WWW.MASH.DOBROTA.BIZ
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - онлайн публикации
 

«О проведении публичного технологического и ценового аудита инвестиционного проекта, проектная документация по которому подлежит разработке: Красногорская МГЭС-2 на р. Кубань ...»

Заказчик: ООО «МГЭС Ставрополья и КЧР»

ОТЧЕТ

О проведении публичного технологического и ценового

аудита инвестиционного проекта, проектная

документация по которому подлежит разработке:

Красногорская МГЭС-2 на р. Кубань Усть-Джегутинского

района Карачаево-Черкесской Республики

Этап 1

Генеральный директор д-р Берндт К.А .

ООО «ЭФ-ТЭК»

Москва, 2017 г .

ООО «ЭФ-ТЭК»

РФ, 101000, г. Москва,

Архангельский пер., д. 6, стр. 2

Website: www.ef-tek.pro Тел: +7-499-705-11-28 Факс: +7-499-705-11-28

Контактные лица:

Заместитель технического директора к.т.н. А. С. Александров E-Mail: aas@ef-tek.pro ОГЛАВЛЕНИЕ СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

1. ВВЕДЕНИЕ

1.1. Основание для выполнения работы

1.2. Общие сведения о Красногорской МГЭС-2

1.2.1. Общая характеристика Красногорской МГЭС-2

1.2.2. Анализ природных условий строительства Красногорской МГЭС-2....... 9

1.3. Состав услуг по проведению технологического и ценового аудита инвестиционного проекта строительства Красногорской МГЭС-2 на р. Кубань........ 19

1.4. Результат проведения публичного технологического и ценового аудита...... 19

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

2.1. Состав предоставленной проектной документации

3. РЕЗУЛЬТАТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО И ЦЕНОВОГО АУДИТА

3.1. Экспертно-инженерная оценка обоснованности затрат на реализацию инвестиционного проекта



3.1.1. Исходные данные

3.1.2. Методика проведения аудита сметной строительства.

3.1.3. Основные результаты аудита сметной строительства.

3.2. Экспертно-инженерная оценка сроков и графика реализации инвестиционного проекта

3.2.1. Исходные данные

3.2.2. Анализ графика строительства

3.3. Экспертно-инженерная оценка целесообразности принятых конструктивных, технических, технологических и сметных решений

3.3.1. Исходные данные

3.3.2. Анализ принятых компоновочных, конструктивных и технических решений

3.3.3. Анализ принятых сметных решений

3.4. Экспертно-инженерная оценка целесообразности принятых технологических решений

3.4.1. Качество и полнота исходных данных, использованных для проектирования

3.4.2. Соответствие принятых технических решений действующим в России нормам и стандартам, современному международному уровню развития технологий

3.4.3. Соответствие стоимостных показателей принятым в Российской мировой практике значениям

3.4.4. Качество и полнота сметных расчетов

3.4.5. Проверка общей стоимости строительства на основании объектованалогов.

3.4.6. Возможности для оптимизации принятых технических решений и сметной стоимости

3.5. Финансово-экономическая оценка инвестиционного проекта

3.6. Идентификация основных рисков инвестиционного проекта

3.6.1. Методология оценки рисков

3.6.2. Анализ и оценка уровня рисков

3.6.3. Планирование реагирования на риски

3.6.4. Анализ рисков

3.7. Маркетинговое исследование рынка подрядных услуг по созданию объекта92

4. ЗАКЛЮЧЕНИЕ О ПРОВЕДЕНИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО И ЦЕНОВОГО АУДИТА

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

–  –  –

ТТ - Технические требования ТЭО - Технико-экономическое обоснование УМО - Уровень мертвого объема УМР - Участковое хозяйство механизированных работ ФЕР - Федеральные единичные расценки ФССЦ - федеральный сборник сметных цен ЧДД - Чистый дисконтированный доход ЭВ - Эксплуатационный водосброс Эксперт - ООО «ЭФ-ТЭК»



ВВЕДЕНИЕ

1. ВВЕДЕНИЕ 1.1. Основание для выполнения работы Проведение публичного технологического и ценового аудита инвестиционного проекта, проектная документация по которому подлежит разработке: Красногорская МГЭСна р. Кубань Усть-Джегутинского района Карачаево-Черкесской Республики осуществляется в отношении объекта капитального строительства и стоимости его строительства, в соответствии с договором № 04/082/06/2017 от 09 октября 2017 г., заключенным между ООО «МГЭС Ставрополья и КЧР» (Заказчик) и ООО «ЭФ-ТЭК»

(Эксперт) .

В рамках технологического и ценового аудита производится проверка объема и сроков осуществления капитальных вложений, проектных и сметных решений, выполненных в соответствии с законодательством Российской Федерации и утвержденных в установленном порядке, с целью повышения эффективности использования средств, снижения стоимости и сокращения сроков строительства, уточнения содержащейся в проектной документации сметной стоимости строительства .

До настоящего времени публичный технологический и ценовой аудит инвестиционного проекта не проводился

Основанием для выполнения работ являются:

Решение Совета директоров ООО " МГЭС Ставрополья и КЧР"(протокол от 31.05.2017 №1/2017) о проведении публичного технологического и ценового аудита инвестиционных проектов .

Постановление Правительства Российской Федерации от 30.04.2013 № 382 (указывается при условии планирования реализации проекта с привлечением ассигнований федерального бюджета с использованием механизма федеральной адресной инвестиционной программы, а также за счет бюджетных ассигнований Инвестиционного фонда Российской Федерации) .

Технических требований на на оказание услуг по проведению публичного технологического и ценового аудита инвестиционного проекта, проектная документация по которому подлежит разработке Красногорская МГЭС-1 на реке Кубань, Усть-Джегутинский район Карачаево-Черкесской Республики (Приложение №1 к Договору № от 2017 г.) .

1.2. Общие сведения о Красногорской МГЭС-2 1.2.1. Общая характеристика Красногорской МГЭС-2 Проектируемые Красногорская малая ГЭС-2 располагается на реке Кубань (806 км от устья), на территории Карачаево-Черкесской Республики, в Усть-Джегутинском муниципальном районе, около станицы Красногорская, на расстоянии 3,4 км ниже по течению реки от Зеленчукской ГЭС-ГАЭС и в 40 километрах южнее города Черкесска .

Красногорская малая ГЭС-2 предполагает к использованию суммарный сток реки Кубань и рек Большого и Малого Зеленчуков, поступающего через Зеленчукскую ГЭСГАЭС. Режим работы станций - «по водотоку». Перед сооружениями напорного фронта гидроузла образуется водохранилище, которое, в том числе, является контррегулятором Зеленчукской ГЭС-ГАЭС .





При разработке проекта Красногорской малой ГЭС-2 используются технические решения Верхне-Красногорской ГЭС в части напорного узла и водохранилища (земляные плотины и дамбы) с корректировкой в части бетонных сооружений (водозаборные, водопропускные и водосбросные сооружения). Создание Красногорских малых ГЭС-1, ГЭС-2 вместо Верхне-Красногорской ГЭС рассмотрено с целью включения гидроэнергетических объектов в программу повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2024 года .

Основные участники строительства Объекта:

заказчик строительства ООО «МГЭС Ставрополья и КЧР»;

генеральный проектировщик АО «Мособлгидропроект»;

генеральный подрядчик – нет;

поставщик основного оборудования - нет .

1.2.2. Анализ природных условий строительства Красногорской МГЭС-2

1.2.2.1. Топография и рельеф

Топография Согласно переданной проектной документации для обоснования проектных решений АО «Мособлгидропроект» использовались материалы ТЭО-проекта «ВерхнеКрасногорская ГЭС», который получил положительное заключение ФАУ «Главгосэкспертиза России» № 147-09/ГГЭ-5495/07 от 19.03.2009 (номер в реестре 00-1-5а также по материалам проектных проработок АО «Мособлгидропроект» (2015 г.) в рамках проекта по комплексной реконструкции и модернизации Каскада Кубанских ГЭС .

Значительные удельные падения русла, а также увеличение объема стока реки за счет переброски части стока рек Большой и Малый Зеленчук через Зеленчукскую ГЭСГАЭС, создают благоприятные условия для энергетического использования рассматриваемого участка реки Кубань .

Район проектирования Красногорских малых ГЭС расположен в пределах среднегорного типичного куэстового рельефа с максимальными отметками возвышенных участков 1000... 1300 м. Долина, шириной в среднем 1,5 км, расширяется вниз по течению в направлении Усть-Джегутинского гидроузла до 2,5 км. Поперечный профиль долины резко асимметричен, русло реки прижато к левому борту. В долине реки выделяются многочисленные надпойменные террасы .

Рельеф Бассейн Верхней Кубани находится полностью в зоне сложной горной системы Северного Кавказа с высокогорными, среднегорными и предгорными формами рельефа .

Рисунок 1.1 .

Орографическая схема водосбросного бассейна Верхней Кубани Основу рельефа составляют несколько параллельных хребтов (Главный, Передовой, Скалистый, Пастбищный), разделенных глубокими и узкими межхребтовыми долинами. Хребты пересекают бассейн реки Кубани практически в широтном направлении и характеризуются высотами, снижающимися по направлению к северу (рисунок 1.1) .

В районе проектируемых сооружений Красногорских малых ГЭС река Кубань вышла из высокогорной зоны в предгорье, имеет северное направление течения. Ширина долины составляет до 2,0 км, с высокими террасированными склонами. Берега реки отвесные, сложены глинами с включением гальки и гравия. Русло реки валунно галечниковое, умеренно извилистое, деформируется. Ширина русла в межень составляет 40...60 м уклон по урезу воды в межень составляет 5,6 %. Подпор от Усть-Джегутинского водохранилища до района проектируемых сооружений не доходит .

1.2.2.2. Климат и гидрология Климатические особенности района строительства Климат рассматриваемой территории формируется под воздействием циркуляционных процессов южной зоны умеренных широт. Эта территория доступна для вторжения холодных масс Арктики, морских воздушных масс с Атлантики, нередки вторжения из Казахстана, а также выносы тропического воздуха со Средиземноморского бассейна и Ирана. Расположение района в относительно низких широтах обуславливает интенсивный приток солнечной радиации, в связи с этим особенностью климата рассматриваемого района является обилие солнечного тепла и света .

Комплексные метеорологические наблюдения на рассматриваемой территории ведутся Росгидрометом на метеостанциях Теберда (высота 1328 м), Карачаевск (высота 861 м), Черкесск (высота 561 м) и Невинномысск (высота 341 м) .

Значения метеорологических характеристик (таблица 1.1) приведены по материалам многолетних наблюдений на ближайшей к району проектирования метеостанции Черкесск (высота 561 м) .

Таблица 1.1 - Многолетние значения метеорологических характеристик Характеристика Значение

–  –  –

Водный режим Красногорские малые ГЭС предполагают к использованию для производства электроэнергии собственный сток реки Кубань и сток рек Большого и Малого Зеленчуков, поступающий через Зеленчукскую ГЭС-ГАЭС .

Наивысшие уровни наблюдаются в период прохождения высоких дождевых паводков, чаще всего в июне, июле, августе, однако могут проходить и в другие месяцы теплого периода с апреля по сентябрь. Средняя продолжительность половодья составляет около 6 месяцев (с апреля по сентябрь включительно). Средняя дата прохождения наивысших уровней - 5 июля. Наибольшая годовая амплитуда колебания уровней реки Кубани у села им. Коста Хетагурова за многолетний период наблюдений составила 634 см в 2002/2003 году при среднем многолетнем значении этой величины 190 см. График хода уровней реки Кубань у села им. Коста Хетагурова в многоводный 1968/1969 год см. рисунок 1.2 .

Рисунок 1.2 .

График хода уровней реки Кубань у села им. Коста Хетагурова в многоводный 1968/1969 год Проектировщиком приняты расчетные максимальные расходы воды Кубани в опорном створе села им. Коста Хетагурова без изменения для всего участка реки Кубани от села им. Коста Хетагурова до Усть-Джегутинской плотины (таблица 2.3) .

Таблица 1.2 Расходы воды, м3/с, обеспеченностью Река 0,1 % 0,5 % 1,0% 3,0 % 5,0 % 10% 25% Кубань 1850 1480 1320 1050 929 757 514 Твердый сток реки Реки бассейна Верхней Кубани протекают по горным и предгорным территориям Северного Кавказа, и характеризуется довольно высокой мутностью .

Источниками поступления твердых частиц в реки являются водная эрозия, гравитационные процессы на склонах долин, физическое и морозное выветривание. В реках бассейна отмечаются все три вида наносов: взвешенные, влекомые и донные. Преобладают первые, составляющие 90...95 % от объема суммарного твердого стока рек .

Распределение стока взвешенных наносов в течение года неравномерно. Большая часть наносов проходит в летний период, с июня по август. В этот период проходит от 56,2 до 96,4 % годового объема стока взвешенных наносов. В весенний период сток наносов составляет от 2,5 до 38,0 % годового объема, в осенний период - от 0,5 до 10,4 %. В зимний период отмечается самый низкий сток наносов - до 1,1 % годового объема. Мутность воды в зимний период снижается вплоть до 0 г/м3 .

Показатели мутности и средний многолетний сток взвешенных наносов реки Кубани приведены по наблюдениям в створе села им. К. Хетагурова (таблица 1.3) .

Внутригодовое распределение стока взвешенных наносов реки Кубань по материалам наблюдений в створе села им. Коста Хетагурова приведено в характерные по режиму твердого стока годы (таблица 1.4) .

Таблица 1.3 .

Показатели мутности и средний многолетний сток взвешенных наносов р .

Кубани по наблюдениям в створе села им. Коста Хетагурова

–  –  –

Ледовый режим Ледовый режим реки характеризуется образованием заберегов, донного льда, шуги .

Ледостав неустойчив, в большинстве зим вообще не образуется в связи с неустойчивостью зим и больших скоростей течения .

Появление первых ледовых явлений в виде заберегов обычно приурочено к концу ноября - началу декабря (в среднем 30 ноября), наиболее раннее отмечалось 1 ноября, позднее - 29 декабря .

В течение всей зимы на реках наблюдаются шугоходы с образованием зажоров .

Образование шуги и внутриводного льда обычно происходит при нулевой температуре воды и температуре воздуха минус 4,5 °С. При резких понижениях температуры воздуха и сильных морозах (ниже минус 15 °С) шуга образуется наиболее интенсивно. При отсутствии ледостава шугоход с неоднократными перерывами может наблюдаться в течение всей зимы .

Образование зажоров обычно происходит в начале зимы, но в отдельные годы они могут формироваться в течение всей зимы при похолоданиях после оттепелей. Зажоры образуются чаще всего в местах уменьшения уклонов и скоростей течения, например, на входе в водохранилище .

Среднемесячная температура воды реки Кубани приведены по многолетним наблюдениям у села им. Коста Хетагурова (таблице 1.5) .

–  –  –

1.2.2.3. Инженерно-геологические условия Геологическая изученность Согласно предоставленной документации, на рассматриваемый участок имеются материалы инженерных изысканий ТЭО-проекта «Верхне-Красногорская ГЭС», который получил положительное заключение ФАУ «Главгосэкспертиза России» № 147-09/ГГЭот 19.03.2009 (номер в реестре 00-1-5-1102-09), а также по материалам проектных проработок АО «Мособлгидропроект» (2015 г.) .

В геологическом отношении район хорошо изучен. Его площадь покрыта геологической съемкой СКГУ масштаба 1:25000. С 1952 года Хумаринской экспедицией Гипротоппрома проводились разведочные работы на уголь, в 1959 году поисковоразведочные работы на полиметаллы .

Рельеф района среднегорный куэстовый. На данном участке река Кубань пересекает Скалистый хребет - передовую горную цепь Северного Кавказа .

Господствующие высоты прилегающих к долине водоразделов имеют отметки от 850-950 до 1100-1450 м над уровнем моря, Днище долины занято террасами. Повсеместное развитие имеют пойма высотой 0,5-1,2 м над урезом воды и первая надпойменная терраса (2-3 м над рекой). Ширина поймы меняется от нескольких метров до полукилометра. Первая терраса на отдельных участках имеет ширину 400-500 м. Пятая надпойменная терраса высотой около 30 м над рекой непрерывно прослеживается на протяжении всего рассматриваемого отрезка долины .

При разработке проекта на участке проектируемого строительства работы по проведению изысканий не выполнялись .

Геологическое строение В геологическом строении района принимают участие осадочные породы нижней и средней юры, а также четвертичные отложения (рисунок 2.3). Геологическое строение участка определяется сплошным развитием мощной толщи отложений юрской системы, имеющих преимущественно терригенный и частично карбонатный состав. Рыхлому четвертичному покрову в целом принадлежит в разрезе подчиненная роль .

Рисунок 1.3 .

Геологическая карта участка строительства Красногорской МГЭС -1 Следует обратить внимание на оползневые накопления (cdpO), которые образуют протяженный специфический покров на правобережном склоне долины Кубани от станицы Красногорской до хутора Важного. Они представляют собой хаотичное чередование оползших блоков, состоящих из известняков, песчаников и алевролитов с глинистыми отложениями, заполняющими межблоковое пространство. Их общая мощность превышает 50 м. Непосредственно на участок сооружений Красногорских малых ГЭС оползневые отложения не распространяются. Однако в верхнем бьефе гидроузла на левом берегу водохранилища, в 250 м от начала левобережной дамбы существует древний оползневой массив, который необходимо изучить перед наполнением водохранилища. По предварительным оценкам общая длина древнего оползня составляет более километра, а его ширина достигает 400 м. Активная часть оползня, площадью около 25 тыс. м2 спускается к урезу реки Кубани .

Тектонические условия Тектонические условия участка характеризуются наличием разрывных нарушений сбросового типа разделяющих его на ряд блоков относительно приподнятых или опущенных. Размер тектонических блоков составляет 200^100 метров, смесители имеют юго-западное падение, угол 60-70°. В целом, амплитуда смещений достигает по данным бурения 27 метров .

Сбросами нарушены только отложения плинсбахского яруса (Jip). Более молодые породы ими не затронуты. Это указывает на доааленский возраст нарушений и отсутствие их последующего обновления .

Головной узел размещается в пределах двух смежных тектонических блоков - блока № 2 и блока № 3, разделенных сбросом, по которому третий блок опущен относительно второго на 27 м. Сместитель, частично обнажающийся и дополнительно вскрытый расчистками на обоих берегах Кубани, простирается по азимуту 165° и падает к западу под углом 65°. Зона смещения мощностью от 5 до 50 см выполнена сильно выветрелой тектонической брекчией и тектонической глиной, имеющей высокую плотность. На расстоянии до одного метра от сместителя в обоих блоках отмечается заворот слоев и на расстоянии до нескольких десятков сантиметров от сместителя наблюдается сосредоточенная трещиноватость, рассланцевание породы, резко снижающее ее прочность. Оперяющие трещины прослеживаются на расстоянии нескольких метров от разлома .

Тектонический блок № 3 имеет ширину 400 м, он ограничен с запада сбросом субмеридионального простирания с вертикальной амплитудой около 40 м. Ширина тектонического блока № 2 на левом берегу Кубани составляет 260 м, блок ограничен с еверо-востока сбросом, амплитуда которого не установлена, но, по-видимому, не превышает первых десятков метров. В пределах второго и третьего блоков выдерживаются практически одинаковые азимуты падения пород, соответственно 250° и 255°. Породы падают в сторону верхнего бьефа плотины. Угол падения пород в третьем блоке меняется от 3° до 5,5°, во втором блоке угол падения составляет 5-5,5° .

Русловая грунтовая плотина, водосливная плотина и водозабор размещаются в средней части второго тектонического блока. Левобережная и правобережная дамбы располагаются в пределах второго и третьего блоков (рисунок 1.3) .

Гидрогеологические условия В пределах изученной территории строительства Красногорской МГЭС-2 выделяются два водоносных горизонта .

1. Нижний водоносный горизонт приурочен к песчаникам, известнякам и трещиноватым алевролитам нижней, средней и верхней юры. Здесь развиты подземные воды порового, трещинного и пластово-трещинного типа. Прослои аргиллитов и массивных алевролитов служат водоупорами. К долине реки абсолютные отметки пьезометрического уровня снижаются и составляют на V террасе около 720 метров, несколько понижаясь вблизи разломов. В днище долины находится область разгрузки. Здесь происходит постепенное высачивание подземных вод из юрских пород и нижележащих горизонтов по зонам трещиноватости вблизи тектонических разломов в перекрывающие аллювиальные отложения. Пьезометрический уровень нижнего водоносного горизонта составляет здесь 715-717 м (2-3 м над поверхностью поймы). По химическому составу подземные воды нижнего водоносного горизонта гидрокарбонатно-хлоридные и сульфатногидрокарбонатные. Минерализация вод составляет 2-6 г/л, в нижних горизонтах достигает 50-60 г/л. Воды обладают сульфатной и углекислой агрессивностью .

2. Верхний водоносный горизонт приурочен к аллювиальным отложениям террас и поймы, а также к склоновым отложениям. Грунтовые воды аллювия поймы и I надпойменной террасы залегают на глубине от 0,5 до 2-3 м и тесно связаны с рекой. На I и V террасах глубина уровня воды в аллювиальных отложениях изменяется от 2 до 6-8 метров. Относительным водоупором служат подстилающие аллювий коренные породы .

