Введение 6
1 Анализ исходных данных 9
1.1 Местоположение гидроузла и природные условия 9
1.2 Гидрологические данные 11
1.3 Энерго-экономическая характеристика района 14
2 Водно-энергетические расчеты 16
2.1 Гидрологические расчеты 16
2.2 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 16
2.2.1 Выбор расчётного средневодного года 19
2.2.2 Выбор расчётного маловодного года 20
2.3 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 21
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 22
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требования
водохозяйственной системы 24
2.6 Водно-энергетический расчёт в маловодном году 27
2.7 Определение установленной мощности проектируемой ГЭС 30
3 Основное и вспомогательного оборудования 33
3.1 Построение режимного поля 33
3.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 35
3.3 Определение установки отметки рабочего колеса гидротурбины 38
3.4 Определение геометрических размеров проточной части 41
3.5 Выбор гидрогенератора. Определение параметров и размеров
гидрогенератора 41
3.6 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 42
3.7 Выбор кранов 42
4 Состав и компоновка сооружений гидроузла 43
4.1 Определение максимального расчетного расхода 43
4.2 Состав и компоновка сооружения гидроузла. Основные решения 47
4.3 Определение класса гидротехнических сооружений 47
4.4 Проектирование сооружений напорного фронта 48
4.5 Гидравлические расчеты 48
4.5.1 Определение ширины водосливного фронта 48
4.5.2 Определение отметки гребня водослива 50
4.5.3 Проверка на пропуск расхода при поверочном расчетном случае 52
4.6 Определение отметки гребня плотины 53
4.4.1 Определение отметки гребня грунтовой плотины 53
4.4.2 Определение отметки гребня бетонной плотины 56
4.7 Определение формы водосливной поверхности 56
4.8 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 57
4.9 Конструирование плотины 60
4.9.1 Определение ширины подошвы плотины 60
4.9.2 Разрезка бетонных плотин швами 62
4.9.3 Быки 62
4.9.4 Устои 63
4.9.5 Галереи в теле плотины 63
4.10 Назначение размеров основных элементов плотины 63
4.10.1 Понур 63
4.10.2 Шпунтовые стенки 64
4.10.3 Дренажные устройства 64
4.11 Конструктивные элементы нижнего бьефа 65
4.11.1 Водобой 65
4.11.2 Рисберма 65
4.11.3 Ковш 65
4.12 Фильтрационный расчет 66
4.13 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 67
4.13.1 Определение основных нагрузок на плотину 67
4.13.2 Оценка прочности плотины 75
4.13.2 Критерии прочности плотины 78
4.13.3 Обоснование устойчивости плотины 81
4.14 Проектирование земляной плотины 83
4.15 Расчет длины здания ГЭС 83
4.16 Расчет сработки полезного объёма водохранилища на случай аварии в
здании ГЭС 84
5 Организация строительства 85
5.1 Этапы возведения сооружений и схема пропуска строительных расходов
на различных этапах 85
5.2 Организация и технология работ по возведению перемычек 89
5.2.1 Выбор типа и конструкции перемычек 89
5.2.2 Осушение котлована 1-й очереди 90
5.3 Объем работ 90
5.3.1 Объем земляных работ 90
5.3.2 Объем бетонных работ 91
5.4 Определение способов производства основных видов работ 92
5.5 Технология уплотнения грунтовой гравийно-песчаной плотины с
противофильтрационным устройством в виде центрального ядра из суглинка 93
5.6 Определение способов производства основных видов работ 96
5.6.1 Выбор транспортной схемы бетонных работ 96
5.6.2 Выбор транспортной схемы земляных работ 96
5.7 Строительный генеральный план гидроузла 97
5.8 Календарное планирование 97
5.9 Продолжительность и время выполнения работ 98
6 Охрана труда 99
6.1 Противопожарная безопасность 101
6.1.1 Пожаротушение гидрогенераторов 103
6.1.1 Пожаротушение силовых трансформаторов 103
6.1.3 Пожаротушение кабельных сооружений 104
6.1.4 Пожаротушение станционного маслохозяйства 104
6.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 104
6.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 106
6.4 Отходы, образующиеся при строительстве 107
6.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 108
7 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 110
7.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 110
7.2 Текущие расходы по гидроузлу 110
7.2.1 Налоговые расходы 113
7.2.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 113
7.3 Оценка инвестиционного проекта 114
7.3.1 Методология 114
7.3.2 Коммерческая эффективность 115
7.3.3 Бюджетная эффективность 115
7.4 Анализ чувствительности 115
8 Автоматизированная система диагностического контроля гидротехнических
сооружений (АСДК ГТС) на примере проектируемой ГЭС 118
8.1 Требования к АСО КИА 119
8.2 Натурные наблюдения за состоянием ГТС 121
8.3 Перечень автоматизированных датчиков и приборов 122
8.4 Общая концепция и архитектура построения АСДК ГТС 122
8.4.1 Функции АСДК 122
8.4.2 Состав АСО КИА 123
8.5 Принцип действия АСО КИА 126
8.6 Критерии и пределы безопасного состояния работы АСДК ГТС 127
8.7 Результат внедрения АСДК ГТС 128
8.8 Схема установки автоматизированных инклинометров 128
Заключение 133
Список использованных источников 135
Приложение А Суточный график нагрузки и ИКН по лету 137
Приложение Б Суточный график нагрузки и ИКН по зиме 138
Приложение В Главная универсальная характеристика РО45/820-800 139
Приложение Г Проточная часть турбины РО45/820-800 140
Приложение Д Фильтрационный расчет для основного случая 141
Приложение Е Фильтрационный расчет для поверочного случая 142
Приложение Ж Схема к расчету прочности и устойчивости плотины для основного
случая 143
Приложение И Схема к расчету прочности и устойчивости плотины для
поверочного случая 144
Приложение К Напряжения в краевых сечениях для основного случая 145
Приложение Л Напряжения в краевых сечениях для поверочного случая 146
Приложение М Сводный календарный план строительства 147
Гидроэнергетика - одна из важнейших отраслей промышленности в нашей стране. Потенциал водных ресурсов использован всего лишь на 19%, в то время как в ряде других развитых стран этот показатель превосходит 80%.
