ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЕНИСЕЙСКОГО ГИДРО УЗЛА НА РЕКЕ ЕНИСЕЙ. КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ КОНСТРУКЦИИ НАПОРНЫХ
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ Енисейской ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1. Анализ исходных данных 10
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Инженерно-геологические условия 11
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 11
2 Водно-энергетические и водохозяйственные расчеты 12
2.1 Исходные данные 12
2.2 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока 14
2.2.1 Выбор расчетного средневодного года (р = 50%) 16
2.2.2 Выбор расчетного маловодного года (Р = 90%) 17
2.3 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 18
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 21
2.5 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими гидроэлектростанциями 23
2.6 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований водохозяйственной системы 24
2.7 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году 27
2.8 Определение установленной мощности проектируемой ГЭС и планирование капитальных ремонтов. Баланс мощности и энергии в энергосистеме 31
2.9 Водно-энергетический расчет режима работы проектируемой ГЭС в среднем по водности году
2.10 Построение режимного поля проектируемой ГЭС
3 Выбор гидросилового оборудования
3.1 Выбор числа и типа агрегатов
3.2 Определение параметров турбин
3.3 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному расходу 45
3.4 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее бескавитационной работы 45
3.4.1 Работа одного гидроагрегата c установленной мощностью и Hmax 46
3.4.2 Работа одного гидроагрегата c установленной мощностью
3.4.3 Работа одного гидроагрегата c Hmin и соответствующей мощностью
на линии ограничения пропускной способности турбины 47
3.5 Выбор гидрогенератора 48
3.6 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки. Выбор
электрогидравлического регулятора 50
4 Компоновка и состав сооружений 51
4.1 Исходные данные 51
4.1.1 Компоновка основных сооружений гидроузла в плане 51
4.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 52
4.3 Определение отметки гребня водослива 52
4.3.1 Определение отметки гребня плотины 54
4.3.2 Гидравлические расчеты 57
4.3.2.1 Определение ширины водосливного фронта, числа и размеров водосливных отверстий 58
4.3.2.2 Построение профиля водосливной плотины 60
4.3.2.3 Определение типа сопряжения бьефов 61
4.3.2.4 Расчет дальности отлета струи и ямы размыва 62
4.3.2.5 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные водосбросы 65
4.4 Конструирование плотины 66
4.4.1 Определение ширины подошвы плотины 66
4.4.2 Разрезка плотины на секции 69
4.4.3 Разрезка плотины на столбы 69
4.4.4 Галереи в теле плотины 70
4.4.5 Дренаж тела плотины 70
4.5 Назначение размеров основных элементов плотины 70
4.5.1 Элементы подземного контура плотины 71
4.5.1.1 Цементационная завеса 71
4.5.1.2 Дренажные устройства в основании 71
4.5.2 Конструктивные элементы нижнего бьефа 71
4.5.2.1 Гаситель энергии воды 71
4.5.2.2 Крепление дна на выходе из отсасывающих труб 72
4.6 Статистические расчеты водосливной плотины 72
4.6.1 Основные нагрузки, действующие на водосливную плотину 72
4.6.1.1 Вес водосливной плотины и быка 72
4.6.1.2 Вес быка 72
4.6.1.3 Вес затвора водосливной плотины 73
4.6.2 Фильтрационный расчёт подземного контура 74
4.6.2.1 Фильтрационное давление на подошву плотины 74
4.6.2.2 Взвешивающее давление на подошву плотины 75
4.6.3 Гидростатическое давление воды со стороны ВБ 75
4.6.4 Гидростатическое давление воды со стороны НБ 75
4.6.5 Давление наносов 75
4.6.6 Волновое давление 76
4.6.7 Сбор нагрузок 76
4.7 Расчет прочности плотины 77
4.7.1 Расчет напряжений в контактном сечении водосливной плотины... 77
4.7.2 Оценка прочности плотины 79
4.7 Расчет устойчивости плотины 80
5 Организация и технология строительства 82
5.1 Этапы возведения сооружений и схемы пропуска строительных
расходов на различных этапах 82
