ПРОЕКТИРОВАНИЕ САРЛЫКСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ КАТУНЬ. РАСЧЕТНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ УВЕЛИЧЕНИЯ НОМИНАЛЬНОЙ МОЩНОСТИ ГИДРОАГРЕГАТОВ СШГЭС С 640 МВТ ДО 680 МВТ ОТНОСИТЕЛЬНО РЕЖИМА РАБОТЫ ГЕНЕРАТОРА СВФ1-1285/275-42УХЛ4
|
Сокращённый паспорт Сарлыкской 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 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водно-энергетические расчёты 14
2.1 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 14
2.2 Определение максимального расчетного расхода 17
2.3 Построение суточных графиков нагрузки и интегральная кривая нагрузки
энергосистемы 18
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 19
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 20
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 23
2.7 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных
ремонтов 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 26
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 26
3.1.1 Построение режимного поля 26
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 28
3.1.3 Построение рабочей зоны на ГУХ 31
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 32
3.2.1 Определение высоты отсасывания 32
3.2.2 Выбор отметки установки рабочего колеса 33
3.2.3 Гидромеханический расчет и построение металлической спиральной
камеры 33
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 35
3.4 Выбор маслонапорной установки 36
3.5 Выбор электрогидравлического регулятора 37
3.6 Расчет вала на прочность 37
3.7 Выбор геометрических размеров машинного зала 37
4 Электрическая часть 39
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 39
4.2 Выбор основного оборудования ГЭС 40
4.2.1 Выбор типа серийного гидрогенератора 40
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с одиночными
блоками 40
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 42
4.2.4 Выбор количества отходящих воздушных линий 42
4.3 Выбор главной схемы на основании технико-экономического расчёта .. 43
4.4 Выбор схемы РУ ВН 44
4.5 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания 45
4.5.1 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ
ВН в программном комплексе «RASTRWIN 3» 46
4.5.2 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания на
генераторном напряжении в программном комплексе «RASTRWIN 3» 47
4.6 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 48
4.7 Выбор электротехнического оборудования ОРУ 110 кВ 49
4.8 Выбор электротехнического оборудования генераторного напряжения . 50
4.9 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на напряжении 0,4 кВ. ... 51
4.10 Выбор резервного источника питания (ДГУ) 51
5 Устройства РЗиА 52
5.1 Расчёт номинальных токов 52
5.2 Перечень защит основного оборудования 52
5.3 Описание защит и расчет их уставок 54
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 54
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора
(UN (UO)) 57
5.3.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 59
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (І2)...60
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок (I1) 63
5.3.6 Дистанционная защита генератора (Z1<) , (Z2<) 65
5.3.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 68
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 70
5.5 Таблица уставок и матрица отключений защит 70
5.5.1 Таблица уставок 70
5.5.2 Матрица отключений 71
6 Компоновка и сооружения гидроузла 73
6.1 Состав и компоновка гидроузла 73
6.2 Гидравлический расчет бетонной водосливной плотины 73
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 73
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 73
6.2.3 Определение ширины водосливного фронта 76
6.2.4 Определение отметки гребня водослива 77
6.2.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 79
6.2.6 Построение профиля водосливной грани 80
6.2.7 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 81
6.2.8 Сопряжение бьефов свободной отброшенной струей 82
6.3 Конструирование бетонной плотины 84
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 84
6.3.2 Разрезка плотины швами 86
6.3.3 Быки 87
6.3.4 Устои 87
6.3.5 Галереи в теле плотины 87
6.3.6 Дренаж тела бетонной плотины 88
6.4 Элементы подземного контура плотины 88
6.4.1 Цементационная завеса 88
6.4.2 Дренаж 89
6.5 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 90
6.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 90
6.5.1.1 Вес сооружения 90
6.5.1.2 Сила гидростатического давления воды 91
6.5.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 91
6.5.1.4 Волновое воздействие 91
6.5.1.5 Фильтрационные расчёты 92
6.5.1.6 Давление грунта 92
6.5.2 Расчёт прочности плотины 93
6.5.3 Критерии прочности плотины 96
6.5.4 Расчёт устойчивости плотины 97
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 99
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 99
7.2 Охрана труда 99
7.3 Пожарная безопасность 102
7.4 Охрана природы 104
8 Технико-экономические показатели 105
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 105
8.1.1 Текущие расходы на производство электроэнергии 105
8.1.2 Налоговые расходы 108
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .... 108
8.3 Оценка инвестиционного проекта 109
