ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПРИАНГАРСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ АНГАРА. ПРОТИВОФИЛЬТРАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЬ ПЛОТИНЫ
|
Технический паспорт Приангарской ГЭС (сокращенный) 6
Введение 9
1 Общие сведения 10
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Инженерно - геологические условия 12
1.4 Сейсмические условия 12
1.5 Данные по энергосистеме 12
1.6 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Гидрологические расчёты 13
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года
при заданной обеспеченности стока 13
2.2 Построение суточных графиков нагрузки и интегральная кривая
нагрузки энергосистемы 15
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 15
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 17
2.5 Водноэнергетические расчеты режима работы ГЭС 18
2.6 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов 19
3 Основное и вспомогательное оборудование 20
3.1 Построение режимного поля 20
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 21
3.3 Расчет отметки РК ГТ для обеспечения ее бескавитационной работы 25
3.3.1 Работа одного агрегата при Hmin с соответствующей
мощностью на линии ограничения 25
3.3.2 Работа одного агрегата с номинальной мощностью при Hp 26
3.3.3 Работа одного агрегата с номинальной мощностью при Hmax .... 26
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 27
3.5 Выбор вспомогательного оборудования 27
3.6 Определение геометрических размеров проточной части и машинного
зала 28
4. Проектирование бетонной водосливной плотины 30
4.1 Определение класса гидротехнического сооружения 30
4.1.1 Определение отметки гребня плотины и гребня быка 30
4.2 Гидравлический расчет 34
4.2.1 Определение ширины водосливного фронта 34
4.2.2 Определение отметки гребня водослива 35
4.2.3 Проверка на пропуск поверочного расхода при поверочном
расчетном случае 37
4.2.4 Построение профиля водосливной плотины 38
4.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 39
4.2.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 40
4.3 Конструирование бетонной плотины 43
4.3.1 Определение ширины подошвы плотины 43
4.3.2 Разрезка плотин швами 43
4.3.3 Быки 44
4.3.4 Расчет цементационной завесы и дренажа основания 44
4.3.5 Галереи в теле плотины 45
4.3.6 Дренаж тела бетонных плотин 45
4.4 Фильтрационные расчеты подземного контура 46
4.5 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 48
4.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 48
4.5.1.1 Вес сооружения 48
4.5.1.2 Сила гидростатического давления воды 49
4.5.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 50
4.5.1.4 Сила фильтрационного давления 50
4.5.1.5 Давление грунта 51
4.5.1.6 Волновое давление 52
4.5.2 Оценка прочности плотины 52
4.5.3 Критерии прочности плотины 56
4.6 Расчёт устойчивости плотины 58
4.7 Очередность возведения сооружений гидроузла с учетом схемы
пропуска строительных расходов 59
4.7 Сработка полного полезного объёма до наступления следующего
паводка 59
4.8 Расчет пропуска полного полезного объема через донные
отверстия 60
5 Технология строительства 61
5.1 Этапы возведения сооружений и схема пропуска строительных
расходов на различных этапах 61
5.1.1 Первый этап 61
5.1.2 Второй этап 67
5.1.3 Третий этап 69
5.1.4 Четвертый этап 69
5.1.5 Пятый этап 70
5.2 Определение объемов работ 70
5.3 Технологическая карта по возведение водосливной части плотины .... 71
6 Мероприятия по охране окружающей среды 82
7 Оценка объемов реализации энергии и расходов 86
7.1 Оценка объемов продаж 86
7.1.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 86
7.1.3 Налоговые расходы 88
7.2 Оценка суммы прибыли 89
7.3 Оценка инвестиционного проекта 90
7.3.1 Методология и исходные данные, оценка инвестиционного
проекта 90
7.3.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 90
7.3.3 Бюджетная эффективность 91
7.4 Анализ рисков инвестиционных проектов 91
8 Противофильтрационный контроль плотины 93
8.1 Особенности процесса фильтрации и способы ее предотвращения
Приангарского гидроузла 94
8.2 Противофильтрационный контроль 94
8.2.1 Контроль фильтрации в основании плотины 94
8.2.2 Контроль фильтрации в теле плотины 94
8.3 Контроль расходов фильтрационного потока в плотине 95
8.4 Визуальные наблюдения за фильтрацией воды 95
8.5 Конструктивные меры по снижению фильтрации 96
Заключение 97
Список использованных источников 99
Приложение А Гидрологические данные по реке Ангара 101
Приложение Б Результаты расчётов для среднегодовых,
среднеполоводных и среднемеженных расходов 103
Приложение В Построение интегральной кривой нагрузки 105
Приложение Г Построение интегральной кривой нагрузки 107
Приложение Д Баланс энергии 109
Приложение Е Баланс мощности энергосистемы 110
Приложение Ж Расчёт и построение режимного поля 111
