Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТУНГУСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ПОДКАМЕННАЯ ТУНГУСКА. ПОРЯДОК РЕГУЛИРОВАНИЯ ВОДНОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
|
Введение 7
Сокращённый паспорт Тунгуской ГЭС 8
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 Энергоэкономическая характеристика района 12
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водноэнергетические расчёты 13
2.1 Регулирование стока воды 13
2.1.1 Исходные данные 13
2.1.2 Определение максимальных расчётных расходов 13
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 15
2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 16
2.1.5 Определение типа регулирования 17
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических
расчётов 18
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 18
2.2.2 Водноэнергетические расчёты по условию маловодного года 19
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 21
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 21
2.3 Баланс мощности и энергии 22
2.3.1 Баланс энергии энергосистемы 22
2.3.2 Баланс мощности энергосистемы 22
3 Основное и вспомогательное оборудование 24
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 24
3.1.1 Построение режимного поля 24
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам .... 26
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 29
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 29
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 32
3.2.3 Расчет и построение металлической СК с круглым сечением и полным
углом охвата 33
3.3 Расчет деталей и узлов на прочность 34
3.3.1 Расчет вала на прочность 34
3.3.2 Расчет подшипников 35
3.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 36
3.5 Выбор электрогидравлического регулятора 36
3.6 Выбор гидрогенератора 36
4 Электрическая часть 39
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений 39
4.2 Выбор повышающих трансформаторов и трансформаторов собственных
нужд 42
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 42
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с объединённым
блоком 43
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным
блоком 44
4.2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд для схемы с одиночным и
объединённым блоком 45
4.2.5 Выбор трансформаторов собственных нужд для схемы с
укрупненным блоком 46
4.3 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчета 46
4.4 Распределительное устройство 47
4.4.1 Выбор проводов отходящих воздушных линий 47
4.4.2 Выбор схемы распределительного устройства 49
4.4.3 Электротехническое оборудование 50
4.5 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в
распределительном устройстве высшего напряжения с применением программного комплекса RastrKZ 50
4.5.1 Расчет исходных данных 50
4.5.2 Расчет токов КЗ с помощью программного обеспечения RastrKZ 52
4.5.3 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов 53
4.6 Выбор ячейки КРУЭ 220кв и разъединителей 54
4.7 Выбор трансформаторов напряжения 56
4.8 Выбор ограничителе перенапряжения 56
4.9 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном
напряжении 56
4.10 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на напряжении 0,4 кВ... 57
4.11 Выбор резервного источника питания (ДГУ) 57
4.12 Установка дополнительного оборудования 57
5 Релейная защита и автоматика 58
5.1 Перечень защит основного оборудования 58
5.2 Описание зашит и расчет их уставок 59
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора 59
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN) 61
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 64
5.2.4 Защита обратной последовательности от токов внешних
несимметричных КЗ и несимметричных перегрузок генератора (I2).... 64
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок статора (I1) 68
5.2.6 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 70
5.3.7 Защита ротора от перегрузки (Ip) 72
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 74
5.4 Таблица уставок и матрица отключений защит 74
6 Компоновка и сооружения гидроузла 77
6.1 Определение отметки гребня плотины 77
6.1.1 Определение отметки гребня земляной плотины 77
6.2 Гидравлический расчет водосбросной плотины 80
6.2.1 Пропуск расходов через глубинные водосбросы 80
6.2.2 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 82
6.2.3 Гашение энергии потока. Расчет водобойной стенки 83
6.3 Конструирование бетонной плотины 86
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 86
6.3.2 Разрезка бетонной плотины швами 88
6.3.3 Быки 89
6.3.4 Устои 89
6.3.5 Галереи в теле плотины 89
6.3.6 Дренаж тела бетонной плотины 90
6.4 Элементы подземного контура плотины 90
6.4.1 Основные размеры цементационной завесы 90
6.4.2 Конструктивные элементы нижнего бьефа 92
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 92
6.5.1 Вес сооружения 92
