ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОМОЛОНСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ОМОЛОН. ОПАСНЫЕ ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ОБЪЕКТЫ В СОСТАВЕ ОБОРУДОВАНИЯ ГЭС
|
Сокращенный паспорт Омолонскои ГЭС 8
Введение 10
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий функционирования ГЭС 11
1.1 Природные условия 11
1.1.1 Климат 11
1.1.2 Гидрологические данные 11
1.1.3 Инженерные геологические условия 13
1.1.4 Сейсмические условия 13
1.2 Характеристики энергетической системы 13
2 Водно-энергетические расчеты 15
2.1 Исходные данные 15
2.1.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока 15
2.1.2 Выбор расчетного средневодного года (Р = 50%) 16
2.1.3 Выбор расчетного маловодного года (Р = 90%) 17
2.2 Выбор установленной мощности на основе водноэнергетических расчетов 18
2.2.1 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 18
2.2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 20
2.2.3 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими гидроэлектростанциями 22
2.2.4 Расчет режимов работы ГЭС с учетом требований водохозяйственной системы 23
2.3 Баланс мощности 24
2.4 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году 25
2.5 Определение установленной мощности, проектируемой ГЭС и планирование капитальных ремонтов. Баланс мощности в энергосистеме 27
2.6 Водно-энергетический расчет режима работы, проектируемой ГЭС в среднем по водности году 29
3 Основное и вспомогательное оборудование 31
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 31
3.1.1 Построение режимного поля 31
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам .... 33
3.1.3 Определение параметров турбин 34
3.1.4 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 38
3.2 Выбор типа серийного гидрогенератора 39
3.3 Расчет спиральной камеры 40
3.4 Расчет деталей и узлов гидротурбины 43
3.4.1 Расчет вала на прочность 43
3.4.2 Расчет подшипника 44
3.5 Выбор маслонапорной установки 45
3.6 Выбор электрогидравлического регулятора 45
3.7 Выбор геометрических размеров машинного зала 45
3.8 Выбор конструктивной схемы компоновки гидротурбины 46
4. Электрическая часть 47
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 47
4.1.1 Выбор основного оборудования ГЭС 48
4.1.1.1 Выбор синхронных генераторов 48
4.2 Выбор повышающих трансформаторов 48
4.2.1 Выбор трансформаторов собственных нужд 51
4.2.2 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 52
4.3 Выбор схемы распределительного устройства высшего напряжения на основании технико-экономического расчёта 53
4.4 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной схеме с помощью программного обеспечения «RastrWin» 55
4.4.1 Расчёт исходных данных 55
4.4.3 Внесение исходных данных в программных комплекс и расчёт токов короткого замыкания на СШ и генеторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 56
4.4.4 Результаты расчёта токов короткого замыкания 58
4.4.5 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 58
4.4.6 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении 13,8 кВ 59
4.4.7 Выбор трансформаторов тока и напряжения 61
4.5 Выбор параметров КРУЭ 61
4.5.1 Выбор ячейки КРУЭ и её номинальные параметры 61
5 Релейная защита и автоматика 63
5.1 Расчет номинальных токов 63
5.2 Перечень защит основного оборудования 63
5.3 Параметры защищаемого оборудования 65
5.4 Описание защит и расчет их уставок 66
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 66
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN (UO)) 68
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 71
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 71
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок(И) 74
5.4.6 Дистанционная защита генератора Zl <,Z2 < 76
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 79
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 80
6 Компоновка и сооружения гидроузла 82
6.1 Определение класса гидротехнического сооружения и отметки гребня плотины 82
6.1.1 Определение класса гидротехнического сооружения 82
6.1.2 Определение гребня бетонной плотины 82
