6.3. Критерии прочности плотины 78
4.6.4 Обоснование устойчивости плотины 80
5 Организация и производство гидротехнических работ 82
5.1 Периоды строительства ГЭС 82
5.2 Этапы возведения сооружений и пропуск строительных расходов 82
5.3 Определение максимального строительного расхода 83
5.4.1 I этап - расчет и строительство строительного безнапорного туннеля 83
5.4.1.1 Гидравлический расчет безнапорного туннеля 83
5.4.1.1.1 Выбор типа и сечения туннеля 83
5.4.1.1.2 Определение минимальной площади живого сечения и уклона туннеля 84
5.4.1.1.3 Проверка пропускной способности туннеля для Qp 85
5.4.2 II этап - перекрытие русла 88
5.4.2.1 Конструкция перемычек 89
5.4.2.1.1 Проектирование суглинистого ядра. Фильтрационный расчет .. 90
5.4.3 III этап - возведение сооружений в котловане на всю высоту 94
5.4.3.1 Осушение котлована 94
5.4.3.2 Водопонижение котлована 95
5.4.3.3 Разработка котлована 95
5.4.3.4 Буровзрывные работы 95
5.4.3.5 Производство земляных работ 97
5.5 Производство бетонных работ 99
5.5.1 Приготовление бетонной смеси 100
5.5.2 Опалубочные работы 100
5.5.3 Арматурные работы 101
5.5.4 Транспортировка бетонной смеси 101
5.5.4.1 Горизонтальный транспорт: 101
5.5.4.2 Вертикальный транспорт 102
5.5.5 Состав мероприятий по подготовке блоков к бетонированию 103
5.5.6 Подготовка оснований блоков 104
5.5.7 Уплотнение бетонной смеси 104
5.5.8 Уход за бетоном 105
6 Охрана труда. Пожарная безопасность 107
6.1 Охрана труда 107
6.2 Пожарная безопасность 113
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Чхалтинской ГЭС 118
7.1 Общие сведения о районе строительства 118
7.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период строительства ГЭС 119
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 121
7.4 Отходы, образующиеся при строительстве 123
7.4.1 Лом бетонных изделий, отходы бетона в кусковой форме 123
7.4.2 Лом и отходы, содержащие незагрязненные черные металлы в виде изделий, кусков, несортированные 123
7.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период эксплуатации ГЭС 124
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 126
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 126
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 126
8.1.3 Налоговые расходы 129
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .130
8.3 Анализ денежных потоков 131
8.4 Оценка инвестиционного проекта 132
8.4.1 Методология, исходные данные 132
8.4.2 Коммерческая эффективность 133
8.4.3 Бюджетная эффективность 133
8.5 Анализ чувствительности 134
9 Собственные деформации бетона при эксплуатации плотин 137
9.1 Гидротехнический бетон 138
9.1.1 Особенности бетона и бетонных работ в гидротехническом строительстве 139
9.1.2 Требования, предъявляемые к бетону гидротехнических сооружений 140
9.2.1 Собственные деформации бетона 142
9.2.2 Усадка и набухание бетона 144
9.2.2.1 Усадка 144
9.2.2.2 Набухание 146
9.3 Наблюдение и контроль 147
9.4 Проектирование Чхалтинской ГЭС 150
9.4.1 Учет влажностных изменений проектируемой станции 150
9.4.2 Период проектирования 150
9.4.3 Подбор класса бетона и его состава 151
9.4.4 Мероприятия по уходу за бетоном 152
9.4.5 Контрольно - измерительная аппаратура 153
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 157
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 160
ПРИЛОЖЕНИЕ А. ВЭР маловодного года с обеспеченностью годового стока 90 % 162
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. ИКН зимних суток 163
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Универсальная характеристика гидротурбины 164
ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Проточная часть гидротурбины 165
ПРИЛОЖЕНИЕ Д. План спиральной камеры 166
ПРИЛОЖЕНИЕ Е. Компановка гидроагрегата 167
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общая часть 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 13
1.1.4 Населенность района и транспортная инфраструктура 13
1.2 Энерго-экономическая характеристика района 13
2 Водно-энергетические расчеты 16