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 93
6.5.3 Равнодействующая взвешивающего давления 94
6.5.4 Сила фильтрационного давления 94
6.5.5 Волновое давление 94
6.5.6 Давление наносов 95
6.6 Расчет прочности плотины 95
6.6.1 Определение напряжений 95
6.6.2 Критерии прочности плотины 98
6.7 Расчет устойчивости плотины 98
7 Охрана труда. Пожарная безопасность 100
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 100
7.2 Требования по охране труда и технике безопасности для работников
Тунгуской ГЭС 100
7.2.1 Общие положения 100
7.2.2 Охрана труда Тунгуской ГЭС 102
7.3 Пожарная безопасность 105
7.3.1 Общие требования к пожарной безопасности 105
7.3.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 107
7.3.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 107
7.4 Охрана труда 108
7.4.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 110
7.4.2 Водоохранная зона 111
7.4.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 112
7.4.4 Экологические последствия строительства гидроузла 113
8 Технико-экономические показатели 114
8.1 Объем продаж 114
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 114
8.3 Налоговые расходы 116
8.4 Оценка суммы прибыли 117
8.5 Методология и исходные данные оценки инвестиционного проекта 118
8.6 Бюджетная эффективность 119
8.7 Коммерческая эффективность 119
8.8 Анализ рисков инвестиционного проекта 120
9 Порядок регулирования водноэнергетических режимов работы
гидроэлектростанции 123
9.1 Проблемы управления водноэнергетическими режимами ГЭС 123
9.2 Диспетчерские правила регулирования стока водохранилища 126
9.3 Зоны диспетчерского графика 127
9.4 Требования, предъявляемые к разрабатываемым режимам использования
водных ресурсов водохранилища, проектируемой ГЭС 129
9.5 Построение зон диспетчерского графика водохранилища 130
9.6 Порядок регулирования режима водохранилища по диспетчерскому
графику 131
9.7 Формирование предложений по назначению сбросных расходов и
ведению режима работы ГЭС 132
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 136
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 137
ПРИЛОЖЕНИЯ А - Д
Сокращённый паспорт Тунгуской ГЭС 8
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 Энергоэкономическая характеристика района 12
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водноэнергетические расчёты 13
2.1 Регулирование стока воды 13
2.1.1 Исходные данные 13
2.1.2 Определение максимальных расчётных расходов 13
2.1.3 Кривые обеспеченности расходов 15
2.1.4 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 16
2.1.5 Определение типа регулирования 17
2.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических
расчётов 18
2.2.1 Перераспределение стока маловодного года 18
2.2.2 Водноэнергетические расчёты по условию маловодного года 19
2.2.3 Определение установленной мощности ГЭС 21
2.2.4 Водноэнергетические расчёты по условию средневодного года 21
2.3 Баланс мощности и энергии 22
2.3.1 Баланс энергии энергосистемы 22
2.3.2 Баланс мощности энергосистемы 22
3 Основное и вспомогательное оборудование 24
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 24
3.1.1 Построение режимного поля 24
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам .... 26
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 29
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 29
3.2.2 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 32
3.2.3 Расчет и построение металлической СК с круглым сечением и полным
углом охвата 33
3.3 Расчет деталей и узлов на прочность 34
3.3.1 Расчет вала на прочность 34
3.3.2 Расчет подшипников 35
3.4 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 36
3.5 Выбор электрогидравлического регулятора 36
3.6 Выбор гидрогенератора 36
4 Электрическая часть 39
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений 39
4.2 Выбор повышающих трансформаторов и трансформаторов собственных
нужд 42
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 42
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с объединённым
блоком 43
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным
блоком 44
4.2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд для схемы с одиночным и
объединённым блоком 45
4.2.5 Выбор трансформаторов собственных нужд для схемы с
укрупненным блоком 46
4.3 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчета 46
4.4 Распределительное устройство 47
4.4.1 Выбор проводов отходящих воздушных линий 47
4.4.2 Выбор схемы распределительного устройства 49
4.4.3 Электротехническое оборудование 50
4.5 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в
распределительном устройстве высшего напряжения с применением программного комплекса RastrKZ 50
4.5.1 Расчет исходных данных 50
4.5.2 Расчет токов КЗ с помощью программного обеспечения RastrKZ 52
4.5.3 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов 53
4.6 Выбор ячейки КРУЭ 220кв и разъединителей 54
