ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЧАРЫШСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ЧАРЫШ. ПРЕДЛОЖЕНИЕ ПО ДОРАБОТКЕ СЕРВОМОТОРА ПЛ ТУРБИНЫ НА ПРИМЕРЕ ЖИГУЛЕВСКОЙ ГЭС
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ ЧАРЫШСКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.3 Данные по энергосистеме 12
1.1.4 Инженерно-геологические условия 12
1.1.5 Сейсмические условия 12
1.2 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2. Водно-энергетические расчеты 13
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 13
2.2 Определение максимального расчетного расхода 15
2.3 Построение суточных графиков нагрузки 16
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 17
2.5 Режимы работы ГЭС 19
2.5.1 Расчет режима работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственного комплекса 19
2.5.2 Водноэнергетический расчёт режима работы ГЭС в маловодном и
средневодном годах 21
2.6 Определение установленной мощности проектируемой станции 21
3. Основное и вспомогательное оборудование 23
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 23
3.1.1 Построение режимного поля 23
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным
характеристикам 26
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 29
3.2.1 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения её безкавитационной работы 29
3.2.2 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 32
3.3 Расчет и построение спиральной камеры 32
3.5 Расчет подшипника 36
4. Электрическая часть 37
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 37
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 37
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 37
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным блоком 37
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным блоком 39
4.2.4 Выбор трансформаторов СН 41
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного
устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 41
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технике-экономического расчёта 43
4.6 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 44
4.7 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в
главной схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 44
4.7.1 Расчёт исходных данных 44
4.7.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет
токов короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 46
4.8 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 47
4.9 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 10,5 кВ 48
4.10 Выбор трансформаторов тока и напряжения 49
4.11 Выбор параметров КРУЭ 50
4.11.1 Выбор выключателей и разъединителей 50
4.11.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 51
5. Релейная защита и автоматика генератора 52
5.1 Расчет номинальных токов 52
5.2 Перечень защит основного оборудования 53
5.3 Описание защит и расчёт их уставок 54
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 54
5.4 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO) 57
5.5 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 59
5.5 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 59
5.6 Защита от симметричных перегрузок (I1) 62
5.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 64
5.8 Дистанционная защита генератора Zl <, Z2 < 65
5.9 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 68
5.10 Таблица уставок и матрица отключений защит 69
6 Компоновка и сооружения гидроузла 71
6.1 Состав и компоновка гидроузла 71
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 71
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 71
6.2.2 Определение отметки гребня плотины и гребня быка 71
6.2.3 Определение ширины водосливного фронта 74
6.2.4 Определение отметки гребня водослива 75
6.2.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 76
6.3 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 78
6.4 Расчет параметров водобоя и принятых гасителей 78
6.5 Конструирование бетонной плотины 80
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 80
6.6 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины 81
6.6.1 Быки 81
6.6.2 Устои 82
6.6.3 Дренажные устройства 82
6.6.4 Элементы подземного контура плотины 82
6.6.5 Галереи в теле плотины 83
6.7 Фильтрационные и взвешивающее давление 83
6.8 Статические расчёты плотины 84
6.9.1 Вес сооружения 84
6.9.2 Сила гидростатического давления воды 85
6.9.3 Волновое воздействие 85
6.9.6 Расчёт прочности плотины 85
6.10 Критерии прочности плотины 87
6.11 Расчёт устойчивости плотины 88
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды .... 90
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 90
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для
работников Чарышской ГЭС 90
7.2.1 Общие положения 90
7.2.2 Охрана труда при выполнении работ в устройствах релейной
защиты и электроавтоматики, со средствами измерений и приборами учета электроэнергии, вторичными цепями 92
7.2.3 Охрана труда при выполнении работ на измерительных
трансформаторах тока 92
7.2.4 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 93
7.2.5 Отходы, образующиеся при строительстве 93
7.3 Пожарная безопасность 94
7.3.1 Общие требования к пожарной безопасности 94
