ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТАЛАССКОЙ ГЭС НА РЕКЕ НАРЫН
|
Сокращенный паспорт Таласской ГЭС 7
Введение 9
1 Общая часть 10
1.1 Природные условия 12
1.1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 12
1.1.2 Гидрологические данные 12
1.1.3 Анализ исходных данных 13
1.1.4 Инженерно-геологические условия 14
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 14
2.1 Определение зависимости кривых связи 14
2.1.2 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года
при заданной обеспеченности стока 16
2.1.3 Выбор расчетного маловодного года для обеспеченности 90% 17
2.1.4 Выбор расчетного средневодного года для обеспеченности 50% 17
2.1.5 Определение максимального расчетного расхода 19
2.1.6 Регулирование стока воды 21
2.2 Построение суточных графиков нагрузки и построение годовых
графиков максимальных и среднемесячных нагрузок 22
2.2.1Определение гарантированной мощности с учётом требований водохозяйственного комплекса 23
2.2.2 Выбор периода и глубины сработки в условиях маловодного года 24
2.2.3 Водно- энергетический расчёт режима работы ГЭС в маловодном
году 25
2.2.4 Водно-энергетический расчёт в средневодном году 25
2.3 Расчёт резервов и определение установленной мощности
проектируемой ГЭС. Расчёт баланса мощностей 26
3 Основное и вспомогательное оборудование 27
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 27
3.2 Выбор числа и типа гидроагрегатов 29
3.3 Определение допустимой высоты отсасывания 34
3.3.1 Работа одного агрегата при минимальном напоре 34
3.3.2 Работа одного агрегата при расчетном напоре 35
3.3.3 Работа одного агрегата при максимальном напоре 35
3.4 Выбор отметки расположения рабочего колеса 36
3.5 Выбор бетонной спиральной камеры 37
3.6 Расчет отсасывающей трубы 38
3.7 Разработка схемы установки. Конструктивная схема компоновки
гидротурбин 39
3.8 Выбор гидрогенератора 39
3.9 Выбор маслонапорной установки 40
3.10 Выбор электрогидравлического регулятора 41
3.11 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 41
3.12 Выбор кранов 41
3.13 Заглубление водозабора на величину воронкообразования 43
4 Гидравлические расчеты 44
4.1 Определение ширины водосливного фронта 44
4.2 Определение отметки гребня водослива 45
4.3 Проверка на пропуск поверочного расхода при поверочном расчётном
случае 47
4.4 Построение профиля водосливной плотины по координатам Кригера -
Офицерова 48
4.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 50
4.6 Гашение энергии способом свободной отброшенной струи 51
4.7 Определение ширины подошвы плотины 55
4.8 Конструирование быков 56
4.9 Расчет ширины плотины по гребню 57
4.10 Устои 57
4.11 Галереи в теле плотины 57
4.12 Разрезка плотины швами 58
4.13 Противофильтрационная завеса 59
4.14 Расчет фильтрации 60
4.2 Определение основных нагрузок на плотину 61
4.2.1 Вес сооружения и затворов 61
4.2.2 Сила гидростатического давления воды 63
4.2.3 Равнодействующая взвешивающего давления 63
4.2.4 Сила фильтрационного давления на подошву плотины 64
4.2.5 Давление грунта 64
4.2.6 Волновое давление 66
4.3 Основное сочетание нагрузок и воздействий 67
4.4 Особое сочетание нагрузок и воздействий 69
4.5 Расчёт прочности плотины 69
4.6 Основное сочетание нагрузок и воздействий 70
4.7 Особое сочетание нагрузок и воздействий 72
4.8 Выполнение условий прочности 73
4.9 Расчёт устойчивости плотины 74
4.9.1 Основное сочетание нагрузок и воздействий 74
4.9.2 Особое сочетание нагрузок и воздействий 75
4.10 Технико-экономический расчет 75
4.10.1 Расчет водобойной стенки 75
4.10.2 Проверка сопряжения бьефов за водобойной стенкой расчетной
высоты 8,95 м 77
4.10.3 Расчет второй водобойной стенки 77
4.10.4 Проверка сопряжения бьефов за второй водобойной стенкой
расчетной высоты 3,74 м 78
4.10.5 Расчет третьей водобойной стенки 79
4.10.6 Расчёт водобойного колодца 80
4.10.7 Водобойный колодец комбинированного типа, гидравлический
расчет 82
4.10.8 Технико-экономическое обоснование типа гашения энергии воды
в нижнем бьефе 83
5 Компоновка сооружения 86
5.1 Этапы возведения сооружения и схемы пропуска строительных
расходов на различных этапах 86
5.2 Расчет пропуска строительных расходов 87
5.3 Расчет донных отверстий 90
5.4 Возведение перемычек 93
