Технико-экономическое обоснование эффективности малой гидроэлектростанции с учетом модернизации и реконструкции

Под реконструкцией понимаются аналогичные мероприятия, сопровождающиеся переустройством объекта; увеличением его производственных мощностей со строительством новых и расширением существующих сооружений основного и вспомогательного назначения, с ликвидацией диспропорций в технологическом процессе. При расширении на действующих предприятиях создаются дополнительные производства, увеличиваются производственные мощности в более короткие сроки и с меньшими затратами по сравнению со строительством новых объектов, повышаются технический уровень и эффективность предприятия в целом.

Задачами модернизации являются:

увеличение выработки за счет увеличения пропускной способности ГЭС

увеличение общей мощности ГЭС

применение нового современного оборудования, обладающего высокими энергетическими и кавитационными показателями,

применение современных средств управления гидроагрегатами,

повышение надёжности и улучшение вибрационного состояния агрегатов,

уменьшение издержек на ремонты,

приведение общестанционных вспомогательных систем в соответствие с действующими нормами технологического проектирования.

Основным условием модернизации и реконструкции является сохранение и дальнейшее использование строительных конструкций здания станции.

Предпосылкой для этого является сохранение и использование для дальнейшей эксплуатации статора и закладных частей гидротурбины после необходимых восстановительных работ на основе инструментального обследования.

Многие отечественные ГЭС находятся в эксплуатации 40-50 лет. На большинстве из них не проводились крупномасштабные работы по реконструкции. Несмотря на проводимые ремонты и частичную модернизацию, на этих ГЭС повышается аварийность, снижаются энергетические показатели, возрастают эксплуатационные издержки. Обследования ряда старых ГЭС показали: проточная часть турбин порой сильно изношена кавитацией и наносами, что ухудшило их характеристики; обмотки генераторов не выдерживают повышенных нагрузок; подпятники и подшипники уступают современным по надежности; устарели системы регулирования турбин, генераторов, автоматизации, защиты, управления, связи. Большинство старых ГЭС не соответствует современным нормам охраны труда, техники безопасности и защиты окружающей среды. Несовершенны системы вентиляции, пожаротушения, канализации, изношено оборудование вспомогательных систем, механическое оборудование повреждено коррозией. В то же время состояние собственно гидротехнических сооружений удовлетворительное. Все это и создает предпосылки для модернизации реконструкции.

На ряде малых ГЭС возможно увеличение мощности и выработки за счет повышения напора при увеличении подпорного уровня, расчистки нижнего бьефа, сокращения потерь напора в водоприемниках, водопроводящих сооружениях, на решетках и т. д. Энергетические показатели могут возрасти за счет снижения потерь воды на повышенную фильтрацию, холостые сбросы. Простая замена старого гидросилового оборудования новым, более совершенным позволяет увеличить мощность и выработку до 10 %. Поэтому модернизация и реконструкция старых ГЭС обычно подразумевают полную замену гидросилового, электрического, вспомогательного санитарно-технического оборудования и проведение необходимых строительных работ. В меньшей степени ГЭС нуждаются в реконструкции собственно гидротехнических сооружений.

Оценка экономической эффективности реконструкции и технического перевооружения производится по принципам, изложенным в 2.2 [4,6,10,14,15,32]. В настоящее время принят предельный срок службы оборудования, равный 50 годам. В этом случае реконструкция ранее построенных ГЭС абсолютно эффективна, так как ее стоимость заведомо меньше стоимости строительства любой новой электростанции. Если срок службы оборудования ГЭС еще не достиг предельного, рассматривают эффективность проведения реконструкции до истечения этого срока, сопоставляя затраты на реконструкцию с повышенными ежегодными издержками и пониженной энергоотдачей без реконструкции, которую все же придется провести по истечении предельного срока. Такие расчеты помогают установить очередность выполнения реконструкции различных ГЭС.

Стоимость работ по модернизации или реконструкции определяется на основании результатов тщательного обследования состояния сооружений и оборудования и проектных проработок в виде технико-экономического расчета, состав которого аналогичен ТЭО. Далее в обычном порядке разрабатываются проект и рабочая документация.

Выполнение строительных и монтажных работ по реконструкции и техническому перевооружению сложно и в условиях действующей ГЭС связан о с ограничением или полным прекращением энергоотдачи. По окончании работ ГЭС должна превратиться в современное предприятие, способное эффективно работать десятилетия.

За годы эксплуатации на многих ГЭС изменилась гидрологическая обстановка, оказалась заниженной по современным понятиям установленная мощность. Расширение этих ГЭС возможно при строительстве дополнительного здания и установке дополнительных гидроагрегатов. Практическая возможность такого решения определяется компоновкой гидроузла и бывает эффективна.

Автоматизация систем управления технологическими процессами ГЭС []. Требование времени, сейчас во многих странах, и наша не исключение, постепенно переходят на автоматизированные системы управления. При переходе управления агрегатами на микропроцессорную систему управления предполагается провести полную реконструкцию оборудования центрального пульта управления.

В объеме реконструкции на центральном пульте управления будет установлено:

одноместное автоматизированное рабочее место дежурного, оборудованного двумя цветными жидкокристаллическими дисплеями не менее 21”, клавиатурой, манипулятором, звуковыми колонками, принтером;

широкоформатный дисплей не менее 50” и программно-технический комплекс широкоформатного дисплея;

программно-технический комплекс центрального сервера;

система гидротехнических измерений;

программно-технический комплекс центрального регулятора группового регулирования частоты и мощности ГЭС;

программно-технический комплекс общестанционной системы сигнализации;

программно-технического комплекса открытое распределительное устройство.

При выполнении реконструкции существующий главный щит управления ГЭС будет полностью демонтирован.

Устройства, устанавливаемые на центральном пульте управления и входящие в состав системы управления общестанционного уровня управления, будут обеспечивать:

управление каждым агрегатом (пуск, останов, изменение режимов работы);

изменение активной и реактивной нагрузок агрегатов;

регулирование активной и реактивной мощности ГЭС;

управление коммутационной аппаратурой главной схемы электрических соединений;

управление затворами гидротехнического сооружения;

управление гидротехническим сооружением головного водозабора;

отработку технологических предупредительных и аварийных сигналов;

отработку контроля электрических параметров ГЭС;

отработку гидротехнических измерений;

сбор и обработка информации о положении коммутационных элементов высоковольтного и низковольтного оборудования;

прием и распределения метки времени по системам измерения и управления.

