Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГЭСЭРСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ БОЛЬШОЙ ЕНИСЕЙ. СИСТЕМЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ ГГ, ОСОБЕННОСТИ И КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ, ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СХЕМЫ,НАЗНАЧЕНИЕ УЗЛОВ, МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ И СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЙ
|
Сокращённый паспорт Гэсэрской 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 11
1.1.3 Инженерно-геологические условия 13
1.1.4 Сейсмические условия 13
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 13
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 15
2 Водноэнергетические расчёты 16
2.1 Регулирование стока воды 16
2.1.1 Исходные данные 16
2.1.2 Определение максимальных расчётных расходов 17
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 18
2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 19
2.1.5 Определение типа регулирования 21
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических расчётов 21
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 21
2.2.2 Водноэнергетические расчёты по условию маловодного года 22
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 25
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 26
2.3 Баланс мощности и энергии 26
2.3.1 Баланс энергии Тувинской энергосистемы 26
2.3.2 Баланс мощности Тувинской энергосистемы 26
3 Основное и вспомогательное оборудование 28
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 28
3.1.1 Построение режимного поля 28
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам .... 31
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 35
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 35
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 37
3.3 Выбор маслонапорной установки и ЭГР 39
3.3.1 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 39
3.3.2 Выбор электрогидравлического регулятора 40
3.4 Выбор гидрогенератора 40
3.4.1 Определение параметров и размеров гидрогенератора 40
3.5 Определение заглубления водозабора на величину воронкообразования. 43
3.6 Подъёмно-транспортное оборудование 43
4 Электрическая часть 44
4.1 Выбор структурной схемы 44
4.2 Выбор основного оборудования 46
4.2.1 Главные повышающие трансформаторы 46
4.2.2 Выбор трансформаторов СН 46
4.2.3 Выбор синхронных генераторов 47
4.2.4 Выбор количества отходящих воздушных линий РУВН и марки проводов 47
4.3 Выбор главной схемы РУВН 48
4.4. Расчёт токов трехфазного короткого замыкания 49
4.4.1 Расчет исходных данных 49
4.4.2 Результаты расчетов токов короткого замыкания 50
4.5 Выбор и проверка оборудования РУВН 51
4.5.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов .... 51
4.5.2 Выбор выключателей и разъединителей 52
4.5.3 Выбор трансформаторов напряжения 53
4.5.4 Выбор ограничителя перенапряжений 53
4.6 Выбор и проверка оборудования на генераторном напряжении 54
4.6.1 Выбор выключателей и разъединителей 54
4.6.2 Выбор трансформаторов напряжения 55
4.6.3 Выбор трансформаторов тока 55
4.6.4 Выбор ограничителя перенапряжений 55
4.6.5 Выбор генераторного синхронизатора и сетевого анализатора 56
5 Релейная защита и автоматика 57
5.1 Перечень защит основного оборудования 57
5.2 Описание защит и расчет их уставок 58
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора 58
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 60
5.2.3 Защита от повышения напряжения 63
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 64
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок 67
5.2.6 Дистанционная зашита генератора 69
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 72
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 73
5.4 Таблица уставок и матрица отключений защит 73
6 Компоновка и сооружения гидроузла 74
6.1 Состав и компоновка гидроузла 74
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 74
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 74
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 74
6.2.3 Определение ширины водосливного фронта 77
6.2.4 Определение отметки гребня водослива 79
6.2.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 80
6.3 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 83
6. Сопряжение бьефов свободно отброшенной струей 84
6.5 Конструирование бетонной плотины 86
6.6 Разрез плотины швами 87
6.7 Быки 88
6.8 Устои 88
6.9 Элементы подземного контура плотины 88
6.10 Галереи в теле плотины 89
6.11 Построение эпюр фильтрационного противодавления 90
6.12 Статические расчёты плотины 91
6.12.1 Вес сооружения 91
6.12.2 Сила гидростатического давления воды 92
6.12.3 Фильтрационное и взвешенное давление 92
6.12.4 Волновое воздействие 93
6.12.5 Расчет прочности плотины 93
6.13 Критерии прочности плотины 96
6.14 Расчет устойчивости плотины 96
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 99
