Проектирование Нижне-Ангарского гидроузла на реке Ангара. Разрушение подходных выработок подземного комплекса. Способы выполнения ремонтных работ.
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ НИЖНЕ-АНГАРСКОЙ 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
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 12
1.1.4 Сейсмические условия 12
1.2 Данные по энергосистеме 13
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 14
2 Водно-энергетические расчёты 15
2.1. Исходные данные 15
2.2 Выбор установленной мощности на основе водноэнергетических расчётов15
2.2.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года 15
2.2.2 Построение суточных графиков нагрузки и ИКН энергосистемы 19
2.2.3 Построение годовых графиков максимальной и средней мощностей 21
2.3 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требования
ВХК 22
2.4 Баланс энергии 23
2.5 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС по маловодному
году 23
2.6 Определение установленной мощности ГЭС, баланс мощностей 24
2.7 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в средневодном году,
определение средней многолетней выработки 26
2.8 Построение режимного поля 26
3 Выбор основного энергетического оборудования 28
3.1 Выбор системы и количества агрегатов 28
3.2 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения
ее бескавитационной работы 33
3.3 Гидромеханический расчет и построение металлической спиральной
камеры 34
3.4 Расчет деталей и узлов гидротурбины 36
3.5 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 37
3.6 Выбор электрогидравлического регулятора 37
3.7 Выбор типа серийного гидрогенератора 38
4 Состав и компоновка сооружений 39
4.1 Состав и компоновка гидроузла 39
4.2 Проектирование водосливной плотины 39
4.3 Определение отметки гребня плотины 39
4.4 Гидравлический расчет бетонной водосливной плотины и глубинного
водосброса 42
4.4.1 Определение ширины водосливного фронта 42
4.4.2 Определение отметки гребня водослива 44
4.4.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 46
4.4.4 Построение профиля водосливной грани 47
4.4.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 47
4.4.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 449
4.4.7 Пропуск расхода через глубинные водосбросы 51
4.5 Конструирование плотины 53
4.5.1 Определение ширины подошвы плотины 53
4.5.2 Разрезка бетонной плотины швами 54
4.5.3 Быки 54
4.5.4 Устои 55
4.5.5 Основные размеры цементационной завесы 55
4.5.6 Основные размеры дренажа в основании плотины 56
4.5.7 Галереи в теле плотины 56
4.5.8 Дренаж в теле плотины 56
4.6 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 57
4.6.1 Определение основных нагрузок на плотину 57
4.6.1.1 Вес сооружения 57
4.6.1.2 Сила гидростатического давления воды 58
4.6.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 58
4.6.1.4 Сила фильтрационного давления 58
4.6.1.5 Давление наносов 59
4.6.1.6 Волновое давление 60
4.6.2 Расчет прочности плотины 61
4.6.2.1 Определение напряжений 61
4.6.2.2 Критерии прочности плотины 63
4.6.2.3 Расчет устойчивости плотины 64
5 Организация и производство гидротехнических работ 66
5.1 Гидрологические данные 66
5.2 Компоновка гидроузла и состав сооружений 67
5.3 Организация строительства 67
5.3.1 Разбивка сооружения на периоды и этапы возведения 67
5.4 I этап строительства (возведение сооружений, необходимых для перекрытия
русла) 68
5.4.1 Гидравлический расчет пропуска строительных расходов I очереди через
стесненное русло 69
5.4.2 Возведение сооружения до перекрытия русла: Отсыпка перемычек (ВП,
НП, НН), откачка воды из котлована 1 очереди 71
5.4.3 Водопонижение 72
5.5 Пропуск строительных расходов II очереди 72
5.5.1 Гидравлический расчет пропуска строительных расходов II очереди через
донные отверстия в водосбросе 72
5.5.2 Определение расчетной отметки порога донных отверстий 72
5.5.3 Определение количества отверстий строительного периода для пропуска
максимального строительного расхода 73
5.5.4 Определение отметок гребня перемычек II очереди 74
5.6 Буровзрывные работы 75
5.7 Земляные работы 76
5.8 Производство бетонных работ 77
5.9 Опалубочные работы 78
5.10 Арматурные работы 79
5.11 Время выполнения бетонных работ 79
5.12 Приготовление бетонной смеси 80
5.13 Состав мероприятий по подготовке блоков к бетонированию 81
5.14 Подготовка оснований блоков 81
