7962
.pdfначиная с отметки порога низового портала ПНП = СУ – d, при строительном уровне воды в нижнем бьефе СУ. Отметка порога верхового портала – ПВП =
ПНП + i× L, где L – протяжённость туннеля в плане. Напор на верховом портале
Hп в случае напорного (Hп > 1,4 hвх) и полунапорного (1,2 hвх < Hп < 1,4 hвх)
входа определяется из напорной формулы Qсбр = μω2g Hп3/ 2 . Вычисляется строительный уровень воды в верхнем бьефе УВБс = ПВП + Hп, относительно которого с запасом 1,5 м определяется отметка гребня верховой перемычки ГВП=УВБс + 1,5 м. Аналогично определяется отметка гребня низовой перемыч-
ки ГНП=СУ + 1,5 м. Возможно провести технико-экономическое сравнение ва-
риантов туннеля, т.к. увеличение сечения туннеля и его удорожание, уменьшает строительный УВБ и, следовательно, высоту верховой перемычки и её стои-
мость, и наоборот.
Конструкции перемычек для строительства сооружений гидроузла могут быть разработаны с использованием аналогов [6, 7].
В результате проектирования сооружений для пропуска строительных расходов должны быть представлены конструкции перемычек в виде их попе-
речных сечений, поперечные сечения отводящих сооружений (каналы, лотки,
трубы, туннели), а также продольные профили по осям отводящих сооружений с показанием естественной поверхности земли и врезкой этих сооружений.
4.3.6. Проектирование компоновки гидроузла
Конструкция и размеры сооружений гидроузла дают возможность разра-
ботать его компоновку, т. е. взаимное расположение этих сооружений с учётом способа пропуска строительных расходов. Проектирование компоновки позво-
ляет уточнить размеры и конструкции основных сооружений, а также устано-
вить размеры сопрягающих сооружений – устоев, стенок, подводящих и отво-
дящих каналов, струенаправляющих дамб и др.
31
Разработка компоновки гидроузла должна основываться на принципах,
изложенных в разделе 4.2, и учитывать особенности гидроузлов, описанные в разделах 4.3 и 4.4.
Опыт проектирования и строительства гидроузлов выработал несколько основных вариантов компоновки, на которые следует ориентироваться при вы-
полнении курсового проекта.
При русловом здание ГЭС применяется пойменная или русловая компо-
новка: в первой бетонные сооружения размещаются на пойме реки, во второй – в русле. Достоинства и недостатки этих компоновок описаны, например, в [5].
Компоновки гидроузлов с приплотинными зданиями ГЭС выполняются чаще русловыми, но при глухих плотинах из грунтовых материалов – с берего-
вым расположением бетонных сооружений [5].
Сооружения деривационных и смешенных ГЭС по местоположению и назначению разделяются на [5]:
-головной гидроузел;
-собственно деривацию с сооружениями на ней;
-станционный гидроузел.
Компоновки головных гидроузлов осуществляют по тем же вариантам,
что и гидроузлы плотинных схем ГЭС.
Варианты деривации могут различаться как типом – канал, туннель, тру-
бопровод, так и местом размещения ней здания ГЭС: длинная подводящая и короткая отводящая деривация; короткая подводящая, но длинная отводящая деривация, промежуточное расположение здания ГЭС [5].
Компоновка станционного узла зависит главным образом от характера деривационного водовода – напорный или безнапорный [5].
Разработанные компоновки вариантов гидроузла следует представить в виде их генеральных планов в определённом масштабе, с отметками горизонта-
лей, составом (экспликацией) сооружений.
32
5.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЁМОВ СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ
ИСМЕТНОЙ СТОИМОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА
Физические объёмы строительных работ необходимо определять по кон-
структивным чертежам проекта с составлением для земляных сооружений про-
дольных и поперечных профилей в соответствии с топографическими планами.
Такой подход применяется, для примера, к вычислению объёма тела глухой плотины (рис. 5.1). В начале с помощью топографического строится профиль долины реки по оси плотины (при криволинейной оси – развёртка); если в ос-
новании плотины предусматривается уборка слабого или разрушенного грунта,
профиль корректируется на соответствующую величину. После этого составля-
ется график зависимости площади поперечного сечения плотины от её высоты;
с помощью этого графика и профиля долины строится график изменения пло-
щади поперечного сечения плотины вдоль её гребня. Площадь последнего гра-
фика и есть объём тела плотины. Если часть створа занята другими сооружени-
ями, то на графике намечаются границы таких сооружений и исключается часть площади графика в этих границах.
Объёмы работ по сооружениям, которые подробно не разрабатывались,
определяются по аналогам или по комплексным показателям. Так, объём бето-
на в подводном массиве здания ГЭС можно выяснить по рис 5.2. Архитектурно-
строительные работы по надводной части (выше пола машзала) надземного здания ГЭС устанавливаются перемножением длины, высоты и ширины здания.
Объёмы работ и стоимость гидросилового (турбины, генераторы) и элек-
тротехнического оборудования исчисляются непосредственно в рублях как произведение установленной мощности и укрупнённого показателя стоимости
(руб./кВт), увеличенного на стоимость монтажных работ [20].
