Частота аварий для различных типов плотин 2 страница

Другой по значимости внешней нагрузкой, вызвавшей отказы, в том числе и в последнее время, являются паводки вероятностью ниже расчетной величины. Анализ показывает, что всегда имеется риск превышения поверочного расхода на водосливе в течение расчетного срока службы сооружения. Для бетонных плотин эта вероятность, по нашим данным, составляет 8,9Е+04. На грунтовой плотине Мачху II в Индии определенный на основании 90-летних наблюдений расчетный расход 5,7 тыс. куб. м/с оказался превзойденным дважды в течение четырех лет эксплуатации, а в 1979 году – в 4,7 раза и достиг 26,6 тыс. куб. м/с. Это свидетельствует об исключительной важности правильной оценки расчетного водосбросного расхода. В разное время подобные катастрофы имели место на плотинах: Саут Форк в США, Зербино в Италии, Тоус в Испании и недавнее разрушение плотины Кулекхани в Непале.

Сейсмические воздействия – сравнительно недавно учитываемый фактор при расчетах плотин, на который обратили внимание, по-видимому, после разрушения грунтовой плотины Шеффилд высотой 7,5 м в Калифорнии в 1925 году. Катастрофического разрушения крупной плотины в результате сейсмического воздействия не зарегистрировано, однако разрушения небольших плотин имели место. Так, бетонная гравитационная плотина Каньон дель Пато высотой 20 м в Перу в результате катастрофического 10-бального землетрясения с магнитудой 7 ¾ с эпицентром в 25 км от гор. Чимботе, в результате которого лавина скальных обломков перекрыла русло реки Санта, оказалась разрушенной. В катастрофическом Спитакском землетрясении в Армении в 1988 году интенсивностью 10 баллов небольшие гидроэлектростанции ДзораГЭС и Ленинаканская, расположенные в 20 км от эпицентра, получили повреждения в виде трещин. Неопределенность этого фактора и высокий социальный риск в случае аварии заставили отказаться от возведения в 1967-1970 гг. арочной плотины Оберн в Калифорнии, несмотря на то, что уже было израсходовано 360 млн. долларов.

Отказы от других внешних воздействий составляет 4%. Так, ежегодно из-за затопления водохранилищ теряется 1% полезной ёмкости водоёмов. С введением ранней диагностики состояния плотин после серии катастроф в 60-е годы путём измерения и контроля потенциально опасных факторов риска вероятность разрушения плотин снизилась до 0,1% при росте риска повреждения. Затраты на ликвидацию таких повреждений значительны. Для многоарочной плотины Даниель Джонсон высотой 210 метров в провинции Квебек в Канаде, построенной по проекту французской фирмы «Коин и Белье», перепад температуры более в 50С вызвал трещинообразование в плотине и основании и потребовал проведения ремонтных работ по созданию теплозащитного экрана и укрепления основания стоимостью в 144 млн. долларов. [12, с. 40-50]

1.5 Влияние водохранилища на экосистему речной долины

Строительство водохранилищ имеет позитивные экономические и негативные экологические последствия, включая потенциальную опасность для населенных пунктов, лежащих на прилегающих к водохранилищу территориях. (Однако следует отметить, что значительные или заметные изменения в окружающей среде вызывают преимущественно крупные и некоторые средние водохранилища. Влияние небольших и малых водохранилищ на природу и хозяйство территории обычно невелико, а нередко и положительно.)

Позитивная сторона довольно ясна: производство энергии, водоснабжение промышленных центров, ирригация и улучшение условий для водного транспорта, рекреация и др.

Негативная сторона довольно многообразна и основана на реальном опыте:

1. В верхнем бьефе:

§ развитие ветровой абразии;

§ переработка берегов водохранилища и их трансформация;

§ заболачивание новых территорий в результате подтопления их водохранилищем;

§ изменение качества вод (содержание растворенного кислорода, эвтрофикация и т.д.);

§ изменение термического и ледового режимов;

§ аккумуляция в донных отложениях токсичных веществ;

§ изменение уровневого и скоростного режимов;

§ отчленение плотиной нерестилищ проходных и полупроходных рыб.