5.15 Уплотнение бетонной смеси 82
5.16 Производство бетонных работ в зимних условиях 83
5.17 Уход за бетоном 84
5.18 Второй этап строительства - перекрытие русла 85
5.18.1 Отсыпка банкета для перекрытия реки 86
5.19 Третий этап строительства - наращивание сооружений до отметок для
начала наполнения водохранилища 86
5.19.1 Разработка котлована II очереди 87
5.19.2 Бетонные работы в нижней части II очереди 87
5.19.3 Возведение грунтовой плотины 87
5.20 Четвертый этап строительства 87
5.21 Пятый этап строительства 87
6 Пожарная безопасность, охрана труда, техника безопасности, мероприятия по
охране природы 90
6.1 Охрана труда 90
6.2 Пожарная безопасность 93
6.3 Охрана природы 95
6.3.1 Общие положения 95
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Нижне-Ангарского
ГУ 97
7.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 97
7.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 101
7.2.1 Основные мероприятия по охране окружающей среды в данный
период 100
7.3 Отходы, образующиеся при строительстве 101
7.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды впериод
эксплуатации 101
8 Оценка объемов продаж 103
8.1 Текущие расходы по гидроузлу 103
8.2 Налоговые расходы 106
8.3 Оценка суммы прибыли 107
8.4 Оценка инвестиционного проекта 108
8.4.1 Методология и исходные данные 108
8.4.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 109
9 Способы укрепления свода подходной выработки № 8 здания ГЭС Колымской ГЭС 110
9.1 Основные параметры выработки № 8. Существующее состояние свода
подходной выработки №8 110
9.2 Крепление свода выработки 110
9.3 Проектные решения по реконструкции свода подходной № 8 для нужд
филиала "Колымская ГЭС имени Фриштера Ю.И." ПАО "Колымаэнерго" 115
9.3.1 Набрызгбетонная крепь 115
9.3.2 Монолитная железобетонная обделка 119
9.3.3 Общие подготовительные работы 90
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 122
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 124
ПРИЛОЖЕНИЯ А-В 126
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 12
1.1.4 Сейсмические условия 12
1.2 Данные по энергосистеме 13
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 14
2 Водно-энергетические расчёты 15
2.1. Исходные данные 15
2.2 Выбор установленной мощности на основе водноэнергетических расчётов15
2.2.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года 15
2.2.2 Построение суточных графиков нагрузки и ИКН энергосистемы 19
2.2.3 Построение годовых графиков максимальной и средней мощностей 21
2.3 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требования
ВХК 22
2.4 Баланс энергии 23
2.5 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС по маловодному
году 23
2.6 Определение установленной мощности ГЭС, баланс мощностей 24
2.7 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС в средневодном году,
определение средней многолетней выработки 26
2.8 Построение режимного поля 26
3 Выбор основного энергетического оборудования 28
3.1 Выбор системы и количества агрегатов 28
3.2 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения
ее бескавитационной работы 33
3.3 Гидромеханический расчет и построение металлической спиральной
камеры 34
3.4 Расчет деталей и узлов гидротурбины 36
3.5 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 37
3.6 Выбор электрогидравлического регулятора 37
3.7 Выбор типа серийного гидрогенератора 38
4 Состав и компоновка сооружений 39
4.1 Состав и компоновка гидроузла 39
4.2 Проектирование водосливной плотины 39
4.3 Определение отметки гребня плотины 39
4.4 Гидравлический расчет бетонной водосливной плотины и глубинного
водосброса 42
4.4.1 Определение ширины водосливного фронта 42
4.4.2 Определение отметки гребня водослива 44
4.4.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 46
4.4.4 Построение профиля водосливной грани 47
4.4.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 47
4.4.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 449
4.4.7 Пропуск расхода через глубинные водосбросы 51
4.5 Конструирование плотины 53
4.5.1 Определение ширины подошвы плотины 53
4.5.2 Разрезка бетонной плотины швами 54
4.5.3 Быки 54
4.5.4 Устои 55
4.5.5 Основные размеры цементационной завесы 55
4.5.6 Основные размеры дренажа в основании плотины 56
4.5.7 Галереи в теле плотины 56
4.5.8 Дренаж в теле плотины 56
