Проектирование Нюйской ГЭС на реке Нюя. Назначение количественных и качественных критериев безопасности для грунтовых ГТС
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ НЮЙСКО ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных 10
1.1 Природные условия 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 12
1.1.4 Сейсмические условия 13
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 13
1.3 Аналоги проектируемой гидроузла 13
2 Водно - энергетические расчеты 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Исходные данные 14
2.1.2 Выбор расчётного средневодного года (Р=50%) 14
2.1.3 Выбор расчетного маловодного года (Р=90%) 15
2.2 Построение интегральной кривой нагрузки (ПКИ) 16
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 18
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 19
2.4.1 Режим работы ГЭС по условию маловодного года 22
2.4.2 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими
гидроэлектростанциями. Определение рабочей мощности ГЭС 23
2.4.2.1 Определение рабочей мощности, проектируемой ГЭС в январе ... 23
2.4.2.2 Определение рабочих мощностей существующей и проектируемой
ГЭС в других месяцах 24
2.4.3 Расчет резервов и определение установленной мощности,
проектируемой ГЭС, расчет баланса мощностей 25
2.4.4 Режим работы ГЭС по условию средневодного года 27
2.5 Построение режимного поля 28
3 Основное и вспомогательное оборудование 30
3.1 Выбор типа и числа агрегатов 30
3.2 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному
расходу 33
3.3 Определение отметки установки рабочего колеса для обеспечения её
бескавитационной работы турбины 35
3.3.1 Работа одного агрегата с установленной мощностью при расчетном
напоре 35
3.3.2 Работа одного агрегата с установленной мощностью при максимальном
напоре 36
3.3.3 Работа всех агрегатов при минимальном напоре и соответствующей
мощности 36
3.4 Выбор оптимального варианта 37
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 37
3.6 Расчет вала и подшипников 41
3.7 Расчет спиральной камеры 43
3.8 Выбор типа и размеров маслонапорной установки и регулятор частоты
вращения 47
4 Компоновка и сооружения гидроузла 48
4.1 Состав и компоновка гидроузла 48
4.2 Определение класса сооружения 48
4.3 Проектирование сооружений напорного фронта 48
4.3.1 Определение отметки гребня грунтовой плотины и гребня быка 48
4.3.1.1 Грунтовая плотина 48
4.3.I.2. Бетонная плотина 51
4.3.2. Гидравлический расчет 52
4.3.2.1 Определение ширины водосливного фронта 52
4.3.2.2 Определение отметки гребня водослива 54
4.3.2.3 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном
расчетном случае 56
4.3.2.4 Построение профиля водосливной плотины 57
4.3.2.5. Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 58
4.3.2.6. Расчет водобойного колодца 60
4.4 Конструирование плотины 63
4.4.1 Определение ширины подошвы плотины 63
4.4.2 Разрезка бетонных плотин швами 65
4.4.3 Быки 66
4.4.4 Устои 66
4.4.5 Дренаж тела бетонной плотины 67
4.4.6 Галереи в теле плотины 67
4.5 Основные элементы плотины 68
4.5.1 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины 68
4.5.1.1. Понур 68
4.5.1.2. Дренажные устройства в основание 68
4.5.1.3. Дренажные устройства 69
4.6 Конструктивные элементы нижнего бьефа 69
4.6.1 Водобой 69
4.6.2 Рисберма 69
4.6.3 Ковш 71
4.7 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 71
4.7.1 Определение основных нагрузок на плотину 71
4.7.1.1 Вес сооружения и затворов 72
4.7.1.2 Сила гидростатического давления воды 73
4.7.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 75
4.7.1.4 Сила фильтрационного давления 76
4.7.1.6 Волновое давление 79
4.7.1.7 Оценка прочности плотины 80
4.7.2 Критерии прочности плотины 85
4.8 Обоснование устойчивости плотины 88
5 Организация строительства 91
5.1 Периоды и этапы строительства ГЭС 91
5.1.1 Компоновка гидроузла и состав сооружений 91
5.2 I этап - возведение сооружений для перекрытия 91
