Проектирование Бурского гидроузла на реке Витим. Подводно-техническое обследование состояния гидротехнических сооружений и примыкающих к ним участков неукрепленного русла
|
Сокращенный паспорт Бурского гидроузла 11
Введение 13
1 Общая часть 14
1.1 Природные условия 14
1.1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 14
1.1.2 Гидрологические данные 14
1.1.3 Инженерно-геологические условия 15
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 15
2 ВОДНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ И ВОДОХОЗЯЙСТВЕННЫЕ РАСЧЕТЫ 16
2.1 Исходные данные 16
2.2 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года
при заданной обеспеченности стока 18
2.2.1 Выбор расчетного средневодного года (р = 50%) 21
2.2.2 Выбор расчетного маловодного года (Р = 90%) 21
2.3 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 19
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 22
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 25
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году 28
2.7 Определение установленной мощности проектируемой ГЭС и
планирование капитальных ремонтов. Баланс мощности и энергии в энергосистеме 34
2.9 Водно-энергетический расчет режима работы проектируемой ГЭС в среднем по водности году 37
2.9 Построение режимного поля проектируемой ГЭС 39
3 Выбор гидросилового оборудования 42
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 42
3.2 Определение параметров турбин 43
3.3 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному расходу 46
3.4 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения ее бескавитационной работы 46
3.4.1 Работа одного гидроагрегата c установленной мощностью и Hmax,
гидротурбина ПЛ40а-В -1060 47
3.4.2 Работа одного гидроагрегата c Hmm и соответствующей мощностью
на линии ограничения пропускной способности турбины, гидротурбина ПЛ40а-В -1060 48
3.4.3 Работа одного гидроагрегата c расчетной мощностью и Нрасч,
гидротурбина ПЛ40а-В -1060 48
3.4.4 Работа одного гидроагрегата c установленной мощностью и Hmax,
гидротурбина ПЛ406-В - 950 49
3.4.5 Работа одного гидроагрегата c Hmm и соответствующей мощностью
на линии ограничения пропускной способности турбины, гидротурбина ПЛ406-В - 950 49
3.4.6 Работа одного гидроагрегата c расчетной мощностью и Нрасч,
гидротурбина ПЛ406-В - 950 49
3.5 Выбор гидрогенератора 50
3.6 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки.
Выбор электрогидравлического регулятора 51
4 ПРОЕКТИРОВАНИЕ СООРУЖЕНИЙ НАПОРНОГО ФРОНТА 52
4.1 Компоновка основных сооружений гидроузла в плане 52
4.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 52
4.2.1 Определение отметки гребня плотины 52
4.2.2 Гидравлические расчеты 55
4.2.2.1 Определение ширины водосливного фронта, числа и размеров
водосливных отверстий 55
4.2.2.2 Определение отметки гребня водослива 57
4.3.2.3 Построение профиля водосливной плотины 59
4.2.2.4 Проверка на пропуск поверочного расхода при поверочном
расчетном случае 61
4.2.2.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 62
4.4 Конструирование плотины 66
4.4.1 Определение ширины подошвы плотины 66
4.4.2 Разрезка плотины на секции 67
4.4.3 Разрезка плотины на столбы 67
4.4.4 Быки 68
4.4.5 Галереи в теле плотины 68
4.4.6 Дренаж тела плотины 68
4.5 Назначение размеров основных элементов плотины 69
4.5.1 Элементы подземного контура плотины 69
4.5.1.1 Цементационная завеса 69
4.5.1.2 Дренажные устройства в основании 70
4.6 Фильтрационные расчеты подземного контура 71
4.6.1 Расчет фильтрации под плотиной на скальном основании 71
4.7 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 71
4.7.1 Определение основных нагрузок, действующих на плотину 71
4.7.1.1 Определение веса водосливной плотины и быка 72
4.7.1.2 Вес подъемного механизма 72
4.7.1.3 Сила гидростатического давления воды 73
4.7.1.4 Равнодействующая взвешивающего давления 73
4.7.1.5 Давление грунта 74
4.7.1.5 Определение нагрузки от волнового давления 75
4.7.2 Расчёт прочности плотины 76
