ПРОЕКТИРОВАНИЕ БИЙСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ БИЯ. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОСЛЕ УСТАНОВЛЕННОГО СРОКА СЛУЖБЫ
|
СОКРАЩЕННЫЙ ПАСПОРТ БИЙСКОЙ 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 условия 11
1.4 Сейсмические условия 11
1.5 Данные по энергосистеме 12
1.6 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водно-энергетические расчеты и выбор установленной мощности 13
2.1 Исходные данные 13
2.2 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 13
2.3 Перераспределение стока маловодного года 16
2.4 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС по условию
маловодного года 16
2.5 Определение установленной мощности ГЭС. Баланс мощности 17
2.6 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС для средневодного года
18
3 Основное и вспомогательное оборудование 19
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 19
3.1.1 Построение режимного поля 19
3.1.2 Выбор номинального диаметра рабочего колеса, основных
характеристик гидротурбины. Определение частоты вращения, рабочей зоны на универсальной характеристике 20
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения её безкавитационной работы 25
3.3 Выбор типа маслонапорной установки 26
3.4 Выбор электрогидравлического регулятора 27
4 Электрическая часть 28
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных
нужд 28
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 28
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 28
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 28
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным
блоком 30
4.2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 31
4.3 Выбор количества отходящих линий 32
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико -экономического расчета
33
4.5 Выбор схемы распределительного устройства 34
4.6 Расчёт токов короткого замыкания 35
4.6.1 Расчёт в программном комплексе RastrWin 35
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 36
4.7 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режима 38
4.8Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении 38
4.9 Выбор трансформаторов тока и напряжения 40
4.10 Выбор параметров ОРУ 40
4.10.1 Выбор выключателей и разъединителей 40
4.10.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 41
5 Релейная защита и автоматика 42
5.1 Перечень защит основного оборудования 42
5.2 Расчет номинальных токов 43
5.3 Описание защит и расчет их уставок 44
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 44
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора (Un (Uo) 46
5.3.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 48
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 49
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок (I1) 53
5.3.6 Дистанционная защита генератора Zl <, Z2 < 54
5.3.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 58
5.4 Таблица уставок 59
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 59
6 Компоновка и сооружения гидроузла 60
6.1 Состав и компоновка гидроузла 60
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 60
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 60
6.2.2 Определение отметки гребня бетонной плотины 61
6.3 Гидравлический расчет бетонной водосливной плотины 63
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 63
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 65
6.3.3 Проверка отметки ФПУ на пропуск поверочного расхода 66
6.3.4 Расчет донного водосброса 68
6.3.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе (с учетом того, что
поверхностный и донный водосбросы находятся рядом) 69
6.3.6 Расчет водобойной стенки 70
6.4 Конструирование бетонной плотины 71
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 71
6.4.2 Разрезка плотины швами 73
6.4.3 Быки 74
6.4.4 Устои 74
6.4.5 Г алереи в теле плотины 74
6.4.6 Дренаж тела бетонной плотины 74
6.4.7 Элементы подземного контура плотины 75
6.4.8 Элементы нижнего бьефа 76
6.5 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 77
6.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 77
6.5.2 Вес сооружения 77
6.5.3 Сила гидростатического давления воды 78
6.5.4 Равнодействующая взвешивающего давления 78
6.5.5 Сила фильтрационного давления 78
6.5.6 Давление грунта 79
6.5.7 Волновое воздействие 80
6.6 Оценка прочности плотины 81
6.6.1 Определение напряжений 81
6.6.2 Критерии прочности плотины 83
6.6.3 Расчет устойчивости плотины 84
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 85
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 85
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для работников
Бийской ГЭС 85
7.2.1 Общие положения 85
7.2.2 Требования по охране труда и противопожарной безопасности 86
7.2.3 Объекты водяного пожаротушения на Бийской ГЭС 88
7.2.4 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 89
7.3 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния ГЭС 90
7.3.1 Общие сведения о районе строительства 90
