Стартовая >> Архив >> Генерация >> Гидроэлектрические станции

Гидроэлектростанции с приплотинными зданиями - Гидроэлектрические станции

Оглавление
Гидроэлектрические станции
Введение
Гидравлическая энергия
Водные ресурсы и водохозяйственные комплексы
Водохозяйственные и энергетические комплексы
Состав сооружений и компоновка
Гидроэлектростанции с приплотинными зданиями
Деривационные гидроэлектростанции
Головные узлы, сооружения станционных узлов деривационных гидроэлектростанций
Использование технико-экономических показателей при проектировании
Водохозяйственные и водноэнергетические расчеты
Многолетнее регулирование стока
Диспетчерское регулирование
Водноэнергетические расчеты на основе балансового метода
Работа гидроэлектростанций в энергосистеме
Гидроаккумулирующие электростанции
Схемы гидроаккумулирующих электростанций
Особенности компоновок ГАЭС
Приливные электрические станции
Нетрадиционные источники гидравлической энергии
Волновые энергетические установки
Состав оборудования зданий
Выбор агрегатов ГЭС
Гидрогенераторы
Системы и устройства гидрогенераторов
Схемы главных электрических соединений
Повышающие трансформаторы
Схемы питания собственных нужд
Элегазовые подстанции
Средства измерения
Механическое оборудование
Сороудерживающие стержневые решетки и их очистка
Подъемно-транспортное оборудование
Масляное хозяйство
Пневматическое хозяйство
Система осушения проточной агрегатов
Служебные помещения здания станции
Подъездные пути
Русловые здания
Русловые здания совмещенного типа
Русловые здания с горизонтальными агрегатами
Водоприемники русловых зданий станций
Особенности приплотинных зданий станций
Здания деривационных станций
Подземные здания гидроэлектростанций
Размещение главных повышающих трансформаторов
Конструкции обделок подземных зданий
Полуподземные здания станций
Русловые здания малых ГЭС
Приплотинные здания и здания деривационных малых ГЭС
Элементы конструкций зданий
Конструкции и размеры надагрегатной части зданий станций
Температурные и осадочные швы
Монтажная площадка
Специальные вопросы гидравлики зданий
Элементы отводящего русла
Здания гидроаккумулирующих электростанций
Здания ГАЭС с двухмашинными агрегатами
Специальные типы агрегатов и зданий ГАЭС
Здания приливных электростанций
Водоприемники гидроэлектростанций
Работа, типы и конструкции безнапорных водоприемников
Отстойники гидроэлектростанций
Типы отстойников гидроэлектростанций
Деривационные каналы
Деривационные туннели
Напорные деривационные   трубопроводы
Технико-экономические расчеты деривационных водоводов
Напорные бассейны ГЭС
Бассейны суточного регулирования ГЭС и верхние бассейны ГАЭС
Напорные станционные водоводы
Конструкции стальных трубопроводов
Опоры свободно лежащих стальных трубопроводов
Железобетонные и сталежелезобетонные трубопроводы
Туннельные станционные водоводы
Неустановившиеся режимы работы гидроэлектростанций
Строительство, монтаж оборудования
Пусковой комплекс
Эксплуатация гидроэлектростанций
Проектирование гидроэлектростанций
Порядок выполнения и утверждения проектов гидроэлектростанций
Список литературы