5.2.1 Гидравлический расчет пропуска строительных расходов I очереди
через стесненное русло 92
5.2.2 Определение отметок гребня перемычек 93
5.2.3 Пропуск строительных расходов II очереди через донные отверстия в
водосбросе 94
5.2.3.1 Определяем минимально допустимое количество донных отверстий
из условия неразмываемости русла реки 94
5.2.3.2 Определяем расчетную отметку порога донных отверстий (УПДО)
94
5.2.3.3 Определяем количество отверстий строительного периода для
пропуска максимального строительного расхода Qcip 95
5.2.3.4 Определение отметок гребня перемычек II очереди: 96
5.3 Возведение верховой, продольной и низовой перемычек 97
5.3.1 Конструкция перемычек 97
5.3.2 Технология возведения перемычек 98
5.4 Откачка воды и водопонижение в котловане I очереди 99
5.4.1 Первоочередная откачка воды 99
5.4.2 Водопонижение 100
5.5 Цикл земельных работ в котловане I очереди 100
5.5.1 Буровзрывные работы 101
5.5.2 Производство земляных работ 103
5.6 Производство бетонных работ 105
5.6.1 Определение объемов бетонных работ 106
5.6.2 Приготовление бетонной смеси 106
5.6.3 Транспорт бетонной смеси (горизонтальный) 106
5.6.4 Транспорт бетонной смеси (вертикальный) 107
5.7 Опалубочные работы 108
5.7.1 Технология монтажа опалубки 108
5.8 Арматурные работы 109
5.8.1 Технология монтажа арматурных изделий 109
5.10 Технология возведения грунтовых плотин 110
5.11 Второй этап: перекрытие русла 111
5.12 Третий этап: возведение и наращивание сооружения до отметок для
начала наполнения водохранилища 111
5.13 Четвертый этап: наполнение водохранилища до отметок пуска первых
агрегатов 112
6 Мероприятия по охране окружающей среды 113
6.1 Общие сведения о районе строительства 113
6.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 114
6.3 Отходы, образующиеся при строительстве 115
6.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 116
7 Пожарная безопасность. Охрана труда 118
7.1. Безопасность гидротехнических сооружений 118
7.2 Охрана труда 118
7.3 Пожарная безопасность 120
8 Технике - экономические показатели 123
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 123
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 123
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 123
8.1.3 Налоговые расходы 126
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .. 127
8.3 Оценка инвестиционного проекта 128
8.3.1 Метрология, исходные данные 128
8.3.2 Коммерческая эффективность 129
8.3.3 Бюджетная эффективность 129
9. Назначение количественных и качественных критериев безопасности для грунтовых ГТС 132
9.1 Декларация безопасности для ГТС 132
9.2 Критерии безопасности ГТС 133
9.4 Определение контролируемых критериев безопасности ГТС 135
9.5 Порядок разработки критериев безопасности качественных
контролируемых показателей состояния ГТС 137
9.6 Применение качественных показателей состояния ГТС при определении
критериальных значений диагностических показателей 138
9.7 Обеспеченная безопасность 139
9.8 Назначение критериев безопасности для Нюйской 140
9.8.1 Критериальные значения пьезометрических уровней в грунтовых
плотинах 140
9.8.2 Назначение качественного критерия безопасности для дренажного
банкета 144
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНЫХ ИСТОЧНИКОВ 147
ПРИЛОЖЕНИЕ А Анализ исходных данных 150
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетический расчёт 152
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных 10
1.1 Природные условия 10
1.1.3 Инженерно-геологические условия 12
1.1.4 Сейсмические условия 13
1.2 Энергоэкономическая характеристика района 13
1.3 Аналоги проектируемой гидроузла 13
2 Водно - энергетические расчеты 14
2.1 Регулирование стока воды 14
2.1.1 Исходные данные 14
2.1.2 Выбор расчётного средневодного года (Р=50%) 14
2.1.3 Выбор расчетного маловодного года (Р=90%) 15
2.2 Построение интегральной кривой нагрузки (ПКИ) 16
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 18
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 19
