Проектирование Куюсского гидроузла на реке Катунь. Контроль состояния элементов подземного контура бетонной плотины на примере
|
ВВЕДЕНИЕ 6
1 Общая часть 7
1.1 Природные условия 7
1.2 Климат 7
1.3 Гидрологические данные 7
2 Водно -энергетические расчеты 8
2.1 Исходные данные 8
2.2 Выбор расчетных гидрографов маловодного и среднего по водности года при
заданной обеспеченности стока 9
2.3 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 12
2.4. Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 14
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 16
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году 18
2.7 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в средневодном году 21
2.8 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных ремонтов . 24
2.9 Баланс мощности 27
3 Основное и вспомогательное оборудование 29
3.1 Построение режимного поля 29
3.1.1 Выбор турбины по главным универсальным характеристикам 31
3.1.2 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному расходу 34
3.2 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее
безкавитационной работы 35
3.2.1 Работа одного агрегата при максимальном напоре и номинальной мощности 35
3.2.2 Работа одного агрегата при расчетном напоре и номинальной мощности 36
3.2.3 Работа одного агрегата при минимальном напоре и соответствующей ему
мощности на линии ограничения 36
3.3 Подбор и контрольный расчет отсасывающей трубы 37
3.3.1 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 38
3.3.2 Выбор типа серийного гидрогенератора 38
4 Компоновка гидроузла, выбор типа и расчет основных сооружений 39
4.1 Определение отметки гребня бетонной плотины 39
4.2 Гидравлический расчет 43
4.2.1 Определение ширины водосливного фронта 43
4.2.2 Определение отметки гребня водослива 45
4.2.3 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном расчетном случае. 46
4.2.4 Построение профиля водоливной плотины 48
4.2.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 49
4.2.6 Расчет гашения энергии способом свободно отброшенной струи 51
4.3 Определение ширины подошвы плотины 54
4.4 Разрезка бетонных плотин швами 54
4.5 Быки 55
4.7 Дренаж тела бетонных плотин 56
4.8 Галереи в теле плотин 57
4.9 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины 57
4.9.1 Цементационная завеса и дренаж 57
4.10 Фильтрационные расчеты подземного контура 58
4.10.1 Построение эпюры фильтрационного давления 58
4.11 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 60
4.11.1 Определение основных нагрузок, действующих на плотину 60
4.11.2 Вес сооружения и затворов 61
4.11.3 Сила гидростатического давления воды 62
4.11.4 Сила взвешивающего давления на подошву плотины 63
4.11.5 Давление грунта 64
4.11.6 Волновое давление 64
4.12 Оценка прочности плотины 66
4.13 Критерии прочности плотины 71
4.14 Расчет устойчивости плотины на сдвиг по основанию 72
5 Природные условия и исходные данные 75
5.1 Компоновка гидроузла и состав сооружений 75
5.2 Организация строительства 75
5.3.1 Разбивка сооружения на этапы возведения 75
5.4 Гидравлические расчеты 77
5.4.1 Очередность строительства и пропуск строительных расходов 77
5.5 Организация и технология работ по возведению перемычек и КНП 79
5.5.1 Пропуск паводков в 3-й год строительства 79
5.5.2 Пропуск паводка в 4-й год строительства 79
5.6 Организация работ в котловане 80
5.6.1 Расчет котлована I очереди 80
5.6.2 Осушение котлована I очереди 81
5.6.3 Разработка котлована под водосливную плотину 82
5.6.4 Расчет котлована II очереди: 84
5.6.5 Осушение котлована II очереди 84
5.6.6 Разработка котлована под станционную часть плотины, и глухую
правобережную плотину и здание ГЭС 85
5.7 Расчет производства бетонных работ по этапам 86
5.8 Строительный генеральный план 89
5.9 Календарный план 90
6 Мероприятия по охране окружающей среды 91
6.1 Период строительства 91
6.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 92
6.3 Период эксплуатации 93
6.4 Мероприятия по защите растительного и животного мира 93
7 Оценка объёмов продаж электроэнергии и расчет расходов на проект 95
7.1 Определение объёмов генерации производства 95
7.2 Текущие расходы по гидроузлу 95
7.3 Налоговые расходы 97
7.4 Оценка суммы прибыли 98
7.5 Показатели эффективности проекта 99
7.6 Анализ чувствительности 99
8. Контроль состояния элементов подземного контура бетонной плотины на примере Куюсской ГЭС 102
8.1 Подземный контур сооружения 102
8.2 Контроль состояния подземного контура Куюсской плотины 106
8.2.1 Пьезометрическая сеть 106
8.2.2 Дренажная сеть 109
8.2.3 Дистанционная контрольно - измерительная аппаратура 110
8.2.4 Визуальные наблюдения 110
8.3 Оценка состояния подземного контура 110
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 112
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 113
1 Общая часть 7
1.1 Природные условия 7
1.2 Климат 7
1.3 Гидрологические данные 7
2 Водно -энергетические расчеты 8
