ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТУНГУССКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ПОДКАМЕННАЯ ТУНГУСКА. ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ В СХЕМЕ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ГЭС ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ МАГНИТОМЯГКОЙ СТАЛИ
|
Сокращенный паспорт Тунгусской ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общие сведения 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Сейсмологические условия 13
1.1.4 Инженерно-геологические условия 13
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 13
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 14
2 Водно-энергетические расчёты 15
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов при
заданной обеспеченности стока 15
2.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 18
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 20
2.4 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими
электростанциями 21
2.5 Определение типа регулирования ГЭС 22
2.6 Водно-энергетический расчёт ГЭС годового регулирования при заданной
отдаче воды в нижний бьеф 23
2.7 Баланс энергии 24
2.8 Водно-энергетический расчёт в маловодном году 25
2.9 Определение рабочих мощностей ГЭС 25
2.10 Определение установленной мощности ГЭС. Расчёт резервов и
планирование капитальных ремонтов оборудования 27
2.11 Баланс мощностей 28
2.12 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в среднем по
водности году 29
2.13 Построение режимного поля 30
3 Основное и вспомогательное оборудование 32
3.1 Выбор гидротурбины по главным универсальным характеристикам 32
3.1.1 Выбор системы и типа гидротурбины 32
3.1.2 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 32
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 35
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 37
3.4 Гидромеханический расчёт бетонной спиральной камеры 39
3.5 Расчёт деталей и узлов гидротурбины 43
3.5.1 Расчёт вала на прочность 43
3.5.2 Расчёт подшипника 44
3.5.3 Выбор типа маслонапорной установки 45
3.5.4 Выбор электрогидравлического регулятора 45
4 Электрическая часть 46
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 46
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 47
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 47
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 47
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупнённым
блоком 48
4.2.4 Выбор трансформатор собственных нужд 49
4.3 Выбор количества отходящих ВЛ РУ ВН и марки проводов ВЛ 50
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании ТЭР 51
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 52
4.6 Расчёт токов КЗ для выбора электрических аппаратов 53
4.6.1 Расчёт исходных данных 53
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчёт токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 54
4.7 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 55
4.8 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
13.1 кВ 56
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 56
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 56
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 57
4.9 Выбор параметров КРУЭ 57
5 Устройства релейной защиты и автоматики 59
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 59
5.2 Перечень защит основного оборудования 59
5.3 Расчёт номинальных токов 61
5.4 Описание защит и расчёт их уставок 61
5.4.1 Продольная дифференциальная защита 61
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 64
5.4.3 Защита от повышения напряжения 66
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий 66
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 69
5.4.6 Дистанционная защита генератора 71
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 75
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор - трансформатор 76
5.6 Талица уставок и матрица отключений защит 77
6 Компоновка и сооружения гидроузла 79
6.1 Назначение класса ГТС 79
6.2 Проектирование сооружений напорного фронта 79
6.2.1 Определение отметки гребня плотины 79
6.2.2 Гидравлические расчёты 81
6.2.3 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные водосбросы 89
6.3 Конструирование плотины 90
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 90
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 91
6.3.3 Быки 92
6.3.4 Устои 92
6.3.5 Дренаж тела бетонных плотин 92
6.3.6 Галереи в теле плотины 92
6.4 Основные элементы плотины 93
6.4.1 Конструирование отдельных элементов подземного контура 93
6.5 Конструктивные элементы нижнего бьефа 94
6.5.1 Водобой 94
6.5.2 Рисберма и ковш 94
6.6 Фильтрационные расчёты подземного контура 95
6.7 Определение надёжности и безопасности бетонной плотины 96
6.7.1 Определение основных нагрузок на плотину 96
6.7.2 Оценка прочности плотины 100
6.7.3 Критерии прочности плотины и её основания 102
6.7.4 Обоснование устойчивости плотины 103
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 104
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 104
7.2 Пожарная безопасность 105
7.3 Охрана труда 106
7.4 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Тунгусского
ГУ. Охрана труда и противопожарная безопасность 108
7.4.1 Общие сведения о районе строительства 108
7.4.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 110
7.4.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 112
7.4.4 Отходы, образующиеся при строительстве 113
7.4.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 113
8 Технико-экономические показатели 116
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 116
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 116
