Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТИРОВАНИЕ УРАЛЬСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ ЧУСОВАЯ. ЛОКАЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ ОПОВЕЩЕНИЯ ГЭС (СРЕДСТВА, МЕТОДЫ, СИСТЕМЫ ОПОВЕЩЕНИЯ ПРИ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЯХ НА ГЭС, ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ С МЧС И РЕГИОНАЛЬНЫМИ ВЛАСТЯМИ)
|
Сокращенный паспорт Уральской ГЭС 7
Введение 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Климатические условия 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Инженерно-геологические условия 14
1.4 Данные по энергосистеме 14
1.5 Аналоги проектируемого гидроузла 14
2 Водно-энергетические расчеты 15
2.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года
при заданной обеспеченности стока 15
2.2 Построение суточных графиков нагрузки и ИКН энергосистемы 19
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 21
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом
требований водохозяйственной системы 23
2.5 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 26
2.6 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов 27
3 Основное и вспомогательное оборудование 30
3.1 Построение режимного поля 30
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 32
3.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 36
3.4 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 38
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 40
3.6 Выбор вспомогательного оборудования 41
3.6.1 Выбор крана 41
3.6.2 Выбор маслонапорной установки 41
3.6.3 Выбор электрогидравлического регулятора 41
4 Электрическая часть 42
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 42
4.2 Выбор блочных трансформаторов 500 кВ 43
4.2.1 Выбор блочных трансформаторов для схемы с единичными
блоками 43
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов для схемы с
объединенными блоками 45
4.3 Выбор главной схемы на основании технико-экономического расчёта ... 46
4.4 Выбор основного силового оборудования 48
4.4.1 Выбор блочных трансформаторов 48
4.4.2 Выбор трансформаторов собственных нужд для схемы
с укрупненными блоками 48
4.4.3 Выбор количество отходящих воздушных линий 48
4.5 Выбор схемы распределительного устройства 50
4.6 Расчет токов короткого замыкания в РУ ВН 50
4.6.1 Расчет тока трехфазного короткого замыкания 50
4.6.2 Расчет тока однофазного короткого замыкания в точке К1 53
4.6.3 Расчет тока трехфазного короткого замыкания на генераторном
напряжении 55
4.7 Выбор электрических аппаратов 58
4.7.1 Выбор и расчёт токоведущих частей аппаратов и проводников 58
4.7.2 Выбор выключателей и разъеденителей 59
4.7.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения 60
4.7.4 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на
генераторном напряжении 61
4.8 Выбор ячеек КРУЭ 61
5 Релейная защита и автоматика 62
5.1 Перечень защит основного оборудования 62
5.2 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 63
5.3 Расчет уставок защит генератора 63
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора 63
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 66
5.3.3 Защита от повышения напряжения 68
5.3.4 Защита обратной последовательности от токов внешних
несимметричных коротких замыканий и несимметричных перегрузок генератора 69
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок статора 72
5.3.6 Дистанционная защита генератора 73
5.3.7 Защита ротора от перегрузки 77
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор - трансформатор 78
5.5 Таблица уставок 78
6 Компоновка и сооружения гидроузла 80
6.1 Состав и компоновка гидроузла 80
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 80
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 80
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 80
6.3 Гидравлический расчет бетонной водосливной плотины 83
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 83
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 84
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 86
6.3.4 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 87
6.3.5 Расчет параметров принятых гасителей 88
6.4 Конструирование бетонной плотины 91
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 91
6.4.2 Разрезка бетонной плотины швами 92
6.4.3 Быки 93
6.4.4 Устои 93
6.4.5 Галереи в теле плотины 93
6.4.6 Дренаж тела бетонной плотины 94
6.5 Назначение размеров основных элементов плотины 94