5.1.1 Первый этап 82
5.1.1.1 Расчет перемычек первой очереди с учетом пропуска
строительных расходов через стесненное русло 83
5.1.1.2 Определяем тип и конструкцию перемычек 85
5.1.1.3 Осушение котлована 1-й очереди 86
5.1.1.4 Разработка котлована 1й очереди под водосливную плотину 87
5.1.1.5 Бетонные работы в котловане 1й очереди 89
5.1.2 Второй этап 91
5.1.2.1 Осушение котлована 2-й очереди 93
5.1.2.2 Разработка котлована 2й очереди под станционную плотину и
здание ГЭС 93
5.1.2.3 Бетонные работы в нижней части станционной плотины 95
5.1.2.4 Бетонные работы в подводной части здания ГЭС 95
5.1.3 Третий этап 96
5.1.3.1 Бетонные работы по всему напорному фронту до отметки 96 м... 96
5.1.4 Четвертый этап 97
5.1.4.1 Бетонные работы по всему напорному фронту до отметки 114 м . 97
5.1.5 Пятый этап 98
5.1.5.1 Бетонные работы по всему напорному фронту до отметки 98
133,2 м 98
5.6 Технологическая карта по бетонным работам кранами 100
6 Мероприятия по охране труда, противопожарной безопасности и по
охране окружающей среды 102
6.1 Охрана труда Енисейской ГЭС 102
6.1.1 Общие требования по охране труда для работы сотрудников
Енисейской ГЭС 102
6.2.1 Содержание территории 102
6.2.2 Содержание зданий и помещений 102
6.2.3 Содержание средств пожаротушения 103
6.2.5 Ответственность работников за обеспечение пожарной
безопасности 103
6.3 Охрана окружающей среды 104
6.3.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 104
6.3.4 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 105
6.3.4.1 Обращение с отходами 105
7 Технико-экономические показатели 106
7.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 106
7.2 Текущие расходы по гидроузлу 106
7.3 Налоговые расходы 108
7.4 Прибыль 109
7.5 Оценка инвестиционного проекта 110
7.6 Методология, исходные данные 110
7.7 Бюджетная эффективность 111
7.8 Коммерческая эффективность 111
7.9 Анализ рисков инвестиционного проекта 112
8 Контроль состояния конструкции напорного водовода 114
8.1 Механизм для осмотра и проведения работ в напорном водоводе ... 114
8.1.1 Конструкция механизма 115
8.1.2 Принцип работы 115
8.1.3 Достоинства и недостатки механизма 115
8.2 Силы, действующие на водовод 118
8.3. Эксплуатационный контроль 118
8.3.1 Вибрация водоводов 118
8.3.2 Коррозия стальных оболочек водовода 119
8.3.3 Осмотр конструкции водовода внутренних металлических поверхностей 120
8.3.4 Инструментальное обследование внутренней стальной облицовки турбинных водоводов Енисейской ГЭС 120
8.3.5 Обработка результатов обследования 122
8.3.6 Эксплуатационный контроль за износом оболочки 122
8.4 Контроль водоводов в зимний период 123
8.5 Аэрационные устройства напорных водоводов 124
8.6 Рекомендации по оценке надежности турбинных водоводов 125
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 127
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 129
ПРИЛОЖЕНИЕ А Водно - энергетические расчеты режима работы проектируемой ГЭС в маловодном году 132
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно - энергетические расчеты режима работы проектируемой ГЭС в средневодном году 133
ПРИЛОЖЕНИЕ В Режимное поле проектируемой Енисейской ГЭС по напору и расходу 134
ВВЕДЕНИЕ 9
1. Анализ исходных данных 10
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Инженерно-геологические условия 11
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 11
2 Водно-энергетические и водохозяйственные расчеты 12
2.1 Исходные данные 12
2.2 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока 14
2.2.1 Выбор расчетного средневодного года (р = 50%) 16
2.2.2 Выбор расчетного маловодного года (Р = 90%) 17
2.3 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 18
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 21
2.5 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими гидроэлектростанциями 23
2.6 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований водохозяйственной системы 24
2.7 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году 27