5.5 Объем перемычек первой очереди 95
5.6 Осушение котлована первой очереди 97
5.7 Котлован второй очереди 97
5.8 Объём перемычек второй очереди 98
5.9 Осушение котлована второй очереди 99
5.10 Определение способов производства основных видов работ 99
5.11 Объем бетонных работ 101
5.12 Объем выемки грунта 103
5.13 Объемы бетонных и земляных работ 103
5.14 Строительный генеральный план 104
6 Мероприятия по охране окружающей среды 106
6.1 Безопасность гидротехнических сооружений и охрана труда 110
6.2 Основные требования пожарной безопасности 1 1 1
6.3 Противопожарный режим и обязанности работников по его
выполнению при обслуживании электроустановок 1 14
6.4 Порядок тушения пожара 1 14
6.5 Тушение пожаров в электроустановках 1 14
6.6 Особенности тушения пожаров на электрооборудовании 1 15
7 Оценка объёмов продаж и расчет расходов на проект 1 16
7.1 Определение объёмов генерации производства 1 16
7.2 Текущие расходы по гидроузлу 1 16
7.3 Налоговые расходы 1 18
7.4 Оценка суммы прибыли 1 19
7.5 Оценка инвестиционного проекта 119
7.6 Коммерческая эффективность 120
7.7 Бюджетная эффективность 120
7.8 Анализ чувствительности 121
8 Рабочие процессы основных работ 123
8.1 Бетонные работы, вибрированный бетон 124
8.2 Укатанный бетон 125
8.3 Технология возведения Таласской бетонной плотины с применением
укатанного бетона 127
8.4 Шатры 128
8.5 Опалубочное хозяйство 129
8.6 Швы 129
8.7 Доставка бетона к блоку, распределение в блоке. Механизация работ в
блоке 130
8.8 Размеры блоков для вибрированного и укатанного бетона 133
8.9 Уход за бетонной смесью 133
8.10 Устройство кабель крана 134
Заключение 136
Список использованных источников 140
Приложения
Введение 9
1 Общая часть 10
1.1 Природные условия 12
1.1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 12
1.1.2 Гидрологические данные 12
1.1.3 Анализ исходных данных 13
1.1.4 Инженерно-геологические условия 14
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 14
2.1 Определение зависимости кривых связи 14
2.1.2 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года
при заданной обеспеченности стока 16
2.1.3 Выбор расчетного маловодного года для обеспеченности 90% 17
2.1.4 Выбор расчетного средневодного года для обеспеченности 50% 17
2.1.5 Определение максимального расчетного расхода 19
2.1.6 Регулирование стока воды 21
2.2 Построение суточных графиков нагрузки и построение годовых
графиков максимальных и среднемесячных нагрузок 22
2.2.1Определение гарантированной мощности с учётом требований водохозяйственного комплекса 23
2.2.2 Выбор периода и глубины сработки в условиях маловодного года 24
2.2.3 Водно- энергетический расчёт режима работы ГЭС в маловодном
году 25
2.2.4 Водно-энергетический расчёт в средневодном году 25
2.3 Расчёт резервов и определение установленной мощности
проектируемой ГЭС. Расчёт баланса мощностей 26
3 Основное и вспомогательное оборудование 27
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 27
3.2 Выбор числа и типа гидроагрегатов 29
3.3 Определение допустимой высоты отсасывания 34
3.3.1 Работа одного агрегата при минимальном напоре 34
3.3.2 Работа одного агрегата при расчетном напоре 35
3.3.3 Работа одного агрегата при максимальном напоре 35
3.4 Выбор отметки расположения рабочего колеса 36
3.5 Выбор бетонной спиральной камеры 37
3.6 Расчет отсасывающей трубы 38
3.7 Разработка схемы установки. Конструктивная схема компоновки
гидротурбин 39
3.8 Выбор гидрогенератора 39
3.9 Выбор маслонапорной установки 40
3.10 Выбор электрогидравлического регулятора 41
3.11 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 41
3.12 Выбор кранов 41
3.13 Заглубление водозабора на величину воронкообразования 43
4 Гидравлические расчеты 44
4.1 Определение ширины водосливного фронта 44
4.2 Определение отметки гребня водослива 45
4.3 Проверка на пропуск поверочного расхода при поверочном расчётном
случае 47
4.4 Построение профиля водосливной плотины по координатам Кригера -
Офицерова 48
4.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 50
4.6 Гашение энергии способом свободной отброшенной струи 51
4.7 Определение ширины подошвы плотины 55
4.8 Конструирование быков 56
4.9 Расчет ширины плотины по гребню 57