4.7.3 Критерии прочности плотины 79
4.7.4 Обоснование устойчивости плотины 80
5 Организация и технология строительства 82
5.1 Этапы возведения сооружений и схемы пропуска строительных
расходов на различных этапах 82
5.1.1 Разбивка сооружения на этапы возведения 82
5.1.2 Расчет пропуска строительного расхода через донные отверстия ... 83
5.1.3 Выбор способа перекрытия 84
5.2 Организация и технология работ по возведению перемычек 86
5.2.1 Размеры котлована I очереди 88
5.2.2 Размеры котлована I I очереди 88
5.3 Организация и технология работ по водоотливу 89
5.3.1 Определение объема воды в котловане I очереди 89
5.3.2 Определение объема воды в котловане I I очереди 90
5.4 Определение объемов основных работ 91
5.5 Определение способов производства основных видов работ 92
5.5.1 Основные строительные машины и их производительность 92
5.6 Строительный генеральный план 93
5.7 Технологическая карта по бетонным работам кранами 94
5.7.1 Определение производительности кранов 95
6 Мероприятия по охране труда, противопожарной безопасности и по охране
окружающей среды 97
6.1 Охрана труда Бурской ГЭС 97
6.1.1 Общие требования по охране труда для работы сотрудников
Бурской ГЭС 97
6.2 Инструкция по пожарной безопасности Бурской ГЭС 101
6.2.1 Содержание территории 101
6.2.2 Содержание зданий и помещений 102
6.2.3 Содержание средств пожаротушения 104
6.2.4 Порядок действия персонала при возникновении пожара 106
6.2.5 Ответственность работников за обеспечение пожарной безопасности 107
6.3 Охрана окружающей среды 108
6.3.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 109
6.3.2. Очистка зоны водохранилища от древесно-кустарниковой
растительности 110
6.3.3 Водоохранная зона 110
6.3.4 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 111
6.3.4.1 Обращение с отходами 111
7 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ 113
7.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 113
7.2 Текущие расходы по гидроузлу 114
7.3 Налоговые расходы 115
7.4 Прибыль 116
7.5 Оценка инвестиционного проекта 117
7.6 Методология, исходные данные 117
7.7 Бюджетная эффективность 118
7.8 Коммерческая эффективность 118
7.9 Анализ рисков инвестиционного проекта 119
8 Подводно-техническое обследование состояния гидротехнических
сооружений и примыкающих к ним участков неукрепленного русла 121
8.1 Область применения 121
8.2 Основные требования 121
8.2.1 Объекты обследования 121
8.3 Сроки и периодичность проведения подводно-технического
обследования 122
8.4 Методы и способы обследования 123
8.5 Схемы проведения обследования 125
8.6 Результаты обследования 126
Заключение 129
Список использованных источников 131
Приложение А Эпюры действующих нагрузок на плотину для основного
сочетания нагрузок и воздействий 129
Приложение Б Эпюры действующих нагрузок на плотину для особого сочетания нагрузок и воздействий 135
Введение 13
1 Общая часть 14
1.1 Природные условия 14
1.1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 14
1.1.2 Гидрологические данные 14
1.1.3 Инженерно-геологические условия 15
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 15
2 ВОДНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ И ВОДОХОЗЯЙСТВЕННЫЕ РАСЧЕТЫ 16
2.1 Исходные данные 16
2.2 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года
при заданной обеспеченности стока 18
2.2.1 Выбор расчетного средневодного года (р = 50%) 21
2.2.2 Выбор расчетного маловодного года (Р = 90%) 21
2.3 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 19
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 22
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 25
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году 28
2.7 Определение установленной мощности проектируемой ГЭС и
планирование капитальных ремонтов. Баланс мощности и энергии в энергосистеме 34
2.9 Водно-энергетический расчет режима работы проектируемой ГЭС в среднем по водности году 37
2.9 Построение режимного поля проектируемой ГЭС 39