4.6 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 57
4.6.1 Определение основных нагрузок на плотину 57
4.6.1.1 Вес сооружения 57
4.6.1.2 Сила гидростатического давления воды 58
4.6.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 58
4.6.1.4 Сила фильтрационного давления 58
4.6.1.5 Давление наносов 59
4.6.1.6 Волновое давление 60
4.6.2 Расчет прочности плотины 61
4.6.2.1 Определение напряжений 61
4.6.2.2 Критерии прочности плотины 63
4.6.2.3 Расчет устойчивости плотины 64
5 Организация и производство гидротехнических работ 66
5.1 Гидрологические данные 66
5.2 Компоновка гидроузла и состав сооружений 67
5.3 Организация строительства 67
5.3.1 Разбивка сооружения на периоды и этапы возведения 67
5.4 I этап строительства (возведение сооружений, необходимых для перекрытия
русла) 68
5.4.1 Гидравлический расчет пропуска строительных расходов I очереди через
стесненное русло 69
5.4.2 Возведение сооружения до перекрытия русла: Отсыпка перемычек (ВП,
НП, НН), откачка воды из котлована 1 очереди 71
5.4.3 Водопонижение 72
5.5 Пропуск строительных расходов II очереди 72
5.5.1 Гидравлический расчет пропуска строительных расходов II очереди через
донные отверстия в водосбросе 72
5.5.2 Определение расчетной отметки порога донных отверстий 72
5.5.3 Определение количества отверстий строительного периода для пропуска
максимального строительного расхода 73
5.5.4 Определение отметок гребня перемычек II очереди 74
5.6 Буровзрывные работы 75
5.7 Земляные работы 76
5.8 Производство бетонных работ 77
5.9 Опалубочные работы 78
5.10 Арматурные работы 79
5.11 Время выполнения бетонных работ 79
5.12 Приготовление бетонной смеси 80
5.13 Состав мероприятий по подготовке блоков к бетонированию 81
5.14 Подготовка оснований блоков 81
5.15 Уплотнение бетонной смеси 82
5.16 Производство бетонных работ в зимних условиях 83
5.17 Уход за бетоном 84
5.18 Второй этап строительства - перекрытие русла 85
5.18.1 Отсыпка банкета для перекрытия реки 86
5.19 Третий этап строительства - наращивание сооружений до отметок для
начала наполнения водохранилища 86
5.19.1 Разработка котлована II очереди 87
5.19.2 Бетонные работы в нижней части II очереди 87
5.19.3 Возведение грунтовой плотины 87
5.20 Четвертый этап строительства 87
5.21 Пятый этап строительства 87
6 Пожарная безопасность, охрана труда, техника безопасности, мероприятия по
охране природы 90
6.1 Охрана труда 90
6.2 Пожарная безопасность 93
6.3 Охрана природы 95
6.3.1 Общие положения 95
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Нижне-Ангарского
ГУ 97
7.1 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 97
7.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 101
7.2.1 Основные мероприятия по охране окружающей среды в данный
период 100
7.3 Отходы, образующиеся при строительстве 101
7.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды впериод
эксплуатации 101
8 Оценка объемов продаж 103
8.1 Текущие расходы по гидроузлу 103
8.2 Налоговые расходы 106
8.3 Оценка суммы прибыли 107
8.4 Оценка инвестиционного проекта 108
8.4.1 Методология и исходные данные 108
8.4.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 109
9 Способы укрепления свода подходной выработки № 8 здания ГЭС Колымской ГЭС 110
9.1 Основные параметры выработки № 8. Существующее состояние свода
подходной выработки №8 110
9.2 Крепление свода выработки 110
9.3 Проектные решения по реконструкции свода подходной № 8 для нужд
филиала "Колымская ГЭС имени Фриштера Ю.И." ПАО "Колымаэнерго" 115
9.3.1 Набрызгбетонная крепь 115
9.3.2 Монолитная железобетонная обделка 119
9.3.3 Общие подготовительные работы 90
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 122
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 124
ПРИЛОЖЕНИЯ А-В 126
Цивилизованное общество невозможно представить без энергетической отрасли. Современные города полностью зависят от снабжения электрической энергией. Так при выходе из строя генерирующих мощностей или распределительных сетей, тысячи людей могут оказаться без элементарных средств обеспечения жизнедеятельности: водоснабжения, отопления, канализации, освещения. Также такие аварии могут нанести экономике страны значительный ущерб. Энергетика XXI века должна надёжно и бесперебойно обеспечивать потребителя электрической энергией, при этом поддерживать качественные показатели энергии на высоком уровне.