7.1 Требования по охране труда и техники безопасности для работников Гэсэрской ГЭС 99
7.1.1 Система управления охраны труда 99
7.1.2 Требования безопасности, реализуемые на Гэсэрской ГЭС 100
7.1.3 Требования безопасности во время работы ЭП 101
7.2 Пожарная безопасность 103
7.2.1 Общие требования к пожарной безопасности 103
7.2.2 Содержание территории 103
7.2.3 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 104
7.3 Охрана окружающей среды 105
7.3.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 106
7.3.2 Водоохранная зона 108
7.3.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 109
8 Технико-экономические показатели 111
8.1 Оценка объемов продаж электроэнергии 111
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 112
8.3 Налоговые расходы 114
8.4 Прибыль 114
8.5 Методология, исходные данные 115
8.6 Бюджетная эффективность 116
8.7 Коммерческая эффективность 116
8.8 Анализ рисков инвестиционного проекта 117
9 Системы возбуждения ГГ особенности и конструктивное исполнение, электрические схемы, назначение узлов, методы контроля и системы измерений 119
Заключение 135
Список использованных источников 137
Приложение А - Е 142-157
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 11
1.1.3 Инженерно-геологические условия 13
1.1.4 Сейсмические условия 13
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 13
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 15
2 Водноэнергетические расчёты 16
2.1 Регулирование стока воды 16
2.1.1 Исходные данные 16
2.1.2 Определение максимальных расчётных расходов 17
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 18
2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 19
2.1.5 Определение типа регулирования 21
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических расчётов 21
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 21
2.2.2 Водноэнергетические расчёты по условию маловодного года 22
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 25
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 26
2.3 Баланс мощности и энергии 26
2.3.1 Баланс энергии Тувинской энергосистемы 26
2.3.2 Баланс мощности Тувинской энергосистемы 26
3 Основное и вспомогательное оборудование 28
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 28
3.1.1 Построение режимного поля 28
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам .... 31
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 35
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 35
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 37
3.3 Выбор маслонапорной установки и ЭГР 39
3.3.1 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 39
3.3.2 Выбор электрогидравлического регулятора 40
3.4 Выбор гидрогенератора 40
3.4.1 Определение параметров и размеров гидрогенератора 40
3.5 Определение заглубления водозабора на величину воронкообразования. 43
3.6 Подъёмно-транспортное оборудование 43
4 Электрическая часть 44
4.1 Выбор структурной схемы 44
4.2 Выбор основного оборудования 46
4.2.1 Главные повышающие трансформаторы 46
4.2.2 Выбор трансформаторов СН 46
4.2.3 Выбор синхронных генераторов 47
4.2.4 Выбор количества отходящих воздушных линий РУВН и марки проводов 47
4.3 Выбор главной схемы РУВН 48
4.4. Расчёт токов трехфазного короткого замыкания 49
4.4.1 Расчет исходных данных 49
4.4.2 Результаты расчетов токов короткого замыкания 50
4.5 Выбор и проверка оборудования РУВН 51
4.5.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов .... 51
4.5.2 Выбор выключателей и разъединителей 52
4.5.3 Выбор трансформаторов напряжения 53
4.5.4 Выбор ограничителя перенапряжений 53
4.6 Выбор и проверка оборудования на генераторном напряжении 54
4.6.1 Выбор выключателей и разъединителей 54
4.6.2 Выбор трансформаторов напряжения 55
4.6.3 Выбор трансформаторов тока 55
4.6.4 Выбор ограничителя перенапряжений 55
4.6.5 Выбор генераторного синхронизатора и сетевого анализатора 56
5 Релейная защита и автоматика 57
5.1 Перечень защит основного оборудования 57
5.2 Описание защит и расчет их уставок 58
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора 58
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 60
5.2.3 Защита от повышения напряжения 63
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий 64
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок 67
5.2.6 Дистанционная зашита генератора 69
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 72
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 73
5.4 Таблица уставок и матрица отключений защит 73
6 Компоновка и сооружения гидроузла 74
6.1 Состав и компоновка гидроузла 74
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 74
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 74
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 74
6.2.3 Определение ширины водосливного фронта 77
6.2.4 Определение отметки гребня водослива 79
6.2.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 80
6.3 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 83