Гидроэлектростанции с приплотинными зданиями сооружаются при напорах от 30 — 40 до 200 — 300 м. (Верхний предел напора определяется высотой плотины.) Характерная их особенность, как было указано в гл. 1, состоит в том, что здание станции не является водоподпорным сооружением и располагается за плотиной. В данном случае большое значение имеет тип плотины, так как от ее высоты и ширины по подошве зависят длина напорных водоводов и компоновка здания станции. Турбинные водоводы могут быть проложены как в теле бетонной плотины, так и на низовой или напорной ее грани (рис. 3.4,а).
К приплотинным зданиям станций условно могут быть отнесены и так называемые встроенные здания, размещенные внутри полости в теле бетонной плотины (рис. 3.4,б). Такое решение целесообразно при отношении напора к диаметру рабочего колеса >5. Устройство полости внутри тела плотины уменьшает объем бетона, но при этом значительно усложняет напряженное состояние конструкции.
На рис. 3.5 приведены различные схемы взаимного расположения зданий станций и плотин из грунтовых материалов (земляных, каменно-земляных и др.). На схеме I изображен наиболее распространенный вариант, при котором здание станции находится за плотиной. Водоприемник располагается в верхнем бьефе, а стальные трубопроводы проходят под плотиной в железобетонной галерее.
На схеме 2 показан вариант встроенного расположения здания станции в теле грунтовой плотины в бетонном массиве, на который опирается ядро плотины.
Перед зданием ГЭС находится сороудерживающее сооружение (СУС), в котором установлены сороудерживающие решетки и имеются пазы для запасных решеток и ремонтных заграждений, а также для грейфера очистки. Такое решение в отличие от обычного с расположением решеток в водоприемнике здания ГЭС обеспечивает возможность очистки решеток без остановки агрегатов, позволяет уменьшить скорости воды и потери напора в них. Сороудерживающее сооружение обслуживается двумя козловыми кранами грузоподъемника.
Длина всех бетонных сооружений гидроузла по фронту составляет 1,6 км, а общая длина напорного' фронта 4,9 км. Со стороны нижнего бьефа через гидроузел проходят автомобильная и железная дороги.
Расчетный расход половодья обеспеченностью 0,1% составляет 59 500 м3/с. Пропускная способность сооружений: водосливной плотины —30 800 м3/с, 22 основных турбин — 16 580 м3/с, напорных водосбросов здания ГЭС — 15 400 м3/с. Возможен также пропуск расходов до 1000 ма/с через шлюзы.
Киевский гидроузел расположен на Днепре, выше г. Киева. Он начат строительством в 1960 г. Назначение — энергетическое, а также улучшение условий судоходства по Днепру до р. Припять. В него входят ГЭС и ГАЭС (рис 3.3). Состав сооружений ГЭС: русловое здание с 20 горизонтальными капсульными агрегатами суммарной установленной мощностью 360 тыс. кВт, совмещенное с поверхностными водосбросами, земляная плотина с левобережной дамбой общей длиной около 54 км, однокамерный шлюз. Максимальный напор 11,8 м, расчетный 7,6 м, минимальный 5,6 м. Водохранилище имеет вместимость 3,7 км3, из них объем сработки 1,17 км3. Расчетный максимальный сбросной расход воды через сооружения (0,3% обеспеченности) составляет 11 800 м3/с, что обеспечивается пропускной способностью турбин (4000 м3/с), водосливов (10000 м3/с), шлюза (400 м3/с). Длина водосбросного фронта (здание ГЭС) 285. Таким