3 Выбор гидросилового оборудования 42
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 42
3.2 Определение параметров турбин 43
3.3 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному расходу 46
3.4 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения ее бескавитационной работы 46
3.4.1 Работа одного гидроагрегата c установленной мощностью и Hmax,
гидротурбина ПЛ40а-В -1060 47
3.4.2 Работа одного гидроагрегата c Hmm и соответствующей мощностью
на линии ограничения пропускной способности турбины, гидротурбина ПЛ40а-В -1060 48
3.4.3 Работа одного гидроагрегата c расчетной мощностью и Нрасч,
гидротурбина ПЛ40а-В -1060 48
3.4.4 Работа одного гидроагрегата c установленной мощностью и Hmax,
гидротурбина ПЛ406-В - 950 49
3.4.5 Работа одного гидроагрегата c Hmm и соответствующей мощностью
на линии ограничения пропускной способности турбины, гидротурбина ПЛ406-В - 950 49
3.4.6 Работа одного гидроагрегата c расчетной мощностью и Нрасч,
гидротурбина ПЛ406-В - 950 49
3.5 Выбор гидрогенератора 50
3.6 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки.
Выбор электрогидравлического регулятора 51
4 ПРОЕКТИРОВАНИЕ СООРУЖЕНИЙ НАПОРНОГО ФРОНТА 52
4.1 Компоновка основных сооружений гидроузла в плане 52
4.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 52
4.2.1 Определение отметки гребня плотины 52
4.2.2 Гидравлические расчеты 55
4.2.2.1 Определение ширины водосливного фронта, числа и размеров
водосливных отверстий 55
4.2.2.2 Определение отметки гребня водослива 57
4.3.2.3 Построение профиля водосливной плотины 59
4.2.2.4 Проверка на пропуск поверочного расхода при поверочном
расчетном случае 61
4.2.2.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 62
4.4 Конструирование плотины 66
4.4.1 Определение ширины подошвы плотины 66
4.4.2 Разрезка плотины на секции 67
4.4.3 Разрезка плотины на столбы 67
4.4.4 Быки 68
4.4.5 Галереи в теле плотины 68
4.4.6 Дренаж тела плотины 68
4.5 Назначение размеров основных элементов плотины 69
4.5.1 Элементы подземного контура плотины 69
4.5.1.1 Цементационная завеса 69
4.5.1.2 Дренажные устройства в основании 70
4.6 Фильтрационные расчеты подземного контура 71
4.6.1 Расчет фильтрации под плотиной на скальном основании 71
4.7 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 71
4.7.1 Определение основных нагрузок, действующих на плотину 71
4.7.1.1 Определение веса водосливной плотины и быка 72
4.7.1.2 Вес подъемного механизма 72
4.7.1.3 Сила гидростатического давления воды 73
4.7.1.4 Равнодействующая взвешивающего давления 73
4.7.1.5 Давление грунта 74
4.7.1.5 Определение нагрузки от волнового давления 75
4.7.2 Расчёт прочности плотины 76
4.7.3 Критерии прочности плотины 79
4.7.4 Обоснование устойчивости плотины 80
5 Организация и технология строительства 82
5.1 Этапы возведения сооружений и схемы пропуска строительных
расходов на различных этапах 82
5.1.1 Разбивка сооружения на этапы возведения 82
5.1.2 Расчет пропуска строительного расхода через донные отверстия ... 83
5.1.3 Выбор способа перекрытия 84
5.2 Организация и технология работ по возведению перемычек 86
5.2.1 Размеры котлована I очереди 88
5.2.2 Размеры котлована I I очереди 88
5.3 Организация и технология работ по водоотливу 89
5.3.1 Определение объема воды в котловане I очереди 89
5.3.2 Определение объема воды в котловане I I очереди 90
5.4 Определение объемов основных работ 91
5.5 Определение способов производства основных видов работ 92
5.5.1 Основные строительные машины и их производительность 92
5.6 Строительный генеральный план 93
5.7 Технологическая карта по бетонным работам кранами 94
5.7.1 Определение производительности кранов 95
6 Мероприятия по охране труда, противопожарной безопасности и по охране
окружающей среды 97
6.1 Охрана труда Бурской ГЭС 97
6.1.1 Общие требования по охране труда для работы сотрудников
Бурской ГЭС 97
6.2 Инструкция по пожарной безопасности Бурской ГЭС 101
6.2.1 Содержание территории 101