2.8 Определение установленной мощности проектируемой ГЭС и планирование капитальных ремонтов. Баланс мощности и энергии в энергосистеме 31
2.9 Водно-энергетический расчет режима работы проектируемой ГЭС в среднем по водности году
2.10 Построение режимного поля проектируемой ГЭС
3 Выбор гидросилового оборудования
3.1 Выбор числа и типа агрегатов
3.2 Определение параметров турбин
3.3 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному расходу 45
3.4 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины для обеспечения ее бескавитационной работы 45
3.4.1 Работа одного гидроагрегата c установленной мощностью и Hmax 46
3.4.2 Работа одного гидроагрегата c установленной мощностью
3.4.3 Работа одного гидроагрегата c Hmin и соответствующей мощностью
на линии ограничения пропускной способности турбины 47
3.5 Выбор гидрогенератора 48
3.6 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки. Выбор
электрогидравлического регулятора 50
4 Компоновка и состав сооружений 51
4.1 Исходные данные 51
4.1.1 Компоновка основных сооружений гидроузла в плане 51
4.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 52
4.3 Определение отметки гребня водослива 52
4.3.1 Определение отметки гребня плотины 54
4.3.2 Гидравлические расчеты 57
4.3.2.1 Определение ширины водосливного фронта, числа и размеров водосливных отверстий 58
4.3.2.2 Построение профиля водосливной плотины 60
4.3.2.3 Определение типа сопряжения бьефов 61
4.3.2.4 Расчет дальности отлета струи и ямы размыва 62
4.3.2.5 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные водосбросы 65
4.4 Конструирование плотины 66
4.4.1 Определение ширины подошвы плотины 66
4.4.2 Разрезка плотины на секции 69
4.4.3 Разрезка плотины на столбы 69
4.4.4 Галереи в теле плотины 70
4.4.5 Дренаж тела плотины 70
4.5 Назначение размеров основных элементов плотины 70
4.5.1 Элементы подземного контура плотины 71
4.5.1.1 Цементационная завеса 71
4.5.1.2 Дренажные устройства в основании 71
4.5.2 Конструктивные элементы нижнего бьефа 71
4.5.2.1 Гаситель энергии воды 71
4.5.2.2 Крепление дна на выходе из отсасывающих труб 72
4.6 Статистические расчеты водосливной плотины 72
4.6.1 Основные нагрузки, действующие на водосливную плотину 72
4.6.1.1 Вес водосливной плотины и быка 72
4.6.1.2 Вес быка 72
4.6.1.3 Вес затвора водосливной плотины 73
4.6.2 Фильтрационный расчёт подземного контура 74
4.6.2.1 Фильтрационное давление на подошву плотины 74
4.6.2.2 Взвешивающее давление на подошву плотины 75
4.6.3 Гидростатическое давление воды со стороны ВБ 75
4.6.4 Гидростатическое давление воды со стороны НБ 75
4.6.5 Давление наносов 75
4.6.6 Волновое давление 76
4.6.7 Сбор нагрузок 76
4.7 Расчет прочности плотины 77
4.7.1 Расчет напряжений в контактном сечении водосливной плотины... 77
4.7.2 Оценка прочности плотины 79
4.7 Расчет устойчивости плотины 80
5 Организация и технология строительства 82
5.1 Этапы возведения сооружений и схемы пропуска строительных
расходов на различных этапах 82
5.1.1 Первый этап 82
5.1.1.1 Расчет перемычек первой очереди с учетом пропуска
строительных расходов через стесненное русло 83
5.1.1.2 Определяем тип и конструкцию перемычек 85
5.1.1.3 Осушение котлована 1-й очереди 86
5.1.1.4 Разработка котлована 1й очереди под водосливную плотину 87
5.1.1.5 Бетонные работы в котловане 1й очереди 89
5.1.2 Второй этап 91
5.1.2.1 Осушение котлована 2-й очереди 93
5.1.2.2 Разработка котлована 2й очереди под станционную плотину и
здание ГЭС 93
5.1.2.3 Бетонные работы в нижней части станционной плотины 95
5.1.2.4 Бетонные работы в подводной части здания ГЭС 95
5.1.3 Третий этап 96
5.1.3.1 Бетонные работы по всему напорному фронту до отметки 96 м... 96
5.1.4 Четвертый этап 97
5.1.4.1 Бетонные работы по всему напорному фронту до отметки 114 м . 97
5.1.5 Пятый этап 98
5.1.5.1 Бетонные работы по всему напорному фронту до отметки 98
133,2 м 98
5.6 Технологическая карта по бетонным работам кранами 100
6 Мероприятия по охране труда, противопожарной безопасности и по
охране окружающей среды 102
6.1 Охрана труда Енисейской ГЭС 102