7.3.2 Водоохранные мероприятия по ГЭС 91
7.3.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 92
7.3.4 Отходы, образующиеся при строительстве 94
7.3.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 95
7.3.6 Основные мероприятия по охране окружающей среды в период
эксплуатации ГЭС 95
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации .... 96
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 96
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 96
8.3 Налоговые расходы 98
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 99
8.5 Оценка инвестиционного проекта 100
8.5.1 Коммерческая эффективность 101
8.5.2 Бюджетная эффективность 101
8.6 Анализ чувствительности 101
9 Оценка технического состояния основного оборудования после
установленного срока службы 104
9.1 Основные нормы и требования 104
9.1.1 Требования к сроку службы основного оборудования 104
9.1.2 Формирование рабочих органов 104
9.1.3 Сроки производства работ 105
9.2 Методики определения энергетических характеристик турбин 105
9.3 Основные элементы 110
9.3.1 Маслоприемник рабочего колеса поворотно-лопастной гидротурбины 110
9.3.2 Направляющий аппарат гидротурбины 111
9.3.3 Крышка гидротурбины 114
9.3.4 Металлические элементы проточной части гидротурбины 116
9.4 Методы определения остаточного ресурса 117
9.4.1 Метод математических моделей 118
9.4.2 Метод экспертных оценок 119
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 120
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 122
Приложения А-В 126-131
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 условия 11
1.4 Сейсмические условия 11
1.5 Данные по энергосистеме 12
1.6 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Водно-энергетические расчеты и выбор установленной мощности 13
2.1 Исходные данные 13
2.2 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 13
2.3 Перераспределение стока маловодного года 16
2.4 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС по условию
маловодного года 16
2.5 Определение установленной мощности ГЭС. Баланс мощности 17
2.6 Водно-энергетический расчет режима работы ГЭС для средневодного года
18
3 Основное и вспомогательное оборудование 19
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 19
3.1.1 Построение режимного поля 19
3.1.2 Выбор номинального диаметра рабочего колеса, основных
характеристик гидротурбины. Определение частоты вращения, рабочей зоны на универсальной характеристике 20
3.2 Определение отметки установки рабочего колеса гидротурбины для
обеспечения её безкавитационной работы 25
3.3 Выбор типа маслонапорной установки 26
3.4 Выбор электрогидравлического регулятора 27
4 Электрическая часть 28
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных
нужд 28
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 28
4.2.1 Выбор синхронных генераторов 28
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с одиночным
блоком 28
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненным
блоком 30
4.2.4 Выбор трансформаторов собственных нужд 31
4.3 Выбор количества отходящих линий 32
4.4 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико -экономического расчета
33
4.5 Выбор схемы распределительного устройства 34
4.6 Расчёт токов короткого замыкания 35
4.6.1 Расчёт в программном комплексе RastrWin 35
4.6.2 Внесение исходных данных в программный комплекс и расчет токов
короткого замыкания на СШ и генераторном напряжении в программном комплексе «RastrWin» 36
4.7 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режима 38
4.8Выбор электротехнического оборудования на генераторном напряжении 38
4.9 Выбор трансформаторов тока и напряжения 40
4.10 Выбор параметров ОРУ 40
4.10.1 Выбор выключателей и разъединителей 40
4.10.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 41
5 Релейная защита и автоматика 42
5.1 Перечень защит основного оборудования 42
5.2 Расчет номинальных токов 43
5.3 Описание защит и расчет их уставок 44
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора (IAG) 44
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора (Un (Uo) 46
5.3.3 Защита от повышения напряжения (U1>), (U2>) 48
5.3.4 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок
и внешних несимметричных коротких замыканий (I2) 49
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок (I1) 53
5.3.6 Дистанционная защита генератора Zl <, Z2 < 54
5.3.7 Защита от перегрузки обмотки ротора 58
5.4 Таблица уставок 59
5.5 Выбор комплекса защит блока генератор-трансформатор 59
6 Компоновка и сооружения гидроузла 60
6.1 Состав и компоновка гидроузла 60
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 60
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 60
6.2.2 Определение отметки гребня бетонной плотины 61
6.3 Гидравлический расчет бетонной водосливной плотины 63
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 63
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 65
6.3.3 Проверка отметки ФПУ на пропуск поверочного расхода 66
6.3.4 Расчет донного водосброса 68