Общестанционный уровень управления будет состоять из:

программно-технического комплекса центрального сервера;

программно-технического комплекса гидротехнических измерений;

системы единого времени (GPS)

центрального диспетчерского пульта управления в составе: одноместный пульт-стол, автоматизированное рабочее место оператора, два широкоформатных дисплея.

Для связи уровней управления, удаленными модулями и программно-техническим комплексом, будет использован волоконно-оптический кабель 100 Мбит, со скоростью передачи 100 МБ.

Все режимы работы общестанционного уровня управления будут автоматизированы и не требовать вмешательства оперативного персонала.

Новый центральный пульт управления будет обеспечивать выполнение следующих функций:

Функции управления:

оперативное директивное управление двумя гидроагрегатами во всех режимах;

обеспечение работы агрегатов по кривым суточной нагрузки и по расходу воды;

ввод установочной информации в станционные контроллеры;

дистанционное управление затворами;

дистанционное управление выключателями 35 кВ;

дистанционное управление выключателями контрольно-распределительного устройства на 6 кВ;

ввод установочной информации в станционные контроллеры;

самодиагностика системы.

Информационные функции:

сбор и отображение на операторских мониторах центрального пульта управления общей и подробной информации по всему технологическому оборудованию в виде схем динамической формы;

отображение на экранах, регистрация во времени всех технологических событий по каждому объекту ГЭС, в том числе предупредительных и аварийных сигналов для всех режимов;

регистрация и динамическое отображение на экране основных аналоговых электрических и гидродинамических параметров;

формирование и вывод на печать суточной ведомости ГЭС;

накопление статической информации для задач анализа, отчетности, прогноза;

отображение на Главном Информационном Экране обобщенной оперативной информации о неисправности или аварии на объектах ГЭС, о положении элементов главной схемы и электрических параметров каждого агрегата и станции в целом;

отображение показаний тока, напряжения, частоты на шинах ГЭС;

отображение показаний тока, напряжения, активной мощности генераторов;

отображение уровней бьефов, напора, перепада воды на сороудерживающей решетке;

отображение информации о расходах воды через агрегат;

отображение установочной информации контроллеров программно-технического комплекса гидроагрегата G1, G2, затворов и т.д.;

отображение состояния электротехнического оборудования;

отображение состояния системы электроснабжения собственных нужд 0,4 кВ 50Гц, 220В 00Гц;

мониторинг средств релейно-защитной аппаратуры с возможностями контроля состояния приборов релейно-защитной аппаратуры, контроля (и ввода) установочной информации, получения из приборов и просмотра заархивированной приборами релейно-защитной аппаратуры информации об аварийных событиях и параметров аварий (в табличном виде и в виде осциллограмм электрических процессов);

речевая сигнализация.

Центральный пульт управления будет иметь непосредственную связь и выполнять мониторинг состояния следующих контроллеров и технологических систем:

шкафов управления агрегатами;

регуляторов турбин;

систем возбуждения генераторов;

устройств релейно-защитной аппаратуры;

системы телемеханики;

регистратора аварийных событий;

шкафов управления общестанционными механизмами;

системы дистанционного управления и контроля затворов головного водозабора;

устройств сбора/выдачи сигналов;

и др. устройств.

Общение дежурного с программно-аппаратной системой центрального пульта управления будет выполняться при помощи вызова видеокадров, содержащих необходимую информацию.

При возникновении внештатных ситуаций на объекте контроля или в технических средствах систем автоматизированного управления гидроагрегатами система управления будет формировать световую и звуковую сигнализацию, вывод на экран соответствующих видеокадров, позволяя быстро получить отображение причины, вызвавшей срабатывание сигнализации.

Устанавливаемый на центральном пульте управления центральный сервер сбора данных предназначен для:

циклического съема информации с контроллеров системы управления агрегата G1, G2;

первичной обработки информации и подготовки информации о состоянии технологического процесса и технических средств, для ее последующего отображения на мониторе дежурного;

архивирования оперативной информации и ее извлечение;

формирования аварийной и предупредительной сигнализации;

формирования и ведения «журнала событий»;

статистической обработки информации;

ведения и сохранения архивов.

На программно-техническом комплексе центрального сервера предусматривается возможность горячей замены вышедших из строя жестких дисков. Для предотвращения переполнения базы данных предусматривается процедура временной деградации оперативной информации.

Система гидротехнических измерений предназначена для обеспечения работоспособность систем программно-технического комплекса АРЧМ.

Система гидротехнических измерений выполняется в составе:

измерение уровня верхнего и нижнего бьефов;

вычисление величины действующего напора и формирование управляющих сигналов для регуляторов частоты гидротурбин (для автоматической коррекции пусковых открытий и ограничения максимальной мощности гидроагрегатов);

отображение информации об измеряемых параметрах, величине заданий и о текущих режимах работы гидроагрегатов на экране панельного компьютера;

учет и хранение информации о событиях, режимах работы и возникающих неисправностях.

Система единого времени (GPS) предназначена для ввода метки времени для всех таймеров программно-технических комплексов и настраивается по сигналам точного времени получаемых со спутников Точность привязки к астрономическому времени обеспечивается не хуже 0,5с/сут.

Для обслуживания и наладки системы АСУ ТП ГЭС в поставку входит автоматизированное рабочее место программиста, включающее в себя в себя технические средства контроля функционирования программно-технического комплекса и АСУ ТП, средства коррекции программного обеспечения и документации, средства наладки программно-технического комплекса и АСУ ТП.

Программно-технический комплекс автоматизированного рабочего места программиста обеспечивает:

тестирование аппаратуры программно-технического комплекса, в том числе модулей ввода/вывода;

прием, отображение на экранах операторских терминалов и подробное документирование сообщений о повреждениях в системе управления;

отображение и документирование сигналов, поступающих в АСУ ТП ГЭС, в том числе сигналов, характеризующие состояние АСУ ТП ГЭС и технологического объекта;

представление диагностических справок;

структурирование систем автоматического управления и регулирование в режиме диалога;

коррекцию и дополнение прикладного программного обеспечения как на уровне контроллеров, так и операторских станций;

имитацию сигналов.

На последующем этапе выполняется корректировка общестанционной системы сигнализации с установкой программно-технического комплекса основного здания и программно-технического комплекса открытого распределительного устройства.