2. В нижнем бьефе:

§ переосушение поймы в результате изменения водного режима;

§ изменение качества вод;

§ увеличение эрозионной способности благодаря осветлению воды в верхнем бьефе;

§ изменение термического и ледового режимов;

§ уменьшение частоты формирования руслоформирующего и поймоформирующего расходов;

§ изменение местных климатических условий (увеличение влажности, скорости ветра и т.п.).

Таким образом, при строительстве водохранилища для минимизации негативного воздействия на природную среду необходимо использовать критерии для выбора места для постройки (такие как коэффициенты использования земельной площади водохранилищем, расширения водной поверхности, падения растворенного кислорода в водохранилище во все месяцы года, коэффициент эвтрофирования, мелководности, термической стратификации, водообмена, выравнивания максимального расхода воды, экологический сток или экологически необходимые расходы и уровни воды во все фазы водного режима в годы различной обеспеченности, коэффициент развитости поймы). [10], [23, с. 75-76].

1.6 Контроль, безопасность, законодательство (по зарубежным и российским примерам)

Аварии, произошедшие во многих странах, стимулировали принятие законодательных мер по безопасности плотин, включающих постоянные наблюдения за состоянием объектов, контроль за соблюдением норм и правил эксплуатации, выявление и устранение повреждений, выполнение в срок профилактических ремонтов, проведение регулярных инспекций (не реже одного раза в 5 лет).

Во Франции с 1966 г. все плотины, выше 20 м и образующие водохранилище объемом более 15 млн. куб. м, поставлены под особый контроль государства. Кроме обычных мер, обеспечивающих безопасность гидротехнических сооружений, контроль предусматривает испытания водосбросных устройств и полное опорожнение водохранилища один раз в 10 лет.

В Швейцарии система контроля, принятая в 1957 г., обеспечивает наблюдение за всеми плотинами выше 10 м, за плотинами высотой 5-10 м, образующими водохранилища объемом более 50 тыс. куб. м, и за плотинами ниже 5 м, если их разрушение представляет опасность для территорий в нижних бьефах.

В большинстве штатов США законодательство по безопасности плотин было принято в последнее десятилетие. В соответствии с законом инспекции подлежат все русловые плотины высотой более 1,83 м с водохранилищами объемом 61 667 куб. м, или высотой более 4,57 м с водохранилищами объемом 18 500 куб. м. В 1963 г. после аварии на плотине Болдуин Хиллз закон был распространен и на все плотины наливных водохранилищ.

Разрушение плотины Тетон в 1976 г. так всколыхнуло американскую общественность, что вопросом безопасности гидросооружений заинтересовался президент США Джимми Картер. Его интерес еще более усилился после аварии во время урагана на небольшой частной плотине (ноябрь 1977 г.) в его родном штате Джорджия, в результате чего погибли 38 человек. Был созван специальный Межведомственный совет по безопасности плотин, в состав которого вошли федеральные агентства, занимающиеся проектированием, строительством и эксплуатацией этих сооружений.

В 1979 г. Федеральное агентство по чрезвычайным ситуациям опубликовало «Директивы по безопасности плотин». Наиболее важной частью этого документа является раздел, в котором детально расписаны планы действий во время аварийных ситуаций. Они включают:

· анализ причин и способов разрушения плотины (постепенное или внезапное),

· восстановительные работы (меры по возмещению ущерба),

· карты затоплений,

· оповещение и предупреждение властей и населения,

· планы эвакуации.

В России в 1997 г. вступил в силу Федеральный закон «О безопасности гидротехнических сооружений», предусматривающий не только меры, осуществляемые и контролируемые государством, но и порядок обеспечения безопасной эксплуатации сооружений их собственниками и эксплуатирующими организациями. Обязательным является выполнение диагностического контроля за состоянием гидротехнических сооружений, их оснований с применением современной контрольно-измерительной аппаратуры и компьютерных систем мониторинга.