6.3.5 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе (с учетом того, что
поверхностный и донный водосбросы находятся рядом) 69
6.3.6 Расчет водобойной стенки 70
6.4 Конструирование бетонной плотины 71
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 71
6.4.2 Разрезка плотины швами 73
6.4.3 Быки 74
6.4.4 Устои 74
6.4.5 Г алереи в теле плотины 74
6.4.6 Дренаж тела бетонной плотины 74
6.4.7 Элементы подземного контура плотины 75
6.4.8 Элементы нижнего бьефа 76
6.5 Обоснование надежности и безопасности бетонной плотины 77
6.5.1 Определение основных нагрузок на плотину 77
6.5.2 Вес сооружения 77
6.5.3 Сила гидростатического давления воды 78
6.5.4 Равнодействующая взвешивающего давления 78
6.5.5 Сила фильтрационного давления 78
6.5.6 Давление грунта 79
6.5.7 Волновое воздействие 80
6.6 Оценка прочности плотины 81
6.6.1 Определение напряжений 81
6.6.2 Критерии прочности плотины 83
6.6.3 Расчет устойчивости плотины 84
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 85
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 85
7.2 Требования по охране труда и техники безопасности для работников
Бийской ГЭС 85
7.2.1 Общие положения 85
7.2.2 Требования по охране труда и противопожарной безопасности 86
7.2.3 Объекты водяного пожаротушения на Бийской ГЭС 88
7.2.4 Противопожарная безопасность в аккумуляторных установках 89
7.3 Мероприятия по охране окружающей среды в зоне влияния ГЭС 90
7.3.1 Общие сведения о районе строительства 90
7.3.2 Водоохранные мероприятия по ГЭС 91
7.3.3 Мероприятия по подготовке ложа водохранилища 92
7.3.4 Отходы, образующиеся при строительстве 94
7.3.5 Мероприятия по обеспечению охраны окружающей среды в период
эксплуатации 95
7.3.6 Основные мероприятия по охране окружающей среды в период
эксплуатации ГЭС 95
8 Объёмы производства электроэнергии и расходы в период эксплуатации .... 96
8.1 Оценка объёмов реализации электроэнергии 96
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 96
8.3 Налоговые расходы 98
8.4 Оценка суммы прибыли от реализации электроэнергии и мощности 99
8.5 Оценка инвестиционного проекта 100
8.5.1 Коммерческая эффективность 101
8.5.2 Бюджетная эффективность 101
8.6 Анализ чувствительности 101
9 Оценка технического состояния основного оборудования после
установленного срока службы 104
9.1 Основные нормы и требования 104
9.1.1 Требования к сроку службы основного оборудования 104
9.1.2 Формирование рабочих органов 104
9.1.3 Сроки производства работ 105
9.2 Методики определения энергетических характеристик турбин 105
9.3 Основные элементы 110
9.3.1 Маслоприемник рабочего колеса поворотно-лопастной гидротурбины 110
9.3.2 Направляющий аппарат гидротурбины 111
9.3.3 Крышка гидротурбины 114
9.3.4 Металлические элементы проточной части гидротурбины 116
9.4 Методы определения остаточного ресурса 117
9.4.1 Метод математических моделей 118
9.4.2 Метод экспертных оценок 119
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 120
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 122
Приложения А-В 126-131
Почти всюду можно увидеть, как население использует энергию движущейся воды. Этот многообещающий способ производства энергии стал в недавнее время более популярным во многих развивающихся и индустриальных регионах по ряду причин. Использование чистой и безопасной энергии воды снижает зависимость от ископаемого топлива, принося пользу окружающей среде.
Опыт эксплуатации первых гидроэлектростанций показал, что они имеют большую маневренность, хорошую надежность работы и малые эксплуатационные расходы, не требуют многочисленного обслуживающего персонала и допускают полную автоматизацию процесса производства электроэнергии с весьма широкими возможностями телеуправления. Энергия, производимая гидроэлектростанциями, дешевле, чем электроэнергия, доставляемая тепловыми электростанциями.
В техническом и эксплуатационном отношениях очень важно, что гидроэлектрические установки обладают большой маневренностью. Эта особенность гидроагрегатов имеет существенное значение для крупных энергетических систем, так как резкий прирост нагрузки, в том числе при аварийных сбоях в системе, можно быстро компенсировать включением резервных гидроагрегатов. Таким образом, гидроагрегаты оказались очень удобными для покрытия пиков нагрузки в системах, в которых работают как тепловые, так и гидравлические станции.
Гидроэнергетические мощности вносят ощутимый вклад в обеспечение системной надежности и в конечном итоге надежной работы всей Единой электроэнергетической системы (ЕЭС) страны.
Опыт эксплуатации первых гидроэлектростанций показал, что они имеют большую маневренность, хорошую надежность работы и малые эксплуатационные расходы, не требуют многочисленного обслуживающего персонала и допускают полную автоматизацию процесса производства электроэнергии с весьма широкими возможностями телеуправления. Энергия, производимая гидроэлектростанциями, дешевле, чем электроэнергия, доставляемая тепловыми электростанциями.