2.2 Методика водно-энергетического расчета при обосновании выбора установленной мощности малой ГЭС с учетом модернизации и реконструкции

При модернизации и реконструкции ГЭС в первую очередь необходимо произвести водно-энергетические расчеты. Целью водно-энергетических расчетов является подготовка исходных данных для обоснования параметров и выбора основного оборудования на реконструируемой ГЭС. В качестве исходных материалов для водно-энергетических расчетов использованы среднемесячные расходы воды Нижне-Бозсуйской ГЭС-1 (далее ГЭС-1). представленные в таблице 7.

Расходы притока к ГЭС-1 за год

Таблица 7

Года с обеспе-ченностью в	Месяцы
	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
10%	61,2	65,3	58,4	47,4	52,0	54,2	50,5	56,2	52,4	54,9	54,5	41,5
50%	28,3	18,2	37,6	56,0	48,8	53,3	52,6	49,3	51,4	60,4	65,8	60,8
90%	28,1	23,6	13,2	55,9	49,5	53,3	53,7	49,8	51,6	43,9	46,0	40,9

Расходы Чирчик-Бозсуйского тракта (далее ЧБТ) полностью зависят от деятельности и требований на воду потребителей Ташкентской области. Гидроэнергетика на ЧБТ работает в режиме «по водотоку». Гидрограф среднемесячных, среднемноголетних расходов воды в створе ГЭС рекомендуется отобразить графически, используя данную таблицу, для наглядности. Водноэнергетические расчеты выполнены в среднемесячных величинах по вышеуказанному гидрологическому ряду.

Отметка верхнего бьефа ГЭС-1 387,85 м. Зависимость уровня нижнего бьефа (УНБ) от расходов показана на рисунке 3.

Мощность ГЭС определялась по формуле:

N = k * Q гэс * Hнетто, КВт,

где k - коэффициент подсчета мощности с учетом КПД турбины и генератора (k = 9,81 * т * г);

Q гэс - расход воды через агрегаты ГЭС с учетом ограничения по оборудованию, м3/с;

Hнетто - напор с учетом потерь, м.



Рисунок 3. Зависимость уровня нижнего бьефа от расходов

Всего рассмотрено семь значений установленной мощности ГЭС(далее Ny): 12; 14; 15; 16; 17; 20; 22 МВт для охвата всех возможных вариантов. Учитывая допустимый минимальный расход через агрегаты ГЭС по условиям завода поставщика (принимался в размере 60 % от номинального). Ниже показаны сводные результаты расчётов выработки от установленной мощности.

Параметры среднемноголетней выработки ГЭС при различной установленной мощности в года 10,50 и 90 % обеспеченности.

Таблица 8

Ny, МВт	Коэффициент станции kи	Количество часов использования T, ч	Выработка за год Э, ГВт.ч
	10%	50%	90%	10%	50%	90%	10%	50%	90%
12	0,96	0,85	0,75	8370	7456	6605	100,4	89,5	79,3
14	0,84	0,74	0,65	7381	6478	5681	103,3	90,7	79,5
15	0,79	0,69	0,61	6889	6064	6303	103,3	90,9	79,5
16	0,74	0,65	0,57	6458	5685	4971	103,3	90,9	79,5
17	0,69	0,61	0,51	6078	5351	4479	103,3	90,9	76,1
20	0,59	0,52	0,43	5167	4548	3807	103,3	90,9	76,1
22	0,54	0,45	0,37	4697	3928	3255	103,3	86,4	71,6

Коэффициент станции представляет собой коэффициент использования установленной мощности гидроэлектростанции в течении некоторого периода времени Т (например, за год Тг =8760ч).

Выработка электроэнергии определялась по формуле:

Э=Ny*T

где T - число часов использования установленной мощности ГЭС равен kи*Tг

Параметры среднемноголетней выработки проектируемой ГЭС при различной установленной мощности (Ny=12ч22), в расчетвзяты года с обеспеченностью в 10, 50 и 90% (см выше таблица 8).

Таким образом, из таблицы 8 видно, что предельной установленной мощностью следует считать Ny=15 МВт, поскольку при дальнейшем её увеличении, выработка не возрастает.

В таблице 3 показан годовой режим выработки электроэнергии (ээ) ГЭС при Ny=15 МВт

Режим работы ГЭС-1 при выбранной Ny=15 МВт

Таблица 9

Выработка ээ в года с обесп-тью в [млн.кВт.ч]	Месяцы
	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII
10%	9,82	9,39	9,42	7,56	8,50	8,53	8,28	9,11	8,28	8,93	8,58	6,93
50%	4,55	0,00	6,07	8,94	7,97	8,39	8,63	7,99	8,13	9,81	10,3	10,1
90%	4,51	3,40	0,00	8,92	8,08	8,39	8,80	8,07	8,16	7,14	7,24	6,82
средн.	9,82	9,39	9,42	7,56	8,50	8,53	8,28	9,11	8,28	8,93	8,58	6,93

Вывод: Следовательно реконструкция ГЭС-1 будет обеспечивать выработку в среднем Э=8611 МВт.ч. ежегодно.

По альтернативному варианту в энергосистеме обеспечивается экономия выработки электроэнергии на тепловых станциях на (1,03*8611) 8869 МВт.ч.

В переводе на тонны нефтяного эквивалента составит (8869/11,63) 763 т.н.э. или в тоннах условного топлива (8869/2,94) 3017 т.у.т.

2.3 Методика определения эффективности модернизации и реконструкции малых ГЭС

Для одной и той же технической задачи существует обычно несколько инженерных решений. Выбор наилучшего варианта производится сопоставлением их экономических показателей [45,46,47,48].

Выполняемые при этом в гидроэнергетике расчеты называются энергоэкономическими. С их помощью оценивают общую экономическую эффективность проектируемых сооружений, уточняют ряд основных параметров (например, установленную мощность, расчетный напор, подпорный уровень и т. д.) и конструктивные размеры. Рассмотрим основные и наиболее часто применяемые в электроэнергетике экономические показатели.

Полная стоимость строительства объекта определяется в сводном сметно-финансовом расчете, который учитывает все сопутствующие строительству затраты. На ранних стадиях проектирования для предварительного определения стоимости пользуются укрупненными показателями и сметами - аналогами других объектов.

