Гидроэнергетика СССР - Компоновки сооружений гидроузлов

Глава восьмая
КОМПОНОВКИ СООРУЖЕНИЙ ГИДРОУЗЛОВ
8.1. Общие положения

Выбор компоновки является сложной инженерной задачей, при решении которой учитываются энергоэкономические требования, топографические, геологические, гидрогеологические, гидрологические и другие природные условия, вопросы организации и производства работ, надежность эксплуатации, требование использования современных достижений научно-технического прогресса и необходимость увязки проектируемого объекта с построенными и возможными к осуществлению гидроузлами каскада и др. Для каждого гидроузла перечисленные условия характеризуются своей спецификой и поэтому в реальном проекте компоновка сооружений решается индивидуально, на основе результатов изысканий, исследований и проектных проработок.
Однако при выборе состава и типов сооружений и вариантов их компоновок анализируется предшествующий опыт и используются в качестве аналогов существующие проектные решения, дополненные и обогащенные данными последующей инженерной практики. Некоторые указания по выбору типов и компоновок сооружений изложены в действующих нормативных и методических документах. Компоновочные решения ответственных гидроузлов проверяются на гидравлических и других пространственных моделях.
Вопросы выбора типов сооружений и компоновочных решений неразрывно связаны между собой и подлежат уточнению в процессе проектирования, по мере получения изыскательских и исследовательских материалов.
Подлежат определению основные параметры будущего гидроузла: тип гидроузла, отметки верхнего и нижнего бьефов, необходимый регулирующий объем водохранилища, возможные типы основных гидротехнических сооружений и их взаиморасположение и т. и. При этом изучается наибольшее число различных вариантов сооружений и компоновочных решений. Следует иметь в виду, что практика показывает необходимость выполнения значительной части изыскательских и некоторых  исследовательских работ на ранней стадии проектирования для обеспечения возможности определения технико-экономических показателей проектируемого гидроузла. В проекте окончательно устанавливаются конструкции и габариты сооружений, их взаимное месторасположение, связи, определяются окончательные объемы работ, стоимость и др. На стадии рабочей документации эти вопросы не подвергаются коренным изменениям.
Компоновка сооружений гидроузла при намеченном составе сооружений, подпорной отметке и энергетических режимах должна обеспечивать надежность, долговечность и удобство эксплуатации гидроузла, его минимально возможную стоимость, целесообразные минимальные сроки строительства и наиболее рациональное использование гидроузла для нужд энергетики, ирригации, водоснабжения и других целей, причем кроме природных, производственно-строительных и технико-экономических условий должны учитываться изменения в верхнем и нижнем бьефах, возникающие в результате создания гидроузла. Компоновочные решения сооружений напорных гидроузлов первого и второго классов проверяются обычно на стадии технического проекта с помощью пространственных гидравлических и других моделей, на которых выявляются условия подвода воды в верхнем бьефе к водозаборным сооружениям, отвода воды и стеснения русла во время строительства, растекания потока и размывов русла в нижнем бьефе в эксплуатационный и строительный периоды.
С учетом длительного строительства большинства крупных гидроузлов в СССР для них предусматривается возведение сооружений и ввод их в действие очередями с выдачей электроэнергии и обеспечением при необходимости зарегулированных попусков воды в строительный период. Ввод первой очереди ГЭС во временную эксплуатацию осуществляется при пониженном напоре, т. е. при недостроенной плотине, что дает, как правило, экономический эффект.
При выборе компоновочных решений учитывается, что в гидроузлах с бетонными плотинами любой высоты желательно их использование для пропуска строительных и эксплуатационных расходов водотока, подвода воды к агрегатам ГЭС, для обеспечения попусков воды, требуемых по условиям санитарии, судоходства, водоснабжения и ирригации объектов, расположенных в нижнем бьефе. Необходимо также проверять целесообразность использования для размещения водосбросных устройств зданий ГЭС, сооружений, предназначенных для пропуска строительных расходов и т. и.
По способу создания напора гидроузлы делятся на плотинные, в которых в создании напора наряду с плотиной может участвовать и здание гидроэлектростанции; деривационные, на которых напор создается при помощи деривации; смешанные плотинно-деривационные, т. е. обеспечивающие создание напора сочетанием плотины с деривацией.
По напору гидроузлы подразделяются на низконапорные, средненапорные и высоконапорные (более 100 м). В настоящее время наблюдается тенденция к увеличению предельных напоров для каждой группы.

