Проектирование Усть-Жунской ГЭС на реке Щугор
|
Сокращенный паспорт Усть-Жунского гидроузла 6
Введение 8
1 Анализ исходных данных 9
1.1 Гидрологическое обоснование 9
1.2 Инженерно-геологическое обоснование 13
1.3 Климатические обоснование 13
1.4 Энергоэкономическая характеристика региона 14
2 Водно-энергетические расчеты 15
2.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года 15
2.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 19
2.3 Расчет мощности ГЭС без регулирования (по бытовому стоку) 21
2.4 Расчет мощности ГЭС по требованиям ВХК 21
2.5 ВЭР по условиям маловодного года 24
2.6 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных ремонтов 26
2.7 ВЭР по условиям средневодного года 32
2.8 Определение максимального расчетного расхода 35
3 Основное и вспомогательное оборудование 39
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 39
3.2 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее бескавитационной работы 44
3.3 Определение геометрических размеров проточной части гидротурбины РО75/841а-В-670 45
3.4 Выбор типа и габаритных размеров МНУ и колонки управления 46
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора, определение главных размеров 46
4 Электрическая часть 50
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 50
4.2 Выбор схемы электроснабжения собственных нужд ГЭС 51
4.3 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 51
4.3.1 Выбор синхронных генераторов 51
4.3.2 Выбор блочных трансформаторов 52
4.3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 52
4.3.4 Выбор линий электропередач 53
4.4 Расчет токов короткого замыкания 54
4.4.1 Расчёт исходных данных 56
4.4.2 Расчет трехфазного тока КЗ на сборных шинах 220 кВ в точке К1 57
4.2.3 Расчет однофазного тока тока КЗ в точке К-1 57
4.4.4 Расчет трехфазного тока КЗ в точке К-2 59
4.4.5 Расчёт апериодической составляющей и ударного тока КЗ 60
4.4.6 Результаты расчёта токов короткого замыкания 61
4.5 Выбор электрических аппаратов 61
4.5.1 Выбор и расчет токоведущих частей аппаратов и проводников 61
4.5.2 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого
режимов 62
4.5.3 Выбор выключателей и разъединителей 62
5 Релейная защита и автоматика 64
5.1 Перечень защит основного оборудования 64
5.2 Описание защит и расчет их уставок 66
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 66
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN (UO)) 68
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 71
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 71
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок (11) 75
5.2.6 Дистанционная защита генератора Z1 <, Z2< 77
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 80
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 81
6 Компоновка и сооружения гидроузла 84
6.1 Расчет длины здания ГЭС 84
6.2 Определение класса сооружения 84
6.3 Гидравлический расчет водосливной плотины 85
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 85
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 86
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 88
6.3.4 Определение формы водосливной поверхности 89
6.3.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 90
6.4 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 91
6.5 Конструирование плотины 94
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 94
6.5.2 Разрезка плотины швами 94
6.5.3 Быки 95
6.6 Назначение размеров основных элементов плотины 95
6.6.1 Противофильтрационные завесы 95
6.7 Определение отметки гребня плотины 96
6.7.1 Расчет превышения гребня плотины при основном сочетании
нагрузок 96
6.7.2 Расчет превышения гребня плотины при особом сочетании
нагрузок 98
6.8 Фильтрационный расчет 99
6.8.1 Основной расчет 100
6.8.2 Поверочный расчет 101
6.9 Статические расчеты плотины 101
6.9.1 Определение основных нагрузок на плотину 101
6.9.2 Вес сооружения и механизмов 102
6.9.3 Сила гидростатического давления воды 103
6.9.4 Равнодействующая взвешивающего давления 104
6.9.5 Сила фильтрационного давления 104
6.9.6 Давление грунта 105
6.9.7 Волновое давление 106
6.10 Расчет прочности плотины 108
6.11 Оценка прочности плотины 112
6.12 Расчет устойчивости плотины на сдвиг по основанию 114
7 Охрана труда, противопожарная безопасность и охрана природы 116
7.1 Охрана труда 116
7.2 Противопожарная безопасность 118
7.3 Мероприятия по охране природы 120
8 Объемы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации ... 124
8.1 Текущие расходы по гидроузлу 124
8.2 Налоговые расходы 126
8.3 Прибыль 127
8.4 Оценка эффективности инвестиций 128
8.4.1 Методология и исходные данные 128
8.4.2 Коммерческая эффективность 129
9 Монтаж гидроагрегата, методы предварительного контроля.
