Методика обоснования параметров малых гидроэлектростанций

Наилучшие показатели в данном случае имеют масла группы S М, что выражается в меньших скоростях износа узлов трения. Крометого, более высокое значение высокотемпературной вязкости масла №3 дает большее снижение скоростей износа сопряжений трения как в ЦП Г, так и в подшипниках коленчатого вала. Это же подтверждается самым малым содержанием металлических продуктов износа в конечных пробах масла.

Массы отложений, представленные ниже в табл. 3, на контрольных элементах (маслоотражатель в клапанной крышке и маслозаборник маслонасоса) также меньше при работе двигателя на маслах группы SM (21—31 мг) по сравнению с маслами группы SL (46—64 мг).

Таким образом, разработанная методика обеспечивает получение достоверной сравнительной информации по ресурсным изменениям моторных масел, а также по всем группам их показателей, используемых при проведении испытаний на допуск моторного масла к применению на тех или иных типах двигателей.

СПИСОК /

1. Метелев, A.A. Разработка методики и создание установки для проведения ресурсных испытаний моторных масел [Текст] / A.A. Метелев, А.Ю. Шабанов, А.Б. Зайцев // XXXVIII Неделя науки СПбГПУ: материалы междунар. научной конф. Ч. III.— СПб.: Изд-во Политехи, ун-та, 2009.— С. 5—7.

2. Метелев, A.A. Методика и результаты ресурсных испыт // XXV Междунар. научно-техн. конф. «Улучшение эксплуатационных показателей автомобилей, тракторов и двигателей», посвящ. 300-летию Царского Села. СПб.: Изд-во СПбГАУ, 2010,- С. 113-123.

3. Метелев, A.A. О влиянии времени работы мотор-

Таблица 3

Измеренные массы отложений на контрольных весовых элементах в клапанной крышке и масляном поддоне

Расположение контрольного весового элемента Значения отложений для четырех образцов масел двух групп качества

Группа SL Группа SM

Масло №1 Масло №2 Масло №3 Масло №4

В клапанной 58 46 24 21

крышке

В масляном 64 52 28 31

поддоне

В перспективе планируется установка на стендовые двигатели штатных систем подавления токсичности, что позволит оценивать также совместимость моторных масел с ними по уровню снижения эффективности гашения отдельных токсических компонент при длительной работе двигателя на испытуемом моторном масле.

ного масла в двигателе на изменение его физико-химических показателей [Текст] / A.A. Метелев, А.Ю. Шабанов, А.Б. Зайцев // XXXIX Неделя науки СПбГПУ: Матер, междунар. научно-практ. конф., Ч. III.— СПб.: Изд-во Политехи, ун-та, 2010,— С. 8—10.

4. Метелев, A.A. Расчетное обоснование режима работы стендового двигателя при проведении ресурсных испытаний энергосберегающих моторных масел [Текст] / A.A. Метелев, А.Ю. Шабанов, А.Б. Зайцев // ХХХХ Неделя науки СПбГПУ: Матер, междунар. научно-практ. конф., 4.1 II,— СПб.: Изд-во Политехи, ун-та, 2011.-С. 5-7.

УДК 621.22 623.3 620.91 622.63

Ю.С.Васильев, Г.И.Сидоренко, В.В.Фролов

МЕТОДИКА ОБОСНОВАНИЯ ПАРАМЕТРОВ МАЛЫХ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Во многом энергетическая безопасность в современных условиях формируется на региональном уровне. Степень обеспеченности регионов собственными топливно-энергетическими

ресурсами — один из основных показателей восприимчивости регионов к угрозам энергетической безопасности. Освоение и использование местных энергетических ресурсов (гидроэнерге-

тика малых рек, ветровая энергия, древесное топливо и др.) в России позволит в перспективе перевести многие регионы на энергообеспечение за счет возобновляемых источников энергии (ВИЭ), обеспечив их энергетическую независимость [3,7].

