ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВЕРХНЕ-КАЛАРСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ КАЛАР. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТОВ ОБОРУДОВАНИЯ
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ ВЕРХНЕ-КАЛАРСКОЙ ГЭС 7
ВВЕДЕНИЕ 9
1. Анализ исходных данных и определение внешних условий функционирования ГЭС 10
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Инженерно-геологические изыскания 13
1.4 Сейсмическая обстановка 14
1.5 Энерго-экономическая характеристика региона 14
1 Водно-энергетические расчеты и выбор установленной мощности 15
1.1 Регулирование стока воды 15
1.1.1 Определение максимальных расчетных расходов 15
2.1.1 Кривые обеспеченности расходов 16
2.1.2 Выбор расчетного средневодного года 17
2.1.3 Выбор расчетного маловодного года 17
1.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических
расчетов 19
1.2.1 Расчет режима работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственного комплекса 19
1.2.2 Баланс энергии 20
1.2.3 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном
году 21
1.2.4 Определение установленной мощности Верхне-Каларской ГЭС 22
1.2.5 Баланс мощности 22
1.2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в средневодном
году, определение среденемноголетней выработки 23
2 Основное и вспомогательное оборудование ГЭС 25
2.1 Выбор числа и типа агрегатов 25
2.1.1 Построение режимного поля Верхне-Каларской ГЭС по напору и
расходу 25
2.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 27
2.3 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному
расходу 30
2.4 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения ее бескавитационной работы 31
2.4.1 Работа одного агрегата при максимальном напоре и номинальной
мощности 31
2.4.2 Работа одного агрегата при минимальном напоре и соответствующей
ему мощности на линии ограничения 32
2.4.3 Работа одного агрегата при расчетном напоре и номинальной
мощности 32
2.5 Выбор вспомогательного оборудования 33
2.5.1 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 33
2.5.2 Выбор электрогидравлического регулятора 34
2.6 Выбор типа серийного гидрогенератора 34
3 Электрическая часть 35
3.1 Выбор структурной схемы ГЭС 35
3.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 36
3.2.1 Выбор синхронных генераторов 36
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схем с укрупненным
блоком 37
4.2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 39
2.1 Выбор количества отходящих ВЛ РУ ВН и марки проводов ВЛ 39
2.2 Выбор главной схемы ГЭС на основании технике-экономического отчета 40
2.3 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 42
2.4 Расчет токов короткого замыкания для выбора электрических аппаратов 42
2.4.1 Расчет исходных данных 42
2.4.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 43
2.5 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 46
2.6 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
10,1 кВ 46
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 46
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 47
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 48
2.7 Выбор параметров КРУЭ 48
4 Релейная защита и автоматика 50
4.1 Технические данные защищаемого оборудования 50
4.2 Перечень защит блока генератор-трансформатор 51
4.3 Расчёт номинальных токов 52
4.4 Описание защит и расчет их уставок 53
4.4.1 Продольная дифференциальная защита 53
4.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 55
4.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 57
4.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 58
4.4.5 Защита от симметричных перегрузок(/1) 61
4.4.6 Дистанционная защита генератора Z1 <,Z2 < 63
4.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 67
4.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 68
4.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 68
5 Компоновка и сооружения гидроузла 69
5.1 Проектирование водосливной плотины 69
5.1.1 Определение отметки гребня бетонной плотины 69
5.2 Гидравлические расчеты 71
5.2.1 Определение ширины водосливного фронта 71
5.2.2 Определение отметки гребня водослива 72
5.2.3 Пропуск расходов через донный аварийный водосброс 74
5.2.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 75
5.2.5 Расчет водобойной стенки 75
5.2.6 Построение профиля водосливной грани 76
5.2.7 Проверка ФПУ 77
5.3 Конструирование плотины 79
5.3.1 Определение ширины подошвы плотины 79
5.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 81
5.3.3 Быки 82
5.3.4 Устои 82
5.3.5 Дренаж тела бетонных плотин 83
5.3.6 Галереи в теле плотины 83
5.4 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины ... 83
5.4.1 Противофильтрационная завеса 84
5.4.2 Дренажные устройства в основании 84
5.5 Конструктивные элементы нижнего бьефа 85
5.5.1 Водобой 85
5.5.2 Рисберма 85
5.6 Определение основных нагрузок на плотину 86
5.6.1 Вес сооружения 86
5.6.2 Сила гидростатического давления воды 87
5.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 87
5.6.4 Сила фильтрационного давления 87