образом, удельный расход (на 1 м ширины) при работе всех турбин и водосливов составляет около 49 м3/(с-м), однако в проекте предусмотрена возможность сброса паводка и через часть водосливного фронта, в результате чего удельный расход может увеличиться до 90 м3/(с м), на что и рассчитано крепление дна нижнего бьефа. Последнее состоит из водобоя длиной 80 м, выполненного из массивных железобетонных плит толщиной от 2,5 до 1,5 м, и ковша, заполненного каменной наброской. Предполагается, что за водобоем размыв русла может дойти до отметок на 20 — 22 м ниже плит водобоя. Исходя из этого и определен объем каменной наброски в ковше, что обеспечивает надежное закрепление откоса возможной воронки размыва.
В основании сооружений Киевской ГЭС залегают пески, в связи с чем особое внимание уделено противофильтрационным мероприятиям. Понур длиной около 30 м и толщиной от 1,0 до 1,5 м выполнен из глины, он покрыт слоем песка около 0,5 м, затем уложен слой щебня и сверху — железобетонные плиты. Шпунтовая однорядная завеса под фундаментной плитой ГЭС имеет глубину 12 — 15 м, за ней находится разгрузочный дренаж, соединенный с нижним бьефом.
Киевская ГЭС — первая в Советском Союзе станция, на которой установлены горизонтальные капсульные гидроагрегаты с поворотно-лопастными турбинами ПЛ15-ГК-600. Диаметр рабочего колеса 6,0 м, частота вращения 85,7 об/мин. Применение этих агрегатов позволило снизить высоту здания ГЭС по сравнению с вариантом установки вертикальных агрегатов, в результате чего появилась возможность расположить водосбросы над машинным залом и отказаться от сооружения водосливной плотины. Таким образом, сметная стоимость станционного узла снизилась на 7,8 млн. руб, или на 17,2%. Здание ГЭС обслуживается двумя козловыми кранами грузоподъемностью по 200 т. Наличие в перекрытии машинного зала съемных металлических крышек со специальными уплотнениями позволяет использовать эти краны и для разборки и сборки капсульных агрегатов.
В 1968 г. ГЭС введена в эксплуатацию. Среднегодовая выработка электроэнергии 640 млн. кВт-ч. Число часов использования установленной мощности в год 1800.
Киевская ГАЭС, строительство которой закончено в 1976 г., расположена на правом берегу водохранилища в 3,5 км выше створа ГЭС. Это первая в СССР крупная гидроаккумулирующая станция (не считая построенной в 1969 г. Кубанской ГАЭС мощностью 19,2 тыс. кВт на Большом Ставропольском канале). Установленная мощность ГАЭС в турбинном режиме 230 тыс. кВт, напоры 63,5 — 70,5; максимальный статический напор 74,1 м. На станции установлено три агрегата мощностью по 43 тыс. кВт с радиально-осевыми турбинами РО 75-В-300 и три агрегата мощностью по 40/34,6 тыс. кВт с обратными гидромашинами РОНТ 18-В-465. В насосном режиме суммарная потребляемая мощность 120 тыс. кВт, напоры 50,5 — 74,0 м. Верхний бассейн, расположенный на высоком правок берегу, имеет площадь 0,67 км2 и полезный объем 0,0041 км3. Нижним бассейном является водохранилище Киевской ГЭС. Шесть напорных ~ водоводов состоят из верхнего горизонтального железобетонного участка длиной 120 м и сечением 3,8X4,5 м и наклонного стального длиной 280 м, диаметром 3,8 м.
ГАЭС работает по 2 раза в сутки в турбинном и насосном режимах. Среднегодовая выработка электроэнергии составила 200 млн. кВт-ч, число часов использования установленной мощности 890.