Таблица 8.1. Приплотинные гидроузлы


Продолжение табл. 8.1

*По стоимостям, относимым на энергетику.
** В числителе — полный сбросной расход, в знаменателе — с учетом трансформации в водохранилище.

Таблица 8.2 Плотинно-деривационные гидроузлы


Продолжение табл. 8.2

Таблицa 8.3. Деривационные гидроэлектростанции

Продолжение табл. 8.3

В благоприятных топографических и геологических условиях при создании плотинами водохранилищ с относительно незначительным ущербом от затопления осуществляют гидроузлы, концентрированный напор на которых создается высокими плотинами (Мингечаурский, Бухтарминский, Братский, Красноярский, Зейский, Саяно-Шушенский, Чиркейский, Усть-Илимский и другие). Как видно из данных табл. 8.1, в настоящее время прослеживается тенденция к увеличению напора на плотинах и к уменьшению ущерба от затоплений.
Плотинно-деривационные гидроузлы (табл. 8.2) обычно сооружаются в горных и предгорных районах при возможности создания плотинами водохранилищ с многолетним, годовым или сезонным регулированием стока, а также при относительно больших уклонах водотока, позволяющих путем устройства деривации значительно повысить напоры на ГЭС. В некоторых случаях, однако, водохранилища при плотинно-деривационных ГЭС выполняют функции лишь недельного и суточного регулирования. Примерами плотинно-деривационных гидроузлов являются Ингурский с плотиной высотой 271,5 м и туннельной деривацией с общим статическим напором 409,4 м; Шамбский на р. Воротан; Ладжанурский с плотиной высотой 69 м и напорной туннельной деривацией длиной 2,5 км и др. За рубежом в горных и предгорных районах также часто сооружают смешанные плотинно-деривационные гидроузлы. Примером является Верцаска в Альпах с плотиной высотой 220 м, создающей водохранилище для сезонного регулирования стока, с короткой подводящей деривацией и подземным зданием ГЭС. Примеры деривационных гидроэлектростанций приведены в табл. 8.3.
Для выявленных участков размещения проектируемого гидроузла намечаются возможные варианты створа подпорных сооружений, которые сопоставляются между собой по инженерно-геологическим, топографическим, строительным и другим условиям, а также с учетом рассматриваемых в данном проекте возможных подпорных отметок, типов сооружений и их компоновочных решений. При выборе створа напорного гидроузла, трасс деривации и местоположения напорностанционного узла учитывается совокупность следующих факторов: инженерно-геологические и гидрогеологические условия; топографические условия створов и строительной площадки; наличие местных строительных материалов и их удаленность от створа;
условия пропуска строительных расходов водотока;
условия производства работ и общие сроки строительства;
затопления в верхнем бьефе и изменения в нижнем бьефе как при суточном, так и при сезонном регулировании стока;
организация и размещение строительного хозяйства, поселков, а также наличие населенных пунктов, объектов стройиндустрии и других предприятий, которые могут быть использованы при строительстве гидроузла;
условия выдачи электроэнергии в систему и местным потребителям;
транспортные условия и подходы и др.
Выбор схемы деривации, ее характера и состава деривационных сооружений также производится с учетом высотного положения, расчетного расхода воды, амплитуд колебания уровней воды в водохранилище и др.