По завершении строительства объекта часть затрат возвращается (стоимость временных сооружений, разборных конструкций и др.). Разность между полной сметной стоимостью строительства и возвратными суммами дает капитальные вложения К. Для выявления части капиталовложений, относимых только на энергетику, из суммы капиталовложений гидроузла исключают затраты, относимые на других участников водохозяйственного комплекса.

Для сопоставления стоимостей электростанций различных типов пользуются понятием удельных капиталовложений на один киловатт установленной мощности (стоимость установленного киловатта)

kN=K/Nycт ()

Стоимость установленного киловатта на ГЭС kN зависит в основном от природных условий и колеблется в широких пределах от 10 до 90 сум/кВт, поэтому определить ее можно только по объемам работ.

Эффективность увеличения установленной мощности МГЭС рассмотрена ниже путём сопоставления прироста расчётных затрат по топливу в альтернативном варианте.

Не меняя основных технических решений, можно в определённых пределах увеличить на ДN установленную мощность электростанции, установив, например, один-два дополнительных агрегата, что потребует дополнительных капиталовложений ДК. В этом случае определяют стоимость дополнительного киловатта установленной мощности

ДkN=ДK/ДNycт

Для ГЭС значение ДkN обычно не превышает 2-3 сум/кВт.

Приращение мощности ГЭС требует затрат только на здание ГЭС и оборудование, но не влияет на стоимость основных гидротехнических сооружений и водохранилища. Для ТЭС приращение мощности связано с сооружением дополнительного блока, и поэтому стоимость дополнительного киловатта почти такая же, как и основного.

Строительство ГЭС длится обычно дольше, чем ТЭС, что чаще всего связано с недостатками планирования. Однако отечественный и зарубежный опыт показывает, что крупную ГЭС можно построить за 7-8 лет, ГЭС средней мощности за 5-6 лет.

Различные сроки строительства, связанные с «омертвлением» капиталовложений при увеличении продолжительности строительства, учитываются путем подсчета приведенных к единому году (например, к году пуска) капиталовложений

Кприв=К(1+с)t

где К -- капиталовложения рассматриваемого года; t - число лет, определяющих рассматриваемый год от единого расчетного; р=0,08 - норма учета фактора времени.

Капиталовложения в строительство объекта определяют стоимость его основных производственных фондов (сооружений, оборудования).

Ежегодные издержки электростанции И складываются из постоянных издержек Ип, состоящих в свою очередь из эксплуатационных издержек Иэ и амортизационных издержек Иа, и топливных Итоп, зависящих от фактической выработки энергии,

И=Ип+Итоп=Иэ + Иа+ Итоп

Эксплуатационные издержки Иэ - это расходы на заработную плату персонала, материалы и текущий ремонт. Заработная плата прежде всего зависит от численного состава персонала, определяемого штатным коэффициентом, т. е. числом работающих на 1 ГВт установленной мощности. Для ГЭС в среднем по стране этот показатель составляет 300 чел/ГВт.

Эксплуатационные издержки ГЭС принимаются пропорционально установленной мощности

Иэ=иэN

где иэ - удельные эксплуатационные издержки, не превышающие 0,5 сум/кВт для крупных и 1 сум/кВт для средних ГЭС.

Амортизационные отчисления предприятия ежегодно отчисляют в госбюджет в виде определенного процента стоимости основных производственных фондов. Принимая эту стоимость равной капиталовложениям, получаем

Иа = p /100 К,

где р -- норма амортизационных отчислений, %; для ГЭС p = 1,6%.

Смысл амортизационных отчислений в том, что основные фонды, являющиеся общегосударственной собственностью, постепенно изнашиваются и их стоимость переходит на стоимость произведенной продукции. К концу срока службы за счет амортизационных отчислений в госбюджете накапливается сумма, достаточная для восстановления (реновации) износившегося оборудования и сооружений за вычетом средств, истраченных за счет этих же отчислений на капитальные ремонты. Норма отчислений по отдельно рассматриваемому оборудованию составляет 3-6 %, что связано с его более интенсивным износом по сравнению с сооружениями.

Топливные издержки на ГЭС отсутствуют. Анализ структуры ежегодных издержек показывает, что на ГЭС до 82 % издержек составляют амортизационные отчисления.

Амортизационные отчисления на капремонт и реновацию приняты исходя из срока службы сооружений. Эксплуатационные расходы определены с учётом численности эксплуатационного персонала и установленной мощности МГЭС.

Себестоимость электроэнергии

S = И/Э,

где Э - годовая выработка электроэнергии.

Прибыль П в электроэнергетике определяется как

П=Ц-И,

где Ц--отпускная цена электроэнергии по тарифам.

Приведенные данные говорят о высокой экономичности ГЭС. Однако при решении вопроса о целесообразности строительства; любой конкретной ГЭС необходимо убедиться в том, что нет более эффективных вариантов получения того же энергетического эффекта.

Метод сравнительной экономической эффективности является основным в энергоэкономических расчетах [46,47,48]. Для обоснования эффективности проектируемая ГЭС сравнивается с условной заменяемой (альтернативной) ТЭС, которая могла бы создать в энергосистеме тот же энергетический эффект. При этом с учетом меньшей надежности ТЭС ее мощность принимают на 10-15% больше мощности рассматриваемой ГЭС, выработку с учетом повышенного расхода энергии на собственные нужды увеличивают на 2-7%. Тип заменяемой ТЭС принимают в соответствии с намечаемым местом ГЭС в графике нагрузки энергосистемы: в качестве заменяемой может быть блочная или полупиковая КЭС, ГТУ или комбинация ТЭС разного типа. Для выполнения сопоставления определяют по формуле (2.14) капиталовложения в строительство ГЭС и заменяемой ТЭС--Кгэс и Ктэс; а также ежегодные издержки Игэс й Итэс по формулам (2.18) и (2.20). В качестве топлива для ТЭС принимают замыкающее топливо, которое в данном районе имеется в достаточном количестве, но по стоимости будет использовано в последнюю очередь.

Если Кгэс < Ктэс и Итэс < Итэс, то ГЭС считается абсолютно эффективной и дальнейший расчет не производится. Если строительство ГЭС обходится дороже, чем ТЭС, т. е. Кгэс>Ктэс, то в варианте ГЭС требуются дополнительные капиталовложения, равные Ктэс - Кгэс. Но при этом будет происходить ежегодная экономия на издержках Итэс-Игэс, так как издержки ГЭС меньше, чем издержки ТЭС. Такое соотношение капиталовложений и ежегодных издержек позволяет определить срок окупаемости дополнительных капиталовложений

(2.10)

или обратную ему величину - коэффициент экономической эффективности

(2.10)

ГЭС признается экономически эффективной, если

Т?Тн; е?ен

Где Тн и ен - нормативные значения срока окупаемости и коэффициента эффективности, устанавливаемые директивно.