6.2 Гидравлические расчеты 84
6.2.1 Пропуск расходов через основной поверхностный водосброс 84
6.2.2 Построение профиля водосливной плотины 87
6.2.3 Пропуск расходов через донные отверстия аварийного водосброса ... 88
6.2.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 89
6.2.5 Гашение энергии потока. Расчет водобойной стенки 90
6.2.6 Проверка на пропуск поверочного расхода 92
6.3 Конструирование бетонной водосливной плотины 93
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 93
6.3.2 Ширина плотины по гребню 95
6.3.3 Разрезка плотины по швам 95
6.3.4 Быки 95
6.3.5 Устои 95
6.3.6 Дренаж тела плотины 95
6.3.7 Галереи в теле плотины 96
6.3.8 Конструирование отдельных элементов подземного контура 96
6.3.8.1 Цементационная завеса 96
6.3.8.2 Дренажные устройства в основании 97
6.4 Конструктивные элементы нижнего бьефа 97
6.4.1 Водобой 97
6.4.2 Рисберма 98
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 99
6.5.1 Вес сооружения и затворов 99
6.5.2 Силы гидростатического давления воды 100
6.5.3 Давление грунта 102
6.5.4 Волновое давление 104
6.5.5 Оценка прочности плотины 105
6.5.6 Критерии прочности плотины и ее основания 106
6.5.7 Обоснование устойчивости плотины 107
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Омолонской ГЭС. Охрана труда и противопожарная безопасность 109
7.1 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Омолонского гидроузла 109
7.1.1 Общие сведения о районе строительства 109
7.1.2 Мероприятия по охране атмосферного воздуха 110
7.1.3 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период эксплуатации 110
7.1.4 Водоохранные мероприятия по гидроэлектростанции 110
7.1.5 Воздействия на природную среду в строительный период 111
7.1.6 Отходы, образующиеся при строительстве 113
7.2 Безопасность гидротехнических сооружений 114
7.3 Охрана труда 115
7.4 Пожарная безопасность 116
8 Определение технико-экономических показателей 119
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 119
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 119
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 119
8.1.3 Налоговые расходы 122
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 123
8.3 Оценка инвестиционного проекта 123
8.3.1 Методология, исходные данные 123
8.3.2 Коммерческая эффективность (НПВ) 124
8.3.3 Бюджетная эффективность 125
8.3.4 Анализ чувствительности 125
9. Опасные производственные объекты в составе оборудования ГЭС 128
9.1 Общие положения 128
9.1.1 Основные понятия 128
9.1.2 Опасные производственные объекты 129
9.1.3 Классификация опасных производственных объектов 130
9.1.4 Установка, размещение и обвязка сосудов 131
9.1.5 Требования промышленной безопасности 132
9.1.6 Правовое регулирование в области промышленной безопасности .... 133
9.1.7 Федеральные органы исполнительной власти в области промышленной безопасности 133
9.2 Основы промышленной безопасности 134
9.2.1 Технические устройства, применяемые на опасном производственном объекте 135
9.2.2 Требования промышленной безопасности к проектированию, строительству, реконструкции, капитальному ремонту, вводу в эксплуатацию, техническому перевооружению, консервации и ликвидации опасного производственного объекта 135
9.2.3 Требования промышленной безопасности к монтажу, ремонту, реконструкции (модернизации) и наладке оборудования под давлением .. 137
9.2.5 Требования промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта 139
9.2.6 Требование к персоналу 141
9.2.7 Требования промышленной безопасности по готовности к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии на опасном производственном объекте 143
9.2.8 Требования к организации производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности и управления промышленной безопасностью 144
9.2.9 Гидравлическое (пневматическое) испытание 145
Заключение 147
Список используемых источников 149
Приложение А Исходный гидрологический ряд 152
Приложение Б Водно-энергетические расчеты 153
Приложение В Основное и вспомогательное оборудование 157
Приложение Г Устройства РЗА 159
Введение 10
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий функционирования ГЭС 11