5.6.5 Давление грунта 88
5.6.6 Волновое давление 90
5.7 Расчёт прочности плотины 91
5.7.1 Определение напряжений 91
5.7.2 Критерии прочности плотины 93
5.8 Расчёт устойчивости плотины 94
6 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 96
6.1 Безопасность гидротехнических сооружений 96
6.2 Пожарная безопасность 96
6.3 Охрана труда 97
6.4 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Каларского
ГУ. Охрана труда и противопожарная безопасность 98
6.4.1 Общие сведения о районе строительства 98
6.4.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 99
6.4.3 Отходы, образующиеся при строительстве 100
6.4.4 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 101
6.4.5 Отходы, образующиеся при строительстве 103
6.4.6 Лом бетонных изделий, отходы бетона в кусковой форме 103
6.4.7 Лом и отходы, содержащие незагрязненные черные металлы в виде
изделий, кусков, несортированные 103
6.4.8 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 104
7 Технико-экономические показатели 106
7.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 106
7.2 Текущие расходы по гидроузлу 106
7.3 Налоговые расходы 109
7.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 110
7.5 Оценка инвестиционного проекта 113
7.5.1 Методология, исходные данные 113
7.5.2 Коммерческая эффективность 113
7.5.3 Бюджетная эффективность 114
7.6 Анализ чувствительности 114
8 Совершенствование системы технического обслуживания и ремонтов
оборудования 117
8.1 Техническое обслуживание ориентированное на надежность 117
8.2 Определение выполняемых трансформатором функций 120
8.3 Определение функциональных отказов трансформатора 120
8.4 Определение критичности каждого функционального отказа
трансформатора 121
8.5 Определение причин каждого функционального отказа с обязательным
выявлением первопричины 124
8.6 Определение последствий каждого функционального отказа
трансформатора 127
8.7 Принятие эффективной стратегии ТОиР в отношение каждого отказа .. 127
8.8 Выводы 130
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 132
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 134
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Водноэнергетические расчеты 136
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Основное и вспомогательное оборудование 144
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Таблица уставок и матрица отключений защит 147
ПРИЛОЖЕНИЕ Г. ИТС функционального узла «высоковольтный ввод» трансформатора 149
ВВЕДЕНИЕ 9
1. Анализ исходных данных и определение внешних условий функционирования ГЭС 10
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Инженерно-геологические изыскания 13
1.4 Сейсмическая обстановка 14
1.5 Энерго-экономическая характеристика региона 14
1 Водно-энергетические расчеты и выбор установленной мощности 15
1.1 Регулирование стока воды 15
1.1.1 Определение максимальных расчетных расходов 15
2.1.1 Кривые обеспеченности расходов 16
2.1.2 Выбор расчетного средневодного года 17
2.1.3 Выбор расчетного маловодного года 17
1.2 Определение установленной мощности на основе водноэнергетических
расчетов 19
1.2.1 Расчет режима работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственного комплекса 19
1.2.2 Баланс энергии 20
1.2.3 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном
году 21
1.2.4 Определение установленной мощности Верхне-Каларской ГЭС 22
1.2.5 Баланс мощности 22
1.2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в средневодном
году, определение среденемноголетней выработки 23
2 Основное и вспомогательное оборудование ГЭС 25
2.1 Выбор числа и типа агрегатов 25
2.1.1 Построение режимного поля Верхне-Каларской ГЭС по напору и
расходу 25
2.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 27
2.3 Проверка работы гидротурбины при ограничении по минимальному
расходу 30
2.4 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения ее бескавитационной работы 31
2.4.1 Работа одного агрегата при максимальном напоре и номинальной
мощности 31
2.4.2 Работа одного агрегата при минимальном напоре и соответствующей
ему мощности на линии ограничения 32
2.4.3 Работа одного агрегата при расчетном напоре и номинальной
мощности 32
2.5 Выбор вспомогательного оборудования 33
2.5.1 Выбор типа и габаритных размеров маслонапорной установки 33
2.5.2 Выбор электрогидравлического регулятора 34
2.6 Выбор типа серийного гидрогенератора 34
3 Электрическая часть 35
3.1 Выбор структурной схемы ГЭС 35
3.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 36
3.2.1 Выбор синхронных генераторов 36
4.2.1 Выбор повышающих трансформаторов для схем с укрупненным
блоком 37
4.2.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 39
2.1 Выбор количества отходящих ВЛ РУ ВН и марки проводов ВЛ 39
2.2 Выбор главной схемы ГЭС на основании технике-экономического отчета 40
2.3 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 42
2.4 Расчет токов короткого замыкания для выбора электрических аппаратов 42
2.4.1 Расчет исходных данных 42
2.4.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 43