Приложение И Характеристики гидротурбины РО75а-В-630 112
Приложение К Нагрузки и воздействия, эпюры напряжений 114
Введение 9
1 Общие сведения 10
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Инженерно - геологические условия 12
1.4 Сейсмические условия 12
1.5 Данные по энергосистеме 12
1.6 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Гидрологические расчёты 13
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года
при заданной обеспеченности стока 13
2.2 Построение суточных графиков нагрузки и интегральная кривая
нагрузки энергосистемы 15
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 15
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 17
2.5 Водноэнергетические расчеты режима работы ГЭС 18
2.6 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов 19
3 Основное и вспомогательное оборудование 20
3.1 Построение режимного поля 20
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 21
3.3 Расчет отметки РК ГТ для обеспечения ее бескавитационной работы 25
3.3.1 Работа одного агрегата при Hmin с соответствующей
мощностью на линии ограничения 25
3.3.2 Работа одного агрегата с номинальной мощностью при Hp 26
3.3.3 Работа одного агрегата с номинальной мощностью при Hmax .... 26
3.4 Выбор типа серийного гидрогенератора 27
3.5 Выбор вспомогательного оборудования 27
3.6 Определение геометрических размеров проточной части и машинного
зала 28
4. Проектирование бетонной водосливной плотины 30
4.1 Определение класса гидротехнического сооружения 30
4.1.1 Определение отметки гребня плотины и гребня быка 30
4.2 Гидравлический расчет 34
4.2.1 Определение ширины водосливного фронта 34
4.2.2 Определение отметки гребня водослива 35
4.2.3 Проверка на пропуск поверочного расхода при поверочном
расчетном случае 37
4.2.4 Построение профиля водосливной плотины 38
4.2.5 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 39
4.2.6 Гашение энергии способом свободно отброшенной струи 40
4.3 Конструирование бетонной плотины 43
4.3.1 Определение ширины подошвы плотины 43
4.3.2 Разрезка плотин швами 43
4.3.3 Быки 44
4.3.4 Расчет цементационной завесы и дренажа основания 44
4.3.5 Галереи в теле плотины 45
4.3.6 Дренаж тела бетонных плотин 45
4.4 Фильтрационные расчеты подземного контура 46
4.5 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 48
4.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 48
4.5.1.1 Вес сооружения 48
4.5.1.2 Сила гидростатического давления воды 49
4.5.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 50
4.5.1.4 Сила фильтрационного давления 50
4.5.1.5 Давление грунта 51
4.5.1.6 Волновое давление 52
4.5.2 Оценка прочности плотины 52
4.5.3 Критерии прочности плотины 56
4.6 Расчёт устойчивости плотины 58
4.7 Очередность возведения сооружений гидроузла с учетом схемы
пропуска строительных расходов 59
4.7 Сработка полного полезного объёма до наступления следующего
паводка 59
4.8 Расчет пропуска полного полезного объема через донные
отверстия 60
5 Технология строительства 61
5.1 Этапы возведения сооружений и схема пропуска строительных
расходов на различных этапах 61
5.1.1 Первый этап 61
5.1.2 Второй этап 67
5.1.3 Третий этап 69
5.1.4 Четвертый этап 69
5.1.5 Пятый этап 70
5.2 Определение объемов работ 70
5.3 Технологическая карта по возведение водосливной части плотины .... 71
6 Мероприятия по охране окружающей среды 82
7 Оценка объемов реализации энергии и расходов 86
7.1 Оценка объемов продаж 86
7.1.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 86
7.1.3 Налоговые расходы 88
7.2 Оценка суммы прибыли 89
7.3 Оценка инвестиционного проекта 90
7.3.1 Методология и исходные данные, оценка инвестиционного
проекта 90
7.3.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 90
7.3.3 Бюджетная эффективность 91
7.4 Анализ рисков инвестиционных проектов 91
8 Противофильтрационный контроль плотины 93
8.1 Особенности процесса фильтрации и способы ее предотвращения
Приангарского гидроузла 94
8.2 Противофильтрационный контроль 94
8.2.1 Контроль фильтрации в основании плотины 94
8.2.2 Контроль фильтрации в теле плотины 94
8.3 Контроль расходов фильтрационного потока в плотине 95
8.4 Визуальные наблюдения за фильтрацией воды 95
8.5 Конструктивные меры по снижению фильтрации 96
Заключение 97
Список использованных источников 99
Приложение А Гидрологические данные по реке Ангара 101
Приложение Б Результаты расчётов для среднегодовых,
среднеполоводных и среднемеженных расходов 103
Приложение В Построение интегральной кривой нагрузки 105
Приложение Г Построение интегральной кривой нагрузки 107
Приложение Д Баланс энергии 109
Приложение Е Баланс мощности энергосистемы 110
Приложение Ж Расчёт и построение режимного поля 111
Приложение И Характеристики гидротурбины РО75а-В-630 112
Приложение К Нагрузки и воздействия, эпюры напряжений 114
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.