Рис. 3.4. Варианты расположения турбинных водоводов гидроэлектрических станций с приплотинным зданием за бетонной плотиной (а) и со встроенным зданием (б)

Рис. 3.5. Возможные варианты расположения здания гидроэлектростанции относительно плотины из грунтовых материалов

 


Рис. 3.6. Компоновки гидроузлов с приплотинными зданиями станций и плотинами из грунтовых материалов

Башенный водоприемник расположен у берега, отводящие безнапорные водоводы совмещены с туннелями, которые использовались для пропуска строительных расходов.
Схема III является примером совмещения здания станции и водосбросов в одной цилиндрической железобетонной башне, расположенной в пределах верхового откоса плотины. Отвод воды осуществляется по железобетонным трубам, проложенным под плотиной. Через эти же трубы производится пропуск строительных расходов.
На рис. 3.6 приведены схематические планы компоновок ГЭС с приплотинными зданиями и плотинами из грунтовых материалов.
На схеме 1 перед плотиной располагается башенный водоприемник (см. также рис. 3.5, схема 1). Турбинные водоводы размещены в железобетонной галерее под плотиной. Там же размещаются трубы для опорожнения водохранилища, которые в период строительства могут использоваться для пропуска строительных расходов. Для пропуска паводковых расходов устроен береговой поверхностный водосброс с быстротоком. Такая схема характерна для гидроузлов, сооружаемых в условиях, когда берега сложены слабыми породами. Примером подобного решения может служить Мингечаурская ГЭС на р. Куре с грунтовой намывной плотиной высотой 80 м.
На схеме II здание станции расположено в глубокой скальной выемке на берегу реки, под углом к оси плотины. Подвод воды к зданию осуществляется напорными туннелями от береговых водоприемников. Перед зданием станции туннели разветвляются по числу турбин. Пропуск строительных расходов в этой схеме осуществляется через туннели, расположенные на противоположном берегу и используемые после окончания строительства в качестве водосбросов. По такой схеме, но без уравнительных резервуаров, построена Нурекская ГЭС на р. Вахш мощностью 2700 МВт с плотиной из грунтовых Материалов высотой 315 м.
В схеме III принято подземное расположение здания станции. Подвод воды к турбинам осуществляется индивидуальными напорными водоводами. Открытое распределительное устройство размещается на поверхности, почти непосредственно над зданием станции. Водосбросы выполнены в виде напорных туннелей.

