Помощь студентам в учебе
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭРЖЕЙСКОЙ ГЭС НА РЕКЕ МАЛЫЙ ЕНИСЕЙ. СИСТЕМЫ СМАЗКИ И ОХЛАЖДЕНИЯ УЗЛОВ ГИДРОАГРЕГАТА, ОСНОВНЫЕ УЗЛЫ И КОНСТРУКТИВНЫЕ ИСПОЛНЕНИЯ, МЕТОДЫ НАСТРОЙКИ, ПРЕИМУЩЕСТВА И НЕДОСТАТКИ НА ПРИМЕРЕ СШГЭС
|
Сокращённый паспорт Эржейской ГЭС 7
Введение 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Данные по энергосистеме 12
1.1.4 Инженерно-геологические условия 13
1.1.5 Сейсмические условия 13
1.2 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водно-энергетические расчёты 14
2.1 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 14
2.2 Определение максимального расчетного расхода 17
2.3 Построение суточных графиков нагрузки и интегральная кривая нагрузки энергосистемы 18
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 19
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований водохозяйственной системы 21
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 25
2.7 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных ремонтов 25
3 Основное и вспомогательное оборудование 27
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 27
3.1.1 Построение режимного поля 27
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 30
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 35
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 35
3.2.2 Гидромеханический расчет и построение металлической спиральной камеры 38
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 39
3.4 Выбор маслонапорной установки 40
3.5 Выбор электрогидравлического регулятора 40
3.6 Определение геометрических параметров агрегатного блока и машинного зала 40
3.6.1 Определение отметки водозаборного отверстия 40
3.6.2 Расчет вала на прочность 41
3.6.3 Выбор геометрических размеров машинного зала 41
4 Электрическая часть 43
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных нужд 43
4.2 Выбор блочных трансформаторов 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 трансформаторов СН 45
4.4 Выбор синхронных генераторов 46
4.5 Выбор количества отходящих воздушных линий РУВН и марки проводов 46
4.6 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчёта. 48
4.7 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 49
4.8 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в программном комплексе «RastrWin» 49
4.9 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в распределительном устройстве высшего напряжения. 53
4.9.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов . 53
4.9.2 Выбор выключателей и разъединителей 54
4.9.3 Выбор трансформатора тока (ТТ) 55
4.9.4 Выбор трансформаторов напряжения 56
4.9.5 Выбор ограничителя перенапряжения (ОПН) 56
4.10 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном напряжении 56
4.10.1 Выбор выключателей и разъединителей 56
4.10.2 Выбор трансформаторов напряжения 57
4.10.3 Выбор трансформаторов тока 58
4.10.4 Выбор ограничителя перенапряжения (ОПН) 58
4.10.5 Выбор генераторного синхронизатора и сетевого анализатора 58
5 Релейная защита и автоматика ГЭС 60
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 60
5.2 Расчёт номинальных токов 61
5.3 Перечень защит основного оборудования 61
5.4 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 63
5.5 Продольная дифференциальная защита генератора 63
5.6 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 66
5.7 Защита от повышения напряжения 68
5.8 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 69
5.9 Защита от симметричных перегрузок 72
5.10 Дистанционная защита генератора 74
5.11 Защита ротора от перегрузки 76
5.12 Матрица отключений 78
5.13 Таблица уставок 80
6 Компоновка и сооружения гидроузла 81
6.1 Состав и компоновка гидроузла 81
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 81
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 81
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 81
6.2.3 Определение ширины водосливного фронта 84
6.2.4 Определение отметки гребня водослива 85
6.2.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 86
6.2.6 Построение профиля водосливной грани 87
6.2.7 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 88
6.2.8 Сопряжение бьефов свободной отброшенной струей 89
6.3 Конструкция бетонной плотины 91
6.3.1 Разрезка плотины швами 93
6.3.2 Быки 94
6.3.3 Устои 94
6.3.4 Галереи в теле плотины 94