Нормативный коэффициент приведения разновременных затрат принят равным 0,08.

Удельные приведенные затраты на топливо приняты равными 6,0 тийин/кВтч.

Срок окупаемости дополнительных капиталовложений должны соответствовать нормативному 8,3 года, чтобы МГЭС была рекомендована к строительству [32,45-48].

Основные технико-экономические показатели Малой ГЭС.

Таблица 10

№№ п.п.	Наименование показателей	Единицы измерения.	Показатели
1	Установленная мощность	МВт
2	Гарантированная мощность	МВт
3	Расчётный расход ГЭС	м3/сек
4	Напор
	- максимальный	м.
	- минимальный	м.
	- расчётный	м.
5	Среднемноголетняя выработка электроэнергии	ГВтч.
6	Число часов установленной мощности	час
7	Число агрегатов	шт
8	Сметная стоимость, в т.ч.:	тыс. сум
	в т.ч.: возвратные суммы.	Тыс. сум
9	Капиталовложения.	Тыс. сум
10	Ежегодные издержки,	тыс. сум
	в т.ч.: эксплуатационные	тыс. сум
11	Удельные капвложения
	на 1 кВт установленной мощности	сум
	на 1 кВтч выработки электроэнергии	сум
12	Себестоимость электроэнергии.	т/кВтч
13	Годовая экономия топлива.	Тут
14	Срок окупаемости дополнительных капвложений.	Лет
15	Коэффициент рентабельности	%

Экономическая эффективность малых ГЭС. Стоимость установленного киловатта малых ГЭС обычно значительно выше, чем крупных ГЭС. Многие малые ГЭС работают без регулирования стока по вынужденному графику на водохозяйственных попусках и не могут вытеснять мощность ТЭС, что ухудшает их эффективность. Наиболее эффективными оказываются малые ГЭС в отдаленных, не имеющих связи с энергосистемой районах. В этих случаях экономически приемлемые удельные капиталовложения в малые ГЭС могут доходить до 300 сум/кВт, в районах, охваченных энергосистемами, - до 50-100 сум/кВт. Высока эффективность малых ГЭС, сооружаемых в составе водохозяйственных гидроузлов, когда затраты на ГЭС определяются только стоимостью оборудования и энергетических сооружений.

Общая (абсолютная) эффективность ГЭС.

Оценка общей эффективности характеризуется рентабельностью ГЭС в процессе эксплуатации, которая определяется как отношение чистой прибыли к балансовой стоимости основных фондов, каковыми для проектируемой ГЭС являются капиталовложения.



Таблица 11 - Определение коэффициента рентабельности.

№№ п.п.	Наименование показателей	Единица измерения	Показатели
1	Стоимость основных фондов	Тыс. сум.
2	Выработка электроэнергии	ГВтч
3	Тариф	сум/кВтч
4	Стоимость товарной продукции с учётом потерь	Тыс. сум.
5	Ежегодные издержки	Тыс. сум.
6	Чистая прибыль	Тыс. сум.
7	Коэффициент рентабельности.	%

Коэффициент рентабельность проектируемой МГЭС должна быть выше минимальной банковской ставки (10%), что говорит о финансовой эффективности МГЭС на перепаде в процессе эксплуатации [32].

Выводы по главе 2

Для большинства ГЭС потребителем будет являться объединенная энергетическая система Республики Узбекистан. Максимум нагрузки приходится на зимний период. Посчитайте сколько денег было потрачено на строительство ГЭС... А каков выход электроэнергии? Зачем повышать цены на электрическую энергию, если их можно понизить за счет модернизации и реконструкции гидроэлектростанций? Существуют технологии, которые позволяют очень быстро и недорого модернизировать или реконструировать уже построенные малые гидроэлектростанции для увеличения производства электроэнергии в разы.

Внедрение новых технологий позволяет без увеличения эксплуатационных расходов увеличить производство электрической энергии, что позволяет снизить цену на электроэнергию для населения, промышленных предприятий, учреждений. Внедрение технологий на еще строящихся гидроэлектростанциях позволит кардинально решить вопрос со снабжением источниками энергии для промышленности и бытовых нужд. Несмотря на снижение цены для конечного потребителя электрической энергии, прибыль энергогенерирующего предприятия увеличится за счет снижения себестоимости электрической энергии.

В рамках выполнения постановления главы государства “О Программе мер по реализации важнейших проектов по модернизации, техническому и технологическому перевооружению производства на 2009-2014 годы” от 12 марта 2009 года в энергетике реализуются десятки инвестиционных проектов, направленных на модернизацию, техническое и технологическое перевооружение предприятий отрасли, внедрение ресурсосберегающих технологий, обеспечение надежного и качественного снабжения потребителей электрической и тепловой энергией.

После завершения испытаний выдала экологически чистую электроэнергию малая гидроэлектростанция при Ахангаранском водохранилище. Пуск двух ее агрегатов увеличит потенциал энергосистемы Узбекистана на 66,5 миллиона кВт/час в год.

Как сообщили в специализированном объединении “Узсувэнерго”, завершаются испытания после ее модернизации на Андижанской ГЭС-2, благодаря чему энергетический потенциал Узбекистана повысится еще на 171 миллион кВт/час в год. Сооружение новых объектов, построенных по передовым технологиям, позволило создать десятки новых рабочих мест.

Освоение возобновляемых энергоресурсов, к которым в первую очередь относится гидравлическая энергия водных потоков, ведется в рамках Программы развития малой гидроэнергетики Республики Узбекистан, утвержденной постановлением Кабинета Министров страны от 28 декабря 1995 года. Она нацелена на эффективное использование гидроэнергетического потенциала рек, водотоков Узбекистана и гидротехнических сооружений.

Гидроэлектростанции строятся также на ирригационных каналах и естественных водотоках. В 2003 году была введена в эксплуатацию Ургутская малая ГЭС на канале Даргом в Самаркандской области. Прорабатываются вопросы строительства малых гидроэлектростанций на перепаде Гульба канала Даргом в Самаркандской области и на реке Эрташсай - в Ташкентской.