8.3.1 Методология и исходные данные, оценка инвестиционного
проекта 109
8.3.2 Коммерческая эффективность проекта 110
8.3.3 Бюджетная эффективность 111
8.4 Анализ чувствительности инвестиционного проекта 111
9 Расчетное обоснование возможности увеличения номинальной мощности
гидроагрегатов СШГЭС с 640 МВт до 680 МВт относительно режима работы генератора СВФ1-1285/275-42УХЛ4 114
9.1 Общие сведения 114
9.2 Перечень расчетов в части гидрогенератора, необходимых для обоснования увеличения номинальной мощности гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС 115
9.3 Результаты расчетов проведенных для гидрогенератора СШГЭС 115
9.4 Результаты расчета токов короткого замыкания 117
9.4.1 3-х фазное КЗ на шинах 500 кВ 117
9.4.2 3-х фазное КЗ на генераторном напряжении 15,75 кВ 118
9.4.3 Однофазное замыкание на землю на шинах 500 кВ 120
9.5 Результаты расчетов электрических параметров генерирующего тракта
СШГЭС 120
9.5.1 Главные силовые трансформаторы 121
9.5.2 Комплекс элегазового генераторного выключателя 122
9.5.3 Токопроводы экранированные 122
9.5.4 Трансформаторы тока в главных выводах генераторов 123
9.5.5 Высоковольтные одножильные кабели 500 кВ 124
9.6 Выводы 125
Заключение 126
Список использованных источников
Приложение А-В
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 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водно-энергетические расчёты 14
2.1 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 14
2.2 Определение максимального расчетного расхода 17
2.3 Построение суточных графиков нагрузки и интегральная кривая нагрузки
энергосистемы 18
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 19
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 20
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 23
2.7 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных
ремонтов 24
3 Основное и вспомогательное оборудование 26
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 26
3.1.1 Построение режимного поля 26
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 28
3.1.3 Построение рабочей зоны на ГУХ 31
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 32
3.2.1 Определение высоты отсасывания 32
3.2.2 Выбор отметки установки рабочего колеса 33
3.2.3 Гидромеханический расчет и построение металлической спиральной
камеры 33
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 35
3.4 Выбор маслонапорной установки 36
3.5 Выбор электрогидравлического регулятора 37
3.6 Расчет вала на прочность 37
3.7 Выбор геометрических размеров машинного зала 37
4 Электрическая часть 39
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 39
4.2 Выбор основного оборудования ГЭС 40
4.2.1 Выбор типа серийного гидрогенератора 40
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов ВН для схемы с одиночными
блоками 40
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 42
4.2.4 Выбор количества отходящих воздушных линий 42
4.3 Выбор главной схемы на основании технико-экономического расчёта .. 43
4.4 Выбор схемы РУ ВН 44
4.5 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания 45
4.5.1 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУ
ВН в программном комплексе «RASTRWIN 3» 46
4.5.2 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания на
генераторном напряжении в программном комплексе «RASTRWIN 3» 47
4.6 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 48
4.7 Выбор электротехнического оборудования ОРУ 110 кВ 49
4.8 Выбор электротехнического оборудования генераторного напряжения . 50
4.9 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на напряжении 0,4 кВ. ... 51
4.10 Выбор резервного источника питания (ДГУ) 51
5 Устройства РЗиА 52
5.1 Расчёт номинальных токов 52
5.2 Перечень защит основного оборудования 52
5.3 Описание защит и расчет их уставок 54
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 54
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора
(UN (UO)) 57
5.3.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 59
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (І2)...60
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок (I1) 63
5.3.6 Дистанционная защита генератора (Z1<) , (Z2<) 65
5.3.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 68
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 70
5.5 Таблица уставок и матрица отключений защит 70
5.5.1 Таблица уставок 70
5.5.2 Матрица отключений 71
6 Компоновка и сооружения гидроузла 73
6.1 Состав и компоновка гидроузла 73
6.2 Гидравлический расчет бетонной водосливной плотины 73
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 73
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 73
6.2.3 Определение ширины водосливного фронта 76
6.2.4 Определение отметки гребня водослива 77
6.2.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 79
6.2.6 Построение профиля водосливной грани 80
6.2.7 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 81
6.2.8 Сопряжение бьефов свободной отброшенной струей 82
6.3 Конструирование бетонной плотины 84
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 84
6.3.2 Разрезка плотины швами 86
6.3.3 Быки 87
6.3.4 Устои 87
6.3.5 Галереи в теле плотины 87
6.3.6 Дренаж тела бетонной плотины 88
6.4 Элементы подземного контура плотины 88
6.4.1 Цементационная завеса 88