6.5.1 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 94
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 96
6.6.1 Вес сооружения 96
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 97
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 97
6.6.4 Сила фильтрационного давления 98
6.6.5 Давление грунта 98
6.6.6 Волновое давление 98
6.6.7 Фильтрационные расчеты подземного контура 99
6.7 Расчет прочности плотины 99
6.7.1 Определение напряжений 99
6.7.2 Критерии прочности плотины 102
6.8 Расчет устойчивости плотины 103
6.9 Расчет высоты перемычек первой очереди 104
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 106
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 106
7.2 Охрана труда 106
7.3 Пожарная безопасность 109
7.4 Мероприятия по охране природы 111
8 Технико-экономические показатели 113
8.1.1 Оценка объемов продаж 113
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 113
8.1.3 Налоговые расходы 116
8.2 Оценка суммы прибыли 116
8.3 Оценка инвестиционного проекта 117
8.3.1 Методология, исходные данные 117
8.3.2 Коммерческая эффективность проекта 118
8.3.3 Бюджетная эффективность 119
8.4 Анализ рисков инвестиционных проектов 120
9 Локальные системы оповещения ГЭС (средства, методы, системы оповещения при чрезвычайных ситуациях на ГЭС, взаимодействие с МЧС и региональными властями) 123
9.1 Цели, назначения и области использования ЛСО 123
9.2 Нормативная документация по организации ЛСО в районах
размещения потенциально опасных объектов 124
9.3 Организация и порядок задействования локальных систем
оповещения 126
9.3.1 Организация локальных систем оповещения
гидроэлектростанции 126
9.3.2 Порядок задействования локальной системы оповещения 128
9.4 Создания ЛСО Уральской ГЭС 128
9.4.1 Описание близлежащей зоны проектирования Уральской ГЭС 128
9.4.2 Организационно-техническое построение локальной системы
оповещения в районе размещения Уральской ГЭС 128
9.5 Структура комплекса технических средств для проектируемой ГЭС .... 131
9.5.1 Описание функционирования комплекса технических средств
(КТС) ЛСО Уралькой ГЭС 131
9.5.2 Описание КТС на объектах 133
9.5.3 Особенности функционирования технических средств в пусковом,
нормальном и аварийном режимах. Система электроснабжения 134
9.6 Средства телеобработки и передачи данных 134
9.7 Общий принцип работы системы оповещения 134
Заключение 136
Список использованных источников 138
Приложение А - Г 141-151
Введение 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Климатические условия 10
1.2 Гидрологические данные 10
1.3 Инженерно-геологические условия 14
1.4 Данные по энергосистеме 14
1.5 Аналоги проектируемого гидроузла 14
2 Водно-энергетические расчеты 15
2.1 Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного года
при заданной обеспеченности стока 15
2.2 Построение суточных графиков нагрузки и ИКН энергосистемы 19
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных
нагрузок энергосистемы 21
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом
требований водохозяйственной системы 23
2.5 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 26
2.6 Определение установленной мощности ГЭС и планирование
капитальных ремонтов 27
3 Основное и вспомогательное оборудование 30
3.1 Построение режимного поля 30
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 32
3.3 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 36
3.4 Определение геометрических размеров проточной части и
машинного зала 38
3.5 Выбор типа серийного гидрогенератора 40
3.6 Выбор вспомогательного оборудования 41
3.6.1 Выбор крана 41
3.6.2 Выбор маслонапорной установки 41
3.6.3 Выбор электрогидравлического регулятора 41
4 Электрическая часть 42
4.1 Выбор структурной схемы ГЭС 42
4.2 Выбор блочных трансформаторов 500 кВ 43
4.2.1 Выбор блочных трансформаторов для схемы с единичными
блоками 43
4.2.2 Выбор блочных трансформаторов для схемы с
объединенными блоками 45
4.3 Выбор главной схемы на основании технико-экономического расчёта ... 46
4.4 Выбор основного силового оборудования 48
4.4.1 Выбор блочных трансформаторов 48
4.4.2 Выбор трансформаторов собственных нужд для схемы
с укрупненными блоками 48
4.4.3 Выбор количество отходящих воздушных линий 48
4.5 Выбор схемы распределительного устройства 50
4.6 Расчет токов короткого замыкания в РУ ВН 50
4.6.1 Расчет тока трехфазного короткого замыкания 50
4.6.2 Расчет тока однофазного короткого замыкания в точке К1 53