4.10 Устои 57
4.11 Галереи в теле плотины 57
4.12 Разрезка плотины швами 58
4.13 Противофильтрационная завеса 59
4.14 Расчет фильтрации 60
4.2 Определение основных нагрузок на плотину 61
4.2.1 Вес сооружения и затворов 61
4.2.2 Сила гидростатического давления воды 63
4.2.3 Равнодействующая взвешивающего давления 63
4.2.4 Сила фильтрационного давления на подошву плотины 64
4.2.5 Давление грунта 64
4.2.6 Волновое давление 66
4.3 Основное сочетание нагрузок и воздействий 67
4.4 Особое сочетание нагрузок и воздействий 69
4.5 Расчёт прочности плотины 69
4.6 Основное сочетание нагрузок и воздействий 70
4.7 Особое сочетание нагрузок и воздействий 72
4.8 Выполнение условий прочности 73
4.9 Расчёт устойчивости плотины 74
4.9.1 Основное сочетание нагрузок и воздействий 74
4.9.2 Особое сочетание нагрузок и воздействий 75
4.10 Технико-экономический расчет 75
4.10.1 Расчет водобойной стенки 75
4.10.2 Проверка сопряжения бьефов за водобойной стенкой расчетной
высоты 8,95 м 77
4.10.3 Расчет второй водобойной стенки 77
4.10.4 Проверка сопряжения бьефов за второй водобойной стенкой
расчетной высоты 3,74 м 78
4.10.5 Расчет третьей водобойной стенки 79
4.10.6 Расчёт водобойного колодца 80
4.10.7 Водобойный колодец комбинированного типа, гидравлический
расчет 82
4.10.8 Технико-экономическое обоснование типа гашения энергии воды
в нижнем бьефе 83
5 Компоновка сооружения 86
5.1 Этапы возведения сооружения и схемы пропуска строительных
расходов на различных этапах 86
5.2 Расчет пропуска строительных расходов 87
5.3 Расчет донных отверстий 90
5.4 Возведение перемычек 93
5.5 Объем перемычек первой очереди 95
5.6 Осушение котлована первой очереди 97
5.7 Котлован второй очереди 97
5.8 Объём перемычек второй очереди 98
5.9 Осушение котлована второй очереди 99
5.10 Определение способов производства основных видов работ 99
5.11 Объем бетонных работ 101
5.12 Объем выемки грунта 103
5.13 Объемы бетонных и земляных работ 103
5.14 Строительный генеральный план 104
6 Мероприятия по охране окружающей среды 106
6.1 Безопасность гидротехнических сооружений и охрана труда 110
6.2 Основные требования пожарной безопасности 1 1 1
6.3 Противопожарный режим и обязанности работников по его
выполнению при обслуживании электроустановок 1 14
6.4 Порядок тушения пожара 1 14
6.5 Тушение пожаров в электроустановках 1 14
6.6 Особенности тушения пожаров на электрооборудовании 1 15
7 Оценка объёмов продаж и расчет расходов на проект 1 16
7.1 Определение объёмов генерации производства 1 16
7.2 Текущие расходы по гидроузлу 1 16
7.3 Налоговые расходы 1 18
7.4 Оценка суммы прибыли 1 19
7.5 Оценка инвестиционного проекта 119
7.6 Коммерческая эффективность 120
7.7 Бюджетная эффективность 120
7.8 Анализ чувствительности 121
8 Рабочие процессы основных работ 123
8.1 Бетонные работы, вибрированный бетон 124
8.2 Укатанный бетон 125
8.3 Технология возведения Таласской бетонной плотины с применением
укатанного бетона 127
8.4 Шатры 128
8.5 Опалубочное хозяйство 129
8.6 Швы 129
8.7 Доставка бетона к блоку, распределение в блоке. Механизация работ в
блоке 130
8.8 Размеры блоков для вибрированного и укатанного бетона 133
8.9 Уход за бетонной смесью 133
8.10 Устройство кабель крана 134
Заключение 136
Список использованных источников 140
Приложения
Кыргызстан обладает значительным гидроэнергетическим потенциалом (третьим среди стран СНГ после России и Таджикистана). Количество планируемых к восстановлению малых ГЭС составляет 38, гидропотенциал страны позволяет построить 92 ГЭС. Гидроресурсы страны оцениваются сегодня без малого в 142 млрд. кВ'гч, этого вполне хватит, чтобы обеспечить всю Россию электроэнергией на один зимний месяц. Однако этот потенциал Киргизией не используется, даже на 10%. На данный момент территории республики работают 7 гидроэлектростанций.
Себестоимость производства электроэнергии в кВтш на ГЭС значительно ниже, чем на тепловых и атомных станциях. Вода является возобновляемым и наиболее экологичным источником энергии, использование которого позволяет снижать выбросы в атмосферу тепловых электростанций и сохранять запасы углеводородного топлива для будущих поколений. А основное назначение гидроэнергетики - производство электроэнергии.