В техническом и эксплуатационном отношениях очень важно, что гидроэлектрические установки обладают большой маневренностью. Эта особенность гидроагрегатов имеет существенное значение для крупных энергетических систем, так как резкий прирост нагрузки, в том числе при аварийных сбоях в системе, можно быстро компенсировать включением резервных гидроагрегатов. Таким образом, гидроагрегаты оказались очень удобными для покрытия пиков нагрузки в системах, в которых работают как тепловые, так и гидравлические станции.
Гидроэнергетические мощности вносят ощутимый вклад в обеспечение системной надежности и в конечном итоге надежной работы всей Единой электроэнергетической системы (ЕЭС) страны.
В дипломном проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры Бийского гидроузла на реке Бия, являющимся 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 1352 и 1559 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана примерная установленная мощность, равная 230 МВт и среднемноголетняя выработка 991 млн кВт-ч. Далее установленная мощность была уточнена. Она равна 264 МВт.
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: 43,7 м;
• расчетный: 35,0 м;
• минимальный: 33,3 м.
При выборе турбин рассматривалось пять вариантов ПЛ50-В, ПЛД50-В60° ПЛ60-В, ПЛД60-В600 и РО45-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидротурбинами РО45-В-560.
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 88 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с простыми блоками и принята схема распределительного устройства на 6 (3 ВЛЭП 220 кВ, 3 блока). ОРУ 220 кВ - "две рабочие и обходная система шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-125000/220, трансформаторы общестанционных собственных нужд TC3-4000/10/6 УЗ, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС - 240/32.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловая.
В состав сооружений входят:
• Левобережная глухая бетонная плотина - 180,00 м;
• Водосбросная бетонная плотина гравитационного типа с донными водосбросами - 30,00 м + 15,00 м;
• Глухая плотина, сопрягающая водосливную и станционную части - 15,00 м;
• Станционная бетонная плотина - 45,00 м;
• Правобережная глухая бетонная плотина - 207 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
• ширина подошвы водосливной плотины - 37,40 м;
• отметка подошвы водосливной плотины - 410,50 м;
• число водосливных отверстий -2;
• ширина водосливных отверстий в свету - 12 м;
• отметка гребня - 462,4,00 м;
• ширина гребня - 18,50 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,32 (нормативное значение для сооружений II класса - 1,32). Таким образом, плотина Бийского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, 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 - 11 лет, 5 месяцев;
• себестоимость - 0,29 руб/кВт ш
• удельные капиталовложения - 72185,61 руб./кВт.
Таким образом, строительство Бийской 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 1352 и 1559 м3/с соответственно.
В ходе водно-энергетических расчетов была рассчитана примерная установленная мощность, равная 230 МВт и среднемноголетняя выработка 991 млн кВт-ч. Далее установленная мощность была уточнена. Она равна 264 МВт.
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: 43,7 м;
• расчетный: 35,0 м;
• минимальный: 33,3 м.
При выборе турбин рассматривалось пять вариантов ПЛ50-В, ПЛД50-В60° ПЛ60-В, ПЛД60-В600 и РО45-В. По результатам расчетов был определен оптимальный вариант с тремя гидротурбинами РО45-В-560.
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 88 МВт.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с простыми блоками и принята схема распределительного устройства на 6 (3 ВЛЭП 220 кВ, 3 блока). ОРУ 220 кВ - "две рабочие и обходная система шин". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТДЦ-125000/220, трансформаторы общестанционных собственных нужд TC3-4000/10/6 УЗ, для ВЛЭП - сталеалюминевые провода марки АС - 240/32.
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята русловая.
В состав сооружений входят:
• Левобережная глухая бетонная плотина - 180,00 м;
• Водосбросная бетонная плотина гравитационного типа с донными водосбросами - 30,00 м + 15,00 м;
• Глухая плотина, сопрягающая водосливную и станционную части - 15,00 м;
• Станционная бетонная плотина - 45,00 м;
• Правобережная глухая бетонная плотина - 207 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
• ширина подошвы водосливной плотины - 37,40 м;
• отметка подошвы водосливной плотины - 410,50 м;
• число водосливных отверстий -2;
• ширина водосливных отверстий в свету - 12 м;
• отметка гребня - 462,4,00 м;
• ширина гребня - 18,50 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,32 (нормативное значение для сооружений II класса - 1,32). Таким образом, плотина Бийского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, 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 - 11 лет, 5 месяцев;
• себестоимость - 0,29 руб/кВт ш
• удельные капиталовложения - 72185,61 руб./кВт.
Таким образом, строительство Бийской ГЭС является обоснованным, в том числе, с точки зрения экономических показателей.