2.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока 16
2.1.1 Выбор расчётного средневодного года (Р=50%) Т.к. среднегодовые расходы сошлись, следовательно, корректировка по приведенным коэффициентам произведена правильно 18
2.1.2 Выбор расчетного маловодного года (Р=90%) 18
2.2 Построение ИКН ЭС 20
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 22
2.4 Водно-энергетический расчет (ВЭР) режима работы ГЭС по условию маловодного года 23
2.4.1 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими гидроэлектростанциями 23
2.4.2 Определение рабочей мощности проектируемой ГЭС. Покрытие графиков нагрузки проектируемой гидроэлектростанцией 24
2.5 Покрытие годового графика среднемесячных нагрузок энергосистемы в условиях маловодного года 27
2.6 Расчет резервов и определение установленной мощности проектируемой ГЭС, расчет баланса мощностей 28
2.7 Определение среднемноголетней выработки 30
3 Основное и вспомогательное оборудование 31
3.1 Построение режимного поля 31
3.2 Выбор турбины по главным универсальным характеристикам 32
3.2.1 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному расходу 37
3.2.2 Определение отметки установки колеса гидротурбины 37
3.2.2.1 Работа одного агрегата при расчетном напоре и номинальной мощности 38
3.2.2.2 Работа одного агрегата при максимальном напоре и номинальной мощности 38
3.2.2.3 Работа одного агрегата при минимальном напоре и соответствующей ему мощности на линии ограничения 39
3.3 Гидромеханический расчет и построение плана спиральной камеры ... 40
3.4 Определение параметров и размеров гидрогенератора 43
3.5 Расчет вала на прочность. Расчет подшипника 46
3.6 Выбор маслонапорной установки, электрогидравлического регулятора и кранов 48
3.7 Определение диаметра деривационного 48
3.8 Заглубление водозабора на величину воронкообразования. Принято заглубление Нкр=1,5 м 50
3.9 Определение габаритов машинного здания 50
4 Компоновка гидроузла, выбор типа и расчет основных сооружений 51
4.1 Определение класса сооружения 51
4.2 Проектирование сооружений напорного фронта 51
4.2.1 Определение отметки гребня глухой бетонной плотины и гребня быка 51
4.2.2 Гидравлические расчеты 54
4.2.2.1 Определение ширины водосливного фронта 54
4.2.2.2 Определение отметки гребня водослива 56
4.2.2.3 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном расчетном случае 57
4.2.2.4 Построение профиля водосливной плотины 58
4.2.2.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 59
4.2.2.6 Расчёт водобойной стенки 61
4.2.2.7 Расчет водобойного колодца 62
4.3 Конструирование плотины 64
4.3.1 Определение ширины подошвы плотины 64
4.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 64
4.3.3 Быки 64
4.3.4 Дренаж тела бетонной плотины 64
4.3.5 Галереи в теле плотины 65
4. 3.6 Ширина плотины по гребню 65
4.3.7 Элементы подземного контура плотины. Цементационная завеса. Дренаж 65
4.4 Конструктивные элементы нижнего бьефа 66
4.4.1 Водобой 66
4.4.2 Рисберма 68
4.5 Построение эпюры фильтрационного противодавления для плотин на скальном основании 68
4.6 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 69
4.6.1 Определение основных нагрузок на плотину 69
4.6.1.1 Вес сооружения и затворов 69
4.6.1.2 Сила гидростатического давления воды 70
4.6.1.3 Сила взвешивающего и фильтрационного давления 71
4.6.1.4 Давление грунта 72
4.6.1.5 Волновое давление 73
4.6.2. Оценка прочности плотины 74
4.6.3. Критерии прочности плотины 78
4.6.4 Обоснование устойчивости плотины 80
5 Организация и производство гидротехнических работ 82
5.1 Периоды строительства ГЭС 82
5.2 Этапы возведения сооружений и пропуск строительных расходов 82
5.3 Определение максимального строительного расхода 83
5.4.1 I этап - расчет и строительство строительного безнапорного туннеля 83
5.4.1.1 Гидравлический расчет безнапорного туннеля 83
5.4.1.1.1 Выбор типа и сечения туннеля 83
5.4.1.1.2 Определение минимальной площади живого сечения и уклона туннеля 84
5.4.1.1.3 Проверка пропускной способности туннеля для Qp 85
5.4.2 II этап - перекрытие русла 88