Глава 3. Разработка рекомендации по повышению энергоэффективности Малых ГЭС

3.1 Рекомендации по повышению энергоэффективности при модернизации и реконструкции малых ГЭС

Для электростанций, где назрели вопросы реконструкции и технического перевооружения агрегатов, характерны следующие особенности: большинство ГЭС оборудованы поворотно-лопастными гидротурбинами, эксплуатационные режимы которых далеки от оптимального КПД по приведенному расходу; на ряде ГЭС осуществлено увеличение установленной мощности турбин на 10-25 % по сравнению с проектом за счет форсирования режима работы гидротурбин; статистическое распределение использования мощности агрегата сместилось и последние годы в сторону высоких нагрузок по сравнению с проектом [27,28,29].

В результате форсировки режимов работы гидротурбин и изменения режимов работы ГЭС ухудшилось энергетическое использование водотока, так как средневзвешенный по выработке КПД оказался на 5-10 % ниже максимально возможного для данного типа гидротурбин [34].

Наряду со снижением эффективности использования водотока и смещением работы гидротурбин в зону более низких значений КПД и повышенных динамических нагрузок наблюдается тенденция снижения надежности гидроагрегатов: рост интенсивности отказов лопастей, возрастание скорости разрушения турбинных подшипников, усиление кавитационной эрозии проточного тракта гидромашин и т. д.

Повышение эффективности и надежности гидросилового оборудования со сроком службы, превышающим нормативный, неизбежно потребует его замены. Необходимость замены диктуется не только физической изношенностью основных элементов агрегатов, но и тем обстоятельством, что они морально устарели по отношению к современным типам гидротурбин, а также изменившимися требованиями к ГЭС со стороны энергосистем.

Вопросы, связанные с реконструкцией и техническим перевооружением гидротурбинного оборудования, наиболее целесообразно решать в рамках комплексной реконструкции гидроэлектростанций [17]. Это направление должно стать основным в XХI веке и прийти на смену модернизации отдельных узлов оборудования, которая проводилась с целью обеспечения нормативной эксплуатационной готовности ГЭС. Для успешного решения вопросов замены гидротурбин при реконструкции и техническом перевооружении необходимо: оценить эффективность использования водотока существующим гидротурбинным оборудованием при сложившихся режимах работы и выбранных параметрах (частота вращения п и диаметр рабочего колеса турбины; определить оптимальные требования к параметрам нового гидротурбинного оборудования;

Выполнить предложенное позволяет приведенная ниже методика. Исходные данные методики: универсальная характеристика гидротурбины которая находится из опыта эксплуатации действующих ГЭС.

Для известных режимов работы гидроагрегата оптимальное решение ищется рассмотрением различных вариантов зон работы на универсальной характеристике . Критерием выбора выступает, как правило, наибольшая выработка электроэнергии. В диссертации предлагается учет потерь в турбинах и сопрягающих сооружениях МГЭС. Расчет целевой функции ведется для каждого из вариантов при соблюдении следующих основных условий:

1) при равенстве годовых стоков диапазон изменения напора для турбины сохраняется одинаковым (для водохранилищ ГЭС не многолетнего регулирования);

2) распределение проходящих через турбину объема воды по напорам является неизменным;

3) найденная из опыта эксплуатации ГЭС статистическая закономерность использования мощности агрегата, сохраняется постоянной;

4) диаметр рабочего колеса остается постоянным.

Настоящие Рекомендации применяются при разработке технологической части проекта на строительство новых и на расширение, реконструкцию и техническое перевооружение действующих гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций мощностью с агрегатами мощностью не более 5 МВт. Рекомендации могут использоваться при разработке проектов малых гидроэлектростанций мощностью менее 10 МВт.

В случае, если эффективная работа электростанции в заданном диапазоне используемых напоров может быть обеспечена гидромашинами нескольких систем, окончательный выбор должен производиться на основе технико-экономического сопоставления вариантов. При выборе диапазона изменения напоров следует руководствоваться следующими соотношениями: H min для капсульных турбин H min/ H max >= 0,4. Для осевых и диагональных поворотно-лопастных турбин >= 0,5. Для радиально-осевых турбин ---- >= 0,6 - 0,65; Для ковшовых турбин ---- >= 0,9; При большем диапазоне изменения напоров рассматривается применение двухскоростных гидроагрегатов.

При равных показателях надежности и технико-экономических показателях с учетом эксплуатационных затрат принимается наибольшая технически возможная мощность с учетом соображений по унификации оборудования как по условиям изготовления, так и по условиям эксплуатации на каскаде. Наибольшая технически возможная мощность гидромашины обосновывается по результатам анализа следующих факторов: характеристики энергосистемы и ее требований к режимам работы электростанции, в том числе к участию электростанции в покрытии пиков графика нагрузки, условиям аварийного отключения гидроагрегата и пропуска санитарного расхода; требований по режимам уровней воды в нижнем бьефе; геоморфологических и геологических условий створа гидроэлектростанции; наименьшего значения потерь.

3.2 Рекомендации по технико-экономическому обоснованию эффективности малых ГЭС при модернизации и реконструкции

Технико-экономическое обоснование строительства малой гидроэлектростанции и водноэнергетические расчеты. Определение установленной мощности ГЭС и условного числа часов использования установленной мощности.

Расчет гидроэнергетического потенциала (ГЭП) речного стока выполняется на основе результатов гидрологических изысканий.

По результатам изысканий определяются возможные варианты нормального подпорного уровня (НПУ) гидроузла для обеспечения расчетного напора на ГЭС. обеспечивающего экономическую целесообразность строительства гидроэлектростанции. Выбор отметки НПУ обусловлен соображениями не затопления значительного количества земель и охраны окружающей среды.

Расчеты выполняются для среднего по водности года 50% обеспеченности и для маловодных лет 75% и 95% обеспеченности. При проведении расчетов исходят из возможности вести регулирование стока в зависимости от полезного объема водохранилища. При малой полезной емкости водохранилища может быть осуществлено лишь суточное регулирование. В этом случае ГЭС рассчитывается для работы в режиме водотока.

При определении ГЭП, обосновании компоновки и размеров конструкций сооружений необходимо иметь в виду, что при работе в будущем в составе каскада ГЭС (если выше по течению будет размещаться водохранилище с достаточно большим объемом, емкость которого позволит производить долговременное регулирование), расчетные расходы через данный гидроузел могут возрасти. Компоновка гидроузла должна позволить в дальнейшем произвести реконструкцию ГЭС с целью увеличения ее мощности.

