ПРОЕКТИРОВАНИЕ СОСНОВСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ БИЯ. ПРАВИЛА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ СОСНОВСКОЙ ГЭС
|
СОКРАЩЁННЫЙ ПАСПОРТ СОСНОВСКОЙ ГЭС 7
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 12
1.1.4 Сейсмические условия 12
1.2 Энерго - экономическая характеристика района 12
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водноэнергетические расчеты 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Исходные данные 14
2.1.2 Кривые обеспеченности расходов 14
2.1.3 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 15
2.2 Построение суточных графиков нагрузки 17
2.3 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
ВХК 20
2.4 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС по маловодному
году 20
2.5 Определение установленной мощности ГЭС, баланс мощностей 21
2.6 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 22
3 Основное и вспомогательное оборудование 23
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 23
3.1.1 Построение режимного поля 23
Выбор номинального диаметра и основных характеристик гидротурбины, определение частоты вращения, рабочей зоны на универсальной характеристике 25
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 27
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 27
3.2.2 Сопоставление турбин и выбор оптимального варианта 28
3.2.3 Определение геометрических размеров проточной части 29
3.3 Расчет на прочность вала гидроагрегата и подшипника гидротурбины 30
3.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 31
3.5 Выбор электрогидравлического регулятора 31
4 Электрическая часть 32
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных
нужд 32
4.2 Выбор трансформаторов 32
4.2.1 Главные повышающие трансформаторы 32
4.2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 33
4.3 Распределительное устройство 33
4.3.1 Выбор проводов отходящих воздушных линии 33
4.3.2 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 34
4.4 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания
враспределительного устройства высшего напряжения с применением программного комплекса RastrKZ 35
4.4.1 Расчёт исходных данных 35
4.4.2 Внесение исходных данных в программный комплекс RastrKZ 36
4.5 Выбор электрических аппаратов 37
4.5.1 Определение расчетных токов 37
4.5.2 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 15,75 кВ 38
4.5.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения 39
4.5.4 Выбор выключателей и разъединителей 330 кВ 39
5 Релейная защита и автоматика 41
5.1 Перечень защит основного оборудования 41
5.2 Параметры защищаемого оборудования 42
5.3 Расчет номинальных параметров 43
5.4 Описание защит и расчет их уставок 44
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 44
5.4.2 Поперечная дифференциальная защита (IA>) 46
5.4.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 46
5.4.4 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 49
5.4.5 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 49
5.4.6 Защита от симметричных перегрузок (/1) 53
5.4.7 Дистанционная защита генератора Z1 <,Z2 < 55
5.4.8 Защита от перегрузки обмотки ротора 58
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 59
6 Состав и компоновка сооружений 60
6.1 Исходные данные 60
6.2 Состав и компоновка сооружений гидроузла 60
6.3 Проектирование сооружений напорного фронта 60
6.3.1 Определение отметки гребня плотины 61
6.3.2 Гидравлический расчёт бетонной водосливной плотины 63
6.4 Конструирование бетонной плотины 74
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 74
6.4.2 Разрезка бетонной плотины швами 75
6.4.3 Быки 76
6.4.4 Устои 76
6.4.5 Дренаж тела бетонных плотин 76
6.4.6 Галереи в теле плотины 76
6.5 Элементы подземного контура плотины 77
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 78
6.6.1 Вес сооружения 78
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 79
6.6.3 Взвешивающее и фильтрационное давления 80
6.6.4 Давление наносов 81
6.6.5 Волновое воздействие 81
6.7 Расчёт прочности плотины 82
6.8 Расчёт устойчивости плотины 85
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 87
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 87
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для работников
Сосновской ГЭС 87
7.3 Пожарная безопасность 89
7.4 Охрана окружающей среды 91
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 94
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 94
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 94
8.3 Налоговые расходы 96
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 97
8.5 Оценка инвестиционного проекта 98
8.5.1 Коммерческая эффективность проекта 98
9 Правила эксплуатации гидротехнических сооружений Сосновской ГЭС 99
9.1 Общие положения 99
9.2 Документация, необходимая для нормальной эксплуатации 99
9.3 Техническое обслуживание ГТС 100
9.3.1 Осуществление эксплуатационного контроля за состояние ГТС 100
9.3.2 Организация и осуществление натурных наблюдений 100
9.3.3 Применяемые методики инструментального контроля
параметров ГТС, их измерения и описания 101
9.3.4 Графики осмотров ГТС 102
9.3.5 Организация и проведение предпаводковых и послепаводковых
обследований ГТС 102
9.3.6 Перечень должностных лиц, производящих наблюдения и