1.1 Природные условия 11
1.1.1 Климат 11
1.1.2 Гидрологические данные 11
1.1.3 Инженерные геологические условия 13
1.1.4 Сейсмические условия 13
1.2 Характеристики энергетической системы 13
2 Водно-энергетические расчеты 15
2.1 Исходные данные 15
2.1.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при заданной обеспеченности стока 15
2.1.2 Выбор расчетного средневодного года (Р = 50%) 16
2.1.3 Выбор расчетного маловодного года (Р = 90%) 17
2.2 Выбор установленной мощности на основе водноэнергетических расчетов 18
2.2.1 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 18
2.2.2 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 20
2.2.3 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими гидроэлектростанциями 22
2.2.4 Расчет режимов работы ГЭС с учетом требований водохозяйственной системы 23
2.3 Баланс мощности 24
2.4 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году 25
2.5 Определение установленной мощности, проектируемой ГЭС и планирование капитальных ремонтов. Баланс мощности в энергосистеме 27
2.6 Водно-энергетический расчет режима работы, проектируемой ГЭС в среднем по водности году 29
3 Основное и вспомогательное оборудование 31
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 31
3.1.1 Построение режимного поля 31
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам .... 33
3.1.3 Определение параметров турбин 34
3.1.4 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 38
3.2 Выбор типа серийного гидрогенератора 39
3.3 Расчет спиральной камеры 40
3.4 Расчет деталей и узлов гидротурбины 43
3.4.1 Расчет вала на прочность 43
3.4.2 Расчет подшипника 44
3.5 Выбор маслонапорной установки 45
3.6 Выбор электрогидравлического регулятора 45
3.7 Выбор геометрических размеров машинного зала 45
3.8 Выбор конструктивной схемы компоновки гидротурбины 46
4. Электрическая часть 47
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений ГЭС 47
4.1.1 Выбор основного оборудования ГЭС 48
4.1.1.1 Выбор синхронных генераторов 48
4.2 Выбор повышающих трансформаторов 48
4.2.1 Выбор трансформаторов собственных нужд 51
4.2.2 Выбор количества отходящих воздушных линий распределительного устройства высшего напряжения и марки проводов воздушных линий 52
4.3 Выбор схемы распределительного устройства высшего напряжения на основании технико-экономического расчёта 53
4.4 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в главной схеме с помощью программного обеспечения «RastrWin» 55
4.4.1 Расчёт исходных данных 55
4.4.3 Внесение исходных данных в программных комплекс и расчёт токов короткого замыкания на СШ и генеторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 56
4.4.4 Результаты расчёта токов короткого замыкания 58
4.4.5 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 58
4.4.6 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении 13,8 кВ 59
4.4.7 Выбор трансформаторов тока и напряжения 61
4.5 Выбор параметров КРУЭ 61
4.5.1 Выбор ячейки КРУЭ и её номинальные параметры 61
5 Релейная защита и автоматика 63
5.1 Расчет номинальных токов 63
5.2 Перечень защит основного оборудования 63
5.3 Параметры защищаемого оборудования 65
5.4 Описание защит и расчет их уставок 66
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 66
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN (UO)) 68
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 71
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 71
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок(И) 74
5.4.6 Дистанционная защита генератора Zl <,Z2 < 76
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 79
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 80
6 Компоновка и сооружения гидроузла 82
6.1 Определение класса гидротехнического сооружения и отметки гребня плотины 82
6.1.1 Определение класса гидротехнического сооружения 82
6.1.2 Определение гребня бетонной плотины 82
6.2 Гидравлические расчеты 84
6.2.1 Пропуск расходов через основной поверхностный водосброс 84
6.2.2 Построение профиля водосливной плотины 87
6.2.3 Пропуск расходов через донные отверстия аварийного водосброса ... 88