Строительство и проектирование гидроэлектростанции является очень важным и ответственным этапом развития проекта, поэтому требует серьезного подхода и ответственности. Проект возведения сооружения станет катализатором социального развития региона. Будут построены новые дороги, мосты и инфраструктура. На период строительства появятся новые рабочие места. Строительство Таласского гидроузла даст значительный толчок в развитии страны и обеспечит электроэнергией Таласскую область, которая в данный момент не имеет генерирующих источников энергии и получает электроэнергию с Казахстана.
Целью дипломной работы является проектирование всех основных этапов строительства гидроэлектростанции с применением теоретических и практических знаний. Также с применением инженерной мысли находить наиболее оптимальные решения в тех или иных ситуациях.
Себестоимость производства электроэнергии в кВтш на ГЭС значительно ниже, чем на тепловых и атомных станциях. Вода является возобновляемым и наиболее экологичным источником энергии, использование которого позволяет снижать выбросы в атмосферу тепловых электростанций и сохранять запасы углеводородного топлива для будущих поколений. А основное назначение гидроэнергетики - производство электроэнергии.
Строительство и проектирование гидроэлектростанции является очень важным и ответственным этапом развития проекта, поэтому требует серьезного подхода и ответственности. Проект возведения сооружения станет катализатором социального развития региона. Будут построены новые дороги, мосты и инфраструктура. На период строительства появятся новые рабочие места. Строительство Таласского гидроузла даст значительный толчок в развитии страны и обеспечит электроэнергией Таласскую область, которая в данный момент не имеет генерирующих источников энергии и получает электроэнергию с Казахстана.
Целью дипломной работы является проектирование всех основных этапов строительства гидроэлектростанции с применением теоретических и практических знаний. Также с применением инженерной мысли находить наиболее оптимальные решения в тех или иных ситуациях.
Таласская ГЭС - ГЭС на реке Нарын в Кыргызстане. Расположена в горном ущелье в 970 км от устья, на 22 километра выше от посёлка Таш-Башат, в верхней части реки. В результате строительства гидроузла планируется достижение следующих целей:
- усилить энергетическую устойчивость страны и возможность экспорта электроэнергии(Азербайджан, Армения, Казахстан и т.д.);
- уменьшить зависимость энергетики района от цен на органическое топливо;
- поддержать темпы экономического роста, увеличить доходную базу бюджета;
- создать значительное количество новых рабочих мест, повысить доходы, качество жизни и экономическую активность населения;
Влияние гидроузла на социально-экономические условия региона носят, в основном, положительный характер: строительство ГЭС даст значительный толчок в социально-экономическом развитии района. Строительство ГЭС не окажет значительного влияния на окружающую среду, поскольку при строительстве будут проводиться мероприятия по санитарной подготовке зоны будущего водохранилища, отсутствуют редкие виды растений и животных, а также особо охраняемые природные территории.
Река Нарын протекает по узкому горному ущелью, загроможденному валунами и обломками горных пород моренного происхождения. Средний уровень воды в реке равен 1,1м, в межень - 0,5м, в паводок - 2,5 :3,0м. Основным источником питания реки служат ледники и снежники высокогорной зоны. Грунтовые воды и дождевые осадки имеют меньшее значение. Наибольший уровень воды отмечается весной и первой половине лета, наименьший - в осенне-зимний период. Вскрытие р.Нарын происходит в конце марта начале апреля, ледоход продолжается несколько дней. Ледостав наступает во второй декаде января.
Климат определяется как резко континентальный и засушливый, а так же существует резкая сезонность времен года. Средняя температура июля — от 15 до 17°C; января — от -15 до -18°C. Количество осадков составляет 200—300 мм в год. Среднегодовая температура +10,3°C. Преобладает северо-восточное направление ветра.
Створ проектируемого гидроузла характеризуется относительно симметричными береговыми склонами уклон правого берега: 1:2,1, левого 1:1,7. Пойма у реки отсутствует. Скальное основание сложено магматическими изверженными породами - диоритами. Данные породы отличаются высокой прочностью на сжатие - 150 - 280 МПа и имеют плотность 2720-2920 кг/м3, имеют высокую вязкость, соответственно, для этого минерала характерна незначительная хрупкость. Четырех метровый слой повышенной трещиноватости удаляется до отметки подошвы плотины 86 м. характеризуются малым трещинообразованием, что не требует значительных затрат для укрепления русла реки, кроме устройства укрепительной цементации да глубину до 13 м.
Для нахождения режима наполнения водохранилища использовался коэффициент зарегулированности стока, который составляет 0,1, что является значением коэффициента зарегулированности стока для годичного регулирования.