4.6.3 Расчет тока трехфазного короткого замыкания на генераторном
напряжении 55
4.7 Выбор электрических аппаратов 58
4.7.1 Выбор и расчёт токоведущих частей аппаратов и проводников 58
4.7.2 Выбор выключателей и разъеденителей 59
4.7.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения 60
4.7.4 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на
генераторном напряжении 61
4.8 Выбор ячеек КРУЭ 61
5 Релейная защита и автоматика 62
5.1 Перечень защит основного оборудования 62
5.2 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 63
5.3 Расчет уставок защит генератора 63
5.3.1 Продольная дифференциальная защита генератора 63
5.3.2 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 66
5.3.3 Защита от повышения напряжения 68
5.3.4 Защита обратной последовательности от токов внешних
несимметричных коротких замыканий и несимметричных перегрузок генератора 69
5.3.5 Защита от симметричных перегрузок статора 72
5.3.6 Дистанционная защита генератора 73
5.3.7 Защита ротора от перегрузки 77
5.4 Выбор комплекса защит блока генератор - трансформатор 78
5.5 Таблица уставок 78
6 Компоновка и сооружения гидроузла 80
6.1 Состав и компоновка гидроузла 80
6.2 Определение класса плотины и отметки гребня плотины 80
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 80
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 80
6.3 Гидравлический расчет бетонной водосливной плотины 83
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 83
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 84
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 86
6.3.4 Расчёт сопряжения потока в нижнем бьефе 87
6.3.5 Расчет параметров принятых гасителей 88
6.4 Конструирование бетонной плотины 91
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 91
6.4.2 Разрезка бетонной плотины швами 92
6.4.3 Быки 93
6.4.4 Устои 93
6.4.5 Галереи в теле плотины 93
6.4.6 Дренаж тела бетонной плотины 94
6.5 Назначение размеров основных элементов плотины 94
6.5.1 Конструирование отдельных элементов подземного контура
плотины 94
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 96
6.6.1 Вес сооружения 96
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 97
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 97
6.6.4 Сила фильтрационного давления 98
6.6.5 Давление грунта 98
6.6.6 Волновое давление 98
6.6.7 Фильтрационные расчеты подземного контура 99
6.7 Расчет прочности плотины 99
6.7.1 Определение напряжений 99
6.7.2 Критерии прочности плотины 102
6.8 Расчет устойчивости плотины 103
6.9 Расчет высоты перемычек первой очереди 104
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 106
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 106
7.2 Охрана труда 106
7.3 Пожарная безопасность 109
7.4 Мероприятия по охране природы 111
8 Технико-экономические показатели 113
8.1.1 Оценка объемов продаж 113
8.1.2 Текущие расходы по гидроузлу 113
8.1.3 Налоговые расходы 116
8.2 Оценка суммы прибыли 116
8.3 Оценка инвестиционного проекта 117
8.3.1 Методология, исходные данные 117
8.3.2 Коммерческая эффективность проекта 118
8.3.3 Бюджетная эффективность 119
8.4 Анализ рисков инвестиционных проектов 120
9 Локальные системы оповещения ГЭС (средства, методы, системы оповещения при чрезвычайных ситуациях на ГЭС, взаимодействие с МЧС и региональными властями) 123
9.1 Цели, назначения и области использования ЛСО 123
9.2 Нормативная документация по организации ЛСО в районах
размещения потенциально опасных объектов 124
9.3 Организация и порядок задействования локальных систем
оповещения 126
9.3.1 Организация локальных систем оповещения
гидроэлектростанции 126
9.3.2 Порядок задействования локальной системы оповещения 128
9.4 Создания ЛСО Уральской ГЭС 128
9.4.1 Описание близлежащей зоны проектирования Уральской ГЭС 128
9.4.2 Организационно-техническое построение локальной системы
оповещения в районе размещения Уральской ГЭС 128
9.5 Структура комплекса технических средств для проектируемой ГЭС .... 131
9.5.1 Описание функционирования комплекса технических средств
(КТС) ЛСО Уралькой ГЭС 131
9.5.2 Описание КТС на объектах 133
9.5.3 Особенности функционирования технических средств в пусковом,
нормальном и аварийном режимах. Система электроснабжения 134
9.6 Средства телеобработки и передачи данных 134
9.7 Общий принцип работы системы оповещения 134
Заключение 136
Список использованных источников 138
Приложение А - Г 141-151
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.