6.2.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 89
6.2.5 Гашение энергии потока. Расчет водобойной стенки 90
6.2.6 Проверка на пропуск поверочного расхода 92
6.3 Конструирование бетонной водосливной плотины 93
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 93
6.3.2 Ширина плотины по гребню 95
6.3.3 Разрезка плотины по швам 95
6.3.4 Быки 95
6.3.5 Устои 95
6.3.6 Дренаж тела плотины 95
6.3.7 Галереи в теле плотины 96
6.3.8 Конструирование отдельных элементов подземного контура 96
6.3.8.1 Цементационная завеса 96
6.3.8.2 Дренажные устройства в основании 97
6.4 Конструктивные элементы нижнего бьефа 97
6.4.1 Водобой 97
6.4.2 Рисберма 98
6.5 Определение основных нагрузок на плотину 99
6.5.1 Вес сооружения и затворов 99
6.5.2 Силы гидростатического давления воды 100
6.5.3 Давление грунта 102
6.5.4 Волновое давление 104
6.5.5 Оценка прочности плотины 105
6.5.6 Критерии прочности плотины и ее основания 106
6.5.7 Обоснование устойчивости плотины 107
7 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Омолонской ГЭС. Охрана труда и противопожарная безопасность 109
7.1 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Омолонского гидроузла 109
7.1.1 Общие сведения о районе строительства 109
7.1.2 Мероприятия по охране атмосферного воздуха 110
7.1.3 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период эксплуатации 110
7.1.4 Водоохранные мероприятия по гидроэлектростанции 110
7.1.5 Воздействия на природную среду в строительный период 111
7.1.6 Отходы, образующиеся при строительстве 113
7.2 Безопасность гидротехнических сооружений 114
7.3 Охрана труда 115
7.4 Пожарная безопасность 116
8 Определение технико-экономических показателей 119
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 119
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 119
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 119
8.1.3 Налоговые расходы 122
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 123
8.3 Оценка инвестиционного проекта 123
8.3.1 Методология, исходные данные 123
8.3.2 Коммерческая эффективность (НПВ) 124
8.3.3 Бюджетная эффективность 125
8.3.4 Анализ чувствительности 125
9. Опасные производственные объекты в составе оборудования ГЭС 128
9.1 Общие положения 128
9.1.1 Основные понятия 128
9.1.2 Опасные производственные объекты 129
9.1.3 Классификация опасных производственных объектов 130
9.1.4 Установка, размещение и обвязка сосудов 131
9.1.5 Требования промышленной безопасности 132
9.1.6 Правовое регулирование в области промышленной безопасности .... 133
9.1.7 Федеральные органы исполнительной власти в области промышленной безопасности 133
9.2 Основы промышленной безопасности 134
9.2.1 Технические устройства, применяемые на опасном производственном объекте 135
9.2.2 Требования промышленной безопасности к проектированию, строительству, реконструкции, капитальному ремонту, вводу в эксплуатацию, техническому перевооружению, консервации и ликвидации опасного производственного объекта 135
9.2.3 Требования промышленной безопасности к монтажу, ремонту, реконструкции (модернизации) и наладке оборудования под давлением .. 137
9.2.5 Требования промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта 139
9.2.6 Требование к персоналу 141
9.2.7 Требования промышленной безопасности по готовности к действиям по локализации и ликвидации последствий аварии на опасном производственном объекте 143
9.2.8 Требования к организации производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности и управления промышленной безопасностью 144
9.2.9 Гидравлическое (пневматическое) испытание 145
Заключение 147
Список используемых источников 149
Приложение А Исходный гидрологический ряд 152
Приложение Б Водно-энергетические расчеты 153
Приложение В Основное и вспомогательное оборудование 157
Приложение Г Устройства РЗА 159
Более 70 процентов земной поверхности покрыто водой. Было бы неразумно не использовать столь широкую распространенность воды в природе для народного хозяйства. Грамотное и целесообразное использование гидроресурсов, неотъемлемая часть увеличения благосостояния любой страны.