Аварийное состояние многих гидротехнических объектов вызвало повышенное внимание со стороны водохозяйственных органов. Ведомства приняли конкретные шаги, обеспечивающие нормальное функционирование подпорных сооружений. В ежегодных отчетах МЧС России стали отмечаться наиболее опасные ситуации на гидросооружениях, обнародован справочный материал «Об экологических угрозах, связанных с техническим состоянием гидроузлов России».

Для совершенствования систем контроля за опасными проявлениями стихийных и антропогенных факторов при эксплуатации гидросооружений Министерством топлива и энергетики и его подразделениями созданы комиссии. Образован Межведомственный комитет по контролю за их состоянием, в который вошли представители Минтопэнерго, Минприроды и МЧС, а в РАО «ЕЭС» функционирует Главный Энергонадзор.

Как показывает практика, ущерб от аварий во много раз превышает стоимость сооружения. В то же время контроль, хотя бы в объеме 1-2 % его стоимости, значительно снижает вероятность аварий. Вот почему за состоянием плотин, шлюзов, дамб и других устанавливается жесткий мониторинг. Он подразумевает систему мер по наблюдению, оценке, контролю и управлению за состоянием гидротехнических объектов в целях предотвращения или уменьшения вероятности аварий и их катастрофических последствий. Эта система должна включать и фундаментальные исследования, в том числе:

· новые разработки по прогнозированию факторов риска, меры по соблюдению норм безопасности, корректировку инженерных решений на всех этапах создания и эксплуатации гидроузлов;

· разработку системы по раннему оповещению и защите населения, природных и хозяйственных объектов от катастроф;

· обучение населения поведению и действиям при авариях;

· разработку сценариев реагирования во время и после катастроф;

· оказание помощи пострадавшим;

· ликвидацию последствий. [1, с. 7-8]

2. Описание предприятия

2.1 Общие сведения по Павловской ГЭС

Гидротехнические сооружения Павловской ГЭС расположены правом притоке реки Белой - на реке Уфе, и находятся в 177 км выше по течению г. Уфы. [13, с. 8]. Согласно [14, с. 71], можно привести некоторые параметры водотока (реки Уфы):

«Площадь водосброса – 46 500 кв. км. Среднемноголетний сток – 10,5 куб. км. Среднемноголетний расход – 336 куб. м/сек. Максимально наблюденный расход – 4 800 куб. м/сек (май 1979 г.). Расчетный максимальный расход воды обеспеченностью

· 0,1 % - 8 050 куб. м/сек (основной расчетный случай);

· 0,1 % - 8 200 куб. м/сек (проверочный расчетный случай);

· 1,0 % - 6 140 куб. м/сек;

· 5,0 % - 4 880 куб. м/сек;

· 10,0 % - 4 300 куб. м/сек.

Средний расход летней межени – 285 куб. м/сек. Средний расход зимней межени – 125 куб. м/сек.»

Павловская ГЭС является филиалом ОАО «Башкирэнерго». Генеральным директором ОАО «Башкирэнерго» является Салихов А. А. Главным инженером – Пискунов А. А.

Полный почтовый адрес Павловской ГЭС: 452432, Республика Башкортостан, Нуримановский район, пгт. Павловка. Телефон: (3472) 31-54-95, 29-37-73. E-mail: postmasterpges bashen.elektra.ru. Директором Павловской ГЭС является Можаев Борис Иванович, главным инженером – Садретдинов Флюр Альмухаматович.

Строительство Павловской ГЭС началось в 1950 г. и осуществлялось УфаГЭСстроем по проекту Московского отделения «Гидроэнергопроекта» («Мосгидэп»). 24 апреля 1959 г. состоялась приемка в эксплуатацию первой очереди электростанции, а приемка полностью законченного строительством гидроэнергетического узла в эксплуатацию государственной комиссией состоялась уже в июне 1961 г. [13, с. 8-9].

Все гидросооружения по ГОСТ 3315-46 отнесены ко второму классу.

Тип гидроэлектростанции – русловая. Расчетный напор – 22,00 м. Расчетный расход через один гидроагрегат (4 шт.) – 221 куб. м / с. Установленная мощность ГЭС – 166,4 МВт. Среднемноголетняя выработка электроэнергии – 590 млн. кВт*ч.