6.3.5 Дренаж тела бетонных плотин 94
6.4 Цементационная завеса 95
6.5 Фильтрационные расчеты 97
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 98
6.6.1 Вес сооружения 98
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 99
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 99
6.6.4 Сила фильтрационного давления 99
6.6.5 Давление грунта 99
6.6.6 Волновое воздействие 100
6.6.7 Расчёт прочности плотины 100
6.6.8 Критерии прочности плотины 103
6.6.10 Расчёт устойчивости плотины 104
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 105
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 105
7.2 Охрана труда 105
7.3 Пожарная безопасность 108
7.4 Охрана природы 110
8 Оценка объемов реализации энергии и расходов 111
8.1 Оценка объемов продаж 111
8.1.1 Текущие расходы на производство электроэнергии 111
8.1.2 Налоговые расходы 114
8.2 Оценка суммы прибыли 114
8.3 Оценка инвестиционного проекта 115
8.3.1 Методология и исходные данные, оценка инвестиционного проекта 115
8.3.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 116
8.3.3 Бюджетная эффективность 117
8.4 Анализ рисков инвестиционных проектов 117
9 Системы смазки и охлаждения узлов гидроагрегата, основные узлы и конструктивные исполнения, методы настройки, преимущества и недостатки на примере СШГЭС. 120
9.1 Назначение и краткая характеристика 120
9.1.1 Турбинный подшипник на масляной смазке 119
9.1.2 Турбинный подшипник на водяной смазке 122
9.1.3 Генераторный подшипник 124
9.1.4 Подпятник 124
9.1.5 Система технического водоснабжения (ТВС) 125
9.1.6 Уплотнение вала 126
9.1.7 Станционное маслохозяйство 127
9.1.8 Прием и обработка трансформаторного масла 127
9.1.9 Прием и обработка турбинного масла ТП 128
9.1.10 Маслоохладители 128
9.2 Преимущества и недостатки 129
9.2.1 Сравнение турбинного подшипника на водяной и масляной
смазке 129
9.2.2 Преимущества и недостатки систем ТВС 130
9.3 Расчет потерь и выбор системы ТВС Эржейской ГЭС 131
Заключение 132
Список использованных источников 134
Приложение А Анализ исходных данных 136
Приложение Б Основное и вспомогательное оборудование 142
Приложение В Спиральная камера 144
Введение 9
1 Анализ исходных данных и определение внешних условий
функционирования ГЭС 10
1.1 Природные условия 10
1.1.1 Климат 10
1.1.2 Гидрологические данные 10
1.1.3 Данные по энергосистеме 12
1.1.4 Инженерно-геологические условия 13
1.1.5 Сейсмические условия 13
1.2 Аналоги проектируемого гидроузла 13
2 Водно-энергетические расчёты 14
2.1 Выбор расчётного маловодного и средневодного года 14
2.2 Определение максимального расчетного расхода 17
2.3 Построение суточных графиков нагрузки и интегральная кривая нагрузки энергосистемы 18
2.4 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы 19
2.5 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований водохозяйственной системы 21
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС 25
2.7 Определение установленной мощности ГЭС и планирование капитальных ремонтов 25
3 Основное и вспомогательное оборудование 27
3.1 Выбор числа и типа агрегатов 27
3.1.1 Построение режимного поля 27
3.1.2 Выбор гидротурбин по главным универсальным характеристикам 30
3.2 Гидротурбины и их проточная часть 35
3.2.1 Определение заглубления рабочего колеса гидротурбины 35
3.2.2 Гидромеханический расчет и построение металлической спиральной камеры 38
3.3 Выбор типа серийного гидрогенератора 39
3.4 Выбор маслонапорной установки 40
3.5 Выбор электрогидравлического регулятора 40
3.6 Определение геометрических параметров агрегатного блока и машинного зала 40
3.6.1 Определение отметки водозаборного отверстия 40
3.6.2 Расчет вала на прочность 41
3.6.3 Выбор геометрических размеров машинного зала 41
4 Электрическая часть 43
4.1 Выбор главной схемы электрических соединений и схемы собственных нужд 43
4.2 Выбор блочных трансформаторов 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 трансформаторов СН 45
4.4 Выбор синхронных генераторов 46
4.5 Выбор количества отходящих воздушных линий РУВН и марки проводов 46
4.6 Выбор главной схемы ГЭС на основании технико-экономического
расчёта. 48
4.7 Выбор главной схемы распределительного устройства высшего
напряжения 49
4.8 Расчёт токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в программном комплексе «RastrWin» 49