В результате гидрологических расчетов определены расходы:
максимальный основной расход для 0,1% обеспеченности - 2208 м3/с; максимальный поверочный расход для 0,01% обеспеченности - 2679 м3/с; строительный расход для 5% обеспеченности - 1634 м3/с.
Из гидрологического ряда лет были определены маловодный год 90% обеспеченности и средневодный 50% обеспеченности. По данным энергосистемы рассчитаны первичные значения гарантированной мощности равной 515 МВт. Зона работы ГЭС по установленной мощности составляет 16 часов и также по маловодному году получено значение УМО 138 м. Установленная мощность составляет 758 МВт.
По построенному режимному полю были найдены значения напоров: максимального 59,4 м, расчетного 45 м и минимального 40,1 м.
Отношение минимального и предельного напоров составляет 0,7, назначен поворотно-лопастной тип турбины. По данному диапазону отношений: подобранная турбина ПЛ60-В, количество агрегатов 6, высота отсасывания -7,6 м. Генератор СВ-915/130-43,99, синхронная частота составляет 136,4 об/мин. Спроектированы основные части гидротурбины и определена зонтичная конструктивная схема компоновки гидротурбины в соответствии с ГОСТ 108.023.105-84.
На данном гидроузле применяется русловая компоновка, при которой все бетонные сооружения (плотина, здание ГЭС) располагаются в естественном русле реки, что характерно для сжатого русла, без пойменной части и для скальных берегов.
Створ проектируемого гидроузла характеризуется коэффициентом с с ПсЬ 357,8 — —3 ,—р
створности равным 5,5 I — = 6g = 5,5 1. При данном соотношении длины плотины на отметке гребня к её высоте створ пригоден для строительства бетонной гравитационных плотин.
Длина водосливного фронта с учетом размеров быков в плане составляет 28 м. Длина глухой правобережной части плотины 129,2 м, левобережной 91,5 м. Длина станционной части плотины составляет 133,3 м.
С левого берега располагается здание ГЭС приплотинного типа. Ширина здания ГЭС составляет 21 м, длина 127 м, длина монтажной площадки 22,6 м, расстояние между осями агрегатов 17,4 м. С правой части водосливная плотина, между водосливной частью плотины и зданием ГЭС располагается разделительный устой. Профиль плотины представляет собой треугольник с вершиной на отметке НПУ и вертикальной напорной гранью. Заложение низовой грани 0,72. Максимальная высота плотины составляет 69,8 м, ширина плотины 47 м. На водосливной части установлены рабочие и ремонтно¬аварийные затворы плоского типа. Для подъема рабочего затвора применяется гидроподъемный механизм, а для аварийно-ремонтного козловой кран. На станционной части для регулирования расхода через турбинные водоводы применяются аналогичные затворы. Также на левом берегу устраивается здание КРУЭ.
Поверхностный водослив имеет 2 пролета шириной в свету 12 м каждый. Оголовок плотины очерчен по координатам Кригера-Офицерова с напором на водосливе 8 м, профиль оголовка безвакуумной водосливной стенки типа А. Расчетная пропускная способность составляет 958 м3/с через все водосливные отверстия. Оптимальный удельный расход воды, определяющий конструкцию водосбросного сооружения на скальном основании и сопряжение бьефов составляет 50 м2/с.
В соответствии со СНиП 33-01-2003 в зависимости от высоты плотины, грунтов основания, социально-экономической ответственности и условий эксплуатации сооружение гидроузла отнесено к I. Класс основных сооружений в гидроузле назначен по максимально возможному из всех критериев.
В соответствии с рекомендациями нормативных документов, (СНиП 2.06.06-85 - “Плотины бетонные и железобетонные”) при проектировании плотин свыше 40 м на скальном основании с относительной шириной створа больше 3, предусматривается сопряжение бьефов по схеме отброса струи. При отметке носка-трамплина 99,7 м и наклоне поверхности трамплина к горизонту под углом 30 удаленность отлета струи достигает 80,4 м, глубина ямы размыва - 17,7 м, что соответствует условию безопасного отлета струи от плотины.
Выбор в качестве гасителя энергии в нижнем бьефе в пользу носка- трамплина сделан на основе технико-экономического обоснования из 4-х вариантов гашения энергии - отброс струи, водобойный колодец, водобойные стенки, колодец комбинированного типа. В результате по всем критериям (объем бетонных работ, заработная плата работников, оборудование, обслуживание и затрачиваемые материалы) и минимальным затратам для устройства данного вида гасителя энергии. Экономия при устройстве носка- трамплина составила 23% от устройства водобойного колодца.
Плотина возводится с применением укатанного бетона. С низовой и верховой стороны устраивается 5 метровый слой вибрированного бетона. Для предотвращения трещинообразования в вибрированном бетоне устраиваются швы-надрезы на глубину 5 м и через 12 м.
