Проектирование Учкуланской ГЭС -2 на реке Учкулан. Методы контроля параметров фильтрационного потока в бетонных плотинах при эксплуатации гидротехнических сооружений
|
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий функционирования
ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Местоположение гидроузла 10
1.1.2 Климат 10
1.1.3 Г идрологические данные 10
1.1.4 Инженерно - геологические условия 10
2 Водно-энергетический расчет 11
2.1 Исходные данные 11
2.2 Выбор расчетного года 11
2.3 Кривые связи 14
2.3.1 Верхний бьеф 14
2.3.2 Нижний бьеф 15
2.4 Графики нагрузки 16
2.4.1 Суточные графики нагрузки 16
2.4.2 Годовые графики нагрузки энергосистемы 17
2.5 Расчет режимов работы ГЭС с учетом требований ВХК 18
2.6 Баланс энергии 19
2.7 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных
ремонтов 20
2.8 Баланс мощности 20
2.9 Водно-энергетический расчет на сработку-наполнение водохранилища в
средневодный (50%) год 21
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 23
3.1 Режимное поле 23
3.2 Выбор системы и типа гидротурбин 24
3.3 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 24
3.4 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения ее бескавитационной работы 27
3.5 Гидромеханический расчет спиральной камеры 28
3.6 Выбор типа серийного генератора 32
3.7 Расчет деталей и узлов гидротурбины 33
3.7.1 Расчет вала на прочность 33
3.7.2 Расчет подшипника 34
3.8 Выбор типа маслонапорной установки 34
3.9 Выбор электрогидравлического регулятора 35
3.10 Выбор кранов 35
4 Компоновка и сооружение гидроузла 36
4.1 Определение класса гидросооружения 36
4.1.1 По высоте сооружения и типу грунта: 36
4.1.2 По назначениям и условиям эксплуатации: 36
4.1.3 По последствиям возможных гидродинамических аварий на ГТС 36
4.2 Гидравлические расчеты 36
4.2.1 Определение ширины водосливного фронта 36
4.2.2 Определение отметки гребня водослива 38
4.2.3 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном расчетном
случае 40
4.2.4 Построение профиля водосливной плотины 41
4.3 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 42
4.3.1 Расчет водобойной стенки 43
4.3.2 Расчет водобойного колодца 45
4.4 Конструирование бетонной плотины 48
4.4.1 Определение ширины подошвы плотины 48
4.4.2 Быки 48
4.5 Конструктивные элементы нижнего бьефа 49
4.5.1 Водобой 49
4.5.2 Рисберма 49
4.6 Статистический расчет плотины 50
4.6.1 Вес сооружения 50
4.6.3 Сила гидростатического давления воды 51
4.6.4 Равнодействующая взвешивающего давления 52
4.6.5 Сила фильтрационного давления 52
4.6.6 Давление грунта 52
4.6.7 Волновое давление 53
4.5 Оценка прочности плотины 55
4.5.1 Критерии прочности плотины и ее основания 57
4.5.2 Обоснование устойчивости плотины 58
5 Этапы возведения сооружений и схема пропуска строительных расходов на различных этапах 60
5.1 Разбивка сооружения на этапы возведения 60
5.2 I этап строительства - возведение сооружений, необходимых для
перекрытия русла 60
5.2.1 Гидравлический расчет перемычек первой очереди с учетом пропуска
строительных расходов через стесненное русло 61
5.2.1.1 Расход строительного периода 61
5.2.1.2 Пропуск строительных расходов II очереди методом донных
отверстий 63
5.2.1.3 Определяем отметку перемычек II очереди 65
5.2.2 Осушение котлована I очереди 66
5.2.3 Водопонижение котлована I очереди 67
5.2.4 Разработка котлована I очереди 67
5.2.5 Буровзрывные работы 68
5.2.6 Производство бетонных работ 69
5.2.7 Производство бетонных работ 71
5.2.8 Арматурные работы 72
5.2.9 Транспортировка бетонной смеси 73
5.2.10 Состав мероприятий по подготовке блоков к бетонированию 74
5.2.11 Подготовка оснований блоков 75
5.2.12 Уплотнение бетонной смеси 75
5.2.13 Производство бетонных работ в зимних условиях 76
5.2.14 Уход за бетоном 77
5.3 II Этап перекрытия русла 79
5.3.1 Конструкция банкета 79
5.4 Этап - наращивание сооружений до отметок для начала наполнения
водохранилища 79
6 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 81
6.1 Оценки объемов реализации электроэнергии 81
6.2 Текущие затраты по гидроузлу 82
6.3 Налоговые расходы 85