Балансировка ГА 133
9.1 Методы предварительного контроля при монтаже гидротурбинного
оборудования 133
9.1.1 Методы контроля при монтаже закладных частей 134
9.1.2 Методы контроля при монтаже рабочих механизмов 135
9.2 Методы предварительного контроля при монтаже
гидрогенераторного оборудования 139
9.2.1 Сборка статора генератора и методы контроля 139
9.2.2 Сборка ротора генератора и методы контроля 143
9.2.3 Сборка подпятника генератора и методы контроля 147
9.3 Центровка гидроагрегата 148
9.4 Балансировка гидроагрегата 152
Заключение 15 5
Список использованных источников
Приложение А 161
Приложение Б 163
Приложение В 164
Приложение Г 165
Приложение Д 166
Введение 8
1 Анализ исходных данных 9
1.1 Гидрологическое обоснование 9
1.2 Инженерно-геологическое обоснование 13
1.3 Климатические обоснование 13
1.4 Энергоэкономическая характеристика региона 14
2 Водно-энергетические расчеты 15
2.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года 15
2.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 19
2.3 Расчет мощности ГЭС без регулирования (по бытовому стоку) 21
2.4 Расчет мощности ГЭС по требованиям ВХК 21
2.5 ВЭР по условиям маловодного года 24
2.6 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных ремонтов 26
2.7 ВЭР по условиям средневодного года 32
2.8 Определение максимального расчетного расхода 35
3 Основное и вспомогательное оборудование 39
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 39
3.2 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее бескавитационной работы 44
3.3 Определение геометрических размеров проточной части гидротурбины РО75/841а-В-670 45
3.4 Выбор типа и габаритных размеров МНУ и колонки управления 46
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора, определение главных размеров 46
4 Электрическая часть 50
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 50
4.2 Выбор схемы электроснабжения собственных нужд ГЭС 51
4.3 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 51
4.3.1 Выбор синхронных генераторов 51
4.3.2 Выбор блочных трансформаторов 52
4.3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 52
4.3.4 Выбор линий электропередач 53
4.4 Расчет токов короткого замыкания 54
4.4.1 Расчёт исходных данных 56
4.4.2 Расчет трехфазного тока КЗ на сборных шинах 220 кВ в точке К1 57
4.2.3 Расчет однофазного тока тока КЗ в точке К-1 57
4.4.4 Расчет трехфазного тока КЗ в точке К-2 59
4.4.5 Расчёт апериодической составляющей и ударного тока КЗ 60
4.4.6 Результаты расчёта токов короткого замыкания 61
4.5 Выбор электрических аппаратов 61
4.5.1 Выбор и расчет токоведущих частей аппаратов и проводников 61
4.5.2 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого
режимов 62
4.5.3 Выбор выключателей и разъединителей 62
5 Релейная защита и автоматика 64
5.1 Перечень защит основного оборудования 64
5.2 Описание защит и расчет их уставок 66
5.2.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 66
5.2.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN (UO)) 68
5.2.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 71
5.2.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 71
5.2.5 Защита от симметричных перегрузок (11) 75
5.2.6 Дистанционная защита генератора Z1 <, Z2< 77
5.2.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 80
5.3 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 81
6 Компоновка и сооружения гидроузла 84
6.1 Расчет длины здания ГЭС 84
6.2 Определение класса сооружения 84
6.3 Гидравлический расчет водосливной плотины 85
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 85
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 86
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 88
6.3.4 Определение формы водосливной поверхности 89
6.3.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 90
6.4 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 91
6.5 Конструирование плотины 94
6.5.1 Определение ширины подошвы плотины 94
6.5.2 Разрезка плотины швами 94
6.5.3 Быки 95
6.6 Назначение размеров основных элементов плотины 95
6.6.1 Противофильтрационные завесы 95
6.7 Определение отметки гребня плотины 96
6.7.1 Расчет превышения гребня плотины при основном сочетании
нагрузок 96
6.7.2 Расчет превышения гребня плотины при особом сочетании
нагрузок 98
6.8 Фильтрационный расчет 99
6.8.1 Основной расчет 100
6.8.2 Поверочный расчет 101
6.9 Статические расчеты плотины 101
6.9.1 Определение основных нагрузок на плотину 101
6.9.2 Вес сооружения и механизмов 102
6.9.3 Сила гидростатического давления воды 103
6.9.4 Равнодействующая взвешивающего давления 104
6.9.5 Сила фильтрационного давления 104
6.9.6 Давление грунта 105
6.9.7 Волновое давление 106
6.10 Расчет прочности плотины 108
6.11 Оценка прочности плотины 112
6.12 Расчет устойчивости плотины на сдвиг по основанию 114
7 Охрана труда, противопожарная безопасность и охрана природы 116
7.1 Охрана труда 116
7.2 Противопожарная безопасность 118
7.3 Мероприятия по охране природы 120
8 Объемы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации ... 124
8.1 Текущие расходы по гидроузлу 124
8.2 Налоговые расходы 126
8.3 Прибыль 127
8.4 Оценка эффективности инвестиций 128
8.4.1 Методология и исходные данные 128
8.4.2 Коммерческая эффективность 129
9 Монтаж гидроагрегата, методы предварительного контроля.