Низкая себестоимость электроэнергии на сегодняшний день у гидравлических электростанций, с неоспоримым плюсом, таким как экологическая чистота. Себестоимость электроэнергии, произведенной на ГЭС, не зависит от колебаний цен на традиционное топливо: уголь, газ, мазут, уран. Топливная составляющая отсутствует в себестоимости производства электроэнергии на гидростанциях, что делает энергию более конкурентоспособной в условиях рынка. Особое свойство гидротехнических сооружений заключается в том, что их разрушение высвобождает на волю разрушительную стихию в виде воды, приводящее за короткое время к колоссальным материальным убыткам, но что особо важно к большим человеческим жертвам. Гидростанции - один из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия турбин гидростанций достигает 95%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
Современная тенденция развития гидроэнергетики в мире подтверждает важную роль использования постоянно возобновляемого экологически чистого источника энергии - воды.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач, найти оптимальные проектные решения.
Низкая себестоимость электроэнергии на сегодняшний день у гидравлических электростанций, с неоспоримым плюсом, таким как экологическая чистота. Себестоимость электроэнергии, произведенной на ГЭС, не зависит от колебаний цен на традиционное топливо: уголь, газ, мазут, уран. Топливная составляющая отсутствует в себестоимости производства электроэнергии на гидростанциях, что делает энергию более конкурентоспособной в условиях рынка. Особое свойство гидротехнических сооружений заключается в том, что их разрушение высвобождает на волю разрушительную стихию в виде воды, приводящее за короткое время к колоссальным материальным убыткам, но что особо важно к большим человеческим жертвам. Гидростанции - один из самых эффективных источников энергии. Коэффициент полезного действия турбин гидростанций достигает 95%, что существенно выше КПД турбин других типов электростанций.
Современная тенденция развития гидроэнергетики в мире подтверждает важную роль использования постоянно возобновляемого экологически чистого источника энергии - воды.
Целью дипломного проекта является проработка основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением и закреплением теоретических знаний, а также путем инженерной мысли и творческого подхода к решению конкретных задач, найти оптимальные проектные решения.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Омолонского гидроузла на реке Омолон, являющегося сооружением II класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 1 % и поверочного 0,1 % равных 6798 и 8934 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 495 МВт и среднемноголетняя выработка 1,97 млрд. кВ'гч.
На третьем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
— максимальный - 42,1 м;
— расчетный - 34,1 м;
— минимальный - 30,2 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1598,4 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось три варианта ПЛД50-В450 и РО45-В- 600 и ПЛ50-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидротурбинами РО45-В-600.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 83,3 об/мин, был подобран серийный гидрогенератор СВ-1160/180-72 с номинальной активной мощностью 83 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 9 присоединений (6 блока, 3 отходящих воздушных линии) КРУЭ 220 кВ - "две рабочие системы шин" По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-120000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-6300/13,8/6 У1 и выбор проводников линий электропередачи.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка здания ГЭС принята приплотинного типа.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,22 (нормативное значение для сооружений II класса - 1,2). Таким образом, плотина Омолонского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значении, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 12 лет;
- себестоимость - 0,49 руб/кВтш;
- удельные капиталовложения - 86402,83 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Смоленской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 1 % и поверочного 0,1 % равных 6798 и 8934 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 495 МВт и среднемноголетняя выработка 1,97 млрд. кВ'гч.
На третьем этапе было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
— максимальный - 42,1 м;
— расчетный - 34,1 м;
— минимальный - 30,2 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 1598,4 м3/с.
При выборе турбин рассматривалось три варианта ПЛД50-В450 и РО45-В- 600 и ПЛ50-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидротурбинами РО45-В-600.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 83,3 об/мин, был подобран серийный гидрогенератор СВ-1160/180-72 с номинальной активной мощностью 83 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 9 присоединений (6 блока, 3 отходящих воздушных линии) КРУЭ 220 кВ - "две рабочие системы шин" По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-120000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-6300/13,8/6 У1 и выбор проводников линий электропередачи.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка здания ГЭС принята приплотинного типа.
Произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,22 (нормативное значение для сооружений II класса - 1,2). Таким образом, плотина Омолонского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значении, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем требованиям, предусмотренными СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
По технико-экономическим расчетам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 12 лет;
- себестоимость - 0,49 руб/кВтш;
- удельные капиталовложения - 86402,83 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Смоленской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