Программы развития региональной гидроэнергетики формируются на основе водноэнерге-тических кадастровых исследований. Энергетическое использование гидроресурсов в настоящее время наиболее эффективно путем создания каскадов гидроэлектростанций. В России к малым гидроэлектростанциям (МГЭС) относятся ГЭС мощностью до 25—30 МВт [4]. МГЭС могут работать по водотоку или выполнять регулирование стока в интересах энергетики, повышая гарантированную отдачу. Оба типа МГЭС имеют свою специфику работы [1—4]. МГЭС можно классифицировать по разным критериям: по мощности, напору, режиму работы, степени автоматизации и другим [4]. На рис.1 дана классификация МГЭС по благоприятным условиям создания.

Правильный выбор параметров МГЭС имеет ключевое значение для обоснования ее экономической эффективности, с одной стороны, и повышения ее экологичности, с другой. МГЭС характеризуется комплексом свойств, которые определяют эффективность ее функционирования в различных аспектах. В общем случае эти свойства отражают экономическую эффективность, качество и надежность производства электроэнергии, влияние на природную среду, экономические и социальные условия.

Обоснование параметров МГЭС — сложная комплексная задача. На это, безусловно, влияют природные, социальные, экологические, экономические, технические и другие факторы. В процесс создания и функционирования МГЭС вовлекаются различные виды ресурсов (ограниченных), оценка которых (при обеспечении основной цели — энергоснабжения) и определяет обоснованность выбора ее параметров.

Основополагающие принципы и теория обоснования параметров гидроэнергетических объектов изложены в классических работах [1,2]. Применительно к МГЭС эти подходы были адаптированы в [4]. Инженерные проблемы проектирования МГЭС рассмотрены в работах [4, 12]. В практике часто реализуется проектирование под определенный гидроагрегат. В работе [6] дано достаточно полное формализованное описание многопараметрической задачи обоснования параметров МГЭС.

Следуя [6] в качестве критерия оптимальности, используемого при обосновании параметров МГЭС какприродно-технической системы, принят интегральный критерий:

п п

/о = где =1.

ы /=1

Коэффициент иг определяет важность каждого локального критерияв принятии решения. В некоторых случаях целевая функция может быть представлена в более простом виде [ 10]:

Рис. 1. Классификация малых гидроэлектростанций по природным условиям строительства

3

/=1 к=\

где Р — вектор оптимизируемых параметров МГЭС; 3(Р) — суммарные затраты в варианте МГЭС с учетом вне энергетических, социальных и экологических эффектов; 3, — затраты непосредственно в системе энергоснабжения (на основе МГЭС); 32 — затраты, связанные с изъятием природных ресурсов (земля, вода и др.) для реализации системы энергоснабжения; З3 — затраты , связанные с ликвидацией или компенсацией ущерба, нанесенного окружающей среде системой энергоснабжения; 34 — затраты, связанные с поддержанием определенного уровня надежности, живучести и т. д.; 35 — прочие затраты;^'4 — дополнительные внеэнергетические эффекты (технологические); — дополнительные эффекты социальные; — дополнительные эффекты экологические. Как правило, первая составляющая существенно больше второй. Варианты в (2) тождественны по производственному эффекту.

Оптимизируемыми параметрами являются: схема создания напора, отметка нормального подпорного уровня, полезный объем водохранилища, установленная мощность МГЭС, число гидроагрегатов, тип-марка турбин, диаметр рабочего колеса турбины, тип компоновки здания М ГЭС и другие [ 1—9,12]. П ред полагается известным размещение створа МГЭС на водотоке. Решение задачи выбора оптимальных створов МГЭС в каскаде дано в [9].

При известном месторасположении створа МГЭС изучаются исходные данные: топографический план участка реки, геологические и гидрологические условия [11]. Намечаются варианты состава сооружений в створе гидроузла. Для русловых или приплотинных зданий МГЭС в створе гидроузла размещаются водосбросное сооружение и глухая плотина.

Водосбросным сооружением может быть здание МГЭС (совмещенное с поверхностными или донными водосбросами), водосливная плотина, береговой поверхностный или донный водосброс. Размеры здания МГЭС определяются в соответствии с параметрами устанавливаемого энергетического оборудования. Длина здания МГЭС определяет, какую часть

напорного фронта не может занимать водосбросное сооружение.

Размеры водосбросных сооружений определяются по условию пропуска расхода заданной обеспеченности. Длина глухой плотины должна обеспечивать замыкание створа. При проектировании этих сооружений определяются все их параметры, объемы бетонных и земляных работ. Проверяется устойчивость сооружений и определяются величины капиталовложений.