6.2.2 Содержание зданий и помещений 102
6.2.3 Содержание средств пожаротушения 104
6.2.4 Порядок действия персонала при возникновении пожара 106
6.2.5 Ответственность работников за обеспечение пожарной безопасности 107
6.3 Охрана окружающей среды 108
6.3.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 109
6.3.2. Очистка зоны водохранилища от древесно-кустарниковой
растительности 110
6.3.3 Водоохранная зона 110
6.3.4 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 111
6.3.4.1 Обращение с отходами 111
7 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ 113
7.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 113
7.2 Текущие расходы по гидроузлу 114
7.3 Налоговые расходы 115
7.4 Прибыль 116
7.5 Оценка инвестиционного проекта 117
7.6 Методология, исходные данные 117
7.7 Бюджетная эффективность 118
7.8 Коммерческая эффективность 118
7.9 Анализ рисков инвестиционного проекта 119
8 Подводно-техническое обследование состояния гидротехнических
сооружений и примыкающих к ним участков неукрепленного русла 121
8.1 Область применения 121
8.2 Основные требования 121
8.2.1 Объекты обследования 121
8.3 Сроки и периодичность проведения подводно-технического
обследования 122
8.4 Методы и способы обследования 123
8.5 Схемы проведения обследования 125
8.6 Результаты обследования 126
Заключение 129
Список использованных источников 131
Приложение А Эпюры действующих нагрузок на плотину для основного
сочетания нагрузок и воздействий 129
Приложение Б Эпюры действующих нагрузок на плотину для особого сочетания нагрузок и воздействий 135
Потребление энергии является обязательным условием существования человечества. Наличие доступной для потребления энергии всегда было необходимо для удовлетворения потребностей человека, увеличения продолжительности и улучшения условий его жизни. Самым распространенным видом энергии является электрическая энергия. В настоящее время народное хозяйство стремительно растет, увеличивается число потребителей электрической энергии, тем самым необходимо увеличивать генерирующие мощности, растущая потребность в энергии призывает к реализации немалых мероприятий по увеличению эффективности работы энергетических установок.
Электрическая энергия вырабатывается на электрических станциях, различного типа. Самым удобным видом электростанций с низкой себестоимостью электроэнергии на сегодняшний день являются гидравлические, с неоспоримым плюсом, таким как экологическая чистота. Одним из основных сооружений гидравлических станций является плотина, которая служит для подпора воды, с последующим преобразованием потенциальной энергии воды в электрическую. В результате разрушения плотины, появляется угроза затопления больших территорий. Поэтому необходим крайне серьезный подход к проектированию гидротехнических сооружений для качественного и безопасного использования гидроресурсов, что регламентируется в СНиПах и нормативных документах.
Целью бакалаврской работы является проектирование сооружений, выбор основного и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда и окружающей среды, технико-экономическое обоснование эффективности проекта, разработка технологической карты и составление календарного плана строительства гидроузла.
Электрическая энергия вырабатывается на электрических станциях, различного типа. Самым удобным видом электростанций с низкой себестоимостью электроэнергии на сегодняшний день являются гидравлические, с неоспоримым плюсом, таким как экологическая чистота. Одним из основных сооружений гидравлических станций является плотина, которая служит для подпора воды, с последующим преобразованием потенциальной энергии воды в электрическую. В результате разрушения плотины, появляется угроза затопления больших территорий. Поэтому необходим крайне серьезный подход к проектированию гидротехнических сооружений для качественного и безопасного использования гидроресурсов, что регламентируется в СНиПах и нормативных документах.