Компоновка сооружений, приведенная на схеме IV, характерна наличием широкого подводящего канала, проложенного в обход плотины. От водоприемника по относительно коротким напорным водопроводам вода поступает к турбинам. Здание станции расположено вдоль берега реки. Паводковые расходы пропускаются по водосбросу, расположенному в конце подводящего канала. По аналогичной схеме построена Вилюйская ГЭС в Якутии.
При определенных условиях может оказаться рациональной схема V, по которой выполнена ГЭС Джатилухур в Индонезии (разрез по сооружениям приведен на рис. 3.5, схема 3).
В схеме VI поверхностный водосброс расположен на берегу. Башенный водоприемник находится над строительным туннелем, часть которого в дальнейшем используется в качестве турбинного водовода. Здание станции размещается под землей. Значительная длина отводящих туннелей позволяет использовать падение участка реки ниже здания станции. Такая компоновка является характерной для гидроэлектростанций, где концентрация напора осуществляется по комбинированной плотинно-деривационной схеме.
Красноярская ГЭС на Енисее (рис. 3.7) является примером гидроэлектростанции с приплотинным зданием. Массивной бетонной плотиной длиной по гребню 1065 м и максимальной высотой 125 м образовано водохранилище длиной 380 км с площадью зеркала около 2000 км2, полным объемом 73,3 км9 и полезным объемом 30,4 км3, У левого берега в русле реки расположена водосливная часть плотины длиной 225 м. Через семь водосливных отверстий пролетом по 25 м при напоре на гребне 10 м может быть пропущен расход 12 000 м3/с, что с учетом работы гидротурбин и регулирующей способности водохранилища обеспечивает пропуск паводка 33 400 м8/с (обеспеченностью 0,1%). При форсировке уровня на 1 м выше НПУ через водослив проходит расход 14 570 м3/с.
Станционная часть плотины длиной 360 м имеет 24 водоприемных отверстия. Порог отверстий для первых четырех агрегатов расположен на 13 м ниже, чем для остальных восьми. Это позволило осуществить пуск первой очереди ГЭС при пониженном напоре. Водоприемники оборудованы решетками (несколько вынесенными за напорную грань плотины), плоскими затворами с гидроподъемниками; имеются пазы для установки ремонтных затворов. Водоприемники обслуживаются козловым краном грузоподъемностью 150 т, у правого  левого берегов, а также между водосливной и станционной частями плотины имеются глухие части плотины длиной соответственно 232,5; 185,5; 60 м.
На левом берегу расположен судоподъемник. Суда перемещаются из одного бьефа в другой в самоходной судовозной камере, заполненной водой, по наклонным путям (уклон 1 ; 10) длиной 1600 м с шириной колеи 9 м. Размеры камеры 90X18 м, глубина воды —до 2,2 м, масса камеры с водой и судном 6,5 тыс. т. Максимальная высота подъема камеры над уровнем нижнего бьефа 115 м. Стоимость наклонного судоподъемника для условий Красноярской ГЭС в 3 раза меньше, чем шлюза, и в 1,5 раза меньше, чем вертикального судоподъемника.
Здание ГЭС расположено за плотиной, в нем установлено 12 агрегатов мощностью по 500 МВт, которые обеспечивают среднегодовую выработку электроэнергии более 20,4 млрд. кВт-Ч. Радиально-осевые турбины с диаметром рабочего колеса 7,5 м имеют частоту вращения 93,8 об/мин и рассчитаны на работу при напорах от 76 до 101 м. Максимальный расход воды через турбину равен 610 м3/с. Подвод воды к каждой турбине осуществляется двумя стальными водоводами диаметром 7,5 м, которые объединяются перед входом в спиральную камеру. Водоводы проложены по низовой грани станционной плотины, что позволило осуществлять их монтаж независимо от темпа строительства плотины. После окончания монтажа водоводы были забетонированы. Наружная железобетонная облицовка толщиной 1,5 м воспринимает около 10 % нагрузки от внутреннего давления воды, действующего на водовод.
Рабочие колеса гидротурбин массой 245 т были изготовлены цельносварными и доставлены специальными баржами из Ленинграда по Беломорско-Балтийскому водному пути. Северному морскому пути и Енисею. Для разгрузки рабочих колес вблизи здания ГЭС был сооружен специальный причал.
Электроэнергия от Красноярской ГЭС передается по двум линиям электропередачи напряжением 220 и 500 кВ. Открытые распределительные устройства расположены на обоих берегах реки.
Нурекская ГЭС (рис. 3.8) служит примером гидроэлектростанции с приплотинным зданием и плотиной из грунтовых материалов. В узком ущелье р. Вахт в котловане за перемычками возведена насухо грунтовая плотина высотой 315 м, образовавшая водохранилище объемом 10,5 км3. При принятой сработке уровня верхнего бьефа 53 м полезный объем составляет 4,5 км; этот объем предназначается в основном для попусков на орошение. Кроме того, из верхнего бьефа отбирается вода для орошения около 80 тыс. га плодородных земель. Нурекская ГЭС установленной мощностью 2700 МВт играет весьма важную роль в энергосистеме—она крупнейшая электростанция в Средней Азии.
Здание ГЭС (рис. 3.8, а, б) расположено в нижнем бьефе— за плотиной. К турбинам вода подводится от трех башенных водоприемников туннелями диаметром 10 м, пробитыми в скальных породах правого берега. Каждый из них затем разветвляется на три туннеля диаметром по 6 м. На расстоянии 150 — 200 м от водоприемников расположены шахты аварийно-ремонтных затворов. В здании ГЭС установлено 9 агрегатов мощностью по 300 МВт с радиально-осевыми турбинами диаметром 4,75 м. Перед каждой турбиной имеются шаровые затворы диаметром 4,2 м — крупнейшие в мировой практике (см. рис. 14.9).
С целью повышения эффективности ГЭС и ускорения ввода ее над нагрузку первые три агрегата были пущены при пониженном напоре, когда плотина была возведена только на высоту 143 м. Для этого на отметке 833 м был сооружен временный водоприемник, от которого был проложен временный туннель диаметром 6,5 м, разветвляющийся и сопрягающийся с тремя станционными водоводами. Для эксплуатации при пониженном напоре были установлены временные рабочие колеса гидротурбин (см. рис. 12.1), которые проработали 3 — 4 года, а затем были заменены на постоянные, рассчитанные на напор до 275 м.
Среднегодовая выработка при постоянной эксплуатации 11,2 млрд. кВт-ч. Энергия от Нурекской ГЭС передается в Среднеазиатскую энергосистему линиями напряжением 220 и 500 кВ от ОРУ, расположенных на правом берегу.