В плотине устраиваются галереи, продольные и поперечные. Продольные галереи с размерами 2,5*3 м, предназначены не только для отвода воды, но и для проведения ремонтных работ, выполнения визуальных осмотров в эксплуатационный период, также для размещения КИА, контроля состояния бетона плотины. Минимальное расстояние от напорной грани до верховой грани галереи на отметке 105,40 м составляет 2,61 м. Размеры галерей обеспечивают провоз и работу бурового, цементационного и другого оборудования. Вертикальные галереи располагаются на отметках 105,40 м, 120,40 м.
Подземный контур плотины представлен вертикальным дренажом и цементационной завесой. Глубина дренажных скважин 15 м. Однорядная цементационная завеса глубиной 30 м, расположена на 4,68 м от напорной грани, максимальной шириной у подошвы плотины 3,02 м. Расстояние между скважинами в ряду вдоль оси плотины составляет 3 м. Расстояние от оси цементационной завесы до дренажа составляет 6 м. Толщина завесы определяется исходя из критического градиента напора на завесе.
Сооружение возводится в пять этапов продолжительностью 5 лет. Устройство котлованов осуществляется в две очереди. В котловане первой очереди возводится водосливная часть плотины, глухая секция и разделительный устой, глухая правобережная часть. В котловане второй очереди станционная часть плотины, здание ГЭС и глухая левобережная часть. В период строительства для пропуска строительных расходов устраиваются 2 донных отверстия размером 8*12м каждое.
Расчет на общую прочность и устойчивость по I группе предельных состояний на сокращенный состав нагрузок для основного и особого их сочетания. Все условия прочности гравитационной плотины при действии эксплуатационных нагрузок соблюдается, коэффициент устойчивости плотины против сдвига составляет 1,27 при нормативном коэффициенте надежности по ответственности равном 1,25 (для I группы предельных состояний). При выполнении статических расчетов использовалась программа Auto CAD MEP.
Из проведения технико-экономического расчета проектируемой Таласской ГЭС на реке Нарын была определена целесообразность реализации инвестиционного проекта на строительство гидроузла, оценена жизнеспособность проекта при заданных условиях. В результате были произведены расчеты по определению объемов генерации производства, определению расходов по проекту с учетом налоговых расходов, анализ чувствительности.
Выполняя анализ и расчет экономических показателей, был сделан вывод об экономической эффективности строительства гидроузла и в результате получены следующие показатели:
- Чистый приведенный доход = 19,111 млрд. руб;
- Индекс прибыльности =5,09
- Период окупаемости проекта =73 мес.
- Внутренняя норма рентабельности = 57,11%.
- Себестоимость, руб/ кВт^ч = 0,43
- Удельные капиталовложения, руб/ кВт =41326,7
- усилить энергетическую устойчивость страны и возможность экспорта электроэнергии(Азербайджан, Армения, Казахстан и т.д.);
- уменьшить зависимость энергетики района от цен на органическое топливо;
- поддержать темпы экономического роста, увеличить доходную базу бюджета;
- создать значительное количество новых рабочих мест, повысить доходы, качество жизни и экономическую активность населения;
Влияние гидроузла на социально-экономические условия региона носят, в основном, положительный характер: строительство ГЭС даст значительный толчок в социально-экономическом развитии района. Строительство ГЭС не окажет значительного влияния на окружающую среду, поскольку при строительстве будут проводиться мероприятия по санитарной подготовке зоны будущего водохранилища, отсутствуют редкие виды растений и животных, а также особо охраняемые природные территории.
Река Нарын протекает по узкому горному ущелью, загроможденному валунами и обломками горных пород моренного происхождения. Средний уровень воды в реке равен 1,1м, в межень - 0,5м, в паводок - 2,5 :3,0м. Основным источником питания реки служат ледники и снежники высокогорной зоны. Грунтовые воды и дождевые осадки имеют меньшее значение. Наибольший уровень воды отмечается весной и первой половине лета, наименьший - в осенне-зимний период. Вскрытие р.Нарын происходит в конце марта начале апреля, ледоход продолжается несколько дней. Ледостав наступает во второй декаде января.
Климат определяется как резко континентальный и засушливый, а так же существует резкая сезонность времен года. Средняя температура июля — от 15 до 17°C; января — от -15 до -18°C. Количество осадков составляет 200—300 мм в год. Среднегодовая температура +10,3°C. Преобладает северо-восточное направление ветра.