7.3.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 95
7.3.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 96
7.4 Охрана природы 97
7.4.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 99
7.4.2 Водоохранная зона 100
7.4.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 101
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 104
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 104
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 104
8.3 Налоговые расходы 107
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и
мощности 108
8.5Оценка инвестиционного проекта 109
8.6 Методология и исходные данные 109
8.7 Коммерческая эффективность 110
8.8 Бюджетная эффективность 110
8.9 Анализ чувствительности 111
9 Предложение по доработке сервомотора ПЛ турбины на примере
Жигулевской ГЭС 114
9.1 Конструкция ПЛ турбины и принцип её работы 114
9.2 Описание аварийного останова ГА-1 115
9.3 Недостатки пропеллерного режима работы гидротурбины в сравнении
с поворотно-лопастным 116
9.4 Предложение по доработки сервомотора ПЛ турбины 116
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 120
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 122
ПРИЛОЖЕНИЕ А 124
ПРИЛОЖЕНИЕ Б 126
ПРИЛОЖЕНИЕ В 128
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.3 Данные по энергосистеме 12
1.1.4 Инженерно-геологические условия 12
1.1.5 Сейсмические условия 12
1.2 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2. Водно-энергетические расчеты 13
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 13
2.2 Определение максимального расчетного расхода 15
2.3 Построение суточных графиков нагрузки 16
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 17
2.5 Режимы работы ГЭС 19
2.5.1 Расчет режима работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственного комплекса 19
2.5.2 Водноэнергетический расчёт режима работы ГЭС в маловодном и
средневодном годах 21
2.6 Определение установленной мощности проектируемой станции 21
3. Основное и вспомогательное оборудование 23
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 23
3.1.1 Построение режимного поля 23
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным
характеристикам 26
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 29
3.2.1 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения её безкавитационной работы 29
3.2.2 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 32
3.3 Расчет и построение спиральной камеры 32
3.5 Расчет подшипника 36
4. Электрическая часть 37
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 37
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 37
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 37
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным блоком 37
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным блоком 39
4.2.4 Выбор трансформаторов СН 41
4.4 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного
устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 41
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технике-экономического расчёта 43
4.6 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 44
4.7 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в
главной схеме с помощью программного обеспечения RastrWin 44
4.7.1 Расчёт исходных данных 44
4.7.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет
токов короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 46
4.8 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 47
4.9 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 10,5 кВ 48
4.10 Выбор трансформаторов тока и напряжения 49
4.11 Выбор параметров КРУЭ 50
4.11.1 Выбор выключателей и разъединителей 50
4.11.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 51
5. Релейная защита и автоматика генератора 52
5.1 Расчет номинальных токов 52
5.2 Перечень защит основного оборудования 53
5.3 Описание защит и расчёт их уставок 54
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 54
5.4 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO) 57
5.5 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 59
5.5 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 59
5.6 Защита от симметричных перегрузок (I1) 62
5.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 64
5.8 Дистанционная защита генератора Zl <, Z2 < 65
5.9 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 68
5.10 Таблица уставок и матрица отключений защит 69
6 Компоновка и сооружения гидроузла 71
6.1 Состав и компоновка гидроузла 71
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 71
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 71
6.2.2 Определение отметки гребня плотины и гребня быка 71
6.2.3 Определение ширины водосливного фронта 74
6.2.4 Определение отметки гребня водослива 75
6.2.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 76
6.3 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 78
6.4 Расчет параметров водобоя и принятых гасителей 78
6.5 Конструирование бетонной плотины 80
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 80
6.6 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины 81
6.6.1 Быки 81
6.6.2 Устои 82
6.6.3 Дренажные устройства 82
6.6.4 Элементы подземного контура плотины 82
6.6.5 Галереи в теле плотины 83
6.7 Фильтрационные и взвешивающее давление 83