6.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 85
6.5 Оценка инвестиционного проекта 87
6.6 Методология, исходные данные 87
6.7 Коммерческая эффективность 88
6.8 Бюджетная эффективность 88
6.9 Анализ чувствительности 89
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Учкуланской
ГЭС - 2 93
7.1 Общие сведения о районе строительства 93
7.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 94
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 95
7.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 96
7.5 Основные мероприятия по охране окружающей среды в период
эксплуатации ГЭС 97
8 Организация охраны труда 98
8.1 Пожарная безопасность 99
8.2 Меры безопасности при выполнении работ 100
8.4 Первичные средства обнаружения пожара 102
8.4.1 Оптический детектор 102
8.4.2 Ионизационный детектор 102
8.4.3 Детектор сигарет 103
9 Основные задачи фильтрационных наблюдений на бетонных плотинах 104
9.2 Фильтрационный контроль на бетонных сооружениях 105
9.2.1 Инструментальные наблюдения 105
9.2.2 Основные показатели фильтрационного режима и состав
наблюдений 106
9.2.3 КИА 106
9.2.4 Методы контроля фильтрационных расходов 111
9.2.5 Периодичность наблюдений 112
9.2.6 Основные принципы обработки и анализа данных наблюдений 112
9.3 Визуальные наблюдения 113
9.4. Дистанционная КИА 114
9.4.1 Принцип работы 115
9.4.2 Проведение наблюдении за фильтрационным давлением 117
9.4.3 Основные принципы анализа результатов наблюдений 118
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 122
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 124
ПРИЛОЖЕНИЕ А Исходные данные 126
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Суточные график нагрузки 128
ПРИЛОЖЕНИЕ В Годовые графики нагрузки 129
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Баланс Энергии 130
ПРИЛОЖЕНИЕ Д ВЭР Маловодного года 131
ПРИЛОЖЕНИЕ Е ИКН для Января и Декабря 132
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж Баланс Мощности 133
ПРИЛОЖЕНИЕ И Режимное поле 134
ПРИЛОЖЕНИЕ К Параметры моделей гидротурбин 135
ПРИЛОЖЕНИЕ Л Рассчитанные параметры гидротурбин 136
ПРИЛОЖЕНИЕ М Главная универсальная характеристика турбины ПЛД 50-В137
ПРИЛОЖЕНИЕ Н Спиральная камера 138
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий функционирования
ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Местоположение гидроузла 10
1.1.2 Климат 10
1.1.3 Г идрологические данные 10
1.1.4 Инженерно - геологические условия 10
2 Водно-энергетический расчет 11
2.1 Исходные данные 11
2.2 Выбор расчетного года 11
2.3 Кривые связи 14
2.3.1 Верхний бьеф 14
2.3.2 Нижний бьеф 15
2.4 Графики нагрузки 16
2.4.1 Суточные графики нагрузки 16
2.4.2 Годовые графики нагрузки энергосистемы 17
2.5 Расчет режимов работы ГЭС с учетом требований ВХК 18
2.6 Баланс энергии 19
2.7 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных
ремонтов 20
2.8 Баланс мощности 20
2.9 Водно-энергетический расчет на сработку-наполнение водохранилища в
средневодный (50%) год 21
3 Выбор основного и вспомогательного оборудования 23
3.1 Режимное поле 23
3.2 Выбор системы и типа гидротурбин 24
3.3 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 24
3.4 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения ее бескавитационной работы 27
3.5 Гидромеханический расчет спиральной камеры 28
3.6 Выбор типа серийного генератора 32
3.7 Расчет деталей и узлов гидротурбины 33
3.7.1 Расчет вала на прочность 33
3.7.2 Расчет подшипника 34
3.8 Выбор типа маслонапорной установки 34
3.9 Выбор электрогидравлического регулятора 35
3.10 Выбор кранов 35
4 Компоновка и сооружение гидроузла 36
4.1 Определение класса гидросооружения 36
4.1.1 По высоте сооружения и типу грунта: 36
4.1.2 По назначениям и условиям эксплуатации: 36
4.1.3 По последствиям возможных гидродинамических аварий на ГТС 36
4.2 Гидравлические расчеты 36
4.2.1 Определение ширины водосливного фронта 36
4.2.2 Определение отметки гребня водослива 38
4.2.3 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном расчетном
случае 40
4.2.4 Построение профиля водосливной плотины 41
4.3 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 42
