39562

Подбор оборудования и проектирование здания Багаевской МГЭС

Дипломная

Энергетика

В качестве исходных данных при составлении гидрометеорологической характеристики были использованы материалы многолетних наблюдений Гидрометеослужбы, а также «Основные положения правил использования водных ресурсов Цимлянского водохранилища на р. Дон» и архивные материалы проектных организаций, проводивших изыскания на участке проектирования в предыдущие годы.

Русский

2013-10-07

4.3 MB

21 чел.

АННОТАЦИЯ

Стр. 122, рис. 17, табл. 28, прил. 6

ГЭС, РЕКА АВАРСКОЕ КОЙСУ, РАДИАЛЬНО-ОСЕВАЯ ТУРБИНА, ГИДРОГЕНЕРАТОР, МОЩНОСТЬ, ДЕРИВАЦИОННЫЙ ТУННЕЛЬ, ПРОИЗВОДСТВО РАБОТ, СМЕТНАЯ СТОИМОСТЬ СТРОИТЕЛЬСТВА, ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ЭКСПЕРТИЗА, ОХРАНА ТРУДА, ИНВЕСТИЦИОННЫЙ ПРОЕКТ, ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНВЕСТИЦИЙ, ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ, АНАЛИЗ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ, МЕТОД СЦЕНАРИЕВ, «ДЕРЕВО РЕШЕНИЙ».

Целью дипломного проекта является подбор 2оборудования и проектирование здания Багаевской МГЭС.

Выполнены расчеты по определению параметров основного и вспомогательного гидротехнического оборудования. Произведен расчет водопроводящего тракта.

Рассмотрены вопросы организации и производства строительных работ по возведению гидроузла, выбраны основные строительные машины и оборудование. Составлен календарный план строительства. Произведен расчет сметной стоимости строительства Могохской ГЭС.

Произведена экологическая экспертиза гидроузла. Описаны меры по охране труда и безопасности жизнедеятельности при производстве основных видов строительных работ.

Произведено обоснование инвестиций в проект Могохской ГЭС. Выполнен финансовый анализ инвестиционного проекта, включающий рассмотрение нескольких схем финансирования. Выполнен анализ рисков, состоящий из анализа чувствительности показателей эффективности проекта к изменению исходных параметров по методу вариации параметров и методу эластичности; анализа сценариев проекта для пессимистического, базового и оптимистического сценариев. Определены основные показатели риска проекта: вариация, стандартная девиация, коэффициент вариации. Сделаны выводы по экономической эффективности инвестиций в проект.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 10

1 Характеристика района строительства Багаевского гидроузла 11

1.1 Общие сведения Ошибка! Закладка не определена.

1.2 Климат Ошибка! Закладка не определена.

1.2.1  Температура воздуха Ошибка! Закладка не определена.

1.2.2 Температура почвы Ошибка! Закладка не определена.

1.2.3 Влажность воздуха Ошибка! Закладка не определена.

1.2.4 Осадки Ошибка! Закладка не определена.

1.2.5 Ветер Ошибка! Закладка не определена.

1.2.6 Атмосфеные явления Ошибка! Закладка не определена.

1.3 Расходы воды Ошибка! Закладка не определена.

1.4 Уровни воды Ошибка! Закладка не определена.

1.5 Ледовый режим Ошибка! Закладка не определена.

1.6 Геологические характеристики грунтовых пород Ошибка! Закладка не определена.

1.7 Сейсмика Ошибка! Закладка не определена.

2 Основные сооружения и компановка гидроузла Ошибка! Закладка не определена.

2.1 Компановка гидроузла Ошибка! Закладка не определена.

2.1.1 Компановка гидроузла с размещением МГЭС в правобережном русле Ошибка! Закладка не определена.

2.1.2 Компановка гидроузла с размещением МГЭС в левобережном русле Ошибка! Закладка не определена.

2.4 ???? Ошибка! Закладка не определена.

3 Построение схемы напоров Ошибка! Закладка не определена.

4 Выбор основного и вспомогательного оборудования Ошибка! Закладка не определена.

4.1 Выбор системы турбины и типа рабочего колеса Ошибка! Закладка не определена.

4.1.1 Определение параметров гидротурбины РО 45 Ошибка! Закладка не определена.

4.1.2 Определение параметров гидротурбины ПЛ 50 Ошибка! Закладка не определена.

4.2 Определение параметров и габаритных размеров гидрогенератора Ошибка! Закладка не определена.

4.2.1 Определение габаритных размеров гидрогенератора Ошибка! Закладка не определена.

4.2.2 Определение параметров вала гидрогенератора Ошибка! Закладка не определена.

4.3 Выбор трансформатора Ошибка! Закладка не определена.

4.4 Выбор грузоподъемного оборудования Ошибка! Закладка не определена.

4.5 Выбор маслонапорной установки Ошибка! Закладка не определена.

5 Расчёт водопроводящего тракта. Определение диаметра деривационного туннеля Ошибка! Закладка не определена.

5.1 Выбор схемы подвода воды к агрегатам ГЭС Ошибка! Закладка не определена.

5.2 Предварительный расчёт диаметра туннеля Ошибка! Закладка не определена.

5.3 Расчёт среднекубического расхода туннеля Ошибка! Закладка не определена.

5.4 Определение экономически наивыгоднейшего диаметра туннеля Ошибка! Закладка не определена.

5.5 Гидравлический расчет деривационного туннеля Ошибка! Закладка не определена.

6 Обоснование состава и компоновки гидроузла Ошибка! Закладка не определена.

6.1 Состав сооружений Ошибка! Закладка не определена.

6.2 Компоновка сооружений гидроузла Ошибка! Закладка не определена.

6.2.1 Головной гидроузел Ошибка! Закладка не определена.

6.2.2 Напорная деривация Ошибка! Закладка не определена.

6.2.3 Станционный гидроузел Ошибка! Закладка не определена.

7 Управление созданием энергетического объекта Ошибка! Закладка не определена.

7.1 Условия строительства объекта Ошибка! Закладка не определена.

7.2 Местные строительные материалы Ошибка! Закладка не определена.

7.3 Состав сооружений и объемы работ Ошибка! Закладка не определена.

7.4 Транспортная схема строительства Ошибка! Закладка не определена.

7.5 Перевозка тяжеловесных и негабаритных грузов Ошибка! Закладка не определена.

7.6 Производственная база строительства Ошибка! Закладка не определена.

7.7 Земельно-скальные работы Ошибка! Закладка не определена.

7.9 Сроки строительства Ошибка! Закладка не определена.

7.10 Выбор строительных машин и транспорта Ошибка! Закладка не определена.

7.10.1 Интенсивности работ Ошибка! Закладка не определена.

7.10.2 Выбор машин для производства земляных работ Ошибка! Закладка не определена.

7.10.3 Выбор машин для производства бетонных работ здания ГЭС Ошибка! Закладка не определена.

7.11 Схема бетонирования фундаментной плиты здания ГЭС Ошибка! Закладка не определена.

8 Экологическая экспертиза Могохского гидроузла Ошибка! Закладка не определена.

8.1 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения Ошибка! Закладка не определена.

8.2 Влияние строительства гидроузла на почвы Ошибка! Закладка не определена.

8.3 Охрана растительного мира Ошибка! Закладка не определена.

8.4 Охрана животного мира Ошибка! Закладка не определена.

8.5 Охрана и рациональное использование водных ресурсов Ошибка! Закладка не определена.

8.6 Охрана окружающей среды при обращении с отходами Ошибка! Закладка не определена.

9 Безопасность жизнедеятельности и охрана труда Ошибка! Закладка не определена.

9.1 Нормативные ссылки по охране труда при производстве     строительных работ Ошибка! Закладка не определена.

9.2 Организация производственных территорий, участков работ и     рабочих мест Ошибка! Закладка не определена.

9.3 Организация охраны труда при производстве земельно-скальных    работ Ошибка! Закладка не определена.

9.4 Организация охраны труда при производстве бетонных работ Ошибка! Закладка не определена.

9.5 Обеспечение пожаробезопасности Ошибка! Закладка не определена.

9.6 Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций и противодействию терроризму Ошибка! Закладка не определена.

10 Расчетная стоимость строительства Ошибка! Закладка не определена.

11 Обоснование инвестиций в проект гидроузла Ошибка! Закладка не определена.

11.1 Основные понятия Ошибка! Закладка не определена.

11.2 Исходные данные для определения эффективности инвестиций Ошибка! Закладка не определена.

11.3 Расчет ставки дисконтирования и поправки на риск Ошибка! Закладка не определена.

11.3.1 Модель оценки доходности капитальных активов Ошибка! Закладка не определена.

11.3.2 Метод кумулятивного построения Ошибка! Закладка не определена.

11.4 Оценка эффективности инвестиций в целом Ошибка! Закладка не определена.

11.4.1 Оценка общественной эффективности инвестиций Ошибка! Закладка не определена.

11.4.2 Оценка коммерческой эффективности инвестиций Ошибка! Закладка не определена.

11.5 Оценка эффективности инвестиций для участников проекта Ошибка! Закладка не определена.

11.5.1 Финансовая реализуемость проекта для 1 схемы      финансирования Ошибка! Закладка не определена.

11.5.2 Финансовая реализуемость проекта для 2 схемы          финансирования Ошибка! Закладка не определена.

11.5.3 Финансовая реализуемость проекта для 3 схемы      финансирования Ошибка! Закладка не определена.

12 Управление рисками проекта Ошибка! Закладка не определена.

12.1 Методы анализа рисков Ошибка! Закладка не определена.

12.1.1 Анализ чувствительности проекта по методу вариации        параметров Ошибка! Закладка не определена.

12.1.2 Анализ чувствительности по методу расчета эластичности Ошибка! Закладка не определена.

12.1.3 Анализ сценариев Ошибка! Закладка не определена.

12.1.4 Метод «дерева решений» Ошибка! Закладка не определена.

12.2 Способы снижения степени риска Ошибка! Закладка не определена.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Ошибка! Закладка не определена.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК Ошибка! Закладка не определена.

ПРИЛОЖЕНИЯ Ошибка! Закладка не определена.

ПАСПОРТ БАГАЕВСКОЙ МГЭС

1

Наименование

Багаевский гидроузел

2

Местоположение

Россия, Ростовская область

3

Назначение

Проектное назначение гидроузла – выработка электроэнергии.

4

Тип электростанции

Русловая

5

Количество агрегатов

8 шт.

6

Характерные расходы:

  1.  через здание ГЭС
  2.  одного агрегата

554,0 м3

67,0 м3

7

Напоры:

  1.  максимальный
  2.  расчетный
  3.  минимальный

2,6 м

1,6 м

1,23 м

8

Уровни воды в верхнем бьефе:

  1.  НПУ
  2.  УМО

2,8 м

2,8 м

9

Уровни воды в нижнем бьефе:

  1.  hГЭС
  2.  h1агр

1,42 м

549,4 м

10

Энергетические характеристики:

  1.  установленная мощность ГЭС
  2.  число часов работы ГЭС
  3.  выработка электроэнергии

6800 кВт

4398 ч

206,72 ГВт∙ч

11

Тип гидротурбин

РО 45/820-В-46

12

Тип генератора

СВ-570/145-32

13

Синхронная частота вращения турбины

187,5 об/мин

14

Отметка рабочего колеса

550,11 м

15

Напорный деривационный туннель

  1.  длина
  2.  диаметр

3600 м

7,5 м

16

Объем капитальных вложений

3951811,79 тыс.руб.