Воды хлоридно-гидрокарбонатно-натриевые, сульфатно-гидрокарбонатно-натриевомагниевые и хлоридно-гидрокарбонатно-кальциевые с минерализацией от 1,0 до 2,5-3,5 г/л. Воды обладают сульфатной и углекислой агрессивностью по отношению к бетону на обычном цементе .

1.2.2.4. Физико-геологические процессы и сейсмичность Эксперт проанализировал опасные физико-геологические процессы в зоне строительства .

Согласно представленной документации преобладающими современными опасными физико-геологическими процессами являются обвальные, эрозионные, гравитационно-делювиальные, а также селевые. Обвальные процессы развиваются на отвесной стенке, являющейся цоколем V надпойменной террасы. Объем обвалов небольшой, не превышает нескольких кубометров. Река на небольшом отрезке подмывает берега, при этом происходит обрушение мелких блоков коренных пород .

Согласно имеющейся у Эксперта карты районирования КЧР по степени сейсмической опасности, рис. 1.4, строительная площадка Красногорской МГЭС-2 располагается в зоне интенсивностью землетрясений 8 баллов .

Исходная сейсмичность площадки строительства должна быть установлена по результатам уточнения исходной сейсмичности (УИС), выполняемого в составе инженерных изысканий при разработке проектной документации .

Расчетная сейсмичность площадки строительства должна быть установлена по результатам сейсмического микрорайонирования (СМР), выполняемого в составе инженерных изысканий .

Рисунок 1.9. Фрагмент карты районирования КБР по степени природной опасности

Выводы по разделу «Анализ природных условий строительства Красногорской МГЭС-2»

1. По мнению Эксперта, использование архивных результатов изысканий достаточно для предпроектной проработки и рекомендации варианта строительства .

2. Для разработки проектной документации необходимо выполнить полный комплекс инженерных изысканий (инженерго-геодезические; инженерно-геологические;

инженерно-экологические; инженерго-гидрометеорологические);

3. В представленной документации отсутствует информация об отсутствии наличия в предполагаемом районе строительства объектов культурного наследия .

4. В представленной документации отсутствует информация об отсутствии наличия в предполагаемом районе строительства скотомогильников и прочих захоронений .

5. В представленной документации отсутствует отнесение к категорийности инженерно-геологических условий района строительства по СП 11-105-97 .

6. Имеющиеся на площадке Красногорской МГЭС-2 природные и инженерногеологических условия строительства можно охарактеризовать как средней сложности в силу развитых опасных природных явлений и процессов и 8-балльной сейсмичности .



Данные условия требуют ответственной проектной проработки различных мероприятий, обеспечивающих надежное и безопасное строительство и эксплуатацию сооружений: устройства дренажных, противофильтрационных, сейсмозащитных мероприятий, мониторинга состояния сооружений, соблюдения технологии строительства и проведения дополнительных изысканий в процессе строительства, обеспечения защиты от опасных природных процессов и явлений, достаточно активных в районе строительства .

1.3. Состав услуг по проведению технологического и ценового аудита инвестиционного проекта строительства Красногорской МГЭС-2 на р. Кубань

1. Экспертно-инженерная оценка обоснованности затрат на реализацию инвестиционного проекта .

2. Экспертно-инженерная оценка сроков и графика реализации инвестиционного проекта .

3. Экспертно-инженерная оценка целесообразности принятых конструктивных, технических и сметных решений .

4. Экспертно-инженерная оценка целесообразности принятых технологических решений, в том числе проводится технический анализ проектной документации на предмет:

качества и полноты исходных данных, используемых для проектирования;

соответствия принятых в проектах технических решений действующим в России нормам и стандартам, а также современному международному уровню развития технологий в области электроэнергетики;

соответствия стоимостных показателей принятым в Российской и мировой практике значениям (подготовка экспертного мнения о соответствии цены проекта по разработанной проектной документации рыночным ценам);

качества и полноты сметных расчетов;

проверки общей стоимости строительства на основании объектов-аналогов;

выявления возможностей для оптимизации принятых технических решений и сметной стоимости .

5. Финансово-экономическая оценка инвестиционного проекта .

6. Идентификация основных рисков инвестиционного проекта строительства, в том числе:

инвестиционные риски проекта:

операционные риски;

финансовые риски:

рыночные риски;

риск недофинансирования проекта;

риск недостижения запланированной рентабельности;

риск удорожания стоимости проекта и увеличения сроков строительства;

риск недостижения плановых технико-экономических параметров Инвестиционного проекта, в том числе обусловленный зависимостью от внешней инфраструктуры снабжения и потребления («входы» и «выходы»

инвестиционного проекта);

технологические .

7. Маркетинговое исследование рынка подрядных услуг по созданию Объекта .

1.4. Результат проведения публичного технологического и ценового аудита

1. Заключение о проведении публичного технологического и ценового аудита в ходе реализации Инвестиционного проекта на стадии строительства, содержащее, в том числе:

предложения по оптимизации и повышению эффективности инвестиционного проекта в целом на основных стадиях жизненного цикла Объекта;

предложения по оптимизации и повышению эффективности проектных технических решений и сметной стоимости;

предложения по оптимизации проекта в целях снижения стоимости строительства, снижения операционных затрат на стадии эксплуатации, снижения сроков строительства;

заключение о соответствии цены проекта по разработанной проектной документации рыночным ценам .

2. Заключение о достоверности (недостоверности) определения сметной стоимости объекта капитального строительства .

3. Подготовка материалов для проведения публичных мероприятий, в том числе, но не ограничиваясь:

подготовка документации о результатах технологического и ценового аудита для размещения на веб-ресурсах Заказчика;

представление результатов технологического и ценового аудита на мероприятиях по публичному обсуждению, в том числе на НП «НТС ЕЭС»;

участие в публичных и иных обсуждениях Заключения и предложений, разработанных Экспертом (при обращении Заказчика) .

4. Подготовка рекомендаций и предложений, с учетом отечественного и зарубежного опыта строительства и эксплуатации аналогичных МГЭС, по повышению суммарного КПД Красногорской МГЭС-2 за счет использования современных конструктивных решений гидротехнических сооружений и оптимального выбора основного и вспомогательного оборудования по проекту строительства и дальнейшей эксплуатации Объекта в части:

технологии производства работ и методам организации строительства;

конструктивных и объемно-планировочных решений по основным и вспомогательным сооружениям;

технических решений в части состава и режимов работы основного и вспомогательного оборудования;

организации эксплуатации энергообъекта .

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ В 2009 г. выполнен ТЭО-проект «Верхне-Красногорская ГЭС», который получил положительное заключение ФАУ «Главгосэкспертиза России» № 147-09/ГГЭ-5495/07 от 19.03.2009 (номер в реестре 00-1-5-1102-09). В 2015 г. АО «Мособлгидропроект были выполнены предпроектные проработки в рамках проекта по комплексной реконструкции и модернизации Каскада Кубанских ГЭС .

2.1. Состав предоставленной проектной документации В качестве основных исходных данных Заказчик предоставил Эксперту документацию, содержащую предпроектные проработки выбора оптимальной компоновки сооружений Красногорских малых ГЭС-1 и ГЭС-2 в Карачаево-черкесской республике, перечень которой представлен в табл. 2.1 .

–  –  –

Выводы по разделу «Исходные данные»

1. Предоставляемой в соответствии с техническим заданием документации достаточно для проведения качественного технологического и ценового аудита проекта на стадии разработки обоснований инвестиций по проекту .

РЕЗУЛЬТАТЫ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО И

ЦЕНОВОГО АУДИТА

3. РЕЗУЛЬТАТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО И ЦЕНОВОГО АУДИТА

3.1. Экспертно-инженерная оценка обоснованности затрат на реализацию инвестиционного проекта 3.1.1. Исходные данные В рамках Предпроектных работ строительства Красногорских малых ГЭС-1 и ГЭС-2 были разработана сметная документация для 5 вариантов компоновок .

Сметная документация разработана АО «Московский областной институт «Гидропроект» (АО «МОСОБЛГИРОПРОЕКТ») .

Сметная документация разработана с целью определения ориентировочного объема требуемых инвестиция строительства гидроузла Красногорских ГЭС-1 и ГЭС-2 .

Сметная документация разработана на основе объектов-аналогов в базовых ценах на 01.01.2001 с пересчетом текущие цены по состоянию на I кв. 2017 г .

Капитальные затраты на строительство определены в текущих ценах согласно рекомендаций действующей в настоящее время МДС 81-35.2004 «Методики определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации .

Сводные сметные расчеты составлены для ГЭС-1 и ГЭС-2 отдельно .

Индексы пересчета сметной стоимости для Карачаево-Черкесской Республики на I квартал 2017 Письмо Минстроя 8802-ХМ/09 от 20.03.2017:

на строительно-монтажные работы – 6,36;

на оборудование – 4,28;

на прочие работы – 8,42 .

на проектные работы – 3,99;

на пусконаладочные работы – 13,74;

на экспертизу 5,6 .

В качестве объектов-аналогов принята следующая сметная документация:

1029.6---СМ.11.1 Баксанская ГЭС. Комплексная реконструкция. Проектная документация. Раздел 11. Смета на реконструкцию объектов гидроэнергетического строительства. Сводный сметный расчет стоимости. Изменение 1 .

Основные характеристики Баксанской ГЭС

–  –  –

1067.7-СМ.ССР.11.1 Зеленчукская ГЭС-ГАЭС. Корректировка ТЭО (проекта) .

Проектная документация. Раздел 11. Смета на строительство объектов капитального строительства. Сводный сметный расчет стоимости. Изменение 3 .

Основные характеристики Зеленчукская ГЭС-ГАЭС .

Страна Россия

–  –  –

Для ГЭС-1 и ГЭС-2 выделены объекты, строящиеся на каждой из них, и общие объекты. Ниже представлена таблица, в которой показан состав объектов и распределение общих объектов по сводным сметным расчетам. Планы компоновки гидроузлов см. рис .

3.1, 3.2, 3.3, 3.4, 3.5 .

Таблица 3.1 Состав сооружений по вариантам Таблица 3 .

1 1133-ПЗ

–  –  –

Рисунок 3.1 .

Компоновка сооружений гидроузла. Вариант 1 .

Рисунок 3.2 .

Компоновка сооружений гидроузла. Вариант 2 .

Рисунок 3.3 .

Компоновка сооружений гидроузла. Вариант 3 .

–  –  –

3.1.2. Методика проведения аудита сметной строительства .

Общая стоимость строительства ГЭС представлена в ССР. Сметная стоимость определена на основе объектов-аналогов. Так как объекты-аналоги не предоставлены, проверить состав работ и объемы не представляется возможным .

Для определения достоверности расчетов проведен анализ сметной документации на предмет:

Правильности пересчета сметной стоимости в текущие цены и корректности применения индексов пересчета;

Состав работ и затрат по главам ССР;

Сравнение затрат по вариантам;

Выборочная проверка соответствия объемов работ в пересчете проектной документации .

3.1.3. Основные результаты аудита сметной строительства .

Для сравнения вариантов в таблице ниже представлена сводка стоимости основных объектов строительства по второй главе по вариантам. Выделены основные объекты и объекты, которые должны строиться на одной из ГЭС (взаимозаменяемы объекты), а так же общие объекты Таблица 3.3 Сравнительный анализ состава затрат по главе 2 .

№ Наименование затрат вар.1 вар.2 вар.3 вар.4 вар.5

–  –  –

Как видно из таблицы, разница между вариантами составляет от 3-14%. Наименее затратным вариантом является 5 вариант, который отличается составом проектных .

Остальные варианты являются практически равнозначными .

Итоги сводного сметного расчета, были пересчитаны в текущие цены и обнаружены арифметические ошибки .

В начале ССР написано, что «Составлен в ценах на 2001 г. (ред.2014) и в текущих ценах на 2021 г. Индексация проведена на I квартал 2017г. Необходимо убрать фразу .

Результаты расчетов представлены в таблицах 3.4, 3.5, 3.6 .

Таблица 3.4 .

Сводная таблица стоимости строительства по вариантам пересчет в текущие цены .

–  –  –

Результаты проверки сводного сметного расчета, объектных сметных расчетов, и прочих расчетов:

Строительно-монтажные работы Проведена выборочная проверка пересчета объемов работ по объекту-аналогу .

отклонений не обнаружено Прочие работы и затраты .

В 9-ой главе сводного сметного расчета предусмотрены затраты на:

Затраты при производстве работ в зимнее время (0,9%*1,1 от СМР) .

Затраты на проведение подрядных торгов;

Пуско-наладочные работы в размере 924,11 тыс. руб. в базовых ценах .

Ведение технического контроля оснований сооружений .

Командировочные расходы Эксперт считает, что размер средств, заложенных на пуско-наладочные работы (0,335%) не достаточен, а так же необходимо предусмотреть резерв средств на перебазировку строительной техники .

Для следующих пунктов нет обоснования:

Пуско-наладочные работы в размере 924,11 тыс. руб. в базовых ценах .

Ведение технического контроля оснований сооружений .

Командировочные расходы К остальным затратам по главам 8-12 замечаний нет .

Стоимость оборудования В сметной стоимости заложена стоимость гидросилового оборудования 791 755 739,25 руб. за все агрегаты в текущих ценах, не зависимо от варианта, мощности и состава агрегатов, что составляет 548,2 USD/кВт удельной мощности гидротурбин .

Выводы по разделу «Экспертно-инженерная оценка обоснованности затрат на строительство Объекта»

1. В рамках предпроектных работ затраты на строительство Красногорских ГЭС-1 и ГЭС-2 были оценены для 5 вариантов компоновок. Способ расчета ориентировочных затрат – по объектам аналогам;

2. Объекты-аналоги выбраны корректно;

3. Допущены арифметические ошибки при пересчете сметной стоимости в текущие цены;

4. Занижена стоимость пуско-наладочных работ .

5. Разница по стоимость между вариантами, учитываю раннюю стадию проработки, показывает, что варианты можно считать равнозначными по стоимости строительства, и выбор варианта необходимо осуществить на основе приоритетов по технологии .

3.2. Экспертно-инженерная оценка сроков и графика реализации инвестиционного проекта 3.2.1. Исходные данные В качестве исходных данных для экспертного анализа представлены календарные планы реализации соответствующих вариантов компоновки сооружений гидроузла:

Вариант 1, 2, 3 Начало строительства: январь 2018 года Окончание работ: декабрь 2021 года Пуск гидроагрегатов ГЭС-1: декабрь 2021 года Пуск гидроагрегатов ГЭС-2: апрель 2021 года Вариант 4 Начало строительства: январь 2018 года Окончание работ: июнь 2021 года Пуск гидроагрегатов ГЭС-1: октябрь 2021 года Пуск гидроагрегатов ГЭС-2: июнь 2021 года Вариант 5 Начало строительства: январь 2018 года Окончание работ: июнь 2021 года Пуск гидроагрегатов ГЭС-1: май 2020 года Пуск гидроагрегатов ГЭС-2: июнь 2021 года 3.2.2. Анализ графика строительства Графики строительства по всем вариантам представлены в виде диаграммы Ганта с указанием основных строительных объемов по сооружениям Красногорских малых ГЭСи ГЭС-2 с разбивкой по годам. Работы в представленных графика не имеют технологических связей и не содержат критический путь. Данная модель графика не является счетной, и прогноз изменения сроков строительства по представленному графику сделан быть не может. Детализация представленных работ является укрупненной без уточнения технологии проведения работ .

Представленные графики по всем вариантам строительства, по мнению Эксперта, следует дополнить такими работами как:

монтаж электротехнического оборудования;

монтаж оборудования АСУТП;

прокладка кабельных трасс и расключение оборудования;

проведению пуско-наладочных работ на смонтированном оборудовании;

благоустройство территории и ввод ГЭС в эксплуатацию .

Так же в представленном графике отсутствуют контрольные точки (вехи), по достижению которых оценивается динамика реализации проекта .

Графики по всем вариантам строительства разработаны в соответствии с принятой схемой производства работ, исходя из компоновки основных сооружений. Общий срок строительства по вариантам 1, 2 и 3 составляет 4 года, по вариантам 4 и 5 – 3,5 года .

Началом строительства по всем вариантам является январь 2018 г .

Так как разработчик проекта считает целесообразным принять к дальнейшей разработке вариант 5 Эксперт проводит анализ графика по данному варианту .

Согласно графику, в подготовительный период на который отводится 3 месяца проводятся работы по устройству временных дорог, зданий и сооружений, по прокладке инженерных сетей стройбазы, выполняется временное ограждение .

Основной период строительства начинается с устройства временной левобережной перемычки из буросекущих свай с последующим разворачиванием фронта земляных работ по сооружениям 1-ой очереди. Своего максимума темпы работ достигают к концу 2019 года (второй год строительства) когда работы ведутся на всех объектах Красногорских ГЭС .

В целях сокращения продолжительности строительства предусматривается максимально возможное совмещение земляных и бетонных работ по всем сооружениям Красногорских ГЭС. Темпы строительно-монтажных работ по мнению Эксперта достаточно интенсивны и не учитывают требования к условиям проведения монтажа высокотехнологичного оборудования, а также регламентные процедуры по вводу оборудования в эксплуатацию. Так, например, ввод малой ГЭС-1 осуществляется одновременно с окончанием монтажа металлоконструкций эксплуатационного водосброса, см. рис.3.6. Однако в целях безопасности пуско-наладочные работы гидросилового оборудования ГЭС-1 не должны проводиться в условиях отсутствия строительной готовности эксплуатационного водосброса .

Рисунок 3.6. Фрагмент календарного плана (1133-ПЗ1 лист 60, п.п.6…п.7.6)

По мнению Эксперта, приведенные графики реализации инвестиционного проекта являются достаточными для данной стадии реализации проекта .

При этом Эксперт рекомендует на последующих стадиях реализации проекта разработать более детальные графики, учитывающие вышеприведенные замечания и предложения .

Выводы:

1. Представленные календарные планы содержат укрупненную разбивку работ по строительству Красногорских ГЭС. Данная разбивка не содержит достаточной информации о полном перечне работ, которые планируется выполнить в ходе реализации инвестиционного проекта строительства и ввода в эксплуатацию Красногорских ГЭС. Однако приведенные графики реализации инвестиционного проекта являются достаточными для данной стадии реализации проекта .

2. Представленные для анализа календарные планы строительства Красногорских ГЭС выполнены в виде диаграммы Ганта, не содержат технологических связей между работами. Отсутствие технологических связей между работами не позволяет корректно оценивать влияние на ход проекта задержки в завершении работ .

3. Планирование работ в предоставленном графике (вариант 5) не учитывает необходимость завершения этапа строительно-монтажных работ до перехода к этапу пусконаладочных работ, в ходе которого будет проводится индивидуальное опробование узлов и систем с последующим переходом к комплексным испытаниям .

4. Осуществлять строительство и контролировать сроки реализации инвестиционного проекта по представленным графикам не представляется возможным .

5. Рекомендуется разработать более детальные графики на последующих стадиях реализации проекта .

3.3. Экспертно-инженерная оценка целесообразности принятых конструктивных, технических, технологических и сметных решений

3.3.1. Исходные данные

Основными данными для экспертно-инженерной оценки конструктивных, технических и сметных решений послужила документация, содержащая предпроектные проработки выбора оптимальной компоновки сооружений Красногорских малых ГЭС-1 и ГЭС-2 в Карачаево-черкесской республике. Полный перечень исходных данных для экспертно-инженерной оценки представлен в разделе 2 данного отчета .

3.3.2. Анализ принятых компоновочных, конструктивных и технических решений 3.3.2.1. Компоновка, конструктивные технические и технологические решения основных сооружений Красногорских МГЭС Проектировщиком рассмотрены следующие варианты компоновки основных сооружений водно-энергетического тракта Красногорских малых ГЭС:

вариант компоновки № 1:

а) левобережная приплотинная малая ГЭС-1;

б) правобережная приплотинная малая ГЭС-2;

–  –  –

Создание Красногорского водохранилища предполагается не только с целью создания напора, но и как объекта комплексного назначения, являющегося важным звеном системы комплексного использования водных ресурсов Верхней Кубани .

Создание водохранилища Красногорских малых ГЭС-1 и ГЭС-2 на реке Кубань, которое будет служить контррегулятором Зеленчукской ГЭС-ГАЭС, дополнительно позволит:

- снять существующие режимные ограничения по располагаемой мощности Зеленчукской ГЭС;

- увеличить выработку электроэнергии на Каскаде Кубанских ГЭС (ККГЭС) в среднем на 250 ГВт-ч ежегодно .

Водохранилище Красногорских малых ГЭС с НПУ 741,5 м за пределами приплотинной акватории, ограниченной земляными дамбами, будет располагаться между уступом V террасы (на правом берегу) и крутым коренным склоном долины Кубани (на левом берегу). Как коренной склон, так и уступ террасы на отметке НПУ сложены породами плинсбахского яруса .

Емкость водохранилища 13,0 млн. м3, длина 4,87 км. После заиления, на 7...9 год работы емкость водохранилища уменьшается до 3,9 млн. м3, полезная емкость при этом составит 1,4 млн. м3. Площадь зеркала водохранилища при НПУ 93,5 га .

Левобережная дамба

Левобережная дамба в зависимости от варианта компоновки, примыкает к бетонным сооружениям водоприемника (варианты № 1,2), является продолжением русловой грунтовой плотины (варианты № 3, 4), примыкает к конструкциям сопряжения с левым берегом (вариант №5), замыкает напорный фронт гидроузла на высоких террасах долины реки Кубань, обеспечивает сопряжение сооружений напорного фронта с естественной поверхностью и защиту станицы Красногорская от подтопления со стороны водохранилища .