2.5 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 46
2.6 Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении
10,1 кВ 46
4.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 46
4.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 47
4.8.3 Выбор синхронизаторов и анализаторов сети 48
2.7 Выбор параметров КРУЭ 48
4 Релейная защита и автоматика 50
4.1 Технические данные защищаемого оборудования 50
4.2 Перечень защит блока генератор-трансформатор 51
4.3 Расчёт номинальных токов 52
4.4 Описание защит и расчет их уставок 53
4.4.1 Продольная дифференциальная защита 53
4.4.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора (UN
(UO)) 55
4.4.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 57
4.4.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 58
4.4.5 Защита от симметричных перегрузок(/1) 61
4.4.6 Дистанционная защита генератора Z1 <,Z2 < 63
4.4.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 67
4.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 68
4.6 Таблица уставок и матрица отключений защит 68
5 Компоновка и сооружения гидроузла 69
5.1 Проектирование водосливной плотины 69
5.1.1 Определение отметки гребня бетонной плотины 69
5.2 Гидравлические расчеты 71
5.2.1 Определение ширины водосливного фронта 71
5.2.2 Определение отметки гребня водослива 72
5.2.3 Пропуск расходов через донный аварийный водосброс 74
5.2.4 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 75
5.2.5 Расчет водобойной стенки 75
5.2.6 Построение профиля водосливной грани 76
5.2.7 Проверка ФПУ 77
5.3 Конструирование плотины 79
5.3.1 Определение ширины подошвы плотины 79
5.3.2 Разрезка бетонных плотин швами 81
5.3.3 Быки 82
5.3.4 Устои 82
5.3.5 Дренаж тела бетонных плотин 83
5.3.6 Галереи в теле плотины 83
5.4 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины ... 83
5.4.1 Противофильтрационная завеса 84
5.4.2 Дренажные устройства в основании 84
5.5 Конструктивные элементы нижнего бьефа 85
5.5.1 Водобой 85
5.5.2 Рисберма 85
5.6 Определение основных нагрузок на плотину 86
5.6.1 Вес сооружения 86
5.6.2 Сила гидростатического давления воды 87
5.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 87
5.6.4 Сила фильтрационного давления 87
5.6.5 Давление грунта 88
5.6.6 Волновое давление 90
5.7 Расчёт прочности плотины 91
5.7.1 Определение напряжений 91
5.7.2 Критерии прочности плотины 93
5.8 Расчёт устойчивости плотины 94
6 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 96
6.1 Безопасность гидротехнических сооружений 96
6.2 Пожарная безопасность 96
6.3 Охрана труда 97
6.4 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния Каларского
ГУ. Охрана труда и противопожарная безопасность 98
6.4.1 Общие сведения о районе строительства 98
6.4.2 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
строительства 99
6.4.3 Отходы, образующиеся при строительстве 100
6.4.4 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 101
6.4.5 Отходы, образующиеся при строительстве 103
6.4.6 Лом бетонных изделий, отходы бетона в кусковой форме 103
6.4.7 Лом и отходы, содержащие незагрязненные черные металлы в виде
изделий, кусков, несортированные 103
6.4.8 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 104
7 Технико-экономические показатели 106
7.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 106
7.2 Текущие расходы по гидроузлу 106
7.3 Налоговые расходы 109
7.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 110
7.5 Оценка инвестиционного проекта 113
7.5.1 Методология, исходные данные 113
7.5.2 Коммерческая эффективность 113
7.5.3 Бюджетная эффективность 114
7.6 Анализ чувствительности 114
8 Совершенствование системы технического обслуживания и ремонтов
оборудования 117
8.1 Техническое обслуживание ориентированное на надежность 117
8.2 Определение выполняемых трансформатором функций 120
8.3 Определение функциональных отказов трансформатора 120
8.4 Определение критичности каждого функционального отказа
трансформатора 121
8.5 Определение причин каждого функционального отказа с обязательным
выявлением первопричины 124
8.6 Определение последствий каждого функционального отказа
трансформатора 127
8.7 Принятие эффективной стратегии ТОиР в отношение каждого отказа .. 127
8.8 Выводы 130
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 132
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 134
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Водноэнергетические расчеты 136
ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Основное и вспомогательное оборудование 144
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Таблица уставок и матрица отключений защит 147
ПРИЛОЖЕНИЕ Г. ИТС функционального узла «высоковольтный ввод» трансформатора 149
Гидроэлектростанции занимают особое место в современных энергосистемах, выполняя главную роль по регулированию её параметров в нестационарных режимах, а также покрывая наиболее неравномерную часть графиков нагрузки. Кроме того, низкая стоимость продукции ГЭС весьма положительно сказывается на ценообразовании электроэнергии на рынке её сбыта.