4.3.1 Расчет водобойной стенки 43
4.3.2 Расчет водобойного колодца 45
4.4 Конструирование бетонной плотины 48
4.4.1 Определение ширины подошвы плотины 48
4.4.2 Быки 48
4.5 Конструктивные элементы нижнего бьефа 49
4.5.1 Водобой 49
4.5.2 Рисберма 49
4.6 Статистический расчет плотины 50
4.6.1 Вес сооружения 50
4.6.3 Сила гидростатического давления воды 51
4.6.4 Равнодействующая взвешивающего давления 52
4.6.5 Сила фильтрационного давления 52
4.6.6 Давление грунта 52
4.6.7 Волновое давление 53
4.5 Оценка прочности плотины 55
4.5.1 Критерии прочности плотины и ее основания 57
4.5.2 Обоснование устойчивости плотины 58
5 Этапы возведения сооружений и схема пропуска строительных расходов на различных этапах 60
5.1 Разбивка сооружения на этапы возведения 60
5.2 I этап строительства - возведение сооружений, необходимых для
перекрытия русла 60
5.2.1 Гидравлический расчет перемычек первой очереди с учетом пропуска
строительных расходов через стесненное русло 61
5.2.1.1 Расход строительного периода 61
5.2.1.2 Пропуск строительных расходов II очереди методом донных
отверстий 63
5.2.1.3 Определяем отметку перемычек II очереди 65
5.2.2 Осушение котлована I очереди 66
5.2.3 Водопонижение котлована I очереди 67
5.2.4 Разработка котлована I очереди 67
5.2.5 Буровзрывные работы 68
5.2.6 Производство бетонных работ 69
5.2.7 Производство бетонных работ 71
5.2.8 Арматурные работы 72
5.2.9 Транспортировка бетонной смеси 73
5.2.10 Состав мероприятий по подготовке блоков к бетонированию 74
5.2.11 Подготовка оснований блоков 75
5.2.12 Уплотнение бетонной смеси 75
5.2.13 Производство бетонных работ в зимних условиях 76
5.2.14 Уход за бетоном 77
5.3 II Этап перекрытия русла 79
5.3.1 Конструкция банкета 79
5.4 Этап - наращивание сооружений до отметок для начала наполнения
водохранилища 79
6 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 81
6.1 Оценки объемов реализации электроэнергии 81
6.2 Текущие затраты по гидроузлу 82
6.3 Налоговые расходы 85
6.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 85
6.5 Оценка инвестиционного проекта 87
6.6 Методология, исходные данные 87
6.7 Коммерческая эффективность 88
6.8 Бюджетная эффективность 88
6.9 Анализ чувствительности 89
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Учкуланской
ГЭС - 2 93
7.1 Общие сведения о районе строительства 93
7.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 94
7.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 95
7.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 96
7.5 Основные мероприятия по охране окружающей среды в период
эксплуатации ГЭС 97
8 Организация охраны труда 98
8.1 Пожарная безопасность 99
8.2 Меры безопасности при выполнении работ 100
8.4 Первичные средства обнаружения пожара 102
8.4.1 Оптический детектор 102
8.4.2 Ионизационный детектор 102
8.4.3 Детектор сигарет 103
9 Основные задачи фильтрационных наблюдений на бетонных плотинах 104
9.2 Фильтрационный контроль на бетонных сооружениях 105
9.2.1 Инструментальные наблюдения 105
9.2.2 Основные показатели фильтрационного режима и состав
наблюдений 106
9.2.3 КИА 106
9.2.4 Методы контроля фильтрационных расходов 111
9.2.5 Периодичность наблюдений 112
9.2.6 Основные принципы обработки и анализа данных наблюдений 112
9.3 Визуальные наблюдения 113
9.4. Дистанционная КИА 114
9.4.1 Принцип работы 115
9.4.2 Проведение наблюдении за фильтрационным давлением 117
9.4.3 Основные принципы анализа результатов наблюдений 118
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 122
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 124
ПРИЛОЖЕНИЕ А Исходные данные 126
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Суточные график нагрузки 128
ПРИЛОЖЕНИЕ В Годовые графики нагрузки 129
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Баланс Энергии 130
ПРИЛОЖЕНИЕ Д ВЭР Маловодного года 131
ПРИЛОЖЕНИЕ Е ИКН для Января и Декабря 132
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж Баланс Мощности 133
ПРИЛОЖЕНИЕ И Режимное поле 134
ПРИЛОЖЕНИЕ К Параметры моделей гидротурбин 135
ПРИЛОЖЕНИЕ Л Рассчитанные параметры гидротурбин 136