Балансировка ГА 133
9.1 Методы предварительного контроля при монтаже гидротурбинного
оборудования 133
9.1.1 Методы контроля при монтаже закладных частей 134
9.1.2 Методы контроля при монтаже рабочих механизмов 135
9.2 Методы предварительного контроля при монтаже
гидрогенераторного оборудования 139
9.2.1 Сборка статора генератора и методы контроля 139
9.2.2 Сборка ротора генератора и методы контроля 143
9.2.3 Сборка подпятника генератора и методы контроля 147
9.3 Центровка гидроагрегата 148
9.4 Балансировка гидроагрегата 152
Заключение 15 5
Список использованных источников
Приложение А 161
Приложение Б 163
Приложение В 164
Приложение Г 165
Приложение Д 166
Гидроэнергетика - одна из важнейших отраслей промышленности в нашей стране. Потенциал водных ресурсов использован всего лишь на 19%, в то время как в ряде других развитых стран этот показатель превосходит 80%.
Гидроэнергетические ресурсы — возобновляемый источник энергии, связанный с круговоротом воды в природе.
Более 70% поверхности земли покрыто водами. Сила тяжести способствует перераспределению жидкой влаги с более высоких участков земной поверхности на более низкие. Под воздействием лучей солнца вода рек, озер, морей и океанов испаряется, после чего конденсируется в атмосфере, образуя облака, и благодаря силе тяжести возвращается на землю в виде осадков.
Гидроресурсы - наиболее экологически чистый источник энергии из промышленно доступных, не создающий эмиссии углекислого газа и вредных веществ в атмосферу.
Гидростанции - один из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия турбин гидростанций достигает 95%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
Себестоимость электроэнергии произведенной на ГЭС, не зависит от колебаний цен на традиционное топливо: уголь, газ, мазут, уран. В себестоимости производства электроэнергии на гидростанциях отсутствует топливная составляющая, что делает энергию более конкурентоспособной в условиях рынка.
Гидростанции являются наиболее маневренными из всех типов электростанций. Гидростанции способны при необходимости увеличивать выработку и выдаваемую мощность в течение нескольких минут, тогда как тепловым станциям для этого требуется несколько часов, а атомным - сутки. Это позволяет ГЭС покрывать пиковые нагрузки и поддерживать частоту тока в энергосистеме. Все эти преимущества подталкивают к строительству новых гидроэлектростанций.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции, с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач, найти правильные проектные решения.
Гидроэнергетические ресурсы — возобновляемый источник энергии, связанный с круговоротом воды в природе.
Более 70% поверхности земли покрыто водами. Сила тяжести способствует перераспределению жидкой влаги с более высоких участков земной поверхности на более низкие. Под воздействием лучей солнца вода рек, озер, морей и океанов испаряется, после чего конденсируется в атмосфере, образуя облака, и благодаря силе тяжести возвращается на землю в виде осадков.
Гидроресурсы - наиболее экологически чистый источник энергии из промышленно доступных, не создающий эмиссии углекислого газа и вредных веществ в атмосферу.
Гидростанции - один из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия турбин гидростанций достигает 95%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
Себестоимость электроэнергии произведенной на ГЭС, не зависит от колебаний цен на традиционное топливо: уголь, газ, мазут, уран. В себестоимости производства электроэнергии на гидростанциях отсутствует топливная составляющая, что делает энергию более конкурентоспособной в условиях рынка.
Гидростанции являются наиболее маневренными из всех типов электростанций. Гидростанции способны при необходимости увеличивать выработку и выдаваемую мощность в течение нескольких минут, тогда как тепловым станциям для этого требуется несколько часов, а атомным - сутки. Это позволяет ГЭС покрывать пиковые нагрузки и поддерживать частоту тока в энергосистеме. Все эти преимущества подталкивают к строительству новых гидроэлектростанций.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции, с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач, найти правильные проектные решения.
В проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры средненапорной Усть-Жунской ГЭС высотой 86 м на реке Щугор, являющимся сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% обеспеченности случаев: Q0,1%=7058 м3/с, Q0,01%=7793 м /с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила = 1117,6 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 360,14 м. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 4,08 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 - Н = 74,0м;
max расчетный - Н = 56,7м;
минимальный -Н = 45,8м. м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 2260 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось варианты РО 75 и ПЛД 90 с разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с шестью гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 6,7 м (РО75-В- 670).
Для турбины был рассчитан генератор СВ 1391/183-62 с номинальной активной мощностью 186,3 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с объединенными блоками и принята схема распределительного устройства КРУЭ-220кВ - две рабочие секционированные системы шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ -250000/220, трансформаторы собственных нужд ТДНС - 16000/15,75, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32 .