Компоновка сооружений в выбранном створе зависит от параметров МГЭС. Рассмотрим наиболее типичный случай, когда напорный фронт создается зданием МГЭС, водосливной и глухой плотиной. В процессе проектирования необходимо выбрать место для каждого из сооружений и определить их основные размеры.

Процесс компоновки сооружений — итерационный. На первом этапе на топографическом плане и геологическом профиле по створу намечается предполагаемое размещение сооружений (пока без каких-либо расчетов их размеров). Это дает информацию для последующих расчетов: отметки местности, геологические характеристики и т.д.

Затем вычисляются размеры здания М ГЭС в плане. Определяется первоначальная длина водосливного фронта. Проверяется, умещаются ли в расчетном створе здание МГЭС и водосливная плотина. Используется следующая очередность проектирования отдельных сооружений в выбранном створе: проектируется глухая плотина и определяются капиталовложения на один погонный метр; далее проектируется водосливная плотина; при обосновании длины водосливного фронта учитывается возможность ее уменьшения за счет увеличения удельного расхода и протяженности глухой плотины.

Перейдем к формализованному описанию задачи. В составе сооружений МГЭС выделяются: глухая плотина, водосливная плотина, собственно здание М ГЭС, канал (подводящий и/или отводящий) или напорный трубопровод (подводящий и/ или отводящий). Соответственно обозначим вектора параметров этих сооружений— (Х)в , (А')в , (Х)3, (Х)к, (X)т. Их можно описать так:

Размеры, определяющие длину блока МГЭС

х\ — длина надводной части блока, м; х\ — толщина напорной стенки (н.ст.), м;

Х3 — длина водоприемной камеры, м; х\ — расстояние от левого края н.ст. до оси агрегата, м;

х| — расстояние от оси до правого края стенки блока, м;

х^ — расстояние от левого края нижней камеры

до оси агрегата, м; х3 — расстояние от оси до конца верхнего строения, м;

х^ — расстояние от конца верхнего строения до

конца фундаментной плиты, м; Х9 — расстояние от левой стенки нижней камеры

до оси рабочего колеса (РК), м; х^ — расстояние от оси РК до конца фундаментной плиты, м; Ху — длина нижней камеры, м; х32 — общая длина блока, м

Размеры, определяющие высоту блока МГЭС

х33 — общая высота блока, м; Х[34 — высота турбинной камеры, м; х35 — высота нижней камеры, м; х^ — расстояние между минимальным УВБ и верхней кромкой РК, м; х\-1 — расстояние от верхней до нижней кромки РК, м;

х^ — толщина фундаментальной плиты, м; х^ — расстояние от нижней кромки отсасывающей трубы (ОТ) до дна нижней камеры, м; Х20 — расстояние между минимальным УНБ и

нижней кромкой ОТ, м; х21 — высота блока, м;

х\2 — расстояние между минимальным уровнем

ВБ и дном ОТ, м; х\ъ — высота ОТ на выходе, м; Х24 — расстояние от поверхности земли до оси трубопровода, м

Высотные отметки и характерные размеры по высоте

х25 ~~ минимальный напор МГЭС, м; Х26 ~ максимальный напор МГЭС, м; х27 ~ максимальная отметка уровня верхнего бьефа, м;

х28 ~~ минимальная отметка уровня верхнего бьефа, м;

х29 ~~ максимальная отметка уровня нижнего бьефа, м;

Хз0 — минимальная отметка уровня нижнего бьефа, м;

х^ — высота отсасывания, м Габаритные размеры агрегата

Х32 — диаметр рабочей камеры с учетом направляющего аппарата (НА), м; Х33 — диаметр РК турбины, м; Хз4 — диаметр ОТ на выходе, м; х|5 — входной диаметр ОТ, м; Хз6 — характерный размер спиральной камеры, м

Ширина блока МГЭС Х37 — ширина блока, м;

Хз8 — ширина подвода к спиральной камере или

ширина приемной камеры, м; х^ — ширина стенки блока, м; Хф — ширина нижней камеры, м;

— ширина основного прохода в спиральную камеру, м;

Х42 — ширина дополнительного прохода в спиральную камеру, м.