ПРИЛОЖЕНИЕ М Главная универсальная характеристика турбины ПЛД 50-В137
ПРИЛОЖЕНИЕ Н Спиральная камера 138
Сегодня Гидроэнергетика является одним из наиболее эффективных направлений электроэнергетики. Гидроресурсы — возобновляемый и наиболее экологичный источник энергии, использование которого позволяет снижать выбросы в атмосферу тепловых электростанций и сохранять запасы углеводородного топлива для будущих поколений. Кроме своего прямого назначения — производства электроэнергии — гидроэнергетика решает дополнительно ряд важнейших для общества и государства задач. Прямая выгода от них включает создание систем питьевого и промышленного водоснабжения, развитие судоходства, создание ирригационных систем в интересах сельского хозяйства, рыборазведение, регулирование стока рек, позволяющее осуществлять борьбу с паводками и наводнениями, обеспечивая безопасность населения. Гидроэнергетика является инфраструктурой для деятельности и развития целого ряда важнейших отраслей экономики и страны в целом. Каждая введенная в эксплуатацию гидроэлектростанция становится точкой роста экономики региона своего расположения, вокруг нее возникают производства, развивается промышленность, создаются новые рабочие места. Развитие Дальнего Востока - сегодня одна из наиболее приоритетных задач государства. Для ее решения разработана Федеральная целевая программа по развитию региона, создано Министерство по развитию Дальнего Востока. В энергетике региона ситуация осложнена наличием государственного регулирования тарифов на тепло и электроэнергию; кроме того, выбывающие мощности нуждаются в замене. Строительство новых станций необходимо для повышения надежности энергоснабжения региона и сдерживания роста тарифов.
Гидропотенциал России составляет 1670 млрд. кВт ч. Это почти в 1,5 раза больше всего энергетического потребления в стране. По запасам данного ресурса мы находимся на 2-м месте после Китая. Богатейшие ресурсы Дальневосточного региона остаются малоосвоенными по сравнению с другими областями России. По разным оценкам, экономический потенциал Дальнего Востока задействован на 5—15%. Гидропотенциал Дальнего Востока составляет порядка 370 млрд кВтч, что в 10 раз больше нынешней выработки всех энергосистем региона. Это богатство освоено всего на 3%. Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также поиск надлежащих проектных решений.
Гидропотенциал России составляет 1670 млрд. кВт ч. Это почти в 1,5 раза больше всего энергетического потребления в стране. По запасам данного ресурса мы находимся на 2-м месте после Китая. Богатейшие ресурсы Дальневосточного региона остаются малоосвоенными по сравнению с другими областями России. По разным оценкам, экономический потенциал Дальнего Востока задействован на 5—15%. Гидропотенциал Дальнего Востока составляет порядка 370 млрд кВтч, что в 10 раз больше нынешней выработки всех энергосистем региона. Это богатство освоено всего на 3%. Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также поиск надлежащих проектных решений.
В ходе бакалаврской работы были определены основные элементы и параметры Учкуланского гидроузла высотой 14 м на реке Учкулан, являющимся сооружением III класса, исходя из её высоты, социально -экономической ответственности и последствия возможных гидродинамических аварий.
В первом этапе на основе гидрологических данных были определены
значения максимальных расчетных расходов для основного расчетного случая P 280 11м3/
обеспеченностью 3% ’ /с и максимальный расход при поверочном
„з /
расчётном случае ''■5 = 306’75 /с '
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Учкуланской ГЭС-2, а также определена зона её работы в суточных графиках нагрузки для N = 96 МВт.
зимы и лета. Установленная мощность составила уст Определен
уровень мертвого объема, отметка которого равна 1581,00 м. Полезный объем при данных отметках НПУ 1586,00 м. и УМО составляет 0,55 км . Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составляет Эп „„ = 192млн.кВт • час. . .т/л
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:
• H :. = 48,8м;
• Нрасч = 42,8 м;
• Hmm = 41,2 м.