Максимальная высота дамбы 9,5 м, отметка гребня 743,5 м, длина дамбы составляет 700 м (варианты № 1,2,3,4), 82 м (вариант 5). Ширина гребня дамбы составляет 10 м. На отметке гребня предусмотрен автодорожный проезд шириной 6,0 м .

Основанием дамбы являются аллювиальные отложения мощностью 2...4м, подстилаемые переслаивающимися песчаниками и алевролитами .

Тело дамбы отсыпается из аллювиальных грунтов гравийно-галечного состава, который доставляется из кавальеров, сформированных при разработке нижнего бассейна Зеленчукской ГЭС-ГАЭС. Заложение верхового откоса дамбы 1:2,5; низового - 1:2 .

Верховой откос дамбы крепится матрацами «Рено» толщиной 0,3 м, низовой откос щебнем .

Противофильтрационным элементом дамбы является ядро из суглинка, которое прорезает подстилающий слой аллювиальных отложений и элювиированную зону коренных пород. Ядро дамбы является продолжением ядра русловой плотины, поэтому его конфигурация наклонная. С верхнего и нижнего бьефов ядро дамбы защищено обратным фильтром из крупнозернистого песка толщиной 1,0 м. На расстоянии 570,0 м от русловой грунтовой плотины ядро левобережной дамбы переходит в суглинистый замок (варианты № 1,2,3,4) .

В качестве противофильтрационных мероприятий предусмотрена площадная цементация глубиной 5,0 м, однорядная цементационная завеса глубиной 15,0м для уплотнения, в основном, пачек песчаника. Контрольная проверка состояния фильтрации в основании дамбы намечена путем бурения разведочных скважин шагом 12,0 м на глубину 30,0 м, с последующей их цементацией .

Русловая грунтовая плотина

Русловая грунтовая плотина перекрывает русловую часть реки Кубань и является одним из основных гидротехнических сооружений, образующих напорный фронт гидроузла .

Тип плотины - каменно-земляная, с противофильтрационным ядром из суглинка .

Отметка гребня плотины 743,5 м, отметка основания ядра 708,5 м. Максимальная высота плотины 35,0 м, длина по гребню 160,0 м, ширина гребня - 10,0 м. На отметке гребня плотины предусмотрен автодорожный проезд шириной 6,0 м .

Верховой откос от гребня плотины до отметки 723,0 м имеет заложение 1:2,5, ниже этой отметки - 1:2. На отметке 733,6 м откос разделен бермой, образовавшейся в связи с включением в состав плотины напорной перемычки верхнего бьефа. Ширина бермы переменная, изменяется от 10 до 43 м .

Заложение низового откоса плотины 1:2. Откос разделен по высоте тремя технологическими бермами шириной 5,0 м на отметках 725,5 и 734,5 м и шириной 6,0 м (в вариантах компоновок № 3, № 4) или 10,0 м (в вариантах компоновок № 1, №2) на отметке 720,75 м. При этом берма на отметке 720,75 м является гребнем низовой перемычки (каменного банкета) .

Верховая и низовая упорные призмы плотины отсыпаются из местных грунтов:

гравийно-галечного грунта полезной выемки нижнего бассейна Зеленчукской ГЭС-ГАЭС и грунта, разработанного в котлованах Красногорских малых ГЭС-1, ГЭС-2 .

В состав верховой упорной призмы входят перемычки первой и второй очередей, отметка гребня последней 733,6 м, ширина гребня в пределах 10,0 м. Высота перемычки принята с учетом пропуска через эксплуатационный водосброс расчетного расхода строительного периода Q = 929 м3/ (Р = 5 %) .

Противофильтрационным элементом грунтовой плотины является центральное суглинистое ядро. Ширина ядра в основании 14,6 м, по верху 4,0 м, высота ядра - 34,5 м .

Между материалом ядра и боковых призм предусмотрены переходные зоны: со стороны верхнего бьефа однослойная переходная зона толщиной 1,5 м из крупнозернистого песка, со стороны нижнего бьефа - двухслойная зона из крупнозернистого песка и из гравия фракции 5...40 мм толщиной по 1,5 м каждый слой .

Сопряжение ядра с основанием запроектировано на отметке 708,5 м, то есть на уровне кровли коренных пород - алевролитов. Верхняя выветрелая толща алевролитов на глубину 5,0 м (до отметки 703,0 м) укрепляется путем выполнения площадной цементации с целью повышения прочности и снижения водопроницаемости. На контакте суглинок ядра

- алевролиты предусмотрена железобетонная плита-форшахта для выполнения цементационных работ .

Для предотвращения фильтрации по прослойкам в толще коренных пород в основании ядра запроектирована цементационная завеса глубиной 15,0м (до отм. 693,0 м), которая должна снизить фильтрацию по указанным зонам. Контрольная проверка состояния фильтрации в основании плотины ниже отметки 693,0 м намечена путем бурения разведочных скважин до отметки 678,0 м, с последующей их цементацией .

В связи с наличием в коренных породах напорных вод, для защиты дна котлована у подошвы ядра на период строительства предусмотрены разгрузочные скважины .

Для защиты верхового откоса от волнового воздействия и суффозионных процессов при сработке водохранилища в период промывки, предусмотрено его крепление с отметки 733,6 до 743,50 м матрацами «Рено» толщиной 0,3 м. Низовой откос крепится щебнем .

Правобережная дамба

Правобережная дамба в зависимости от варианта компоновки, примыкает к бетонным сооружениям водоприемника (варианты № 1 и № 3), эксплуатационного водосброса, совмещенного с шуголедосбросом (вариант № 2), водозабора (вариант № 4), примыкает к конструкциям сопряжения с правым берегом (вариант №5), и замыкает напорный фронт гидроузла на высоких террасах правобережной долины реки Кубань, обеспечивая сопряжение сооружений напорного фронта с естественной поверхностью и защиту поселка Правокубанский от подтопления со стороны водохранилища .

Максимальная высота дамбы 9,0 м, отметка гребня 743,5 м, длина 980 м (варианты № 1,2,3,4), 550 м (вариант 5). Ширина гребня дамбы составляет 10 м. На отметке гребня предусмотрен автодорожный проезд шириной 6,0 м .

Основанием дамбы являются аллювиальные отложения мощностью 2...4м, подстилаемые переслаивающимися песчаниками и алевролитами .

Тело дамбы отсыпается из аллювиальных грунтов гравийно-галечного состава .

Гравийно-галечный грунт доставляется из кавальеров грунта, сформированных при разработке нижнего бассейна Зеленчукской ГЭС-ГАЭС. Заложение верхового откоса дамбы 1:2,5; низового - 1:2. Откосы правобережной дамбы обсыпаются скальным грунтом с заложением верхового откоса 1:20 и низового откоса 1:40. Скальный грунт используется из котлованов сооружений головного узла .

Противофильтрационным элементом дамбы является ядро из суглинка. Ядро прорезает подстилающий слой аллювиальных отложений и элювиированную зону коренных пород. На расстоянии 520,0 м от русловой грунтовой плотины ядро правобережной дамбы переходит в забивку котлована суглинком. С верхнего и нижнего бьефов ядро дамбы защищено обратным фильтром из крупнозернистого песка толщиной 1,0 м .

В качестве противофильтрационных мероприятий предусмотрена площадная цементация глубиной 5,0 м, однорядная цементационная завеса глубиной 15,0 м для уплотнения, в основном, пачек песчаника. Контрольная проверка состояния фильтрации в основании дамбы намечена путем бурения разведочных скважин шагом 12,0 м на глубину

30.0 м, с последующей их цементацией .

Участок верхового откоса правобережной дамбы в примыкании к водозабору крепится матрацами «Рено» толщиной 0,3 м .

Водосброс строительного периода

Водосброс строительного периода - сооружение, предназначенное для пропуска в меженный период строительного расхода Q = 111 м3/с (обеспеченностью Р = 5% периода межени). Водосброс эксплуатируется при перекрытии русла реки Кубани и до частичного введения во временную эксплуатацию эксплуатационного водосброса .

После возведения эксплуатационного водосброса, способного пропустить расчетный паводковый расход Q = 929 м3/с обеспеченностью Р = 5 %, водопропускное отверстие водосброса строительного периода бетонируется и выводится из эксплуатации .

Для вариантов компоновок № 1, № 4 и № 2, № 3 предусмотрена своя конструкция водосброса .

Водосброс строительного периода для вариантов компоновок Ns 1, №4 прямолинейный в плане, проходит с левой стороны от эксплуатационного водосброса, параллельно его продольной оси .

Подход воды ко входному оголовку водосброса осуществляется по направляющим железобетонным стенкам, между которыми выполнена железобетонная плита, а высота стен превышает максимальную отметку уровня воды межени. Начальный участок водосброса длиной 65,0 м представляет собой прямоугольную железобетонную трубу с размерами в свету 4,5 х 4,5 м и отметкой порога трубы 715,0 м, что на 11 м ниже отметки порога водосливных пролетов эксплуатационного водосброса. Данный участок конструктивно совмещен с сопрягающим устоем грунтовой плотины. Котлован трубопровода на этом участке выполняется в скальной врезке. Правая стенка трубы бетонируется с забивкой пазухи котлована. Выше трубы с правой стороны выполняется сопрягающий устой, который предназначен для поддержания массива верховой призмы плотины вплоть до ее гребня. С левой стороны, с целью осуществления подъезда к затвору водосброса строительного периода, выполняется железобетонная стенка до отметки 733,6 м .

Далее участок водосброса длиной 28,0 м примыкает к эксплуатационному водосбросу с русловой стороны и сопрягается с ним через деформационный шов .

Водосброс оборудуется эстакадой с канатным механизмом, осуществляющим маневрирование аварийно-ремонтным затвором, для возможности перекрытия пролета водопропускного отверстия. За затворами устанавливается труба для подачи бетонного раствора при выполнении бетонной пробки после закрытия затвора водосброса на этапе перекрытия русла .

Далее следует участок открытого железобетонного лотка длиной 74,5 м, шириной 4,5 м. На всем протяжении межени водосброс строительного периода будет работать в безнапорном режиме, поэтому участок за переходной секцией выполнен в открытом лотке, который после перекрытия водосброса забивается гравийно-галечным грунтом. На выходе из лотка расположены пазы плоского скользящего затвора;

Выходной участок водосброса длиной 29,3 м выполнен докового типа для сопряжения водосброса строительного периода с низовым откосом грунтовой плотины и ковшом эксплуатационного водосброса. Над выходным участком предусмотрен мостовой переезд строительного периода шириной 10,0 м. За выходным участком выполняется рисберма, совмещенная с рисбермой эксплуатационного водосброса .

В вариантах компоновок № 2, № 3 проточная часть водосброса строительного периода на всем протяжении представляет собой закрытый напорный прямоугольный железобетонный трубопровод с размерами в свету 4,5 х 4,5 м длиной 187,6 м. Конструкция входного оголовка и начального участка длиной 65,0 м подобна конструкции участков в вариантах компоновок № 1, № 4 .

Далее участок водосброса длиной 28,0 м примыкает с русловой стороны к водоприемнику приплотинной малой ГЭС-2 и сопрягается с ним через деформационный шов. В пределах этого участка располагаются пазы плоского колесного затвора, за которыми устанавливается труба для подачи бетонного раствора при выполнении бетонной пробки после закрытия затвора водосброса. Далее трубопровод меняет направление в плане и по высоте с отметки 715,0 до 707,5 м .

Концевой участок водосброса сопрягается через деформационный шов с подземной частью здания приплотинной ГЭС-2, расположенной в русле, слева от железобетонных напорных водоводов. Пропуск строительных расходов предусматривается через специализированные отверстия в здании ГЭС-2, с порогом выходного участка напорного тракта на уровне колена отсасывающей трубы, что обеспечивает сопряжение бьефов в отводящем канале ГЭС-2 .

Водосброс эксплуатационный и шуголедосброс (Вариант № 1, 2, 3, 4) Для Вариантов № 1,2,3,4 .

Водосброс эксплуатационный предназначен для сброса в нижний бьеф гидроузла паводкового (Q5о= 1480 м3/с) расхода реки Кубань, который не может быть пропущен через / о гидроагрегаты ГЭС или аккумулирован в водохранилище .

Также через водосброс осуществляется промыв наносов, аккумулирующихся в водохранилище перед гидроузлом .

Шуголедосброс решает задачу сброса в нижний бьеф шуги, льда и мусора, поступающих к водозабору ГЭС вместе с речным стоком. Также шуголедосброс обеспечивает пропуск в нижний бьеф гарантированного санитарного попуска воды Q = 5,5 м3/с .

Конструктивно водосброс и шуголедосброс скомпонованы в единое железобетонное сооружение, состоящее из головной (начальной) части, быстротока и водобойного колодца .

В зависимости от варианта компоновки, водосброс сопрягается:

с левой стороны:

а) с русловой грунтовой плотиной (варианты компоновок № 1, 4);

б) с водоприемником приплотинной малой ГЭС, расположенной в русле (варианты компоновок № 2, 3);

с правой стороны:

а) с водоприемником правобережной приплотинной малой ГЭС (варианты компоновок № 1, 3);

б) с правобережной дамбой (вариант компоновки № 2);

в) с водозабором деривационного канала малых ГЭС (вариант компоновки № 4) .

Сооружения водосброса располагаются в скальной выемке на правом берегу реки .

Длина головной части эксплуатационного водосброса по напорному фронту составляет 72,8 м, максимальная высота 27,5 м, ширина (по току воды) 28,0 м. Отметка верха сооружения соответствует отметке гребня русловой грунтовой плотины и равна 743,5 м, минимальная отметка врезки зуба головной части в основание составляет 716,0 м .

В головной части водосброса предусмотрено четыре водосбросных отверстия, из которых три левых (отметка порога 726,0 м) используются для пропуска стока реки и промывки от наносов, а крайнее правое (отметка порога 737,5 м) - для сброса шуги, льда и мусора .

Шуголедосброс имеет повышенный порог на отметке 737,5 м. Это отверстие оборудуется клапанным затвором, позволяющим при любой отметке горизонта верхнего бьефа в пределах призмы суточного колебания уровней установить необходимую толщину переливающегося слоя воды для создания транспортирующих скоростей потока. Пропуск санитарного попуска воды в нижний бьеф гидроузла гарантируется опусканием затвора под действующую отметку верхнего бьефа на 45 см, что обеспечивается при НПУ=741,5 м и УС=739,5 м .

Плановый габарит паводкового быстротока: ширина (поперек тока воды) - 38,6 м, длина (вдоль тока воды) - 42,8 м. Падение дна быстротока - 14,5 м .

В связи с тем, что твердый сток реки Кубани составляет более 1,0 млн. м в год, в том числе 280 тыс.м3 в год влекомых наносов крупностью более 10-20 мм, водосливные поверхности и, частично, вертикальные поверхности конструкций водопропускных сооружений должны быть выполнены из бетона, устойчивого к истиранию наносами, либо иметь покрытие из специализированных износостойких композитных материалов .

Конструкции эксплуатационного водосброса и шуголедосброса пропускают через гидроузел следующие расходы воды:

расчетный расход обеспеченностью Р = 3,0 % составляет 1050 м3 /с;

поверочный расход обеспеченностью Р = 0,5 % составляет 1480 м /с;

минимальный расход для промыва наносов составляет 350-400 м3/с;

расчетный расход шуголедосброса составляет 120 м /с;

санитарный попуск составляет 5,5 м3/с .

Суммарная пропускная способность трех паводковых отверстий при НПУ=741,5м достаточна для пропуска расхода Q50/о = 1480 м3/с. При наполнении водохранилища ниже отметки 733,0 м глубинные отверстия не занапориваются и работают как водослив практического профиля с коэффициентом расхода т=0,36. При дальнейшем наполнении водохранилища режим истечения становится напорным и коэффициент расхода увеличивается до т=0,87 .

Водосбросное отверстие шуголедосброса, соответственно своему назначению, всегда работает безнапорно, как водослив с широким порогом при коэффициенте расхода ш=0,31 .

Водосброс эксплуатационный (Вариант № 5) Для регулирования сбрасываемых в нижний бьеф расходов воды три водосбросных пролета по 10 м каждый, оборудуются глубинными плоскими колесными затворами 10,0Для маневрирования затворами применены стационарные канатные механизмы грузоподъемностью 2x60 т открытого типа. Для обслуживания монтажных и ремонтных работ по механизмам предусмотрен козловой кран .

В период межени ноябрь - апрель по условиям работы сооружения механизмы основных затворов управляются автоматически, поддерживая уровень воды в водохранилище на отметке НПУ, остальной расход забирается на турбины ГЭС .

В случае внезапной остановки ГЭС или превышения НПУ на 30 см, во избежание переполнения водохранилища, избыток воды сбрасывается через отверстие водосброса .

Перед основными затворами со стороны верхнего бьефа предусмотрены пазы, в которые, при неполадках и ремонтах с основными затворами, устанавливается аварийноремонтный плоский колесный затвор 10,0-3,3-15,5м .

Маневрирование затвором осуществляется в сцепленном положении специальным козловым краном грузоподъемностью 2x25 т с помощью захватной механической балки грузоподъемностью 50 т .

Аварийно-ремонтный затвор рассчитан на перекрытие пролета водосброса в текущую воду под полным напором. При этом собственного веса затвора недостаточно для посадки затвора на порог и для обеспечения посадки используется дополнительное усилие от веса столба воды, которым нагружается верхний торец затвора .

Здание АПК

Проектируемое здание АПК - многоэтажная пристройка (варианты компоновок № 1, 2, 4) либо обособленное здание (вариант компоновки № 2) с подвальным технологическим этажом .

В зависимости от варианта компоновки здание АПК примыкает:

- к зданию малой ГЭС-2 в вариантах компоновки № 1 ;

- к зданию малой ГЭС-1 в варианте компоновки № 3 и 5;

- к зданиям малых ГЭС-1 и ГЭС-2, здание АПК скомпоновано в единое здание с пристройкой в варианте компоновки № 4 .

Здания ГЭС и АПК разделены между собой вертикальным деформационным швом .

Конструктивная схема здания АПК - каркасная. Ограждающие конструкции покрытия - сэндвич-панели по стальным прогонам. Наружные стены подземной части монолитные железобетонные толщиной. Наружные стены наземной части - самонесущие с поэтажным опиранием на междуэтажные перекрытия. Утепление наружное в составе навесной фасадной системы .

Параметры зданий АПК:

- 15,0x15,0x10,0 м в вариантах компоновок № 1, 2, 3,5;

- 38,0x17,0x14,0 м в вариантах компоновки № 4 .

В вариантах компоновок № 1, 2, 3 в здании АПК предполагается размещение административных помещений .

В варианте компоновки № 4 здание АПК, общее для двух малых ГЭС-1 и ГЭС-2, имеет многофункциональное назначение, где помимо административных помещений, предполагается размещение подземного кабельного этажа, технологических помещений системы электроснабжения (в том числе общие помещения ГЩУ, ГРУ, КТПСН, ЩПТ), серверной и других производственных и вспомогательных помещений .

Объемно-планировочные решения здания АПК будут приняты на основании: компоновки помещений с учетом размещения оборудования, организации людских потоков и необходимого количества сотрудников производственного персонала, принятого на основе объектов-аналогов, с учетом функционального назначения здания .

Водозабор деривационного канала (Вариант №4)

Водозабор деривационного канала входит в состав сооружений напорного фронта и предназначен для отбора части стока реки Кубани в общий деривационный канал Красногорских малых ГЭС-1 и ГЭС-2. Он сопрягается с правобережным устоем эксплуатационного водосброса посредством железобетонной доковой конструкции, заполненной местным грунтовым материалом .

Гидротехническая часть водозабора представляет собой доковую железобетонную конструкцию, в которой предусмотрено четыре водозаборных пролета шириной 8,0 м. Для оптимальной компоновки сооружения фундаментом конструкции является железобетонная плита с размерами в плане 44,0 х 32,5 м при толщине от 3,5 до 6,5 м .

Высота водозабора (от подошвы фундаментной плиты) - 18,0 м со стороны водозабора и 13,0 м со стороны деривационного канала .

Отметка порога 731,7 м на входной части водозабора и размеры водозаборных отверстий определились из условий прохождения водного потока через сороудерживающие решетки со скоростью не выше 1,0 м/с. Верхняя отметка водозабора 743,500 м, что на 2,0 м выше отметки НПУ=741,5 м .

Порог водозабора приподнят над уровнем дна на 3,7 м, благодаря чему создается препятствие проникновению наносов в деривационный канал. Крепление площадки на отметке 728,0 м перед водозабором в пределах 25,0 м и на отметке 734,0 м за водозабором в пределах 35,0 м выполняется железобетонными плитами толщиной 0,5 м .

Очистка акватории перед водозабором от наносов производится гидравлически, для этого в пороге предусмотрены две донные промывные галереи. Процесс гидравлического промыва контролируется затворами, вынесенными за пределы водозабора. Обслуживание затворов осуществляется козловым краном водозабора. Сброс наносов осуществляется через отводящий тракт на отметку 721,0 м быстротока эксплуатационного водосброса .

В здании верхнего строения водозабора размещается механическое оборудование для управления аварийно-ремонтными и ремонтными затворами водозабора. Габариты верхнего строения 62,0 х 13,0 х 17,8 м .