4.7 Выбор трансформаторов напряжения 56
4.8 Выбор ограничителе перенапряжения 56
4.9 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном
напряжении 56
4.10 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на напряжении 0,4 кВ... 57
4.11 Выбор резервного источника питания (ДГУ) 57
4.12 Установка дополнительного оборудования 57
5 Релейная защита и автоматика 58
5.1 Перечень защит основного оборудования 58
5.2 Описание зашит и расчет их уставок 59
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора 59
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN) 61
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 64
5.2.4 Защита обратной последовательности от токов внешних
несимметричных КЗ и несимметричных перегрузок генератора (I2).... 64
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок статора (I1) 68
5.2.6 Дистанционная защита генератора (Z1<), (Z2<) 70
5.3.7 Защита ротора от перегрузки (Ip) 72
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 74
5.4 Таблица уставок и матрица отключений защит 74
6 Компоновка и сооружения гидроузла 77
6.1 Определение отметки гребня плотины 77
6.1.1 Определение отметки гребня земляной плотины 77
6.2 Гидравлический расчет водосбросной плотины 80
6.2.1 Пропуск расходов через глубинные водосбросы 80
6.2.2 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 82
6.2.3 Гашение энергии потока. Расчет водобойной стенки 83
6.3 Конструирование бетонной плотины 86
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 86
6.3.2 Разрезка бетонной плотины швами 88
6.3.3 Быки 89
6.3.4 Устои 89
6.3.5 Галереи в теле плотины 89
6.3.6 Дренаж тела бетонной плотины 90
6.4 Элементы подземного контура плотины 90
6.4.1 Основные размеры цементационной завесы 90
6.4.2 Конструктивные элементы нижнего бьефа 92
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 92
6.5.1 Вес сооружения 92
6.5.2 Сила гидростатического давления воды 93
6.5.3 Равнодействующая взвешивающего давления 94
6.5.4 Сила фильтрационного давления 94
6.5.5 Волновое давление 94
6.5.6 Давление наносов 95
6.6 Расчет прочности плотины 95
6.6.1 Определение напряжений 95
6.6.2 Критерии прочности плотины 98
6.7 Расчет устойчивости плотины 98
7 Охрана труда. Пожарная безопасность 100
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 100
7.2 Требования по охране труда и технике безопасности для работников
Тунгуской ГЭС 100
7.2.1 Общие положения 100
7.2.2 Охрана труда Тунгуской ГЭС 102
7.3 Пожарная безопасность 105
7.3.1 Общие требования к пожарной безопасности 105
7.3.2 Объекты водяного пожаротушения на ГЭС 107
7.3.3 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 107
7.4 Охрана труда 108
7.4.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 110
7.4.2 Водоохранная зона 111
7.4.3 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 112
7.4.4 Экологические последствия строительства гидроузла 113
8 Технико-экономические показатели 114
8.1 Объем продаж 114
8.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 114
8.3 Налоговые расходы 116
8.4 Оценка суммы прибыли 117
8.5 Методология и исходные данные оценки инвестиционного проекта 118
8.6 Бюджетная эффективность 119
8.7 Коммерческая эффективность 119
8.8 Анализ рисков инвестиционного проекта 120
9 Порядок регулирования водноэнергетических режимов работы
гидроэлектростанции 123
9.1 Проблемы управления водноэнергетическими режимами ГЭС 123
9.2 Диспетчерские правила регулирования стока водохранилища 126
9.3 Зоны диспетчерского графика 127
9.4 Требования, предъявляемые к разрабатываемым режимам использования
водных ресурсов водохранилища, проектируемой ГЭС 129
9.5 Построение зон диспетчерского графика водохранилища 130
9.6 Порядок регулирования режима водохранилища по диспетчерскому
графику 131
9.7 Формирование предложений по назначению сбросных расходов и
ведению режима работы ГЭС 132
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 136
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 137
ПРИЛОЖЕНИЯ А - Д
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 Энергетика XXI века должна надёжно и бесперебойно обеспечивать потребителя электрической энергией, при этом поддерживать качественные показатели энергии на высоком уровне.
Гидроэлектростанции занимают особо важное место в современных энергетических системах, покрывая наиболее неравномерную часть графиков нагрузки. Кроме того, низкая стоимость готовой продукции ГЭС положительно сказывается на ценообразовании электроэнергии на рынке её сбыта.
Гидроэнергетика является ключевым элементом обеспечения надежности Единой Энергосистемы страны, располагая более 90% резерва регулировочной мощности. Из всех существующих типов электростанций именно ГЭС являются наиболее маневренными и способны при необходимости существенно увеличить объемы выработки в считанные минуты, покрывая пиковые нагрузки. Для тепловых станций показатель времени измеряется часами, а для атомных — целыми сутками.
