ПРОЕКТИРОВАНИЕ ГРАМСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ГИЛЮЙ. КОНТРОЛЬ ПРОТИВОДАВЛЕНИЯ НА ПОДОШВУ ПЛОТИНЫ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ПЕРИОД
|
Сокращённый паспорт грамской ГЭС 6
Введение 8
1 Общие сведения 9
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 9
1.2 Гидрологические данные 9
1.3 Инженерно - геологические условия 12
1.4 Сейсмические условия 12
1.5 Данные по энергосистеме 13
1.6 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Гидрологические расчёты 14
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 14
2.2 Построение суточных графиков нагрузки и интегральная кривая нагрузки
энергосистемы 18
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 20
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 22
2.5 Водноэнергетические расчеты режима работы ГЭС 24
2.6 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных
ремонтов 25
3 Основное и вспомогательное оборудование 27
3.1 Построение режимного поля 27
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 30
3.3 Расчет отметки РК ГТ для обеспечения ее бескавитационной работы 33
3.3.1 Работа одного агрегата при Hminс соответствующей мощностью на
линии ограничения: 34
3.3.2 Работа одного агрегата с номинальной мощностью при Hp 35
3.3.3 Работа одного агрегата с номинальной мощностью при Hmax 35
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 36
3.5 Выбор вспомогательного оборудования 36
3.6 Определение геометрических размеров проточной части и машинного зала 37
4 Проектирование бетонной водосливной плотины 39
4.1 Определение класса гидротехнического сооружения 39
4.1.1 Определение отметки гребня плотины и гребня быка 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 поверочного расхода при поверочном расчетном
случае 46
4.2.4 Построение профиля водосливной плотины 48
4.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 49
4.2.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 51
4.3 Конструирование бетонной плотины 53
4.3.1 Определение ширины подошвы плотины 53
4.3.2 Разрезка плотин швами 54
4.3.3 Быки 55
4.3.4 Устои 55
4.3.5 Расчет цементационной завесы и дренажа основания 55
4.3.6 Галереи в теле плотины 57
4.3.7 Дренаж тела бетонных плотин 57
4.4 Фильтрационные расчеты подземного контура 58
4.5 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 60
4.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 60
4.5.1.1 Вес сооружения 61
4.5.1.2 Сила гидростатического давления воды 63
4.5.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 63
4.5.1.4 Сила фильтрационного давления 64
4.5.1.5 Давление грунта 66
4.5.1.6 Волновое давление 66
4.5.2 Оценка прочности плотины 67
4.5.2 Критерии прочности плотины 71
4.6 Расчёт устойчивости плотины 73
5 Технология строительства 75
5.1 Этапы возведения сооружений и схема пропуска строительных расходов
на различных этапах 75
5.1.1 Первый этап 75
5.1.2 Второй этап 83
5.1.3 Третий этап 84
5.1.4 Четвертый этап 85
5.1.5 Пятый этап 85
6 Мероприятия по охране окружающей среды 88
7 Оценка объемов реализации энергии и расходов 93
7.1 Оценка объемов продаж 93
7.1.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 94
7.1.3 Налоговые расходы 96
7.2 Оценка суммы прибыли 97
7.3 Оценка инвестиционного проекта 98
7.3.1 Методология и исходные данные, оценка инвестиционного проекта . 98
7.3.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 99
7.3.3 Бюджетная эффективность 99
7.4 Анализ рисков инвестиционных проектов 100
8 Контроль противодавления на подошву плотины в эксплуатационный
период 103
8.1 Средства для измерения противодавления 103
8.1.1 Требования к пьезометрам 104
8.2 Схема размещения пьезометров в скальном основании 105
8.3 Измерение 107
8.4 Обработка измерений 108
8.5 Оценка противодавления 109
Заключение 111
Список использованных источников 113
Приложение A - Водно - энергетические расчеты 117
Приложение Б - Параметры и характеристики проектируемой гидротурбины 121
Введение 8
1 Общие сведения 9
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 9
1.2 Гидрологические данные 9
1.3 Инженерно - геологические условия 12
1.4 Сейсмические условия 12
1.5 Данные по энергосистеме 13
1.6 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Гидрологические расчёты 14
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 14
2.2 Построение суточных графиков нагрузки и интегральная кривая нагрузки
энергосистемы 18
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 20
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 22
2.5 Водноэнергетические расчеты режима работы ГЭС 24
2.6 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных
ремонтов 25
3 Основное и вспомогательное оборудование 27
3.1 Построение режимного поля 27
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 30
3.3 Расчет отметки РК ГТ для обеспечения ее бескавитационной работы 33
3.3.1 Работа одного агрегата при Hminс соответствующей мощностью на
линии ограничения: 34
3.3.2 Работа одного агрегата с номинальной мощностью при Hp 35
3.3.3 Работа одного агрегата с номинальной мощностью при Hmax 35
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 36
3.5 Выбор вспомогательного оборудования 36
3.6 Определение геометрических размеров проточной части и машинного зала 37
4 Проектирование бетонной водосливной плотины 39
4.1 Определение класса гидротехнического сооружения 39
4.1.1 Определение отметки гребня плотины и гребня быка 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 поверочного расхода при поверочном расчетном
случае 46
4.2.4 Построение профиля водосливной плотины 48
4.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 49
4.2.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 51
4.3 Конструирование бетонной плотины 53
4.3.1 Определение ширины подошвы плотины 53
4.3.2 Разрезка плотин швами 54
4.3.3 Быки 55
4.3.4 Устои 55
4.3.5 Расчет цементационной завесы и дренажа основания 55
4.3.6 Галереи в теле плотины 57
4.3.7 Дренаж тела бетонных плотин 57
4.4 Фильтрационные расчеты подземного контура 58
4.5 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 60
4.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 60
4.5.1.1 Вес сооружения 61
4.5.1.2 Сила гидростатического давления воды 63
4.5.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 63
4.5.1.4 Сила фильтрационного давления 64