Тип регулирования стока каскадный, так как, в верхнем бьефе Приангарского гидроузла расположен Богучанский гидроузел, которые связаны общим водным режимом, также имеют связь гидравлическую, водохозяйственную и электрическую.
При этом роль Приангарского гидроузла в каскаде гидроэлектростанций решает задачу рационального регулирования стока реки, что повышает степень зарегулированности стока, а, следовательно, позволяет увеличить мощность и выработку энергии ГЭС каскада. Целью каскадного регулирования является обеспечение оптимального режима сработки и наполнения водохранилищ каскада по заданному критерию экономической эффективности.
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.
Тип регулирования стока каскадный, так как, в верхнем бьефе Приангарского гидроузла расположен Богучанский гидроузел, которые связаны общим водным режимом, также имеют связь гидравлическую, водохозяйственную и электрическую.
При этом роль Приангарского гидроузла в каскаде гидроэлектростанций решает задачу рационального регулирования стока реки, что повышает степень зарегулированности стока, а, следовательно, позволяет увеличить мощность и выработку энергии ГЭС каскада. Целью каскадного регулирования является обеспечение оптимального режима сработки и наполнения водохранилищ каскада по заданному критерию экономической эффективности.
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.
В работе рассчитаны и определены показатели, выбраны элементы и параметры Приангарской ГЭС, с плотиной высотой 84,2 м на реке Ангара, являющейся сооружением I класса.
В ходе водно-энергетических расчетов была выбрана установленная мощность Приангарской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки в период межени и половодья. Установленная мощность составила 527 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 269,6 м. Полезный объем при отметке НПУ составляет 7,7 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1,46 млрд. кВтш.
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).
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 933 м3/с.
Была выбрана турбина типа РО75а — В. По результатам расчетов оптимальным оказался вариант с тремя гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 6,3 м.
Для выбранной радиально - осевой турбины с синхронной частотой вращения 107,1 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ 1190/250-56 с номинальной активной мощностью 225 МВт.
Приангарская ГЭС спроектирована по приплотинной схеме.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с отлетом струи;
- станционная часть;
- глухие правобережная, левобережная и часть межу водосбросной и станционной плотины.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 53,9 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 202 м;
- отметка гребня водослива - 286,2 м;
- число водосливных отверстий - 5;
- ширина водосливных отверстий в свету - 12 м;
- отметка гребня - 286,2 м;
- ширина гребня - 22 м.
Гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, осуществляется способом свободно отброшенной струи.
Противофильтрационными элементами являются:
- цементационная завеса.
- дренаж.
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 Приангарской 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 - 9 коп/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 24533,1 руб/кВт.
- срок окупаемости 5,25 лет.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Приангарской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
В ходе водно-энергетических расчетов была выбрана установленная мощность Приангарской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки в период межени и половодья. Установленная мощность составила 527 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 269,6 м. Полезный объем при отметке НПУ составляет 7,7 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1,46 млрд. кВтш.
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).
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 933 м3/с.
Была выбрана турбина типа РО75а — В. По результатам расчетов оптимальным оказался вариант с тремя гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 6,3 м.
Для выбранной радиально - осевой турбины с синхронной частотой вращения 107,1 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ 1190/250-56 с номинальной активной мощностью 225 МВт.
Приангарская ГЭС спроектирована по приплотинной схеме.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с отлетом струи;
- станционная часть;
- глухие правобережная, левобережная и часть межу водосбросной и станционной плотины.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 53,9 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 202 м;
- отметка гребня водослива - 286,2 м;
- число водосливных отверстий - 5;
- ширина водосливных отверстий в свету - 12 м;
- отметка гребня - 286,2 м;
- ширина гребня - 22 м.
Гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, осуществляется способом свободно отброшенной струи.
Противофильтрационными элементами являются:
- цементационная завеса.
- дренаж.
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 Приангарской 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 - 9 коп/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 24533,1 руб/кВт.
- срок окупаемости 5,25 лет.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Приангарской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.