С целью предотвращения попадания рыб в водно-энергетический тракт перед водозабором предусматривается рыбозащитное устройство «Локальный объемный гидравлический стрежень» .

В режиме водоподачи на Красногорские малые ГЭС-1, ГЭС-2 водозабор выполняет только водозаборные и аварийно-ремонтные функции. Функция регулирования водоподачи на водозаборе отсутствует .

Деривационный канал (Вариант №4)

Деривационный канал предназначен для подачи воды от водозабора до водоприемника малых ГЭС-1 и ГЭС-2 .

Общая длина канала по дну 346 м. Уклон дна и размеры канала подбирались исходя из пропуска в равномерном режиме максимального расхода воды 232,0 м3/с при отметке НПУ=741,5 м .

Конструкция канала принята трапецеидального сечения с заложением откосов 1:2,5, с экранированием профиля суглинком толщиной 1,1 м и креплением железобетонными монолитными плитами толщиной 0,2 м по слою гравия фракцией 10...20 мм толщиной 0,2 м. Отметка берм канала 742,7м. По бермам шириной 7,0м проходит инспекционная автодорога .

Ширина канала по дну переменная: от 39 м на участке сопряжения с водозабором длиной 147,4 м до 11,5м на подходе к водоприемнику малых ГЭС-1, ГЭС-2 длиной 198,6 м .

Для возможности опорожнения деривационного канала организован контруклон дна канала 0,0002: сопряжение отметки 734,000 м площадки на выходе из водозабора и отметки 734,060 м на входе в аванкамеру водоприемника малых ГЭС-1, ГЭС-2 .

В настоящее время выемка грунта деривационного канала на большем протяжении выполнена, что в настоящей работе определяет его габарит .

При существующих параметрах деривационного подводящего канала и уровне воды при НПУ=741,5 м, скорости течения воды в канале будут равны:

1,02 м/с при расчетном расходе 232 м3/с (работа четырех агрегатов на малых ГЭС-1 и ГЭС-2);

0,08 м/с при минимальном расходе 17,4 м3/с (работа одного агрегата на одной малой ГЭС) .

В проектной документации параметры канала будут уточнены .

Станционный узел Красногорских малых ГЭС-1 и ГЭС-2 располагается в конце деривационного канала на расстоянии 0,38 км от створа плотины ниже по течению реки Кубани на ее правом берегу .

Водоприемник (Вариант №4)

Водоприемник поверхностный прямоточного типа служит для подачи воды из деривационного канала в напорные металлические водоводы, отключения напорных водоводов в случае аварии и при проведении ремонтных работ .

Для предотвращения попадания наносов в деривационные водоводы перед водоприемником сконструирована аванкамера на отметке 728.24 м (на 3,0 м ниже порога водоприемника на отметке 731,24 м) .

Аванкамера выполняется из плит толщиной 0,5 м, укладываемых с уклоном 1:3 .

Гидротехническая (подземная часть) водоприемника монолитная, имеет четыре пролета, для подачи воды на две малых ГЭС. Габариты гидротехнической части определились условиями сопряжения с деривационным (подводящим) каналом и стальными напорными водоводами, условиями размещения необходимого технологического оборудования и ограничениями по скорости течения воды в створе сороудерживающих решеток и вариантом компоновки станционной площадки .

Водоприемник выполняется двухсекционным (конструкция разделена деформационным швом). Плавный подвод воды организован с помощью забральной балки криволинейного очертания .

Верхнее строение водоприемника не предусмотрено .

С правой стороны по току воды в водоприемнике на отметке 742,700 м предусмотрено устройство затворохранилища и решеткохранилища открытого типа .

Водоприемник малой ГЭС-1 и малой ГЭС-2 (Вариант №5) Водоприемники МГЭС-1 и МГЭС-2 идентичны по набору механического оборудования, компоновке и режиму работы. Водоприемник предназначен для организованного забора воды из бассейна при работе ГЭС .

На водоприемнике расположено два водопропускных пролета, соответствующие количеству напорных железобетонных трубопроводов. Во входной части водоприемника, где размещаются сороудерживающие решетки, пролеты приняты равными шести метрам .

В каждом пролете установлено по три секции решеток .

Маневрирование решетками осуществляется специальным козловым краном грузоподъемностью 2x10/5 т с помощью захватной балки. Очистка решеток от мусора производится плоскочелюстным гидравлическим грейфером, который навешивается на кран. Извлеченный мусор складируется в специальный контейнер, из которого, по мере его заполнения, перегружается в кузов автомобиля для транспортировки его к отвалу. На площадке, куда имеет выбег кран, размещается хранилище для грейфера и для решеток, а на площадке, куда имеется подъезд для автотранспорта, хранится контейнер и грейфер .

В проточной части водоприемника перед напорными трубопроводами в каждом пролете располагается ряд пазов. Пазы, расположенные со стороны здания ГЭС, предназначены для аварийно-ремонтных плоских колесных затворов. Эти затворы постоянно находятся в пазах в поднятом над входным забралом положении и удерживаются на тормозах стационарных канатных механизмов грузоподъемностью 63 т, которые размещены на металлических эстакадах. Высота эстакад обеспечивает подъем затворов на их полную высоту над полом водоприемника для проведения профилактического осмотра, замены уплотнения, ремонта и окраски затворов .

Пазы сороудерживающих решеток также используются для установки в них ремонтного плоского скользящего затвора, маневрирование которым осуществляется козловым краном грузоподъемностью 2x10 т, с помощью траверсы и грузовых штанг .

Посадка и подъем затвора производится в безнапорном состоянии. Для выравнивания давления перед подъемом ремонтного затвора, межзатворное пространство заполняется водой через байпасное устройство ремонтного затвора. Постоянно ремонтный затвор находится в хранилище .

Напорные водоводы малой ГЭС-1 и малой ГЭС-2 (Вариант №5)

Напорные железобетонные водоводы МГЭС-1, МГЭС-2 идентичны по исполнению и режиму работы. Водоводы, соединяющие водоприемник со зданием ГЭС, предусмотрены в железобетонном исполнении с внутренней несъемной металлической опалубкой .

Участки, примыкающие к зданию ГЭС, представляют собой железобетонные водоводы с переменными внутренними сечениями. На всех переходных участках внутренние поверхности водоводов облицованы металлом. Изготовление несъемной металлической опалубки по всей длине двух ниток предусматривается из стали 09Г2С-12 с толщиной облицовки от 12 до 16 мм в зависимости от напора на железобетонный трубопровод .

Железобетонные водоводы рассчитаны на внутреннее давление воды с учетом гидроудара, действующего в местах примыкания к отсасывающим трубам ГЭС. При монтаже несъемной металлической облицовки железобетонных трубопроводов высота ярусов бетонирования составляет два метра .

Подводящий канал малой ГЭС-2 (Вариант №1) Подводящий канал, обеспечивающий подвод воды к водоприемнику малой ГЭС-2, искусственно сформирован в верхнем бьефе на отм. 733,6 м, частично выемкой галечного грунта и скальных коренных пород, слагающих правый берег русла реки Кубань .

Сопряжение подводящего канала с водоприемником ГЭС осуществляется с помощью аванкамеры .

Аванкамера укрепляется железобетонными плитами толщиной 0,5 м, укладываемыми с уклоном 1:3, с отметки 733,6 м до отметки 727,84 м (дно аванкамеры) .

Геометрическое очертание и высота аванкамеры выбраны по условию плавного безотрывного подхода потока к водоприемнику с целью исключения возможности образования вихревых воронок в непосредственной близости от водоприемника .

Водоприемник малой ГЭС-2 (Вариант №1,2,3)

Водоприемник поверхностный прямоточного типа (Вариант №1), напорный, с заглублением относительно уровня сработки водохранилища более двух метр (Вариант №2) предназначен для обеспечения бесперебойной подачи воды из подводящего канала в напорные водоводы, с очисткой ее от мусора, а также для возможности быстрого прекращения поступления воды в напорные водоводы в случае аварии, при проведении ремонтов и плановых осмотров. Перечисленные технологические задачи определяют конструкцию водоприемника и комплекс оборудования, предусматриваемого на нем .

Габариты гидротехнической части водоприемника обеспечивают пропуск максимального расхода 116 м3/с, предназначенного для работы двух агрегатов малой ГЭСОтметка входного порога 731,24 м, что на 3,4 м выше отметки дна аванкамеры, выполняющей в том числе роль перехвата наносов, в целях обеспечения бесперебойной подачи осветленной воды в напорные водоводы в соответствии с режимами работы ГЭС .

Для маневрирования ремонтными затворами и решетками водоприемника предусмотрен козловой кран .

Для отключения напорных водоводов ГЭС в случае аварии водосбросные отверстия водоприемника перекрываются аварийно-ремонтными плоскими колесными затворами, опускание которых производится в текущую воду под действием собственного веса, маневрирование осуществляется при помощи гидроприводов. Ширина пролетов в створе аварийно-ремонтных затворов 4,76 м .

Для осуществления ремонта пазов аварийно-ремонтного затвора перед ними установлены пазы ремонтного плоского скользящего затвора, подъём которого производится при выровненных давлениях по обеим его сторонам .

Гидротехническая часть водоприемника сопрягается с суглинистым экраном правобережной дамбы и конструкцией шуголедосброса. Обсыпку гравийно-галечным грунтом до отметки 743,5 м со стороны напорных трубопроводов удерживают железобетонные ныряющие подпорные стенки, повторяющие контур правобережной дамбы .

С целью предотвращения попадания рыб в водно-энергетический тракт перед водоприемником предусматривается рыбозащитное устройство «Локальный объемный гидравлический стрежень» .

Сброс наносов после гидравлической промывки производится в нижний бьеф гидроузла через отводящий тракт, представляющий из себя прямоугольную железобетонную трубу внутренним размером 4,0 х 2,2 м, с выходом на отметку 721,0 м быстротока эксплуатационного водосброса .

Сброс шуги, льда и скопившегося в поверхностном слое воды мусора, для исключения возможности попадания в водозабор ГЭС-2, осуществляется через шуголедосброс .

Стальные напорные водоводы малой ГЭС-2 (Вариант №1, 4)

Стальные напорные водоводы обеспечивают подвод воды из водоприемника к турбинам гидроэлектростанции. Подвод воды к агрегатам осуществляется по двум трубопроводам внутренним диаметром 4,76 м, средней длиной ниток 166 м (для вариантов №1, 2, 3), 120.8 м (для варианта №4) .

Ложе напорных металлических трубопроводов трапецеидального сечения, выполнено в выемке. Ширина ложа трубопроводов переменная и определяется вариантом компоновки станционного узла. Ложе трубопроводов крепится железобетонными плитами .

Скальные откосы ложа трубопроводов крепятся торкрет-бетоном толщиной 0,1 м по металлической сетке .

Для обеспечения отвода из ложа водоводов в нижний бьеф фильтрационных и поверхностных вод необходимо предусмотреть устройство зумпфа с возможностью периодической откачки воды. На случай разрыва напорного турбинного водовода, перед анкерной опорой предусмотрено устройство аварийно-сбросного канала .

В вариантах №1, 2, 3 аварийно-сбросной канал представляет собой монолитную железобетонную конструкцию трапецеидального сечения, с отметкой начального участка 717,0 м, шириной по дну 10,0 м. Отводящий тракт канала имеет в плане криволинейное очертание, концевой участок выходит на отметку 712,0м между подпорной стенкой пристанционной площадки здания ГЭС и колодец промывной галереи .

Через холостой водосброс на отметке 720,0 м организован автомобильный переезд шириной 10,0 м по железобетонной плите .

Железобетонные напорные водоводы малой ГЭС-2 (Вариант №2,3)

Водоводы, соединяющие водоприемник со зданием ГЭС, предусмотрены в железобетонном исполнении с внутренней несъемной металлической облицовкой по всей длине двух ниток. Средняя длина нитки водовода 107,5 м. Внутренний диаметр 3,6 м .

Участки, примыкающие к зданию ГЭС, представляют собой железобетонные водоводы с переменными внутренними сечениями (конфузор с диаметра 3,6 м на диаметр 4,7 м). На всех переходных участках внутренние поверхности водоводов облицованы металлом .

Здание малой ГЭС-2 (Вариант №1, 2, 3, 4, 5) Здание ГЭС-2 приплотинного типа предназначено для установки основного гидросилового оборудования и вспомогательных систем, электротехнического оборудования и агрегатов .

Здание малой ГЭС-2 оборудовано двумя поворотно-лопастными турбинами и состоит из двух частей: гидротехнической (подземной) части и верхнего строения .

Гидротехническая часть

Гидротехническая (подземная) часть выполняется из монолитного-железобетона и имеет сложную форму, разделенную внутри стенами и перекрытиями на технологические помещения различного назначения .

Габариты гидротехнической (подземной) части здания ГЭС-2 определены компоновкой следующего технологического оборудования:

основного гидросилового оборудования (турбинного оборудования и гидрогенертаторов);

вспомогательного гидросилового оборудования (системы технического водоснабжения, систем откачки, маслохозяйства, пневмохозяйства и др.);

механического оборудования (ремонтные затворы);

электротехнического оборудования .

Вертикальная посадка здания ГЭС-2 определена исходя из рекомендованной заводом-изготовителем отметки заглубления оси гидротурбин, а так же исходя из максимального и минимального уровней в нижнем бьефе .

На самых нижних отметках подземной части размещаются спиральная камера круглого сечения с металлической облицовкой, отсасывающая труба, сухая и мокрая потерны. В машинном зале ГЭС устанавливается мостовой кран .

Отметки машинного зала и монтажной площадки приняты на одном уровне .

Габариты монтажной площадки определены исходя из раскладки оборудования при проведении ремонта гидроагрегата. Доступ на монтажную площадку осуществляется через ворота, расположенные с левой стороны по току воды.

Ниже монтажной площадки расположены следующие помещения:

генераторный этаж, компрессорная, технические помещения;

турбинный этаж, помещение маслохозяйства, помещение ТВС, технические помещения;

технологическая потерна, насосная откачки воды из ложа трубопроводов, технические помещения;

сухая и мокрая потерны .

С верхнего бьефа к зданию ГЭС-2 примыкает анкерная опора стальных напорных водоводов. С нижнего бьефа к зданию ГЭС примыкают бычок и устои сопрягающего участка здания ГЭС-2 с отводящим каналом. Бычки и устои служат опорами мостового переезда .

Верхнее строение Проектируемое верхнее строение машинного зала - одноэтажное, прямоугольной формы в плане .

Компоновочные решения верхнего строения здания ГЭС-2 приняты из условия размещения гидроагрегатов и обслуживания основного и вспомогательного оборудования, наличия монтажной площадки для раскладки оборудования при ремонтах и допустимых проходов между оборудованием.

Также при выборе габаритов и компоновки верхнего строения здания учитывалось размещение следующих систем:

системы основного и вспомогательного технологического оборудования;

системы электроснабжения;

системы управления и контроля;

системы вентиляции и отопления;

системы водоснабжения и водоотведения;

система пожаротушения;

системы охранной сигнализации и видеонаблюдения .

Конструктивные решения верхнего строения машинного зала с монтажной площадкой приняты на основании объемно-планировочных решений. Конструктивная схема верхнего строения здания - рамно-связевый стальной каркас с поперечными рамами и вертикальными связями по колоннам в продольном направлении .

Сопряжение колонн с подземной частью - жесткое. В качестве ограждающих конструкций верхнего строения приняты утепленные металлические сэндвич-панели с минераловатным утеплителем по металлическим ригелям фахверка. Покрытие кровельные сэндвич-панели .

Со стороны верхнего бьефа к верхнему строению здания ГЭС-2 выполнена пристройка, в которой размещается электротехническое, оборудование и смежные инженерные системы, обеспечивающие работоспособность оборудования и жизнедеятельность персонала .

Здание пристройки каркасное, в три этажа, с железобетонным перекрытием, с подземным кабельным этажом. Ограждающие стеновые и кровельные конструкции выполнены из сэндвич-панелей .

Отводящий канал малой ГЭС-2 (Вариант №1, 2, 3, 4) Отводящий канал Красногорской малой ГЭС-2 служит для отвода воды от работающих турбин в русло реки Кубань .

Откосы отводящего канала сформированы насыпью гравийно-галечного грунта до отметки 718,0 м, длина канала 75,0 м обеспечивает плавное сопряжение потока с руслом реки Кубань. Крепление дна канала на отметке 712,0 м и откосов канала заложением 1:2 до отметки 718,0 м осуществляется железобетонными плитами .

Выводы по разделу Компоновка, конструктивные технические и технологические решения основных сооружений Красногорских МГЭС

1. Варианты компоновок гидроузла № 1, 2 и 3 являются перемежающейся компиляцией и по сути являются тремя компоновками МГЭС, а вариант 4 и 5 из двух однотипных МГЭС. Таким образом Проектировщик рассмотрел не 9 вариантов МГЭС, а только 5 .

Рисунок 3.9. Варианты компоновок основных сооружений гидроузла

2. Рассмотрев конструкцию и устройство отводящего канала экспертом выявлено следующее:

По вариантам 1, 2, 3, 4:

Предложенная конструкция сопряжения водоотводящего канала с нижним бьефом не в полной мере учитывает деформацию русла реки Кубань ниже гидроузла. Указанное крепление дна отводящего канала ж/б плитами вероятно не будет достаточным условием для его безаварийной эксплуатации .

Не рассмотрены мероприятия гашения избыточной кинетической энергии воды, которая может привести к размыву русла реки .

Не рассмотрены элементы крепления отводящего русла такие как водобой, рисберма, концевые крепления, защищающие рисберму от размыва, водобойного колодца .

Не рассмотрена необходимость применения разделительных стенок, обеспечивающих независимый режим гидротоков .

По варианту 5 учтены требования п.

5.4.10 СТО 173 302 82.27 140.011-2008, а именно:

Щитовые отделения нижнего бьефа здания ГЭС оборудуются ремонтными затворами отсасывающих труб и обслуживающими механизмами;

Конструкция сопряжения водоотводящего сооружения ГЭС с нижним бьефом должна учитывать возможную деформацию русла ниже гидроузла и обеспечить защиту здания ГЭС и водоотводящих сооружений от размывов и возможных деформаций русла .

3. Рассмотрев конструкцию турбинных водоводов, водоприемников экспертом сделан вывод, что данные сооружения проработаны в достаточном объеме и в хорошем качестве .

4. Рекомендуется рассмотреть применение асфальтобетонной диафрагмы в плотине по аналогии с Гоцатлинской ГЭС;

5. Рекомендуется предусмотреть систему автоматического контроля за фильтрационными процессами в зонах расположения береговых дамб .

6. В представленной документации отсутствует расположение створов станции, водохранилища с привязкой на карту;

7. Поскольку в введении упоминается, что предложенные варианты будут использоваться в качестве контррегулятора Зеленчукской ГАЭС, не рассмотрены режимы работы ГАЭС; реверсивные режимы работы водохранилища (бассейн нижнего бьефа);

8. При столь значительных величинах концентрации твердого стока в воде (до 4,5 кг/м3) не рассматриваются технические решения по предотвращению образования наносов в верхнем и нижнем бьефах, возможности последующего удаления или складирования отложений (см. СТО 173 302 82. 27. 140. 011-2008);

Эксперт предполагает возможным рассмотрение технического решения по возведению продольной русловой дамбы, отгораживающей водозабор от основного течения реки, с целью создания водозаборного ковша, обеспечивающего предотвращение попадания наносов в энергетический тракт МГЭС .

9. Во всех вариантах поверхностно (для обоснования инвестиций) рассмотрены вопросы, связанные с рисками естественного рельефа местности, наличия объектов историко-культурного наследия. Во всех вариантах не приведена информация о возможных рисках затопления при формировании верхнего бьефа .

10. На напорном фронте грунтовой плотины возможно образование застойных зон с образованием «зажоров» в зимний период .

Скопление больших масс шуги и пр. в виде «зажоров» может приводить к залповым выбросам шуги в шуголедосброс, превышающий его пропускную способность .

11. Эксперт провел расчеты и картографические исследования по границам затопления береговых зон при устройстве русловой плотины при НПУ=743,5 м для варианта №5, см. рис. 3.3. Анализ зон затопления показал, что радом расположенные населенные пункты, а также сооружения Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в зону затопления не попадают .

Единственным сооружением, попадающим в зону вероятного подтопления, является мост через р. Кубань в районе поселения Сары-Тюз. На основании вышесказанного экспертом сделан вывод о том, место расположения створа русловой плотины Красногорской МГЭС является наиболее оптимальным .

12. Эксперт проанализировал технические решения по выбору створа реки для строительства МГЭС, организации русловой плотины, береговых дамб, отводящего канала, эксплуатационного водосброса, а также напорных водоводов и пришел к выводу, что компоновочные решения гидроузла варианта №5, рекомендованные проектировщиком, являются наиболее оптимальными .

Рисунок 3.10 .

Результаты картографических исследований. Затопление берегов р .

Кубань при НПУ Красногорской МГЭС-2 743,5 м 3.3.2.2. Выбор гидротурбин Для выбора типа гидротурбин Проектировщик задался исходными данными, приведенными в таблице 3.8 .

Таблица 3.8 .