6. Сопряжение бьефов свободно отброшенной струей 84
6.5 Конструирование бетонной плотины 86
6.6 Разрез плотины швами 87
6.7 Быки 88
6.8 Устои 88
6.9 Элементы подземного контура плотины 88
6.10 Галереи в теле плотины 89
6.11 Построение эпюр фильтрационного противодавления 90
6.12 Статические расчёты плотины 91
6.12.1 Вес сооружения 91
6.12.2 Сила гидростатического давления воды 92
6.12.3 Фильтрационное и взвешенное давление 92
6.12.4 Волновое воздействие 93
6.12.5 Расчет прочности плотины 93
6.13 Критерии прочности плотины 96
6.14 Расчет устойчивости плотины 96
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 99
7.1 Требования по охране труда и техники безопасности для работников Гэсэрской ГЭС 99
7.1.1 Система управления охраны труда 99
7.1.2 Требования безопасности, реализуемые на Гэсэрской ГЭС 100
7.1.3 Требования безопасности во время работы ЭП 101
7.2 Пожарная безопасность 103
7.2.1 Общие требования к пожарной безопасности 103
7.2.2 Содержание территории 103
7.2.3 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 104
7.3 Охрана окружающей среды 105
7.3.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 106
7.3.2 Водоохранная зона 108
7.3.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 109
8 Технико-экономические показатели 111
8.1 Оценка объемов продаж электроэнергии 111
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 112
8.3 Налоговые расходы 114
8.4 Прибыль 114
8.5 Методология, исходные данные 115
8.6 Бюджетная эффективность 116
8.7 Коммерческая эффективность 116
8.8 Анализ рисков инвестиционного проекта 117
9 Системы возбуждения ГГ особенности и конструктивное исполнение, электрические схемы, назначение узлов, методы контроля и системы измерений 119
Заключение 135
Список использованных источников 137
Приложение А - Е 142-157
Наша страна обладает большими запасами водной энергии, которую экономически выгодно преобразовывать в электрическую на гидроэлектрических станциях(ГЭС). В целом страна хорошо обеспечена водными ресурсами, значительно опережает любую соседнюю республику нового зарубежья. Но распределение гидроэнергетических ресурсов крайне неравномерно и используются они менее чем на 20%. Большая часть гидроэнергетических ресурсов приходится на Сибирь и Дальний Восток. Особенно велики они в бассейнах рек Енисея, Лены, Оби, Ангары, Иртыша, Амура. Богаты гидроэнергетическими ресурсами реки Северного Кавказа.
Строительство ГЭС очень выгодно, это экологически чистый объект по сравнению с тепловыми электростанциями, сжигающими кислород, дорогостоящее топливо и выбрасывающими в атмосферу окислы серы, азота и другие вред-ные для человека микроэлементы. Вследствие высоких маневренных качеств ГЭС в отношение быстрого набора электрической нагрузки в пиковых режимах и при необходимости сброса нагрузки повышает устойчивость работы энергосистем и представляется возможность эксплуатировать тепловые и атомные электростанции в оптимальных для них режимах.
Строительство гидроэлектростанций требует больших начальных капитальных вложений, однако они в дальнейшем быстро окупаются, и производство электрической энергии на гидроэлектростанциях оказывается очень дешевым. Себестоимость производства электроэнергии в кВтч на ГЭС в 6-11 раз ниже чем на тепловых и атомных станциях. Источник энергии - текущая вода, является постоянно возобновляемым, чего нельзя сказать об источниках энергии других станций. Гидроэнергетические мощности вносят ощутимый вклад в обеспечение системной надежности и в конечном итоге надежной работы всей Единой электроэнергетической системы. Исходя из этого, при должной, своевременной модернизации оборудования, зданий, сооружений, а так же выполнение всех необходимых регламентных ремонтных работ и сервисного обслуживания с при-влечением заводов-изготовителей, с уверенностью можно сказать что гидроэнергетика станет структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшее будущее, как наиболее развивающаяся , экологически безвредная и финансово устойчивая отрасль при эксплуатации.
Целью дипломного проекта является комплексное исследование и детальная проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции по средствам решения различного рода задач, возникающих по мере выполнения проекта с применением и закреплением полученных во время учебы теоретических знаний, а также путем инженерной мысли.
Строительство ГЭС очень выгодно, это экологически чистый объект по сравнению с тепловыми электростанциями, сжигающими кислород, дорогостоящее топливо и выбрасывающими в атмосферу окислы серы, азота и другие вред-ные для человека микроэлементы. Вследствие высоких маневренных качеств ГЭС в отношение быстрого набора электрической нагрузки в пиковых режимах и при необходимости сброса нагрузки повышает устойчивость работы энергосистем и представляется возможность эксплуатировать тепловые и атомные электростанции в оптимальных для них режимах.