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 117
8.1.3 Налоговые расходы 120
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 121
8.3 Анализ денежных потоков с указанием укрупнённых этапов реализации
проекта 122
8.4 Оценка инвестиционного проекта 122
8.4.1 Методология, исходные данные 122
8.4.2 Коммерческая эффективность 123
8.4.3 Бюджетная эффективность 123
8.5 Анализ чувствительности 124
9 Целесообразность применения в схеме собственных нужд ГЭС
трансформаторов из магнитомягкой стали 127
9.1 Общие сведения 127
9.2 Характеристики аморфного сплава 128
9.3 Особенности конструкции трансформаторов с магнитопроводом из
аморфной стали 131
9.4 Потери холостого хода силовых трансформаторов по данным Metglas . 131
9.5 Сравнительный расчёт потерь холостого хода трансформаторов 133
9.6 Технико-экономический расчёт 134
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 138
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 140
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Водно-энергетические расчёты 144
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Основное и вспомогательное оборудование 161
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Технико-экономические показатели 166
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Общие сведения 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Сейсмологические условия 13
1.1.4 Инженерно-геологические условия 13
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 13
1.3 Аналоги проектируемого гидроузла 14
2 Водно-энергетические расчёты 15
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного годов при
заданной обеспеченности стока 15
2.2 Построение суточных графиков нагрузки энергосистемы 18
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 20
2.4 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими
электростанциями 21
2.5 Определение типа регулирования ГЭС 22
2.6 Водно-энергетический расчёт ГЭС годового регулирования при заданной
отдаче воды в нижний бьеф 23
2.7 Баланс энергии 24
2.8 Водно-энергетический расчёт в маловодном году 25
2.9 Определение рабочих мощностей ГЭС 25
2.10 Определение установленной мощности ГЭС. Расчёт резервов и
планирование капитальных ремонтов оборудования 27
2.11 Баланс мощностей 28
2.12 Водно-энергетические расчёты режима работы ГЭС в среднем по
водности году 29
2.13 Построение режимного поля 30
3 Основное и вспомогательное оборудование 32
3.1 Выбор гидротурбины по главным универсальным характеристикам 32
3.1.1 Выбор системы и типа гидротурбины 32
3.1.2 Выбор номинального диаметра рабочего колеса 32
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 35
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 37
3.4 Гидромеханический расчёт бетонной спиральной камеры 39
3.5 Расчёт деталей и узлов гидротурбины 43
3.5.1 Расчёт вала на прочность 43
3.5.2 Расчёт подшипника 44
3.5.3 Выбор типа маслонапорной установки 45
3.5.4 Выбор электрогидравлического регулятора 45
4 Электрическая часть 46
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 46
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 47
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 47
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 47
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупнённым
блоком 48
4.2.4 Выбор трансформатор собственных нужд 49
4.3 Выбор количества отходящих ВЛ РУ ВН и марки проводов ВЛ 50
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании ТЭР 51
4.5 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 52
4.6 Расчёт токов КЗ для выбора электрических аппаратов 53
4.6.1 Расчёт исходных данных 53
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчёт токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 54
4.7 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режимов 55
4.8 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
13.1 кВ 56
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 56
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 56
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 57
4.9 Выбор параметров КРУЭ 57
5 Устройства релейной защиты и автоматики 59
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 59
5.2 Перечень защит основного оборудования 59
5.3 Расчёт номинальных токов 61
5.4 Описание защит и расчёт их уставок 61
5.4.1 Продольная дифференциальная защита 61
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 64
5.4.3 Защита от повышения напряжения 66
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий 66
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок 69
5.4.6 Дистанционная защита генератора 71
5.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 75
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор - трансформатор 76
5.6 Талица уставок и матрица отключений защит 77
6 Компоновка и сооружения гидроузла 79
6.1 Назначение класса ГТС 79
6.2 Проектирование сооружений напорного фронта 79
6.2.1 Определение отметки гребня плотины 79
6.2.2 Гидравлические расчёты 81
6.2.3 Пропуск расходов через донные отверстия и глубинные водосбросы 89
6.3 Конструирование плотины 90
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 90
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 91
6.3.3 Быки 92
6.3.4 Устои 92
6.3.5 Дренаж тела бетонных плотин 92
6.3.6 Галереи в теле плотины 92
6.4 Основные элементы плотины 93
6.4.1 Конструирование отдельных элементов подземного контура 93
6.5 Конструктивные элементы нижнего бьефа 94
6.5.1 Водобой 94
6.5.2 Рисберма и ковш 94
6.6 Фильтрационные расчёты подземного контура 95
6.7 Определение надёжности и безопасности бетонной плотины 96
6.7.1 Определение основных нагрузок на плотину 96
6.7.2 Оценка прочности плотины 100