2.1 Исходные данные 8
2.2 Выбор расчетных гидрографов маловодного и среднего по водности года при
заданной обеспеченности стока 9
2.3 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 12
2.4. Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 14
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 16
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году 18
2.7 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в средневодном году 21
2.8 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных ремонтов . 24
2.9 Баланс мощности 27
3 Основное и вспомогательное оборудование 29
3.1 Построение режимного поля 29
3.1.1 Выбор турбины по главным универсальным характеристикам 31
3.1.2 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному расходу 34
3.2 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее
безкавитационной работы 35
3.2.1 Работа одного агрегата при максимальном напоре и номинальной мощности 35
3.2.2 Работа одного агрегата при расчетном напоре и номинальной мощности 36
3.2.3 Работа одного агрегата при минимальном напоре и соответствующей ему
мощности на линии ограничения 36
3.3 Подбор и контрольный расчет отсасывающей трубы 37
3.3.1 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 38
3.3.2 Выбор типа серийного гидрогенератора 38
4 Компоновка гидроузла, выбор типа и расчет основных сооружений 39
4.1 Определение отметки гребня бетонной плотины 39
4.2 Гидравлический расчет 43
4.2.1 Определение ширины водосливного фронта 43
4.2.2 Определение отметки гребня водослива 45
4.2.3 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном расчетном случае. 46
4.2.4 Построение профиля водоливной плотины 48
4.2.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 49
4.2.6 Расчет гашения энергии способом свободно отброшенной струи 51
4.3 Определение ширины подошвы плотины 54
4.4 Разрезка бетонных плотин швами 54
4.5 Быки 55
4.7 Дренаж тела бетонных плотин 56
4.8 Галереи в теле плотин 57
4.9 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины 57
4.9.1 Цементационная завеса и дренаж 57
4.10 Фильтрационные расчеты подземного контура 58
4.10.1 Построение эпюры фильтрационного давления 58
4.11 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 60
4.11.1 Определение основных нагрузок, действующих на плотину 60
4.11.2 Вес сооружения и затворов 61
4.11.3 Сила гидростатического давления воды 62
4.11.4 Сила взвешивающего давления на подошву плотины 63
4.11.5 Давление грунта 64
4.11.6 Волновое давление 64
4.12 Оценка прочности плотины 66
4.13 Критерии прочности плотины 71
4.14 Расчет устойчивости плотины на сдвиг по основанию 72
5 Природные условия и исходные данные 75
5.1 Компоновка гидроузла и состав сооружений 75
5.2 Организация строительства 75
5.3.1 Разбивка сооружения на этапы возведения 75
5.4 Гидравлические расчеты 77
5.4.1 Очередность строительства и пропуск строительных расходов 77
5.5 Организация и технология работ по возведению перемычек и КНП 79
5.5.1 Пропуск паводков в 3-й год строительства 79
5.5.2 Пропуск паводка в 4-й год строительства 79
5.6 Организация работ в котловане 80
5.6.1 Расчет котлована I очереди 80
5.6.2 Осушение котлована I очереди 81
5.6.3 Разработка котлована под водосливную плотину 82
5.6.4 Расчет котлована II очереди: 84
5.6.5 Осушение котлована II очереди 84
5.6.6 Разработка котлована под станционную часть плотины, и глухую
правобережную плотину и здание ГЭС 85
5.7 Расчет производства бетонных работ по этапам 86
5.8 Строительный генеральный план 89
5.9 Календарный план 90
6 Мероприятия по охране окружающей среды 91
6.1 Период строительства 91
6.2 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 92
6.3 Период эксплуатации 93
6.4 Мероприятия по защите растительного и животного мира 93
7 Оценка объёмов продаж электроэнергии и расчет расходов на проект 95
7.1 Определение объёмов генерации производства 95
7.2 Текущие расходы по гидроузлу 95
7.3 Налоговые расходы 97
7.4 Оценка суммы прибыли 98
7.5 Показатели эффективности проекта 99
7.6 Анализ чувствительности 99
8. Контроль состояния элементов подземного контура бетонной плотины на примере Куюсской ГЭС 102
8.1 Подземный контур сооружения 102
8.2 Контроль состояния подземного контура Куюсской плотины 106
8.2.1 Пьезометрическая сеть 106
8.2.2 Дренажная сеть 109
8.2.3 Дистанционная контрольно - измерительная аппаратура 110
8.2.4 Визуальные наблюдения 110
8.3 Оценка состояния подземного контура 110
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 112
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 113
Гидроэлектростанции занимают особо важное место в современных энергетических системах, выполняя главную роль по регулированию её параметров в нестационарных режимах, а также покрывая наиболее неравномерную часть графиков нагрузки. Кроме того, низкая стоимость товарной продукции ГЭС весьма положительно сказывается на ценообразовании электроэнергии на рынке её сбыта.