Исходные данные для выбора основного гидросилового оборудования

–  –  –

минимальный 24,2/25,2* * - Значения представлены для приплотинной (в русле) / приплотинной (береговой) и деривационной компоновок малых ГЭС Под заявленные исходные данные (напоры от 21,9 до 29,1 м и расходы до 116м3/с) рассмотрены радиально-осевые (Francis) и поворотно-лопастные (Kaplan) гидротурбины .

Под параметры рассматриваемых МГЭС проектировщиком предложены следующие типы турбин: ПЛЗО, ГШ40 и Р045 .

Для выполнения заявленных в исходных данных условий работы рассмотрены следующих вариантов по количеству и типу совместно работающих гидроагрегатов:

- вариант 1: три радиально-осевые гидротурбины мощностью 8,55 МВт каждая;

- вариант 2: две поворотно-лопастные гидротурбины мощностью 12,835 МВт каждая;

- вариант 3: одна поворотно-лопастная гидротурбины мощностью 17,2 МВт и одна поворотно-лопастная гидротурбины мощностью 8,55 МВт .

В результате расчетов основных показателей гидросилового оборудования приняты предварительные параметры гидроагрегатов (таблица 3.9) .

Таблица 3.9 - Предварительные параметры гидроагрегатов

–  –  –

После проведенных расчетов был рекомендован вариант с применением двух идентичных поворотно-лопастных турбин мощностью 12,45 МВт каждая вне зависимости от варианта компоновки основных гидротехнических сооружений Красногорских малых ГЭС-1 и ГЭС-2 .

Выводы по разделу Выбор гидротурбин

1. В представленных материалах отсутствуют технико-экономические расчеты обеспеченности и, как следствие, расхода воды, на основе которого выбиралось количество и тип гидроагрегата. Отсутствие столь важной информации не позволяет проверить корректность выбора гидроагрегата (тип, количество, мощность);

2. Для проверки обоснованности принятого в проекте типа и характеристик гидротурбин, в соответствии с заданными Проектировщиком исходными данными, Эксперт провел собственную оценку .

Как видно из номограммы рекомендуемых типов гидроагрегатов, рис. 3.10, на параметры Красногорских малых ГЭС возможна установка двух типов – Френсис (радиально-осевых) и Каплан (поворотно-лопасные) .

По каждому из четырех предложенных вариантов Экспертом проведены собственные расчеты. Результаты расчетов, а именно основные геометрические и эксплуатационные характеристики гидротурбин см. рис. 3.11, 3.12, 3.13, 3.14 .

Рисунок 3.10 .

Номограмма для определения типа гидротурбины Рисунок 3.11 .

Результаты проверочных расчетов гидротурбины по варианту 1 Рисунок 3.12. Результаты проверочных расчетов гидротурбины по варианту 2 Рисунок 3.13. Результаты проверочных расчетов гидротурбины по варианту 3 Рисунок 3.14 .

Результаты проверочных расчетов гидротурбины по варианту 4 По результатам проведенных расчетов, экспрертом сделан вывод, что Проектировщиком был правильно сделан выбор гидротурбин для заданных параметров расхода и напора 3.3.2.3. Электротехническое оборудование и схема выдачи мощности В представленной документации были определены состав электротехнического оборудования и предварительные параметры схемы выдачи мощности разработанных 4-х вариантов Красногорских малых ГЭС-1 и ГЭС-2. Предварительные проработки схемы выдачи мощности в электротехническую сеть для четырёх разработанных вариантов Красногорских малых ГЭС-1 и ГЭС-2 представлены в 1133-ПЗ в Разделе 7, подраздел 7.1, главная электрическая схема – в подразделе 7.2, состав электротехнического оборудования – в подразделе 7.3, и в 1133-ПЗ.Ч Черт. № 1133-25-ЭМ .

Кроме этих вариантов в 1133-ПЗ1 дополнительно был разработан вариант 5 размещения Красногорских малых ГЭС-1 и ГЭС-2, в котором электрическая часть ГЭС дополнительно не рассматривается, а подразумевается, что состав электрооборудования и схема выдачи мощности и малых ГЭС-1 и ГЭС-2 соответствует варианту №4 .

Схема выдачи мощности Согласно вариантной проработке на Красногорских малых ГЭС-1 и ГЭС-2 предполагается к установке следующее генерирующее оборудование для вариантов № 1, 2, 3 и 4:

на ГЭС-1 два агрегата мощностью 12,45 МВт с коэффициентом мощности 0,85 с номинальным напряжением 10 кВ каждый;

на ГЭС-2 два агрегата мощностью 12,45 МВт с коэффициентом мощности 0,85 с номинальным напряжением 10 кВ каждый .

Для каждой МГЭС установленная мощность составляет 24,9 МВт .

Выдачу мощности Красногорских малых ГЭС-1, ГЭС-2 во всех вариантах предполагается осуществлять на напряжении 10 кВ и через повышающие трансформаторы 10/110 кВ в сеть напряжением 110 кВ .

В представленной документации предлагается рассматривать варианты строительства ВЛ 110 кВ «Красногорские МГЭС-1,2 - Зеленчукская ГЭС-ГАЭС» и ВЛ 110 кВ «Красногорские МГЭС-1,2 - Ток Москвы» или «Красногорские МГЭС-1,2 - Южная» .

Протяженность ВЛ 110 кВ до узлов подключения «Красногорских МГЭС-1,2:

«Зеленчукская ГЭС-ГАЭС», ПС «Ток Москвы» или ПС «Южная» составляет от 6 до 12 км .

Для присоединения построенных ВЛ потребуется расширение (реконструкция) РУкВ ПС «Ток Москвы» или ПС «Южная». В РУ-110 кВ «Зеленчукской ГЭС-ГАЭС» в настоящее время имеются резервные ячейки .

Распределительное устройство высшего напряжения предполагается открытого типа по схеме 5АН: «мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов» на напряжении 110 кВ .

Окончательный выбор схемы подключения Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 к сети напряжением 110 кВ и объём электросетевого строительства необходимо выполнить на следующем этапе проекта во внестадийной работе «Схема выдачи мощности Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2». В результате этой работы должен быть определён вариант схемы выдачи мощности Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 .

Для рекомендуемого варианта схемы выдачи мощности Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 в работе должны быть выполнены расчеты статической и динамической устойчивости Карачаево-Черкесской энергосистемы в зоне влияния Красногорских МГЭСи МГЭС-2 для нормальной и ремонтной схем .

На основании результатов расчетов:

должны быть определены предварительные величины максимально допустимых перетоков активной мощности в существующих и вновь образуемых контролируемых сечениях, на максимально допустимый переток в которых оказывает влияние состав и режим работы генерирующего оборудования электростанции и состояние элементов схемы выдачи мощности электростанции;

должны быть выполнены расчеты токов к.з. на шинах электростанции и в прилегающей сети 110 кВ для определения требований к коммутационному оборудованию Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2, и рассмотрена необходимость замены коммутационного оборудования на энергообъектах в прилегающей сети и, при необходимости, должны быть разработаны мероприятия по ограничению токов к.з .

должен быть выполнен анализ систем релейной защиты (РЗ), автоматики повторного включения (АПВ), автоматического ввода резервного питания (АВР), противоаварийной автоматики (ПА), режимной автоматики (РА), связи, регистрации аварийных событий (РАС), определения мест повреждения (ОМП), автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ), автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АНИС КУЭ), системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора (СОТИ АССО) для Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 .

по результатам анализа должны быть разработаны основные технические решения по оснащению электростанции оборудованием РЗ, АПВ, АВР, ПА, РА, РАС, ОМП, связи, АСДУ, АИИС КУЭ, СОТИ АССО и системы обмена технологической информацией с ЦУС сетевой организации с учетом ввода мощности Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 .

Главная электрическая схема В предоставленном к рассмотрению проекте разработаны два варианта главной электрической схемы один вариант для вариантов № 1,2 и 3 расположения Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2, другой вариант – для варианта №4 .

Варианты 1, 2, 3 В данных вариантах здания Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 находятся на расстоянии друг от друга. Для каждой МГЭС предусматривается отдельное генераторное распределительное устройство (ГРУ) на напряжении 10 кВ, строящееся по схеме «одна рабочая система шин». РУ предусматривается комплектного изготовления. В составе ГРУ устанавливаются терминалы электрических защит и управления. Управление, защиты и автоматика гидроагрегатов выполняется САУ ГА. Оборудование ГРУ МГЭС-1 и МГЭС-2 располагается в зданиях, примыкающих к соответствующему зданию станции.Присоединение генераторов к шинам ГРУ планируется токопроводами со встроенными трансформаторами тока. В ячейках ГРУ устанавливаются вакуумные выключатели выкатного исполнения. К секции шин ГРУ каждой станции токопроводами с воздушной изоляцией присоединяется свой повышающий трансформатор Т-1 и Т-2 для МГЭС-1 и МГЭС-2 соответственно, которые присоединяются к ОРУ-110 кВ кабельными линиями с изоляцией из СПЭ и с установкой концевых кабельных муфт и ОПН 110 кВ для защиты их от перенапряжений .

ОРУ-110 кВ Красногорских МГЭС предусматривается общим для двух станций и выполняется по схеме «Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов» (СТО 56947007-29.240.30.010-2008, схема №110-5АН) .

Для выдачи мощности в энергосистему на ОРУ-110 кВ предусматривается две отходящих линии:

ВЛ-110 кВ «Красногорские МГЭС-1 и МГЭС-2 - Зеленчукская ГЭС-ГАЭС»

ВЛ-110 кВ «Красногорские МГЭС-1 и МГЭС-2 - ПС 110 кВ Ток Москвы» или «Красногорские МГЭС-1 и МГЭС-2 - ПС 110 кВ Южная» .

Электрическая схема собственных нужд переменного тока основных и вспомогательных сооружений предусматривается напряжением 10 и 0,4 кВ .

КРУН-10 кВ планируется с вакуумными выключателями и с одной секционированной выключателем системой шин. Секционный выключатель КРУН-10 кВ в нормальном режиме отключен, выдача мощности МГЭС-1 и МГЭС-2 через КРУН не предусматривается .

Присоединение секций КРУН 10 кВ к шинам ГРУ предусматривается кабелем .

К каждой секции шин КРУН-10 кВ присоединяются:

трансформаторная подстанция собственных нужд КТПСН МГЭС-1;

трансформаторная подстанция собственных нужд КТПСН МГЭС-2;

трансформаторная подстанция, для питания потребителей водоприемника МГЭСтрансформаторная подстанция, для питания потребителей водоприемника МГЭСтрансформаторная подстанция, для питания потребителей водосброса;

трансформаторная подстанция здания ОПУ 110 кВ .

Электрическая схема собственных нужд 0,4 кВ предусматривается с использованием комплектных двухтрансформаторных подстанций собственных нужд (КТПСН) по схеме «одна рабочая секционированная выключателем система шин» с АВР на стороне низкого напряжения, действующим на секционный выключатель .

В качестве источника оперативного тока для питания ответственных потребителей на электростанциях применяется постоянный ток напряжением 220 В .

Схема собственных нужд переменного тока строится с учетом обеспечения надежности в нормальных, ремонтных и аварийных режимах в соответствии со стандартом СТО 17330282.27.140.020-2008 .

Главная схема электрических соединений малых ГЭС-1, ГЭС-2, ОРУ-110 кВ представлена в комплекте чертежей 1133-25-ЭС1 (см. альбом чертежей 1133- ПЗ.Ч) .

Вариант 4 В этом варианте здания Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 расположены рядом, для них предполагается общее здание АПК и общее ГРУ по схеме «одна секционированная выключателем система шин», с двумя секциями с ячейками вакуумных выключателей выкатного исполнения .

Распределительное устройство предусматривается комплектной поставки с установкой терминалов электрических защит и управления. Управление, защиты и автоматика гидроагрегатов выполняется САУ ГА. Оборудование ГРУ МГЭС-1 и МГЭС-2 располагается в АПК .

Гидроагрегаты МГЭС-1 присоединяются к первой секции шин ГРУ, гидроагрегаты МГЭС-2 присоединяются ко второй секции шин ГРУ воздушными токопроводами со встроенными трансформаторами тока. К каждой секции шин ГРУ МГЭС-1 и МГЭС-2 воздушными токопроводами присоединяются повышающие трансформаторы Т-1 и Т-2, соответственно. Трансформаторы с масляным охлаждением Т-1 и Т-2 110/10 кВ имеют номинальную мощность 63 MBA, каждый. Выбор мощности трансформаторов произведен исходя из условий выдачи суммарной установленной мощности станций с учетом систематических и послеаварийных перегрузок. Со стороны ВН трансформаторы Т-1 и Т-2 присоединяются к ОРУ-110 кВ кабельными линиями с изоляцией из сшитого полиэтилена с установкой концевых кабельных муфт и ОПН 110 кВ для защиты их от перенапряжений .

ОРУ-110 кВ Красногорских МГЭС предусматривается общим для двух станций и выполняется по схеме «Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов» (СТО 56947007-29.240.30.010-2008, схема №110-5АН) .

Для выдачи мощности в энергосистему на ОРУ-110 кВ предусматривается две отходящих линии:

ВЛ-110 кВ «Красногорские МГЭС-1 и МГЭС-2 - Зеленчукская ГЭС-ГАЭС»

ВЛ-110 кВ «Красногорские МГЭС-1 и МГЭС-2 - ПС 110 кВ Ток Москвы» или «Красногорские МГЭС-1 и МГЭС-2 - ПС 110 кВ Южная» .

Электрическая схема собственных нужд переменного тока основных и вспомогательных сооружений предусматривается напряжением 10 и 0,4 кВ .

КРУН-10 кВ планируется с вакуумными выключателями и с одной секционированной выключателем системой шин .

Секционный выключатель КРУН-10 кВ в нормальном режиме отключен, выдача мощности МГЭС-1 и МГЭС-2 через КРУН не предусматривается .

Присоединение секций КРУН 10 кВ к шинам ГРУ предусматривается кабелем .

К каждой секции шин КРУН-10 кВ присоединяются:

трансформаторная подстанция собственных нужд КТПСН МГЭС-1 и МГЭС-2;

ТП для питания потребителей водоприемников малых ГЭС-1, ГЭС-2;

ТП для питания потребителей водосброса;

трансформаторная подстанция здания ОПУ 110 кВ .

Электрическая схема собственных нужд 0,4 кВ предусматривается с использованием комплектных двухтрансформаторных подстанций собственных нужд (КТПСН) по схеме «одна рабочая секционированная выключателем система шин» с АВР на стороне низкого напряжения, действующим на секционный выключатель .

В качестве источника оперативного тока для питания ответственных потребителей на электростанциях применяется постоянный ток напряжением 220 В .

Схема собственных нужд переменного тока малых ГЭС строится с учетом обеспечения надежности в нормальных, ремонтных и аварийных режимах в соответствии со стандартом СТО 17330282.27.140.020-2008 .

Главная схема электрических соединений, учитывающая малые ГЭС-1, ГЭС-2 и ОРУ-110 кВ, представлена в альбоме чертежей 1133-ПЗ.Ч .

Состав электротехнического оборудования Варианты компоновок № 1,2, 3 Здание малой ГЭС-1 (с пристройкой) В данных вариантах здания Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 находятся на отдалении друг от друга .

Генераторное распределительное устройство ГРУ 10 кВ установлено в помещении, пристраиваемом к основному зданию Красногорской малой ГЭС-1 .

На каждой системе шин устанавливаются:

ячейки генераторных выключателей, с вакуумными выключателями генераторного исполнения, трансформаторами тока, устройствами релейной защиты и управления;

ячейки емкостных трансформаторов напряжения генераторных шин;

ячейка выключателя трансформатора выдачи мощности, с вакуумными выключателями генераторного исполнения, трансформаторами тока, устройствами релейной защиты и управления;

ячейка выключателя КРУН-10, с вакуумными выключателями генераторного исполнения, трансформаторами тока, устройствами релейной защиты и управления;

ячейка емкостного трансформатора напряжения секции .

Комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН) выполняется в закрытом исполнении с одной секционированной выключателем системой шин и устанавливается на территории станций .

На каждой системе шин устанавливаются:

ячейки отходящих линий с вакуумными выключателями, трансформаторами тока, устройствами релейной защиты и управления;

ячейка емкостного трансформатора напряжения секции;

ячейка секционного выключателя/разъединителя .

КТПСН состоит из трансформаторов 10/0,4 кВ и распределительного устройства 0,4 кВ .

Трансформаторы устанавливаются сухого типа по одному на каждую КТПСН .

Распределительное устройство 0,4 кВ, входящее в состав КТПСН, состоит из шкафов распределительного устройства низкого напряжения (РУНН) .

В шкафах РУНН размещаются силовые и релейные ячейки. В силовых ячейках устанавливаются втычные автоматические выключатели, в релейных ячейках - выдвижные блоки со смонтированной на них аппаратурой .

Подключение трансформатора к выводу РУНН и ошиновка РУНН выполняются медными шинами .

Система постоянного тока 220 В состоит из двух аккумуляторных батарей, двух щитов постоянного тока и зарядно-выпрямительных устройств .

Для преобразования трехфазного переменного напряжения в постоянное для заряда аккумуляторных батарей в режимах заряда и подзаряда устанавливаются зарядно

- выпрямительные устройства с применением микропроцессорных контроллеров .

Для щиты постоянного тока (ЩПТ) имеют двухсекционное исполнение, ЩПТ состоит из одного шкафа ввода и секционирования и одного шкафа отходящих линий .

В помещениях зданий МГЭС и вспомогательных зданиях и сооружениях применяется три вида освещения: рабочее, аварийное, ремонтное. Освещенность выбирается согласно СП 52.13330.2011, СанПиН 2.2.1/2.1.1.1278-03, норм освещенности помещений электрических станций и подстанций «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» (ПТЭ) .

Освещение на объектах выполняется светодиодными светильниками .

Здание малой ГЭС-2 (с пристройкой) Состав и компоновочные решения электротехнического оборудования здания малой ГЭС-2, аналогичны малой ГЭС-1 .

Трансформаторы выдачи мощности Выдача мощности Красногорских МГЭС в сеть 110 кВ осуществляется через повышающие трансформаторы Т-1 и Т-2 110/10 кВ мощностью по 32 MBA. Согласно ПУЭ для силовых трансформаторов мощностью 32 MBA с массой масла до 20 т предусматриваются маслоприемники без отвода масла .

Водоприемники На водоприемниках для установки оборудования КТПСН и устройств управления предусматривается здание электрощитовой .

Здание холостого водосброса На холостом водосбросе для установки оборудования КТПСН и устройств управления предусматривается здание электрощитовой .

ОРУ 110 кВ РУ на напряжении 110 кВ выполняется открытым.

На ОРУ 110 кВ предусматривается установка следующего оборудования 110 кВ:

выключатели элегазовые;

трансформаторы тока;

емкостные трансформаторы напряжения;

разъединители с одним и двумя заземляющими ножами;

ограничители перенапряжений с полимерной изоляцией;

шинные опоры .

Прокладка силовых и контрольных кабелей по территории ОРУ 110 кВ предусматривается в наземных железобетонных лотках. Для кабелей, идущих к трансформаторам тока и напряжения, предусматриваются отдельные лотки .

Для молниезащиты ОРУ 110 кВ используются молниеотводы, установленные на ячейковых порталах и прожекторных мачтах .

На территории ОРУ 110 кВ предусматривается установка здания ОПУ .

Состав и параметры оборудования предполагается определить при дальнейшем проектировании, что требует дополнительной экспертизы .

Вариант компоновки № 4 Здания малых ГЭС-1, ГЭС-2 с общим АПК В данном варианте здания Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 расположены рядом друг с другом и имеют общее здание АПК. В данном варианте большинство систем, таких как КТПСН, СОПТ, ГРУ, главный щит управления являются общими для обеих станций .

Генераторное распределительное устройство ГРУ 10 кВ установлено в помещении АПК .

На каждой системе шин устанавливаются:

ячейки генераторных выключателей, с вакуумными выключателями генераторного исполнения, трансформаторами тока, устройствами релейной защиты и управления;

ячейки емкостных трансформаторов напряжения генераторных шин;

ячейка выключателя трансформатора выдачи мощности, с вакуумными выключателями генераторного исполнения, трансформаторами тока, устройствами релейной защиты и управления;

ячейка выключателя КРУН-10, с вакуумными выключателями генераторного исполнения, трансформаторами тока, устройствами релейной защиты и управления;

ячейка емкостного трансформатора напряжения секции;

ячейка секционного выключателя/разъединителя .

КРУН 10 кВ выполняется в закрытом исполнении с одной секционированной выключателем системой шин и устанавливается на территории станций .

На каждой секции устанавливаются:

ячейки отходящих линий с вакуумными выключателями, трансформаторами тока, устройствами релейной защиты и управления;

ячейка емкостного трансформатора напряжения секции;

ячейка секционного выключателя/разъединителя .

КТПСН состоит трансформаторов 10/0,4 кВ и распределительного устройства 0,4 кВ .

Трансформаторы устанавливаются сухого типа по одному на каждую КТПСН .

Распределительное устройство 0,4 кВ, входящее в состав КТПСН, состоит из шкафов распределительного устройства низкого напряжения (РУНН) .

Система постоянного тока 220 В состоит из двух аккумуляторных батарей, двух щитов постоянного тока и зарядно-выпрямительных устройств .

Для щиты постоянного тока (ЩПТ) имеют двухсекционное исполнение, ЩПТ состоит из одного шкафа ввода и секционирования и одного шкафа отходящих линий .