6.4.2 Дренаж 89
6.5 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 90
6.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 90
6.5.1.1 Вес сооружения 90
6.5.1.2 Сила гидростатического давления воды 91
6.5.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 91
6.5.1.4 Волновое воздействие 91
6.5.1.5 Фильтрационные расчёты 92
6.5.1.6 Давление грунта 92
6.5.2 Расчёт прочности плотины 93
6.5.3 Критерии прочности плотины 96
6.5.4 Расчёт устойчивости плотины 97
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 99
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 99
7.2 Охрана труда 99
7.3 Пожарная безопасность 102
7.4 Охрана природы 104
8 Технико-экономические показатели 105
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 105
8.1.1 Текущие расходы на производство электроэнергии 105
8.1.2 Налоговые расходы 108
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .... 108
8.3 Оценка инвестиционного проекта 109
8.3.1 Методология и исходные данные, оценка инвестиционного
проекта 109
8.3.2 Коммерческая эффективность проекта 110
8.3.3 Бюджетная эффективность 111
8.4 Анализ чувствительности инвестиционного проекта 111
9 Расчетное обоснование возможности увеличения номинальной мощности
гидроагрегатов СШГЭС с 640 МВт до 680 МВт относительно режима работы генератора СВФ1-1285/275-42УХЛ4 114
9.1 Общие сведения 114
9.2 Перечень расчетов в части гидрогенератора, необходимых для обоснования увеличения номинальной мощности гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС 115
9.3 Результаты расчетов проведенных для гидрогенератора СШГЭС 115
9.4 Результаты расчета токов короткого замыкания 117
9.4.1 3-х фазное КЗ на шинах 500 кВ 117
9.4.2 3-х фазное КЗ на генераторном напряжении 15,75 кВ 118
9.4.3 Однофазное замыкание на землю на шинах 500 кВ 120
9.5 Результаты расчетов электрических параметров генерирующего тракта
СШГЭС 120
9.5.1 Главные силовые трансформаторы 121
9.5.2 Комплекс элегазового генераторного выключателя 122
9.5.3 Токопроводы экранированные 122
9.5.4 Трансформаторы тока в главных выводах генераторов 123
9.5.5 Высоковольтные одножильные кабели 500 кВ 124
9.6 Выводы 125
Заключение 126
Список использованных источников
Приложение А-В
Энергия потока воды является одним из важнейших источников энергии на планете. Российская Федерация обладает одним из самых больших гидропотенциалов в мире. На территории нашей страны расположено около 9% мировых запасов гидроэнергии. Гидроресурсы России на сегодняшний день составляют около 1000 млрд. кВтш, однако, освоены они приблизительно на 20 %. В то время как в других странах эта цифра составляет 50 % и более, например в США и Канаде это около 50-55%, а в ряде стран Западной Европы и Японии - от 60% до 90 %. Связано это в первую очередь с огромными территориями нашей страны, освоение гидропотенциала которой потребует значительных трат ресурсов.
Гидроэнергетика имеет как преимущества так и недостатки. Преимуществами использования водной энергии являются:
1. Гидроэнергия - возобновляемый источник. Использование гидроэнергии позволяет сократить потребление углеводородного топлива для нужд электроэнергетики.
2. Себестоимость 1 кВтч электроэнергии вырабатываемой на ГЭС намного меньше, чем на тепловой станции, отсюда быстрая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
3. На выработку электроэнергии на ГЭС требуется значительно меньше рабочей силы, из-за простоты технологического процесса.
4. ГЭС обладает высокой маневренностью и гибкостью в работе. ГА может быть включен в работу в течении 3-5 минут.
5. По сравнению с турбоагрегатами, гидроагрегаты имеют более высокий КПД.
6. На ГЭС значительно меньше аварийность и износ оборудования, следовательно они более надежны в эксплуатации.
7. Возможность получения электроэнергии в больших количествах и низкой стоимости, стимулирует развитие электроемких производств.
8. Одновременно со строительством ГЭС разрешаются вопросы комплексного использования рек для судоходства, орошения, водоснабжения.
К недостаткам можно отнести следующее:
1. Большие водохранилища затопляют значительные участки земли, которые могли бы использоваться, например, в сельском хозяйстве. Целые города становились жертвами водохранилищ, что вызывало массовые переселения, недовольство и экономические трудности.
2. Привязанность ГЭС к местности, зачастую затрудняет транспортировку электроэнергии к потребителю и др.
Гидроэнергетика имеет как преимущества так и недостатки. Преимуществами использования водной энергии являются:
1. Гидроэнергия - возобновляемый источник. Использование гидроэнергии позволяет сократить потребление углеводородного топлива для нужд электроэнергетики.
2. Себестоимость 1 кВтч электроэнергии вырабатываемой на ГЭС намного меньше, чем на тепловой станции, отсюда быстрая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
3. На выработку электроэнергии на ГЭС требуется значительно меньше рабочей силы, из-за простоты технологического процесса.
4. ГЭС обладает высокой маневренностью и гибкостью в работе. ГА может быть включен в работу в течении 3-5 минут.
5. По сравнению с турбоагрегатами, гидроагрегаты имеют более высокий КПД.
6. На ГЭС значительно меньше аварийность и износ оборудования, следовательно они более надежны в эксплуатации.