Проводятся исследования гидроэнергетического потенциала водотока и при уменьшенных и при повышенных уровнях (по сравнению с принятыми уровнями) воды в верхнем бьефе.

Значение годового гидроэнергетического потенциала для лет различной обеспеченности определяется как сумма произведений количества часов в месяце на ежемесячные значения теоретической мощности Nгэc гидроэлектростанции. Значение Nгэс определяется по формуле:

Nгэс = 9,81 Q H Кг,

где Q среднемесячное значение расхода в м3/с;

Н величина напора, в метрах (м), определяемая как разность отметки НПУ водохранилища и отметки в нижнем бьефе ГЭС;

Кг - коэффициент полезного действия гидроэнергетического оборудования [8,12,25].

При расчетах необходимо учитывать работает ли ГЭС в каскаде ГЭС. При работе вне каскада среднемесячные значения отметок нижнего бьефа зависят от топографических характеристик, расходов воды в нижнем бьефе и сезонных особенностей водного режима. Данные отметки определяются на основании изыскании. При работе ГЭС в каскаде значения отметок нижнего бьефа определяются условиями эксплуатации нижерасположенной ГЭС.

Данный расчет приведен для случая, когда в верхнем бьефе плотины поддерживается постоянный уровень воды.

Методика определения установленной мощности для объектов малой энергетики значительно упрощается по той причине, что удельный вес малых гидроэлектростанций в государственных энергосистемах составляет менее 2%. Изменение их мощности практически не сказывается на экономичности работы энергосистемы.

В общем случае установленная мощность ГЭС состоит из трех слагаемых:

Nуст = Nгap + Nсез + Nрез,

где Nгap , Nсез , Nрез - соответственно, гарантированная, сезонная и резервная мощности.

Гарантированная это мощность, с которой ГЭС участвует в покрытии графика нагрузки энергосистемы. При малом удельном весе ГЭС в энергосистеме, обеспеченность мощности можно принять в пределах 74 - 85%.

Сезонная - это мощность, позволяющая увеличить выработку электроэнергии малой ГЭС и тем самым сэкономить топливо в периоды, когда ресурс водотока превосходит гарантированную мощность.

Резервная мощность, которая может быть расположена на малой ГЭС и значение которой устанавливается, исходя из потребности в резерве энергосистемы в целом [22].

При наличии ограничений полезной емкости водохранилища для проведения суточного регулирования, при назначении установленной мощности малой ГЭС, ее можно принимать равной сумме гарантированной и сезонной мощностей ГЭС, равной при этом мощности но водотоку, обеспеченной на 10... 15%, то есть:

Nгар + Nсез = Nвод(10-15%)

Что касается резервной мощности, то при значительной сезонной мощности (свыше 10% от гарантированной мощности), специально резервная мощность может не проектироваться и установленная мощность в таком случае определяется по последней формуле.

После определения установленной мощности ГЭС уточняется возможная выработка электроэнергии (ЭГЭС), кВтч, т.е. учитывается ограничение по установленной мощности но формуле:

Эгэс=Nгэс*Дt,

где Nгэс мощность ГЭС, (кВт), обеспеченная расходом и напором, но не превышающая значения установленной мощности, т.е. Nгэс ? Nгэсуст

Дt интервал времени, в течение которого ГЭС работает с мощностью Nгэс, ч.

Далее производится деление расходов реки возможных к использованию (Q), при работе ГЭС в режиме водотока на расходы ГЭС и сбросные расходы. При этом расходы ГЭС в периоды, когда Nгэсвод > Nгэсуст будут не выше пропускной способности турбины ГЭС (расчетного расхода ГЭС) (Qгэс ). м3/с, определяемой по формуле:

Qгэс=Nгэсуст/(9,81*Нр*за)

где Нр - расчетный напор ГЭС (м), значение которого рекомендуется принимать равным средневзвешенному напору (Нср.взв).

Сбросной расход реки (Qcбp), м3/с, определяется по формуле:

Qсбp= Q-Qгэс

Средневзвешенный напор ГЭС (Нср.взв), (м), необходимый для установления расчетного напора (Нр) и выбора параметров энергетического оборудования, определяется по формуле:

Нср.взв=?(Эгэсвод*Н)/?Эгэсвод

Нср.взв=?H*Nгэсвод*Дt/Nгэсвод*Дt



где Эгэсвод - соответственно, выработка электроэнергии, кВт ч;

Nгэсвод - мощность ГЭС по водотоку. кВт;

Н - полезный напор, м;

Дt продолжительность расчетного интервала времени, ч.

Определяется условное число часов использования установленной мощности ГЭС:

Туст = Эгэс / Nycт, часов.

Расчет экономии топлива при строительстве малой ГЭС.

Для расчета экономии топлива при строительстве малой ГЭС необходимо знать количество вырабатываемой на ГЭС электроэнергии (Эгэс ), а также затраты топлива на производство такого же количества электрической энергии на замещаемой электростанции.

Определение экономии топлива от строительства малой ГЭС:

Определение количества электроэнергии, отпущенной малой ГЭС:

Эотпгэс = Эгэс x (1 - бснээ), кВт ч,

где бснээ - коэффициент потребления электроэнергии на собственные нужды малой ГЭС (на электрическое оборудование), принимается равным в диапазоне 0,2 - 1,0 процент.

Необходимое количество электроэнергии, отпущенной с шин электростанций с учетом потерь в электрических сетях:

Эотпэс = Эотпгэс х (1+ ДЭпот), кВт ч,

где Эотпгэс электроэнергия, отпущенная ГЭС и потребленная предприятием, кВт ч;

ДЭпот - коэффициент потерь в электрических сетях на транспортировку электроэнергии, равен 0,105 в среднем.

Экономия топлива от строительства малой ГЭС:

ДBгэс = Эотпэс х bээср *10-6, т.у.т.,

где Эотпэс - количество электроэнергии, отпущенной с шин электростанций, с учетом потерь в электросетях, кВтч;

bээср - удельный расход топлива на отпуск электроэнергии принимается равным фактическому расходу топлива на замыкающей станции в энергосистеме за год, предшествующий составлению расчета т.у.т./кВт ч. [45,46,47,48]

Расчет срока окупаемости строительства малой гидроэлектростанции

Необходимо определить укрупненные капиталовложения для строительства малой ГЭС.