Гидроэнергетические ресурсы — возобновляемый источник энергии, связанный с круговоротом воды в природе. Более 70% поверхности земли покрыто водами. Сила тяжести способствует перераспределению жидкой влаги с более высоких участков земной поверхности на более низкие. Под воздействием лучей солнца вода рек, озер, морей и океанов испаряется, после чего конденсируется в атмосфере, образуя облака, и благодаря силе тяжести возвращается на землю в виде осадков.
Гидростанции - один из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия турбин гидростанций достигает 95%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
Себестоимость электроэнергии, произведенной на ГЭС, не зависит от колебаний цен на традиционное топливо: уголь, газ, мазут, уран. 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. Все эти преимущества подталкивают к строительству новых гидроэлектростанций.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции, с применением и закреплением теоретических знаний.
В проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Малмыжской ГЭС высотой 54,6 м на реке Вятка, являющимся сооружением I класса.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность ГЭС, а также определена зона ее работы в суточном графике нагрузки. Установленная мощность составила Ыуст = 617 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 47,5 м. Полезный объем при данных отметках НПУ 53 м и УМО составляет 5,5 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 2,8 млрд.кВтч.
На третьем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы, на которой определены следующие напоры:
- максимальный 41 м;
- расчетный 35,2 м;
- минимальный 32,2 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1900 м3/с.
По результатам расчетов был определен оптимальный вариант турбины типа РО45 с четырьмя гидроагрегатами, диаметром рабочих колес 8 м.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 62,5 об/мин был подобран серийный гидрогенератор СВ-1490/70-96 с номинальной активной мощностью 182 МВт.
Компоновка гидроузла была принята русловой. Здание ГЭС - приплотинного типа.
Длина створа по гребню составляет 594 м. Компоновка гидроузла была принята русловой.
В состав сооружений входят:
- водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 190 м;
- станционная бетонная плотина - 134 м;
- глухая бетонная плотина между водосливной и станционной плотиной - 38 м;
- правобережная глухая бетонная плотина - 90 м;
- левобережная земляная насыпная плотина - 45 м;
- здание ГЭС приплотинного типа.
Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- ширина подошвы - 39,3 м;
- отметка подошвы водосливной плотины - 4 м;
- отметка порога водослива - 47,5 м;
- число водосливных отверстий - 10;
- ширина водосливных отверстий в свету - 14 м;
- отметка гребня - 58,6 м;
- ширина гребня - 28 м.
Была запроектирована водобойная стенка высотой 9,5 м, водобойная плита длинной 38 м и толщиной 3 м, рисберма длинной 38 м.
В результате статического расчета были собраны все нагрузки, действующие на плотину, произведен расчет по критериям прочности. В результате расчета устойчивости было установлено, что плотина подвержена схеме плоского сдвига, найденные для расчетных случаев коэффициенты надежности удовлетворяют нормативным. Сооружение удовлетворяет требованиям надежности и прочности. В связи с тем, что превышение расчетных коэффициентов устойчивости над нормативными не более 10% т.е. профиль плотины выполнен экономично.
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 - 0,09 руб.кВт/ч;
- период окупаемости 5 лет 2 мес.
Таким образом, строительство Малмыжской ГЭС с установленной мощностью 617 МВт в настоящее время является актуальным.
В качестве спецвопроса была рассмотрена автоматизированная система диагностического контроля на примере проектируемой ГЭС.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