5.4.2.1 Конструкция перемычек 89
5.4.2.1.1 Проектирование суглинистого ядра. Фильтрационный расчет .. 90
5.4.3 III этап - возведение сооружений в котловане на всю высоту 94
5.4.3.1 Осушение котлована 94
5.4.3.2 Водопонижение котлована 95
5.4.3.3 Разработка котлована 95
5.4.3.4 Буровзрывные работы 95
5.4.3.5 Производство земляных работ 97
5.5 Производство бетонных работ 99
5.5.1 Приготовление бетонной смеси 100
5.5.2 Опалубочные работы 100
5.5.3 Арматурные работы 101
5.5.4 Транспортировка бетонной смеси 101
5.5.4.1 Горизонтальный транспорт: 101
5.5.4.2 Вертикальный транспорт 102
5.5.5 Состав мероприятий по подготовке блоков к бетонированию 103
5.5.6 Подготовка оснований блоков 104
5.5.7 Уплотнение бетонной смеси 104
5.5.8 Уход за бетоном 105
6 Охрана труда. Пожарная безопасность 107
6.1 Охрана труда 107
6.2 Пожарная безопасность 113
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Чхалтинской ГЭС 118
7.1 Общие сведения о районе строительства 118
7.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период строительства ГЭС 119
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 121
7.4 Отходы, образующиеся при строительстве 123
7.4.1 Лом бетонных изделий, отходы бетона в кусковой форме 123
7.4.2 Лом и отходы, содержащие незагрязненные черные металлы в виде изделий, кусков, несортированные 123
7.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период эксплуатации ГЭС 124
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 126
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 126
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 126
8.1.3 Налоговые расходы 129
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .130
8.3 Анализ денежных потоков 131
8.4 Оценка инвестиционного проекта 132
8.4.1 Методология, исходные данные 132
8.4.2 Коммерческая эффективность 133
8.4.3 Бюджетная эффективность 133
8.5 Анализ чувствительности 134
9 Собственные деформации бетона при эксплуатации плотин 137
9.1 Гидротехнический бетон 138
9.1.1 Особенности бетона и бетонных работ в гидротехническом строительстве 139
9.1.2 Требования, предъявляемые к бетону гидротехнических сооружений 140
9.2.1 Собственные деформации бетона 142
9.2.2 Усадка и набухание бетона 144
9.2.2.1 Усадка 144
9.2.2.2 Набухание 146
9.3 Наблюдение и контроль 147
9.4 Проектирование Чхалтинской ГЭС 150
9.4.1 Учет влажностных изменений проектируемой станции 150
9.4.2 Период проектирования 150
9.4.3 Подбор класса бетона и его состава 151
9.4.4 Мероприятия по уходу за бетоном 152
9.4.5 Контрольно - измерительная аппаратура 153
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 157
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 160
ПРИЛОЖЕНИЕ А. ВЭР маловодного года с обеспеченностью годового стока 90 % 162
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. ИКН зимних суток 163
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Универсальная характеристика гидротурбины 164
ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Проточная часть гидротурбины 165
ПРИЛОЖЕНИЕ Д. План спиральной камеры 166
ПРИЛОЖЕНИЕ Е. Компановка гидроагрегата 167
Гидроэлектростанция (ГЭС) — электростанция, использующая в качестве источника энергии энергию водных масс в русловых водотоках и приливных движениях.
Гидроэлектростанции обычно строят на реках, сооружая плотины и водохранилища. Для эффективного производства электроэнергии на ГЭС необходимы два основных фактора: гарантированная обеспеченность водой круглый год и возможно большие уклоны реки, благоприятствуют гидростроительству каньонообразные виды рельефа.
Одним из основных сооружений ГЭС является плотина, которая служит для подпора воды, с последующим преобразованием энергии воды в электрическую. В результате разрушения плотины, появляется угроза затопления больших территорий. Поэтому необходим крайне серьезный подход к проектированию гидротехнических сооружений для качественного и безопасного использования гидроресурсов, что регламентируется в СНиПах и нормативных документах.