Рис. 3.7. Красноярская ГЭС:
а — план гидроузла; б — поперечный разрез станционной плотины и здания ГЭС; 1 — здание ГЭС; 2 — станционная плотина; 3 — водосливная плотина; 4 — 7 — глухие плотины; 8 — монтажная площадка; 9 — верховой судовозный путь; 10 — визовой судовозный путь; 11 — поворотное устройство; 12 — судовозная камера; 13 — волнозащитная стенка                                                                                                     


Рис. 3.8. Нурекская ГЭС:
а — план сооружений гидроузла; б — продольный разрез по напорным водоводам постоянной схемы эксплуатации; 1 — глубинный водоспуск; 2 — поверхностный водосброс; 3 — туннель глубинного водосброса; 4 — строительный туннель третьего яруса; 5 — строительный туннель второго яруса; 6 — ОРУ 220 кВ; 7 — здание ГЭС; 8 — ОРУ 500 кВ; 9 — помещение развилок; 10 — аварийный затвор; 11 — постоянные водоприемники; 12 — временный туннель; 13 — временный водоприемник; 14 — верховая строительная перемычка

На левом берегу расположены три яруса туннелей, служившие для пропуска расходов воды во время строительства. Длина каждого туннеля — около 1,5 км, площадь поперечного сечения — более 100 м2; они имеют сложную систему затворов в головной части. Применение трех ярусов туннелей было вызвано тем, что в период проектирования и строительства Нурекской ГЭС существовавшие конструкции затворов не могли воспринимать напор более 110 м. При пропуске паводка строительные туннели работали попарно: первые два яруса — в период наполнения водохранилища н пуска первых трех агрегатов во временную эксплуатацию, второй и третий ярусы— при доведении отметки воды в верхнем бьефе до проектной. Максимальные расходы воды в туннелях достигали 2650 м2/с при скорости 25,8 м/с. По окончании строительства туннели первого и второго ярусов и верховой участок туннеля третьего яруса были закрыты бетонными пробками.
При постоянной эксплуатации сброс максимального расхода 5400 м3/с обеспеченностью 0,01% осуществляется через туннель водовыпуска и по наклонной шахте, соединенной с концевым участком строительного туннеля третьего яруса.
В рассмотренных выше компоновках гидроузлов на рис. 3.4, 3.5 и 3.6 (схемы 1 и V) здания станций расположены непосредственно за бетонной или грунтовой плотиной или встроены в нее, такие здания носят название приплотинных. В схемах II, III, IV, VI рис. 3.6 здания станций находятся в удалении от плотин, вода к ним подводится относительно длинными водоводами или подводящим каналом и короткими напорными водоводами.

