ПРОЕКТИРОВАНИЕ АЛТАЙСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ КАТУНЬ. ЦИФРОВЫЕ СТАНЦИИ
|
СОКРАЩЁННЫЙ ПАСПОРТ АЛТАЙСКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Климат в районе проектируемой ГЭС 10
1.2 Г идрологические данные 10
1.3 Топографические данные 12
1.4 Инженерно-геологические характеристики 13
1.5 Сейсмические характеристики района строительства 13
1.6 Данные по энергосистеме 13
2 Водно-энергетические расчеты 15
2.1 Данные для водно-энергетических расчетов 15
2.2 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 15
2.2.1 Выбор расчётного средневодного года (Р=50%) 15
2.2.2 Выбор расчетного маловодного года (Р=90%) 16
2.3 Построение суточных графиков нагрузки и ИКН ЭС 17
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 18
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 19
2.6 Водно-энергетический расчет (ВЭР) режима работы ГЭС по условию
маловодного года 20
2.7 Определение рабочей мощности ГЭС 21
2.8 Расчет резервов и определение установленной мощности проектируемой
ГЭС, расчет баланса мощностей 22
2.9 Водно-энергетический расчёт режима работы ГЭС по условию
средневодного года 23
3 Основное и вспомогательное оборудование 25
3.1 Построение режимного поля 25
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 26
3.3 Проверка работы турбины при минимальном расходе 31
3.4 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 32
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 33
3.6 Расчет спиральной камеры 34
3.7 Выбор типа маслонапорной установки 36
3.8 Выбор электрогидравлического регулятора 36
3.9 Расчёт вала на прочность 36
3.10 Расчёт подшипника 37
3.11 Выбор конструктивной схемы компоновки гидротурбины 38
3.12 Выбор кранового оборудования 39
3.13 Определение геометрических размеров здания ГЭС 39
4 Электрическая часть 40
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений 40
4.2 Выбор основного оборудования ГЭС 40
4.2.1 Выбор трансформаторов собственных нужд 40
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов 41
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий 44
4.4 Выбор схемы распределительного устройства 45
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технике -экономического
расчёта 45
4.6 Расчёт токов короткого замыкания 46
4.6.1 Расчёт исходных данных 46
4.6.2 Расчёт токов короткого замыкания в ПК RastrWin 48
4.6.3 Результаты расчёта токов короткого замыкания 49
4.7 Выбор и проверка оборудования 50
4.7.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режима 50
4.7.2 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 13,8 кВ 51
4.7.2.1 Выбор выключателей и разъединителей 51
4.7.2.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 52
4.7.2.3 Выбор параметров КРУЭ 53
5 Релейная защита и автоматика 55
5.1 Расчет номинальных токов 55
5.2 Перечень защит основного оборудования 56
5.3 Технические данные защищаемого оборудования 58
5.4 Описание и расчет уставок защит 58
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 58
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 61
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1 >), (U2 >) 64
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 64
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок (II) 67
5.4.6 Защита от перегрузки обмотки ротора 70
5.4.7 Дистанционная защита генератора Z1 <, Z2 < 71
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 74
5.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 75
6 Компоновка и состав сооружений гидроузла 76
6.1 Проектирование сооружений напорного фронта 76
6.1.1 Определение отметки гребня грунтовой плотины 76
6.2 Гидравлические расчёты 78
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 78
6.2.2 Расчёт аварийного водосброса (глубинных водовыпусков) 80
6.2.3 Определение отметки гребня водослива 81
6.2.4 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном
расчетном случае 82
6.2.5 Построение оголовка водослива по Кригер - Офицерову 84
6.2.6 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 85
6.2.7 Расчет носка трамплина и дальности отлета струи 86
6.3 Конструирование бетонной плотины 88