Завершающей работой в специальности «Строительство» в данном случае является проектирование Чхалтинской ГЭС на реке Чхалта. В проект входит определение ее установленной мощности, выбор основного и вспомогательного энергетического оборудования, расчет гидротехнических сооружений, определение основных этапов строительства, а также экономическое обоснование строительства данного энергообъекта.
Гидроэлектростанции обычно строят на реках, сооружая плотины и водохранилища. Для эффективного производства электроэнергии на ГЭС необходимы два основных фактора: гарантированная обеспеченность водой круглый год и возможно большие уклоны реки, благоприятствуют гидростроительству каньонообразные виды рельефа.
Одним из основных сооружений ГЭС является плотина, которая служит для подпора воды, с последующим преобразованием энергии воды в электрическую. В результате разрушения плотины, появляется угроза затопления больших территорий. Поэтому необходим крайне серьезный подход к проектированию гидротехнических сооружений для качественного и безопасного использования гидроресурсов, что регламентируется в СНиПах и нормативных документах.
Завершающей работой в специальности «Строительство» в данном случае является проектирование Чхалтинской ГЭС на реке Чхалта. В проект входит определение ее установленной мощности, выбор основного и вспомогательного энергетического оборудования, расчет гидротехнических сооружений, определение основных этапов строительства, а также экономическое обоснование строительства данного энергообъекта.
Рассчитаны и определены показатели, выбраны элементы и параметры Чхалтинской ГЭС, с плотиной высотой 34,4 м на реке Чхалта, являющейся сооружением III класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчётных расходов для основного обеспеченностью 3% и поверочного 0,5% обеспеченности случаев: Q3% = 324,0 м3/с., Q0,5% = 385,8 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчётов выбрана установленная мощность ЧГЭС, а также определена зона её работы в суточных графиках нагрузки. Установленная мощность составила 69 МВт. Определён уровень мёртвого объёма, отметка которого составила 631,3 м. Полезный объём при отметке НПУ составляет 0,9 км3.
Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 441 млн. кВт-ч
На следующем этапе определено оптимальное число и тип гидроагрегатов гидроэлектростанции. Для этого построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
максимальный - 128,2 м;
расчётный - 124,7 м;
минимальный - 119,1 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчётному напору, составляет 62,4 м3/с.
Выбрана гидротурбина РО1706-В. По результатам расчётов оптимальным оказался вариант с 2 гидроагрегатами, диаметрами рабочих колёс 2,12 м. Для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 375 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ- 352/110/16 с номинальной мощностью 40,6 МВт.
Конструктивно проектированная ЧГЭС представляет собой высоконапорную плотинно-деривационную гидроэлектростанцию с обособленным зданием ГЭС (здание ГЭС не входит в состав напорного фронта и находится на расстоянии нескольких километров от напорных сооружений).
ЧГЭС спроектирована по плотинно-деривационной схеме.
В состав сооружений входят:
- водосливная бетонная плотина головного узла деривации;
- глухие правобережная и левобережная бетонная плотина головного узла деривации;
- водоприёмник шахтного типа;
- деривационный туннель;
- уравнительный резервуар;
- сталежелезобетонные водоводы.
На данном этапе расчётным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины головного узла деривации:
- ширина подошвы - 24 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 607 м;
- отметка гребная водослива - 635 м;
- число водосливных отверстий - 2;
- ширина водосливных отверстий - 10 м;
- отметка гребня плотины - 641,4 м.
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетании нагрузок. При расчёте плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Таким образом, плотина ЧГЭС отвечает требованиям надёжности.
Технология гидротехнических работ по возведению сооружений ЧГЭС запроектирована в 3 этапа:
I этап - возведение сооружений, необходимых для перекрытия русла;
II этап - перекрытие русла;
III этап - наращивание сооружений до отметок, необходимых для начала наполнения водохранилища; наполнение водохранилища до отметок пуска первых агрегатов; наращивание сооружений и наполнение водохранилища до проектных отметок с последовательным поочередным пуском всех агрегатов.
Пропуск строительных расходов, исходя из генплана сооружений и учитывая скальное основание, выполняем через безнапорный строительный туннель, расположенный в правом берегу (с учетом искривления русла реки, что уменьшит длину туннеля).
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
Оценка эффективности капиталовложений в такое масштабное производство, как гидроэнергетика показывает, что проект «Чхалтинская ГЭС на реке Чхалта», с установленной мощностью 69 МВт экономически оправдан.