Гидроэнергетика является ключевым элементом обеспечения системной надежности Единой Энергосистемы страны, располагая более 90% резерва регулировочной мощности. Из всех существующих типов электростанций именно ГЭС являются наиболее маневренными и способны при необходимости существенно увеличить объемы выработки в считанные минуты, покрывая пиковые нагрузки. Для тепловых станций этот показатель измеряется часами, а для атомных — целыми сутками.
Гидроэнергетические мощности вносят ощутимый вклад в обеспечение системной надежности и в конечном итоге надежной работы всей Единой электроэнергетической системы страны.
В себестоимости производства электроэнергии на гидростанциях отсутствует топливная составляющая, что делает энергию более конкурентоспособной в условиях рынка.
Гидроэлектростанции являются сложными природно-техническими комплексами. Их проектирование, строительство и эксплуатация требуют знакомства с широким кругом общетехнических и специальных дисциплин.
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
Гидроэнергетика является ключевым элементом обеспечения системной надежности Единой Энергосистемы страны, располагая более 90% резерва регулировочной мощности. Из всех существующих типов электростанций именно ГЭС являются наиболее маневренными и способны при необходимости существенно увеличить объемы выработки в считанные минуты, покрывая пиковые нагрузки. Для тепловых станций этот показатель измеряется часами, а для атомных — целыми сутками.
Гидроэнергетические мощности вносят ощутимый вклад в обеспечение системной надежности и в конечном итоге надежной работы всей Единой электроэнергетической системы страны.
В себестоимости производства электроэнергии на гидростанциях отсутствует топливная составляющая, что делает энергию более конкурентоспособной в условиях рынка.
Гидроэлектростанции являются сложными природно-техническими комплексами. Их проектирование, строительство и эксплуатация требуют знакомства с широким кругом общетехнических и специальных дисциплин.
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 были рассчитаны и определены основные элементы и параметры Уральского гидроузла на реке Чусовая, являющимся сооружением I класса.
На основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев:
— основного (при обеспеченности 0,1 %) Q0,I%= 6576 М3/С;
— поверочного (при обеспеченности 0,01 %) Q0,01% = 7325 м3/С.
В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность NycT= 1350 МВт и среднемноголетняя выработка Эср.мнг = 12,924 млрд. кВт • ч.
На следующем 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:
Н . =47 м-
min
Мрасч 65,5 М;
Мтах 82 М.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 2758 м3/с.
Была выбрана турбина типа ПЛД90-В-750. По результатам расчетов оптимальным оказался вариант с шестью гидроагрегатами, диаметром рабочих колес составляет 7,5 м.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 93,8 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-1436/200- 80УХЛ4 с номинальной активной мощностью 225 МВт.
Далее был выбран класс напряжения и тип РУ КРУЭ 500 кВ, а также структурная схема ГЭС с укрупнёнными блоками и принята схема распределительного устройства - "полуторная схема". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
— блочные трансформаторы ТНДЦ 630000/500-У1;
— трансформаторы собственных нужд ТМН - 6300/20;
— для ВЛЭП - провода марки АС - 3 *300/66 (три провода в фазе).