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 88
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 90
6.3.3 Быки 91
6.3.4 Устои 91
6.3.5 Г ал ерей в теле плотины 91
6.3.6 Определение ширины плотины по гребню 92
6.3.7 Расчет цементационной завесы и дренажа 92
6.4 Определение основных нагрузок на плотину 93
6.4.1 Вес сооружения и затворов 93
6.4.2 Сила гидростатического давления воды 94
6.4.3 Равнодействующая взвешивающего давления 94
6.4.4 Сила фильтрационного давления 95
6.4.5 Давление грунта 95
6.4.6 Волновое давление 97
6.5 Оценка прочности плотины 97
6.6 Критерии прочности плотины и её основания 99
6.7 Обоснование устойчивости плотины 100
7 Пожарная безопасность. Охрана труда 102
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 102
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности 102
7.3 Пожарная безопасность 104
8 Охрана окружающей среды 106
8.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища 108
8.2 Водоохранная зона 109
8.3 Отходы, образующиеся при строительстве ПО
8.4 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции в период
эксплуатации 111
9 Технико-экономическоеобоснование 113
9.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 113
9.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 113
9.3 Налоговые расходы 116
9.4 Оценка суммы прибыли 117
9.5 Оценка инвестиционного проекта 118
9.5.1 Методология и исходные данные 118
9.5.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 119
9.6 Бюджетная эффективность 119
9.7 Анализ чувствительности 120
10 Цифровые станции 122
10.1 Индустрия 4.0 122
10.2 Цифровая энергетика 122
10.3 Цели построения структуры интернета энергии 123
10.4 Цифровая станция 125
10.5 Сравнение цифровых и аналоговых систем 126
10.6 Основные принципы создания 127
10.7 Реализация ЦС на основе стандарта МЭК 61850 127
10.8 Компоненты структурной схемы АСУ ТП 128
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 131
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 133
ПРИЛОЖЕНИЕ А-Ж 137-158
ВВЕДЕНИЕ 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Климат в районе проектируемой ГЭС 10
1.2 Г идрологические данные 10
1.3 Топографические данные 12
1.4 Инженерно-геологические характеристики 13
1.5 Сейсмические характеристики района строительства 13
1.6 Данные по энергосистеме 13
2 Водно-энергетические расчеты 15
2.1 Данные для водно-энергетических расчетов 15
2.2 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 15
2.2.1 Выбор расчётного средневодного года (Р=50%) 15
2.2.2 Выбор расчетного маловодного года (Р=90%) 16
2.3 Построение суточных графиков нагрузки и ИКН ЭС 17
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 18
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 19
2.6 Водно-энергетический расчет (ВЭР) режима работы ГЭС по условию
маловодного года 20
2.7 Определение рабочей мощности ГЭС 21
2.8 Расчет резервов и определение установленной мощности проектируемой
ГЭС, расчет баланса мощностей 22
2.9 Водно-энергетический расчёт режима работы ГЭС по условию
средневодного года 23
3 Основное и вспомогательное оборудование 25
3.1 Построение режимного поля 25
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 26
3.3 Проверка работы турбины при минимальном расходе 31
3.4 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины 32
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 33
3.6 Расчет спиральной камеры 34
3.7 Выбор типа маслонапорной установки 36
3.8 Выбор электрогидравлического регулятора 36
3.9 Расчёт вала на прочность 36
3.10 Расчёт подшипника 37
3.11 Выбор конструктивной схемы компоновки гидротурбины 38
3.12 Выбор кранового оборудования 39
3.13 Определение геометрических размеров здания ГЭС 39
4 Электрическая часть 40
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений 40
4.2 Выбор основного оборудования ГЭС 40
4.2.1 Выбор трансформаторов собственных нужд 40
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов 41
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий 44
4.4 Выбор схемы распределительного устройства 45
4.5 Выбор главной схемы ГЭС на основании технике -экономического
расчёта 45