6.8 Статические расчёты плотины 84
6.9.1 Вес сооружения 84
6.9.2 Сила гидростатического давления воды 85
6.9.3 Волновое воздействие 85
6.9.6 Расчёт прочности плотины 85
6.10 Критерии прочности плотины 87
6.11 Расчёт устойчивости плотины 88
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды .... 90
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 90
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для
работников Чарышской ГЭС 90
7.2.1 Общие положения 90
7.2.2 Охрана труда при выполнении работ в устройствах релейной
защиты и электроавтоматики, со средствами измерений и приборами учета электроэнергии, вторичными цепями 92
7.2.3 Охрана труда при выполнении работ на измерительных
трансформаторах тока 92
7.2.4 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 93
7.2.5 Отходы, образующиеся при строительстве 93
7.3 Пожарная безопасность 94
7.3.1 Общие требования к пожарной безопасности 94
7.3.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 95
7.3.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 96
7.4 Охрана природы 97
7.4.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 99
7.4.2 Водоохранная зона 100
7.4.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 101
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 104
8.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 104
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 104
8.3 Налоговые расходы 107
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и
мощности 108
8.5Оценка инвестиционного проекта 109
8.6 Методология и исходные данные 109
8.7 Коммерческая эффективность 110
8.8 Бюджетная эффективность 110
8.9 Анализ чувствительности 111
9 Предложение по доработке сервомотора ПЛ турбины на примере
Жигулевской ГЭС 114
9.1 Конструкция ПЛ турбины и принцип её работы 114
9.2 Описание аварийного останова ГА-1 115
9.3 Недостатки пропеллерного режима работы гидротурбины в сравнении
с поворотно-лопастным 116
9.4 Предложение по доработки сервомотора ПЛ турбины 116
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 120
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 122
ПРИЛОЖЕНИЕ А 124
ПРИЛОЖЕНИЕ Б 126
ПРИЛОЖЕНИЕ В 128
Энергия текущей воды является одним из старейших источников электроэнергии на планете. На территории России расположено около 9% мировых запасов гидроэнергии. Экономический потенциал гидроэнергоресурсов России составляет 850 млрд кВт.ч, из которых 120 млрд кВт.ч приходится на Европейскую часть страны и 730 млрд кВт.ч на Сибирь и Дальний Восток.
Гидростанции не вызывают никаких вопросов, поскольку их мощности находятся вне конкуренции по множеству параметров — они относятся к возобновляемым источникам энергии, используются для регулировки системных пиковых нагрузок, быстро выходя на заданную мощность, а их энергия достаточно дешева. В условиях единой энергосистемы и ситуации возрастания пиковых нагрузок из-за возросшего потребления населением и сферой услуг второе качество становится особенно ценным.
Следует отметить, что гидроэлектростанции могут устанавливаться практически на любых водотоках, соответственно изменяется мощность агрегатов. Особое свойство гидротехнических сооружений заключается в том, что их разрушение высвобождает на волю разрушительную стихию, приводящее за короткое время к колоссальным материальным убыткам, но что особо важно к большим человеческим жертвам. Поэтому необходим крайне серьезный подход к проектированию гидротехнических сооружений для качественного и безопасного использования гидроресурсов.
Целью проекта является проектирование Чарышской ГЭС на реке Чарыш её сооружений и электрической части, выбор основного гидросилового и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда и окружающей среды и технико-экономическое обоснование эффективности проекта.
В соответствии со специальным вопросом дипломного проекта произведена разработка предложений по доработке сервомоторов ПЛ турбины на примере Жигулевской ГЭС.
Гидростанции не вызывают никаких вопросов, поскольку их мощности находятся вне конкуренции по множеству параметров — они относятся к возобновляемым источникам энергии, используются для регулировки системных пиковых нагрузок, быстро выходя на заданную мощность, а их энергия достаточно дешева. В условиях единой энергосистемы и ситуации возрастания пиковых нагрузок из-за возросшего потребления населением и сферой услуг второе качество становится особенно ценным.
Следует отметить, что гидроэлектростанции могут устанавливаться практически на любых водотоках, соответственно изменяется мощность агрегатов. Особое свойство гидротехнических сооружений заключается в том, что их разрушение высвобождает на волю разрушительную стихию, приводящее за короткое время к колоссальным материальным убыткам, но что особо важно к большим человеческим жертвам. Поэтому необходим крайне серьезный подход к проектированию гидротехнических сооружений для качественного и безопасного использования гидроресурсов.
Целью проекта является проектирование Чарышской ГЭС на реке Чарыш её сооружений и электрической части, выбор основного гидросилового и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда и окружающей среды и технико-экономическое обоснование эффективности проекта.