7. Возможность получения электроэнергии в больших количествах и низкой стоимости, стимулирует развитие электроемких производств.
8. Одновременно со строительством ГЭС разрешаются вопросы комплексного использования рек для судоходства, орошения, водоснабжения.
К недостаткам можно отнести следующее:
1. Большие водохранилища затопляют значительные участки земли, которые могли бы использоваться, например, в сельском хозяйстве. Целые города становились жертвами водохранилищ, что вызывало массовые переселения, недовольство и экономические трудности.
2. Привязанность ГЭС к местности, зачастую затрудняет транспортировку электроэнергии к потребителю и др.
В ходе данного дипломного проекта были рассчитаны и определены основные элементы и параметры средненапорной Сарлыкской ГЭС на реке Катунь, высотой 79,81 м, являющийся сооружением ІІ класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного (0,1%- обеспеченность) и поверочного (0,01%-обеспеченность) случаев: Q0,1%=1457,00 м3/с, Q0,01%=1670,00 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологических данных была найдена установленная мощность Сарлыкской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и для лета. Установленная мощность составила Nyc7=230 МВт. Также в ходе работы был определен УМО, отметка которого равна 645,52 м. Полезный объем при данных отметках НПУ 665,00 м и УМО составляет 2,5 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1,0 млрд.кВтш.
На третьем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов проектируемой гидроэлектростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
- максимальный -Hmax=71,00 м;
- расчетный -Нрасч=58,20 м;
- минимальный -Hmin=48,00 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС Qmax,соответствующий расчетному напору, составляет 425,00 м3/с.
По результатам расчетов выбора турбин был определен оптимальный вариант с двумя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 5,0 м (РО75-В- 500).
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 125 об/мин был выбран гидрогенератор СВ- 1130/140-48 УХЛ4.
Следующим этапом был выбор структурной схемы ГЭС с единичными блоками, а также была принята схема распределительного устройства ОРУ- 110кВ - "две системы сборных шин с обходной". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТЦ-200000/110, трансформаторы собственных нужд ТСЗ - 2500/13,8/0,4.
Для генераторов, был выбран генераторный комплекс КАГ-20, производитель ОАО «Электроаппарат», который состоит из элегазового выключателя типа ВГГ-20, разъединителей, заземлителей, трансформаторов тока и напряжения.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входят:
• водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 33 м;
• правобережная глухая и левобережная глухая бетонные плотины;
На следующем этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
• ширина подошвы - 55,80м;
• отметка подошвы водосливной плотины - 590 м;
• число водосливных отверстий - 3;
• отметка гребня - 666,3 м;
На водосливной части применяется способ отлета струи.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,22 для основного случая (нормативное значение для сооружений II класса - 1,20). Таким образом, плотина Сарлыкской 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 - 0,28 руб/кВт-ч.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного (0,1%- обеспеченность) и поверочного (0,01%-обеспеченность) случаев: Q0,1%=1457,00 м3/с, Q0,01%=1670,00 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологических данных была найдена установленная мощность Сарлыкской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и для лета. Установленная мощность составила Nyc7=230 МВт. Также в ходе работы был определен УМО, отметка которого равна 645,52 м. Полезный объем при данных отметках НПУ 665,00 м и УМО составляет 2,5 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1,0 млрд.кВтш.
На третьем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов проектируемой гидроэлектростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
- максимальный -Hmax=71,00 м;
- расчетный -Нрасч=58,20 м;
- минимальный -Hmin=48,00 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС Qmax,соответствующий расчетному напору, составляет 425,00 м3/с.
По результатам расчетов выбора турбин был определен оптимальный вариант с двумя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 5,0 м (РО75-В- 500).
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 125 об/мин был выбран гидрогенератор СВ- 1130/140-48 УХЛ4.
Следующим этапом был выбор структурной схемы ГЭС с единичными блоками, а также была принята схема распределительного устройства ОРУ- 110кВ - "две системы сборных шин с обходной". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТЦ-200000/110, трансформаторы собственных нужд ТСЗ - 2500/13,8/0,4.
Для генераторов, был выбран генераторный комплекс КАГ-20, производитель ОАО «Электроаппарат», который состоит из элегазового выключателя типа ВГГ-20, разъединителей, заземлителей, трансформаторов тока и напряжения.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входят:
• водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 33 м;
• правобережная глухая и левобережная глухая бетонные плотины;
На следующем этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
• ширина подошвы - 55,80м;
• отметка подошвы водосливной плотины - 590 м;
• число водосливных отверстий - 3;
• отметка гребня - 666,3 м;
На водосливной части применяется способ отлета струи.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,22 для основного случая (нормативное значение для сооружений II класса - 1,20). Таким образом, плотина Сарлыкской 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 - 0,28 руб/кВт-ч.