В помещениях зданий МГЭС и вспомогательных зданиях и сооружениях применяется три вида освещения: рабочее, аварийное, ремонтное. Освещение на объектах выполняется светодиодными светильниками .

Трансформаторы выдачи мощности Выдача мощности Красногорских малых ГЭС в сеть 110 кВ осуществляется через повышающие трансформаторы Т-1 и Т-2 110/10 кВ мощностью 63 MBA каждый .

Здание водоприемника и здания водозабора на деривационном канале На водоприемнике для установки оборудования КТПСН и устройств управления предусматривается здание электрощитовой .

Здание холостого водосброса На холостом водосбросе для установки оборудования КТПСН и устройств управления предусматривается здание электрощитовой .

Водозабор деривационного канала В здании водозабора на деривационном канале устанавливается оборудование КТПСН и устройства управления .

ОРУ 110 кВ Решения по ОРУ 110 кВ в части электротехнического оборудования одинаковы для всех вариантов .

В проектной документации предусмотрены устройства пожаротушения и противопожарные мероприятия .

Выводы по разделу «Электротехническое оборудование и схема выдачи мощности»

1. Согласно предоставленной проектной документации, решения, принятые на данной стадии проектирования, подлежат уточнению и корректировке на следующих стадиях проектирования, после выполнения внестадийной работы по теме «Схема выдачи мощности Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2» .

2. Предварительная схема выдачи мощности Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 является общей для всех вариантов и разработана с учетом необходимости создания простых схемных и конструктивных решений, однако является недостаточно надежной для обеспечения бесперебойной выдачи вырабатываемой электрической энергии в сеть 110 кВ по следующим причинам .

В случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ «Красногорские МГЭС-1 и МГЭС-2 Зеленчукская ГЭС-ГАЭС» при выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ «Красногорские МГЭС-1 и МГЭС-2 - ПС 110 кВ Ток Москвы» (или наоборот), что является расчётным нормативным возмущением, произойдёт нарушение выдачи мощности Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 в сеть 110 кВ Карачаево-Черкесской энергосистемы .

В этой связи предлагается рассмотреть возможность присоединения к ОРУ 110 кВ Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 дополнительно, минимум, одной линии .

3. В рамках внестадийной работы «Схема выдачи мощности Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2» предлагается рассмотреть вариант присоединения МГЭС к сети 110 кВ путем сооружения заходов на ОРУ 110 кВ электростанций двух близ проходящих линий 110 кВ. Такое техническое решение повысит надёжность схемы выдачи мощности Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2, кроме того, отпадёт необходимость реконструкции (установки дополнительных выключателей на РУ-110 кВ) ПС «Ток Москвы» или ПС «Южная» .

4. Компоновка и конструктивные решения главной электрической схемы Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 разработаны с учетом требований нормативной документации, используемой при проектировании энергетических объектов, однако имеются следующие замечания и рекомендации, которые следует учесть на следующем этапе работы:

выбор параметров оборудования необходимо выполнить на основе результатов расчётов токов короткого замыкания;

главная электрическая схема Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 вариантов 1,2, и 3 не надёжна. При выводе в ремонт или аварийном отключении трансформатора Т1 или Т2 полностью прекращается выдача мощности в сеть 110 кВ МГЭС-1 или МГЭС-2, соответственно. Предлагается дополнительно оценить вариант блочной схемы выдачи мощности генераторов ГЭС .

рассмотреть мероприятия которые исключат возможное подтопление ОРУкВ, в случае прорыва правобережной дамбы .

5. Принятые проектные решения учитывают передовой отечественных и зарубежный опыт строительства и эксплуатации аналогичных объектов .

3.3.2.4. Средства регулирования и АСУ ТП Одним из ключевых факторов, влияющих на структуру управления и степень автоматизации ГЭС, является роль станции в энергосистеме. Роль станции в энергосистеме определяется следующими документами: «Схемой выдачи мощности ГЭС в энергосистему», согласованной с ОАО «СО ЕЭС», «Техническими условиями на присоединение ГЭС к электрическим сетям ЕЭС», выдаваемых сетевой организацией, «Соглашениями о взаимодействии сторон при создании энергетических объектов», заключенными собственниками противоположных концов линий электропередачи .

Для выдачи мощности в энергосистему на ОРУ-110 кВ предусматривается две отходящих линии:

ВЛ-110 кВ «Красногорские МГЭС-1 и МГЭС-2 – Зеленчукская ГЭС-ГАЭС»

ВЛ-110 кВ «Красногорские МГЭС-1 и МГЭС-2 – ПС 110 кВ Ток Москвы» или «Красногорские МГЭС-1 и МГЭС-2 – ПС 110 кВ Южная» .

ОРУ-110 кВ Красногорских МГЭС предусматривается общим для двух станций .

На территории ОРУ располагается общеподстанционный пункт управления ОПУ .

Основные технические решения по релейной защите (РЗ), автоматики повторного включения (АПВ), автоматического ввода резервного питания (АВР), противоаварийной автоматики (ПА), режимной автоматики (РА), связи, регистрации аварийных событий (РАС), определения мест повреждения (ОМП), автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ), автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора (СОТИ АССО) будут выполнены на основании результатов работы «Схема выдачи мощности Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2» .

Главный щит управления в вариантах компоновок (№1-3) расположен в зданиях АПК. В варианте компоновки №4 главный щит управления является общим для обеих станций - данное решение обосновано географическим расположением гидроэлектростанций, а также тем, что ГЭС 1,2 малой мощности .

В составе Главного распределительного устройства (поставляемого комплектно заводского исполнения) устанавливаются терминалы управления, защиты и автоматики гидроагрегатов САУ ГА. Оборудование САУ ГА МГЭС-1 и МГЭС-2 располагается в зданиях, примыкающих к соответствующему зданию станции .

Решение водохозяйственных и водоэнергетических задач ГЭС обеспечивается регулированием уровней воды устройствами контроля и управления:

при компоновках №1-3 на водоприемнике и в здании холостого водосброса;

при компоновке №4 в здании водоприемника, в здании холостого водосброса и в здании водозабора на деривационном канале .

Выводы по разделу Средства регулирования и АСУ ТП

1. В технических решениях инвестиционного проекта отсутствуют решения (описание данных решений) по изоляции системы управления и контроля всем технологическим процессом объекта от негативных воздействий при возникновении возможных чрезвычайных ситуаций различного масштаба согласно требований п. 5.1.4 СТО РусГидро 01.01.78-2012 «Гидроэлектростанции. Нормы технологического проектирования» .

2. Отсутствует описание по системам контроля и управления регулирования уровня воды для варианта №5;

3. Разработать в проектной документации технические решения по системам релейной защите (РЗ), автоматики повторного включения (АПВ), автоматического ввода резервного питания (АВР), противоаварийной автоматики (ПА), режимной автоматики (РА), связи, регистрации аварийных событий (РАС), определения мест повреждения (ОМП), автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ), автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора (СОТИ АССО) .

4. На стадии проект предусмотреть проектные решения с определением структуры управления объектом, требований к АСУ ТП, степени автоматизации оборудования, количества сигналов, регулирующих и управляющих функций и с разработкой структурной схемы АСУ ТП .

3.3.3. Анализ принятых сметных решений Анализ принятых сметных решений описан в разделе 3.1. Эксперт отмечает, что способ расчета выбран верно, однако есть не значительные замечания к и арифметические ошибки .

3.4. Экспертно-инженерная оценка целесообразности принятых технологических решений 3.4.1. Качество и полнота исходных данных, использованных для проектирования Перечень предоставленной для анализа предпроектной документации «Выбор оптимальной компоновки сооружений МГЭС-1 и МГЭС-2 представлен в разделе 2 .

Документация разработана АО «Мособлгидропроект» в 2017 г. Работа выполнена на основании технического задания к договору между ООО «МГЭС Ставрополья и КЧР» и АО «Мособлгидропроект» в рамках договора № 1205 от 06.07.2017. В работе использовались фондовые и архивные материалы .

Сооружение Красногорских малых ГЭС-1, ГЭС-2 вместо Верхне-Красногорской ГЭС рассматривалось с целью включения гидроэнергетических объектов в программу повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2024 года .

Согласно предоставленной предпроектной работе, на рассматриваемый участок имеются материалы инженерных изысканий ТЭО-проекта «Верхне-Красногорская ГЭС», который получил положительное заключение ФАУ «Главгосэкспертиза России» № 147ГГЭ-5495/07 от 19.03.2009 (номер в реестре 00-1-5-1102-09) .

Для выбора оптимальной компоновки сооружений была проведена следующая работа:

выполнен анализ площадки строительства;

для рекомендуемой площадки строительства выполнены водно-энергетические расчеты и определены оптимальные напор и мощность малых ГЭС;

на основании выполненных водно-энергетических расчетов производился подбор типа и количества гидроагрегатов;

для выбранного типа агрегатов определялась посадка здания ГЭС и проработка нескольких вариантов компоновки гидроузла;

выполнено технико-экономическое сравнение вариантов компоновки гидроузла .

Экспертом проведен анализ материалов, являющихся основанием для разработки документации, представленной для аудита и подтверждает соответствие объемов работ по выбору оптимальной компоновки сооружений МГЭС-1 и МГЭС-2, предусмотренных предпроектной документацией согласно техническому заданию .

3.4.2. Соответствие принятых технических решений действующим в России нормам и стандартам, современному международному уровню развития технологий Предпроектная документация разработана АО «Мособлгидропроект» в 2017 г .

Сооружение Красногорских малых ГЭС-1, ГЭС-2 вместо Верхне-Красногорской ГЭС рассматривается с целью включения гидроэнергетических объектов в программу повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2024 года .

Проектировщик использовал материалы по инженерным изысканиям на рассматриваемый участок ТЭО-проекта «Верхне-Красногорская ГЭС», который получил положительное заключение ФАУ «Главгосэкспертиза России» № 147-09/ГГЭ-5495/07 от 19.03.2009 (номер в реестре 00-1-5-1102-09) .

В ходе проработки проектных решений и проведения инженерных изысканий АО «Мособлгидропроект» рассмотрел дополнительный, не внесенный в предпроектную документацию вариант № 5 .

По мнению Эксперта, использование архивных результатов изысканий достаточно для предпроектной проработки и рекомендации варианта строительства, однако для разработки проектной документации необходимо выполнить полный комплекс инженерных изысканий (инженерго-геодезические; инженерно-геологические; инженерноэкологические; инженерго-гидрометеорологические) .

В проекте предусматривается что предложенные варианты к будут использоваться в качестве контррегулятора Зеленчукской ГАЭС, но не рассмотрены режимы работы ГАЭС;

реверсивные режимы работы водохранилища (бассейн нижнего бьефа). В представленных проектных решениях не прослеживается связь создаваемого водохранилища малых ГЭС с нижним бьефом Зеленчукской ГЭС-ГАЭС. В связи с чем остается не проясненной возможность использования Красногорских малых ГЭС с их верхним водохранилищем в качестве контррегулятора Зеленчукской ГЭС-ГАЭС. В соответствии с СТО 17330282.27.140.011-2008 как указано в п 3.35 - контррегулятор: водохранилище в нижнем бьефе гидроузла, служащее для перераспределения и выравнивания во времени поступающих в него расходов воды .

В представленных материалах отсутствуют технико-экономические расчеты обеспеченности и как следствие расхода воды, на основе которого выбиралось количество и тип гидроагрегата. Отсутствие столь важной информации не позволяет проверить корректность выбора гидроагрегата (тип, количество, мощность) .

В электротехнической части проекта принятые проектные решения учитывают передовой отечественных и зарубежный опыт строительства и эксплуатации аналогичных объектов, однако имеются следующие замечания и рекомендации, которые следует учесть на следующем этапе работы:

выбор параметров оборудования необходимо выполнить на основе результатов расчётов токов короткого замыкания;

главная электрическая схема Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 вариантов 1,2, и 3 не надёжна. При выводе в ремонт или аварийном отключении трансформатора Т1 или Т2 полностью прекращается выдача мощности в сеть 110 кВ МГЭС-1 или МГЭСсоответственно. Предлагается дополнительно оценить вариант блочной схемы выдачи мощности генераторов ГЭС .

В рамках внестадийной работы «Схема выдачи мощности Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2» предлагается рассмотреть вариант присоединения МГЭС к сети 110 кВ путем сооружения заходов на ОРУ 110 кВ электростанций двух близ проходящих линий 110 кВ. Такое техническое решение повысит надёжность схемы выдачи мощности Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2, кроме того, отпадёт необходимость реконструкции (установки дополнительных выключателей на РУ-110 кВ) ПС «Ток Москвы» или ПС «Южная» .

Разработанные в предпроектной документации технические решения способны создать благоприятные условия для безопасной эксплуатации объекта в соответствии со СНиП, отраслевыми НТД и другими регламентирующими документами РФ .

Основные технические решения, принятые в рамках проекта, в целом, соответствуют действующим отраслевым нормам и стандартам, и международному уровню развития технологий, применяемых в проектах энергетического строительства .

3.4.3. Соответствие стоимостных показателей принятым в Российской мировой практике значениям В данном разделе относимся стоимости Красногорской МГЭС-2, так как при рассмотрении стоимости строительства общие затраты распределены по разным сводным сметным расчетам .

В связи с резким увеличением курса доллара и ЕВРО по отношению к рублю в 2015 г. динамика удельных капитальных затрат в рублевом и валютном выражении изменилась .

В данном отчете принимаем для малой Красногорской МГЭС-2 принимаем курс USD=58 руб./ USD .

Ориентировочный объем инвестиций в строительство Красногорской МГЭС-2 определен в размере 5 223,48 млн. руб. в текущих ценах с НДС. Удельная стоимость строительства составляет ~ 3 616 USD/кВт. (при мощности 24,9 МВт, курс USD= 58 руб./ USD) .

В соответствии с отчетом по анализу затрат на строительство гидроэнергетических объектов, выполненным Международным Агентством по Возобновляемым Источникам Энергии (IRENA) в 2012 г., в котором были рассмотрены более 2 155 потенциальных проектов ГЭС в США общей мощностью 43 ГВт, средняя удельная стоимость составила 1 650 USD/кВт. При этом у 90% проектов удельная стоимость не превышала 3 350 USD/кВт .

На рис.

3.9 и 3.10 представлены результаты различных исследований по анализу стоимостей ГЭС, в т.ч.:

Hall и другие, 2003 г. – 2 155 потенциальных ГЭС США суммарной мощностью 43 ГВт;

Lako и другие, 2003 г. – 250-проектов ГЭС по всему миру суммарной мощностью 202 ГВт .

Стоимость Красногорской МГЭС-1 является средней, относительно стоимости малых ГЭС (мощностью до 30 МВт), которые отличаются повышенными удельными стоимостями .

Рисунок 3.9 .

Диапазоны удельных стоимостей строительства ГЭС по различным оценкам Рисунок 3.10 .

Диапазоны удельных стоимостей строительства ГЭС по странам Сравнение стоимостных показателей Красногорской МГЭС-2 с объектами, расположенными в РФ и ближайшем зарубежье, см. в разделе 3.4.5 .

3.4.4. Качество и полнота сметных расчетов Сметная документация разработана с высокой степенью детализации, и высоким качеством, учитывая раннюю стадию строительства. Структура сводного сметного расчета соответствует рекомендациям МДС 81-35.2004 .

После корректировки арифметических ошибок и увеличения резерва на пусконаладочные (см. раздел 3.1) работы, можно считать что ориентировочный объем требуемых инвестиций определен достоверно в полном объеме .

3.4.5. Проверка общей стоимости строительства на основании объектов- аналогов .

В данном разделе относимся стоимости Красногорской МГЭС-2, так как при рассмотрении стоимости строительства общие затраты распределены по разным сводным сметным расчетам .

В связи с резким увеличением курса рубля по отношению доллару и ЕВРО в 2015 г .

динамика удельных капитальных затрат в рублевом и валютном выражении изменилась. В данном отчете принимаем для малой Красногорской ГЭС-2 принимаем курс USD=58 руб./ USD .

Ориентировочный объем инвестиций в строительство Красногорской ГЭС-2 определен в размере 5 223,48 млн. руб. в текущих ценах с НДС. Удельная стоимость строительства составляет ~ 3 616 USD/кВт. (при мощности 24,9 МВт, курс USD= 58 руб./ USD) .

Сравнение с другими объектами гидротехнического строительства, реализуемыми как в РФ, так и за рубежом (Турция, Грузия), представлено на рис. 3.11 и 3.12 .

Все приведенные объекты являются деривационными ГЭС той или иной компоновки и являются относительно новыми (реализуются в течение последних 10 лет) .

Как видно из рис. 3.11 и 3.12, удельные затраты на строительство Красногорской малой ГЭС-2 превышают большую часть рассмотренных аналогов .

Рисунок 3.11 .

Диаграмма сопоставления затрат на строительство ГЭС в осях стоимость-удельная стоимость Рисунок 3.12. Диаграмма сопоставления затрат на строительство ГЭС в осях удельная стоимость-установленная мощность 3.4.6. Возможности для оптимизации принятых технических решений и сметной стоимости 3.4.6.1. Экспертная оценка возможностей для оптимизации принятых технических решений Мировой опыт последних лет показал, что количество инженерных решений, предпочтительных при строительстве ГЭС достаточно невелико, а сами эти решения носят стандартный характер. Это обстоятельство существенно облегчает задачу планирования и управления процессом сооружения ГЭС. Наличие ограниченного набора универсальных технических решений представляет возможность с достаточной точностью прогнозировать уровень финансовых затрат и материально-технических ресурсов при разработке программы модернизации конкретного гидроэнергетического объекта. Проект по строительству Красногорской малой ГЭС-1 является одним из таких решений.

В качестве оптимизации принятых технических решений может служить:

Оптимизация строительно-монтажных работ должна заключаться во взаимоувязке строительных работ на всех этапах сооружения объекта, в том числе применение новейших способов монтажа оборудования и повышение материально-технической оснащенности производителя работ .

Оптимизация организационно-технологических решений производства строительномонтажных работ должна быть реализована с учетом местных условий обеспечив максимальное сокращение сроков выполнения работ при эффективном использовании материально-технических ресурсов .

Применение современных методов планирования строительно-монтажных работ .

3.4.6.2. Экспертная оценка возможностей для оптимизации сметной стоимости

Для оптимизации проекта в целях снижения стоимости рекомендуем:

заключение долгосрочных договоров на поставку оборудования исключающих риски увеличения стоимости с связи с колебанием курса валют;

во избежание простоя в строительно-монтажных работах, а также несение затрат на складирование оборудования и материалов необходимо разработать четкий график поставки оборудования, отвечающий потребностям строительно-монтажных работ;

Во избежание необоснованного увеличения стоимости строительно-монтажных работ, необходимо разработать схему контроля за приемкой работ у Подрядчика .

–  –  –

Расчеты показывают, что малые ГЭС становятся эффективными за счет дополнительных эффектов. Без дополнительных эффектов проекты реализации малых ГЭС становятся неэффективными даже при снижении величины капитальных вложений до 9,6 млрд.руб .

Выводы по разделу Финансово-экономическая оценка инвестиционного проекта

1. В представленных предпроектных проработках отсутствуют расчеты, обосновывающие снятие режимных ограничений по располагаемой мощности Зеленчукской ГЭС и увеличение выработки на Каскаде Кубанских ГЭС. В этой связи Эксперт не может подтвердить объемы комплексного эффекта от реализации проекта .

2. Стоимостные показатели эффекта, рассчитанные на основе этих объемов, определены с учетом прогнозных цен КОМ и РСВ для первой ценовой зоны и ОЭС Юга .

3. Стоимость наименее затратного варианта №4 составляет 10,5 млрд.руб. с НДС в ценах I квартала 2017 года, что на 0,9 млрд. руб. превышает затраты, предусмотренные программой ДПМ ВИЭ (9,6 млрд. руб. с НДС) .

4. Результаты расчетов эффективности показывают, что Красногорские малые ГЭС являются достаточно эффективными только при условии получения комплексного эффекта на других объектах .

3.6. Идентификация основных рисков инвестиционного проекта В данном разделе выполнен анализ рисков проекта строительства Красногорских малых ГЭС .

На текущем этапе проекта после рассмотрения предоставленных исходных данных и обследования площадки строительства произведено формирование потенциальных рисков, способных оказать влияние на реализацию проекта в установленные сроки с утвержденным бюджетом .

Анализ и оценка возможных рисков направлены на разработку оптимального управленческого решения, позволяющего устранить или снизить воздействие риска на строительство Красногорских малых ГЭС. (далее - Проект) .

3.6.1. Методология оценки рисков Анализ рисков выполнен на основе стандартной модели Эксперта, используемой для проектов строительства гидроэлектростанций с учетом текущего этапа реализации .

В общем виде анализ рисков включает в себя следующие основные этапы:

идентификация рисков;

анализ и оценка уровня рисков;

планирование реагирования на риски .

Идентификация рисков Для идентификации рисков Эксперт осуществил поиск рисков, составление перечня и описание элементов риска. Элементы риска могут включать в себя источники или опасности, события, последствия и вероятность. Идентификация рисков в том числе может также отражать интересы причастных сторон .

Для полноценной идентификации всех рисков Эксперт использует иерархическую структуру рисков (ИСР), разработанную для проектов строительства гидроэлектростанций и учитывающую специфику реализации проекта по строительству Красногорских малых ГЭС .

ИСР условно делит риски Проекта на финансово-экономические, технологические, административные, операционные и юридические (см. рис. 3.57) .