Схемы сооружений с указанием параметров приведены в [6].

Обозначим управляющие (оптимизируемые) параметры выделенных сооружений с помощью векторов - (К)л, (К)в, (К)3, (К)к, (К)т. Их можно описать так:

Общие параметры УП — полезный объем водохранилища, м3; Лц — схема создания напора, о. е.; ZHПy — отметка нормального подпорного уровня, м;

Здание МГЭС

Л3Я3 — тип здания станции, о. е.;

УУу — установленная мощность МГЭС, кВт;

т — число блоков в здании станции;

<2ГМ — максимальный расход, пропускаемый через

агрегаты станции, м3/с;

ЛГА— тип гидроагрегата, о. е.;

1)] — диаметр рабочего колеса турбины, м;

и — частота вращения рабочего колеса турбины,

об/мин

Водосливная плотина Нв — высота водосливной плотины, м; Ьв — длина водосливной плотины, м

Открытый канал (У)к — вектор координат оси канала в плане и профиле, м; Ьк — ширина канала по дну, м

Напорный трубопровод

(У)т— вектор координат оси трубопровода в плане

и профиле, м; ВТр — диаметр трубопровода, м

Приняты следующие допущения: 1) на М ГЭС установлены однотипные гидроагрегаты, имеющие одни и те же технико-экономические характеристики; 2) число блоков здания МГЭС совпадает с числом установленных агрегатов. На элементы векторов (К); накладываются ограничения, которые сформулированы в [6,7].

В соответствии с основными сооружениями МГЭС выделены вектора базовых свойств [6]. Вычисление базовых свойств осуществляется на основе математических моделей сооружений М ГЭС. Под математической моделью сооружений М ГЭС будем понимать совокупность математических зависимостей, устанавливающих связь между базовыми свойствами и управляющими переменными. В данной статье основное внимание уделено описанию математической модели здания М ГЭС. В качестве примера в табл.3 дано описание базовых свойств оборудования и сооружений МГЭС:

Здание МГЭС

Эг(/) — энергия, вырабатываемая МГЭС за год у, кВт.ч;

А^") — мощность МГЭС в режиме ¡, кВт;

г|г(/) — коэффициент полезного действия МГЭС

в режиме ¡, о. е.; Н(Р) — статический напор на МГЭС в режиме /, м; 0Т(1) — расход на МГЭС в режиме /, м3/с; Щ — общий объем здания станции, м3; н>0 — удельный объем бетона в здание станции, м3/кВт;

Гот — площадь отчуждения земель под здание станции, \г:

И73 — объем земляных работ по зданию станции, м3; Рт — вес турбины, т; Рд — вес генератора, т.

Важное значение в общей схеме обоснования параметров М ГЭС имеют водноэнергетические расчеты. Для фиксированных параметров ГЭС

решается задача регулирования стока и обосновывается установленная мощность МГЭС, а также определяется гарантированная выработка электроэнергии.

Параметры оборудования и сооружений М ГЭС (Я,, ТУу, т, 0ГМ, Ят, 2),, п) влияют на базовые свойства МГЭС. Рассмотрим вычисление первых трех базовых свойств (табл. 3) во времени с учетом регулирования стока.

При проведении водноэнергетических расчетов решается следующая оптимизационная задача. Пусть и 1к — соответственно начальный и конечный моменты времени. Для заданного периода времени Т = ], разбитого на к непересекающихся интервалов /е(1,&),

и заданных зависимостях а(У/) и требуется найти максимум функционала

к

Э = £Л,Д/, ^ тах, = ^ —¡-х, (3) ;'=1

ДЛЯ

лг,.=9,81 аДл,;^ , = Ям2+///;

Н1 =й

при ограничениях

<2,<е™, о^,<ктах.

В зависимостях (3)—(6) для режима /использованы следующие обозначения: А^. — мощность МГЭС; (¿1 — расход МГЭС; //; — средний напор; Н¡ — напор МГЭС нетто; ^ — объем воды в водохранилище; — потери воды из водохранилища (холостые сбросы, потери на испарение, фильтрацию, забор воды из водохранилища во-допотребителями и водопользователями); — приточность воды в водохранилище, 0ГМ — максимальная пропускная способность МГЭС; Итах — максимальный объем водохранилища.