В состав гидроузла входят:

· здание ГЭС совмещенное с водосливом;

· подводящий канал;

· отводящий канал;

· глухие русловая и левобережная грунтовые плотины

· шлюз – водосброс, находящийся на балансе Павловского района гидросооружений

· водохранилище.

Длина напорного фронта гидротехнических сооружений – 810 м.

Расчетный сбросной расход воды через водопропускные сооружения при нормальном (НПУ=140, 00) – 6515 куб. м/сек и форсированном (ФПУ=142, 00) – 8035 куб. м/сек подпорных уровнях соответственно. Максимальный сбросной расход через гидроузел, определенный Правилами эксплуатации Павловского водохранилища (1995 г.), составляет 8050 куб. м/сек. [13, с. 9-10; 14, с. 1-2].

Сведения по структуре и размещению персонала Павловской ГЭС.

Согласно [13, с. 10], «для Павловской ГЭС, как филиала Башкирского акционерного общества энергетики и электрификации «Башкирэнерго», предусмотрено следующее распределение и размещение штатов (по состоянию на 1 апреля 1999 г.)»:

№№ п.п.	Перечень рабочих мест	Количество штатных единиц
	Управление	27 человек
	Электротехнический цех	37 человек
	Гидротурбинный цех	49 человек
	Транспортный цех	35 человек
	Ремонтно-строительный цех	28 человек
	ВСЕГО	176 человек

2.2 Сооружения ГЭС

Тип плотины – водослив с широким порогом, водобоем, рисбермой, подводящим и отводящим каналами. Материал – железобетон. Грунты основания – разборная скала (известняки). Основные размеры плотины:

· длина по гребню – 119,0 м;

· ширина по гребню – 30,0 м;

· ширина по подошве – 67,0 м;

· отметка гребня – 144,50 м;

· отметка порога водослива – 127,70 м.

Количество пролетов – 4 шт. Ширина пролета – 16 м.

Максимальный напор на плотину (при НПУ=140,00) – 33,25 м.

Расчетные расходы через водосливные отверстия: пропускная способность одного отверстия при НПУ (НПУ=140,00) – 1150 куб. м/сек (4600 всех отверстий), при ФПУ (ФПУ=142,00) – 1350 куб. м/сек (5400 всех отверстий).

В состав ГТС Павловской ГЭС входят здание ГЭС совмещенное с водосливом, подводящий и отводящий каналы, глухие русловая и левобережная грунтовые плотины, шлюз-водосброс, водохранилище.

Водохранилище.

Водохранилище Павловского гидроузла расположено на территории четырех районов: Караидельском, Покровском, Нуримановском и Аксинском. Водохранилище образовано в долинах реки Уфы и ее притоках: Юрюзань, Урюш, Тюй, Байки и других.

Основные показатели водохранилища [13, с. 17-19]:

№№ п.п.	Характеристики	Значения
	Отметка нормального подпорного уровня (НПУ)
	Отметка форсированного подпорного уровня (ФПУ)
	Отметка уровня мертвого объема (УМО)	128,5
	Площадь зеркала при НПУ, кв. км	115,9
	Полный объем, млн. куб. м при НПУ
* по проекту (1960 г.)
* по данным съемки 1997 г.
	Полезный объем, млн. куб. м
* по проекту (1960 г.)
* по данным съемки 1997 г.
	Характер регулирования бытового стока реки	суточный недельный сезонный

Водоподпорные сооружения – земляные плотины: русловая и левобережная.

Русловая грунтовая плотина намывная с ядром.

Материалы плотины:

· ядро – мелкозернистый песок;

· боковые призмы – аллювиальные отложения на известняках.

Длина по гребню – 232,0 м.

Ширина по гребню – 8,0 м. Ширина по подошве – 250,0 м.

Наибольшая высота – 43,0 м.

Максимальный напор на плотину – 35 м.

Отметки гребня – 143,0-144,5.

