ГОЛОВНЫЕ УЗЛЫ ДЕРИВАЦИОННЫХ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Компоновка и состав сооружений головного узла должны обеспечивать бесперебойное поступление воды в деривационные водоводы гидроэлектростанции в соответствии с режимами ее работы, пропуск паводковых расходов, защиту деривационных водоводов от попадания в них наносов, сора, льда, а также сброс и промыв наносов, оседающих перед сооружениями.
Головные узлы с низконапорными плотинами обычно сооружаются на горных реках. Напор, создаваемый -плотиной в этом случае, составляет (Небольшую часть общего напора гидроэлектростанции. На головных узлах этого типа серьезное внимание должно быть уделено мероприятиям по борьбе с заполнением наносами большей части бассейна верхнего бьефа. Для этого обычно сооружается водосбросная бетонная плотина с низким порогом и поднимающимися вверх затворами. Такая конструкция обеспечивает промыв наносов, который осуществляется успешно, если ширина водосбросного фронта близка к ширине бассейна верхнего бьефа. Если водосбросный фронт узок, то эффективный промыв может быть обеспечен лишь при условии применения специальных сооружений или устройств для придания потоку нужного направления.
Глухая часть плотины может быть бетонной или из грунтовых материалов: земляной, каменнонабросной, каменно-земляной. Водоприемник обычно размещается на берегу или совмещен с плотиной. Если река несет взвешенные наносы, которые опасны с точки зрения заиления деривации и истирания стальных водоводов и особенно проточной части гидротурбин, то в составе головного узла устраивается отстойник, представляющий собой камеру, в которой из-за уменьшения скорости потока взвешенные частицы, содержащиеся в воде, выпадают на дно, а затем удаляются. Отстойник может быть совмещен с водоприемником или расположен на некотором расстоянии от него. В этом случае на участке канала от головного узла до отстойника должны быть обеспечены повышенные скорости воды, чтобы предотвратить выпадение наносов, а также увеличенные расходы воды, достаточные для промыва отстойника без уменьшения подачи воды на гидроэлектростанцию.
Головные узлы с плотинами среднего и высокого напора характерны для плотиннодеривационных схем. Основными сооружениями узла являются плотина, водоприемник и водосброс. Наличие водохранилища большой вместимости обеспечивает осаждение наносов, и необходимость устройства отстойника отпадает. На головных узлах с высокими плотинами возможны большие колебания уровня в водохранилище, в связи с чем водоприемники. устраиваются глубинными, а деривация выполняется напорной. В зависимости от типа плотины принимаются те или иные тип водосброса и место расположения водоприемника. Если подпорным сооружением является бетонная гравитационная плотина, то водосбросы (глубинные или поверхностные) обычно совмещают с ней, а водоприемник размещают в теле плотины. Арочные и контрфорсные плотины также допускают размещение в них водосбросов и водоприемников ГЭС. В ряде случаев по условиям компоновки водоприемники могут быть перенесены на берег или выполнены в виде отдельно стоящих башен. Береговые и башенные водоприемники применяются также при грунтовых и каменнонабросных плотинах, когда прокладка трубопроводов в теле плотины нежелательна.
СООРУЖЕНИЯ СТАНЦИОННЫХ УЗЛОВ ДЕРИВАЦИОННЫХ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Состав сооружений станционного гидроузла и их компоновка зависят от типа деривации, напора, длины напорных станционных (или, как их иногда .называют, турбинных) водоводов, геологических и топографических условий. В варианте 1 на рис. 3.11 к станционному узлу относятся здание ГЭС, напорный бассейн, отводящий канал, а также распределительное устройство (на рисунке не показано). Здание ГЭС своей водоприемной частью выходит в напорный бассейн и воспринимает напор воды. Его конструкция в данном случае аналогична конструкции здания ГЭС руслового типа.
На судоходных реках возведение гидроэлектростанций иногда сочетают с реконструкцией водного пути. Деривационные каналы в этом случае являются транспортно-энергетическими, а длина их может быть значительной. В составе станционного узла в этих условиях появляется шлюз или судоподъемник.
В варианте 2 на рис. 3.11 здание ГЭС соединяется с напорным бассейном станционными водоводами. Состав сооружений станционного узла аналогичного типа поясняется также схемой рис. 3.14. Деривационный канал заканчивается напорным бассейном, от которого начинаются турбинные водоводы. В состав напорного бассейна включен водосброс. Водосбросы в схеме таких станционных узлов характеризуются сравнительно небольшими расходами и значительными разностями уровней верхнего и нижнего бьефов. В этих условиях могут быть применены быстротоки, трубопроводы, шахтные водосбросы с гашением энергии в нижнем бьефе.