Стоимость строительства малой ГЭС определяется по сметам или по аналогу, принятому для расчета. В последующем проводятся уточнения в результате выполнения строительного проекта. Капиталовложения определяются как Кгэс.

Определение срока окупаемости строительства малой ГЭС:

Срок = Кгэс/(ДВгэс х Стопл), лет,

где Кгэс - капиталовложения в строительство малой ГЭС, млн. сум.;

ДВгэс - экономия топлива от строительства малой ГЭС, т у.т.;

Стопл - стоимость 1 т.у.т., (тыс. сум.), уточняется на момент составления расчета (Приложение 2).

Определение основных параметров Нижне-Бозсуйской ГЭС. Практическое применение разработанной программы.

Первым шагом в программе [Приложение 1] является выбор типа гидроэнергетической установки. Выбрав ГЭС вводим исходные данные для расчета рисунок 4.

Рисунок 4. Окно для ввода исходных данных для определения основных параметров гидроэлектростанции

Введя данные, программа тут же подсчитает и за доли секунд у вас есть основные параметры ГЭС: удельная мощность, коэффициент полезного действия, выработка электроэнергии, её стоимость и т.д. (рисунок 5). И уже на месте вы можете обосновывать эффективность модернизации и реконструкции.

Рисунок 5. Окно результатов по определению основных параметров гидроэлектростанции

Экономия топливных ресурсов при модернизации Нижне-Бозсуйской ГЭС.

Установленная мощность Нижне-Бозсуйской ГЭС 15 МВт, ежегодная выработка 90.07 млн. кВтч. На тепловой электростанции (альтернативном источнике энергии) потребление на собственные нужды выше, поэтому эквивалентный объем выработки принимается с коэффициентом 1.03, то есть

90 070 000 х 1.03 = 92 772 100 кВтч.

На производство 1 кВтч требуется 400 гр. условного топлива, а на выработку 92 772 100 кВтч потребуется:

92 772 100 х 0.0004 = 37. 109 тыс.тут (тонн условного топлива).

1 тут составляет по теплотворной способности 7000 ккал.

1000 м3 газа по теплотворной способности составляет 8000 ккал.

7000 : 8000 = 0.875 - переходной коэффициент к газу.

1 тонна угля составляет по теплотворной способности 2060 ккал.

7000 : 2060 = 3.4 - переходной коэффициент к углю.

Ежегодная экономия топлива составит:

газа - 37.109 х 0.875 = 32.47 млн.м3,

угля - 37.109 х 3.4 = 126.17 тыс. тонн.

Эксплуатация Нижне-Бозсуйской ГЭС позволит сократить ежегодное потребление газа на 32.47 млн. м3 или на 126.17 тыс. тонн угля.

Сжигание одной тонны органического топлива требует потребления трех тонн атмосферного кислорода. При утилизации на ТЭС 126.17 тыс. тонн угля расходуется 378.5 тыс. тонн кислорода, не говоря уже о значительных выбросах вредных веществ в воздушную среду.

Определение ущерба, связанного с компенсацией потребляемого кислорода на альтернативной ТЭС

При сжигание на альтернативной ТЭС 126.17 тыс. тонн Агренского угля используется 378.5 тыс. тонн атмосферного кислорода в год. Один гектар зеленых насаждений в солнечный день выделяет до 200 кг кислорода. Число солнечных дней в году в условиях рассматриваемого региона - 290.

Общее количество кислорода, продуцируемого с одного гектара в год: 290 х 200 = 58 000 кг, или 58 т/год.

Для восстановления изымаемого из воздушной среды кислорода, утилизированного на ТЭС в количестве 378.5 тыс.т/год, необходима посадка порядка 6.5 тыс. га зеленых насаждений.

Выводы по главе 3.

Учитывая, что - энергетика является основой для развития экономики любого государства и поэтому ее развитие должно идти опережающими темпами [3];

- в последние годы, в связи с резким ростом мировых цен на ископаемые источники энергии и сокращением их разведанных запасов, в мире наблюдается бум, на реализацию проектов в области ВИЭ, как нетрадиционных (солнечной, ветровой, геотермальной энергии), так и традиционных - гидравлическая энергия водных потоков;

- тенденция роста цен на ископаемое топливо и металлы будет продолжаться;

- ужесточение требований к охране окружающей среды и борьба за более комфортные условия жизни и здоровье населения, ограничивает возможности строительства тепловых и атомных электростанций, а также крупных гидроузлов;

- глобальное потепление климата на нашей планете, вызванное ростом вредных выбросов в атмосферу, заставляет государства вводить ограничения на выбросы для промышленных предприятий, что способствует внедрению энергоэффективных технологий и реализации ВИЭ проектов, в частности строительство или модернизация и реконструкция ГЭС.

Можно выделить некоторые достоинства этих мероприятий: экологическая чистота производства электроэнергии; себестоимость электроэнергии, вырабатываемой на ГЭС значительно ниже, чем на ТЭС; покупка электроэнергии требует валютных средств и менее надежна, так как сопредельные государства продают электроэнергию по остаточному принципу; реализация этого проекта, вписывается в концепцию энергетической самостоятельности Узбекистана. отчасти решается социальная проблема занятости населения, в период строительства.



Заключение

Результаты проведенных исследований и анализ установил следующее:

Собственные водные ресурсы РУз не могут обеспечить растущие потребности отраслей хозяйства. На ближайшую обозримую перспективу основными способами регулирования стока рек в интересах всех потребителей останутся водохранилища. В РУз имеются неиспользованные резервы регулирования стока собственных водных источников, но недостаточные для того, чтобы полностью покрыть растущие хозяйственные потребности. Объективные обстоятельства - отсутствие подходящих естественных чаш на территории РУз для создания контррегулирующих водохранилищ требуемого объёма - приводят к необходимости заключения паритетных соглашений по взаимопоставкам воды, энергии или энергоносителей. Имеющиеся неиспользованные резервы строительства новых ГЭС смогут покрыть часть потребностей в пиковых нагрузках, однако для нормального функционирования энергосистемы требуется наращивание производства пиковой энергии на маневренных парогазовых установках или покупка её в соседних странах. Существующие каскады ГЭС на реках и каналах не эффективно используют технический по...