4.9 Выбор и проверка коммутационных аппаратов в распределительном устройстве высшего напряжения. 53
4.9.1 Определение расчетных токов рабочего и утяжеленного режимов . 53
4.9.2 Выбор выключателей и разъединителей 54
4.9.3 Выбор трансформатора тока (ТТ) 55
4.9.4 Выбор трансформаторов напряжения 56
4.9.5 Выбор ограничителя перенапряжения (ОПН) 56
4.10 Выбор и проверка коммутационных аппаратов на генераторном напряжении 56
4.10.1 Выбор выключателей и разъединителей 56
4.10.2 Выбор трансформаторов напряжения 57
4.10.3 Выбор трансформаторов тока 58
4.10.4 Выбор ограничителя перенапряжения (ОПН) 58
4.10.5 Выбор генераторного синхронизатора и сетевого анализатора 58
5 Релейная защита и автоматика ГЭС 60
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 60
5.2 Расчёт номинальных токов 61
5.3 Перечень защит основного оборудования 61
5.4 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 63
5.5 Продольная дифференциальная защита генератора 63
5.6 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 66
5.7 Защита от повышения напряжения 68
5.8 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 69
5.9 Защита от симметричных перегрузок 72
5.10 Дистанционная защита генератора 74
5.11 Защита ротора от перегрузки 76
5.12 Матрица отключений 78
5.13 Таблица уставок 80
6 Компоновка и сооружения гидроузла 81
6.1 Состав и компоновка гидроузла 81
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 81
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 81
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 81
6.2.3 Определение ширины водосливного фронта 84
6.2.4 Определение отметки гребня водослива 85
6.2.5 Проверка на пропуск поверочного расхода 86
6.2.6 Построение профиля водосливной грани 87
6.2.7 Расчет сопряжения потока в нижнем бьефе 88
6.2.8 Сопряжение бьефов свободной отброшенной струей 89
6.3 Конструкция бетонной плотины 91
6.3.1 Разрезка плотины швами 93
6.3.2 Быки 94
6.3.3 Устои 94
6.3.4 Галереи в теле плотины 94
6.3.5 Дренаж тела бетонных плотин 94
6.4 Цементационная завеса 95
6.5 Фильтрационные расчеты 97
6.6 Определение основных нагрузок на плотину 98
6.6.1 Вес сооружения 98
6.6.2 Сила гидростатического давления воды 99
6.6.3 Равнодействующая взвешивающего давления 99
6.6.4 Сила фильтрационного давления 99
6.6.5 Давление грунта 99
6.6.6 Волновое воздействие 100
6.6.7 Расчёт прочности плотины 100
6.6.8 Критерии прочности плотины 103
6.6.10 Расчёт устойчивости плотины 104
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 105
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 105
7.2 Охрана труда 105
7.3 Пожарная безопасность 108
7.4 Охрана природы 110
8 Оценка объемов реализации энергии и расходов 111
8.1 Оценка объемов продаж 111
8.1.1 Текущие расходы на производство электроэнергии 111
8.1.2 Налоговые расходы 114
8.2 Оценка суммы прибыли 114
8.3 Оценка инвестиционного проекта 115
8.3.1 Методология и исходные данные, оценка инвестиционного проекта 115
8.3.2 Показатели коммерческой эффективности проекта 116
8.3.3 Бюджетная эффективность 117
8.4 Анализ рисков инвестиционных проектов 117
9 Системы смазки и охлаждения узлов гидроагрегата, основные узлы и конструктивные исполнения, методы настройки, преимущества и недостатки на примере СШГЭС. 120
9.1 Назначение и краткая характеристика 120
9.1.1 Турбинный подшипник на масляной смазке 119
9.1.2 Турбинный подшипник на водяной смазке 122
9.1.3 Генераторный подшипник 124
9.1.4 Подпятник 124
9.1.5 Система технического водоснабжения (ТВС) 125
9.1.6 Уплотнение вала 126
9.1.7 Станционное маслохозяйство 127
9.1.8 Прием и обработка трансформаторного масла 127
9.1.9 Прием и обработка турбинного масла ТП 128
9.1.10 Маслоохладители 128
9.2 Преимущества и недостатки 129
9.2.1 Сравнение турбинного подшипника на водяной и масляной
смазке 129
9.2.2 Преимущества и недостатки систем ТВС 130
9.3 Расчет потерь и выбор системы ТВС Эржейской ГЭС 131
Заключение 132
Список использованных источников 134
Приложение А Анализ исходных данных 136
Приложение Б Основное и вспомогательное оборудование 142
Приложение В Спиральная камера 144
Использование гидроэнергетических ресурсов имеет ряд преимуществ перед использованием других энергоресурсов:
1. Гидроэнергия - возобновляемый источник. Использование гидроэнергии позволяет сократить потребление углеводородного топлива для нужд электроэнергетики.