Рисунок 3.13. Иерархическая структура рисков Проекта

3.6.2. Анализ и оценка уровня рисков При проведении анализа рисков представлены оценки только тех рисков, уровень которых возможно оценить на текущей стадии работ и оценка которых необходима для строительства Красногорских (ой) МГЭС и их успешного ввода в эксплуатацию .

Для оценки уровня рисков использован метод экспертных оценок, построенный на основании системного анализа совокупности мнений экспертов рабочей группы .

Упрощенная количественная оценка рисков выполнена на основании субъективного мнения экспертов относительно вероятности наступления оцениваемого события и возможных последствий его наступления, а также базы данных Эксперта по оцениваемым рискам .

Рассматриваемые риски в той или иной степени формируют общие проектные риски, последствия которых могут быть сведены к следующим явлениям:

невозможности строительства Красногорских (ой) МГЭС;

увеличению стоимости строительства;

изменению сроков ввода в эксплуатацию;

снижению качества строительства;

не достижению заявленных технико-экономических показателей работы Красногорских (ой) МГЭС .

Соответственно, оценка степени влияния рисков на возможность строительства и ввода Красногорских (ой) МГЭС в эксплуатацию проводилась по параметрам разработанной методики оценки объектов гидроэнергетического комплекса .

Для оценки уровня рисков через сочетание вероятности наступления рисковых событий и уровня воздействия принята структура, схематически показанная на рис. 1.1 .

–  –  –

Рисунок 3.14 .

Матрица оценки рисков 3.6.3. Планирование реагирования на риски В рамках проведения технологического и ценового аудита проекта строительства Красногорских (ой) МГЭС на реке Кубань в Карачаево-Черкесской Республике Экспертом выполнена первоначальная оценка основных рисков .

Идентификация, оценка рисков и разработка мероприятий по снижению рисков должны являться планомерной работой эксплуатирующей организации на всех этапах жизненного цикла Красногорских (ой) МГЭС. Заказчику необходимо ознакомиться с представленным перечнем рисков, определить круг ответственных за каждый риск и разработать стратегию и мероприятия по уменьшению рисков .

Для улучшения условий реализации проекта и функционирования Красногорских (ой) МГЭС необходимо регулярно проводить оценку рисков и разрабатывать мероприятия по их снижению .

3.6.4. Анализ рисков 3.6.4.1. Финансово-экономические риски Макроэкономическая ситуация Карачаево-Черкесская Республика – один из самых южных субъектов Российской Федерации, входит в состав Северо - Кавказского федерального округа, обеспечивает выход России к государствам Закавказья. Располагается в предгорьях Северо-Западного Кавказа. На западе территория Карачаево-Черкесской Республики граничит с Краснодарским краем, на севере и северо-востоке – со Ставропольским краем, на востоке

– с Кабардино-Балкарской Республикой, на юге граница проходит по Главному Кавказскому хребту с Грузинской Республикой и Республикой Абхазия. Площадь территории КарачаевоЧеркесская Республики – 14,3 тыс. км2. Население – 469,8 тыс. человек (на 01.01.2014) .

Столица Карачаево-Черкесской Республики – город Черкесск, основан в 1825 году, численность населения 124,95 тыс. человек .

Ведущее место в экономике Карачаево-Черкесской Республики принадлежит промышленному производству, которое остается основным сектором для создания материальных благ, товарной и денежной массы, новых рабочих мест и инвестиционных источников. В 2013 году ВРП республики составил 62,7 млрд.рублей, что составляет 4,6 % от ВРП Северо - Кавказского федерального округа (СКФО) .

В структуре производства ВРП доминирует промышленность - более 24 %. Второе место в структуре производства ВРП занимает сельское хозяйство, доля которого составляет более 18 % .

Среди субъектов СКФО по итогам 2014 года Карачаево-Черкесская Республика заняла ведущие места по темпу роста ввода жилья (151,5 %) - 2 место и по темпу роста среднедушевых денежных доходов (110,9 %) - 4 место .

Карачаево-Черкесию на протяжении ряда последних лет отличала положительная динамика по основным направлениям социально-экономического развития. За последние три года на развитие экономики и социальной сферы Карачаево-Черкесской Республики инвестировано 61,7 млрд. рублей, из которых около 50% — внебюджетные. В структуре ВРП инвестиции составляют около 30%. По данному показателю Карачаево-Черкесская Республика среди субъектов Российской Федерации в 2016 году находится на 75 месте, среди субъектов СКФО – на 7 месте. В первом квартале 2017 года инвестиции в основной капитал выросли в 1,6 раза по сравнению с аналогичным периодом предыдущего года .

Рисунок 3.15. Объем инвестиций в основной капитал

Обобщающим показателем развития региона является валовой региональный продукт (ВРП). Если в 2013 году в структуре ВРП преобладающим было промышленное производство, доля которого составляла более 25%, то уже в 2014-2015 годах в структуре ВРП доминировало сельское хозяйство, исторически являющееся основой экономики региона с долей — 25,0%. Доля промышленности около 19%, торговли и услуг — около 9,0% и строительства — 8,0 % .

Рисунок 3.16. Структура ВРП Карачаево-Черкесской Республики

Объем ВРП в 2015 году составил 67,4 млрд. рублей, с индексом физического объема 95,1% к 2014 году. Доля ВРП Карачаево-Черкесской Республики среди республик СКФО составила 4,0%. Соотношение объема инвестиций и ВРП по итогам 2015 года составило 29,2% .

Макроэкономическая ситуация Карачаево-Черкесской Республики является благоприятной для реализации проекта строительства Красногорских малых ГЭС и Эксперт прогнозирует ее дальнейшее улучшение .

Валютные риски Проект реализуется на территории Карачаево-Черкесской Республики, входящей в состав Российской Федерации, и финансируется из федерального бюджета .

Основное оборудование Красногорских малых ГЭС не закуплено .

Валютой реализации проекта предполагаются рубли. При заключении договоров Эксперт рекомендует уделить внимание минимизации валютных рисков. Заказчику рекомендуется после проектирования объекта организовывать строительство с привлечением генерального подрядчика с фиксированной ценой контракта (в рублях) Учитывая тот факт, что Центробанк России отказался от валютных интервенций в поддержку рубля, снижение валютных рисков является актуальной задачей при строительстве Красногорских малых ГЭС .

Изменение цен на оборудование На данном этапе реализации проекта Эксперт оценивает уровень влияния данного риска на Проект как средний в следствие того, что на данный момент не выбраны поставщики основного энергетического оборудования .

Инвестиционные риски Основным инвестиционным риском Проекта является риск его реализации с потерей доходов инвестора (Заказчика). Инвестиционный риск представляет собой вероятность возникновения финансовых потерь в виде снижения капитала или утраты дохода, прибыли вследствие неопределенности условий инвестиционной деятельности .

Однако, учет макроэкономической ситуации, инвестиционной стратегии КарачаевоЧеркесской Республики и приведенных в томе № 1133-ПЗ анализа прогноза потребления и производства электроэнергии, показывает дефицит электроэнергии в энергосистеме республики .

Мощность Красногорских малых ГЭС, будет использоваться для покрытия растущего дефицита электроэнергии, что обеспечивает возвратность и доходность капитальных вложений и позволяет обезопасить инвестиции в строительство ГЭС .

На инвестиционные риски влияет ряд факторов:

технологические и операционные;

изменение экономических параметров внешней среды;

изменение политических обстоятельств;

рыночные и др .

Мощность малых ГЭС будет гарантированно оплачиваться в течение 15 лет (порядок определения цены утвержден Постановлением Правительства РФ № 449 от 28.05.2013) .

Таким образом, имеются веские предпосылки к оценке со стороны Эксперта уровня инвестиционных рисков строительства Красногорских малых ГЭС на низком уровне .

Риск недофинансирования

Анализ базы данных Эксперта по рискам недофинансирования показал, что риски недофинансирования проекта возникают главным образом вследствие:

множественности источников финансирования проекта;

увеличения первоначальной стоимости проекта;

увеличения длительности инвестиционной фазы проекта;

неправильной оценки потребности в оборотных средствах в рамках проекта;

неправильной оценки стоимости выхода на рынок и реальной структуры операционных затрат .

В отношении проекта строительства Красногорских малых ГЭС проведен анализ полученных исходных данных, данный проект попадает в программу повышения энергетической эффективности использования возобновляемых источников энергии на 2024 год .

По мнению Эксперта, удорожание проекта в следствие уточнения фактической инженерно-геологической ситуации на стадии рабочей документации относительно проектной может оказать негативное влияние на увеличение первоначальной стоимости строительства. В этой связи эксперт рекомендует наиболее точно определить стоимость строительства на этапе разработке проектной документации .

Эксперт отмечает, что на текущей стадии проекта данный риск имеет низкое значение. В то же время, при структурировании проекта, вовлечения и формализации отношений с участниками, влияние данного риска на успех проекта будет значительным .

Источником риска недофинансирования может быть неправильная оценка потребности в оборотном капитале, что связано с недостаточной проработкой условий закупки материалов для эксплуатации .

Риск увеличения стоимости и сроков строительства ГЭС

Общая закономерность развития риска увеличения стоимости такая: чем дальше и дольше идет строительство, тем выше риски роста стоимости и увеличения сроков строительства .

Эксперт отмечает, что на текущей стадии проекта данный риск как низкий .

Однако предотвращения увеличения значения данного риска в дальнейшем эксперт рекомендует обратить внимание на следующие рекомендации:

необходимость решения вопросов со своевременным финансированием проекта .

для возможности оценки критического пути проекта, а также выявления влияния той или иной работы на ввод ГЭС в эксплуатацию в установленные сроки, график строительства, который будет использоваться для контроля сроков строительства, должен содержать необходимые технологические связи в избежание выплат штрафных санкций за несвоевременных выход на ОРЭМ (объединенный рынок электрической мощности) по ДПМ (договор поставки мощности), необходимо окончить строительство в установленные сроки .

Риск снижения рентабельности Риск снижения рентабельности обусловлен снижением эффективности деятельности организации, в частности повышением уровня ее расходов и снижением уровня доходов .

На данной стадии реализации проекта строительства Красногорских малых ГЭС риск снижения рентабельности оценивается Экспертом как низкий. Однако в дальнейшем он может значение риска может увеличится по причинам увеличения стоимости, сроков строительства и вероятных штрафных санкций за невыполнение договорных обязательств со стороны ПАО «СО ЕЭС» по выходу на ОРЭМ .

Риск снижения технико-экономических показателей Проекта Риск снижения технико-экономических показателей обусловлен возможностью снижения выработки электроэнергии вследствие внешних и внутренних факторов .

К внешним факторам можно отнести действия системного оператора (ОАО «СО ЕЭС»), природные катаклизмы (маловодность года, землетрясения и т.д.) .

По экспертной оценке, риск снижения технико-экономических показателей Красногорских малых ГЭС вследствие действий системного оператора находится на низком уровне. Это связано с тем, что данный район является энергодефицитным, а сами ГЭС рассчитаны на покрытие дефицита электроэнергии .

Риск снижения технико-экономических показателей вследствие природных катаклизмов оценивается Экспертом как средний, поскольку в представленной документации отсутствуют данные, по гидрографу р. Кубань. И не представляется возможным оценить правильность выбора основного энергетического оборудования .

3.6.4.2. Технологические/ строительные риски. Условия реализации проекта Район строительства Красногорских малых ГЭС характеризуются достаточно высоким уровнем рисков. Это связано с тем, что инженерно-геологические условия определяются многообразием природных факторов, существенно влияющих на условия строительства и конструкцию проектируемых сооружений. Эти факторы являются следствием неотектонической активности района .

Основными рисками являются:

а) Высокий уровень сейсмической активности .

б) Сложный рельеф местности Аллювиальные отложения русла реки сложены галечниковыми грунтами с валунами, песком и супесью. Максимальная мощность аллювиальных отложений 5,5 м .

В месте строительства малых ГЭС присутствуют оползневые отложения мощностью более 50 м .

По мнению Эксперта, уровень риска, связанного с рельефом местности, оценен как средний .

Экологические Работа ГЭС сопряжена со значительными отрицательными изменениями в окружающей среде, которые связаны с созданием водохранилищ. Многие изменения приходят к равновесию с окружающей средой через длительное время, что затрудняет прогноз возможного влияния на окружающую среду новых электростанций. Для Красногорских малых ГЭС производится строительство плотины и создание водохранилища, чем нарушается режим реки, условия водопользования и ставится под угрозу существование и воспроизводство речной фауны и функционирование сложившихся на данном объекте водных и околоводных экосистем .

Определение состава и опасности рисков, формируемых объектами гидроэнергетики, может производиться на этапах проектирования, контроля строительства и аудита ранее построенных объектов гидроэнергетики .

На данной стадии проекта эксперт не выявил экологических рисков, решения по строительству объекта носят в основном стандартные решения .

Однако, на этом объекте ввиду высокой сейсмичности регионов имеются достаточно высокие риски активизации сейсмических явлений, карстовых, гравитационных и оползневых процессов, а также риски потерь традиционных пастбищ .

Любое воздействие на окружающее среду должно быть компенсировано в виде экологических платежей или компенсационных мероприятий (культивацией почв в других районах, повышением рыбной продуктивности водохранилищ и прочими мероприятиями) .

Данные выплаты приведут к увеличению затрат на реализацию Проекта .

3.6.4.3. Административные риски Риски, связанные с получением разрешений Правительство КЧР содействует развитию энергетики возобновляемых источников, в том числе строительству Красногорских малых ГЭС. Также администрация районов заинтересована в привлечении инвестиций и создании новых рабочих мест .

Эксперт оценивает уровень риска, связанного с получением разрешений, как низкий .

3.6.4.4. Операционные риски Операционные риски включают в себя комплекс рисков, сопровождающих эксплуатацию объекта:

технического характера (проблемы с обеспечением обслуживания и ремонта оборудования, поддержанием технологических процессов в оптимальном режиме и т.д.). Для минимизации операционных рисков технического характера создаётся накопительный ремонтный фонд;

материально-снабженческого характера (риски несвоевременной поставки вспомогательных материалов);

финансово-экономического характера (риски повышения операционных расходов – стоимости вспомогательных материалов) .

Для снижения рисков материально-снабженческого и финансово-экономического характера необходимо заключение долговременных договоров с поставщиками .

административного характера (вероятность временной приостановки производственной деятельности государственными ведомствами и органами, осуществляющими контроль и надзор за безопасным ведением работ, соблюдением санитарных и экологических норм, норм противопожарной безопасности и т.д.). Снижение рисков – соблюдение всех установленных правил и норм промышленной и экологической безопасности .

Часть производственных рисков, связанных с потерей и неисправностью производственных фондов в результате действия природных факторов (стихийные бедствия, неблагоприятные климатические условия), технических факторов (аварии, пожары), может быть снижена за счёт страхования .

3.6.4.5. Юридические риски Репутационные риски Репутационные риски можно оценить, как средние, так как на данном этапе реализации проекта отсутствует информация о наличии/отсутствии вблизи объекта строительства Красногорских малых ГЭС особо охраняемых природных территорий. Так же в зоне затопления водохранилища не проведены археологические изыскания .

Изменение законодательства На сегодняшний день инвестиционные проекты с использованием возобновляемых источников энергии в КЧР наиболее актуальны .

Во всей энергетической отрасли РФ наблюдается достаточно высокий износ оборудования: 70 % – генерирующие мощности, 65 % – электрические сети, 80 % – тепловые сети .

При этом, учитывая программы экономического развития, с ростом экономической активности наблюдается и рост потребления электроэнергии. Поэтому Эксперт оценивает риск ухудшения законодательства как низкий .

Риск несоответствия документов На текущий момент документация разработана в малом объеме и поэтому риск несоответствия документов можно оценить, как очень низкий .

Однако на дальнейших стадиях реализации проекта во избежание утери документации эксперт рекомендует осуществить организацию и ведения архива документации .

3.7. Маркетинговое исследование рынка подрядных услуг по созданию объекта Обеспечение целостности проекта и ответственности за весь комплекс работ, включающих в себя проектирование, изготовление, поставку, монтаж, пусконаладочные работы, а также работ по шефмонтажу, целесообразно привлечение организациипроизводителя, имеющего опыт реализации подобных проектов для заключения контракта «под ключ», заключение ЕРС-контракта (engineering проектирование, procurement комплектация, construction строительство). За счет единого подхода в управлении строительством с общими административным, инжиниринговым и производственным центрами возможно осуществить строительство объекта в оптимальные сроки и минимальными затратами, с функциями по координированию и организации непрерывного технологического процесса строительства:

организация строительной площадки, комплексная поставка материалов и оборудования, проведение непрерывных инспекций строительства с целью проверки качества или соответствия объема работ, сдача промежуточных и конечных результатов работы генеральному заказчику, включая полный комплект исполнительной документации, контроль качества выполняемых строительно-монтажных работ и др .

Ниже представлен перечень компаний присутствующих на российском рынке генподрядных услуг .

АО «Трест Гидромонтаж»

Основан в 1935 г .

123423, Москва, Карамышевская наб., д. 37 Один из крупнейших в России энергоинжиниринговых холдингов, основным направлением деятельности которого является проектирование и строительство энергетических объектов любой сложности и профиля, а также ремонт и техническое перевооружение .

АО «Трест Гидромонтаж» имеет в своём составе специальные проектные и конструкторско-технологические бюро, заводы-изготовители и монтажные управления, расположенные на территории Российской Федерации, поддерживает деловые отношения со многими хозяйствующими субъектами в странах ближнего и дальнего зарубежья .

АО «Трест Гидромонтаж» обладает полным комплектом необходимой лицензионноразрешительной документации, полученной от:

государственных надзорных органов;

саморегулируемых организаций, основанных на членстве юридических лиц, осуществляющих строительство .

В соответствии с тенденциями мирового рынка, ориентированного на полное удовлетворение требований заказчика, в АО разработана, внедрена и сертифицирована германской фирмой TUV NORD CERT система менеджмента качества, позволяющая осуществлять постоянный мониторинг и повышение качества работ. Сотрудничая с Трестом, заказчик всегда может положиться на своего подрядчика и быть уверен в качественном и своевременном выполнении работ Акционерное общество «Трест Гидромонтаж» имеет многолетний опыт возведения особо опасных, технически сложных и уникальных объектов капитального строительства, к которым относятся гидротехнические сооружения гидравлических, гидроаккумулирующих, тепловых и атомных электростанций, а также большинство промышленных сооружений различного назначения .

Ключевые направления деятельности компании:

строительство объектов электрогенерации на условиях генерального подряда;

техническое перевооружение, реконструкция и капитальный ремонт объектов электрогенерации в России, странах СНГ и дальнего зарубежья;

строительство объектов транспортной инфраструктуры (дорожное строительство, водные/ судоходные транспортные пути, причальные и пр. гидротехнические сооружения);

промышленное строительство и общестроительные работы;

проектирование и производство гидромеханического оборудования и специальных металлоконструкций;

комплексные услуги по поставке, монтажу и сервисному обслуживанию гидромеханического оборудования и специальных металлоконструкций;

комплектация материально-техническими ресурсами строительных объектов, в т .

ч. объектов заказчика и подрядных организаций .

АО «Гидроремонт ВКК»

Основано в 2003 г.на базе ОАО «Волжская ГЭС имени В.И. Ленина», ныне Филиала ПАО «РусГидро» - «Жигулевская ГЭС», расположенного в самом живописном месте Государственного заповедника Самарская Лука, в г. Жигулевске, Самарской области .

119421, г. Москва, ул.Новаторов, д.1 .

С 1 июля 2013 года АО «Гидроремонт-ВКК» начало свою деятельность в новом качестве, реализовав проект по созданию единой ремонтно-сервисной компании ПАО «РусГидро», путем присоединения четырех специализированных ремонтных дочерних зависимых общества (далее – «ДЗО») ПАО «РусГидро»:

ОАО «РЭМИК»;

ОАО «Саяно-Шушенский Гидроэнергоремонт»;

ОАО «Турборемонт-ВКК»;

ОАО «Электроремонт-ВКК» .

Сегодня АО «Гидроремонт-ВКК» - это высокотехнологическая компания, способная обслуживать все производственные активы холдинга ПАО «РусГидро» по единым стандартам, обеспечить управление всеми ресурсами и проектами. Долгосрочные партнерские отношения с заводами-изготовителями оборудования, внедрение технологических инноваций и освоение современных методик работ позволяют Обществу постоянно расширять спектр производственных и технологических возможностей .

АО «Гидроремонт-ВКК» располагает собственной водолазной службой, осуществляющей полный спектр подводно-технических работ по обслуживанию зданий и сооружений ГЭС .

Особенностью Общества является его территориальная распределенность наличие четырнадцати филиалов и тринадцати производственных участков, расположенных непосредственно на обслуживаемых гидроэнергетических объектах ПАО «РусГидро» .

АО «ЧиркейГЭСстрой»

Основано в 1963 г Юридический адрес:117393, г. Москва, ул. Архитектора Власова, 51 Фактический адрес: 367027, Россия, Республика Дагестан, г. Махачкала, ул. Казбекова, пер. Автомобилистов 7 «а»

Приоритетным для Общества является гидротехническое строительство и строительство объектов энергетического назначения. В середине 80-х годов стали внедрять идею строительства гидроэнергетических объектов «под ключ». Управление строительства «ЧиркейГЭСстрой» была первой строительной компанией, перешедшей на метод строительства «под ключ» гидроэлектростанции - Ирганайской ГЭС .