17

Себестоимость производства 1 кВтч электроэнергии

38 коп/кВт

18

Удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности

70,99 тыс. руб.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

МГЭС – малая гидроэлектростанция;

ГУ – гидроузел;

ЭС – энергосистема;

ОЭС – объединенная энергосистема;

НПУ – нормальный подпорный уровень;

УМО – уровень мертвого объема;

НБ – нижний бьеф;

ВБ – верхний бьеф;

РО – радиально-осевая гидротурбина;

ПЛ – поворотно-лопастная гидротурбина;

КПД – коэффициент полезного действия;

МНУ – маслонапорная установка;

СНиП – строительные нормы и правила;

ГОСТ – государственный стандарт;

ТЭО – технико-экономическое обоснование;

ФЕР – федеральные единичные расходы;

СМР – строительно-монтажные работы;

ИП – инвестиционный проект;

НДС – налог на добавленную стоимость;

ВНД (IRR) – внутренняя норма доходности;

ИД (PI) – индекс доходности;

NPV (ЧДД) - чистый дисконтированный доход;

PB – простой срок окупаемости;

DPB – дисконтированный срок окупаемости;

ВВЕДЕНИЕ

Целью дипломного проекта является подбор оборудования и проектирование здания Багаевской МГЭС на реке Дон.

Створ проектируемого гидроузла располагается на Нижнем Дону, на 3089 км судового хода по «Атласу единой глубоководной системы Европейской части России», т.8,ч.2 2006 года издания, пересекает остров Арпачинский.

Основными целями проекта Багаевской МГЭС являются:

- увеличение эффективности использования водных ресурсов Цимлянского водохранилища и р. Дон;

- обеспечение электроснабжения гидроузла;

- повышение экономической эффективности за счет продажи вырабатываемой электроэнергии.

Основное условие проектирования Багаевской МГЭС -  экономическая эффективность Багаевского гидроузла с МГЭС по отношению Багаевского гидроузла без МГЭС.

В дипломном проекте выбрано основное и вспомогательное оборудование ГЭС, разработан состав сооружений и компоновка гидроузла и обоснованы параметры здания ГЭС.

Установленная мощность ГЭС составляет  6498кВт, среднегодовая выработка электроэнергии 53,84 млн. кВтч, количество агрегатов – 8 шт.

В проекте разработана технология производства работ и календарный план строительства, выбраны основные строительные машины и оборудование. Определена сметная стоимость строительства.

Освещены вопросы охраны окружающей среды, безопасности жизнедеятельности и охраны труда при производстве основных видов строительных работ.

На основании сметной стоимости строительства выполнен финансовый анализ инвестиционного проекта, включающий рассмотрение нескольких схем финансирования. И произведен анализ времени окупаемости МГЭС.

Глава 1. Исходные данные

Общие сведения о гидроузле

Створ   Багаевского   гидроузла   расположен   на   р.   Дон   (3086   км   с.х). Ситуационная  схема  района  строительства  приведена  в  приложении  2.  Общий вид  современного  состояния  района  строительства  приведен  на  рисунке  1.1 (М 1:10000).

Ширина реки Дон в межень выше острова Арпачинский  составляет 350-370 м. Остров Арпачинский огибают 2 протоки: правая  шириной 200-220 м, левая – 140-160 м. Длина острова составляет порядка 2 км, максимальная ширина -500 м. Пойма р. Дон в створе проектируемого гидроузла двухсторонняя , левая шириной 3-4 км., правая- 15-16 км. По правой пойме протекает протока Аксай, отсоединяющаяся от р. Дон ниже станицы Мелиховская и в настоящее время используемая как подводящий канал Новочеркасской ГРЭС  

В современном  состоянии Нижний Дон включает в себя созданное в 1952 г.  Цимлянское  и три русловых водохранилища – Николаевское (1974 г.), Константиновское (1983 г.) и Кочетовское (1920 г.), а также нижнее течение реки от Кочетовского гидроузла до устья.

На данном участке реки ее водный режим с 1952 г.  подвержен регулирующему влиянию Цимлянского водохранилища. Наиболее крупные притоки Нижнего Дона – Северский Донец, впадающий справа 91 км выше, проектируемого гидроузла, Сал, впадающий слева в 69 км выше, и Маныч, впадающий слева в 4 км км выше.             

В качестве исходных данных при составлении гидрометеорологической характеристики  были использованы материалы многолетних наблюдений Гидрометеослужбы, а также «Основные положения правил использования водных ресурсов Цимлянского водохранилища на р. Дон» и архивные материалы проектных организаций, проводивших изыскания на участке проектирования в предыдущие годы.

Рисунок 1.1

Необходимость строительства Багаевского гидроузла обусловлена следующими факторами:

  1.  лимитирующий судоходство участок водного пути р.Дон от Кочетовского гидроузла (3006 км с.х.) до 3121 км с.х. (Атлас Единой глубоководной системы Европейской части Российской Федерации) расположен на территории Ростовской области;
  2.  на указанном участке сохранился речной режим стока и уровней воды, не реализована стратегическая задача обеспечения гарантированной глубины судового хода 4,0 м, принятой для Единой глубоководной системы Европейской части России;
  3.  ограничение полной загрузки крупнотоннажного флота и, как следствие, ограничение грузопотоков, в основном, экспортной направленности приводит к потерям дополнительных налоговых поступлений в бюджеты различных уровней;
  4.  отсутствие дополнительного мостового перехода через р.Дон вынуждает транзитный грузовой автотранспорт следовать непосредственно через г. Ростов-на-Дону.

С этой целью предусматривается

Создание современной и эффективной транспортной инфраструктуры, обеспечивающей ускорение товародвижения и снижение транспортных издержек в экономике обеспечивающая:

  1.  повышение эффективности и конкурентоспособности грузовых перевозок внутренним водным транспортом;
  2.  ликвидацию лимитирующего судоходство участка, ограничивающего пропускную способность Единой глубоководной системы европейской части Российской Федерации, строительством Багаевского комплексного низконапорного гидроузла и судоходного канала с обеспечением гарантированной глубины судового хода 4,0м для прохода крупнотоннажного флота с полной загрузкой;
  3.  увеличение эффективности использования водных ресурсов Цимлянского водохранилища и р. Дон;
  4.  обеспечение электроснабжения гидроузла.

На I этапе выполняются предпроектные работы по водохозяйственному обоснованию параметров МГЭС и эскизный проект по компоновке и конструктивным решениям МГЭС (пю10.1, 10.2 Технического задания).

Остальные виды работ будут разрабатываться после утверждения Генподрядчиком ЗАО ОПК «Транс Гидро Проект» результатов I этапа.

1.2 Климат

По географическому положению территория проектируемого Багаевского гидротехнического сооружения находится под воздействием различных по физическим свойствам масс: холодных из Арктики, морских с Атлантики, сухих из Казахстана, тропических со Средиземного бассейна

Начало зимних синоптических процессов связано с вторжением воздуха из Арктики. С установлением зимы преобладает  влияние западного отрога сибирского антициклона, который в бассейне Дона интенсивное выхолаживание, низкие температуры и холодные ветры восточной составляющей.

Затоки воздуха из Атлантики, Средиземного и Черного морей приносят на территорию бассейна оттепели, значительные осадки, гололеды и метели.

В весенний период характерной чертой циркуляции является меридиональный перенос, ослабление азиатского термического максимума. Над Атлантикой усиливается азорский антициклон. Средиземноморские циклоны получают возможность продвигаться к северо-востоку. Связанные с ними выносы теплых воздушных масс юга и юго-запада способствуют  быстрому росту температуры воздуха, оттаиванию и прогреванию почвы. Адвекция арктического воздуха , возникающая в тылу проходящих циклонов и распространяющаяся далеко на юг, обуславливает также возвраты холодов. Вообще отличительной чертой весенней циркуляции является большая изменчивость синоптических процессов и быстрая смена воздушных масс.

Летом повышается роль радиационного фактора и подстилающей поверхности. Циркуляция ослабевает. Непосредственные вторжения  арктического воздуха почти прекращаются и усиливается влияние азорского антициклона.

Летние процессы, как правило, продолжаются до середины августа,  после чего влияние азорского максимума и его отрогов ослабевают и начинают усиливаться затоки холодного арктического воздуха. В ходе осени все чаще наблюдается переход к зимним типам циркуляции. Для поздней осени характерно усиление циклонической деятельности. Антициклоны,  приходящие осенью обычно с севера и северо-запада, являются причиной первых заморозков.

        Строительно-климатический подрайон согласно [1].

        Более подробно климатическая характеристика района приводится по данным  метеостанций в г. Ростов-на-Дону в таблицах  1.1–1.19.

1.2.1 Температура воздуха

Таблица 1.1.

Средняя месячная и годовая температура воздуха, оC

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Год

-5,7

-4,8

0,6

9,4

16,2

20,2

23,0

22,1

16,3

9,2

2,5

-2,6

8,9

Таблица 1.2.

Средняя максимальная температура воздуха, оC

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Год

-1,9

-1,1

4,9

15,5

22,4

26,4

29,1

28,3

22,6

14,3

7,0

0,8

14,0

Таблица 1.3.

Средняя минимальная температура воздуха, оC

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Год

-8,0

-8,0

-2,8

4,9

10,9

14,7

16,9

15,9

10,6

4,6

0,0

-4,9

4,6

Таблица 1.4.

Абсолютный максимум температуры воздуха, оC

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Год

15

20

28

34

35

38

40

40

36

33

25

19

40

Таблица 1.5.

Абсолютный минимум температуры воздуха, оC

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Год

-33

-31

-28

-10

-2

0

8

3

-5

-10

-25

-29

-33

Таблица 1.6.

Дата первого и последнего заморозка и продолжительность безморозного периода

Дата заморозка

Продолжительность безморозного периода, дни

Последнего

первого

средняя

самая

ранняя

самая

поздняя

средняя

самая

ранняя

самая

поздняя

средняя

наименьшая

наибольшая

13 IV

10 III 1901

10 V

1912,52

13 X

17 IX

1934

16 XI

1967

183

148

1912

230

1967

1.2.2 Температура почвы

Таблица 1.7.

Среднемесячная и среднегодовая, абсолютные максимум и минимум температуры поверхности почвы, оC

Чернозем предкавказский тяжелосуглинистый

Хар-ка

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Год

Среднн

-5

-4

1

13

22

27

29

27

19

10

3

-1

12

Макс

18

25

39

52

61

66

64

65

56

48

26

18

66

Мин

-35

-34

-27

-10

-4

3

6

-1

-5

-13

-26

-31

-35

1.2.3 Влажность воздуха

Таблица 1.8.

Средняя месячная и годовая относительная влажность воздуха (%)

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Год

85

84

80

66

60

61

58

57

63

75

84

87

72

Таблица 1.9.

Число дней с относительной влажностью воздуха более 80%

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Год

15

12

10

3

2

2

1

2

2

6

15

21

91

Таблица 1.10.

Парциальное давление водяного пара, мб

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Год

4,0

4,3

5,4

8,1

11,1

14,5

16,0

14,9

11,6

8,7

6,9

5,2

9,2

1.2.4 Осадки

Таблица 1.11.

Среднее месячное и годовое количество осадков, мм

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

XI-III

IV-X

Год

40

38

37

42

48

66

55

43

39

43

48

56

219

336

555

Таблица 1.12.

Максимальное за год суточное количество осадков(мм) различной

обеспеченности

Обеспеченность, %

Наблюденный максимум

63

20

10

5

2

1

Н, мм

Дата

32

52

62

76

92

100

100

20.04.1929

Таблица 1.13.

Дата появления и схода снежного покрова, образования и разрушения устойчивого снежного покрова

Число дней со снежным покровом

Даты появления

снежного

покрова

Даты образования

устойчивого

снежного покрова

Даты разрушения

устойчивого

снежного покрова

Даты схода

снежного

покрова

сред-

няя

ран-

няя

позд-

няя

сред-

няя

ран-

няя

позд-

няя

сред-

няя

ран-

няя

позд-

няя

сред-

няя

ран-

няя

позд-

няя

66

29.11

14.10

13.01

29.12

16.11

2.03

29.03

22.03

8.02

19.04

1.2.5 Ветер

Таблица 1.14.

Среднее число дней с сильным ветром

Скорость ветра

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Год

> 8

11,0

11,7

12,2

11,0

9,2

5,6

5,6

5,3

6,0

7,5

9,6

10,0

105

> 15

2,5

2,8

3,0

2,5

1,4

0,9

0,9

1,1

0,8

1,3

1,9

3,0

22

> 20

0,3

0,3

Таблица 1.15.