2.4.1 Режим работы ГЭС по условию маловодного года 22
2.4.2 Покрытие графиков нагрузки энергосистемы существующими
гидроэлектростанциями. Определение рабочей мощности ГЭС 23
2.4.2.1 Определение рабочей мощности, проектируемой ГЭС в январе ... 23
2.4.2.2 Определение рабочих мощностей существующей и проектируемой
ГЭС в других месяцах 24
2.4.3 Расчет резервов и определение установленной мощности,
проектируемой ГЭС, расчет баланса мощностей 25
2.4.4 Режим работы ГЭС по условию средневодного года 27
2.5 Построение режимного поля 28
3 Основное и вспомогательное оборудование 30
3.1 Выбор типа и числа агрегатов 30
3.2 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному
расходу 33
3.3 Определение отметки установки рабочего колеса для обеспечения её
бескавитационной работы турбины 35
3.3.1 Работа одного агрегата с установленной мощностью при расчетном
напоре 35
3.3.2 Работа одного агрегата с установленной мощностью при максимальном
напоре 36
3.3.3 Работа всех агрегатов при минимальном напоре и соответствующей
мощности 36
3.4 Выбор оптимального варианта 37
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 37
3.6 Расчет вала и подшипников 41
3.7 Расчет спиральной камеры 43
3.8 Выбор типа и размеров маслонапорной установки и регулятор частоты
вращения 47
4 Компоновка и сооружения гидроузла 48
4.1 Состав и компоновка гидроузла 48
4.2 Определение класса сооружения 48
4.3 Проектирование сооружений напорного фронта 48
4.3.1 Определение отметки гребня грунтовой плотины и гребня быка 48
4.3.1.1 Грунтовая плотина 48
4.3.I.2. Бетонная плотина 51
4.3.2. Гидравлический расчет 52
4.3.2.1 Определение ширины водосливного фронта 52
4.3.2.2 Определение отметки гребня водослива 54
4.3.2.3 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном
расчетном случае 56
4.3.2.4 Построение профиля водосливной плотины 57
4.3.2.5. Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 58
4.3.2.6. Расчет водобойного колодца 60
4.4 Конструирование плотины 63
4.4.1 Определение ширины подошвы плотины 63
4.4.2 Разрезка бетонных плотин швами 65
4.4.3 Быки 66
4.4.4 Устои 66
4.4.5 Дренаж тела бетонной плотины 67
4.4.6 Галереи в теле плотины 67
4.5 Основные элементы плотины 68
4.5.1 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины 68
4.5.1.1. Понур 68
4.5.1.2. Дренажные устройства в основание 68
4.5.1.3. Дренажные устройства 69
4.6 Конструктивные элементы нижнего бьефа 69
4.6.1 Водобой 69
4.6.2 Рисберма 69
4.6.3 Ковш 71
4.7 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 71
4.7.1 Определение основных нагрузок на плотину 71
4.7.1.1 Вес сооружения и затворов 72
4.7.1.2 Сила гидростатического давления воды 73
4.7.1.3 Равнодействующая взвешивающего давления 75
4.7.1.4 Сила фильтрационного давления 76
4.7.1.6 Волновое давление 79
4.7.1.7 Оценка прочности плотины 80
4.7.2 Критерии прочности плотины 85
4.8 Обоснование устойчивости плотины 88
5 Организация строительства 91
5.1 Периоды и этапы строительства ГЭС 91
5.1.1 Компоновка гидроузла и состав сооружений 91
5.2 I этап - возведение сооружений для перекрытия 91
5.2.1 Гидравлический расчет пропуска строительных расходов I очереди
через стесненное русло 92
5.2.2 Определение отметок гребня перемычек 93
5.2.3 Пропуск строительных расходов II очереди через донные отверстия в
водосбросе 94
5.2.3.1 Определяем минимально допустимое количество донных отверстий
из условия неразмываемости русла реки 94
5.2.3.2 Определяем расчетную отметку порога донных отверстий (УПДО)
94
5.2.3.3 Определяем количество отверстий строительного периода для
пропуска максимального строительного расхода Qcip 95
5.2.3.4 Определение отметок гребня перемычек II очереди: 96
5.3 Возведение верховой, продольной и низовой перемычек 97
5.3.1 Конструкция перемычек 97
5.3.2 Технология возведения перемычек 98
5.4 Откачка воды и водопонижение в котловане I очереди 99
5.4.1 Первоочередная откачка воды 99
5.4.2 Водопонижение 100
5.5 Цикл земельных работ в котловане I очереди 100