измерения 102
9.3.7 Организация и осуществление обработки и анализа результатов
наблюдений и измерений 103
9.3.8 Порядок подготовки и регламент проведения ремонтных работ, типовые схемы и решения по ремонту повреждений, которые подлежат немедленному устранению (в случае, если создают угрозу)
эксплуатационным персоналом 103
9.4 Основные правила технической эксплуатации ГТС 104
9.4.1 Требования техники безопасности при эксплуатации ГТС 104
9.4.2 Основные показатели технической исправности и
работоспособности ГТС 105
9.4.3 Мероприятия, проводимые в случае возникновения аварийных ситуаций, при катастрофических паводках, превышающих
пропускную способность водосбросных сооружений 105
9.4.4 Наличие в организации финансовых (материальных) резервов
для ликвидации аварий ГТС 107
9.4.5 Порядок эксплуатации ГТС при нормальных условиях, в
экстремальных ситуациях при пропуске паводков, половодий и отрицательных температурах 107
9.5 Обеспечение безопасности ГТС 109
9.6 Перечень (план) необходимых мероприятий и требований по
обеспечению безопасности ГТС с указанием ответственных лиц и сроков . 110
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 111
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 113
ПРИЛОЖЕНИЕ А_ Анализ исходных данных 116
ПРИЛОЖЕНИЕ Б_Водноэнергетические расчёты 118
ПРИЛОЖЕНИЕ В_Основное и вспомогательное оборудование 122
ПРИЛОЖЕНИЕ Г_Геологический разрез по створу плотины реки Бия 124
ПРИЛОЖЕНИЕ Д_Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 125
ПРИЛОЖЕНИЕ Е_Таблица уставок и матрица отключений защит 126
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 12
1.1.4 Сейсмические условия 12
1.2 Энерго - экономическая характеристика района 12
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водноэнергетические расчеты 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Исходные данные 14
2.1.2 Кривые обеспеченности расходов 14
2.1.3 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 15
2.2 Построение суточных графиков нагрузки 17
2.3 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
ВХК 20
2.4 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС по маловодному
году 20
2.5 Определение установленной мощности ГЭС, баланс мощностей 21
2.6 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 22
3 Основное и вспомогательное оборудование 23
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 23
3.1.1 Построение режимного поля 23
Выбор номинального диаметра и основных характеристик гидротурбины, определение частоты вращения, рабочей зоны на универсальной характеристике 25
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 27
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 27
3.2.2 Сопоставление турбин и выбор оптимального варианта 28
3.2.3 Определение геометрических размеров проточной части 29
3.3 Расчет на прочность вала гидроагрегата и подшипника гидротурбины 30
3.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 31
3.5 Выбор электрогидравлического регулятора 31
4 Электрическая часть 32
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных
нужд 32
4.2 Выбор трансформаторов 32
4.2.1 Главные повышающие трансформаторы 32
4.2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 33
4.3 Распределительное устройство 33
4.3.1 Выбор проводов отходящих воздушных линии 33
4.3.2 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 34
4.4 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания
враспределительного устройства высшего напряжения с применением программного комплекса RastrKZ 35
4.4.1 Расчёт исходных данных 35
4.4.2 Внесение исходных данных в программный комплекс RastrKZ 36
4.5 Выбор электрических аппаратов 37
4.5.1 Определение расчетных токов 37
4.5.2 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 15,75 кВ 38
4.5.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения 39
4.5.4 Выбор выключателей и разъединителей 330 кВ 39
5 Релейная защита и автоматика 41
5.1 Перечень защит основного оборудования 41
5.2 Параметры защищаемого оборудования 42
5.3 Расчет номинальных параметров 43
5.4 Описание защит и расчет их уставок 44
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 44
5.4.2 Поперечная дифференциальная защита (IA>) 46
5.4.3 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 46
5.4.4 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 49
5.4.5 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 49
5.4.6 Защита от симметричных перегрузок (/1) 53
5.4.7 Дистанционная защита генератора Z1 <,Z2 < 55
5.4.8 Защита от перегрузки обмотки ротора 58
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 59
6 Состав и компоновка сооружений 60
6.1 Исходные данные 60
6.2 Состав и компоновка сооружений гидроузла 60
6.3 Проектирование сооружений напорного фронта 60
6.3.1 Определение отметки гребня плотины 61
6.3.2 Гидравлический расчёт бетонной водосливной плотины 63
6.4 Конструирование бетонной плотины 74
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 74
6.4.2 Разрезка бетонной плотины швами 75
6.4.3 Быки 76
6.4.4 Устои 76
6.4.5 Дренаж тела бетонных плотин 76
6.4.6 Галереи в теле плотины 76
6.5 Элементы подземного контура плотины 77
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 78
6.6.1 Вес сооружения 78