Средняя месячная и годовая скорость ветра (м/с)

Высота флюге

ра

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Год

10,2

4,6

5,1

4,7

4,4

3,9

3,2

3,0

3,1

3,1

3,5

4,4

4,5

4,0

Таблица 1.16.

Максимальные  скорости и порывы ветра (м/сек) по флюгеру(ф) и анеморумбометру(а)

Характеристика

ветра

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Год

Скорость

28а

34а

20ф

20ф

20ф

17ф

17ф

20ф

17ф

20ф

20ф

28ф

34а

Порыв

28а

24а

24а

20а

20а

20ф,а

28а

24а

1.2.6 Атмосферные явления

Таблица 1.17.

Среднее  и наибольшее число дней с туманом

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

X-III

IV-IX

Год

Среднее

8

8

6

2

1

0,8

0,4

0,8

1

4

7

10

43

6

49

Наиболь

шее

19

19

15

8

5

4

4

5

5

10

17

20

81

18

76

Таблица 1.18.

Среднее  и наибольшее число дней с метелью

Значение

X

XI

XII

I

II

III

IV

Год

среднее

0,02

0,3

2

4

4

1

0,2

12

наибольшее

1

4

15

18

19

7

3

32

Таблица 1.19.

Среднее  и наибольшее число дней с грозой

Значение

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Год

среднее

0,04

0,02

0,1

0,8

4

8

7

4

2

0,6

0,02

0,02

27

наибольшее

2

1

2

3

9

15

11

11

6

2

1

1

39

1.3 Расходы воды

С 1952 года с начала заполнения Цимлянского водохранилища водный и уровенный режим Нижнего Дона в основном определяется режимом попусков в нижний бъеф гидроузла и в определенной степени естественным стоком Северского Донца. Цимлянское водохранилище осуществляет многолетнее регулирование стока. Т.е. возможно искажение годового стока по сравнению с бытовым в отдельные годы, а в многолетнем разрезе норма стока лишь уточняется. Внутригодовое распределение стока после 1952 года значительно изменилось. Сток внутри года перераспределяется в интересах энергетиков, речников и сельского хозяйства. На нижнем Дону не наблюдается как значительных весенних половодий, так и маловодных зимних и летне-осенних меженных периодов. Сток значительно сглажен.

Для расчета параметров годового стока на р. Дон у станицы Раздорская используется собственный ряд наблюдений за период 1891 по 2003г. С пропусками за отдельные годы . Продолжительность ряда составляет 107 лет.

Перенос среднегодовых расходов из опорного створа в расчетный створ проектируемого Багаевского гидроузла перенесены с учетом среднегодовой боковой приточности.

Сведения о среднегодовых расходах  воды различной обеспеченности в опорном и расчетном створах приведены в таблице 1.21.

Таблица 1.21.

Среднегодовые расходы воды в расчетном и опорном створах

Река-створ

F,

км2

Q0

Cv

Cs

Среднегодовые расходы воды обеспеченности, Р%

10

25

50

75

90

95

Дон -Раздорская

378000

768

0,38

1,03

1160

929

721

556

437

377

Дон-проект. гидроузел

416000

776

-

-

1170

939

729

563

442

381

Сведения о распределении стока по месяцам в створе проектируемого гидроузла в различные по водности годы  приведено по реальным годам-моделям в таблице 1.22.

Таблица 1.22.

Распределение стока в различные по водности годы в створе проектируемого Багаевского гидроузла

ГОД-МОДЕЛЬ

01

02

03

04

05

06

07

08

09

10

11

12

Год

Маловодные

1972

223

183

212

342

484

466

419

303

203

202

339

260

303

1975

374

375

308

456

409

360

361

343

336

335

365

306

361

Средние по водности

1986

629

631

962

1394

1240

798

601

599

613

618

574

485

762

2003

552

684

585

1720

1430

734

570

596

588

600

646

593

774

Многоводные

1963

340

399

691

2200

4500

1500

817

685

685

706

735

521

1150

1979

461

1190

1670

2640

3050

1700

850

644

645

645

644

596

1230

Рис. 1 Кривая зависимости расходов и уровней воды в створе проектируемого гидроузла Багаевский

До 1952 года максимальные расходы воды на нижнем течении р. Дон наблюдались в период прохождения весеннего половодья.

Весенний подъем обычно начинается в конце февраля – начале марта; максимум достигается к середине апреля (средняя дата – 16 апреля), крайние его даты – 22 февраля и 5 июля.

Для расчета максимальных расходов воды р. Дон у ст-цы Раздорская был использован 71 летний ряд с 1881 по 1951 годы, причем за ранние годы и за годы пропусков максимальные расходы были восстановлены по уровням ст-цы Мелиховская перенесенными по графикам связи  в расчетный створ (ст-ца Раздорская). Репрезентативность ряда максимальных расходов воды подтверждена критериями Стьюдента и Фишера, а достоверность полученных результатов – средней квадратичной ошибкой вычислений равной 0.175, что для максимального стока отвечает нормативным требованиям.

Для переноса максимальных расходов воды расчетной вероятности превышения из опорного (ст-ца Раздорская) в створ проектируемого гидроузла использован коэффициент редукции равный 0.37, рекомендованный (12)

В таблице 1.23. приведены максимальные расходы весеннего половодья в створе проектируемого Багаевского гидроузла.

Таблица 1.23.

Максимальные расходы воды в створе проектируемого Багаевского г/у

F = 416000 км2 (4км. ниже впадения р. Маныч)

Вероятность превышения, %

0,1

1

3

5

10

Расход воды, м3

18800

15100

13 100

12000

10 500

Как было указано выше максимальный зарегистрированный расход воды в современных условиях регулирования (после 1952 г.), по наблюдениям на водпосту Раздорская, составил 6320 м3/с в мае 1963 г. За весь период наблюдений максимальный расход в Раздорской достиг величины 13500 м3/с (1917 г.). Самый низкий из годовых максимумов отмечался в мае 1973 г. и составил 630 м3/с. В отдельные годы максимальные расходы могут наблюдаться и в другие сезоны, хотя летние дождевые паводки в их  естественном проявлении для Нижнего Дона не характерны и могут наблюдаться лишь при повышенных сбросах из Цимлянского водохранилища.

Расходы воды в период физической навигации (или период, свободный ото льда) рассчитаны по ежедневным данным наблюдений на водпосту Раздорская за 1984-2003 гг. и перенесены в створ гидроузла с учетом приточности. Результаты расчета приведены в таблице 1.24.

 

Таблица 2.24.

Суточные расходы воды расчетной обеспеченности (продолжительности) за навигационный период

Обеспеченность, %

 1

5

10

 25

50

 75

 90

 95

 97

 99

Расход воды, м3

Раздорская

2150

1350

930

700

620

543

464

410

390

363

Проект. гидроузел

2170

1360

939

707

626

548

469

414

394

367

В таблице 2.25.  приведены расчетные расходы воды в зимний сезон за тот же многолетний период.

Таблица 2.25.

Суточные расходы воды расчетной обеспеченности (продолжительности) за зимний период.

Обеспеченность, %

 1

5

10

 25

50

 75

 90

 95

 97

 99

Расход воды, м3

Раздорская

1500

1050

880

700

643

505

447

405

385

355

Проект. гидроузел

1510

1060

889

707

649

510

451

409

389

359

1.4 Уровни воды

В годовом ходе уровней р. Дон на водпосту Багаевский  (Приложения 1) представлены колебания в основном определяемые сбросами Цимлянского гидроузла. В годы  повышенной водности в створе поста прослеживается не ярко выраженное весеннее половодье. В маловодные годы годы весеннее половодье практически не прослеживается.

До заполнения Цимлянского водохранилища максимальные уровни по наблюдениям на водпосту Багаевский наблюдались в период прохождения весеннего половодья, после 1952 года максимальные уровни отмечаются, как весной, так и в летне-осенний период.

Максимальные уровни воды в створе проектируемого Багаевского гидроузла могут наблюдаться при пропуске без срезки выдающихся половодий Цимлянским гидроузлом.

Максимальные расчетные уровни воды по Багаевскому водпосту и в створе проектируемого Багаевского гидроузла приведены в таблице 1.26.

Таблица 1.26.

Максимальные годовые уровни воды в расчетном и опорном створах

Река - створ

F, км2

Максимальные уровни воды, м. БС, вероятностью превышения, Р,%.

1

3

5

10

Дон – в. п. Багаевский

378000

6.35

6.07

5.87

5.64

Дон- створ проект. г/у  (4км. ниже впадения р. Маныч)

416000

5.83

5,55

5,35

5,12

Максимальные наблюденные уровни в период половодья на водпосту Багаевский  достигали отметок 6,35 и 6,01 мБС соответственно в 1917 и 1942г г., после 1952 г. самым высоким было половодье 1963 г. с отметкой максимума 5,33мБС. Но следует принимать во внимание то обстоятельство, что за период существования Цимлянского водохранилища во всем Донском бассейне, даже на реках с естественным водным режимом, не было зарегистрировано ни одного высокого половодья.

Для характеристики современного уровенного режима в зимних условиях использованы наблюдения за ежедневными уровнями на водпосту Багаеский.

За 20 летний период с 1984 по 2003 гг.  обработаны суточные  уровни воды, наблюдаемые при наличии ледовых явлений. Построена кривая распределения  среднесуточных уровней воды в створе водпоста Багаевский  (Приложение 2) и по графику связи соответственных зимних уровней  водпоста Багаевский и нижнего бьефа Манычского гидроузла (Приложение 3) расчетные уровни перенесены в створ проектируемого Багаевского гидроузла , причем при переносе уровней в створ проектируемого гидроузла, учитывается , что расчетный створ располагается 4 км. ниже устья р. Маныч.

Сведения о среднесуточных зимних уровнях в опорном и расчетном створах приведены в таблице 1.27.

Таблица 1.27.

Суточные уровни, м. БС,  воды различной обеспеченности (продолжительности стояния) за зимний период в опорном и расчетном створе

Обеспеченность, %

10

 25

50

 75

 90

 95

 97

 99

Уровни воды, м.БС.

В.п. Багаевская

1.72

1.27

0.98

0.71

0.54

0.41

0.35

0.20

Проект. гидроузел

1.40

1.05

0.81

0.58

0.46

0.35

0.30

0.17

Минимальные уровни воды наблюдаемые на водпосту Багаевский определяются не только стоковыми характеристиками, но и процессом ветровых денивиляций и также зависят от русловых деформаций, носящих как естественный , так и антропогенный характер.

Для характеристики минимальных уровней воды в створе проектируемого гидроузла используется ряд наблюдений за минимальными уровнями в створе водопоста Багаевский в современных условиях, т.е с 1952 года по настоящее время. Эмпирические рапределения минимальных годовых и минимальных за навигационный период  по водпосту Багаевский приведены в приложениях(4).Перенос минимальных уровней воды из расчетного створа в створ проектируемого гидроузла осуществлен с использованием нижней части кривой зависимости соответствующих уровней водпоста Багаевский и нижнего бьефа Манычского гидроузла (Приложение 5), причем при переносе уровней в створ проектируемого гидроузла, учитывается , что расчетный створ располагается 4 км. ниже устья р. Маныч.

Сведения о минимальных уровнях воды в створе проектируемого гидроузла , приведены в таблице 1.28.

Таблица 1.28.

Минимальные уровни воды в створе проектируемого Багаевского гидроузла

(4 км . ниже впадения р. Маныч)

Характеристика

Минимальные уровни воды, м БС, вероятностью, Р,%.

90

95

97

99

Минимальные уровни

за год

-0.62

-0.77

-0.85

-1.00

Минимальные уровни за навигационный период

-0.49

-0.65

-0.74

-0.90

1.5 Ледовый режим

Стационарные наблюдения за элементами ледового режима реки Дон в районе Кочетовского гидроузла за весь период его работы в современных условиях регулирования производились на опорном водомерном посту Раздорская; на Кочетовском гидроузле эти наблюдения  прекращены в 1983 г. Характеристика ледовых условий приводится на основании статистической обработки многолетних наблюдений по водпосту Раздорская.