5.5.1 Буровзрывные работы 101
5.5.2 Производство земляных работ 103
5.6 Производство бетонных работ 105
5.6.1 Определение объемов бетонных работ 106
5.6.2 Приготовление бетонной смеси 106
5.6.3 Транспорт бетонной смеси (горизонтальный) 106
5.6.4 Транспорт бетонной смеси (вертикальный) 107
5.7 Опалубочные работы 108
5.7.1 Технология монтажа опалубки 108
5.8 Арматурные работы 109
5.8.1 Технология монтажа арматурных изделий 109
5.10 Технология возведения грунтовых плотин 110
5.11 Второй этап: перекрытие русла 111
5.12 Третий этап: возведение и наращивание сооружения до отметок для
начала наполнения водохранилища 111
5.13 Четвертый этап: наполнение водохранилища до отметок пуска первых
агрегатов 112
6 Мероприятия по охране окружающей среды 113
6.1 Общие сведения о районе строительства 113
6.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 114
6.3 Отходы, образующиеся при строительстве 115
6.4 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 116
7 Пожарная безопасность. Охрана труда 118
7.1. Безопасность гидротехнических сооружений 118
7.2 Охрана труда 118
7.3 Пожарная безопасность 120
8 Технике - экономические показатели 123
8.1 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации 123
8.1.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 123
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 123
8.1.3 Налоговые расходы 126
8.2 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности .. 127
8.3 Оценка инвестиционного проекта 128
8.3.1 Метрология, исходные данные 128
8.3.2 Коммерческая эффективность 129
8.3.3 Бюджетная эффективность 129
9. Назначение количественных и качественных критериев безопасности для грунтовых ГТС 132
9.1 Декларация безопасности для ГТС 132
9.2 Критерии безопасности ГТС 133
9.4 Определение контролируемых критериев безопасности ГТС 135
9.5 Порядок разработки критериев безопасности качественных
контролируемых показателей состояния ГТС 137
9.6 Применение качественных показателей состояния ГТС при определении
критериальных значений диагностических показателей 138
9.7 Обеспеченная безопасность 139
9.8 Назначение критериев безопасности для Нюйской 140
9.8.1 Критериальные значения пьезометрических уровней в грунтовых
плотинах 140
9.8.2 Назначение качественного критерия безопасности для дренажного
банкета 144
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНЫХ ИСТОЧНИКОВ 147
ПРИЛОЖЕНИЕ А Анализ исходных данных 150
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Водно-энергетический расчёт 152
Россия обладает одним из самых мощных гидропотенциалов в мире. Энергию рек используют Китай, РФ, Бразилия, Канада, Индия, США. Гидроресурсы России оцениваются сегодня без малого в 900 млрд. кВт-ч, однако, по степени освоения экономически эффективных гидроресурсов Россия на сегодняшний день значительно уступает экономически развитым странам, этот показатель в нашей стране немногим превышает 20 %, в то время как в США и Канаде составляет 50-55 %, а в ряде стран Западной Европы и Японии - от 60 % до 90 %. Гидропотенциал России используется на 50 % в европейской части, на 20% в Сибири и всего лишь на 3 % - на Дальнем Востоке.
Себестоимость производства электроэнергии в кВт-ч на ГЭС в 7-10 раз, то есть на порядок ниже, чем на тепловых и атомных станциях. Источник энергии - текущая вода, постоянно возобновляемая, в отличие от нефти, газа, твердого топлива и ядерного горючего. В условиях медленного прогресса в создании альтернативных источников электроэнергии доля гидроэнергетики в энергетическом балансе страны со временем будет только возрастать, а уровень развития энергетики в свою очередь отражает достигнутый технико-экономический потенциал страны. Поэтому, на мой взгляд, структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшие десятилетия должна стать гидроэнергетика, как наиболее развитая, экологически безопасная и инвестиционно привлекательная отрасль народного хозяйства.