6.7.3 Критерии прочности плотины и её основания 102
6.7.4 Обоснование устойчивости плотины 103
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 104
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 104
7.2 Пожарная безопасность 105
7.3 Охрана труда 106
7.4 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Тунгусского
ГУ. Охрана труда и противопожарная безопасность 108
7.4.1 Общие сведения о районе строительства 108
7.4.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 110
7.4.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 112
7.4.4 Отходы, образующиеся при строительстве 113
7.4.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 113
8 Технико-экономические показатели 116
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период
эксплуатации 116
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 116
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 117
8.1.3 Налоговые расходы 120
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 121
8.3 Анализ денежных потоков с указанием укрупнённых этапов реализации
проекта 122
8.4 Оценка инвестиционного проекта 122
8.4.1 Методология, исходные данные 122
8.4.2 Коммерческая эффективность 123
8.4.3 Бюджетная эффективность 123
8.5 Анализ чувствительности 124
9 Целесообразность применения в схеме собственных нужд ГЭС
трансформаторов из магнитомягкой стали 127
9.1 Общие сведения 127
9.2 Характеристики аморфного сплава 128
9.3 Особенности конструкции трансформаторов с магнитопроводом из
аморфной стали 131
9.4 Потери холостого хода силовых трансформаторов по данным Metglas . 131
9.5 Сравнительный расчёт потерь холостого хода трансформаторов 133
9.6 Технико-экономический расчёт 134
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 138
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 140
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Водно-энергетические расчёты 144
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Основное и вспомогательное оборудование 161
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Технико-экономические показатели 166
Потребление электроэнергии является неотъемлемым условием существования человечества. В настоящее время количество потребителей электрической энергии стремительно расчёт за счёт развития технологий, в связи с этим, необходимо наращивать генерирующие мощности. Электрическая энергия вырабатывается на электростанциях различного типа.
Гидроэлектростанции занимают фундаментальное место в современных энергосистемах, выполняя основную роль регулирования их параметров в нестабильных режимах, а также покрывая пиковые части графиков нагрузки.
Автономный Эвенкийский округ так же, как и другие регионы Российской Федерации на сегодняшний день интенсивно развивается. Энергосистема округа становится остродефицитной. Собственное производство электроэнергии в регионе составляет около 7% от общего потребления. Потребление электроэнергии в округе в течение дня активно меняется, поскольку основным потребителем электроэнергии является население, поэтому данной системе крайне необходим мощный и маневренный источник электроэнергии. Регион богат полезными ископаемыми, для добычи которых требуется большое количество электрической энергии.
Этот регион также имеет уникальную речную систему, но их гидроэнергетический потенциал еще не использовался.
Все это способствует созданию на территории республики современной мощной гидроэлектростанции, которая решит практически все проблемы электроэнергетики этого региона. Также стоит отметить экологическую составляющую вопроса. Несмотря на создание водохранилищ, которые сопровождаются затоплением территорий, гидроэлектростанции являются одним из самых экологически чистых источников энергии.
В данной работе рассмотрен проект Тунгусской ГЭС на реке Подкаменная Тунгуска. В состав проекта входит: определение установленной мощности, выбор основного и вспомогательного оборудования, расчет гидротехнических сооружений, расчет защит гидрогенератора, экономическое обоснование строительства Тунгусской ГЭС.
Гидроэлектростанции занимают фундаментальное место в современных энергосистемах, выполняя основную роль регулирования их параметров в нестабильных режимах, а также покрывая пиковые части графиков нагрузки.
Автономный Эвенкийский округ так же, как и другие регионы Российской Федерации на сегодняшний день интенсивно развивается. Энергосистема округа становится остродефицитной. Собственное производство электроэнергии в регионе составляет около 7% от общего потребления. Потребление электроэнергии в округе в течение дня активно меняется, поскольку основным потребителем электроэнергии является население, поэтому данной системе крайне необходим мощный и маневренный источник электроэнергии. Регион богат полезными ископаемыми, для добычи которых требуется большое количество электрической энергии.
Этот регион также имеет уникальную речную систему, но их гидроэнергетический потенциал еще не использовался.
Все это способствует созданию на территории республики современной мощной гидроэлектростанции, которая решит практически все проблемы электроэнергетики этого региона. Также стоит отметить экологическую составляющую вопроса. Несмотря на создание водохранилищ, которые сопровождаются затоплением территорий, гидроэлектростанции являются одним из самых экологически чистых источников энергии.
В данной работе рассмотрен проект Тунгусской ГЭС на реке Подкаменная Тунгуска. В состав проекта входит: определение установленной мощности, выбор основного и вспомогательного оборудования, расчет гидротехнических сооружений, расчет защит гидрогенератора, экономическое обоснование строительства Тунгусской ГЭС.