Противофильтрационные устройства:

· ядро по оси плотины;

· над ядром возведена буробетонная стенка;

· двухрядная цементационная завеса в основании.

Левобережная плотина насыпная, укатанная, из местных материалов (суглинки).

Длина по гребню – 397,0 м.

Ширина по гребню: от 8,0 м до 40 м (в примыканиях к зданию ГЭС).

Ширина по подошве – 250 м.

Наибольшая высота – 46,0 м.

Максимальный напор на плотину – 35 м.

Отметки гребня – 143,0-144,5.

Противофильтрационные устройства: цементационная завеса, смещенная от оси плотины в сторону НБ на 5,1 м.

Дренажные устройства: в основании лоток с выпуском воды в отводящий канал. [13, с. 14-16].

Здание ГЭС.

Здание электростанции разделено на две секции, в каждой из которых расположено по два гидроагрегата и два водосливных пролета.

Надводная часть здания выполнена из железобетона с машинным залом гидроэлектростанции. Основные размеры надводной части, м:

· длина – 120,0

· ширина по верху – 30,0, по низу – 67,0

· высота – 40,0.

В щитовом отделении верхнего бьефа размещены пазы сороудерживающих решеток.

Подводная часть здания выполнена из железобетона и конструктивно представляет собой монолитную фундаментную плиту. В фундаментной плите располагается 3 потерны (цементационная, водоприемная, служебная) и 4 отсасывающие трубы.

Противофильтрационные устройства: понур перед зданием ГЭС – железобетонная плита длиной 16 м, цементационная завеса глубиной 56 м.

Основные размеры подводной части, м:

· длина – 123,0

· ширина – 67,0

· высота – 13,5.

Здание гидроэлектростанции сопрягается в верхнем бьефе гидроузла с левобережной грунтовой плотиной. Грузоподъемное оборудование для обслуживания механического оборудования здания ГЭС со стороны верхнего бьефа – 2 крана (150 т), со стороны нижнего бьефа – 1 кран (150 т).

Подводящий канал ограничен левобережной подпорной стенкой пирсом шлюза. Длина – 80 м, ширина – 79 м.

Отводящий канал.

Отметки уровней НБ:

- наивысшего – 114,80 при Q=5250 куб. м / с;

- наинизшего – 106,75 при Q=160 куб. м / с.

Канал общей длиной 300 м, состоит из 2-х участков: 100 м первый и 200 м второй.

Судоходный шлюз-водосброс.

Шлюз – водосброс, шахтного типа, находящийся на балансе Павловского района гидросооружений может служить, как для целей судоходства, так и для пропуска катастрофического паводка.

Число камер – 1.

Размеры камеры:

длина – 120 м;

ширина – 15 м.

Строительная высота – 44,5 м.

Глубина воды на короле – 1,75 м.

Система питания – через продольные галереи с поперечными выпусками.

Объем воды сливной призмы – 57 600 куб. м.

Пропускная способность при пропуске катастрофического паводка – 1410 куб. м/с.

Правая стенка камеры шлюза является упором русловой плотины, левая – общая со зданием ГЭС. Оборудование по маневрированию затворами со стороны ВБ и НБ находится в помещениях нижней и верхней голов шлюза.

В настоящее время однокамерный шлюз Павловского гидроузла является самым высоконапорным (32,9 м) в Российской Федерации. [13, с. 11-19].

Сведения о границах и размерах территории Павловской ГЭС, границах запретных и санитарно-защитных зон.

Длина напорного фронта гидротехнических сооружений Павловской ГЭС составляет 810 км. Подпор от Павловского гидроузла распространяется по водохранилищу на 150 км.

Запретной зоной Павловской ГЭС, которая огорожена и охраняется, является вся территория комплекса гидротехнического узла.

В соответствии с «Положением о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных защитных полосах», утвержденным Постановлением Правительства РФ от 23 ноября 1996 г №1404, минимальная ширина водоохранной зоны

· реки Уфы на участке расположения гидроузла, составляет 300 м;

· Павловского водохранилища составляет 55 – 100 м (в зависимости от крутизны склонов бортов водохранилища и вида угодий).