Гидроэлектростанции являются сложными природно-техническими комплексами. Их проектирование, строительство и эксплуатация требуют знакомства с широким кругом общетехнических и специальных дисциплин.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерного анализа и творческого подхода к решению конкретных задач, находить оптимальные проектные решения.
Гидроэлектростанции занимают особо важное место в современных энергетических системах, покрывая наиболее неравномерную часть графиков нагрузки. Кроме того, низкая стоимость готовой продукции ГЭС положительно сказывается на ценообразовании электроэнергии на рынке её сбыта.
Гидроэнергетика является ключевым элементом обеспечения надежности Единой Энергосистемы страны, располагая более 90% резерва регулировочной мощности. Из всех существующих типов электростанций именно ГЭС являются наиболее маневренными и способны при необходимости существенно увеличить объемы выработки в считанные минуты, покрывая пиковые нагрузки. Для тепловых станций показатель времени измеряется часами, а для атомных — целыми сутками.
Гидроэлектростанции являются сложными природно-техническими комплексами. Их проектирование, строительство и эксплуатация требуют знакомства с широким кругом общетехнических и специальных дисциплин.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерного анализа и творческого подхода к решению конкретных задач, находить оптимальные проектные решения.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Тунгусского гидроузла на реке Подкаменная Тунгуска (правый при¬ток реки Енисей), являющимся сооружением II класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 1 % и поверочного 0,1 % .
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 660 МВт и среднемноголетняя выработка 2,95 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 - 74,0 м;
расчетный - 62,5 м ;
минимальный - 51 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1280 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛД 90 и РО-75-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с шестью гидротурбинами РО-75-В-450.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 150 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-915/165-40 с номинальной активной мощностью 100 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с укрупненными блоками и принята схема распределительного устройства на 8 присоединений (3 укрупненых блока, 5 отходящих воздушных линий) КРУЭ 220 кВ - "две системы шин с МТТТВ". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ - 250000/220-У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ - 2500/15,75 У3, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная. Водослив был принят по типу донного водосброса.
В состав сооружений входят:
- правобережная грунтовая плотина - 409 м;
- станционная часть - 240 м;
- левобережная грунтовая плотина - 367 м
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 27,85 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 31,00 м;
- число водосливных отверстий - 10;
- ширина водосливных отверстий в свету - 5 м;
- отметка гребня - 111,55 м;
- ширина гребня - 11 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосбросные донные отверстия, применяется две водобойные стенки.
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 сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,25 (нормативное значение для сооружений II класса - 1,2). Таким образом, плотина Крапивинского 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 - 5,3 лет;
- себестоимость - 0,3 руб/кВт ч
- удельные капиталовложения - 23047 руб./кВт.
Таким образом, строительство Тунгусского гидроузла в настоящее время является целесообразным
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 1 % и поверочного 0,1 % .
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 660 МВт и среднемноголетняя выработка 2,95 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 - 74,0 м;
расчетный - 62,5 м ;
минимальный - 51 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1280 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛД 90 и РО-75-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с шестью гидротурбинами РО-75-В-450.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 150 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-915/165-40 с номинальной активной мощностью 100 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с укрупненными блоками и принята схема распределительного устройства на 8 присоединений (3 укрупненых блока, 5 отходящих воздушных линий) КРУЭ 220 кВ - "две системы шин с МТТТВ". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ - 250000/220-У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ - 2500/15,75 У3, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная. Водослив был принят по типу донного водосброса.
В состав сооружений входят:
- правобережная грунтовая плотина - 409 м;
- станционная часть - 240 м;
- левобережная грунтовая плотина - 367 м
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы водосливной плотины - 27,85 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 31,00 м;
- число водосливных отверстий - 10;
- ширина водосливных отверстий в свету - 5 м;
- отметка гребня - 111,55 м;
- ширина гребня - 11 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосбросные донные отверстия, применяется две водобойные стенки.
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 сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,25 (нормативное значение для сооружений II класса - 1,2). Таким образом, плотина Крапивинского 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 - 5,3 лет;
- себестоимость - 0,3 руб/кВт ч
- удельные капиталовложения - 23047 руб./кВт.
Таким образом, строительство Тунгусского гидроузла в настоящее время является целесообразным