В данной работе были рассчитаны и определены основные параметры и элементы Тунгусского гидроузла на реке Подкаменная Тунгуска, являющимся сооружением III класса.
В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность, равная 290 МВт и среднемноголетняя выработка 123,59 млн. кВтч.
Следующим этапом работы был выбор основного и вспомогательного оборудования, в ходе которого было определено число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы ГЭС (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
■ максимальный - 28,0 м;
■ расчетный - 21,1 м;
■ минимальный - 19,1 м;
При выборе турбин рассматривалось два варианта: ПЛ30а-В и ПЛ30б-В. В результате расчетов был выбран оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ30б-В-710. По справочным данным для данной турбины с синхронной частотой вращения 88,2 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-1120/80-68 с номинальной активной мощность 72,5 МВт.
Затем была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений (4 одиночных блока, 3 отходящие воздушные линии) с двумя рабочими системами шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ 125000/220-У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-3500/13,8, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС-300/39.
Далее был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловой с водосбросами совмещенного типа. В состав сооружения входят:
■ левобережная грунтовая плотина;
■ водосливная бетонная плотина;
■ здание ГЭС;
■ правобережная глухая бетонная плотина.
Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
■ ширина подошвы водосливной плотины - 25,5 м;
■ отметка подошвы водосливной плотины - 72,40;
■ число водопропускных отверстий - 9;
■ ширина водопропускных отверстий - 20 м;
■ отметка гребня плотины - 110,00;
■ ширина гребня - 20 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойная стенка. Бетонная плотина разделяется по длине постоянными температурными швами на отдельные секции, для обеспечения монолитности бетона секций плотины при температурной деформации в различных частях тела плотины и при неравномерных осадках основания.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основных нагрузках. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,35 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений III класса - 1,15). Таким образом, плотина Тунгусского гидроузла соответствует всем требованиям надежности и другим требованиям предусмотренными СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по охране окружающей среды, охране труда и пожарной безопасности.
По технико-экономическим расчетам были получены следующие показатели:
■ срок окупаемости - 109 месяцев;
■ себестоимость электроэнергии - 0,34 руб./кВтш;
■ удельные капиталовложения - 89530 руб./кВт.
Таким образом строительство Тунгусского гидроузла в настоящее время является актуальным и выгодным с точки зрения технико-экономических показателей.
В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность, равная 290 МВт и среднемноголетняя выработка 123,59 млн. кВтч.
Следующим этапом работы был выбор основного и вспомогательного оборудования, в ходе которого было определено число и тип гидроагрегатов электростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы ГЭС (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
■ максимальный - 28,0 м;
■ расчетный - 21,1 м;
■ минимальный - 19,1 м;
При выборе турбин рассматривалось два варианта: ПЛ30а-В и ПЛ30б-В. В результате расчетов был выбран оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ30б-В-710. По справочным данным для данной турбины с синхронной частотой вращения 88,2 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-1120/80-68 с номинальной активной мощность 72,5 МВт.
Затем была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства на 7 присоединений (4 одиночных блока, 3 отходящие воздушные линии) с двумя рабочими системами шин. По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ 125000/220-У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-3500/13,8, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС-300/39.
Далее был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловой с водосбросами совмещенного типа. В состав сооружения входят:
■ левобережная грунтовая плотина;
■ водосливная бетонная плотина;
■ здание ГЭС;
■ правобережная глухая бетонная плотина.
Расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
■ ширина подошвы водосливной плотины - 25,5 м;
■ отметка подошвы водосливной плотины - 72,40;
■ число водопропускных отверстий - 9;
■ ширина водопропускных отверстий - 20 м;
■ отметка гребня плотины - 110,00;
■ ширина гребня - 20 м.
Для гашения кинетической энергии водного потока, пропускаемого через водосливную плотину, применяется водобойная стенка. Бетонная плотина разделяется по длине постоянными температурными швами на отдельные секции, для обеспечения монолитности бетона секций плотины при температурной деформации в различных частях тела плотины и при неравномерных осадках основания.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основных нагрузках. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,35 для основных нагрузок (нормативное значение для сооружений III класса - 1,15). Таким образом, плотина Тунгусского гидроузла соответствует всем требованиям надежности и другим требованиям предусмотренными СНиП.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия по охране окружающей среды, охране труда и пожарной безопасности.
По технико-экономическим расчетам были получены следующие показатели:
■ срок окупаемости - 109 месяцев;
■ себестоимость электроэнергии - 0,34 руб./кВтш;
■ удельные капиталовложения - 89530 руб./кВт.
Таким образом строительство Тунгусского гидроузла в настоящее время является актуальным и выгодным с точки зрения технико-экономических показателей.