Забайкальский край так же, как и многие другие регионы Российской Федерации, на сегодняшний день активно развивается. А вот энергосистема республики становится остродефицитной. Покрытие потребления электроэнергии возможно обеспечить выработкой действующих электростанций на территории энергосистемы, но в связи с высокой себестоимостью электрической энергии, покрытие происходит за счет перетоков электроэнергии и мощности из смежных энергосистем (Бурятской и Амурской). Поэтому данная система очень нуждается в мощном источнике электроэнергии.
Всё это подталкивает к созданию на территории Забайкалья современной мощной гидроэлектростанции, которая сможет решить почти все электроэнергетические проблемы данного региона.
Стоит отметить также экологическую составляющую вопроса. Несмотря на затопление территории с целью создания водохранилищ, гидроэлектростанции являются одними из самых экологически чистых источников энергии.
Забайкальский край так же, как и многие другие регионы Российской Федерации, на сегодняшний день активно развивается. А вот энергосистема республики становится остродефицитной. Покрытие потребления электроэнергии возможно обеспечить выработкой действующих электростанций на территории энергосистемы, но в связи с высокой себестоимостью электрической энергии, покрытие происходит за счет перетоков электроэнергии и мощности из смежных энергосистем (Бурятской и Амурской). Поэтому данная система очень нуждается в мощном источнике электроэнергии.
Всё это подталкивает к созданию на территории Забайкалья современной мощной гидроэлектростанции, которая сможет решить почти все электроэнергетические проблемы данного региона.
Стоит отметить также экологическую составляющую вопроса. Несмотря на затопление территории с целью создания водохранилищ, гидроэлектростанции являются одними из самых экологически чистых источников энергии.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Верхне-Каларского гидроузла на реке Калар, являющимся сооружением III класса.
На основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 3,0 % и поверочного 0,5 % равных 675 и 801 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 120 МВт и среднемноголетняя выработка 356 млн. кВт-ч.
Также было построено режимное поле с учетом заданных ограничений по расходу, мощности и пропускной способности, из которого определен диапазон изменения напоров и расхода: Hmax=38,5 м, Яр=29,4 м, Ятш=24,9 м, Qmc = 453 /с и Q^ = 463,8м3 / с.
При выборе турбин рассматривалось несколько вариантов: ПЛ40а-В; ПЛ406-В.
По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ40а-В-400. Для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 178,5 об/мин по справочным данным был подобран серийный гидрогенератор СВ-570/145-32 с номинальной активной мощностью 30 МВт.
Для проектируемой Верхне-Каларской ГЭС была выбрана структурная схема с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства КРУЭ 220 кВ - "две рабочие ситемы шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-40000/220-УХЛ1, трансформаторы общестанционных собственных нужд ТЗС-1600/10,5, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32.
После выбора основного электрооборудования был произведён расчёт микропроцессорных электрических защит гидрогенератора Верхне -Каларской ГЭС. По результатам расчёта определены уставки и построены характеристики срабатывания, а также схема подключения устройств РЗиА генератора проектируемой ГЭС. Были выбраны микропроцессорные терминалы релейной защиты и автоматики ООО НПП «ЭКРА».