В таблице 1.29. приводятся сроки наступления основных ледовых фаз и продолжительность периодов (данные за 1952-2003 гг.)

Таблица 1.29

Ледовые явления

Характеристика

Дата,продолжительность

Средняя

Ранняя (наиб.)

Поздняя (наим.)

Появление ледяных образований

14.12

12.11.1993

27.01.1984

Установление ледостава

05.01

27.11.1959

16.02.1982

Окончание ледостава

28.02

15.01.1955

01.04.1956

Окончание ледовых явлений

15.03

05.02.2000

10.04.1956

Продолжительность, сутки:

Ледовых явлений при замерзании

25

93 (1993/94)

2 (1983/84)

Ледостава

56

110 (1955/56)

0 (10%)

Ледовых явлений при вскрытии

14

42 (1992/93)

0 (1989/90)

Всех ледовых явлений

90

140 (1993/94)

35 (1965/66)

         Процесс осеннего ледообразования обычно начинается с появления заберегов и начала ледохода (шугохода). Нередко период замерзания затягивается на довольно продолжительное время, так как при потеплении ледяные образования разрушаются и затем появляются вновь. Ледостав отличается неустойчивостью и сопровождается полыньями. В годы с теплыми зимами ледостав отсутствует.

Наибольшей толщины, как правило, лед достигает в феврале-марте; в среднем она составляет к концу ледостава 30-40 см, а в наиболее суровые зимы может увеличиваться до 60-70 см (1954,1980,1987 гг.).

Вскрытие сопровождается появлением закраин, промоин, разводий, затем следует ледоход, и в среднем к середине марта река полностью очищается ото льда.

  1.  Геологические характеристики грунтовых пород

Ранее инженерно-геологические изыскания проводились ОАО «Гипроречтранс»  в 1987 на створе, расположенном выше по течению от исследуемого.

Согласно данным архивных материалов территория приурочена к речной долине р. Дон, сформировавшейся в пределах морских верхнечетвертичных.

В геологическом отношении до глубин 15-20м в толще выделяются разновозрастные геолого-генетические комплексы: теxногенный современный (tQIV), местами формирующий современный рельеф территории; аллювиальный современный (aQIV), песчано-глинистыми отложениями которого выполнена долина р. Дона; морские  верхнечетвертичные сурожской свиты (mQIII), залегающий в основании и выполненный глинистыми напластованиями

В гидрогеологическом аспекте выделяется  постоянный водоносный горизонт, приуроченный к песчано-глинистым  разногенезисным четвертичным отложениям с уровнем «зеркала», гидравлически связанным с уровнем горизонта воды поверхностного водотока. По химическому составу  пробы воды грунтовой и поверхностной, отобранной из каналов, обладают среднеагрессивным воздействием на металлические конструкции, и в спектре от слабо- до  неагрессивного - на бетонные конструкции.

Из неблагоприятных для строительства факторов отмечалось наличие эрозионных процессов.  По этой причине участок отнесен к III-й категории сложности инженерно-геологических условий.

  1.  Сейсмика

Участок проектируемого створа низконапорной плотины Багаевский (между поселками Арпачин и Манычский) в тектоническом отношении на-ходится в пределах Ростовского свода, являющегося крайним восточным погружением Украинского щита Русской платформы, в краевой приразлом-ной зоне этого свода, на границе свода с Тузлов–Манычским прогибом. Гра-ница между Ростовским сводом и Тузлов–Манычским прогибом проходит по Манычскому глубинному разлому.

Для Ростовского свода, также как для всей Русской платформы в целом, в первом приближении характерно двучленное строение разреза: кристалли-ческий фундамент, сложенный метаморфическими породами архея и нижне-го протерозоя, погребенный под верхнепротерозойско–фанерозойским оса-дочным чехлом. Породы фундамента интенсивно дислоцированы–смяты в складки; для пород, слагающих осадочный чехол, характерно субгоризон-тальное залегание: породы осадочного чехла плавно облекают впадины и своды кристаллического фундамента

Последние тектонические движения по Манычскому разлому на границе Ростовского свода и Тузлов-Манычского прогиба происходили в ранней пер-ми.

Породы кристаллического фундамента на участке проектируемого створа Багаевский могут быть тектонически раздробленными (трещиноваты-ми).

В настоящее время участок проектируемого створа Багаевский стабилен в тектоническом отношении.

В соответствии с картами [1], расчетная сейсмическая интенсивность территории расположения проектируемого створа в баллах шкалы MSK – 64 для средних грунтовых условий для  степеней сейсмичес-кой опасности В (5 %) и С (1%) в течение 50 лет соответственно составляет  6 и 7 баллов.  

Глава 2. Основные сооружения и компоновка гидроузла

2.1 Компоновка гидроузла

В состав основных сооружений гидроузла входят: однородная земляная  плотина из песка с суглинком с низовым скальным банкетом и креплением верхового откоса камнем и щебнем, устраиваемая в качестве подпорного сооружения, водосброс-регулятор (входит в состав гидроузла только в одной из компоновок), здание ГЭС, шлюз и рыбоход.

Рассмотрим два варианта компоновки гидроузла, с различным размещением МГЭС относительно шлюза и имеющими свои преимущества и недостатки:

- Компоновка гидроузла с размещением МГЭС в правобережном русле;

- Компоновка гидроузла с размещением МГЭС в левобережной протоке.

2.1.1  Компоновка гидроузла с размещением МГЭС в правобережном русле

МГЭС располагается на месте и взамен водосброса – регулятора, согласно предложения, рекомендованного в отчете по работе «Рыбопропускное сооружение» (компоновка 1б) (чертеж № АД-III-5/50-01-01 лист 1).

Положение шлюза принято в соответствии с чертежом №1103-ГР лист 10. Водосливная плотина располагается в левобережной протоке и включает в себя 10 пролетов шириной по 24м, примыкающих к площадке шлюза. Сопряжение здания МГЭС с площадкой шлюза осуществляется грунтовой плотиной. По краям здания МГЭС располагаются два рыбопропускных шлюза шириной по 10м. Правобережный шлюз имеет длину 200м, в ходе строительства используется  в качестве продольной перемычки котлована здания МГЭС.

Необходимость отказа от водосброса – регулятора вызвана тем, что постоянно действующий водосброс – регулятор снижает величину расхода через МГЭС и, соответственно, снижает выработку электроэнергии и эффективность МГЭС. Малая ГЭС может выполнять функции водосброса – регулятора и размещаться на его месте, если для этого нет иных противопоказаний и ограничений при работе агрегатов.

В этом варианте основной сброс расходов гидроузла осуществляется через ГЭС,  рыбоходно-нерестовый канал, рыбопропускные  шлюзы, расположенные у правого берега, а в паводок через водосливную плотину, расположенную в левобережной протоке. При этом должно соблюдаться основное требование по обеспечению соотношения средних скоростей потоков, исходящих от ГЭС и из отводящего канала водосливной плотины гарантирующих заход рыб в зону действия рыбопропускных шлюзов и рыбоходно-нерестового канала. Регулирование расходов для обеспечения необходимых  скоростей течения в створе нижней стрелки осуществляется автоматически направляющими аппаратами гидротурбин.

Рыбохозяйственный комплекс гидроузла совместно с МГЭС, выполняющей функции водосброса – регулятора, устроен в сформированном канале, изолирован от других сооружений гидроузла,  формирует самые благоприятные условия для работы рыбопропускных шлюзов и рыбоходно-нерестового канала и обеспечивает максимальную выработку электроэнергии.

В маловодный и средние годы скорости на выходе из отводящего канала ГЭС и рыбоходно-нерестового канала изменяются в пределах от 0,31м/с до 0,87м/с, что соответствует крейсерским значениям 0,6÷0,9м/с.

Поскольку в маловодные и средние годы водослив не работает, то создаются самые благоприятные условия для прохода рыбы к рыбопропускному шлюзу и рыбоходно-нерестовому каналу.

В многоводный по водности год (1963г.) скоростной режим благоприятен для прохода рыб (скорости в подводящем канале к рыбопропускным сооружениям изменяются от 0,42 м/с до 0,89 м/с), за исключением паводков в апреле – мае, при которых скорости в отводящем канале водосливной плотины составляют 0,52-1,15м/с, а в отводящем канале ГЭС  - 0,45-0,41м/с. На расстоянии 400м ниже расчетного створа скорости в реке составляют 0,8м/с.

Преимущества этого варианта заключаются в следующем:

  1.  Судоходный шлюз и водосливная плотина сооружаются в I очередь и не затрагивают основного судоходного хода, МГЭС сооружается во II очередь после ввода в эксплуатацию шлюза и водосливной плотины;
  2.  Отпадает надобность в устройстве временного судоходного хода, устраиваются только расчистки в верхнем и нижнем бьефах перед и за водосливной плотиной;
  3.  Отпадает надобность в устройстве водосброса – регулятора, функцию которого круглогодично выполняет МГЭС;
  4.  Создаются самые благоприятные условия для прохода рыб к рыбопропускным шлюзам и рыбоходно-нерестовому каналу

Недостатки:

  1.  При размещении производственной базы строительства на правом берегу затруднен доступ к острову и левому берегу, необходим перенос производственной базы на остров с организацией подъезда с левого берега по перемычке;
  2.  Удлиняются ВЛ для выдачи мощности на п/с БГ-2.

2.1.2 Компоновка гидроузла с размещением МГЭС в левобережной протоке

Положение судоходного шлюза, водосливной плотины и водосброса -регулятора принято в соответствии с чертежом №1103-ГР лист 10.

МГЭС располагается в левобережной протоке в примыкании к левому берегу (чертеж №АД-III-5/50-01-01 лист 2)

Согласно отчета по работе «Рыбопропускное сооружение» малая ГЭС не работает в период нерестового хода во избежание больших и привлекающих мигрирующих рыб сбросов воды ее агрегатами.

Наибольшей интенсивностью отличается весенний нерестовый ход, охватывающий апрель и май. В средний по водности год (2000г) в апреле – мае расходы, пропускаемые через МГЭС, составляют соответственно 484 м3/с и 540 м3/с, скорости воды в левобережной протоке составляют 0,58-0,63м/с.

В правобережном русле расходы воды через шлюз, канал и р/шлюз составляют 230 м3/с, а скорости 0,28 м/с.

В этом случае скорость течения против МГЭС должна не превышать пороговых скоростей, а именно ≤0,2-0,25 м/с. Это приведет к сокращению расходов через МГЭС на 170,6 м3/с и соответственно, к необходимости пропуска расходов 170,6м3/с через водосброс – регулятор, при этом скорость воды в правобережном русле составит 0,48 м/с.

Аналогичное снижение расходов на МГЭС будет иметь место на протяжении марта, июня – ноября, что приведет к сокращению выработки электроэнергии на МГЭС на 3,3 млн. кВт.час и соответственно, снижению дохода от продажи электроэнергии на 5,5 млн. руб.

Проход рыб к рыбоходно-нерестовому каналу обеспечивается потоками воды, исходящими из канала и дополнительного блока питания, устроенного у правого берегового устоя водосброса - регулятора и рассчитанного на расход до 25-30 м3/с.

В этих условиях возникает возможно устройство рыбопропускных сооружениях, в примыкании к зданию МГЭС, но в этом случае нарушается единый  рыбохозяйственные комплекс.

Преимущества этого варианта:

  1.  Строительство шлюза, водосброса – регулятора и  водосливной плотины в одну очередь с использованием производственной базы, располагаемой на правом берегу;
  2.  Меньшая длина ВЛ для выдачи мощности МГЭС на ПС 35/6 кВ на левом берегу.

Недостатки:

  1.  Снижение выработки электроэнергии на МГЭС за счет использования части расхода воды на водосбросе – регуляторе в навигационный период;
  2.  Удлинение сроков строительства гидроузла за счет устройства  временного судоходного хода по левобережной протоке;
  3.  Размещение строительной базы на правом берегу потребует создания инфраструктуры (дороги, электроснабжение и т.п.), организации подвоза строительных материалов водным путем со строительством причала;
  4.  Неблагоприятные условия для работы рыбопропускных шлюзов и рыбоходно-нерестового канала.