Целью бакалаврской работы является проектирование сооружений, выбор основного и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда и окружающей среды, технико-экономическое обоснование эффективности проекта, разработка технологической карты и составление календарного плана строительства гидроузла.
В работе рассчитаны и определены основные элементы и параметры Бурской ГЭС высотой 65 метра на реке Витим, являющейся сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 0,1%, поверочного 0,01% обеспеченности и строительного 10% обеспеченности случаев: Q0,1% = 10496 мэ/с, QG,01% = 11672 мэ/с, Q10% = 7375м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Бурской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы. Установленная мощность составила 1404МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 143,5 м. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 11,62 млрд.МВтш.
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 Hmax= 38,5 м;
Расчетный Нрасч=30 м; минимальный Hmin= 20 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС Qmax, соответствующий расчетному напору, составляет 6240 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ40а-В и ПЛ406-В с разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с восьмью гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 9,5 м (ПЛ406-950).
По справочным данным для выбранной поворотно-осевой турбины с синхронной частотой вращения 75 об/мин был подобран серийный гидрогенератор CB-1490/220-96TB4 с номинальной активной мощностью 195 МВт.
Компоновка гидроузла была принята русловой. Строительные расходы пропускаются через донные отверстия. Здание ГЭС - руслового типа.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 110 м;
- правобережная и левобережная бетонные плотины;
- здание ГЭС руслового типа.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка гребня водослива -250 м;
- отметка гребня бычка -266 м;
- отметка подошвы плотины - 201 м;
- ширина подошвы плотины по основанию -44,25 м;
- количество водосливных отверстий - 11;
- ширина водосливных отверстий - 10 м;
- высота сооружения - 65 м;
- толщина бычка - 3 м;
В качестве гасителя энергии потока выбран водобойный колодец.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,43 и 1,52 для основного и особого сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Бурского гидроузла отвечает требованиям надежности.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по охране труда и противопожарной безопасности. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,048 руб/кВтш;
-срок окупаемости станции 6,8 лет с начала строительства
Таким образом, строительство Бурской ГЭС с установленной мощностью 1404 МВт в настоящее время является целесообразным.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 0,1%, поверочного 0,01% обеспеченности и строительного 10% обеспеченности случаев: Q0,1% = 10496 мэ/с, QG,01% = 11672 мэ/с, Q10% = 7375м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Бурской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы. Установленная мощность составила 1404МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 143,5 м. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 11,62 млрд.МВтш.
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 Hmax= 38,5 м;
Расчетный Нрасч=30 м; минимальный Hmin= 20 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС Qmax, соответствующий расчетному напору, составляет 6240 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ40а-В и ПЛ406-В с разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с восьмью гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 9,5 м (ПЛ406-950).
По справочным данным для выбранной поворотно-осевой турбины с синхронной частотой вращения 75 об/мин был подобран серийный гидрогенератор CB-1490/220-96TB4 с номинальной активной мощностью 195 МВт.
Компоновка гидроузла была принята русловой. Строительные расходы пропускаются через донные отверстия. Здание ГЭС - руслового типа.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 110 м;
- правобережная и левобережная бетонные плотины;
- здание ГЭС руслового типа.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка гребня водослива -250 м;
- отметка гребня бычка -266 м;
- отметка подошвы плотины - 201 м;
- ширина подошвы плотины по основанию -44,25 м;
- количество водосливных отверстий - 11;
- ширина водосливных отверстий - 10 м;
- высота сооружения - 65 м;
- толщина бычка - 3 м;
В качестве гасителя энергии потока выбран водобойный колодец.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,43 и 1,52 для основного и особого сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Бурского гидроузла отвечает требованиям надежности.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по охране труда и противопожарной безопасности. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,048 руб/кВтш;
-срок окупаемости станции 6,8 лет с начала строительства
Таким образом, строительство Бурской ГЭС с установленной мощностью 1404 МВт в настоящее время является целесообразным.