Энергопроцесс в водопроводящем тракте (ВТ) МГЭС непосредственно определяет мощность, выдаваемую М ГЭС в разных режимах. Математическая модель энергопроцесса в ВТ М ГЭС описывается следующими соотношениями.

Ежегодная выработка энергии на М ГЭС в год /составит

эг0')=

К),

где / • и — номера начального и конечного режимов работы МГЭС в водохозяйственном году }. Каждый режим /длится определенный период, а сумма этих временных периодов за год равна продолжительности года.

Развиваемая мощность МГЭС в режиме / составит

где

где е —ускорениесвободного падения; и (О _ коэффициент полезного действия гидротурбины в режиме /; (/) — коэффициент полезного действия генератора в режиме /.

Расход турбины 0,(7) определяется по формуле

0т(/) = -

т

Потери напора в водопроводящем тракте М ГЭС в режиме /:

у на)=

=Е щ* (О+^ (О+X ^ (О+0')' <1

к к

где УА,. (/) — потери в проточной части гидротурбины,

УЛ;

Напор на турбине в режиме /:

к к где //(/) = VZi?(/)-VZ#(/) — статический напор в режиме /; VZi? (/), VZ^/ (/) — уровни воды

соответственно в верхнем и нижнем бьефе.

Уровни воды в верхнем бьефе в каждый момент времени определяются по графику изменения уровней в водохранилище, уровни в нижнем бьефе — расходами воды, поступающими в нижний бьеф (независимо оттого, идут ли они через турбины МГЭС, водосброс или другие сооружения) по кривой (} = /(г).

Потери напора У^ (/) в водоприемнике с решеткой определяются по формуле

^ (0 =

где Ев/ — средняя скорость воды в водоприемнике в режиме /, 'в — коэффициент потери напора на решетке. Потери напора по длине Ук1к (/) определяются по формуле Вейсбаха—Дарси (для трубопровода деривационной М ГЭС):

где Ец. — средняя скорость воды в к-м элементе трубопровода в режиме/; у — коэффициент потерь напора по длине; Ьк — длина к-то участка трубопровода.

Местные потери Уктк (/) зависят от типа и конфигурации местных сопротивлений.

За расчетный напор МГЭС принимается средневзвешенный напор нетто:

где НТ (/) — напор на гидротурбине в режиме /; — время работы в режиме /.

Частота вращения ротора генератора принимается равной частоте вращения турбины. При наличии мультипликатора с учетом коэффициента его передачи. Для определения основных параметров гидрогенератора исходными данными служат: номинальная мощность гидротурбины тип гидроагрегата Ят, диаметр рабочего колеса 2), и его номинальная частота вращения п.

Агрегаты М ГЭС следует по возможности комплектовать серийными асинхронными генераторами или двигателями в качестве генераторов, а в случае необходимости — серийными повышающими передачами — мультипликаторами. В ряде случаев могут быть использованы серийные синхронные генераторы.

Математическая модель здания МГЭС позволяет осуществить расчет ориентировочных размеров здания М ГЭС и объема бетона в нем в зависимости от параметров М ГЭС. Расчетные схемы различных типов зданий М ГЭС приведены в [6]. Определены области применения различных типов зданий М ГЭС.

В качестве примера, рассмотрим схему, ще Я3 = 1 (показана на рис.2). Здание МГЭС данного типа имеет открытую турбинную камеру и прямоосную коническую отсасывающую трубу Ширина блока МГЭС данного типа определяется соотношением

х31 = кгВь

ще — постоянный коэффициент из интервала 2,5-3.