В соответствии со специальным вопросом дипломного проекта произведена разработка предложений по доработке сервомоторов ПЛ турбины на примере Жигулевской ГЭС.
В проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры средненапорной Чарышской ГЭС на реке Чарыш, являющимся сооружением II класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 1% и поверочного 0,1% обеспеченности случаев: QJ%=1609 М3/С, Q0,J%=1906 М3/С.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Чарышской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила Nycr=130 МВТ. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 576,3 М. Полезный объем при данных отметках НПУ 586 м и УМО составляет 6,34 КМ3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 608 МЛН. КВТ-Ч.
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:
- максимальный -Нтах = 32,5 м;
- расчетный -Нрасч =25,62 м;
- минимальный -Hmin = 20,20 М.
По результатам расчетов выбора турбин был определен оптимальный вариант с шестью гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 5,6 м (ПЛ406-В- 560).
По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 115,4 об/мин был спроектирован гидрогенератор СВ-840/150-52.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства КРУЭ-220кВ - "две системы рабочих шин". ПО справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ 80000/220-У1, трансформаторы собственных нужд ТСН-63-10,5/0,4
В качестве генераторного выключателя, принять генераторный комплекс ВГГ -10, СО встроенными трансформаторами тока и напряжения, разъединителем, ограничителем перенапряжения, имеющий большой ресурс и надежность.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловой. Водосливная плотина принята бетонной. Также имеется грунтовые плотины с правого и левого берега.
В состав сооружений входят:
• водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля -39,6 м;
• здание ГЭС приплотиного типа;
• правобережная грунтовая плотина;
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойный колодец.
Разрезка водосливной части плотины деформационными швами произведена по быкам, разрезается каждый бык, чтобы избежать неравномерных осадок смежных быков, что может привести к заклиниванию затворов. На каждом водосливном отверстии устраиваем швы надрезы до фундаментной плиты.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,38 для основного сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений II класса - 1,2). Таким образом, плотина Чарышской ГЭС 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:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,29 руб/кВт-ч.
- показатели эффективности НИВ-12,24 млн.руб
- срок окупаемости -12 лет
Из этого можно сделать вывод, что строительство Чарышской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 1% и поверочного 0,1% обеспеченности случаев: QJ%=1609 М3/С, Q0,J%=1906 М3/С.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Чарышской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила Nycr=130 МВТ. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 576,3 М. Полезный объем при данных отметках НПУ 586 м и УМО составляет 6,34 КМ3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 608 МЛН. КВТ-Ч.
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:
- максимальный -Нтах = 32,5 м;
- расчетный -Нрасч =25,62 м;
- минимальный -Hmin = 20,20 М.
По результатам расчетов выбора турбин был определен оптимальный вариант с шестью гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 5,6 м (ПЛ406-В- 560).
По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 115,4 об/мин был спроектирован гидрогенератор СВ-840/150-52.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства КРУЭ-220кВ - "две системы рабочих шин". ПО справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ 80000/220-У1, трансформаторы собственных нужд ТСН-63-10,5/0,4
В качестве генераторного выключателя, принять генераторный комплекс ВГГ -10, СО встроенными трансформаторами тока и напряжения, разъединителем, ограничителем перенапряжения, имеющий большой ресурс и надежность.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловой. Водосливная плотина принята бетонной. Также имеется грунтовые плотины с правого и левого берега.
В состав сооружений входят:
• водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля -39,6 м;
• здание ГЭС приплотиного типа;
• правобережная грунтовая плотина;
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойный колодец.
Разрезка водосливной части плотины деформационными швами произведена по быкам, разрезается каждый бык, чтобы избежать неравномерных осадок смежных быков, что может привести к заклиниванию затворов. На каждом водосливном отверстии устраиваем швы надрезы до фундаментной плиты.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,38 для основного сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений II класса - 1,2). Таким образом, плотина Чарышской ГЭС 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:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,29 руб/кВт-ч.
- показатели эффективности НИВ-12,24 млн.руб
- срок окупаемости -12 лет
Из этого можно сделать вывод, что строительство Чарышской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.