4.6 Расчёт токов короткого замыкания 46
4.6.1 Расчёт исходных данных 46
4.6.2 Расчёт токов короткого замыкания в ПК RastrWin 48
4.6.3 Результаты расчёта токов короткого замыкания 49
4.7 Выбор и проверка оборудования 50
4.7.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режима 50
4.7.2 Выбор электротехнического оборудования на генераторном
напряжении 13,8 кВ 51
4.7.2.1 Выбор выключателей и разъединителей 51
4.7.2.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 52
4.7.2.3 Выбор параметров КРУЭ 53
5 Релейная защита и автоматика 55
5.1 Расчет номинальных токов 55
5.2 Перечень защит основного оборудования 56
5.3 Технические данные защищаемого оборудования 58
5.4 Описание и расчет уставок защит 58
5.4.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 58
5.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 61
5.4.3 Защита от повышения напряжения (U1 >), (U2 >) 64
5.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных
перегрузок и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 64
5.4.5 Защита от симметричных перегрузок (II) 67
5.4.6 Защита от перегрузки обмотки ротора 70
5.4.7 Дистанционная защита генератора Z1 <, Z2 < 71
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 74
5.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 75
6 Компоновка и состав сооружений гидроузла 76
6.1 Проектирование сооружений напорного фронта 76
6.1.1 Определение отметки гребня грунтовой плотины 76
6.2 Гидравлические расчёты 78
6.2.1 Определение ширины водосливного фронта 78
6.2.2 Расчёт аварийного водосброса (глубинных водовыпусков) 80
6.2.3 Определение отметки гребня водослива 81
6.2.4 Проверка на пропуск расчетного расхода при поверочном
расчетном случае 82
6.2.5 Построение оголовка водослива по Кригер - Офицерову 84
6.2.6 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 85
6.2.7 Расчет носка трамплина и дальности отлета струи 86
6.3 Конструирование бетонной плотины 88
6.3.1 Определение ширины подошвы плотины 88
6.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 90
6.3.3 Быки 91
6.3.4 Устои 91
6.3.5 Г ал ерей в теле плотины 91
6.3.6 Определение ширины плотины по гребню 92
6.3.7 Расчет цементационной завесы и дренажа 92
6.4 Определение основных нагрузок на плотину 93
6.4.1 Вес сооружения и затворов 93
6.4.2 Сила гидростатического давления воды 94
6.4.3 Равнодействующая взвешивающего давления 94
6.4.4 Сила фильтрационного давления 95
6.4.5 Давление грунта 95
6.4.6 Волновое давление 97
6.5 Оценка прочности плотины 97
6.6 Критерии прочности плотины и её основания 99
6.7 Обоснование устойчивости плотины 100
7 Пожарная безопасность. Охрана труда 102
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 102
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности 102
7.3 Пожарная безопасность 104
8 Охрана окружающей среды 106
8.1 Мероприятия по подготовке зоны водохранилища 108
8.2 Водоохранная зона 109
8.3 Отходы, образующиеся при строительстве ПО
8.4 Водоохранные мероприятия на гидроэлектростанции в период
эксплуатации 111
9 Технико-экономическоеобоснование 113
9.1 Оценка объемов реализации электроэнергии 113
9.2 Текущие расходы на производство электроэнергии 113
9.3 Налоговые расходы 116
9.4 Оценка суммы прибыли 117
9.5 Оценка инвестиционного проекта 118
9.5.1 Методология и исходные данные 118
9.5.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 119
9.6 Бюджетная эффективность 119
9.7 Анализ чувствительности 120
10 Цифровые станции 122
10.1 Индустрия 4.0 122
10.2 Цифровая энергетика 122
10.3 Цели построения структуры интернета энергии 123
10.4 Цифровая станция 125
10.5 Сравнение цифровых и аналоговых систем 126
10.6 Основные принципы создания 127
10.7 Реализация ЦС на основе стандарта МЭК 61850 127
10.8 Компоненты структурной схемы АСУ ТП 128
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 131
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 133
ПРИЛОЖЕНИЕ А-Ж 137-158
В настоящее время во многих регионах Российской Федерации наблюдается дефицит электрической энергии, вызванный развитием экономики. Для решения данной проблемы необходимо строительство генерирующих предприятий.