Толщина стенки блока постоянна и равна х39 = 0,45. Ширина приемной камеры составит

х38 =х37-^х39'

Ширина нижней камеры принимается равной ширине приемной камеры:

х40 = х38;

так как схема потока симметрична, то х41 + х42 =

= х38-

Габаритные размеры, определяющие длину отдельных элементов МГЭС, находятся по следующим зависимостям:

толщина напорной стенки х2 = 0,45 м; расстояние от оси агрегата до внешней плоскости стенки приемной камеры х5=х35/2;

расстояние от начала приемной камеры до оси агрегата (для данной схемы х7 = х4) х4 = х5 + 1 м;

расстояние от оси агрегата до конца верхнего строения, х7 = х5 — х2 + 1,45 м;

длина верхней части блока МГЭС X! Х4 Ху] расстояние от оси отсасывающей трубы до конца нижней части блока МГЭС,

х10 Х1 х4 х8'

выходной диаметр отсасывающей трубы х34 = 1,8

расстояние от левой стенки нижней камеры до оси отсасывающей трубы х9 =х34 / 2 + (0,8-

-1,0)А;

длина нижней камеры блока МГЭС х11=х9+хю +0, 45 м;

т

Рис. 2. Здание станции с открытой турбинной камерой и прямоосной конической отсасывающей трубой

длина блока М ГЭС хп=хА+ х10.

Габаритные размеры, определяющие длину и высоту отдельных элементов МГЭС, находят следующим образом.

Характерные уровни воды в верхнем бьефе: ==

Характерные уровни воды в нижнем бьефе: х29 = maxZ#(.), х30 = тж!Н{.).

Высота нижней камеры:

*15 =*19 + *20 +*29 _ %)+ Й1' где й, = 0,5 — 0,75 м — конструктивный запас.

Расстояние от нижней кромки отсасывающей трубы до дна нижней камеры составит

х19= (1 -1,5)£, при Д <1м;

х19 = Д при Д >1м.

Заглубление нижней кромки отсасывающей трубы под минимальный уровень нижнего бьефа составит х2о = - 0,5 м.

Толщина дна нижней камеры принимается равной х18 = 0,45 м.

Расстояние от верхней до нижней кромки рабочего колеса турбины равно

где к2 = 0,85 — 1,0 (для радиально-осевых гидротурбин), к2 = 0,6 — 0,85 (для осевых гидротурбин).

Высота приемной камеры составит

х14 =х17+х27-х2% + а2, (19) где к3 — постоянный коэффициент из интервала 1,0—1,8; а2 = 0,5—1,0 м.

Высота блока здания М ГЭС определяется по формуле

х13 =х14+х15+ х18+ 0,45 .

Для обеспечения безкавитационной работы отметка рабочего колеса гидротурбины УРА', в режиме / должна удовлетворять условию

VЖ/=VZ#/ + #S,

где //Л; — допустимая высота отсасывания в режиме /, определяемая в основном коэффициентом кавитации. С учетом зависимости VZi/(0 и формулы для определения допустимой высоты отсасывания, а также универсальной характеристики гидротурбины строят зависимость ЧРК = /(0 для различных напоров с учетом числа работающих агрегатов. В каче-

стве отметки принимают полученную минимальную отметку

УРК = тт

Вес гидротурбин, выпускаемых серийно, определяется по данным завода-изготовителя. Для прогнозируемых гидротурбин вес вычисляется по эмпирическим зависимостям. Например, для поворотно-лопастных (ПЛ) гидротурбин

РТ = 2,88(Д )2,1 (тах(Ят (-)))0'4 с10; (23) для радиально-осевых (РО) гидротурбин:

/>т=17,4е0'46л>

где с,о — константа (поправочный коэффициент), Ят( ) — напор на гидротурбине в различных режимах.

Удельный объем бетона определяется по уравнению вида [7]:

и>0 = а0 + а!% + а2Д + а^ЩЬ^ + а4Н +

____л

+ а5%// + а6 Д// + а7%Д// + а8// + + а9п8Н2 + а10Д//2 +ап%Д//2,

где п8 —коэффициент быстроходности гидротурбины, об/мин, который определяется по формуле

/т1'25.

Например, для компоновки МГЭС (/?, = 1) имеем

а0 = 13,17; а, = -6,754; а2 = -6,962; а3 =3,686;

а4 = -4,585; а5 = 2,4] щ = 2,549; а7 =-1,386;

щ = 0,4786; а9 = -0,2558; а10 = -0,2815;

щ, = 0,155.

Аналогичные модели построены для 20 типов МГЭС [5-8, 12].