4.5.1.5 Давление грунта 66
4.5.1.6 Волновое давление 66
4.5.2 Оценка прочности плотины 67
4.5.2 Критерии прочности плотины 71
4.6 Расчёт устойчивости плотины 73
5 Технология строительства 75
5.1 Этапы возведения сооружений и схема пропуска строительных расходов
на различных этапах 75
5.1.1 Первый этап 75
5.1.2 Второй этап 83
5.1.3 Третий этап 84
5.1.4 Четвертый этап 85
5.1.5 Пятый этап 85
6 Мероприятия по охране окружающей среды 88
7 Оценка объемов реализации энергии и расходов 93
7.1 Оценка объемов продаж 93
7.1.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 94
7.1.3 Налоговые расходы 96
7.2 Оценка суммы прибыли 97
7.3 Оценка инвестиционного проекта 98
7.3.1 Методология и исходные данные, оценка инвестиционного проекта . 98
7.3.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 99
7.3.3 Бюджетная эффективность 99
7.4 Анализ рисков инвестиционных проектов 100
8 Контроль противодавления на подошву плотины в эксплуатационный
период 103
8.1 Средства для измерения противодавления 103
8.1.1 Требования к пьезометрам 104
8.2 Схема размещения пьезометров в скальном основании 105
8.3 Измерение 107
8.4 Обработка измерений 108
8.5 Оценка противодавления 109
Заключение 111
Список использованных источников 113
Приложение A - Водно - энергетические расчеты 117
Приложение Б - Параметры и характеристики проектируемой гидротурбины 121
Гидроэнергетика является одной из наиболее перспективных отраслей современной энергетики. Наша страна обладает огромным гидроэнергетическим потенциалом, однако степень его освоения значительно ниже, чем в других развитых странах, причём существует значительная неравномерность его освоения. В то время, как для центра характерна высокая степень освоения гидроресурсов (50%) , в таких регионах как Сибирь и Дальний Восток гидроэнергетический потенциал рек освоен на 20% и на 3% соответственно. Поэтому этому вопросу следует уделять пристальное внимание и развивать эту отрасль современной энергетики.
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 оптимальные проектные решения. Помимо этого одной из целей было улучшение качества эксплуатации основного оборудования с помощью разработки другой измерительной аппаратуры
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 оптимальные проектные решения. Помимо этого одной из целей было улучшение качества эксплуатации основного оборудования с помощью разработки другой измерительной аппаратуры
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% обеспеченности случаев: С0,4о/о = 2043 м 3 /с , 26 6 .
В ходе водно-энергетических расчетов была выбрана установленная мощность Грамской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки в период межени и половодья. Установленная мощность составила 192 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 414 м. Полезный объем при отметке НПУ составляет 4,75 к м 3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1,33 млрд. кВ'гч.
На втором 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 - 98,5 м;
расчетный - 85,5 м;
минимальный - 79 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий
расчетному напору, составляет 258 м3/с.
Была выбрана турбина типа Р О 1 1 5 — В — 3 00. По результатам расчетов оптимальным оказался вариант с тремя гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 3 м.
Для выбранной радиально - осевой турбины с синхронной частотой вращения 250 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ 640/170-24 с номинальной активной мощностью 71,1 МВт.
Грамская ГЭС спроектирована по приплотинной схеме.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с отлетом струи;
- станционная часть;
- глухие правобережная и левобережная плотины.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 71,4 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 328 м;
- отметка гребня водослива - 418 м;
- число водосливных отверстий - 3;
- ширина водосливных отверстий в свету - 10 м;
- отметка гребня - 437,2 м;
- ширина гребня - 35 м.
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,29 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Таким образом, плотина Грамской ГЭС отвечает требованиям надежности.
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 - 16 коп/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 87138,7 руб/кВт.
- срок окупаемости 6 лет.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Грамской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
В ходе водно-энергетических расчетов была выбрана установленная мощность Грамской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки в период межени и половодья. Установленная мощность составила 192 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 414 м. Полезный объем при отметке НПУ составляет 4,75 к м 3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1,33 млрд. кВ'гч.
На втором 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 - 98,5 м;
расчетный - 85,5 м;
минимальный - 79 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий
расчетному напору, составляет 258 м3/с.
Была выбрана турбина типа Р О 1 1 5 — В — 3 00. По результатам расчетов оптимальным оказался вариант с тремя гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 3 м.
Для выбранной радиально - осевой турбины с синхронной частотой вращения 250 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ 640/170-24 с номинальной активной мощностью 71,1 МВт.
Грамская ГЭС спроектирована по приплотинной схеме.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с отлетом струи;
- станционная часть;
- глухие правобережная и левобережная плотины.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 71,4 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 328 м;
- отметка гребня водослива - 418 м;
- число водосливных отверстий - 3;
- ширина водосливных отверстий в свету - 10 м;
- отметка гребня - 437,2 м;
- ширина гребня - 35 м.
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,29 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Таким образом, плотина Грамской ГЭС отвечает требованиям надежности.
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 - 16 коп/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 87138,7 руб/кВт.
- срок окупаемости 6 лет.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Грамской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.