Гидростанции - один из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия гидравлических турбин достигает 97%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
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.
Гидроэнергетические мощности вносят ощутимый вклад в обеспечение системной надежности и в конечном итоге надежной работы всей Единой электроэнергетической системы страны.
Все эти преимущества подталкивают к строительству новых гидроэлектростанций.
Гидростанции - один из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия гидравлических турбин достигает 97%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
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.
Гидроэнергетические мощности вносят ощутимый вклад в обеспечение системной надежности и в конечном итоге надежной работы всей Единой электроэнергетической системы страны.
Все эти преимущества подталкивают к строительству новых гидроэлектростанций.
В настоящем проекте были рассчитаны и определены основные элементы и параметры гидротехнического сооружения III класса - Куюсского гидроузла на реке Катунь.
В рамках гидрологического расчета были определены значения максимальных расчётных расходов для основного (обеспеченностью 3%) и поверочного (обеспеченностью 0.5%) случаев.
На этапе водно-энергетических расчётов выбрана установленная мощность проектируемой станции, которая составила 262 МВт, намечена зона работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Проектируемая станция покрывает базовую часть графика нагрузки. По кривой сработки/наполнения водохранилища, с НПУ 55 м, был определен уровень мертвого объема, отметка которого составила 823,00 м. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составляет 2,4 млн.кВтш.
Далее была выявлена область допустимой работы гидроэлектростанции, исходя из которой были определены следующие параметры:
- расчетный напор Нр= 37,8 м;
- минимальный напор Hmin= 30 м;
- максимальный напор Hmax= 48,3 м.
Из полученного диапазона изменения напора по справочным материалам были подобраны возможные типы гидротурбин. После сравнения рабочих зон турбин, а также руководствуясь принципом минимума суммарных приведенных затрат, принята установке гидротурбина ПЛ50-В- 450 при числе агрегатов равном 3. Также была выбрана система управления гидротурбиной.
По справочным данным был выбиран синхронный вертикальный гидрогенератор СВ-835/180-36 с номинальной мощностью 111 МВА и синхронной частотой вращения 166,7 об/мин.
На следующем этапе определены состав, тип и компоновка основных сооружений. В состав гидроузла входят следующие подпорные сооружения класса (считая от левого берега):
1. Левобережная глухая бетонная плотина;
2. Бетонная водосливная плотина длиной 36 метров;
3. Станционная бетонная плотина;
4. Правобережная глухая бетонная плотина.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов методом предельного состояния 1 группы коэффициент надежности сооружения составляет 1,25 (нормативное значение для сооружений III класса - 1,15).
В рамках гидрологического расчета были определены значения максимальных расчётных расходов для основного (обеспеченностью 3%) и поверочного (обеспеченностью 0.5%) случаев.
На этапе водно-энергетических расчётов выбрана установленная мощность проектируемой станции, которая составила 262 МВт, намечена зона работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Проектируемая станция покрывает базовую часть графика нагрузки. По кривой сработки/наполнения водохранилища, с НПУ 55 м, был определен уровень мертвого объема, отметка которого составила 823,00 м. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составляет 2,4 млн.кВтш.
Далее была выявлена область допустимой работы гидроэлектростанции, исходя из которой были определены следующие параметры:
- расчетный напор Нр= 37,8 м;
- минимальный напор Hmin= 30 м;
- максимальный напор Hmax= 48,3 м.
Из полученного диапазона изменения напора по справочным материалам были подобраны возможные типы гидротурбин. После сравнения рабочих зон турбин, а также руководствуясь принципом минимума суммарных приведенных затрат, принята установке гидротурбина ПЛ50-В- 450 при числе агрегатов равном 3. Также была выбрана система управления гидротурбиной.
По справочным данным был выбиран синхронный вертикальный гидрогенератор СВ-835/180-36 с номинальной мощностью 111 МВА и синхронной частотой вращения 166,7 об/мин.
На следующем этапе определены состав, тип и компоновка основных сооружений. В состав гидроузла входят следующие подпорные сооружения класса (считая от левого берега):
1. Левобережная глухая бетонная плотина;
2. Бетонная водосливная плотина длиной 36 метров;
3. Станционная бетонная плотина;
4. Правобережная глухая бетонная плотина.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов методом предельного состояния 1 группы коэффициент надежности сооружения составляет 1,25 (нормативное значение для сооружений III класса - 1,15).