Проект окупится еще до его окончания, так как срок проекта составляет 750 месяцев (25 лет), а период окупаемости - 227 месяцев (7,57 лет). Себестоимость эл.энергии составляет 0,31 руб/Квт-ч. Удельные капиталовложения 76623,2 руб/Квт.
Оценка рисков в условиях меняющейся экономической обстановки показала, что проект достаточно устойчив в рамках рыночной экономики, поэтому строительство данной электростанции требует благоприятных условий, но в случае их несоблюдения требуется корректировка показателей, что учтено при анализе чувствительности.
Из этого можно сделать вывод, что строительство ЧГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчётных расходов для основного обеспеченностью 3% и поверочного 0,5% обеспеченности случаев: Q3% = 324,0 м3/с., Q0,5% = 385,8 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчётов выбрана установленная мощность ЧГЭС, а также определена зона её работы в суточных графиках нагрузки. Установленная мощность составила 69 МВт. Определён уровень мёртвого объёма, отметка которого составила 631,3 м. Полезный объём при отметке НПУ составляет 0,9 км3.
Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 441 млн. кВт-ч
На следующем этапе определено оптимальное число и тип гидроагрегатов гидроэлектростанции. Для этого построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
максимальный - 128,2 м;
расчётный - 124,7 м;
минимальный - 119,1 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчётному напору, составляет 62,4 м3/с.
Выбрана гидротурбина РО1706-В. По результатам расчётов оптимальным оказался вариант с 2 гидроагрегатами, диаметрами рабочих колёс 2,12 м. Для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 375 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ- 352/110/16 с номинальной мощностью 40,6 МВт.
Конструктивно проектированная ЧГЭС представляет собой высоконапорную плотинно-деривационную гидроэлектростанцию с обособленным зданием ГЭС (здание ГЭС не входит в состав напорного фронта и находится на расстоянии нескольких километров от напорных сооружений).
ЧГЭС спроектирована по плотинно-деривационной схеме.
В состав сооружений входят:
- водосливная бетонная плотина головного узла деривации;
- глухие правобережная и левобережная бетонная плотина головного узла деривации;
- водоприёмник шахтного типа;
- деривационный туннель;
- уравнительный резервуар;
- сталежелезобетонные водоводы.
На данном этапе расчётным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины головного узла деривации:
- ширина подошвы - 24 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 607 м;
- отметка гребная водослива - 635 м;
- число водосливных отверстий - 2;
- ширина водосливных отверстий - 10 м;
- отметка гребня плотины - 641,4 м.
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетании нагрузок. При расчёте плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Таким образом, плотина ЧГЭС отвечает требованиям надёжности.
Технология гидротехнических работ по возведению сооружений ЧГЭС запроектирована в 3 этапа:
I этап - возведение сооружений, необходимых для перекрытия русла;
II этап - перекрытие русла;
III этап - наращивание сооружений до отметок, необходимых для начала наполнения водохранилища; наполнение водохранилища до отметок пуска первых агрегатов; наращивание сооружений и наполнение водохранилища до проектных отметок с последовательным поочередным пуском всех агрегатов.
Пропуск строительных расходов, исходя из генплана сооружений и учитывая скальное основание, выполняем через безнапорный строительный туннель, расположенный в правом берегу (с учетом искривления русла реки, что уменьшит длину туннеля).
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
Оценка эффективности капиталовложений в такое масштабное производство, как гидроэнергетика показывает, что проект «Чхалтинская ГЭС на реке Чхалта», с установленной мощностью 69 МВт экономически оправдан.
Проект окупится еще до его окончания, так как срок проекта составляет 750 месяцев (25 лет), а период окупаемости - 227 месяцев (7,57 лет). Себестоимость эл.энергии составляет 0,31 руб/Квт-ч. Удельные капиталовложения 76623,2 руб/Квт.
Оценка рисков в условиях меняющейся экономической обстановки показала, что проект достаточно устойчив в рамках рыночной экономики, поэтому строительство данной электростанции требует благоприятных условий, но в случае их несоблюдения требуется корректировка показателей, что учтено при анализе чувствительности.
Из этого можно сделать вывод, что строительство ЧГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