По Акту отвода земель №93 утвержденному Постановлением главы администрации Нуримановского района от 07.03.95 Дирекции Павловской ГЭС предоставлено в пользование

· 18,0 га земли под территории станционного узла с хоздвором и здания управления;

· 1184 га – площадь водного фонда;

· 9,08 га – под базу отдыха «Бирючево поле»;

· площади производственного фонда (2,66 га) в поселке Павловка;

· площади ведомственного фонда (120,8 га) в поселке Павловка. [13, с. 17-19].

3. Уязвимые места ГТС Павловской ГЭС

3.1 Краткая характеристика основных положений проекта гидротехнических сооружений

Проектирование ГТС выполнялось исходя из требований комплексного использования водных ресурсов. Выбор типа сооружений и компоновка гидроузла были произведены на основании технико-экономических показателей, разработанных с учетом:

· природных условий района и места возведения сооружений (инженерно-геологических, топографических, гидрогеологических и других факторов окружающей среды);

· перспективного развития энергопотребления;

· изменения условий рыбного хозяйства и судоходства;

· требований санитарной подготовки и санитарной охраны зоны водохранилищ;

· условий производства работ, временной и постоянной эксплуатации ГТС и т.д.

При проектировании гидроузла Павловской ГЭС выбирался вариант из 4-х основных компоновочных решений:

1. Левобережная компоновка с водосливной ГЭС в русле реки и пятиступенчатым шлюзом.

2. Пойменная компоновка с водосливной ГЭС на надпойменной террасе и пятиступенчатым шлюзом.

3. Левобережная компоновка с водосливной ГЭС в русле реки и одноступенчатым шлюзом.

4. Пойменная компоновка с водосливной ГЭС на надпойменной террасе и одноступенчатым шахтным шлюзом.

Наиболее экономичным по условиям производства работ был признан 4-й вариант компоновочного решения, который представлен в следующем виде:

· здание ГЭС совмещенное с водосливом расположено на надпойменной террасе реки Уфа в 20 м от старого русла;

· с левой стороны к нему примыкает монтажный блок ГЭС и справа – однокамерный шлюз;

· напорный фронт сооружений в левом плече завершается левобережной насыпной плотиной, а в русловой части - намывной плотиной.

Окончательная компоновка гидроузла была проверена лабораторией ВОДГЕО на жесткой модели на открытой площадке в масштабе 1:100, включающей в себя все элементы гидросооружений, а также русло и пойму реки на участке 2-5 км в районе створа.

Гидростатическое давление на плотину и давление волн учитывалось по ГОСТ 3255-46.

Давление фильтрационных вод определялось по методу, изложенному в приложении №7 к Техническим Условиям 24-104-40 Главгидроэнергостроя.

Сейсмические силы при расчёте не учитывались.

Статическое давление льда на сооружения – по ГОСТ 1664-42.

Ветровое давление – по ГОСТ 1664-42.

Нагрузки от судов – по ГОСТ 3439-46.

Расчёт общей устойчивости производился на следующие случаи работы:

- на опрокидывание;

- на сдвиг по основанию;

- на сдвиг по криволинейным плоскостям (глубокий сдвиг);

- на устойчивость грунта в основании;

- на осадку основания.

Общая устойчивость проверялась на чрезвычайные (катастрофические) условия эксплуатации. Исследовался случай наиболее невыгодной комбинации сил и нагрузок.

Применялись следующие коэффициенты запаса для сооружений 2-го класса:

- в нормальных эксплуатационных условиях –1,40;

- для строительного случая – 1,20;

- для чрезвычайных (катастрофических) условий эксплуатации – 1,10.

Гидравлические характеристики водосбросных сооружений приняты по результатам лабораторных исследований на модели гидроузла масштаба 1:100 и отдельных сооружений в масштабе 1:65. [13, с. 20-23].

3.2 Обоснование о включении Павловского гидроузла в перечень объектов электроэнергетики, на которые распространяются требования Федерального закона «О безопасности гидротехнических сооружений»

Павловский гидроузел был запроектирован и построен в целях комплексного использования водных ресурсов реки Уфы, с учетом перспективного развития энергопотребления, водоснабжения и судоходства.