6.1.1 Общие требования по охране труда для работы сотрудников
Енисейской ГЭС 102
6.2.1 Содержание территории 102
6.2.2 Содержание зданий и помещений 102
6.2.3 Содержание средств пожаротушения 103
6.2.5 Ответственность работников за обеспечение пожарной
безопасности 103
6.3 Охрана окружающей среды 104
6.3.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища, влияющие на
состояние водных ресурсов 104
6.3.4 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции 105
6.3.4.1 Обращение с отходами 105
7 Технико-экономические показатели 106
7.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 106
7.2 Текущие расходы по гидроузлу 106
7.3 Налоговые расходы 108
7.4 Прибыль 109
7.5 Оценка инвестиционного проекта 110
7.6 Методология, исходные данные 110
7.7 Бюджетная эффективность 111
7.8 Коммерческая эффективность 111
7.9 Анализ рисков инвестиционного проекта 112
8 Контроль состояния конструкции напорного водовода 114
8.1 Механизм для осмотра и проведения работ в напорном водоводе ... 114
8.1.1 Конструкция механизма 115
8.1.2 Принцип работы 115
8.1.3 Достоинства и недостатки механизма 115
8.2 Силы, действующие на водовод 118
8.3. Эксплуатационный контроль 118
8.3.1 Вибрация водоводов 118
8.3.2 Коррозия стальных оболочек водовода 119
8.3.3 Осмотр конструкции водовода внутренних металлических поверхностей 120
8.3.4 Инструментальное обследование внутренней стальной облицовки турбинных водоводов Енисейской ГЭС 120
8.3.5 Обработка результатов обследования 122
8.3.6 Эксплуатационный контроль за износом оболочки 122
8.4 Контроль водоводов в зимний период 123
8.5 Аэрационные устройства напорных водоводов 124
8.6 Рекомендации по оценке надежности турбинных водоводов 125
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 127
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 129
ПРИЛОЖЕНИЕ А Водно - энергетические расчеты режима работы проектируемой ГЭС в маловодном году 132
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно - энергетические расчеты режима работы проектируемой ГЭС в средневодном году 133
ПРИЛОЖЕНИЕ В Режимное поле проектируемой Енисейской ГЭС по напору и расходу 134
Наша страна обладает одним из самых мощных гидропотенциалов в мире. Энергию рек используют Китай, РФ, Бразилия, Канада, Индия, США. Гидроресурсы России оцениваются сегодня без малого в 900 млрд. кВ'гч.. однако, по степени освоения экономически эффективных гидроресурсов Россия на сегодняшний день значительно уступает экономически развитым странам, этот показатель в нашей стране немногим превышает 20 %, в то время как в США и Канаде составляет 50-55%, а в ряде стран Западной Европы и Японии - от 60% до 90 %. Гидропотенциал России используется на 50 % в европейской части, на 20% в Сибири и всего лишь на 3 % - на Дальнем Востоке.
Электрическая энергия вырабатывается на электрических станциях, различного типа. Самым удобным видом электростанций с низкой себестоимостью электроэнергии на сегодняшний день являются гидравлические, с неоспоримым плюсом, таким как экологическая чистота.
Одним из основных сооружений гидравлических станций является плотина, которая служит для подпора воды, с последующим преобразованием потенциальной энергии воды в электрическую. В результате разрушения плотины, появляется угроза затопления больших территорий. Поэтому необходим крайне серьезный подход к проектированию гидротехнических сооружений для качественного и безопасного использования гидроресурсов, что регламентируется в СНиПах и нормативных документах.
Целью бакалаврской работы является проектирование сооружений, выбор основного и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда и окружающей среды, технико-экономическое обоснование эффективности проекта, разработка технологической карты и составление календарного плана строительства гидроузла.
Электрическая энергия вырабатывается на электрических станциях, различного типа. Самым удобным видом электростанций с низкой себестоимостью электроэнергии на сегодняшний день являются гидравлические, с неоспоримым плюсом, таким как экологическая чистота.