2.1.3 Выбор компоновки гидроузла

Анализ вариантов размещения МГЭС в компоновке сооружений Багаевского гидроузла показывает, что наиболее оптимальным и экономичным является компоновка с размещением МГЭС в правобережной части русла р. Дон.

Но пропускная способность МГЭС 540-650м3/с не обеспечивает потребностей в регулировании. По данным гидрологов суточные расходы в рассматриваемом створе могут достигать 1510-2170м3/с и основная часть этого расхода приходится на водосброс-регулятор. Строительство МГЭС не исключает необходимости строительства водосброса-регулятора, т.к. это функционально не взаимозаменяемые сооружения. Объясняется это тем, что МГЭС пропускает воду и вырабатывает электроэнергию тогда, когда в этом есть потребность, а водосброс-регулятор должен сбрасывать воду тогда, когда появляются её излишки в верхнем бьефе.

Окончательный выбор компоновки Багаевского гидроузла сделан генподрядчиком в пользу левобережного расположения МГЭС

Согласно этому варианту МГЭС располагается в пределах временного судового хода, выполненного на I этапе строительства и имеющего отметку дна минус 5,0м.

Общая длина по гребню основных сооружений составляет 1074 м, из которых:

- 60м – оголовок рыбоходно-нерестового канала;

- 72м – водосброс-регулятор;

- 24м – рыбопропускной шлюз;

- 168м – водосливная плотина;

- 440м – глухая земляная плотина;

- 80м – судоходный однокамерный, двухниточный шлюз;

- 230м – здание ГЭС.

Отметка гребня - +8,00м.

2.2 Земляная плотина

Земляная плотина обеспечивает непрерывность водонапорного фронта, а также неразрывность автодорожного моста, проходящего по гребню всех сооружений.

Рассмотрим два варианта сложения тела плотины.

2.2.1 Однородная земляная плотина с сооружением низового банкета

Выполняется из местных строительных материалов – песка с суглинком – разработанных в котлованах под бетонные сооружения гидроузла, таких как судоходный шлюз, здание ГЭС, водосливная плотина и водосброс-регулятор. Нехватки щебня и камня для низового скального банкета восполняются из карьеров города Новошахтинска (80 км от Ростова-на-Дону).

2.2.2 Земляная плотина с ядром из суглинка

Тело плотины, как и в предыдущем случае, слагается из местных строительных материалов с задействованием карьера города Новошахтинска. Конфигурация плотины аналогична.

2.2.3 Выбор типа земляной плотины

Основная разница между предложенными вариантами плотин заключается в наличии у первой скального банкета, а у второй ядра из суглинка. Этот отличительный признак дает разницу в стоимости. Возведение ядра  из суглинка – более трудоемкий, дорогой и длительный процесс, а также себестоимость суглинка выше, чем у щебня/камня. Этот фактор является определяющим при выборе первого варианта конструкции.

Более хорошими противофильтрационными свойствами земляной плотины с ядром пренебрегаем в пользу удешевления строительства в связи со следующими факторми:

- длина земляная плотина составляет 440м  из 1074м общего напорного фронта;

- плотина в самом узком месте имеет ширину по гребню 48,6 м;

- расчетный напор на плотине составляет 1,6м.

Окончательно принимается глухая земляная плотина из песка с суглинком с низовым скальным банкетом и креплением верхового откоса камнем и щебнем.

Отметка гребня плотины +8,00 м. Ширина по гребню 48,6 м. Заложение верхового и низового откосов одинаковое – 1:2. Подробный расчет земляной плотины представлен в Приложении N.

2.3 Гидроэлектростанция

Здание ГЭС, состоит из восьми агрегатных блоков и монтажной площадки. В месте преломления водоводы разветвляются на четыре нитки (d = 5,0 м), подводя воду непосредственно к каждому агрегату.

Размеры агрегатного блока определились проточной частью гидротурбины ПР-В-510. Отметка заложения основания составляет минус 14,50м. Отметка оси  турбины определилась высотой отсасывания и составляет минус 1,12м. Длина отсасывающей трубы составляет 20,4м или 4ДРК. Высота трубы на выходе – 6,4м.

Габариты спиральной камеры длина – 17,69м, ширина – 13,3м, высота – 8,0м. В спиральной камере и отсасывающей трубе установлен промежуточный бычок шириной 1,5м.

С учетом бычков ширина агрегатного блока составляет 16,3м. Со стороны верхнего бьефа за пределами спиральной камеры устроены пазы для сороудерживающей решетки и ремонтного затвора. Перед  зданием МГЭС имеется железобетонный понур протяженностью 15м.

Отметки верха бычков верхнего бьефа определились необходимостью организации проезда к шлюзу на отм. 8,00м.

Со стороны верхнего бьефа расположены сороудерживающая решетка размером 13,511,5 и аварийно-ремонтные  затворы размером 68м, обслуживаемые козловым краном.

Для удлинения пути фильтрации под зубом подводного массива ГЭС устроена шпунтовая стенка – на глубину 3,5м, сопрягаемая со шпунтовой стенкой подводящей палы шлюза, отметка бычков с нижнего бьефа определилась незатоплением при пропуске паводка обеспеченностью 1% - 7,000м.

Со стороны верхнего бьефа в пазухе между краном и зданием МГЭС устроен служебный проезд шириной 4,5м. Со стороны нижнего бьефа на бычках устроены пазы в которых устанавливаются плоские ремонтные затворы размером 66,4м отсасывающих труб, обслуживаемые козловым краном.

К бычкам нижнего бьефа ГЭС примыкают опоры магистрального автодорожного моста.

Крепление нижнего бьефа за отсасывающими трубами выполнено наклонным с уклоном 1:4 из железобетонных плит толщиной от двух до 0,5м с ковшом, заполненным камнем. Длина крепления – 72,8м.

Ширина машзала определилась диаметром рабочего колеса, редуктором и горизонтальным генератором и составляет 15,6м. Высота -17,6м. Длина машзала – 130м. Со стороны левого берега устроена монтажная площадка размером 1720м. Машзал оборудован мостовым краном г.п.-50т.

Сопряжение с левым берегом со стороны верхнего бьефа осуществляется сопрягающим устоем в виде обратной стенки, в нижнем бьефе - раздельным устоем длиной 40м с отметкой верха плюс 1,7м. Между левым берегом и устоем расположен водозабор для оросительной системы.

К машзалу МГЭС с левого берега примыкает станционная площадка на отметке плюс 8,000 размером 2860м, сопрягающаяся с берегом глухой земляной плотиной длиной 110м, шириной по гребню – 10м. верховым и низовым откосом с заложением 1:2.

Сопряжение с площадкой шлюза осуществляется с верхнего бьефа насыпью на отметке 8,000, в нижнем бьефе сопрягающий устой продолжается до конца крепления. Отметки подводящего и отводящего каналов МГЭС соответствует отметкам расчисток временного судового хода – минус 5,000.

Проектом предусматривается расширение П/С 35/10кВ «БГ2» с установкой 4-х силовых повышающих трансформаторов.

Размеры площадки РУ35/6,3кВ - 2535м. Распредустройство связано с гидроузлом реконструируемой дорогой протяжённостью 500м. Выдача электроэнергии от МГЭС до РУ производится кабельной линией 6,3кВ.

На территории шлюза располагается КТП 10/0,4кВ и 6,3/0,4кВ размером 1015м, которое связано с МГЭС кабельной линией 6,3кВ и резервной кабельной линией 10кВ с П/С 35/10кВ «БГ2».

Подбор основного гидросилового оборудования и разработка конструкции здания ГЭС представлена в приложение 1.

Глава 3. Технологическое оборудование

3.1 Гидротурбинное оборудование

3.1.1 Исходные данные:

Уровни верхнего бьефа, мБС:

  1.  НПУ      2,8
  2.  Минимальный     2,8

Уровни нижнего бьефа, мБС

  1.  расчетный     1,42
  2.  минимальный Р=95%    0,35

Расходы через МГЭС, м3/с:

  1.  максимальный     600
  2.  расчетный      536
  3.  минимальный     203,6

Напоры, м:

  1.  максимальный      2,16
  2.  расчетный     1,6
  3.  минимальный     1,23

Для данных исходных материалов  предлагается к установке восемь пропеллерных вертикальных гидротурбин со следующими техническими характеристиками, представленными в таблице 3.1.1.1.

Таблица 3.1.1.1  - Технические характеристики гидротурбин

Технические параметры турбины

Параметры турбины

Количество агрегатов, шт.

8

Тип и обозначение турбины

Вертикальная пропеллерная ПР10-В-510

Напоры нетто, м: максимальный

                              расчетный

                               минимальный

2,16

1,6

1,23

Гарантированная мощность турбины, кВт:           при  Нрасч=1,6 м

                  при Нмакс=2,16 м

                  при Нмин =1,23 м

870

1 200

620

Частота вращения, об/мин

                             - номинальная

                             - угонная

40,0

92,0

Диаметр рабочего колеса,  мм

5 100

Расход воды через турбину при Нрасч и Nном, , м3

67

КПД турбины, %

82,6

Высота отсасывания Нs, м

+6,3

Направление вращения рабочего колеса

Правое (по часовой стрелке – смотреть со стороны мультипликатора)

Давление масла в системе регулирования, МПа

6,3

Осевое гидравлическое усилие, т

440

Масса рабочего колеса, т

25

Масса турбины, т

100

3.1.2 Гидротурбина

В проекте расмотрено два варианта вертикальных пропеллерных турбин: вариант №1 ОАО «Тяжмаш» (приложение 3) и вариант №2 фирмы «MECAMIDI» (приложение 4). По экономическим соображениям принят вариант №2 с корректировкой параметров на расход 67 м3/с.

3.1.2.1 Элементы проточного тракта

  1.  спиральная камера – бетонная трапецеидального сечения  с углом охвата в плане 1800;
  2.  отсасывающая труба – изогнутая с коленом серии 4А

3.1.2.2 Закладные части

  1.  статор;
  2.  камера рабочего колеса;
  3.  облицовка конуса отсасывающей трубы
  4.  установка клапана опорожнения отсасывающей трубы.

3.1.2.3 Рабочие механизмы

  1.  направляющий аппарат;
  2.  опора подпятника;
  3.  рабочее колесо;
  4.  вал турбины;
  5.  подшипник направляющий;
  6.  уплотнение вала;
  7.  водяные, воздушные и дренажные трубопроводы;
  8.  трубопроводы системы регулирования;
  9.  установка сервомоторов;
  10.  установка лекажного агрегата;
  11.  установка щитов измерительных приборов; установка датчиков контроля в шахте турбины.
  12.  электропроводка и освещение в шахте турбины.

3.1.2.4 Система регулирования гидротурбины

  1.  маслонапорная установка;
  2.  колонка управления;
  3.  механизм определения частоты вращения;
  4.  стойка регулятора
  5.  стойка коммутационная;
  6.  механизм определения положения сервомотора НА;

3.1.2.5 Система контроля параметров работы турбины

Данная система производит контроль следующих параметров:

  1.  частоты вращения вала (входит в поставку регулятора скорости);
  2.  расхода воды на смазку и охлаждения направляющего подшипника турбины;
  3.  уровня воды на крышке турбины;
  4.  расхода воды через турбину;
  5.  целостности срезных пальцев;
  6.  положения стопорного устройства сервомотора НА;
  7.  положения сервомоторов НА (входит в поставку регулятора скорости);
  8.  давления масла в полостях сервомоторов НА;
  9.  давление воды в спиральной камере;
  10.  давление воды под крышкой турбины;
  11.  давление воды в отсасывающей трубе.

3.1.2.6 Система вибрационного контроля

Современная система вибрационного контроля агрегата позволят измерять уровень абсолютной вибрации на опорных узлах агрегата и относительной вибрации (биения) вала.

3.1.3 Редукторный блок повышающий (мультипликатор)

Для соединения вертикальной пропеллерной турбины с горизонтальным генератором предусматривается повышающий редукторный блок (мультипликатор) с маслостанцией и пластинчатыми муфтами (приложение 5). Техническая характеристика редукторного блока:

  1.  расчетная мощность, кВт       870
  2.  максимальная мощность, кВт      1200
  3.  частота вращения на входе, об/мин     40
  4.  частота угонная на входе, об/мин      92
  5.  частота вращения на выходе, об/мин     200
  6.  максимальная частота вращения на выходе, об/мин  460
  7.  общее передаточное отношение       5
  8.  масса, т           29,7

3.2 Вспомогательное оборудование

3.2.1 Система откачки проточной части агрегатов и дренажа ГЭС

Система откачки проточной части агрегатов осуществляется в приемную потерну, путем открытия клапанов спиральной камеры и отсасывающей трубы. Из приемной потерны насосами, установленными в блоке монтажной площадки, вода откачивается под уровень нижнего бьефа.

Дренаж ГЭС собирается в дренажный колодец, из которого дренажными насосами вода откачивается под уровень нижнего бьефа.

Уровнями воды в приемной потерне и дренажном колодце контролируются датчиками уровня. Управление и контроль за работой откачивающих устройств автоматизированы.

3.2.2 Система технического водоснабжения агрегата

Система технического водоснабжения (ТВС) агрегата обеспечивает подачу воды на охлаждение агрегата. Потребителями системы ТВС являются:

  1.  воздухоохладители статора генератора
  2.   маслоохладители подшипника и подпятника генератора;
  3.  турбинный подшипник и уплотнение вала;
  4.  маслостанция мультипликатора.

Система ТВС насосная поагрегатная с двумя водозабором (один – рабочий, другой - резервный) из верхнего бьефа. Оборудование система ТВС предусматривает расчетную подачу воды на охлаждение агрегата. Система ТВС полностью автоматизирована.

3.2.3 Система пневматического хозяйства

Система пневматического хозяйства ГЭС разделяется по давлению:

  1.  Пневматическое хозяйство высокого давления 6,3 МПа, которое для зарядки МНУ.
  2.  Пневматическое хозяйство низкого давления 0,8 МПа, которое осуществляет:
  3.  торможение генератора;
  4.  технические нужды ГЭС.

Для зарядки МНУ установлены два компрессора высокого давления один – рабочий другой -  резервный и воздухосборник высокого давления.

Для торможения генератора устанавливается воздухосборник низкого давления. Для технических нужд ГЭС установлен воздухосборник низкого давления. Два компрессора низкого давления один – рабочий, другой резервный обеспечивают сжатым воздухом торможение генератора и при ремонтных работах технические нужды ГЭС.

Система пневматического хозяйства ГЭС полностью автоматизирована.

3.2.4 Система автоматического пожаротушения генератора

Предусматривается водяное  автоматическое пожаротушение генератора. Вода на автоматическое пожаротушение генератора подается из общей магистрали пожаротушения ГЭС.  Забор воды осуществляется из верхнего бьефа двумя насосами.

3.2.5 Система гидротехнических измерений

Система гидротехнических измерений предусматривает  установку современных датчиков:

  1.  датчиков уровня ВБ и НБ;
  2.  датчиков перепада уровня на сороудерживающих решетках.

Измерение расхода через турбину предусмотрено заводом-изготовителем турбины.

3.2.6  Система диагностики

Предусмотрена система мониторинга технического состояния агрегата. Первичные датчики  контроля вибраций турбинного подшипника, крышки турбины и боя вала устанавливает завод-изготовитель турбины, подшипника и подпятника генератора завод-изготовитель генератора. Показания системы контроля вибрационного состояния агрегата выведены на дисплей, установленный в помещении дежурного персонала ГЭС.

3.3  Механическое и крановое оборудование

3.3.1 Механическое оборудование

На водозаборе установлены сороудерживающие решетки по одной на агрегат размером 13,5х11,5- 11,7 м  и аварийно-ремонтные затворы плоские скользящие по два на агрегат размером 6,0х8,0 м - 11,7 м.

Для ремонта агрегата предусмотрены три ремонтных затвора плоских скользящих  размером 12х6,4-18 м, которые устанавливаются в отсасывающие трубы.

3.3.2 Крановое оборудование

На водозаборе для маневрирования сороудерживающими решетками и аварийно-ремонтными затворами предусмотрен козловой кран г.п.2х25/2х12,5 тс, пролетом 7,5 м, высотой подъема 10 м.

В нижнем бьефе для маневрирования ремонтными затворами предусмотрен  козловой кран г.п.2х12,5/2х5 тс, пролетом 4,0 м, высотой подъема 20 м.

Для монтажа и демонтажа гидросилового оборудования проектом предусмотрен мостовой кран г.п.50/5 тс, пролетом 16 м, высотой подъема 17 м.

3.4 Электротехническое оборудование.

3.4.1 Схема электрических соединений  МГЭС и схема выдачи мощности

Проектируемая Малая ГЭС в составе Багаевского гидроузла предназначена для выдачи мощности на ПС 35/10кВ БГ2 и электроснабжения потребителей Багаевского ГУ. Установленная мощность МГЭС – 9,6 МВт. На МГЭС устанавливается восемь гидроагрегатов с единичной мощностью 1200 кВт, напряжением 6,3 кВ.

Главная схема электрических соединений МГЭС (приложение 6) предлагается в виде 4-х объединенных блоков генераторов, 2 гидрогенератора СГ1200-30-6,3  соединяются в блоки с секционированной системой шин ГРУ-6,3кВ. Суммарная мощность объединенного блока составляет 2400 кВт.

От генераторных распределительных устройств МГЭС по кабельным каналам силовым кабелем марки ПвВнг, электроэнергия напряжением 6,3 кВ подается на РУ-35/6,3 кВ, расположенное на подстанции БГ2. Протяженность трассы 700м. Проектом предусматривается расширение существующей подстанции площадью  22м х 35м. В комплект РУ входят четыре  силовые повышающие трансформаторы типа ТМН - 2500/35/6,3 кВ. От трансформаторов отходят 4 воздушные линии 35 кВ в систему «Ростовэнерго».

В период эксплуатации Багаевского ГУ, один из блоков МГЭС переключается на выдачу мощности потребителям гидроузла с расчетной нагрузкой 1400 кВА. Для обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей 1-ой категории объектов гидроузла, на пришлюзовой площадке острова Арпачинский устанавливается КТП с двумя понижающими трансформаторами. Основной трансформатор - 6,3/0,4 кВ работает от гидроагрегата МГЭС, по кабельной линии протяженностью 300 м. Второй трансформатор, напряжением 10/0,4 кВ, установлен с целью резервного питания от подстанции  БГ2. На стороне 10 кВ он подключен кабельной линией, протяженностью 1000 м, к ячейке РУ-10 кВ подстанции БГ2, а со стороны 0,4 кВ от этого трансформатора в паводковый период напряжением 0,4 кВ осуществляется резервное электроснабжение собственных нужд МГЭС с расчетной нагрузкой 200 кВт.

В период эксплуатации МГЭС электроснабжение общестанционных и агрегатных собственных нужд станции осуществляется напряжением 0,4 кВ от двух трансформаторов СН типа ТМГ-250/6,3/0,4 мощностью 250 кВА. Трансформаторы подключены к секциям генераторного распредустройства за генераторным выключателем. Принятая схема обеспечивает достаточно надежное питание потребителей собственных нужд.

3.4.2 Здание  МГЭС

3.4.2.1 Гидрогенераторы

На МГЭС предлагается установить восемь синхронных генераторов горизонтального исполнения трехфазного тока, на подшипниках скольжения со статической системой возбуждения типа СГ1200-30-6,3 с УВГГ-С-1200-6,3, производства НП ЗАО «Электромаш». Максимальная мощность агрегата 1200кВт, 6,3кВ, 200об/мин. (приложение 7). 

3.4.2.2 Собственные нужды  МГЭС

Питание собственных нужд МГЭС осуществляется от двух трансформаторов типа ТМГ-250/6,3/0,4 мощностью 250 кВА, установленных в машзале.  Для определения мощности трансформаторов СН все потребители СН условно разделены на две группы, в зависимости от режима их работы. К первой группе относятся электроприемники с прерывистым, повторно-кратковременным режимом работы. Эта группа представлена,  в основном, электродвигательной нагрузкой различных механизмов СН (насосов, кранов и т.п.). Коэффициент спроса для указанных потребителей принят равным 0,3.

Ко второй группе  отнесены электроприемники, длительно находящиеся в работе. К ним относятся отопительные, вентиляционные и осветительные установки. Коэффициент спроса для указанной группы потребителей принят равным 0,8.

Щит собственных нужд 0,4кВ состоит из двух секций по схеме неявного резерва с АВР. Щит оборудован приборами АИСКУЭ.

3.4.2.3 Управление и автоматизация

Для релейной защиты и автоматики используются микропроцессорные устройства, которые размещаются на панелях защит и в шкафах генераторного распредустройства  6,3кВ. Защиты вводов в ГРУ 6,3кВ выполнены на современных цифровых устройствах РЗиА ТОР100 с направленными защитами и отвечают всем современным нормам и правилам. Для защиты генераторов предусматривается комплекс защит генератора типа «Бреслер ШГ 2114». В качестве резервной защиты и управления вакуумными выключателями ВВ/TEL 6,3кВ в ГРУ предусматривается установка микропроцессорных блоков управления и защиты фирмы «Брейслер» типа ТОР-НТЗ.

Панели АСУ ТП и релейной защиты устанавливаются в помещении пульта управления гидроузла.

3.4.3 Электроснабжение Багаевского гидроузла

Проектом предлагается установка на пришлюзовой площадке комплектной трансформаторной подстанции производства Минского ЭТЗ им. Козлова типа 2 КТП 1600/10/0,4 с вакуумными выключателями по ВН и ВА на НН с двумя понижающими трансформаторами 1600кВА. Один трансформатор напряжением 6,3/0,4кВ является основным, второй трансформатор, напряжением 10/0,4кВ - резервным.  

3.4.4 Расширение  ПС БГ2

В комплект оборудования РУ-35/6,3кВ, предложенного ООО «Уральский Энергетический Союз» (приложение 8) входят:

1. Четыре повышающие силовые трехфазные двухобмоточные (материал обмоток медь) трансформаторы типа ТМН-2500 МВА, мощностью 2,5 МВА, напряжением 35/6,3кВ, производства АО «Кентауский Трансформаторный завод».

Объемы основных работ и спецификация оборудования представлены в приложение 2.

2.2 Земляная плотина

Отсутствие в районе строительства самостоятельной промышленной базы и удаленность гидроузла от основных центров затрудняет возведение бетонной плотины, поэтому для возведения принята грунтовая плотина из разнозернистого песка, исходя из наличия местных материалов. Это упрощает производство работ, так как для возведения плотины нет необходимости в первоначальной откачке котлована и водопонижения в нем (однородную плотину можно возводить прямо в воду). Благодаря разнозернистости материала потери воды на фильтрацию не слишком большие. Суффозионная прочность материала плотины также обеспечена.

Максимальная высота плотины 137,5 м. Отметка гребня 710,0 м. Заложение откосов принято в соответствии с углом внутреннего трения грунта. Коэффициент заложения верхового откоса между бермами m = 2,5, низового, между бермами - m = 2,4.

Крепление верхнего откоса осуществляется монолитными железобетонными плитами 8,015,00,3 м. Под плитами устраивается слой дренажа с обратным фильтром. Низовой откос укрепляется посевом трав.

Верховая перемычка, выполненная из того же материала, остается в теле плотины. Гребень перемычки, располагающийся на отметке 615,0 м, возвышается над максимальным уровнем воды в период строительства на 2 м (УВБmax= 613,0м).

Для надежного сопряжения плотины с основанием осуществляется удаление части аллювиальных отложений по ширине подошвы плотины. В русловой части эта ширина достигает 114,5 м.

2.3 Гидроэлектростанция

Станционный узел включает в себя: короткий подводящий канал, водоприемник, два туннельных водопровода внутренним диаметром по 10,0 м, здание ГЭС закрытого типа. Здание ГЭС, состоящее из четырех агрегатных блоков и монтажной площадки, смещено по оси напорных туннельных водоводов в сторону русла, чем обусловлено преломление их трассы. В месте преломления водоводы разветвляются на четыре нитки (d = 5,0 м), подводя воду непосредственно к каждому агрегату.

Водоприемник ГЭС располагается в стороне от грунтовой плотины на левом берегу. Дно подводящего канала имеет отметку 651,5 м. Водоприемник имеет четыре водоприемных отверстия, которые оборудованы сороудерживающими решетками, препятствующими попаданию крупного мусора в турбинные камеры, а также ремонтными и аварийными плоскими затворами.

Каждый агрегатный блок шириной 18,0 м оборудован:

- турбиной РО-115, частотой вращения n = 166,7 об/мин, с диаметром рабочего колеса D1=4,0 м, установленного на отметке 582,9 м;

- гидрогенератором зонтичного типа СВО 1000/260-40;

- металлической спиральной камерой с φохв= 345°С;

- повышающим трансформатором ТДЦ-200.

Перед турбинными камерами установлены дисковые затворы диаметром 5,0 м. Для монтажа и ремонта затворов предусмотрено помещение с отметкой пола 588,15 м.

Отсасывающие камеры оборудованы плоскими ремонтными затворами, обслуживающимися козловым краном грузоподъемностью 25 тонн.

Монтажная площадка длиной 25,5 м служит для размещения и монтажа оборудования агрегатных блоков. Отметка пола монтажной площадки совпадает с отметкой пола машинного зала – 594,0 м. Монтаж, ремонт и демонтаж турбин, генераторов и вспомогательного оборудования производится двумя мостовыми электрическими кранами грузоподъемностью 250/32 тонн. Грузоподъемность крана выбрана по весу наиболее тяжелого узла оборудования. Здание ГЭС сооружается в отдельном котловане с отметкой подошвы 569,5 м.

Все расчеты и обоснование выбора оборудования приведены в приложении 6.

Основные данные ГЭС:

  1.  Установленная мощность ГЭС - 766 МВт;
  2.  Расход ГЭС - 780 м3;
  3.  Напоры:

максимальный -  118 м;

расчетный –    103,2 м;

минимальный – 79,2 м.

Глава 4. Основные положения по организации строительства

4.1 Строительно-хозяйственные условия 

Строительство МГЭС осуществляется во II очередь строительства Багаевского гидроузла.

К этому времени введены в постоянную эксплуатацию судоходный шлюз, водосливная плотина, водосброс-регулятор, рыбопропускные сооружения. На строительстве создана производственная база, расположенная на правом берегу, сформирован строительный коллектив, освободилась строительная техника.

Для возможности использования производственной базы для строительства МГЭС необходимо устройство моста через судоходный шлюз.

Организовано энергоснабжение стройплощадки и гидроузла от ПС 35/10кВ «БГ2».

По левому берегу имеются хорошие транспортные связи со строительными и промышленными предприятиями Ростовской области, которые  могут быть использованы для II очереди строительства. Схема транспортной инфраструктуры приведена в приложении 9.

Расстояние от ближайших железнодорожных станций до стройплощадки: Ростов-на-Дону – 74км, Батайск – 56км, Аксай – 62км.

Доставка гидротурбины осуществляется водныым путем от г. Тулуза (Франция) до Ростова-на-Дону, гидрогенератора по железной дороге от г. Тирасполь до Батайска (1050км), редуктора из Санкт-Петербурга до Батайска (2256км).

Местные строительные материалы

В I очередь строительства созданы кавальеры суглинистого грунта на правом берегу р. Дон и на острове Арпачин из полезных выемок под водосбросную плотину и шлюз.

На левом берегу р. Дон в 610м от хутора Усьман имеется действующий карьер песка МУП «ЖКХ» в 15км от стройплощадки.

Ближайший карьер щебня, бутового камня и негабаритов имеется в г. Новошахтинск в 136 км от стройплощадки. Поставку щебня и камня осуществляет ООО «Донской щебень» как собственным транспортом, так и самовывозом.

4.2 Технология производства работ

Работы основного периода включают:

перекрытие русла левобережной протоки;

отсыпка перемычек и устройство котлована здания ГЭС (организация энергоснабжения, водоотлива, подъезда от производственной базы гидроузла);

выемка грунта под здание ГЭС;

Устройство шпунтовой стенки;

Бетонные работы;

Изготовление и поставка основного оборудования (краны, турбины, редукторы, генераторы, трансформаторы, затворы);

Строительство наземного здания ГЭС;

Монтаж оборудования;

Устройство насыпей и реконструкция подъезда к подстанции БГ2;

Монтаж электротехнического оборудования;

Пуско-наладочные работы;

Перекрытие русла производится пионерным способом после окончания навигации в октябре – ноябре при максимальной сработке водохранилища. Отсыпка верховой и низовой перемычек и освоение котлована – в ноябре – декабре. Бетонные работы выполняются в январе – сентябре третьего года строительства,  монтажные и пусконаладочные работы – в октябре третьего года строительства, - июне пятого года строительства.

Земляные работы выполняются при перекрытии русла, возведении перемычек, разработке котлована здания ГЭС, устройству крепления рисбермы, обратных засыпок, возведении левобережной грунтовой плотины и насыпи под ОРУ 35/10кВ.

Работы по выемке выполняются экскаватором ЭО-4224 с прямой лопатой на автотранспорт с отвозкой грунта в кавальер с последующим использованием для обратных засыпок.

Объемы земляных работ по выемке грунта 2937 тыс. м3, по насыпям 361,4 тыс.м3. Максимальная месячная интенсивность – 90,5 тыс.м3.

Бетонные работы выполняются при бетонировании понура и рисбермы, подводного массива здания ГЭС, сопрягающих и подпорных стенок.

Бетонирование понура и рисбермы производится автосамосвалами.

Бетонирование подводного массива здания ГЭС, сопрягающих и подпорных стенок, монтаж конструкций наземного здания ГЭС, козловых кранов производится двумя башенными кранами КБ-503Б.03 грузоподъемностью 10т максимальным вылетом – 30м (приложение 11).

Бетонная смесь в блоки укладывается «порционным способом» с подачей ее к месту укладки башенными кранами, установленными с верхнего и нижнего бьефов, в бадьях и с уплотнением ручными вибраторами. Бетонная смесь приготовляется на производственной базе на бетонно-обогатительном хозяйстве. Опалубка и арматурные конструкции изготовляются на производственной базе. Объем бетонных работ  73,8 тыс. м3. Максимальная месячная интенсивность 15тыс. м3.

4.3 Потребность строительства  в кадрах, временных зданиях, воде, сжатом воздухе, электроэнергии

Потребность в строительстве в кадрах определена на основе выработки на одного работающего, составляющей 1,65 млн. руб/год и составляет 354 чел, в т.ч. рабочие - 298 чел, ИТР - 39 чел, служащие -12 чел, МОП и охрана - 5 чел.

Потребность  строительства в инвентарных зданиях санитарно-бытового назначения -200м2.

Потребность в воде – 1,3л/с.

Потребность в сжатом воздухе – 16м3/мин.

Принято компрессоров – 2шт, производительностью 9,0 м3/мин.

Потребность в электроэнергии – 150кВА.

Потребность в паре – 115 кг/ч, кислороде – 2,6 тыс. м3, ацетилене – 0,9тыс.м3.

Для хранения поступающего основного оборудования необходимо строительства закрытого неотапливаемого склада площадью 138м2.

4.4 Календарный график строительства 

Сроки строительства МГЭС назначены, исходя из объемов работ, водного режима реки, имеющегося у подрядчика строительных машин и других условий.

Организационно-подготовительный период – 24 месяца, основной период строительства – 30 мес.

Календарный график строительства приведен в приложение …

Продолжительность строительства определяется сроками изготовления и поставки гидротурбин и редукторов.

Поскольку два гидрогенератора объединяются в одни блок, то определяющим при вводе являются сроки их монтажа и пуско-наладочных работ.

Бетонные работы не лимитируют сроки строительства.

Перекрытие русла левобережной протоки возможно после окончания навигации при сработанном водохранилище. К этому времени на левом берегу должен быть подготовлен запас камня. Перемычки отсыпаются в зимний период из грунтов кавальеров, расположенных на правом берегу и на острове на пришлюзовой площадке. Разборка перемычек производится после окончания бетонных работ в котловане. Грунт от разработки перемычек используется для обратных засыпок здания ГЭС и в  упорные призмы грунтовой плотины. КТП сооружается для энергоснабжения объектов строительства гидроузла в I очереди строительства. После завершения строительства ГЭС КТП реконструируется с заменой временной воздушной линии 10кВ на постоянную кабельную линию 10кВ.

Реконструкция подъездной автодороги к ПС БГ2 и ее расширение завершается к моменту пусков ГА1 и ГА2.

Стоимость строительства 

Определение стоимости строительных работ произведено в базисном уровне цен 2001 года (без НДС) по Федеральным единичным расценкам, разработанным Госстроем России, составленным в базисных ценах на 1 января  2000 г. (в редакции 2009 г.)

Накладные расходы приняты в соответствии с МДС 81-33.2004 для энергетического строительства – 108%

Общеотраслевой норматив сметной прибыли составляет 65% к величине средств на оплату труда рабочих в соответствии с МДС 25-2001

Цены на гидросиловое, гидромеханическое, электротехническое оборудование взяты по текущим ценам заводов-изготовителей. Для сметного расчета в базисной цене января 2000 г. переведены с индексом изменения сметной стоимости оборудования на территории Ростовской области по состоянию на IV квартал 2011 г. для электроэнергетики 3,48.

Цены на щебень, бутовый и негабаритный камень взяты по текущим ценам поставщика с учетом самовывоза. Для сметного расчета в базисной цене января 2000 г. переведены с индексом изменения сметной стоимости СМР на территории Ростовской области по состоянию на IV квартал 2011 г. для прочих объектов 5,24. Доставка грунта учтена в локальных сметах по ССЦ 01.2000 на расстояние 136 км от ближайшего к г. Батайск карьера.

Для пересчета в текущие цены применен «Индекс изменения сметной стоимости СМР на территории Ростовской области по состоянию на IV квартал 2011 г. для прочих объектов» 5,24 (Согласно письму Министерства строительства, архитектуры и территориального развития Ростовской области №9.3/1339 от 17.01.2011).

Затраты на неполноту номенклатуры приняты в размере 10%.

Затраты на доставку оборудования приняты с учетом действующих тарифов на железнодорожные перевозки.

Затраты на проектирование приняты в количестве 8,5% от стоимости СМР









7 Эффективность инвестиций в строительство

7.1 Доходы ГЭС

Тарифы на покупку электроэнергии «Энергосбытом» при расчете экономической эффективности приняты согласно письма «Ростовэнерго» от 15.02.2012 (приложение 9) (без НДС):

  1.  1286 руб/МВтч. – для современного уровня продажи электроэнергии
  2.  1564 руб/МВтч. – средний тариф на покупку электроэнергии «Энергосбытом»
  3.  3880 руб/МВтч – отпускной тариф для Кочетовского гидроузла

В доход от продажи электроэнергии включен доход, полученный гидроузлом за счет электроснабжения собственных нужд гидроузла от ГЭС по себестоимости энергии взамен электроснабжения «Энергосбытом» по цене 3,88 туб/кВтч. Эффект составляет 3,88-0,56=3,32 руб/кВтч., потребляемая энергия 2,204 млн/кВтч.

Ежегодная экономия составляет 22043,32=7320 тыс.руб.  

Доходы ГЭС приведены в таблице 7.1.1

Таблица 7.1.1

№№

Объекты

Среднегодовая выработка энергии, млн. кВт.ч.

Доход от продажи электроэнергии при тарифе, млн. руб.