Все вышеперечисленные условия показывают, что к проектированию, строительству и эксплуатации энергетических объектов нужно подходить с высокой ответственностью, компетенцией и максимально использовать новые разработки и достижения науки.
С развитием технологий требуется всё большее количество электроэнергии, причём она должна быть как можно более дешёвая. Кроме того, в последнее время всё больше проявляется интерес к возобновляемым источникам энергии. Поэтому самым удобным видом электростанций с низкой себестоимостью электроэнергии на сегодняшний день неоспоримо являются гидроэлектростанции. В последнее время одним из важнейших плюсов гидроэлектростанций становится её экологическая чистота.
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.
Все вышеперечисленные условия показывают, что к проектированию, строительству и эксплуатации энергетических объектов нужно подходить с высокой ответственностью, компетенцией и максимально использовать новые разработки и достижения науки.
С развитием технологий требуется всё большее количество электроэнергии, причём она должна быть как можно более дешёвая. Кроме того, в последнее время всё больше проявляется интерес к возобновляемым источникам энергии. Поэтому самым удобным видом электростанций с низкой себестоимостью электроэнергии на сегодняшний день неоспоримо являются гидроэлектростанции. В последнее время одним из важнейших плюсов гидроэлектростанций становится её экологическая чистота.
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.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Нижне-Ангарского гидроузла на реке Ангара, являющегося сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 0,1 % и поверочного 0,01 % равных 6440 и 6974 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 2342 МВт и среднемноголетняя выработка 16,8 млрд. кВтч.
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 - 68 м;
- расчетный - 55,1 м;
- минимальный - 44 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 4632 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось три варианта ПЛ70-В, ПЛД70-В и РО75-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с восьмью гидротурбинами ПЛД70-В-800.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 107,1 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1200/160-56 с номинальной активной мощностью 350 МВт.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с системой свободного отлета струи - 33 м;
- станционная бетонная плотина - 360 м;
- секция донного водосброса - 24 м;
- правобережная грунтовая плотина - 995,9 м;
- левобережная грунтовая плотина - 487,1 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 388,0 м;
- число водосливных отверстий - 3;
- ширина водосливных отверстий - 8 м;
- отметка гребня - 473,40 м;
- ширина гребня - 21 м;
- количество глубинных отверстий - 2;
- высота глубинных отверстий - 6 м;
- ширина глубинных отверстий - 6 м;
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,25 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,32). Таким образом, плотина Нижне-Ангарского 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 - 8 лет 7 месяцев;
- себестоимость - 0,18 руб/кВтч;
- удельные капиталовложения - 70025,6 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Нижне-Ангарской 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 случаев: основного обеспеченностью 0,1 % и поверочного 0,01 % равных 6440 и 6974 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 2342 МВт и среднемноголетняя выработка 16,8 млрд. кВтч.
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 - 68 м;
- расчетный - 55,1 м;
- минимальный - 44 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 4632 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось три варианта ПЛ70-В, ПЛД70-В и РО75-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с восьмью гидротурбинами ПЛД70-В-800.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 107,1 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1200/160-56 с номинальной активной мощностью 350 МВт.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с системой свободного отлета струи - 33 м;
- станционная бетонная плотина - 360 м;
- секция донного водосброса - 24 м;
- правобережная грунтовая плотина - 995,9 м;
- левобережная грунтовая плотина - 487,1 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 388,0 м;
- число водосливных отверстий - 3;
- ширина водосливных отверстий - 8 м;
- отметка гребня - 473,40 м;
- ширина гребня - 21 м;
- количество глубинных отверстий - 2;
- высота глубинных отверстий - 6 м;
- ширина глубинных отверстий - 6 м;
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,25 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,32). Таким образом, плотина Нижне-Ангарского 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 - 8 лет 7 месяцев;
- себестоимость - 0,18 руб/кВтч;
- удельные капиталовложения - 70025,6 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Нижне-Ангарской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