Створ проектируемого гидроузла характеризуется относительно симметричными береговыми склонами уклон правого берега: 1:2,1, левого 1:1,7. Пойма у реки отсутствует. Скальное основание сложено магматическими изверженными породами - диоритами. Данные породы отличаются высокой прочностью на сжатие - 150 - 280 МПа и имеют плотность 2720-2920 кг/м3, имеют высокую вязкость, соответственно, для этого минерала характерна незначительная хрупкость. Четырех метровый слой повышенной трещиноватости удаляется до отметки подошвы плотины 86 м. характеризуются малым трещинообразованием, что не требует значительных затрат для укрепления русла реки, кроме устройства укрепительной цементации да глубину до 13 м.
Для нахождения режима наполнения водохранилища использовался коэффициент зарегулированности стока, который составляет 0,1, что является значением коэффициента зарегулированности стока для годичного регулирования.
В результате гидрологических расчетов определены расходы:
максимальный основной расход для 0,1% обеспеченности - 2208 м3/с; максимальный поверочный расход для 0,01% обеспеченности - 2679 м3/с; строительный расход для 5% обеспеченности - 1634 м3/с.
Из гидрологического ряда лет были определены маловодный год 90% обеспеченности и средневодный 50% обеспеченности. По данным энергосистемы рассчитаны первичные значения гарантированной мощности равной 515 МВт. Зона работы ГЭС по установленной мощности составляет 16 часов и также по маловодному году получено значение УМО 138 м. Установленная мощность составляет 758 МВт.
По построенному режимному полю были найдены значения напоров: максимального 59,4 м, расчетного 45 м и минимального 40,1 м.
Отношение минимального и предельного напоров составляет 0,7, назначен поворотно-лопастной тип турбины. По данному диапазону отношений: подобранная турбина ПЛ60-В, количество агрегатов 6, высота отсасывания -7,6 м. Генератор СВ-915/130-43,99, синхронная частота составляет 136,4 об/мин. Спроектированы основные части гидротурбины и определена зонтичная конструктивная схема компоновки гидротурбины в соответствии с ГОСТ 108.023.105-84.
На данном гидроузле применяется русловая компоновка, при которой все бетонные сооружения (плотина, здание ГЭС) располагаются в естественном русле реки, что характерно для сжатого русла, без пойменной части и для скальных берегов.
Створ проектируемого гидроузла характеризуется коэффициентом с с ПсЬ 357,8 — —3 ,—р
створности равным 5,5 I — = 6g = 5,5 1. При данном соотношении длины плотины на отметке гребня к её высоте створ пригоден для строительства бетонной гравитационных плотин.
Длина водосливного фронта с учетом размеров быков в плане составляет 28 м. Длина глухой правобережной части плотины 129,2 м, левобережной 91,5 м. Длина станционной части плотины составляет 133,3 м.
С левого берега располагается здание ГЭС приплотинного типа. Ширина здания ГЭС составляет 21 м, длина 127 м, длина монтажной площадки 22,6 м, расстояние между осями агрегатов 17,4 м. С правой части водосливная плотина, между водосливной частью плотины и зданием ГЭС располагается разделительный устой. Профиль плотины представляет собой треугольник с вершиной на отметке НПУ и вертикальной напорной гранью. Заложение низовой грани 0,72. Максимальная высота плотины составляет 69,8 м, ширина плотины 47 м. На водосливной части установлены рабочие и ремонтно¬аварийные затворы плоского типа. Для подъема рабочего затвора применяется гидроподъемный механизм, а для аварийно-ремонтного козловой кран. На станционной части для регулирования расхода через турбинные водоводы применяются аналогичные затворы. Также на левом берегу устраивается здание КРУЭ.
Поверхностный водослив имеет 2 пролета шириной в свету 12 м каждый. Оголовок плотины очерчен по координатам Кригера-Офицерова с напором на водосливе 8 м, профиль оголовка безвакуумной водосливной стенки типа А. Расчетная пропускная способность составляет 958 м3/с через все водосливные отверстия. Оптимальный удельный расход воды, определяющий конструкцию водосбросного сооружения на скальном основании и сопряжение бьефов составляет 50 м2/с.
В соответствии со СНиП 33-01-2003 в зависимости от высоты плотины, грунтов основания, социально-экономической ответственности и условий эксплуатации сооружение гидроузла отнесено к I. Класс основных сооружений в гидроузле назначен по максимально возможному из всех критериев.
В соответствии с рекомендациями нормативных документов, (СНиП 2.06.06-85 - “Плотины бетонные и железобетонные”) при проектировании плотин свыше 40 м на скальном основании с относительной шириной створа больше 3, предусматривается сопряжение бьефов по схеме отброса струи. При отметке носка-трамплина 99,7 м и наклоне поверхности трамплина к горизонту под углом 30 удаленность отлета струи достигает 80,4 м, глубина ямы размыва - 17,7 м, что соответствует условию безопасного отлета струи от плотины.