По данным напорам было подобрано основное и вспомогательное оборудование:
• Тип турбины ПЛД 50/4015-В-60 ° -35;
• Количество агрегатов - 2 шт.
На четвертом этапе была определена ширина водосливного фронта, которая составила 16 м. (2 пролета по 8 м), далее была определена отметка гребня водослива УГВ = 1582,00 м.
На пятом этапе были определены сооружения, которые входят в состав Учкуланского гидроузла:
• Бетонная водосливная плотина, гравитационная;
• Бетонная станционная часть;
• Гравитационная бетонная правобережная и левобережная глухие части;
• Здание ГЭС деривационного типа.
Исходя из шестого этапа можно сделать вывод что с точки экономической целесообразности строительство Учкуланской ГЭС-2 будет выгодно и обосновано. Данный вывод может быть сделан на основе следующих расчетных
показателей эффективности проекта:
• Индекс прибыльности PI = 1,01;
• Удельные капитальные вложения 65970 руб/кВт;
• Себестоимость энергии 1,20 кВтшас;
• Срок окупаемости 9,25 лет.
В ходе выполнения спец вопроса были рассмотрены различные методы контроля за фильтрационными процессами в бетонных плотинах, а также было подобрано оборудование для контроля фильтрационных показателей в зоне контакта скалы с бетоном для проектируемой Учкуланской ГЭС - 2.
Выбранным оборудованием являются датчики ПДС, с техническими характеристиками:
• Диапазон измерения от 0 до 3 МПа;
• Рабочая зона температур от 0 до + 40 °C;
• Диаметр - 35 мм;
• Длина без кабеля - 210 мм;
• Масса - 0,75 кг;
• Количество - 4 штук.
Датчики устанавливаются в 8 и 3 секцию, на 1575,00 отметке. От датчиков идет кабель канал, с выводом результатов на гребень плотины.
В первом этапе на основе гидрологических данных были определены
значения максимальных расчетных расходов для основного расчетного случая P 280 11м3/
обеспеченностью 3% ’ /с и максимальный расход при поверочном
„з /
расчётном случае ''■5 = 306’75 /с '
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Учкуланской ГЭС-2, а также определена зона её работы в суточных графиках нагрузки для N = 96 МВт.
зимы и лета. Установленная мощность составила уст Определен
уровень мертвого объема, отметка которого равна 1581,00 м. Полезный объем при данных отметках НПУ 1586,00 м. и УМО составляет 0,55 км . Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составляет Эп „„ = 192млн.кВт • час. . .т/л
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:
• H :. = 48,8м;
• Нрасч = 42,8 м;
• Hmm = 41,2 м.
По данным напорам было подобрано основное и вспомогательное оборудование:
• Тип турбины ПЛД 50/4015-В-60 ° -35;
• Количество агрегатов - 2 шт.
На четвертом этапе была определена ширина водосливного фронта, которая составила 16 м. (2 пролета по 8 м), далее была определена отметка гребня водослива УГВ = 1582,00 м.
На пятом этапе были определены сооружения, которые входят в состав Учкуланского гидроузла:
• Бетонная водосливная плотина, гравитационная;
• Бетонная станционная часть;
• Гравитационная бетонная правобережная и левобережная глухие части;
• Здание ГЭС деривационного типа.
Исходя из шестого этапа можно сделать вывод что с точки экономической целесообразности строительство Учкуланской ГЭС-2 будет выгодно и обосновано. Данный вывод может быть сделан на основе следующих расчетных
показателей эффективности проекта:
• Индекс прибыльности PI = 1,01;
• Удельные капитальные вложения 65970 руб/кВт;
• Себестоимость энергии 1,20 кВтшас;
• Срок окупаемости 9,25 лет.
В ходе выполнения спец вопроса были рассмотрены различные методы контроля за фильтрационными процессами в бетонных плотинах, а также было подобрано оборудование для контроля фильтрационных показателей в зоне контакта скалы с бетоном для проектируемой Учкуланской ГЭС - 2.
Выбранным оборудованием являются датчики ПДС, с техническими характеристиками:
• Диапазон измерения от 0 до 3 МПа;
• Рабочая зона температур от 0 до + 40 °C;
• Диаметр - 35 мм;
• Длина без кабеля - 210 мм;
• Масса - 0,75 кг;
• Количество - 4 штук.
Датчики устанавливаются в 8 и 3 секцию, на 1575,00 отметке. От датчиков идет кабель канал, с выводом результатов на гребень плотины.