В качестве генерального подрядчика, АО «ЧиркейГЭСстрой» осуществляло строительство следующих тепловых станций и гидроэлектростанций: Гергебильская ГЭС, Чирюртовская ГЭС, Чиркейская ГЭС, Миатлинская ГЭС, Новогрознецкая ТЭЦ, Махачкалинская ТЭЦ, Каспийская ТЭЦ, Ставропольская ГРЭС .

На вооружении подразделений ОАО «Чиркейгэсстрой» мощная база строительной индустрии с бетонными заводами, деревообделочным комбинатом, механизированным складом цемента, полигоном сборного железобетона и металлоконструкций, крановым хозяйством, крупным парком технологического транспорта и механизмов. Компания имеет уникальный опыт и наличие специалистов разной квалификации .

В 2003 году ОАО «ЧиркейГЭСстрой» внедрило систему Менеджмента качества и получило международный сертификат соответствия требованиям DIN EN ISO 9001:2000 .

Надзорный аудит ежегодно подтверждает соответствие Компании этим требованиям В 2010 году Компания получила сертификат Системы Менеджмента Качества и Экологического Менеджмента в соответствии с ISO 14001:2004+Cor:2009 Уникальный опыт и наличие специалистов разной квалификации

ЗАКЛЮЧЕНИЕ О ПРОВЕДЕНИИ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО И

ЦЕНОВОГО АУДИТА

–  –  –

1133-ПЗ.Ч - Альбом выполнить на следующих стадиях разработки чертежей проекта с учетом разработки схемы выдачи 1133-ПЗ1 – Вариант мощности и анализа прогнозных балансов, № 5.Пояснительная суточных и сезонных графиков производства записка электроэнергии и прогнозных режимов работы 1133-СМ1 - Сметная Объекта с учетом приоритетности загрузки документация на электростанций, используемой ОАО «СО ЕЭС» .

строительство объектов капитального строительства .

Вариант 1 компоновки сооружений 1133-СМ2 - Сметная документация на строительство объектов капитального строительства .

Вариант 2 компоновки сооружений 1133-СМ3 - Сметная документация на строительство объектов капитального строительства .

Вариант 3 компоновки сооружений 1133-СМ4 - Сметная документация на строительство объектов капитального строительства .

Вариант 4

–  –  –

компоновки выделить в первую очередь под сооружений реконструкцию, то оборудование которое 1133-СМ2 - Сметная необходимо выводить в капительный ремонт документация на в ближайшее время или эксплуатационный строительство срок которого подходит к концу (если такое объектов имеется);

капитального во избежание простоя в строительностроительства. монтажных работах, а также несение затрат Вариант 2 на складирование оборудования и компоновки материалов необходимо разработать четкий сооружений график поставки оборудования, отвечающий 1133-СМ3 - Сметная потребностям строительно-монтажных работ;

документация на Во избежание необоснованного увеличения строительство стоимости строительно-монтажных работ, объектов необходимо разработать схему контроля за капитального приемкой работ у Подрядчика .

строительства .

Вариант 3 компоновки сооружений 1133-СМ4 - Сметная документация на строительство объектов капитального строительства .

Вариант 4 компоновки сооружений 1133-СМ5 - Сметная документация на строительство объектов капитального строительства .

Вариант 5 компоновки сооружений

–  –  –

водоотводящего канала с нижним бьефом не в полной мере учитывает деформацию русла реки Кубань ниже гидроузла .

Указанное крепление дна отводящего канала ж/б плитами вероятно не будет достаточным условием для его безаварийной эксплуатации .

Не рассмотрены мероприятия гашения избыточной кинетической энергии воды, которая может привести к размыву русла реки .

Не рассмотрены элементы крепления

–  –  –

применения разделительных стенок, обеспечивающих независимый режим гидротоков .

Не рассмотрено устройство водобойного колодца .

По варианту 5 учтены требования п. 5.4.10

СТО 173 302 82.27 140.011-2008, а именно:

- Щитовые отделения нижнего бьефа здания ГЭС оборудуются ремонтными затворами отсасывающих труб и обслуживающими механизмами;

–  –  –

водоотводящего сооружения ГЭС с нижним бьефом должна учитывать возможную деформацию русла ниже гидроузла и обеспечить защиту здания ГЭС и водоотводящих сооружений от размывов и возможных деформаций русла .

3. Рассмотрев конструкцию турбинных водоводов, водоприемников экспертом сделан вывод, что данные сооружения проработаны в достаточном объеме и в хорошем качестве .

4. Рекомендуется рассмотреть применение асфальтобетонной диафрагмы в плотине по аналогии с Гоцатлинской ГЭС;

5. Рекомендуется предусмотреть систему автоматического контроля за фильтрационными процессами в зонах расположения береговых дамб .

6. В представленной документации отсутствует расположение створов станции, водохранилища с привязкой на карту;

7. Поскольку в введении упоминается, что предложенные варианты будут использоваться в качестве контррегулятора Зеленчукской ГАЭС, не рассмотрены режимы работы ГАЭС; реверсивные режимы работы водохранилища (бассейн нижнего бьефа);

8. При столь значительных величинах концентрации твердого стока в воде (до 4,5 кг/м3) не рассматриваются технические решения по предотвращению образования наносов в верхнем и нижнем бьефах, возможности последующего удаления или складирования отложений (см. СТО 173 302 82. 27. 140. 011-2008);

Эксперт предполагает возможным рассмотрение технического решения по возведению продольной русловой дамбы, отгораживающей водозабор от основного течения реки, с целью создания водозаборного ковша, обеспечивающего предотвращение попадания наносов в энергетический тракт МГЭС .

9. Во всех вариантах поверхностно (для обоснования инвестиций) рассмотрены вопросы, связанные с рисками естественного рельефа местности, наличия объектов историко-культурного наследия. Во всех вариантах не приведена информация о возможных рисках затопления при формировании верхнего бьефа .

10. На напорном фронте грунтовой плотины возможно образование застойных зон с образованием «зажоров» в зимний период .

Скопление больших масс шуги и пр. в виде «зажоров» может приводить к залповым выбросам шуги в шуголедосброс, превышающий его пропускную способность .

11. Эксперт провел расчеты и картографические исследования по границам затопления береговых зон при устройстве русловой плотины при НПУ=743,5 м для варианта №5, Анализ зон затопления показал, что радом расположенные населенные пункты, а также сооружения Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в зону затопления не попадают. Единственным сооружением, попадающим в зону вероятного подтопления, является мост через р. Кубань в районе

–  –  –

3. Согласно предоставленной предпроектной документации по электротехнической части проекта, решения, принятые на данной стадии проектирования, подлежат уточнению и корректировке на следующих стадиях проектирования, после выполнения внестадийной работы по теме «Схема выдачи мощности Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2» .

4. Предварительная схема выдачи мощности Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 является общей для всех вариантов и разработана с учетом необходимости создания простых схемных и конструктивных решений, однако является недостаточно надежной для обеспечения бесперебойной выдачи вырабатываемой электрической энергии в сеть 110 кВ по следующим причинам .

В случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ «Красногорские МГЭС-1 и МГЭС-2 Зеленчукская ГЭС-ГАЭС» при выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ «Красногорские МГЭС-1 и МГЭС-2 - ПС 110 кВ Ток Москвы» (или наоборот), что является расчётным нормативным возмущением, произойдёт нарушение выдачи мощности Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 в сеть 110 кВ КарачаевоЧеркесской энергосистемы .

В этой связи предлагается рассмотреть возможность присоединения к ОРУ 110 кВ Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 дополнительно, минимум, одной линии .

5. В рамках внестадийной работы «Схема выдачи мощности Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2» предлагается рассмотреть вариант присоединения МГЭС к сети 110 кВ путем сооружения заходов на ОРУ 110 кВ электростанций двух близ проходящих линий 110 кВ. Такое техническое решение повысит надёжность схемы выдачи мощности Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2, кроме того, отпадёт необходимость реконструкции (установки дополнительных выключателей на РУ-110 кВ) ПС «Ток Москвы» или ПС «Южная» .

6. Компоновка и конструктивные решения главной электрической схемы Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 разработаны с учетом требований нормативной документации, используемой при проектировании энергетических объектов, однако имеются следующие замечания и рекомендации, которые следует учесть на следующем этапе работы:

выбор параметров оборудования необходимо выполнить на основе результатов расчётов токов короткого замыкания;

главная электрическая схема Красногорских МГЭС-1 и МГЭС-2 вариантов 1,2, и 3 не надёжна. При выводе в ремонт или аварийном отключении трансформатора Т1 или Т2 полностью прекращается выдача мощности в сеть 110 кВ МГЭС-1 или МГЭС-2, соответственно. Предлагается дополнительно оценить вариант блочной схемы выдачи мощности генераторов ГЭС .

рассмотреть мероприятия которые исключат возможное подтопление ОРУ-110 кВ, в случае прорыва правобережной дамбы .

–  –  –

инвестиционной фазы проекта;

неправильной оценки потребности в оборотных средствах в рамках проекта;

неправильной оценки стоимости выхода на рынок и реальной структуры операционных затрат .

В отношении проекта строительства Красногорских малых ГЭС проведен анализ полученных исходных данных, данный проект попадает в программу повышения энергетической эффективности использования возобновляемых источников энергии на 2024 год .

По мнению Эксперта, удорожание проекта в следствие уточнения фактической инженерногеологической ситуации на стадии рабочей документации относительно проектной может оказать негативное влияние на увеличение первоначальной стоимости строительства. В этой связи эксперт рекомендует наиболее точно определить стоимость строительства на этапе разработке проектной документации .

Эксперт отмечает, что на текущей стадии проекта данный риск имеет низкое значение. В то же время, при структурировании проекта, вовлечения и формализации отношений с участниками, влияние данного риска на успех проекта будет значительным .

Источником риска недофинансирования может быть неправильная оценка потребности в оборотном капитале, что связано с недостаточной проработкой условий закупки материалов для эксплуатации .

Риск увеличения стоимости и сроков строительства ГЭС Общая закономерность развития риска увеличения стоимости такая: чем дальше и дольше идет строительство, тем выше риски роста стоимости и увеличения сроков строительства .

Эксперт отмечает, что на текущей стадии проекта данный риск как низкий .

Однако предотвращения увеличения значения данного риска в дальнейшем эксперт рекомендует обратить внимание на следующие рекомендации:

необходимость решения вопросов со своевременным финансированием проекта .

для возможности оценки критического пути проекта, а также выявления влияния той или иной работы на ввод ГЭС в эксплуатацию в установленные сроки, график строительства, который будет использоваться для контроля сроков строительства, должен содержать необходимые технологические связи в избежание выплат штрафных санкций за несвоевременных выход на ОРЭМ (объединенный рынок электрической мощности) по ДПМ (договор поставки мощности), необходимо окончить строительство в установленные сроки .

Риск снижения рентабельности Риск снижения рентабельности обусловлен снижением эффективности деятельности организации, в частности повышением уровня ее расходов и снижением уровня доходов .

На данной стадии реализации проекта строительства Красногорских малых ГЭС риск снижения рентабельности оценивается Экспертом как низкий. Однако в дальнейшем он может значение риска может увеличится по причинам увеличения стоимости, сроков строительства и вероятных штрафных санкций за невыполнение договорных обязательств со стороны ПАО «СО ЕЭС» по выходу на ОРЭМ .

Риск снижения технико-экономических показателей Проекта Риск снижения технико-экономических показателей обусловлен возможностью снижения выработки электроэнергии вследствие внешних и внутренних факторов .

К внешним факторам можно отнести действия системного оператора (ОАО «СО ЕЭС»), природные катаклизмы (маловодность года, землетрясения и т.д.) .

По экспертной оценке, риск снижения техникоэкономических показателей Красногорских малых ГЭС вследствие действий системного оператора находится на низком уровне. Это связано с тем, что данный район является энергодефицитным, а сами ГЭС рассчитаны на покрытие дефицита электроэнергии .

Риск снижения технико-экономических показателей вследствие природных катаклизмов оценивается Экспертом как средний, поскольку в представленной документации отсутствуют данные, по гидрографу р. Кубань. И не представляется возможным оценить правильность выбора основного энергетического оборудования .

Операционные риски Операционные риски включают в себя комплекс рисков, сопровождающих эксплуатацию объекта:

технического характера (проблемы с обеспечением обслуживания и ремонта оборудования, поддержанием технологических процессов в оптимальном режиме и т.д.). Для минимизации операционных рисков технического характера создаётся накопительный ремонтный фонд;

материально-снабженческого характера (риски несвоевременной поставки вспомогательных материалов);

финансово-экономического характера (риски повышения операционных расходов – стоимости вспомогательных материалов) .

Для снижения рисков материальноснабженческого и финансово-экономического характера необходимо заключение долговременных договоров с поставщиками .

административного характера

–  –  –

политике Заказчика,, требованиям технических регламентов, в том числе безопасности, современности и актуальности предлагаемых технологий строительства, с учетом требований современных технологий производства, необходимых для функционирования объекта капитального строительства, и эксплуатационных расходов на реализацию инвестиционного проекта в процессе жизненного цикла .

Эксперт отмечает достаточность представленных исходных данных и технических решений, установленных в задании на проектирование, для разработки проектной документации и реализации инвестиционного проекта .

Эксперт оценивает риски реализации проекта как очень низкие .

Ценовой аудит:

Сметная документация учитывает полный комплекс работ .

Стоимостные показатели Проекта в среднем соответствуют стоимостным показателям объектов-аналогов .

В рамках предпроектных работ затраты на строительство Красногорских ГЭС-1 и ГЭСбыли оценены для 5 вариантов компоновок .

Способ расчета ориентировочных затрат – по объектам-аналогам;

Объекты-аналоги выбраны корректно;

Допущены арифметические ошибки при пересчете сметной стоимости в текущие цены, после корректировки, расчет ориентировочного

–  –  –






Похожие работы:

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ГОСТР СТАНДАРТ 8.811— РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственная система обеспечения единства измерений ТАБЛИЦЫ ПСИХРОМЕТРИЧЕСКИЕ Построение, содержание, расчетные со...»

«Стр.! Приложение к свидетельству Х Всего стр.8 О6 утверждении типа средств измерений ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ ДЛЯ ГОСУДАРСТВЕННОГО РЕ СОВАНО: С" о В.Н.Яншин 2010 г. Внесены в Государственный реестр средств Устройства сбора и передачи данных RTU-325Т и RTU-325Н измерений 2G tQ Регистрационны...»

«1 Протокол № АЭФ-АХО-118П/2 проведения открытого аукциона в электронной форме (АО "КСК") г. Москва 02 марта 2017 г. Заказчик: Акционерное общество "Курорты Северного Кавказа" 1 . (далее АО "КСК", ИНН 2632100740).На заседании Единой комиссии присутствовали: 2. Исаев Сергей Петрович, Вильк Святослав Михайлович, Синицина...»

«Спутниковая система слежения "Voyager BRP Mini" Паспорт Идентификационный номер прибора 1. Назначение изделия Voyager BRP Mini (далее – прибор) – спутниковая система мониторинга мобильных объектов, выполнен...»

«2 1. ВВЕДЕНИЕ Мониторинг номенклатуры предложений на рынке технических средств охраны и безопасности, проведенный, в том числе, в рамках специализированных выставочных мероприятий "Охрана, безопасность и про...»

«ТЕХНОЛОГИЯ КОМПЛЕКСНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ ВЫСОКОКРЕМНИСТОЙ И ТРУДНООБОГАТИМОЙ МИНЕРАЛЬНОЙ РУДЫ С ПОЛУЧЕНИЕМ КОНЦЕНТРАТА РЗМ И ВЫСОКОДИСПЕРСНОГО ДИОКСИДА КРЕМНИЯ Бочевская Е.Г.1, Каршигина З.Б.2, Саргелова Э.А.3, Абишева З.С.4 E...»

«СП 333.1325800.2017 Предисловие Сведения о своде правил 1 ИСПОЛНИТЕЛИ – Акционерное общество "Научноисследовательский центр "Строительство" – Центральный научноисследовательский институт строительных конструкций...»

«База нормативной документации: www.complexdoc.ru ГОСТ Р 51930-2002 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ БЕНЗИНЫ АВТОМОБИЛЬНЫЕ И АВИАЦИОННЫЕ Определение бензола методом инфракрасн...»

«ГОСТ Р 51671-2000 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ СРЕДСТВА СВЯЗИ И ИНФОРМАЦИИ ТЕХНИЧЕСКИЕ ОБЩЕГО ПОЛЬЗОВАНИЯ, ДОСТУПНЫЕ ДЛЯ ИНВАЛИДОВ Классификация. Требования доступности и безопасности И здани е официальное Б З 6-2 0 0 0 /1 4 3 ГОС...»

«RC 4/36-DAB Русский Printed: 26.07.2017 | Doc-Nr: PUB / 5336109 / 000 / 01 Printed: 26.07.2017 | Doc-Nr: PUB / 5336109 / 000 / 01 1 Указания к документации 1.1 Пояснение к знакам 1.1.1 Предупреждающие указания Предупреждающие указания служат для предупреждения об опасностях при обращении с изделием.Следующие сигнальн...»

«FPT GE NEF 45 Бриз Моторс (36 кВт) Дизельная электростанция Iveco Motors GE NEF45 мощностью 36 кВт является промышленным агрегатом, имеет повышенный моторесурс и увеличенный период между техническим обслуживанием. Серия двигателей NEF, на б...»

«BRILL ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ГАЗОНОКОСИЛКА СОДЕРЖАНИЕ Перед монтажом оборудования ознакомьтесь с инструкциями по эксплуатации, приведенными в данной брошюре.1. Детали косилки 2. Технические характеристики (см. Приложение к данному...»

«ПРОГРАММНЫЕ СИСТЕМЫ: ТЕОРИЯ И ПРИЛОЖЕНИЯ № 4(8), 2011, c. 71–83 ISSN 2079-3316 УДК 004.728.3.057.4 М. Д. Недев Синхронизация времени в сенсорных сетях Аннотация. В работе обсуждаются вопросы синхронизации часов узлов сенсорной сети, рассматриваются существующие подходы. Работа также описывает опробованный на практике механизм, позволяю...»

«Руководство по эксплуатации Четырехканальных квадрокоптеров X54HC и X54HW Инструкция подготовлена в компании Хобби Центр, 2016 год Вступительная часть Уважаемый покупатель! Благодарим Вас за покупку нашей модели квадрокоптера. Пожалуйста, прочтите эту инструкцию...»

«Инженерный вестник Дона, №2 (2017) ivdon.ru/ru/magazine/archive/n2y2017/4143 Улучшение реологических свойств глиняных суспензий за счет введения электролитов И. В. Мальцева Донской государственный технический универс...»

«Известия Челябинского научного центра, вып. 2 (11), 2001 ОБЩАЯ И ТЕХНИЧЕСКАЯ ФИЗИКА УДК 533.9 О ПРОТИВОТОКЕ НА ГРАНИЦЕ Z–ПИНЧЕЙ В.И. Афонин e–mail: afonin@five.ch70.chel.su Российский федеральный ядерный це...»

«Пресепсин – новый биомаркер сепсиса и тяжелых инфекций: ранняя диагностика, прогноз, мониторинг Вельков В.В., АО "ДИАКОН", г . Пущино, Московская область, 142290 Каткий обзор, посвященный пресепсину (ПСП) – новому биомаркеру сепс...»

«Содержание Книга 1 Оценка воздействия на окружающую среду Введение.. 4 Резюме нетехнического характера.. 8 Общая характеристика планируемой деятельности. 26 1. Оценка существующего состояния окружающей среды. 39 2. Природные компоненты и объекты.. 39 2.1 Климат и метеорологические условия. 39 2.1.1 Атмосферный воздух...»

«ПРАВО № 28 (1799), 2 апреля 2018 г. Маргарита МАЙОРЕНКО, юрист ДОГОВОР ПЕРЕВОЗКИ ГРУЗА И ПАССАЖИРОВ АВТОМОБИЛЬНЫМ ТРАНСПОРТОМ Нормативная база: • Гражданский кодекс (далее – ГК);• Хозяйственный кодекс (далее – ХК);• Закон от 10.11.94 г. № 232/94-ВР "О транспорте" (далее – Закон № 232); • Закон от 16.07.99 г....»

«Mf ^У т рж т ю Hi О Д е т факультета ФММиТ |"( Токтаганов Ш, V ~ЩуС / / 2014г. W^v ~ЛЕгТематика дипломных работ Тге^ш^Рщиальности 5В070900 Металлургия"1. Исследование и разработка альтернативной техноло...»

«РУКОВОДСТВО ПОЛЬЗОВАТЕЛЯ FREEZER Congelador / Congelatore Gefrierschrank / Морозильник VFR-250D NFW VFR-250D NFX СОДЕРЖАНИЕ Технические характеристики..... ........................... 3 Краткое введение......................................... 4...»

«Закрытое акционерное общество "Топливно-энергетический консорциум" ЗАО "ТЭК" СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ СТО 64601240-001-2013 ЭЛАСТОМЕРНЫЙ МОДИФИКАТОР БИТУМА RUBIND Технические условия г. Москва СТО 64601240-001-2013 Предисловие Цели и принципы стандартизации в Российс...»




 
2019 www.mash.dobrota.biz - «Бесплатная электронная библиотека - онлайн публикации»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.