В комплекс Павловского гидроузла входят водоподпорные, водопроводящие, судоходные и другие сооружения (см. раздел 2 «Описание предприятия»), повреждения которых могут привести к возникновению чрезвычайных ситуаций, поскольку от их надежности зависит не только работа Павловской ГЭС, но и функционирование хозяйственных и промышленных объектов региона.

Ниже створа водоподпорных сооружений головного узла, в 5-10 км от створа расположены населенные пункты Красный Ключ, Нижняя Павловка, Яман-Елгинский ЛПХ, Кировка.

Учитывая вышеизложенное и во исполнение требований Федерального закона «О безопасности гидротехнических сооружений», Павловская ГЭС была включена в перечень объектов электроэнергетики, подлежащих декларированию безопасности в 1998 году (см. совместный приказ Минтопэнерго России и МЧС России от 31 декабря 1997 г. №461/792).

Сведения о возможных материальных, социальных и экологических последствиях аварии ГТС для объектов жизнеобеспечения и хозяйственных объектов, об уровне освоения зоны расположения гидротехнических сооружений (использование территории гидротехнического сооружения и русла водотока в хозяйственных целях, наличие промышленной и гражданской застройки, затапливаемой в нижнем бьефе при образовании волны прорыва) являются секретными и имеются в ОАО «Башкирэнерго». [13, с. 30-31].

3.3 Характеристика факторов, определяющих уровень безопасности гидротехнических сооружений

Фактические условия эксплуатации ГТС удовлетворяют требованиям действующих норм и правил.

В соответствии с картами оценки сейсмического районирования (ОСР – 97), применяемым с 1998 года в качестве НТД, для района расположения Павловской ГЭС, подтверждена сейсмическая активность 5 баллов.

Селевой и оползневой опасности, в том числе опасности обрушения береговых склонов в водохранилище не имеется.

За весь период эксплуатации Павловского гидроузла максимальный расход паводка отмечался 7 мая 1979 г. и составил 4800 куб. м/сек. При этом величина приточности с большим запасом не превышала расчетные максимальные расходы обеспеченностью Р=0,1% - 8200 куб. м/сек и Р=1% - 6140 куб. м/сек.

Изменений расчетных значений механических и фильтрационных характеристик материалов сооружений и конструкций, а также свойств пород оснований не имеется.

Павловская ГЭС находится в эксплуатации свыше 40 лет. За этот период случаев аварий на ГТС зарегистрировано не было, что свидетельствует о достаточной степени надежности сооружений и приемлемых условиях эксплуатации на всех этапах деятельности структурных образований.

Показатели состояния гидротехнических сооружений соответствуют критериям безопасности, установленным для сооружений Павловской ГЭС.

Водопропускные сооружения гидроузла полностью обеспечивают пропуск паводковых расходов расчетной обеспеченности.

Гидротехнические сооружения и их механическое оборудование в целом находятся в работоспособном состоянии.

Фильтрационный режим сооружений, согласно визуальным и инструментальным наблюдениям, носит в целом установившийся характер. [13, с. 38-41].

3.4 Сведения о нарушениях, допущенных в процессе строительства и эксплуатации ГТС

Проектные решения сооружений можно считать удачными, но отступления от них при строительстве сделали эксплуатацию затруднительной в связи с необходимостью проведения значительных реконструктивных и ремонтных работ для повышения надежности сооружений.

Строительство Павловской ГЭС осуществлялось в установленном порядке, в соответствии с проектом Мосгидэпа – генерального проектировщика гидроузла. К наиболее серьезным нарушениям, зарегистрированным при строительстве гидроузла, относятся отступления от проекта, допущенные при возведении русловой плотины:

· не удален аллювий (толщиной до 2-х м) под основанием плотины и плотина намыта на фильтрующее основание;

· не выполнен бетонный зуб, перекрывающий аллювиальный слой и и сопрягающий цементационную завесу с ядром плотины;