Сокращение запасов органического топлива, и стремительно возрастающие проблемы экологии определяют всё больший интерес во всём мире к использованию природных возобновляемых энергоресурсов. Среди них весьма существенное место по запасам и масштабам использования занимает энергия потоков воды. Стабильность потока воды и широкие возможности по регулированию его энергии позволяет использовать более простые и дешёвые системы генерирования и стабилизации параметров производимой электроэнергии.
Себестоимость производства электроэнергии в кВт-ч на ГЭС 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 технике - экономический потенциал страны. Поэтому, структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшие десятилетия должна стать гидроэнергетика, как наиболее развитая, экологически безопасная и привлекательная для инвестиций отрасль народного хозяйства.
Следует отметить, что в настоящее время в Республике Алтай наблюдается дефицит генерирующих мощностей. Данная проблема вызвана развитием ведущих секторов промышленности, таких как агропромышленный комплекс, легкая промышленность и транспортный комплекс.
Возведение Алтайской ГЭС (АТЭС) будет способствовать решению данной проблемы, а также будет являться стратегией социальноэкономического развития Республики Алтай. Так, в недалёком будущем здесь планируется строительство производства технического текстиля, а также новых производств по переработке отходов. В этом случае Алтайская ГЭС может послужить для них источником энергии, что ещё в большей степени приведёт к процветанию экономики и региона в целом.
Целью бакалаврской работы является знакомство и освоение основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением теоретических знаний, а также путём инженерного подхода к решению задач, с сопоставлением вариантов для выбора наилучших технических решений.
Сокращение запасов органического топлива, и стремительно возрастающие проблемы экологии определяют всё больший интерес во всём мире к использованию природных возобновляемых энергоресурсов. Среди них весьма существенное место по запасам и масштабам использования занимает энергия потоков воды. Стабильность потока воды и широкие возможности по регулированию его энергии позволяет использовать более простые и дешёвые системы генерирования и стабилизации параметров производимой электроэнергии.
Себестоимость производства электроэнергии в кВт-ч на ГЭС 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 технике - экономический потенциал страны. Поэтому, структурным лидером в развитии электроэнергетики на ближайшие десятилетия должна стать гидроэнергетика, как наиболее развитая, экологически безопасная и привлекательная для инвестиций отрасль народного хозяйства.
Следует отметить, что в настоящее время в Республике Алтай наблюдается дефицит генерирующих мощностей. Данная проблема вызвана развитием ведущих секторов промышленности, таких как агропромышленный комплекс, легкая промышленность и транспортный комплекс.
Возведение Алтайской ГЭС (АТЭС) будет способствовать решению данной проблемы, а также будет являться стратегией социальноэкономического развития Республики Алтай. Так, в недалёком будущем здесь планируется строительство производства технического текстиля, а также новых производств по переработке отходов. В этом случае Алтайская ГЭС может послужить для них источником энергии, что ещё в большей степени приведёт к процветанию экономики и региона в целом.
Целью бакалаврской работы является знакомство и освоение основных этапов проектирования гидроэлектростанции с применением теоретических знаний, а также путём инженерного подхода к решению задач, с сопоставлением вариантов для выбора наилучших технических решений.
Рассчитаны и определены основные элементы и параметры Алтайского гидроузла на реке Катунь, являющегося сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчётных расходов для случаев: основного обеспеченностью 0,1 % и поверочного - 0,01%, равных 4150 и 4981,6 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчётов была выбрана установленная мощность, равная 298 МВт. Также был определён уровень мёртвого объёма, отметка которого составила 493,88 м. Полезный объём при отметке НПУ составил 6,57 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1671 млн. кВт • ч.
На следующем этапе определено оптимальное число и тип гидроагрегатов гидроэлектростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
максимальный - 49,5 м;
расчётный - 39,9 м;
минимальный - 26 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчётному напору, составляет 873 м3/с.