2. Себестоимость 1 кВтч электроэнергии вырабатываемой на ГЭС на много меньше, чем на тепловой станции, отсюда быстрая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
3. На выработку электроэнергии на ГЭС требуется значительно меньше рабочей силы, из-за простоты технологического процесса.
4. ГЭС обладает высокой маневренностью и гибкостью в работе. ГА может быть запущен на холостой ход и включен в работу в течении короткого времени.
5. По сравнению с турбоагрегатами, гидроагрегаты имеют более высокий КПД.
6. На ГЭС значительно меньше аварийность и износ оборудования, следовательно они более надежны в эксплуатации.
7. Возможность получения электроэнергии в больших количествах и низкой стоимости, стимулирует развитие электроемких производств.
8. Одновременно со строительством ГЭС разрешаются вопросы комплексного использования рек для судоходства, орошения, водоснабжения.
1. Гидроэнергия - возобновляемый источник. Использование гидроэнергии позволяет сократить потребление углеводородного топлива для нужд электроэнергетики.
2. Себестоимость 1 кВтч электроэнергии вырабатываемой на ГЭС на много меньше, чем на тепловой станции, отсюда быстрая окупаемость капитальных вложений затраченных на строительство ГЭС.
3. На выработку электроэнергии на ГЭС требуется значительно меньше рабочей силы, из-за простоты технологического процесса.
4. ГЭС обладает высокой маневренностью и гибкостью в работе. ГА может быть запущен на холостой ход и включен в работу в течении короткого времени.
5. По сравнению с турбоагрегатами, гидроагрегаты имеют более высокий КПД.
6. На ГЭС значительно меньше аварийность и износ оборудования, следовательно они более надежны в эксплуатации.
7. Возможность получения электроэнергии в больших количествах и низкой стоимости, стимулирует развитие электроемких производств.
8. Одновременно со строительством ГЭС разрешаются вопросы комплексного использования рек для судоходства, орошения, водоснабжения.
В проекте рассчитаны и определены основные элементы и параметры средненапорной Эржейской ГЭС высотой 78,81 м на реке Малый Енисей, являющимся сооружением I класса.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% обеспеченности случаев: Q0,1%=3389,41м3/с, Q0,01%=3937,00 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Эржейской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила N УСТ =360 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 823,29 м. Полезный объем при данных отметках НПУ 840,30 м и УМО составляет 3,4 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1344 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 -Hmax= 68,90 м;
- расчетный -Нрасч =60,60 м;
- минимальный -Hmin= 54,60 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС Qmax, соответствующий расчетному напору, составляет 756,9 м3/с.
По результатам расчетов выбора турбин был определен оптимальный вариант с тремя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 5,3 м (РО75-В- 530).
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 125 об/мин был спроектирован гидрогенератор СВ-1130/140-48 УХЛ4.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства ОРУ-220кВ - "две системы сборных шин с обходной". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТЦ- 160000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗ - 2500/13,8/6.
