1.3. Геологические данные

Русло реки извилистое. В районе устья реки Турги (465 км от устья) изобилует мелкими перекатами, порогами и непройденными водопадами. Дно каменистое с примесью гравия и гальки.

По химическому составу речная вода относится к гидрокарбонатному классу и кальциевой группе. Минерализация менее 200 мг/л. Основной почвенный комплекс – горный примитивный. Сопутствующий почвенный комплекс – каменистые россыпи.

1.4. Сейсмические данные

Место предполагаемого створа обозначено на карте ОСР-2015-В (Рисунок 2).

Рисунок 2 - Сейсмическое районирование территории РФ

1.5. Инженерно-геодезические изыскания

Скорость потока воды обозначено на фрагменте топографической карты (Рисунок 3).

Рисунок 3 – Топографическая карта

1.6. Энергохарактеристика района

Энергосистема: ОЭС Сибири.

Рисунок 4 – Прогноз спроса на электрическую энергию

по ОЭС Сибири на период до 2023 года

Объединенная энергетическая система Сибири располагается на территории Сибирского Федерального округа и частично - Дальневосточного Федерального округа. Операционная зона ОДУ Сибири охватывает 12 субъектов Российской Федерации: республики Алтай, Бурятия, Тыва и Хакасия; Алтайский, Забайкальский и Красноярский края; Иркутскую, Кемеровскую, Новосибирскую, Омскую и Томскую области.

В ее состав входят 10 региональных энергетических систем: Алтайская, Бурятская, Забайкальская, Иркутская, Красноярская, Новосибирская, Омская, Томская, Хакасская, Кузбасская. При этом Алтайская энергосистема объединяет Республику Алтай и Алтайский край, Красноярская — Красноярский край и Республику Тыва.

Рисунок 5 - Установленная мощность электростанции ОЭС Сибири

Электроэнергетический комплекс объединения образуют 120 электростанций суммарной установленной мощностью 52 229,5 МВт (по данным на 01.01.2023). Из них на долю гидроэлектростанций приходится 25 351,2 МВт (48,5 %), на долю тепловых электростанций – 26 478,1 МВт (50,7 %), солнечных электростанций – 400,2 МВт (0,8 %). Основная электрическая сеть ОЭС Сибири сформирована на базе линий электропередачи в габаритах класса напряжения 110, 220, 500 и 1150 кВ. Общая протяженность линий электропередачи составляет 102 807 км (по данным на 01.01.2023) (Рисунок 5).

Посмотрев схему и программу развития ОЭС на 2020-2026гг видно (Рисунок 6), что ближайших подстанций, относящихся к нашему гидроузлу не выявлено.

Рисунок 6 – Карта-схема размещения ЛЭП

2.Выбор створа для строительства гэс

Для определения возможных створов была использована программа "Google Earth". В данной программе хорошо видно горные, а также равнинные местности.

Выбор створа гидроузла обычно осуществляется на основе технико-экономического сравнения нескольких вариантов компоновки. При выборе створа учитываются многочисленные факторы, в числе которых определяющими являются:

• благоприятные топографические данные профиля створа и гидрологические характеристики реки;

• экологический критерий (запрет на затопление особо охраняемых природных территорий);

• энергетический критерий (возможность получения максимальной мощности ГЭС при стоимости затапливаемых водохранилищем объектов, стремящейся к наименьшей, т. е. минимизация площадей затопления и объектов, требующих переноса, переустройства или защиты);

• критерий близости створов к объектам инфраструктуры:

  • ЛЭП;

  • автомобильные дороги;

  • железные дороги;

  • карьеры строительных материалов (для сооружения плотины из местных материалов);

  • планируемые объекты капитального строительства (близость участка, удобного для размещения строительной базы, жилого поселка, складов и т.д.).

Для проектируемой ГЭС было рассмотрено 3 створа. Каждый имеет свои особенности, поэтому далее представлен каждый створ в отдельности, а также их характеристика.

Рисунок 7 – предполагаемые створы для строительства гидроузла

Рисунок 8 – Предполагаемый створ №1

Рисунок 9 – Зона затопления при напоре 40 (м)

К преимуществам данного створа относятся, что оба берега имеют сравнительно большой уклон, следовательно, станционную часть плотины можно расположить с любой стороны.

В зону затопления не входят, поселки, а также особо охраняемые объекты и территории. Также получена минимальная длина створа, максимальная мощность и напор относительно других створов. Минусов данного створа не обнаружено.

Рисунок 10 – Предполагаемый створ №2

Рисунок 11 – Зона затопления при напоре 40 (м)

К преимуществам данного створа относятся, что оба берега имеют сравнительно большой уклон, следовательно, станционную часть плотины можно расположить с любой стороны, а так же, длина створа имеет меньший размер относительно других створов. Также получена максимальная мощность и напор относительно других створов. Минусом данного створа по отношению к другим является затопление поселка «Ново-троицк» и максимальная длина створа.

Рисунок 12 – Предполагаемый створ №3

Рисунок 13 – Зона затопления при напоре 40 (м)

К преимуществам данного створа относятся полученная максимальная мощность и напор, средняя длина створа относительно других створов. Минусом данного створа по отношению к другим является, что в зону затопления входит поселок «Ново-троицк».

Таблица 1 – Сравнительная таблица основных параметров предполагаемых створов

№ Створа	H, м	ДНО, м	НПУ, м	L створа, м	SНПУ, км2	, м3/с	Nр.п., МВт	Э, млрд. кВт*час
1	40	418	458	314	27,8	225	88,3	7,73
2	40	425	465	845	29,8	225	88,3	7,73
3	40	431	471	805	30,2	225	88,3	7,73

Примеры расчётов:

где H – напор (м), Q – расход (м³/c );

где N – мощность (кВт),

t – количество часов в году.

Вывод: Рассмотрев несколько вариантов и проанализировав множество факторов, можно сделать вывод, что створ №1 является лучшим из имеющихся, так как, получены: предполагаемая максимальная мощность ГЭС, максимальный напор, минимальная длина створа. В зону затопления не входит ни один объект инфраструктуры, особо охраняемые объекты и территории.