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 79
6.6.3 Взвешивающее и фильтрационное давления 80
6.6.4 Давление наносов 81
6.6.5 Волновое воздействие 81
6.7 Расчёт прочности плотины 82
6.8 Расчёт устойчивости плотины 85
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 87
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 87
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для работников
Сосновской ГЭС 87
7.3 Пожарная безопасность 89
7.4 Охрана окружающей среды 91
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 94
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 94
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 94
8.3 Налоговые расходы 96
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 97
8.5 Оценка инвестиционного проекта 98
8.5.1 Коммерческая эффективность проекта 98
9 Правила эксплуатации гидротехнических сооружений Сосновской ГЭС 99
9.1 Общие положения 99
9.2 Документация, необходимая для нормальной эксплуатации 99
9.3 Техническое обслуживание ГТС 100
9.3.1 Осуществление эксплуатационного контроля за состояние ГТС 100
9.3.2 Организация и осуществление натурных наблюдений 100
9.3.3 Применяемые методики инструментального контроля
параметров ГТС, их измерения и описания 101
9.3.4 Графики осмотров ГТС 102
9.3.5 Организация и проведение предпаводковых и послепаводковых
обследований ГТС 102
9.3.6 Перечень должностных лиц, производящих наблюдения и
измерения 102
9.3.7 Организация и осуществление обработки и анализа результатов
наблюдений и измерений 103
9.3.8 Порядок подготовки и регламент проведения ремонтных работ, типовые схемы и решения по ремонту повреждений, которые подлежат немедленному устранению (в случае, если создают угрозу)
эксплуатационным персоналом 103
9.4 Основные правила технической эксплуатации ГТС 104
9.4.1 Требования техники безопасности при эксплуатации ГТС 104
9.4.2 Основные показатели технической исправности и
работоспособности ГТС 105
9.4.3 Мероприятия, проводимые в случае возникновения аварийных ситуаций, при катастрофических паводках, превышающих
пропускную способность водосбросных сооружений 105
9.4.4 Наличие в организации финансовых (материальных) резервов
для ликвидации аварий ГТС 107
9.4.5 Порядок эксплуатации ГТС при нормальных условиях, в
экстремальных ситуациях при пропуске паводков, половодий и отрицательных температурах 107
9.5 Обеспечение безопасности ГТС 109
9.6 Перечень (план) необходимых мероприятий и требований по
обеспечению безопасности ГТС с указанием ответственных лиц и сроков . 110
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 111
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 113
ПРИЛОЖЕНИЕ А_ Анализ исходных данных 116
ПРИЛОЖЕНИЕ Б_Водноэнергетические расчёты 118
ПРИЛОЖЕНИЕ В_Основное и вспомогательное оборудование 122
ПРИЛОЖЕНИЕ Г_Геологический разрез по створу плотины реки Бия 124
ПРИЛОЖЕНИЕ Д_Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 125
ПРИЛОЖЕНИЕ Е_Таблица уставок и матрица отключений защит 126
Россия обладает одним из самых мощных гидропотенциалов в мире. Гидроресурсы России оцениваются сегодня примерно в 900 млрд. кВт-ч, однако, по степени освоения экономически эффективных гидроресурсов Россия на сегодняшний день значительно уступает экономически развитым странам. Этот показатель в нашей стране равен 20 %, в то время как в США и Канаде составляет 50-55 %, а в ряде стран Западной Европы и Японии - от 60 % до 90 %. Гидропотенциал России используется на 50 % в Европейской части, на 20% в Сибири и на 4 % - на Дальнем Востоке.
Использование гидроэнергетических ресурсов имеет ряд преимуществ перед использованием других энергоресурсов:
1. Гидроэнергия - возобновляемый источник. Использование гидроэнергии позволяет сократить потребление углеводородного топлива для нужд электроэнергетики.
2. Себестоимость 1 кВт-ч электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС намного меньше, чем на тепловой станции, отсюда быстрая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
3. На выработку электроэнергии на ГЭС требуется значительно меньше рабочей силы, из-за простоты технологического процесса.
4. ГЭС обладает высокой маневренностью и гибкостью в работе. ГА может быть запущен на холостой ход и включен в работу в течении короткого времени.
5. По сравнению с турбоагрегатами, гидроагрегаты имеют более высокий КПД.
6. На ГЭС значительно меньше аварийность и износ оборудования, следовательно, они более надежны в эксплуатации.
7. Возможность получения электроэнергии в больших количествах и низкой стоимости, стимулирует развитие электроемких производств.
8. Одновременно со строительством ГЭС разрешаются вопросы комплексного использования рек для судоходства, орошения, водоснабжения.
Современная тенденция развития гидроэнергетики в мире подтверждает важную роль использования постоянно возобновляемого экологически чистого источника энергии - воды.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач, найти оптимальные проектные решения.
Использование гидроэнергетических ресурсов имеет ряд преимуществ перед использованием других энергоресурсов:
1. Гидроэнергия - возобновляемый источник. Использование гидроэнергии позволяет сократить потребление углеводородного топлива для нужд электроэнергетики.