Компоновка гидроузла была принята приплотинная. Плотина расположена на скальном основании и имеет следующие параметры:
• количество водосливных пролётов - 3, шириной 6 м;
• отметка гребня водослива УГВ = 1165,00 м;
• отметка гребня быка УГБ = 1175,00 м;
• ширина подошвы плотины по основанию 35 м;
• в качестве гасителя энергии потока была рассчитана водобойная стенка.
Плотина удовлетворяет условию прочности (в частности отсутствие растягивающих напряжений, а также наличие сжимающих напряжений, не превосходящих пределов прочности на сжатие материала плотины). 132
Спроектированное гидротехническое сооружение отвечает требованиям устойчивости (сопротивлением сдвигу). Также для попуска аварийных расходов в зимний период были предусмотрены два глубинных водовыпуска с габаритными размерами 1x3 м.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
На основании технико-экономических расчетов проект «Верхне-Каларская ГЭС на реке Калар», с установленной мощностью 120 МВт является экономически оправданым. Показатель чистого приведенного дохода инвестиционного проекта NPV >0, это говорит о том, что проект привлекателен для инвестирования. Индекс прибыльности (PI =1,15 руб.) больше единицы, следовательно, инвестиции в проект эффективны и инвестированные средства приносят доход. Период окупаемости составляет 157 месяцев (13,08 лет), что является приемлемым для гидроэлектростанций.
На основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев: основного обеспеченностью 3,0 % и поверочного 0,5 % равных 675 и 801 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана установленная мощность, равная 120 МВт и среднемноголетняя выработка 356 млн. кВт-ч.
Также было построено режимное поле с учетом заданных ограничений по расходу, мощности и пропускной способности, из которого определен диапазон изменения напоров и расхода: Hmax=38,5 м, Яр=29,4 м, Ятш=24,9 м, Qmc = 453 /с и Q^ = 463,8м3 / с.
При выборе турбин рассматривалось несколько вариантов: ПЛ40а-В; ПЛ406-В.
По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с четырьмя гидротурбинами ПЛ40а-В-400. Для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 178,5 об/мин по справочным данным был подобран серийный гидрогенератор СВ-570/145-32 с номинальной активной мощностью 30 МВт.
Для проектируемой Верхне-Каларской ГЭС была выбрана структурная схема с одиночными блоками и принята схема распределительного устройства КРУЭ 220 кВ - "две рабочие ситемы шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-40000/220-УХЛ1, трансформаторы общестанционных собственных нужд ТЗС-1600/10,5, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС 240/32.
После выбора основного электрооборудования был произведён расчёт микропроцессорных электрических защит гидрогенератора Верхне -Каларской ГЭС. По результатам расчёта определены уставки и построены характеристики срабатывания, а также схема подключения устройств РЗиА генератора проектируемой ГЭС. Были выбраны микропроцессорные терминалы релейной защиты и автоматики ООО НПП «ЭКРА».
Компоновка гидроузла была принята приплотинная. Плотина расположена на скальном основании и имеет следующие параметры:
• количество водосливных пролётов - 3, шириной 6 м;
• отметка гребня водослива УГВ = 1165,00 м;
• отметка гребня быка УГБ = 1175,00 м;
• ширина подошвы плотины по основанию 35 м;
• в качестве гасителя энергии потока была рассчитана водобойная стенка.
Плотина удовлетворяет условию прочности (в частности отсутствие растягивающих напряжений, а также наличие сжимающих напряжений, не превосходящих пределов прочности на сжатие материала плотины). 132
Спроектированное гидротехническое сооружение отвечает требованиям устойчивости (сопротивлением сдвигу). Также для попуска аварийных расходов в зимний период были предусмотрены два глубинных водовыпуска с габаритными размерами 1x3 м.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
На основании технико-экономических расчетов проект «Верхне-Каларская ГЭС на реке Калар», с установленной мощностью 120 МВт является экономически оправданым. Показатель чистого приведенного дохода инвестиционного проекта NPV >0, это говорит о том, что проект привлекателен для инвестирования. Индекс прибыльности (PI =1,15 руб.) больше единицы, следовательно, инвестиции в проект эффективны и инвестированные средства приносят доход. Период окупаемости составляет 157 месяцев (13,08 лет), что является приемлемым для гидроэлектростанций.