Выбрана гидротурбина ПЛ50-В-630. По результатам расчётов оптимальным оказался вариант с 3 гидроагрегатами, диаметрами рабочих колёс
6,1 м.
Для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 125 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-1130/140-48ТС4 с номинальной активной мощностью 100 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства - «две системы сборных шин». По справочным данным и каталогам выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ 125000/220 У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-1600/13,8 УЗ, для ЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32.
После был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла - приплотинная. В состав Алтайского гидроузла входят:
- глухая левобережная бетонна плотина;
- водосливная бетонная плотина;
- глухая центральная бетонная плотина;
- водосливная бетонная плотина с глубинными водовыпусками;
- станционная бетонная плотина;
- глухая правобережная бетонная плотина.
На данном этапе расчётным путем определены габаритные размеры и характерные отметки водосливной плотины:
- ширина подошвы- 38 м;
- отметка подошвы - 464 м;
- отметка гребная водослива - 512 м;
- число водосливных отверстий - 11;
- ширина водосливных отверстий - 16 м;
- отметка гребня плотины - 520 м.
- число глубинных водовыпусков - 2;
-ширина глубинных водовыпусков - 2 м;
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетании нагрузок. При расчёте плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Таким образом, плотина Алтайской ГЭС отвечает требованиям надёжности.
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 расчётам получены следующие показатели:
- срок окупаемости 9 лет;
- чистый приведенный доход NPV- 5607030000 руб;
- индекс прибыльности PI-1,9;
- себестоимость электроэнергии - 0,54руб./кВт-ч;
Из этого можно сделать вывод, что строительство Алтайской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчётных расходов для случаев: основного обеспеченностью 0,1 % и поверочного - 0,01%, равных 4150 и 4981,6 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчётов была выбрана установленная мощность, равная 298 МВт. Также был определён уровень мёртвого объёма, отметка которого составила 493,88 м. Полезный объём при отметке НПУ составил 6,57 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1671 млн. кВт • ч.
На следующем этапе определено оптимальное число и тип гидроагрегатов гидроэлектростанции. Для этого была построена область допустимых режимов работы (режимное поле по напору и расходу), на которой определены следующие напоры:
максимальный - 49,5 м;
расчётный - 39,9 м;
минимальный - 26 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчётному напору, составляет 873 м3/с.
Выбрана гидротурбина ПЛ50-В-630. По результатам расчётов оптимальным оказался вариант с 3 гидроагрегатами, диаметрами рабочих колёс
6,1 м.
Для выбранной поворотно-лопастной турбины с синхронной частотой вращения 125 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-1130/140-48ТС4 с номинальной активной мощностью 100 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства - «две системы сборных шин». По справочным данным и каталогам выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ 125000/220 У1, трансформаторы собственных нужд ТСЗ-1600/13,8 УЗ, для ЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32.
После был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла - приплотинная. В состав Алтайского гидроузла входят:
- глухая левобережная бетонна плотина;
- водосливная бетонная плотина;
- глухая центральная бетонная плотина;
- водосливная бетонная плотина с глубинными водовыпусками;
- станционная бетонная плотина;
- глухая правобережная бетонная плотина.
На данном этапе расчётным путем определены габаритные размеры и характерные отметки водосливной плотины:
- ширина подошвы- 38 м;
- отметка подошвы - 464 м;
- отметка гребная водослива - 512 м;
- число водосливных отверстий - 11;
- ширина водосливных отверстий - 16 м;
- отметка гребня плотины - 520 м.
- число глубинных водовыпусков - 2;
-ширина глубинных водовыпусков - 2 м;
В этом же разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетании нагрузок. При расчёте плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Таким образом, плотина Алтайской ГЭС отвечает требованиям надёжности.
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 расчётам получены следующие показатели:
- срок окупаемости 9 лет;
- чистый приведенный доход NPV- 5607030000 руб;
- индекс прибыльности PI-1,9;
- себестоимость электроэнергии - 0,54руб./кВт-ч;
Из этого можно сделать вывод, что строительство Алтайской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