33
а) поперечное сечение долины реки; б) зависимость площади поперечного сечения плотины от её высоты;
в) изменение площади поперечного сечения плотины вдоль её длины по гребню
Рис. 5.1. К определению объёма тела глухой плотины
Рис. 5.2. Объём бетона в подводной |
Рис. 7.1. Ориентировочные сроки |
части турбинного блока приплотин- |
строительства крупных гидроузлов в |
ных и деривационных зданий ГЭС |
зависимости от сметной стоимости в |
|
ценах 1986 г. |
34
Масса гидромеханического оборудования может определяться по при-
ближённым формулам или графикам. Так, масса плоского стального затвора выражается зависимостью [6]
|
|
= 60F |
( |
|
−1), кг, |
|
|
G |
H l 2 |
(5.1) |
|||
|
зат |
зат |
|
ц от |
|
|
где Fзат – |
площадь отверстия, перекрываемого затвором, м2; |
|
||||
Нц – |
напор над центром отверстия, м; |
|
|
lот – пролёт (ширина) отверстия, м.
Определяя массу всех затворов, нужно учитывать, что аварийные, ава-
рийно-ремонтные и рабочие затворы устанавливаются в каждом отверстии (ес-
ли эти затворы вообще предусматриваются), а ремонтные – по одному на 3 ÷ 4
отверстия.
Масса кранов может быть установлена по их грузоподъёмности [5], а для крана машзала примерно равна массе ротора генератора [5], крана рабочего за-
твора водосброса – в 1,8 ÷ 2 раза больше массы затвора, крана ремонтного за-
твора – равна массе затвора.
Объёмы работ и оборудования подсчитываются в единицах измерения,
принятых в документах по определению стоимости, в частности, в [20]. Резуль-
таты подсчёта объёмов рекомендуется вносить в ведомости [9].
Определение сметной стоимости строительства начинается с подсчётов стоимости сооружений основного производственного назначения. Результат является сметной стоимостью главы 2 сводного расчёта. Распределение затрат по другим главам следует определять в процентах стоимости строительно-
монтажных работ главы 2. Более подробное вычисление сметной стоимости строительства освещено в [20, 21].
35
6. СРАВНЕНИЕ И ВЫБОР ВАРИАНТА ГИДРОУЗЛА
При одинаковых энергетических параметрах – Nу и Э0 – основным крите-
рием оптимальности варианта гидроузла является его сметная стоимость строи-
тельства, определённая сводным сметным расчётом: оптимальным, считается вариант, имеющий меньшую стоимость.
Однако разницу сметной стоимости вариантов в 3-5 % следует считать несущественной, так как эта разница находится в пределах точности расчётов.
В таких случаях при выборе варианта нужно обратить внимание на другие по-
ложительные стороны вариантов. К ним можно отнести использование местных строительных материалов, меньший объём бетона, расположение бетонных со-
оружений на одном берегу, меньшая площадь затопления (для деривационной схемы по сравнению с плотинной) и т. п.
При сравнении вариантов гидроузла с разными энергетическими пара-
метрам выбор оптимального должен проводиться по минимуму расчётных за-
трат. Этот вопрос освещается, например, в [19].
В курсовом проекте необходимо на основе анализа положительных и от-
рицательных сторон вариантов дать мотивированное заключение о том, какой из рассмотренных вариантов принимается к дальнейшей разработке.
36
7. РАЗРАБОТКА ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА ГИДРОУЗЛА
7.1.Сроки строительства гидроузла
Крупные гидроузлы, как правило, являются уникальными объектами, по-
этому для них не установлены нормы продолжительности строительства. Эта продолжительность обычно определяется на основе календарного плана строи-
тельства и финансирования.
В данном проекте для упрощения можно оценить ориентировочный срок строительства по графику рис. 7.1, составленному по данным построенных гид-
роэлектростанций. При сметной стоимости, меньшей чем на этом графике, срок строительства можно принять: при сметной стоимости от 10 до 100 млн. руб. – 3-6 лет; при сметной стоимости менее 1 млн. руб. следует планировать строи-
тельство в течении 1-1,5 лет с выполнением бетонных работ в период между двумя смежными половодьями.
7.2.Пусковой комплекс ГЭС
7.2.1.Обоснование параметров пускового комплекса
Для более раннего получения электроэнергии целесообразно осуществ-
лять ввод агрегатов в эксплуатацию до завершения строительства гидроузла.
Для низкоо- и средненапорных гидроузлов такой ввод обычно не представляет проблем, так как к этому моменту их водохранилища могут быть наполнены до
УМО.
В средненапорных гидроузлах с водохранилищами многолетнего регули-
рования наполнение водохранилища может происходить несколько лет, поэто-
му здесь пуск первых агрегатов целесообразно осуществлять при уровне верх-
него бьефа ниже УМО. Однако этот уровень должен обеспечивать максимально
допустимый напор для данного типа турбин – Hдоп. |
Таким образом, уровень |
верхнего бьефа при пуске первого агрегата будет |
|
УВЭ = УНБ1 + Hдоп, |
(7.1) |
37
где Hдоп ≥ 0,5Hmax для турбин типа ПЛ или Hдоп ≥ (0,6-0,7)Hmax для турбин типа
РО.