Одним из основных сооружений гидравлических станций является плотина, которая служит для подпора воды, с последующим преобразованием потенциальной энергии воды в электрическую. В результате разрушения плотины, появляется угроза затопления больших территорий. Поэтому необходим крайне серьезный подход к проектированию гидротехнических сооружений для качественного и безопасного использования гидроресурсов, что регламентируется в СНиПах и нормативных документах.
Целью бакалаврской работы является проектирование сооружений, выбор основного и вспомогательного оборудования, разработка правил охраны труда и окружающей среды, технико-экономическое обоснование эффективности проекта, разработка технологической карты и составление календарного плана строительства гидроузла.
В работе рассчитаны и определены основные элементы и параметры Енисейской ГЭС высотой 69,2 метра на реке Енисей, являющейся сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 0,1%, поверочного 0,01% обеспеченности и строительного 10% обеспеченности случаев: Q0,1% = 31355 м3/с, Q0,01% = 33207 м3/с, Q10% = 25600 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Енисейской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы. Установленная мощность составила 3500 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 112,9 м. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 14,7 млрд.МВт^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 Hmax= 51,3 м;
Расчетный Нрасч=40,9 м;
минимальный Hmin= 34 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС Qmax, соответствующий расчетному напору, составляет 8400 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ-60-В и ПЛД60- В60 разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с 12 гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 8,0 м (ПЛД60-В60°-800).
По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной диагональной турбины с синхронной частотой вращения 93,8 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1190/250-64с номинальной активной мощностью 325 МВт.
Компоновка гидроузла была принята русловой. Строительные расходы пропускаются через донные отверстия. Здание ГЭС - приплотинного типа.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 404 м;
- правобережная и левобережная бетонные плотины;
- здание ГЭС приплотинного типа.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка гребня водослива -133,2 м;
- отметка подошвы плотины - 64 м;
- ширина подошвы плотины по основанию - 51 м;
- количество водосливных отверстий - 17;
- ширина водосливных отверстий - 20 м;
- высота сооружения - 69,7 м;
- толщина бычка - 4 м;
- протяженность бетонной плотины в створе - 1038 м.
В качестве гасителя энергии потока выбрано гашение энергии способом свободно отброшенной струи.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,27 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Енисейского гидроузла отвечает требованиям надежности.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по охране труда и противопожарной безопасности. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,21 руб/кВт^ч;
- срок окупаемости станции 5,2 лет с начала строительства
Таким образом, строительство Енисейской ГЭС с установленной мощностью 3500 МВт в настоящее время является целесообразным.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 0,1%, поверочного 0,01% обеспеченности и строительного 10% обеспеченности случаев: Q0,1% = 31355 м3/с, Q0,01% = 33207 м3/с, Q10% = 25600 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Енисейской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы. Установленная мощность составила 3500 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 112,9 м. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 14,7 млрд.МВт^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 Hmax= 51,3 м;
Расчетный Нрасч=40,9 м;
минимальный Hmin= 34 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС Qmax, соответствующий расчетному напору, составляет 8400 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ-60-В и ПЛД60- В60 разными диаметрами. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с 12 гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 8,0 м (ПЛД60-В60°-800).
По справочным данным для выбранной поворотно-лопастной диагональной турбины с синхронной частотой вращения 93,8 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1190/250-64с номинальной активной мощностью 325 МВт.
Компоновка гидроузла была принята русловой. Строительные расходы пропускаются через донные отверстия. Здание ГЭС - приплотинного типа.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 404 м;
- правобережная и левобережная бетонные плотины;
- здание ГЭС приплотинного типа.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка гребня водослива -133,2 м;
- отметка подошвы плотины - 64 м;
- ширина подошвы плотины по основанию - 51 м;
- количество водосливных отверстий - 17;
- ширина водосливных отверстий - 20 м;
- высота сооружения - 69,7 м;
- толщина бычка - 4 м;
- протяженность бетонной плотины в створе - 1038 м.
В качестве гасителя энергии потока выбрано гашение энергии способом свободно отброшенной струи.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,27 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Енисейского гидроузла отвечает требованиям надежности.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по охране труда и противопожарной безопасности. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,21 руб/кВт^ч;
- срок окупаемости станции 5,2 лет с начала строительства
Таким образом, строительство Енисейской ГЭС с установленной мощностью 3500 МВт в настоящее время является целесообразным.