Распределительное устройство принято элегазовым (КРУЭ-220) - ЯГГ- 220 (Электроаппарат), т.к. неоспоримыми преимуществами КРУЭ перед другими видами распределительных устройств являются: повышенная надежность, компактность (модульная структура) и заводская сборка, что напрямую влияет на размеры площади размещения, стоимость подготовки основания площадки под КРУЭ и простоту обслуживания.
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый генераторный комплекс КАГ20 (Электроаппарат).
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинной. Строительные расходы пропускаются через гребенку. Плотина принята бетонная водосливная и бетонная станционная. Береговые примыкания выполнены бетонной глухой плотиной. Здание ГЭС - приплотинного типа.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля;
- станционная бетонная плотина;
- глухие бетонная, право и левобережная плотины;
- здание ГЭС приплотинного типа.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 60,0 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 302,0 м;
- число водосливных отверстий - 5;
- ширина водосливных отверстий в свету - 18 м;
- отметка гребня - 388,0м;
- длинна по гребню - 450 м.
Сопряжение бьефов осуществляется с помощью отогнанного прыжка.
Для снятия противодавления устроены цементационная завеса и дренаж.
Ось цемзавесы расположена на расстоянии 5,6 м от напорной грани. Глубина скважин цементационной завесы составляют 63 м.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Разрезка водосливной части плотины деформационными швами произведена по быкам, чтобы избежать неравномерных осадок смежных быков, что может привести к заклиниванию затворов.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,26 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Усть-Жунской ГЭС отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям предусмотренными СП.
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 - 0,12 руб/кВт-ч;
- срок окупаемости 71 месяц.
Таким образом, строительство Усть-Жунской ГЭС с установленной мощностью 1117,6 МВт является актуальным для ЕЭС, для поддержания развития региона, вытесняя тепловые мощности с графика нагрузки энергосистемы.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% обеспеченности случаев: Q0,1%=7058 м3/с, Q0,01%=7793 м /с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила = 1117,6 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 360,14 м. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 4,08 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 - Н = 74,0м;
max расчетный - Н = 56,7м;
минимальный -Н = 45,8м. м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 2260 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось варианты РО 75 и ПЛД 90 с разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с шестью гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 6,7 м (РО75-В- 670).
Для турбины был рассчитан генератор СВ 1391/183-62 с номинальной активной мощностью 186,3 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с объединенными блоками и принята схема распределительного устройства КРУЭ-220кВ - две рабочие секционированные системы шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ -250000/220, трансформаторы собственных нужд ТДНС - 16000/15,75, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32 .
Распределительное устройство принято элегазовым (КРУЭ-220) - ЯГГ- 220 (Электроаппарат), т.к. неоспоримыми преимуществами КРУЭ перед другими видами распределительных устройств являются: повышенная надежность, компактность (модульная структура) и заводская сборка, что напрямую влияет на размеры площади размещения, стоимость подготовки основания площадки под КРУЭ и простоту обслуживания.
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый генераторный комплекс КАГ20 (Электроаппарат).
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинной. Строительные расходы пропускаются через гребенку. Плотина принята бетонная водосливная и бетонная станционная. Береговые примыкания выполнены бетонной глухой плотиной. Здание ГЭС - приплотинного типа.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля;
- станционная бетонная плотина;
- глухие бетонная, право и левобережная плотины;
- здание ГЭС приплотинного типа.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 60,0 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 302,0 м;
- число водосливных отверстий - 5;
- ширина водосливных отверстий в свету - 18 м;
- отметка гребня - 388,0м;
- длинна по гребню - 450 м.
Сопряжение бьефов осуществляется с помощью отогнанного прыжка.
Для снятия противодавления устроены цементационная завеса и дренаж.
Ось цемзавесы расположена на расстоянии 5,6 м от напорной грани. Глубина скважин цементационной завесы составляют 63 м.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях тела бетонной плотины, она разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Разрезка водосливной части плотины деформационными швами произведена по быкам, чтобы избежать неравномерных осадок смежных быков, что может привести к заклиниванию затворов.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,26 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Усть-Жунской ГЭС отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям предусмотренными СП.
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 - 0,12 руб/кВт-ч;
- срок окупаемости 71 месяц.
Таким образом, строительство Усть-Жунской ГЭС с установленной мощностью 1117,6 МВт является актуальным для ЕЭС, для поддержания развития региона, вытесняя тепловые мощности с графика нагрузки энергосистемы.
Подобные работы
- Проектирование Усть-Жунской ГЭС на реке Щугор. Укрепление потенциально-неустойчивых массивов горных склонов в местах примыкания плотины
Бакалаврская работа, строительство . Язык работы: Русский. Цена: 4770 р. Год сдачи: 2020