Выбор в качестве гасителя энергии в нижнем бьефе в пользу носка- трамплина сделан на основе технико-экономического обоснования из 4-х вариантов гашения энергии - отброс струи, водобойный колодец, водобойные стенки, колодец комбинированного типа. В результате по всем критериям (объем бетонных работ, заработная плата работников, оборудование, обслуживание и затрачиваемые материалы) и минимальным затратам для устройства данного вида гасителя энергии. Экономия при устройстве носка- трамплина составила 23% от устройства водобойного колодца.
Плотина возводится с применением укатанного бетона. С низовой и верховой стороны устраивается 5 метровый слой вибрированного бетона. Для предотвращения трещинообразования в вибрированном бетоне устраиваются швы-надрезы на глубину 5 м и через 12 м.
В плотине устраиваются галереи, продольные и поперечные. Продольные галереи с размерами 2,5*3 м, предназначены не только для отвода воды, но и для проведения ремонтных работ, выполнения визуальных осмотров в эксплуатационный период, также для размещения КИА, контроля состояния бетона плотины. Минимальное расстояние от напорной грани до верховой грани галереи на отметке 105,40 м составляет 2,61 м. Размеры галерей обеспечивают провоз и работу бурового, цементационного и другого оборудования. Вертикальные галереи располагаются на отметках 105,40 м, 120,40 м.
Подземный контур плотины представлен вертикальным дренажом и цементационной завесой. Глубина дренажных скважин 15 м. Однорядная цементационная завеса глубиной 30 м, расположена на 4,68 м от напорной грани, максимальной шириной у подошвы плотины 3,02 м. Расстояние между скважинами в ряду вдоль оси плотины составляет 3 м. Расстояние от оси цементационной завесы до дренажа составляет 6 м. Толщина завесы определяется исходя из критического градиента напора на завесе.
Сооружение возводится в пять этапов продолжительностью 5 лет. Устройство котлованов осуществляется в две очереди. В котловане первой очереди возводится водосливная часть плотины, глухая секция и разделительный устой, глухая правобережная часть. В котловане второй очереди станционная часть плотины, здание ГЭС и глухая левобережная часть. В период строительства для пропуска строительных расходов устраиваются 2 донных отверстия размером 8*12м каждое.
Расчет на общую прочность и устойчивость по I группе предельных состояний на сокращенный состав нагрузок для основного и особого их сочетания. Все условия прочности гравитационной плотины при действии эксплуатационных нагрузок соблюдается, коэффициент устойчивости плотины против сдвига составляет 1,27 при нормативном коэффициенте надежности по ответственности равном 1,25 (для I группы предельных состояний). При выполнении статических расчетов использовалась программа Auto CAD MEP.
Из проведения технико-экономического расчета проектируемой Таласской ГЭС на реке Нарын была определена целесообразность реализации инвестиционного проекта на строительство гидроузла, оценена жизнеспособность проекта при заданных условиях. В результате были произведены расчеты по определению объемов генерации производства, определению расходов по проекту с учетом налоговых расходов, анализ чувствительности.
Выполняя анализ и расчет экономических показателей, был сделан вывод об экономической эффективности строительства гидроузла и в результате получены следующие показатели:
- Чистый приведенный доход = 19,111 млрд. руб;
- Индекс прибыльности =5,09
- Период окупаемости проекта =73 мес.
- Внутренняя норма рентабельности = 57,11%.
- Себестоимость, руб/ кВт^ч = 0,43
- Удельные капиталовложения, руб/ кВт =41326,7
Заказать работу
Заявка на оценку стоимости
Это краткая форма заказа. После ее заполнения вы перейдете на полную форму заказа работы
Каталог работ (149689)
- Бакалаврская работа (38377)
- Диссертация (978)
- Магистерская диссертация (22143)
- Дипломные работы, ВКР (60425)
- Главы к дипломным работам (2138)
- Курсовые работы (10524)
- Контрольные работы (6265)
- Отчеты по практике (1357)
- Рефераты (1481)
- Задачи, тесты, ПТК (631)
- Ответы на вопросы (155)
- Статьи, Эссе, Сочинения (942)
- Бизнес-планы (51)
- Презентации (106)
- РГР (84)
- Авторефераты (РГБ) (1692)
- Диссертации (РГБ) (1882)
- Прочее (458)
Новости
06.01.2018
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
Помощь в выполнении учебных и научных работ на заказ ОФОРМИТЬ ЗАКАЗ
дальше»» Все новости
Статьи
- Где лучше заказывать диссертации и дипломные?
- Выполнение научных статей
- Подготовка диссертаций
- Подводные камни при написании магистерской работы
- Помощь в выполнении дипломных работ
»» Все статьи
Заказать работу
Заявка на оценку стоимости
Это краткая форма заказа. После ее заполнения вы перейдете на полную форму заказа работы