В качестве генераторного выключателя принят ВГГ-20-50/6300-У3 фирмы «Высоковольтный союз».
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входят:
• водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 57 м;
• здание ГЭС приплотинного типа - 84,80 м;
• право и левобережная грунтовые плотины;
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
• ширина подошвы - 59,34 м;
• отметка подошвы водосливной плотины - 768,69 м;
• число водосливных отверстий - 3;
• отметка гребня - 847,50 м;
• ширина гребня - 20,39 м.
На водосливной части применяется способ отлета струи.
Разрезка водосливной части плотины деформационными швами произведена по быкам, разрезается каждый бык, чтобы избежать неравномерных осадок смежных быков, что может привести к заклиниванию затворов. На каждом водосливном отверстии устраиваем швы надрезы до фундаментной плиты.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,257 для основного случая (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Эржейской ГЭС 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:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,15 руб/кВт-ч.
На первом этапе на основе гидрологических данных были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 0,1% и поверочного 0,01% обеспеченности случаев: Q0,1%=3389,41м3/с, Q0,01%=3937,00 м3/с.
В ходе водно-энергетических расчетов на основе исходных данных по энергосистеме и гидрологии была выбрана установленная мощность Эржейской ГЭС, а также определена зона ее работы в суточных графиках нагрузки для зимы и лета. Установленная мощность составила N УСТ =360 МВт. Определен уровень мертвого объема, отметка которого равна 823,29 м. Полезный объем при данных отметках НПУ 840,30 м и УМО составляет 3,4 км3. Произведена оценка среднемноголетней выработки электроэнергии, которая составила 1344 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 -Hmax= 68,90 м;
- расчетный -Нрасч =60,60 м;
- минимальный -Hmin= 54,60 м.
Максимальный расход через все агрегаты ГЭС Qmax, соответствующий расчетному напору, составляет 756,9 м3/с.
По результатам расчетов выбора турбин был определен оптимальный вариант с тремя гидроагрегатами, с диаметром рабочих колес 5,3 м (РО75-В- 530).
По справочным данным для выбранной радиально-осевой турбины с синхронной частотой вращения 125 об/мин был спроектирован гидрогенератор СВ-1130/140-48 УХЛ4.
Далее была выбрана структурная схема ГЭС с единичными блоками и принята схема распределительного устройства ОРУ-220кВ - "две системы сборных шин с обходной". По справочным данным и каталогам было выбрано следующее высоковольтное оборудование: блочные трансформаторы ТЦ- 160000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗ - 2500/13,8/6.
В качестве генераторного выключателя принят ВГГ-20-50/6300-У3 фирмы «Высоковольтный союз».
После выбора основного электрооборудования был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Компоновка гидроузла была принята приплотинная.
В состав сооружений входят:
• водосбросная бетонная плотина с поверхностным водосливом практического профиля - 57 м;
• здание ГЭС приплотинного типа - 84,80 м;
• право и левобережная грунтовые плотины;
На данном этапе расчетным путем определены габаритные размеры и характерные отметки плотины:
• ширина подошвы - 59,34 м;
• отметка подошвы водосливной плотины - 768,69 м;
• число водосливных отверстий - 3;
• отметка гребня - 847,50 м;
• ширина гребня - 20,39 м.
На водосливной части применяется способ отлета струи.
Разрезка водосливной части плотины деформационными швами произведена по быкам, разрезается каждый бык, чтобы избежать неравномерных осадок смежных быков, что может привести к заклиниванию затворов. На каждом водосливном отверстии устраиваем швы надрезы до фундаментной плиты.
Также в этом разделе произведена оценка прочности и устойчивости плотины при основном и особом сочетаниях нагрузок. В результате расчетов коэффициент надежности сооружения составляет 1,257 для основного случая (нормативное значение для сооружений I класса - 1,25). Таким образом, плотина Эржейской ГЭС 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:
- удельная себестоимость производства электроэнергии - 0,15 руб/кВт-ч.