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый комплекс HEC - 3 производства компании «ABB», в качестве ячеек КРУЭ были выбраны ячейки ЯЭГ-500Л1 производства компании ОАО "Энергомеханический завод".
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная. Водосливная плотина принята бетонной.
В состав сооружений входят:
— правобережная глухая плотина - 114 м;
— водосбросная бетонная плотина с отлетом струи - 57 м;
— глухая сопрягающая водосливную и станционную - 20 м;
— станционная часть плотины - 266 м;
— левобережная глухая плотина - 138 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
— ширина плотины по основанию - 72 м;
— отметка основания плотины - 127 м;
— число водосливных отверстий - 3;
— ширина водосливных отверстий в свету - 16 м;
— отметка гребня - 227,4 м;
— ширина гребня - 20 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,35 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Уральского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем предусмотренным требованиям 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 - 5 лет 3 месяца;
— себестоимость - 0,14 руб/кВт
— удельные капиталовложения - 76 702,3 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Уральской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.
На основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для случаев:
— основного (при обеспеченности 0,1 %) Q0,I%= 6576 М3/С;
— поверочного (при обеспеченности 0,01 %) Q0,01% = 7325 м3/С.
В ходе водно-энергетических расчетов была определена установленная мощность NycT= 1350 МВт и среднемноголетняя выработка Эср.мнг = 12,924 млрд. кВт • ч.
На следующем 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:
Н . =47 м-
min
Мрасч 65,5 М;
Мтах 82 М.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС, соответствующий расчетному напору, составляет 2758 м3/с.
Была выбрана турбина типа ПЛД90-В-750. По результатам расчетов оптимальным оказался вариант с шестью гидроагрегатами, диаметром рабочих колес составляет 7,5 м.
По справочным данным для выбранной турбины с синхронной частотой вращения 93,8 об/мин подобран серийный гидрогенератор СВ-1436/200- 80УХЛ4 с номинальной активной мощностью 225 МВт.
Далее был выбран класс напряжения и тип РУ КРУЭ 500 кВ, а также структурная схема ГЭС с укрупнёнными блоками и принята схема распределительного устройства - "полуторная схема". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование:
— блочные трансформаторы ТНДЦ 630000/500-У1;
— трансформаторы собственных нужд ТМН - 6300/20;
— для ВЛЭП - провода марки АС - 3 *300/66 (три провода в фазе).
В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый комплекс HEC - 3 производства компании «ABB», в качестве ячеек КРУЭ были выбраны ячейки ЯЭГ-500Л1 производства компании ОАО "Энергомеханический завод".
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная. Водосливная плотина принята бетонной.
В состав сооружений входят:
— правобережная глухая плотина - 114 м;
— водосбросная бетонная плотина с отлетом струи - 57 м;
— глухая сопрягающая водосливную и станционную - 20 м;
— станционная часть плотины - 266 м;
— левобережная глухая плотина - 138 м.
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
— ширина плотины по основанию - 72 м;
— отметка основания плотины - 127 м;
— число водосливных отверстий - 3;
— ширина водосливных отверстий в свету - 16 м;
— отметка гребня - 227,4 м;
— ширина гребня - 20 м.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,35 (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Уральского гидроузла отвечает требованиям надежности. При расчете плотины на прочность сжимающие напряжения не превышают критических значений, растягивающие напряжения отсутствуют. Плотина отвечает всем предусмотренным требованиям 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 - 5 лет 3 месяца;
— себестоимость - 0,14 руб/кВт
— удельные капиталовложения - 76 702,3 руб./кВт.
Из этого можно сделать вывод, что строительство Уральской ГЭС является обоснованным, в том числе с точки зрения экономических показателей.