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
Себестоимость производства электроэнергии в кВт-ч на ГЭС в 7-10 раз, то есть на порядок ниже, чем на тепловых и атомных станциях. Источник энергии - текущая вода, постоянно возобновляемая, в отличие от нефти, газа, твердого топлива и ядерного горючего. В условиях медленного прогресса в создании альтернативных источников электроэнергии доля гидроэнергетики в энергетическом балансе страны со временем будет только возрастать, а уровень развития энергетики в свою очередь отражает достигнутый технико-экономический потенциал страны. Поэтому, на мой взгляд, структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшие десятилетия должна стать гидроэнергетика, как наиболее развитая, экологически безопасная и инвестиционно привлекательная отрасль народного хозяйства.
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 Нюйского гидроузла на реке Нюя, 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 962 м3/с и 1142 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 153 МВт и среднемноголетняя выработка 668,1 млн.кВт-ч.
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: 44,30 м;
- расчетный: 39,05 м;
- минимальный 38,00 м.
Максимальный расходы через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 450 м3. При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ-50-В и ПЛД-50-В60. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидроагрегатами ПЛ 50-В-450.
По справочным данным для выбранной турбины был подобран гидрогенератор СВ-670/100-36.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входит:
- водосбросная бетонная плотина с донными - 68,00 м;
- левобережная глухая грунтовая плотина - 248,90 м;
- станционная часть плотины - 43,20;
- правобережная глухая бетонная плотина 188,90 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 178,70 м;
- число водосливов - 8;
- ширина водосливов - 6 м;
- отметка гребня - 234,00 м;
- ширина гребня - 19,80 м.
Также в этом разделе 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 - 1,20). Таким образом плотина Нюйского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность
сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие значения отсутствуют. Плотина отвечает всем требования СНиП.
Далее в работе были запроектированы этапы строительства Нюйского гидроузла. Строительство Нюйской ГЭС разделено на 5 этапов. По итогам расчетов был построен календарный график для данной ГЭС. Строительство ГЭС, с пуском всех гидроагрегатов, займёт 8 лет.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения гидроузла.
По технике - экономическим расчетам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 13 лет;
- себестоимость - 33 коп/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 75098,5 руб/кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Нюйской 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 962 м3/с и 1142 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 153 МВт и среднемноголетняя выработка 668,1 млн.кВт-ч.
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: 44,30 м;
- расчетный: 39,05 м;
- минимальный 38,00 м.
Максимальный расходы через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 450 м3. При выборе турбин рассматривалось два варианта ПЛ-50-В и ПЛД-50-В60. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидроагрегатами ПЛ 50-В-450.
По справочным данным для выбранной турбины был подобран гидрогенератор СВ-670/100-36.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входит:
- водосбросная бетонная плотина с донными - 68,00 м;
- левобережная глухая грунтовая плотина - 248,90 м;
- станционная часть плотины - 43,20;
- правобережная глухая бетонная плотина 188,90 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
- отметка подошвы водосливной плотины - 178,70 м;
- число водосливов - 8;
- ширина водосливов - 6 м;
- отметка гребня - 234,00 м;
- ширина гребня - 19,80 м.
Также в этом разделе 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 - 1,20). Таким образом плотина Нюйского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность
сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие значения отсутствуют. Плотина отвечает всем требования СНиП.
Далее в работе были запроектированы этапы строительства Нюйского гидроузла. Строительство Нюйской ГЭС разделено на 5 этапов. По итогам расчетов был построен календарный график для данной ГЭС. Строительство ГЭС, с пуском всех гидроагрегатов, займёт 8 лет.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения гидроузла.
По технике - экономическим расчетам получены следующие показатели:
- срок окупаемости - 13 лет;
- себестоимость - 33 коп/кВт-ч;
- удельные капиталовложения - 75098,5 руб/кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Нюйской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей