ПРОЕКТИРОВАНИЕ БИРЮЛЬСКОГО ГИДРОУЗЛА НА РЕКЕ АНГАРА. НАТУРНЫЕ НАБЛЮДЕНИЯ ЗА ПЕРЕМЕЩЕНИЯМИ БЕТОННОЙ
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ БИРЮЛЬСКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общая часть 10
1.1 Местоположение гидроузла и природные условия 10
1.2 Гидрологические данные 11
2 Водно-энергетической расчеты 13
2.1 Исходные данные 13
2.2 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 14
2.3 Выбор расчётных годов 15
2.3.2 Выбор расчётного маловодного года (Р=90%) 16
2.4 Построение нагрузки графиков энергосистемы 17
2.4.2 Годовые графики 24
2.5 Расчет режимов работы ГЭС с учётом требований водохозяйственной
системы 27
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году и
средневодном году 33
2.7 Построение режимного поля 36
2.8 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных
ремонтов 38
3 Основное и вспомогательное оборудование 42
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 42
3.2 Определение параметров турбин 45
3.3 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному
расходу 49
3.4 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения ее бескавитационной работы 51
3.5 Расчет и построение металлической СК с круглым сечением и полным
углом охвата 52
3.6 Выбор гидрогенератора 56
3.7 Выбор МНУ 58
3.8 Определение геометрических размеров проточной части гидротурбины
РО115/810-В-530 59
4 Проектирование бетонной водосливной плотины 62
4.1 Определение отметки гребня земляной плотины и гребня быка 62
4.2 Определение класса гидротехнического сооружения 65
4.3 Гидравлические расчёты 65
4.4 Определение ширины водосливного фронта 65
4.5 Определение отметки гребня водослива 67
4.6 Проверка на пропуск поверочного расхода 69
4.7 Конструирование плотины 70
4.8 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 75
4.9 Отлёт струи 77
4.10 Разрезка бетонной плотины швами 79
4.11 Устройство каменно-набросной плотины 79
4.12 Расчёт фильтрации 80
4.13 Расчёт цементной завесы 80
4.14 Расчет донных отверстий 82
4.15 Статические расчёты плотины 83
4.15.1 Вес сооружения 83
4.15.2 Сила гидростатического давления воды 84
4.15.3 Сила взвешивающего и фильтрационного давления 84
4.15.4 Давление грунта и волновые нагрузки 85
4.16 Расчёт прочности плотины 86
4.16.1 Критерии прочности плотины 88
4.16.2 Расчёт устойчивости плотины 89
4.17 Расчёт прочности плотины с коэффициентом 1,05 для GII.I и G6 90
4.17.1 Критерии прочности плотины 92
4.17.2 Расчёт устойчивости плотины 93
4.18 Устои 93
5 Технология гидротехнического строительства 95
5.1 Гидрологические данные 95
5.2 Компоновка гидроузла и состав сооружений 96
5.3 Организация строительства 96
5.4 Этапы возведения сооружений и схема пропуска строительных расходов
на различных этапах 97
5.4.1 Первый этап 97
5.4.1.1 Расчет перемычек первой очереди с учетом пропуска
строительных расходов через стесненное русло 98
5.4.1.2 Определяем тип и конструкцию перемычек 99
5.4.1.3 Осушение котлована 1-й очереди 101
5.4.1.4 Разработка котлована под водосливную, станционную и глухую
бетонную плотину 101
5.4.1.5 Разработка котлована под здание ГЭС 103
5.4.1.6 Бетонные работы в нижней части водосливной плотины на отм.
200-210 в секциях №№10-24 103
5.4.1.7 Бетонные работы в нижней части станционной плотины на отм.
200-210 секции №№27-38 104
5.4.1.8 Бетонные работы в подводной части здания ГЭС отм. 190-200 . 104
5.4.1.9 Бетонирование глухих секций №39-42 на отметках 200-210 105
5.4.1.10 Бетонирование глухих секций врезки бетонной плотины в
грунтовую на отм. 200-210 105
5.4.1.11 Бетонные работы по сопрягающим устоям отм. 200 - 230 м .... 105
5.4.2 Второй этап 106
5.4.2.1 Основные работы второго этапа: 106
5.4.2.2 Расчет пропуска расчетного строительного расхода через донные
отверстия на втором этапе 106
5.4.2.3 Возведение перемычек второй очереди 107
5.4.2.4 Осушение котлована 2-й очереди 108
5.4.2.5 Разработка котлована под грунтовую левобережную плотину ... 109
5.4.2.6 Расчет насыпи грунтовой каменно-набросной плотины 109
5.4.3 Третий этап 110
5.4.3.1 Бетонные работы по всему напорному фронту на отм.210- 235. 110
5.4.3.2 СМР по возведению надводной части здания ГЭС 111
5.4.4 Четвертый этап 111
5.4.4.1 Бетонные работы по всему напорному фронту на отм. 235- 276. 111
5.4.5 Пятый этап 111
5.4.5.1 Бетонные работы по всему напорному фронту между отм. 276 и
287 в секциях №№1-48 112
5.5 Определение объемов работ 112
6 Технико-экономические показатели 114
6.1 Объёмы производства электроэнергии в период эксплуатации 114
6.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 114
6.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 115
6.1.3 Налоговые расходы 118
6.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 118
6.3 Оценка инвестиционного проекта 119
6.3.1 Методология, исходные данные 119
6.3.2 Коммерческая эффективность 120
6.3.3 Бюджетная эффективность 121
7 Проект натурных наблюдений за перемещением в бетонной плотине.
Внутренняя планово-высотная сеть 122
7.1 Общая информация о натурных наблюдениях за перемещениями 122
7.2 Цель проведения натурных наблюдений 122
7.3 Типовой состав натурных наблюдение 123
7.4 Состав контрольных наблюдений 126
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 129
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 132
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общая часть 10
1.1 Местоположение гидроузла и природные условия 10
1.2 Гидрологические данные 11
2 Водно-энергетической расчеты 13
2.1 Исходные данные 13
2.2 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 14
2.3 Выбор расчётных годов 15
2.3.2 Выбор расчётного маловодного года (Р=90%) 16
2.4 Построение нагрузки графиков энергосистемы 17
2.4.2 Годовые графики 24
2.5 Расчет режимов работы ГЭС с учётом требований водохозяйственной
системы 27
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году и
средневодном году 33
2.7 Построение режимного поля 36
2.8 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных
ремонтов 38
3 Основное и вспомогательное оборудование 42
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 42
3.2 Определение параметров турбин 45
3.3 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному
расходу 49
3.4 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения ее бескавитационной работы 51
3.5 Расчет и построение металлической СК с круглым сечением и полным
углом охвата 52
3.6 Выбор гидрогенератора 56
3.7 Выбор МНУ 58
3.8 Определение геометрических размеров проточной части гидротурбины
РО115/810-В-530 59
4 Проектирование бетонной водосливной плотины 62
4.1 Определение отметки гребня земляной плотины и гребня быка 62
4.2 Определение класса гидротехнического сооружения 65
4.3 Гидравлические расчёты 65
4.4 Определение ширины водосливного фронта 65
4.5 Определение отметки гребня водослива 67
4.6 Проверка на пропуск поверочного расхода 69
4.7 Конструирование плотины 70
4.8 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 75
4.9 Отлёт струи 77
4.10 Разрезка бетонной плотины швами 79
4.11 Устройство каменно-набросной плотины 79
4.12 Расчёт фильтрации 80
4.13 Расчёт цементной завесы 80
4.14 Расчет донных отверстий 82
4.15 Статические расчёты плотины 83
4.15.1 Вес сооружения 83
4.15.2 Сила гидростатического давления воды 84
4.15.3 Сила взвешивающего и фильтрационного давления 84
4.15.4 Давление грунта и волновые нагрузки 85
4.16 Расчёт прочности плотины 86
4.16.1 Критерии прочности плотины 88
4.16.2 Расчёт устойчивости плотины 89
4.17 Расчёт прочности плотины с коэффициентом 1,05 для GII.I и G6 90
4.17.1 Критерии прочности плотины 92
4.17.2 Расчёт устойчивости плотины 93
4.18 Устои 93
5 Технология гидротехнического строительства 95
5.1 Гидрологические данные 95
5.2 Компоновка гидроузла и состав сооружений 96
5.3 Организация строительства 96
5.4 Этапы возведения сооружений и схема пропуска строительных расходов
на различных этапах 97
5.4.1 Первый этап 97
5.4.1.1 Расчет перемычек первой очереди с учетом пропуска
строительных расходов через стесненное русло 98
5.4.1.2 Определяем тип и конструкцию перемычек 99
5.4.1.3 Осушение котлована 1-й очереди 101
5.4.1.4 Разработка котлована под водосливную, станционную и глухую
бетонную плотину 101
5.4.1.5 Разработка котлована под здание ГЭС 103
5.4.1.6 Бетонные работы в нижней части водосливной плотины на отм.
200-210 в секциях №№10-24 103
5.4.1.7 Бетонные работы в нижней части станционной плотины на отм.
200-210 секции №№27-38 104
5.4.1.8 Бетонные работы в подводной части здания ГЭС отм. 190-200 . 104
5.4.1.9 Бетонирование глухих секций №39-42 на отметках 200-210 105
5.4.1.10 Бетонирование глухих секций врезки бетонной плотины в
грунтовую на отм. 200-210 105
5.4.1.11 Бетонные работы по сопрягающим устоям отм. 200 - 230 м .... 105
5.4.2 Второй этап 106
5.4.2.1 Основные работы второго этапа: 106
5.4.2.2 Расчет пропуска расчетного строительного расхода через донные
отверстия на втором этапе 106
5.4.2.3 Возведение перемычек второй очереди 107
5.4.2.4 Осушение котлована 2-й очереди 108
5.4.2.5 Разработка котлована под грунтовую левобережную плотину ... 109
5.4.2.6 Расчет насыпи грунтовой каменно-набросной плотины 109
5.4.3 Третий этап 110
5.4.3.1 Бетонные работы по всему напорному фронту на отм.210- 235. 110
5.4.3.2 СМР по возведению надводной части здания ГЭС 111
5.4.4 Четвертый этап 111
5.4.4.1 Бетонные работы по всему напорному фронту на отм. 235- 276. 111
5.4.5 Пятый этап 111
5.4.5.1 Бетонные работы по всему напорному фронту между отм. 276 и
287 в секциях №№1-48 112
5.5 Определение объемов работ 112
6 Технико-экономические показатели 114
6.1 Объёмы производства электроэнергии в период эксплуатации 114
6.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 114
6.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 115
6.1.3 Налоговые расходы 118
6.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 118
6.3 Оценка инвестиционного проекта 119
6.3.1 Методология, исходные данные 119
6.3.2 Коммерческая эффективность 120
6.3.3 Бюджетная эффективность 121
7 Проект натурных наблюдений за перемещением в бетонной плотине.
Внутренняя планово-высотная сеть 122
7.1 Общая информация о натурных наблюдениях за перемещениями 122
7.2 Цель проведения натурных наблюдений 122
7.3 Типовой состав натурных наблюдение 123
7.4 Состав контрольных наблюдений 126
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 129
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 132
Более 70 процентов земной поверхности покрыто водой. Неразумно было бы не использовать столь широкую распространенность воды в природе для народного хозяйства. Грамотное и целесообразное использование гидроресурсов, неотъемлемая часть увеличения благосостояния любой страны.
Самым удобным видом электростанций с низкой себестоимостью электроэнергии на сегодняшний день являются гидравлические, с неоспоримым плюсом, таким как экологическая чистота. Особое свойство гидротехнических сооружений заключается в том, что их разрушение высвобождает на волю разрушительную стихию в виде воды, приводящее за короткое время к колоссальным материальным убыткам, но что особо важно к большим человеческим жертвам. Поэтому необходим крайне серьезный подход к проектированию гидротехнических сооружений для качественного и безопасного использования гидроресурсов, что регламентируется в различных СНиПах и других нормативных документах.
Плотины являются одними из основных сооружений гидроузла таких энергетических объектов как гидроэлектростанции, служащие для создания подпора воды, с последующим преобразованием потенциальной энергии воды в электрическую. Для пропуска расходов больших, чем может пропустить ГЭС, используются водосливные плотины, туннельные водосбросы или другие объекты, что гарантирует безопасную эксплуатацию гидроэлектростанции.
Целью проекта является рассчитать установленную мощность Бирюльской ГЭС, выбрать основное энергетическое оборудование, выбрать экономичный профиль гравитационной бетонной плотины (расположенной на скальном основании) с водосбросом отвечающий условиям надежности, определить компоновку гидроузла.
Самым удобным видом электростанций с низкой себестоимостью электроэнергии на сегодняшний день являются гидравлические, с неоспоримым плюсом, таким как экологическая чистота. Особое свойство гидротехнических сооружений заключается в том, что их разрушение высвобождает на волю разрушительную стихию в виде воды, приводящее за короткое время к колоссальным материальным убыткам, но что особо важно к большим человеческим жертвам. Поэтому необходим крайне серьезный подход к проектированию гидротехнических сооружений для качественного и безопасного использования гидроресурсов, что регламентируется в различных СНиПах и других нормативных документах.
Плотины являются одними из основных сооружений гидроузла таких энергетических объектов как гидроэлектростанции, служащие для создания подпора воды, с последующим преобразованием потенциальной энергии воды в электрическую. Для пропуска расходов больших, чем может пропустить ГЭС, используются водосливные плотины, туннельные водосбросы или другие объекты, что гарантирует безопасную эксплуатацию гидроэлектростанции.
Целью проекта является рассчитать установленную мощность Бирюльской ГЭС, выбрать основное энергетическое оборудование, выбрать экономичный профиль гравитационной бетонной плотины (расположенной на скальном основании) с водосбросом отвечающий условиям надежности, определить компоновку гидроузла.
В проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры высоконапорного Бирюльского гидроузла высотой 87 м на реке Ангара (Россия), являющаяся сооружением I класса.
На основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного (обеспеченностью 0,1%) и поверочного (0,01% обеспеченности) случаев (Q0,1%=3500M3/C И Q0,01%=4150M3/C), которые необходимы при расчетах на прочность и устойчивость тела плотины, а также для расчета пропускной способности и определения количества и ширины водосливных отверстий.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Бирюльской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила 770МВт. Бирюльская ГЭС в осенне-зимний период будет работать в базовой части графика, а в весенне-летний в пиковой и полупиковой части. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 274,5 м. Полезный объем при данных отметках НПУ 282 м и УМО составляет 4,52 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1,58 млрд. кВтч.
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 - H = 77,2 м
расчетный - Н = 73,3 м; минимальный - Н = 69,4 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС Qmax., соответствующий расчетному напору, составляет 1276 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта: либо поворотно- лопастые диагональные гидротурбины (ПЛД), либо радиально-осевые (РО). По результатам технико-экономического расчета был определен оптимальный вариант с шестью гидроагрегатами с радиально-осевыми турбинами с диаметром рабочих колес 5,3 м (РО-115/850-В-530).
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 125,5 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВФ 1130/220-44 с номинальной активной мощностью 200 МВт.
Таким образом, окончательно установленная мощность Бирюльской ГЭС составляет 1200 МВт.
Исходя из принятого диаметра и типа рабочего колеса, для каждого гидроагрегата устанавливаем следующею маслонапорную установку: МНУ 10/1-40-12,5-2. Также было подобрано подъемно-транспортное оборудование для затворов водосливной плотины и водоприемников, отсасывающих труб гидротурбин и машинного зала станции.
Компоновка гидроузла. В связи с геологическими условиями района расположения створа гидроузла и сравнения способов пропуска расходов через гидроузел, принята компоновка, при которойвсе сооружения гидроузла расположены в русле. Здание ГЭС - приплотинного типа.
В состав сооружений входят:
• водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 160 м;
• водосбросная с донными водосбросами - 105 м;
• станционная бетонная плотина - 176 м;
• глухая правобережная бетонные плотина - 176 м;
• здание ГЭС приплотинного типа -15 5 м.;
• грунтовая каменно-земляная левобережная - 400 м;
• комплектное распределительное устройство элегазовое (КРУЭ-220 кВ);
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 60 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 200 м;
- отметка подошвы глухой плотины - 186 м;
- отметка гребня водослива - 276 м;
- число водосливных отверстий - 10;
- ширина водосливных отверстий в свету - 12 м;
- отметка гребня - 287 м;
- ширина гребня - 22 м с сужением до 15 м на лево и правобережных глухих частях плотины.
Для гашения гидравлической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применен отброс струи с помощью носка- трамплина.
Для снятия противодавления устраиваем цементационную завесу и дренаж.
Цемзавеса устраивается на глубину 39,5 м, на расстоянии от напорной грани 7,5 м до ее оси. Глубину скважин дренажа равна половине глубины цементационной завесы, то есть 20 м.
Также для обеспечения прочности основания в зоне примыкания плотины предусмотрено удаление верхнего слабого слоя скалы и устройство укрепительной цементации скалы. Укрепительную цементацию скалы производим на глубину 3 м.
Для сбора и отвода дренажной воды, контроля дренажа и состояния бетона, прокладки коммуникаций, установки КИА, а также для выполнения ремонтно-восстановительных работ предусмотрено наличие продольных и поперечных галерей. По высоте плотины галереи располагаем через 15 м, соединяя их шахтами, в которых размещаются лифты и маршевые лестницы. По высоте устраивается 4 продольные галереи.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях бетонной плотины плотина разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Разрезку водосливной части плотины деформационными швами производим по быкам, чтобы избежать неравномерных осадок смежных быков, что может привести к заклиниванию затворов.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов методом предельного состояния 1 группы (по непригодности к эксплуатации) коэффициент надежности сооружения составляет 1,4 и 1,7 для основного и особого сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Бирюльского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность напряжения не превышают критических значений. Плотина отвечает всем требованиям предусмотренных СНиПами.
По технико-экономическим расчетам получены следующие
показатели:
Проект «Бирюльская ГЭС на реке Ангара», с установленной мощностью 770 МВт экономически оправдан.
Проект окупится еще до его окончания, так как срок проекта составляет 288 месяцев (25 лет), а период окупаемости- 77 месяцев (6,5 лет).
Себестоимость эл.энергии составляет 0.048руб/Квт*ч. Удельные капиталовложения 25314,1руб/Квт.
На основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного (обеспеченностью 0,1%) и поверочного (0,01% обеспеченности) случаев (Q0,1%=3500M3/C И Q0,01%=4150M3/C), которые необходимы при расчетах на прочность и устойчивость тела плотины, а также для расчета пропускной способности и определения количества и ширины водосливных отверстий.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Бирюльской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила 770МВт. Бирюльская ГЭС в осенне-зимний период будет работать в базовой части графика, а в весенне-летний в пиковой и полупиковой части. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 274,5 м. Полезный объем при данных отметках НПУ 282 м и УМО составляет 4,52 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1,58 млрд. кВтч.