2. Себестоимость 1 кВт-ч электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС намного меньше, чем на тепловой станции, отсюда быстрая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
3. На выработку электроэнергии на ГЭС требуется значительно меньше рабочей силы, из-за простоты технологического процесса.
4. ГЭС обладает высокой маневренностью и гибкостью в работе. ГА может быть запущен на холостой ход и включен в работу в течении короткого времени.
5. По сравнению с турбоагрегатами, гидроагрегаты имеют более высокий КПД.
6. На ГЭС значительно меньше аварийность и износ оборудования, следовательно, они более надежны в эксплуатации.
7. Возможность получения электроэнергии в больших количествах и низкой стоимости, стимулирует развитие электроемких производств.
8. Одновременно со строительством ГЭС разрешаются вопросы комплексного использования рек для судоходства, орошения, водоснабжения.
Современная тенденция развития гидроэнергетики в мире подтверждает важную роль использования постоянно возобновляемого экологически чистого источника энергии - воды.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач, найти оптимальные проектные решения.
Рассчитаны и определены показатели, выбраны элементы и параметры Сосновской ГЭС, с плотиной высотой 108 м на реке Бия, являющейся сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчётных расходов для основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% обеспеченности случаев: Q% = 3467 м3/с., Qo,i% = 4188 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчётов выбрана установленная мощность Сосновской ГЭС, а также определена зона её работы в суточных графиках нагрузки. Установленная мощность составила 592 МВт. Определён уровень мёртвого объёма, отметка которого составила 505,30 м. Полезный объём при отметке НПУ составляет 6,26 млн. м3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 3,052 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 - 97,4 м;
расчётный - 86,1 м;
минимальный - 70,3 м.
Выбрана гидротурбина РО115-В-530. По результатам расчётов оптимальным оказался вариант с 3 гидроагрегатами, диаметрами рабочих колёс
5,3 м.
Для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-1130/220-44 с номинальной активной мощностью 200 МВт.
Далее выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства на 6 присоединений (три воздушных линии, три генераторных присоединения) КРУЭ 330 кВ - полуторная цепочка (две системы шин с тремя выключателями на две цепи). По справочным данным и каталогам выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ 250000/330-УХЛ1, трансформаторы собственных нужд TC3-6300/20.
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый выключатель ВГГ-20-50/10000 У3 производства российской машиностроительной компании ОАО ВО «Электроаппарат».
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с отлетом струи - 70,0 м;
- станционная бетонная плотина - 88,6 м;
- правобережная бетонная плотина - 51,6 м;
- левобережная бетонная плотина - 51,1 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 428,00 м;
- число водосливных отверстий - 5;
- ширина водосливных отверстий - 10,0 м;
- отметка гребня - 536,0 м;
- ширина гребня - 24,0 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,32 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Сосновского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 9 лет;
- себестоимость - 1,44 руб/кВтш;
- удельные капиталовложения - 58752,66 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Сосновской ГЭС 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 0,1% и поверочного 0,01% обеспеченности случаев: Q% = 3467 м3/с., Qo,i% = 4188 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчётов выбрана установленная мощность Сосновской ГЭС, а также определена зона её работы в суточных графиках нагрузки. Установленная мощность составила 592 МВт. Определён уровень мёртвого объёма, отметка которого составила 505,30 м. Полезный объём при отметке НПУ составляет 6,26 млн. м3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 3,052 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 - 97,4 м;
расчётный - 86,1 м;
минимальный - 70,3 м.
Выбрана гидротурбина РО115-В-530. По результатам расчётов оптимальным оказался вариант с 3 гидроагрегатами, диаметрами рабочих колёс
5,3 м.
Для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 136,4 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-1130/220-44 с номинальной активной мощностью 200 МВт.
Далее выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства на 6 присоединений (три воздушных линии, три генераторных присоединения) КРУЭ 330 кВ - полуторная цепочка (две системы шин с тремя выключателями на две цепи). По справочным данным и каталогам выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ 250000/330-УХЛ1, трансформаторы собственных нужд TC3-6300/20.
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый выключатель ВГГ-20-50/10000 У3 производства российской машиностроительной компании ОАО ВО «Электроаппарат».
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с отлетом струи - 70,0 м;
- станционная бетонная плотина - 88,6 м;
- правобережная бетонная плотина - 51,6 м;
- левобережная бетонная плотина - 51,1 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 428,00 м;
- число водосливных отверстий - 5;
- ширина водосливных отверстий - 10,0 м;
- отметка гребня - 536,0 м;
- ширина гребня - 24,0 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,32 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Сосновского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 9 лет;
- себестоимость - 1,44 руб/кВтш;
- удельные капиталовложения - 58752,66 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Сосновской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