Такие здания ГЭС, непосредственно не примыкающие к плотине, называются обособленными, или автономными. В гидроэлектростанциях с плотинной схемой концентрации напора комплекс гидроэнергетических сооружений (водоприемник, водоводы, здание ГЭС), устроенный в удалении от плотины, получил название напорно-станционного узла.
Принципиальная компоновка основных сооружений гидроузлов, показанных на рис. 3.6, не изменится, если вместо грунтовых плотин будут бетонные (гравитационные, арочные, контрфорсные). Уменьшится лишь длина подводящих водоводов.
В узких ущельях при высоких напорах возникают трудности с размещением здания станции и водосбросных сооружений. В этих случаях здание встраивают в гравитационную или арочно-гравитационную плотину, которая в свою очередь делается водосливной, рассчитанной на пропуск паводковых расходов гидроузла. Кроме того, могут предусматриваться и глубинные напорные водосбросы-водовыпуски. В подобных компоновках особое внимание должно быть обращено на недопущение размыва в нижнем бьефе: допускаемые удельные расходы при скальных основаниях составляют не более 120 — 140 м3/(с-м).
Примером рассмотренного выше компоновочного решения может служить ГЭС Монтейнар во Франции (рис. 3.9), введенная в эксплуатацию в 1964 г. Максимальный напор ГЭС 127 м, минимальный 77 м, установленная мощность 320 МВт в четырех агрегатах с диаметром рабочего колеса 4,0 м. Машинный зал ГЭС размером 15X35 м встроен в арочно-гравитационную плотину с наибольшей высотой 153 м и длиной по дуге гребня 210 м. Два поверхностных лотка-водосброса рассчитаны на пропуск расхода 2500 м3/с при форсировке уровня верхнего бьефа на 5 м над отметкой НПУ. Над машинным залом в теле плотины проходят напорные водосбросы-водовыпуски, имеющие со стороны верхнего бьефа выносные сороудерживающие решетки. Удельный максимальный расход в нижнем бьефе составляет 114 м3/(с·м).


Рис. 3.9. ГЭС, встроенная в арочно-гравитационную плотину с водосбросами над машинным залом:
а — план гидроузла; б — разрез здания; 1 — транспортный туннель для въезда на монтажную площадку; 2 — машинный зал; 3 — места установки повышающих трансформаторов; 4 — служебные помещения; 5 — водоприемные отверстия; 6 — входные отверстия водосбросов; 7 — транспортный туннель для въезда на гребень плотины; 8 — водовыпуск; 9 — сороудерживающая решетка водовыпуска                                        


Рис. 3.10. Чиркейская ГЭС с двухрядным расположением агрегатов в приплотинном здании станции: а — разрез; б — план гидроузла; 1 — плотина; 2 — водоприемники;3 — напорные водоводы; 4 — здание станции; 5 — грузовой туннель; 6 — водосбросный эксплуатационный туннель

Въезд на монтажную площадку — по туннелю, проходящему в толще пород правого берега.
В еще более узких створах не удается разместить здание станции по ширине ущелья. В этих случаях прибегают к компоновкам типа 2, III, IV (рис. 3.6) или располагают агрегаты ГЭС в два (или три) ряда. Водосбросы в этих случаях обычно устраивают в берегах, хотя не исключено сооружение лотков- водосбросов над зданием ГЭС, как в рассмотренном выше примере (рис. 3.9).
Чиркейская ГЭС на р. Сулак служит примером высоконапорной гидроэлектростанции с приплотинным зданием и двухрядным расположением агрегатов в нем (рис. 3.10). Установленная мощность ГЭС 1 млн. кВт в четырех агрегатах с гидротурбинами Р0230-В-450. Расчетный напор 170 м, максимальный статический 207 м. Здание ГЭС с размерами в плане 60X43,8 м примыкает к арочной плотине длиной по гребню 333 м и максимальной высотой 233 м. Ширина створа на отметке гребня плотины 266 м, на отметке пола машинного зала — около 55 м. При обычном однорядном расположении агрегатов длина здания составила бы 92 м. Напорные водоводы проложены по низовой грани плотины, два из них в нижней части изогнуты в плане, так как идут в обход агрегатов первого (со стороны верхнего бьефа) ряда. Особенностью этих агрегатов является нестандартная форма (большие высота и длина) отсасывающих труб, диффузоры которых проходят под трубами турбин второго ряда. Въезд на монтажную площадку — по транспортному туннелю на правом берегу. На левом берегу устроен туннель эксплуатационного водосброса. Расчетный максимальный расход через гидроузел (0,01% обеспеченности) составляет 3550 м/с.



 
« Гидратный водно-химический режим на электростанциях с барабанными котлами   Главные электрические схемы электростанций »
электрические сети