Здание ГЭС и напорный бассейн связываются служебной автомобильной дорогой или наклонным рельсовым путем (бремсбергом), по которому при помощи лебедок передвигаются специальные вагонетки. На рис. 3.14 показаны три принципиально возможных варианта расположения бассейна суточного регулирования: БСР расположен рядом с напорным бассейном (вариант 1); БСР примыкает к деривационному каналу (вариант 2); БСР соединен напорным трубопроводом с турбинными водоводами (вариант 3).
Рис. 3.15. Ингурская ГЭС:
а — схема каскада; б — головной узел; в — разрез по водоводам; 1 — арочная плотина; 2 — береговой водоприемник; 2 — строительный туннель; 4 — верховая перемычка; 5 — низовая перемычка; 6 — водосбросы; 7 — шахта затворов; в — уравнительный резервуар; 9 — помещение дисковых затворов; 10 — подземное здание ГЭС; 11 — ОРУ; 12 — отводящий безнапорный туннель; 13 — место для сооружения здания приплотинной ГАЭС
При расположении по варианту 2 деривационный канал от головного узла до бассейна суточного регулирования может рассчитываться на расход, близкий к среднесуточному расходу гидроэлектростанции, а участок канала между бассейном суточного регулирования и напорным бассейном должен допускать колебания уровня, связанные с неравномерностью суточного графика нагрузки ГЭС, и рассчитываться на пропуск максимального расхода, соответствующего мощности ГЭС в период работы в пике графика. Поэтому такой участок иногда называют пиковым каналом.
В варианте 3, исходя из тех же соображений, что и для варианта 2, участки станционных водоводов от напорного бассейна до присоединения трубопроводов от БСР могут быть рассчитаны на средний суточный расход ГЭС, а нижние участки — на максимальный расход. Для опорожнения турбинных водоводов должна быть предусмотрена установка затворов на трубопроводах, идущих от бассейна суточного регулирования.
На Ингурской ГЭС (рис. 3.15) используется разность уровней двух соседних рек путем переброски стока р. Ингури в р. Эрисцкали. Под общим наименованием Ингурская ГЭС подразумевается комплекс пяти гидроэлектростанций: основной плотинно-деривационной Ингурской ГЭС, Перепадной ГЭС-1 с приплотинным зданием ГЭС и трех однотипных Перепадных ГЭС № 2, 3 и 4 с русловыми зданиями ГЭС, расположенными на отводящем канале.
Арочная плотина высотой 271 м создает Джварское водохранилище общим объемом 1,1 км3 и полезным 0,68 км3 при глубине сработки 70 м. Кроме арочной плотины в состав головного узла на р. Ингури входит расположенный на правом берегу ущелья глубинный водоприемник, рассчитанный на расход 450 м3/с и имеющий два отверстия с решетками и плоскими затворами в вертикальной шахте.
Эксплуатационный водосброс, рассчитанный на расход 1900 м3/с, располагается на гребне плотины и состоит из шести отверстий шириной по 10,5 м, перекрываемых секторными затворами высотой 3,5 м. Кроме того, предусмотрен водоспуск в теле плотины для осуществления попусков в нижний бьеф.
Во время строительства плотины расходы реки в обход котлована отводились безнапорным туннелем длиной 400 м, имеющим расчетный расход 410 м3/с. Деривационный напорный туннель диаметром 9,5 м и длиной около 15,3 км пересекает ущелья, по которым протекают реки Эрнсцкали и Олори. В этих местах устроены мосты (акведуки) с уложенными на них стальными трубопроводами диаметром 7 м.
В состав станционного узла входят: уравнительный резервуар в виде шахты с расширением вверху (верхняя камера), помещение дисковых затворов, туннельные турбинные водоводы, подземное здание ГЭС, в котором установлены пять агрегатов мощностью по 260 МВт, а также ОРУ, расположенное на поверхности над зданием ГЭС. Отводящая деривация в виде безнапорного туннеля и канала общей длиной 3160 м соединяется с расположенным ниже Гальским водохранилищем Перепадной ГЭС-1, колебания уровня в котором составляют всего около 1 м.
Суммарный статический напор Ингурской ГЭС 409,5 м складывается из напоров, создаваемых плотиной (226 м) и деривацией (183,5 м); таким образом, данная компоновка относится к классу гидроэлектростанций с плотинно-деривационной схемой концентрации напора. Расчетный напор турбин 325 м. По компоновке подземных сооружений Ингурская ГЭС может быть отнесена к промежуточной схеме (рис. 3.13). Среднемноголетняя выработка энергии 5,4 млрд. кВт-ч/год.