На основе предложенных моделей энергопроцесса, оборудования и сооружений разработаны алгоритмы оптимизации параметров и режимов работы МГЭС. На рис. 3 и 4 показаны экранные формы результатов расчета оптимального режима работы М ГЭС и ему соответствующий оптимальный график выдачи мощности. Задачи дальнейших исследований: 1. Развитие формализованного подхода к обоснованию параметров М ГЭС путем вклю-

Рис. 3. Экранная форма программы оптимизации параметров малых ГЭС. График хронологических расходов

Рис. 4. Экранная форма программы оптимизации параметров малых ГЭС. Оптимальный режим выдачи мощности

чения новых инженерных решений, внедренных Работа выполнена при поддержке Министер-

в практику проектирования М ГЭС. ства образования и науки РФ по государствен-

2. Развитие информационного, алгоритми- ным контрактам N«02.740.11.0750 ФЦП «Кадры»

ческого и программного обеспечения для водно- и N«16.516.11.6107 ФЦП «Исследования и раз-

энергетических расчетов и оптимизации пара- работки» и гранта Президента РФ НШ-

метров МГЭС. 4807.2012.8.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Щавелев, Д.С. Гидроэнергетические установки [Текст] / Д.С.Щавелев, Ю.С.Васильев, Г.А.Претро [и др.]; Под ред. Д.С.Щавелева. — 2-е изд. — Л.: Энергоиздат, 1981. — 520 с.

2. Использование водной энергии [Текст] / Под ред. Ю.С.Васильева.— М.: Энергоатомиздат, 1995.— 608 с.

3. Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников энергии в России [Текст] / Под ред. П.П. Безруких. — СПб.: Наука, 2002.— 314 с.

4. Гидроэлектростанции малой мощности [Текст]: Учеб. пособ. / Под ред. В.В. Елистрато-ва.^ СПб.: Изд-во Политехи, ун-та, 2005.— 432 с.

5. Сидоренко, Г.И. Методика и оценка экономического гидроэнергетического потенциала на основе технологий САПР МГЭС [Текст] /Г.И. Сидоренко // Труды ИПМИ КарНЦ РАН.^ 2005. Вып. 6.- С. 89-118.

6. Исследование и разработка математических моделей и методов внешнего проектирования гидроэнергетических объектов с учетом требований окружающей среды [Текст] // Отчет о НИР №01.97.0005361 / Науч. рук. Г.И. Сидоренко.- 162 с,

7. Сидоренко, Г.И. Основы и методы определения комплексного потенциала возобновляемых энергоресурсов региона и его использования [Текст]: Автореф. дисс. ... доктора техн. наук. / Г.И. Сидоренко.— СПб., 2006. - 33 с.

8. Сидоренко, Г.И. Методика обоснования параметров малых ГЭС с учетом социально-экологических ограничений [Текст] /Г.И. Сидоренко // Матер. 10-й международной науч. конф. «Сахаровские чтения 2010 года: экологические проблемы XXI века». Часть 2,— 20—21 мая 2010 года.^ Минск, Республика Беларусь / Минск: Изд-во МГЭУ им. А.Д.Сахарова, 2010,— С. 180— 181.

9. Сидоренко, Г.И. Обоснование параметров малых гидроэлектростанций с учетом социально-экологических ограничений [Текст] /Г.И. Сидоренко, Е. А. Ельцова // Экология промышленного производства.— 2010. № 2. - С. 61-68.

10. Сидоренко, Г.И. Экономика установок нетрадиционных и возобновляемых источников энергии. Технико-экономический анализ [Текст]: Учебное пособие / Г.И. Сидоренко, И.Г. Кудря-шева, В.И. Пименов,— СПб.: Изд-во Политехи, ун-та, 2008.— 247 с

11. Климатические факторы возобновляемых источников энергии / В.В.Елистратов, Е.М.Акен-тьева, М.М.Борисенко [и др.] / Под ред. В.В.Ели-стратова, Н.В.Кобышевой, Г.И.Сидоренко. — СПб.: Наука, 2010. - 235 с„ ил.

12. Карелин, В.Я. Сооружения и оборудования малых гидроэлектростанций [Текст] / В.Я. Карелин, В.В. Волшаник,— М.: Энергоатомиздат, 1986.— 200 с.