Строительство гидроэлектростанций требует больших начальных капитальных вложений, однако они в дальнейшем быстро окупаются, и производство электрической энергии на гидроэлектростанциях оказывается очень дешевым. Себестоимость производства электроэнергии в кВтч на ГЭС в 6-11 раз ниже чем на тепловых и атомных станциях. Источник энергии - текущая вода, является постоянно возобновляемым, чего нельзя сказать об источниках энергии других станций. Гидроэнергетические мощности вносят ощутимый вклад в обеспечение системной надежности и в конечном итоге надежной работы всей Единой электроэнергетической системы. Исходя из этого, при должной, своевременной модернизации оборудования, зданий, сооружений, а так же выполнение всех необходимых регламентных ремонтных работ и сервисного обслуживания с при-влечением заводов-изготовителей, с уверенностью можно сказать что гидроэнергетика станет структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшее будущее, как наиболее развивающаяся , экологически безвредная и финансово устойчивая отрасль при эксплуатации.
Целью дипломного проекта является комплексное исследование и детальная проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции по средствам решения различного рода задач, возникающих по мере выполнения проекта с применением и закреплением полученных во время учебы теоретических знаний, а также путем инженерной мысли.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Гэсэрского гидроузла на реке Большой Енисей, являющимся 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 5769 и 8063 м3/с соответствен¬но.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 207 МВт и среднемноголетняя выработка 1,267 млрд. 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 - 38,8 м; расчетный-35,6 м;
минимальный - 21,6 м.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ40а-В и ПЛ406-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ406-В-4500.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 166,7 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-808/130-36 У1 с номинальной активной мощностью 52 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединения (4 единич¬ных блока, 3 отходящих воздушных линий) ОРУ 220 кВ - "одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТД- 63000/220; трансформаторы общестанционных собственных нужд ТСЗ- 2500/10/6; для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 95/16 (один провод в фазе).
В качестве генераторного выключателя, принят газовый выключатель ВГГ-10 фирмы «Высоковольтный союз».
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла была принята русловая. Строительные расходы пропускаются через гребенку. Водосливная плотина принята бетонной. Глухая - грунтовая каменно-набросная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 172 м;
- станционная бетонная плотина - 90 м;
- глухая левобережная- 59 м;
- грунтовая правобережная плотина - 193,6 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 32 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 671 м;
- число водосливных отверстий - 8;
- ширина водосливных отверстий в свету - 18 м;
- отметка гребня - 718,8 м;
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется отлет струи.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при не-равномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,34 основного сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,2). Таким образом, плотина Гэсэрского 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 - 6,1 лет;
- себестоимость - 0,13 руб/кВт
- удельные капиталовложения - 11688 тые. руб./кВт.
Таким образом, строительство Гэсэрского гидроузла в настоящее время является актуальным.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 0,1 % и поверочного 0,01 % равных 5769 и 8063 м3/с соответствен¬но.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 207 МВт и среднемноголетняя выработка 1,267 млрд. 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 - 38,8 м; расчетный-35,6 м;
минимальный - 21,6 м.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ40а-В и ПЛ406-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ406-В-4500.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 166,7 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-808/130-36 У1 с номинальной активной мощностью 52 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединения (4 единич¬ных блока, 3 отходящих воздушных линий) ОРУ 220 кВ - "одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТД- 63000/220; трансформаторы общестанционных собственных нужд ТСЗ- 2500/10/6; для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 95/16 (один провод в фазе).
В качестве генераторного выключателя, принят газовый выключатель ВГГ-10 фирмы «Высоковольтный союз».
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ. Компоновка гидроузла была принята русловая. Строительные расходы пропускаются через гребенку. Водосливная плотина принята бетонной. Глухая - грунтовая каменно-набросная.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 172 м;
- станционная бетонная плотина - 90 м;
- глухая левобережная- 59 м;
- грунтовая правобережная плотина - 193,6 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 32 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 671 м;
- число водосливных отверстий - 8;
- ширина водосливных отверстий в свету - 18 м;
- отметка гребня - 718,8 м;
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется отлет струи.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при не-равномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,34 основного сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,2). Таким образом, плотина Гэсэрского 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 - 6,1 лет;
- себестоимость - 0,13 руб/кВт
- удельные капиталовложения - 11688 тые. руб./кВт.
Таким образом, строительство Гэсэрского гидроузла в настоящее время является актуальным.