Мощность агрегата, развиваемая во время эксплуатации 1-го пускового комплекса, может быть определена по формуле
NВЭ = 9,81ηтQВЭHВЭ , кВт; |
(7.2) |
||
Где ηт = 0,85 ÷ 0,9 – к.п.д. турбины; |
|
||
HВЭ = УВЭ + УНБ1, |
(7.3) |
||
QВЭ – расход турбины, |
|
||
QВЭ = Q1′P D12 |
|
, м3/с; |
|
HВЭ |
(7.4) |
где Q′ – принимается таким же, как в разделе 4.5.2
1P
Выработка электроэнергии за период эксплуатации пускового комплекса упрощённо может вычисляться по зависимости
|
ЭВЭ = NВЭtyTВЭ , кВт·ч; |
(7.5) |
где ty = Э0 / Ny – |
условная продолжительность использования установленной |
|
мощности, часы; |
TВЭ – число лет от пуска 1-го агрегата до завершения строи- |
|
тельства (рис. 7.1). |
|
Для высоконапорных гидроузлов пуск агрегатов в эксплуатацию при ми-
нимально допустимом напоре может оказаться малоэффективным. На ГЭС та-
ких гидроузлов целесообразна установка временных рабочих колёс, могущих работать при более низких напорах, чем постоянные. Соответствующий опыт
[5, 19] показывает, что пуск турбин с временными рабочими колёсами может
осуществляться при напоре 30 ÷ 50 % |
от среднего. Если принять эти значения в |
|||||
качестве HВЭ, то диаметр временного колеса можно определить по формуле: |
||||||
D = |
n′ |
|
|
|
, м; |
(7.6) |
|
H |
|
||||
1P |
|
|
||||
|
ВЭ |
|||||
ВЭ |
n |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
′ |
для турбины, соответствующей напору HВЭ. |
|||||
где n1P – принимается по табл. 4.3 |
||||||
Расход турбины с временным колесом определяется по формуле (7.4), в |
||||||
которой следует принять D1 = DВЭ, а |
|
′ |
берётся по табл. 4.3 |
для соответству- |
||
Q1P |
ющей HВЭ турбины.
38
Мощность и выработка электроэнергии гидротурбины с временным коле-
сом вычисляется по формулам (7.2) и (7.5) соответственно, причём TВЭ может
быть увеличено по сравнению с определённым по рис. 7.1.
Установка временного рабочего колеса может потребовать изменения вы-
сотного положения турбин. Это обстоятельство проверяется по формуле (4.9),
результат которой будет H SВЭ . В эту формулу вместо Hср нужно подставить
HВЭ, а коэффициент кавитации σ принять по табл. 4.3 для турбины, соответ-
ствующей HВЭ. Если НSВЭ < H S , то необходимо заглубление турбины с времен-
ным колесом по сравнению с турбинами для постоянной эксплуатации.
7.2.2. Эффективность эксплуатации пускового комплекса
Эксплуатация пускового комплекса будет эффективной (экономически),
при выполнении соотношения [19]:
ЭВЭСT ³ KДОП + ИДОПTВЭ , |
(7.7) |
где СТ = 0,5-1,5 коп./кВт·ч – средний тариф на электроэнергию в ценах 1986 г.;
КДОП – дополнительные капитальные затраты на пусковой комплекс; ИДОП – до-
полнительные эксплуатационные затраты, которые приближенно можно при-
нять ИДОП = αКДОП, где α=0,02-0,04 год-1.
Дополнительные капитальные затраты возникают за счёт следующих об-
стоятельств:
- при УВЭ < УМО может потребоваться переустройство водоприёмника с понижением его порога; проектирование водоприёмника для пускового ком-
плекса можно выполнить по разделу 4.5.4; - изменение конструкции водоприёмника увеличивает объёмы строитель-
но-монтажных работ, массу и стоимость оборудования (затворов) из-за увели-
чения глубины их расположения; - возрастание массы затворов увеличивает грузоподъёмность кранового
оборудования;
39
- если порог водоприёмника пускового комплекса размещается более чем на 100 м ниже НПУ, то необходимо его переустройство для постоянной эксплу-
атации;
- при установке временных колёс возникают затраты на их приобретение,
монтаж и демонтаж; стоимость временного рабочего колеса можно определить,
перемножив его мощность и укрупнённый показатель стоимости; в качестве последнего можно взять 20-30 % от укрупнённого показателя стоимости гидро-
силового и электротехнического оборудования ГЭС [20]; стоимость монтажа составляет около 12% стоимости колеса, стоимость демонтажа можно принять равной стоимости монтажа;
-если высота отсасывания для пускового комплекса оказывается меньше таковой для постоянной эксплуатации, то возникают затраты на заглубление рабочего колеса в соответствии с высотой отсасывания;
-возможны и другие затраты на создание пускового комплекса.
Для определения дополнительных капитальных затрат на целесообразно
составить смету этих затрат.
40