При проектировании плотинно-деривационных ГЭС главными вопросами являются выбор места плотины на используемом участке реки, деление напора между плотиной и деривацией, выбор месторасположения   ГЭС (деление деривации на подводящую и отводящую), выбор берега для деривации, выбор типа деривации или разумного сочетания типов и др.
При выборе местоположения сооружений деривационных ГЭС рассматривается возможность использования деривации для водоподводящих трактов ирригационных систем после использования воды на турбинах гидроэлектростанций (ряд гидроэлектростанций в Средней Азии), а также целесообразность совмещения деривации или ее начальных участков со строительными туннелями или другими сооружениями водосбросного тракта, а также с водоподводящим трактом ГЭС. Так, в проекте Тельмамского гидроузла на р. Мамакан расположенный в верхнем бьефе подводящий канал используется для подачи воды к водосбросным сооружениям и к деривации ГЭС. Обычно при соответствующих природных условиях целесообразно захватывать в деривацию или уже в пределах сооружений станционного узла сток близрасположенных водотоков (примером может служить захват стока р. Карабулах в деривацию Храмской ГЭС II, захват нескольких притоков в Ингури по схеме ее использования и др.). При проектировании деривационных гидроузлов при нецелесообразности использования водохранилища для суточного регулирования рассматриваются варианты использования долин или имеющихся котловин и т. п. для устройства бассейнов суточного регулирования.
При выборе створов плотин, типов и состава сооружений и их месторасположения необходимо учитывать влияние изменения природных и общехозяйственных условий при создании напора и возведении гидроузла, в частности, такие моменты, как:
изменение режима водотока в верхнем и нижнем бьефах;
заиление наносами водохранилища и переформирование русла реки и берегов;
устойчивость склонов в верхнем и нижнем бьефах;
подтопление и заболачивание территорий;
возможность разработки природных ресурсов при их подтоплении;
возможные нарушения работы систем водоснабжения и мелиорации;
условия судоходства и лесосплава;
вновь создаваемые условия рыбоводства;
изменение санитарной обстановки в зоне влияния гидроузла;
увязка архитектурно-планировочных решений с ландшафтом и рельефом местности, сохранение и улучшение ландшафта, особенно в местах, имеющих мемориальное значение;
обеспечение благоприятных гидравлических режимов в период пропуска строительных расходов и временной эксплуатации, рекультивация земель, занятых под карьеры строительных материалов, отвалы пород и пр.
Генеральный план гидроузла, который базируется на инженерной компоновке основных сооружений, должен быть увязан с проектом районной планировки, с планировкой промышленного района и с перспективами развития района. Архитектурная часть проекта гидроузла разрабатывается при этом как единая объемно-пространственная композиция всего комплекса сооружений, при которой основные и вспомогательные сооружения представляют единый ансамбль.

Таблица 8.4. Удельные показатели некоторых высоконапорных гидроузлов с бетонными плотинами

* В составе гидроузла грунтовая плотина.
** Комплексного, преимущественно ирригационного назначения.

Технико-экономические показатели проектируемого гидроузла во многом зависят от правильного выбора типа плотины, стоимость которой в высоконапорных гидроузлах составляет до 40—50% стоимости основных сооружений. Приближенная оценка эффективности гидроузла с высокой бетонной плотиной и с приплотинной ГЭС (без судоходных сооружений) может быть выражена через удельный расход бетона гидроузла в кубических метрах на 1000 кВт-ч электроэнергии по среднему расчетному году (табл. 8.4).

С введением в действие с 1969 г. новых сметных норм и цен изменилось соотношение между стоимостью бетонных плотин и плотин из грунтовых материалов в пользу последних, в связи с чем при аналогичных условиях преимущество отдается в настоящее время чаще грунтовым плотинам.
Значительное влияние на выбор компоновочных решений оказывает учет таких современных тенденций в гидроэнергетике, как преимущественное сооружение гидроузлов комплексного назначения и освоение водотоков путем строительства каскада ГЭС.