1,286 руб/кВт.ч

1,564 руб/кВт.ч

3,88 руб/кВт.ч

1

МГЭС

53,84

69,24

84,21

208,90

2

г/у

2,20

7,32

7,32

7,32

Всего

56,04

76,56

91,53

216,22

7.2 Эксплуатационные расходы ГЭС

Текущие затраты включают эксплуатационные издержки и налог на прибыль, который принят в размере 32% от балансовой прибыли, представляющей собой разницу между доходами от продажи электроэнергии и ежегодными издержками.

Ежегодные издержки по ГЭС состоят из амортизационных отчислений на реновацию и эксплуатационных затрат, включающих затраты на ремонты, заработную плату с начислением эксплуатационного персонала и прочие расходы.

Амортизационная составляющая ежегодных издержек определена укрупнено с учетом структуры капиталовложений в ГЭС в соответствии с «Нормами амортизационных отчислений на основании фондов народного хозяйства (М. 1991г.)». Срок службы гидротехнических сооружений ГЭС принят 100 лет, основного оборудования - 40 лет.

Сумма амортизационных отчислений приведена в таблице 7.2.1

Таблица 7.2.1

в ценах 2011г.

№№ п/п

Наименование

Сумма кап. Вложений тыс. руб.

Норма амортизац. отчислений, %

Сумма амортизац. отчислений тыс. руб.

1

Оборудование МГЭС

630142

2,5

15754

2

Гидротехнические сооружения

484629

1

4846

Итого

20600

7.3 Расчет численности персонала

Общая численность персонала эксплуатации и выполнения ремонтных работ на оборудовании определяется нормативными документами:

  1.  «Укрупненные нормативные показатели численности промышленно-производственного персонала гидроэлектростанции и каскадов ГЭС  (РАО «ЕЭС России» - 1997 год)
  2.  «Методика определения соотношений численности штатного и привлеченного персонала гидростанций» МТ 34-70-031-86. Союзтехэнерго. 1987 год.

Поскольку малая ГЭС является составной часть Багаевского гидроузла, то в расчет приняты только специалисты, работающие непосредственно на ГЭС, а общехозяйственные функции выполняет персонал гидроузла.

Таблица 7.3.1 – Общая численность персонала

№№ п/п

Наименование подразделения

Численность (человек)

1

Численность административно-управленческого персонала:

  1.  Директор ГЭС

1

Итого:

1

2

Промышленно-производственный персонал:

  1.  Инженер гидротехник

Вахтенный персонал с обеспечением круглосуточного дежурства на оборудовании. Из расчета 4 смены с дежурством по 8 часов

  1.  Ответственный дежурный инженер
  2.  Дежурный электрик в машзале
  3.  Дежурный механик в машзале

1

4

4

4

Итого:

13

3

Персонал военизированной охраны объекта - круглосуточно, из расчета
4 смены по 8 часов дежурства охраны.

Охрана – 1 пост.

4

Итого:

4

Общее количество:

18

4

Среднегодовая численность привлекаемого ремонтного персонала по оборудованию и сооружениям

2

Общая численность персонала ГЭС – 20 человек.

7.4 Капиталовложения

Общие капиталовложения по ГЭС приняты в соответствии с объектной сметой №1 и составляют 1 363 525 тыс.руб.

За вычетом затрат от исключения из сметной стоимости гидроузла глухой земляной плотины в сумме 4 730 тыс. руб. капиталовложения, относимые на МГЭС, составляют 1 363 525-4 730=1 358 795 тыс. руб.

7.5 Расчет эффективности строительства МГЭС

При расчетах эффективности приняты следующие исходные данные:

  1.  Численность эксплуатационного персонала – 20 чел
  2.  Ежемесячная зарплата 1 чел- 18 000руб.
  3.  Годовая выработка электроэнергии 53 840 тыс. кВт.ч.
  4.  Капиталовложения, относимые на МГЭС, 1 358 795 тыс. руб.

Расчетные показатели эффективности МГЭС приведены в таблице 7.5.1

№№ п/п

Наименование

Показатели, тыс., руб.

Тарифы, руб/кВт.ч.

1,280

1,564

3,88

1

Амортизационные

отчисления

20600

-

-

-

2

Расходы на ремонт 0,2520600

5150

-

-

-

3

Годовая зарплата 30чел12мес18тыс. руб.

4320

4

Ежегодные издержки (И) 4320+20600+5150

30070

-

-

-

5

Доход (Д), тыс. руб.

76560

91530

216220

6

Балансовая прибыль (БП) Д-И

-

46490

61460

186150

7

Текущие затраты (ТЗ) И+0,32 БП

-

44947

49737

89638

8

Чистый доход (ЧД) Д-ТЗ

-

31613

41793

126582

9

Индекс доходности ИД=Д/ЧД

-

2,42

2,19

1,7

10

Себестоимость электроэнергии, руб/кВт.ч. И/э

0,56

-

-

-

11

Капвложения, относимые на МГЭС, тыс. руб.

1358795

12

Срок окупаемости, лет К/Д

-

17,7

14,8

6,28

Нормативный срок окупаемости 12,5лет капвложений может быть обеспечен при тарифе 2,02 руб/кВтч, устанавливаемым региональными комиссиями по тарифам на срок окупаемости, или при учете вытесняемой стоимости на покупку электроэнергии для Кочетовского, Николаевского и Константиновского гидроузлов.


8 Технико-экономические  показатели строительства МГЭС

Таблица 8.1

№№ п/п

Наименование

Ед. изм.

Величина

1

Нормальный подпорный уровень (НПУ)

м

2,80

2

Расход воды через МГЭС:

  1.  Максимальный
  2.  Расчетный
  3.  Минимальный

м3

м3

м3

600

536

203,6

3

Напоры:

  1.  Максимальный
  2.  Расчетный
  3.  Минимальный

м

м

м

2,16

1,6

1,23

4

Установленная мощность

кВт

9600

5

Выработка электроэнергии:

  1.  Расчетная в среднегодовых условиях
  2.  Гарантированная в масловодных условиях

тыс.кВтч.

тыс.кВтч

53840

28872

6

Количество гидроагрегатов

шт

8

7

Число часов использования установленной мощности

час

5608

8

Тип гидротурбины

KAPLAN SIMPLE PEGLAGE VERTICAL

9

Тип редуктора

Конический. Повышающий. Передаточная отношение 5 «FLENDER»

10

Тип генератора

Синхронный горизонтальный СГ1200-30-63-УВВГ-С

11

Капитальные вложения в ценах 2011г.:

  1.  МГЭС
  2.  ОРУ 35/10кВ
  3.  КТП 10/6,3кВ

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

1358795

20993,35

6181,46

12

Удельные капиталовложения на МГЭС:

  1.  На 1кВт
  2.  На 1 кВт.ч

руб.

руб.

141541

25,23

13

Ежегодные издержки

тыс. руб.

30070

14

Себестоимость электроэнергии

руб/кВт.ч.

0,56

15

Тариф

руб/кВт.ч.

1,28

1,564

3,88

16

Доход

тыс. руб.

76560

91530

216220

17

Индекс доходности

б/р

2,42

2,19

1,2

18

Срок окупаемости

лет

17,7

14,8

6,28


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

83884. Хирургическая тактика при проникающих ранениях брюшной полости Тактика при ранении паренхиматозных и полых органов 50.73 KB
  Для осмотра селезенки желудок оттягивают вправо а левый изгиб ободочной кишки книзу. При обнаружении в брюшинной полости содержимого желудочнокишечного тракта сначала осматривают переднюю стенку желудка его пилорическиий отдел верхнюю горизонтальную часть двенадцатиперстной кишки а затем заднюю стенку желудка для чего рассекают желудочноободочную связку. Для обнаружения источника повреждения задней стенки нисходящей части двенадцатиперстной кишки рассекают париетальный листок брюшины по её наружному краю по Кохеру и мобилизовав...
83885. Операции при перфоративной язве желудка и двенадцатиперстной кишки. Техника выполнения. Тактика при перфорации опухоли желудка 51.17 KB
  Тактика при перфорации опухоли желудка. Ушивание прободной язвы желудка и двенадцатиперстной кишки При прободной язве желудка возможно выполнение двух видов срочных оперативных вмешательств: ушивание прободной язвы или резекция желудка вместе с язвой. При ушивании перфорационного отверстия необходимо придерживаться следующих правил: дефект в стенке желудка или двенадцатиперстной кишке ушивается обычно двумя рядами серозномышечных швов линия швов должна быть направлена перпендикулярно к продольной оси органа во избежание стеноза просвета...
83886. Операции при желудочном кровотечении 49.82 KB
  Основная задача оперативного вмешательства при ЯК состоит в спасении жизни пациента путем выполнения адекватного состоянию больного объема операции позволяющего устранить источник кровотечения обеспечить надежный гемостаз и по возможности излечить от язвы желудка двенадцатиперстной кишки или язвы ГЭА. При залуковичных язвах двенадцатиперстной кишки осложненных кровотечением следует применять дренирующие желудок операции с прошиванием кровоточащей язвы дополненные стволовой ваготомией. Оптимальным вмешательством при кровоточащих...
83887. Ваготомия и пилоропластика. Показания, техника выполнения 50.11 KB
  Показания: осложненные формы язвенной болезни двенадцатиперстной кишки и пилорического отдела желудка сопровождающиеся пенетраиией. Селективная проксимальная ваготомня пересекаются веточки блуждающих нервов идущие только к телу и дну желудка. Ветви блуждающих нервов иннервирующие антральный отдел желудка и пилорус ветвь Латерже. Ветвь Латерже считают чисто двигательной которая регулирует моторику пилорического сфинктера желудка.
83888. Гастростомия. Показания, техника выполнения операции по Витцелю 49.58 KB
  Гастростомия наложение искусственного свища желудка. Показания: ранения свищи ожоги и рубцовые сужения пищевода неоперабельный рак глотки пищевода кардиального отдела желудка. как правило самостоятельно закрываются после удаления трубки: губовидные свищи искусственный вход формируют из стенки желудка способ Топровера: являются постоянными. трансректальная левосторонняя послойная лапаротомия длиной 1012 см от реберной дуги вниз; выведение в рану передней стенки желудка на которую между малой и большой кривизнами по длинной оси...
83889. Особенности резекции желудка при язве. Реконструкция по Бильрот I. Реконструкция по Бильрот II. Техника выполнения 51.31 KB
  Этапы резекции желудка 1.Мобилизация скелетирование удаляемой части желудка пересечение сосудов желудка по малой и большой кривизне между лигатурами на протяжении участка резекции. Отсечение lig gstrocolicum от желудка следует начинать со средней трети большой кривизны.
83890. Особенности резекции желудка при раке. Реконструкция Бильрот II в модификации Гофмейстера – Финстерера. Техника выполнения, возможные осложнения и их профилактика 52.32 KB
  Этапы резекции желудка. Мобилизация скелетирование удаляемой части желудка пересечение сосудов желудка по малой и большой кривизне между лигатурами на протяжении участка резекции. После вскрытия брюшной полости производят тщательную ревизию ее определяя локализацию и степень поражения опухолью стенки желудка окружающих органов и тканей устанавливают степень поражения лимфатических узлов малого и большого сальника корня брыжейки забрюшинных лимфатических узлов и т.
83891. Гастрэктомия и резекция желудка по Ру. Показания, техника выполнения 48.63 KB
  Гастрэктомия хирургическое вмешательство подразумевающее тотальное полное удаление желудка с наложением пищеводнокишечного соустья анастомоза. Основным показанием к операции является рак желудка. На связки желудка накладываются зажимы питающие его сосуды лигируются.
83892. Принципы и техника наложения кишечного шва. Классификация кишечных швов 50.62 KB
  Сквозные швы являются инфицированными грязными. Швы не проходящие через слизистую оболочку называют неинфицированными чистыми. В зависимости от рядности кишечных швов однорядные швы Матешука нить проходит через края серозной мышечной оболочек и подслнзнстой основы без захвата слизистой оболочки что обеспечивает хорошую адаптацию краев и надежное погружение в просвет кишки слизистой оболочки без дополнительной ее травматизации: двухрядные швы Альберта используется в качестве первого ряда сквозной шов. поверх которого...