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 - H = 77,2 м
расчетный - Н = 73,3 м; минимальный - Н = 69,4 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС Qmax., соответствующий расчетному напору, составляет 1276 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта: либо поворотно- лопастые диагональные гидротурбины (ПЛД), либо радиально-осевые (РО). По результатам технико-экономического расчета был определен оптимальный вариант с шестью гидроагрегатами с радиально-осевыми турбинами с диаметром рабочих колес 5,3 м (РО-115/850-В-530).
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 125,5 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВФ 1130/220-44 с номинальной активной мощностью 200 МВт.
Таким образом, окончательно установленная мощность Бирюльской ГЭС составляет 1200 МВт.
Исходя из принятого диаметра и типа рабочего колеса, для каждого гидроагрегата устанавливаем следующею маслонапорную установку: МНУ 10/1-40-12,5-2. Также было подобрано подъемно-транспортное оборудование для затворов водосливной плотины и водоприемников, отсасывающих труб гидротурбин и машинного зала станции.
Компоновка гидроузла. В связи с геологическими условиями района расположения створа гидроузла и сравнения способов пропуска расходов через гидроузел, принята компоновка, при которойвсе сооружения гидроузла расположены в русле. Здание ГЭС - приплотинного типа.
В состав сооружений входят:
• водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 160 м;
• водосбросная с донными водосбросами - 105 м;
• станционная бетонная плотина - 176 м;
• глухая правобережная бетонные плотина - 176 м;
• здание ГЭС приплотинного типа -15 5 м.;
• грунтовая каменно-земляная левобережная - 400 м;
• комплектное распределительное устройство элегазовое (КРУЭ-220 кВ);
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 60 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 200 м;
- отметка подошвы глухой плотины - 186 м;
- отметка гребня водослива - 276 м;
- число водосливных отверстий - 10;
- ширина водосливных отверстий в свету - 12 м;
- отметка гребня - 287 м;
- ширина гребня - 22 м с сужением до 15 м на лево и правобережных глухих частях плотины.
Для гашения гидравлической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применен отброс струи с помощью носка- трамплина.
Для снятия противодавления устраиваем цементационную завесу и дренаж.
Цемзавеса устраивается на глубину 39,5 м, на расстоянии от напорной грани 7,5 м до ее оси. Глубину скважин дренажа равна половине глубины цементационной завесы, то есть 20 м.
Также для обеспечения прочности основания в зоне примыкания плотины предусмотрено удаление верхнего слабого слоя скалы и устройство укрепительной цементации скалы. Укрепительную цементацию скалы производим на глубину 3 м.
Для сбора и отвода дренажной воды, контроля дренажа и состояния бетона, прокладки коммуникаций, установки КИА, а также для выполнения ремонтно-восстановительных работ предусмотрено наличие продольных и поперечных галерей. По высоте плотины галереи располагаем через 15 м, соединяя их шахтами, в которых размещаются лифты и маршевые лестницы. По высоте устраивается 4 продольные галереи.
Во избежание недопустимо больших напряжений, появляющихся при неравномерных осадках основания и при температурных деформациях, в различных частях бетонной плотины плотина разделена на секции постоянными температурно-осадочными швами.
Разрезку водосливной части плотины деформационными швами производим по быкам, чтобы избежать неравномерных осадок смежных быков, что может привести к заклиниванию затворов.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов методом предельного состояния 1 группы (по непригодности к эксплуатации) коэффициент надежности сооружения составляет 1,4 и 1,7 для основного и особого сочетаний нагрузок соответственно (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Бирюльского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность напряжения не превышают критических значений. Плотина отвечает всем требованиям предусмотренных СНиПами.
По технико-экономическим расчетам получены следующие
показатели:
Проект «Бирюльская ГЭС на реке Ангара», с установленной мощностью 770 МВт экономически оправдан.
Проект окупится еще до его окончания, так как срок проекта составляет 288 месяцев (25 лет), а период окупаемости- 77 месяцев (6,5 лет).
Себестоимость эл.энергии составляет 0.048руб/Квт*ч. Удельные капиталовложения 25314,1руб/Квт.