Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Состояние вопроса и задачи исследования 9
1.1 Состояние малой гидроэнергетики в России и за рубежом 9
1.2 Возможность использования малых ГЭС для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей в Челябинской области
1.2.1 Краткая природно-климатическая характеристика региона 14
1.2.2 Обзор существующих водохозяйственных объектов Челябинской области 15
1.2.3 Сельское хозяйство как потребитель энергии 18
1.2.4 Анализ существующего оборудования для малой гидроэнергетики 19
1.2.5 Возможность применения существующих микроГЭС в Челябинской области 25
1.3 Обоснование методов исследования 28
1.4 Выводы и задачи исследования 34
Глава 2 Теоретические исследования гидроэнергетического потенциала готовых напорных гидроузлов 36
2.1 Теоретические исследования гидрологических параметров водохранилищ Челябинской области 36
2.1.1 Статистические характеристики месячного стока воды 39
2.1.2 Основные законы распределения, применяемые при моделировании внутригодового стока 49
2.1.3 Теоретические исследования слоя осадков региона 56
2.1.4 Исследование испарения с водной поверхности водохранилищ Челябинской области 60
2.2 Определение энергетики створа на примере Аргазинского гидроузла при помощи имитационного моделирования 66
2.2.1 Характеристика Аргазинского гидроузла 67
2.2.2 Теоретические аспекты составления модели
2.2.3 Разработка имитационной модели работы готового напорного гидроузла 70
2.3 Гидроэнергетический потенциал готовых напорных гидроузлов Челябинской области (гидроэнергетический кадастр) 77
2.4 Выводы по главе 83
Глава 3 Теоретическое и экспериментальное обоснование технических решений использования энергетического потенциала напорных гидроузлов .85
3.1 Технические решения пристроя малых ГЭС к гидроузлам 86
3.2 Электроснабжение автономных сельскохозяйственных потребителей при помощи микроГЭС 92
3.2.1 Разработка мобильной приплотинной микроГЭС сифонного типа 95
3.2.2 Теоретический расчет сифона гидроэлектростанции 96
3.2.3 Проектирование приплотинной гидроэлектростанции для условий Челябинской области 99
3.2.4 Экспериментальные исследования микроГЭС сифонного типа 104
3.3 Выводы по главе 111
Глава 4 Оценка целесообразности электроснабжения от малых и микро ГЭС 114
4.1 Оценка целесообразности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей от малой ГЭС 115
4.1.1 Экономические показатели малых ГЭС при готовом напорном фронте 117
4.1.2 Экономические показатели линий электропередач 121
4.1.3 Определение целесообразности электроснабжения от МГЭС 129
4.1.4 Определение целесообразности электроснабжения от МГЭС
на примере водохранилища с. Баландино 133
4.2 Энергоэкономические показатели приплотинной микроГЭС
сифонного типа 134
4.3 Выводы по главе 136
Основные выводы 138 Список литературы
- Обзор существующих водохозяйственных объектов Челябинской области
- Основные законы распределения, применяемые при моделировании внутригодового стока
- Электроснабжение автономных сельскохозяйственных потребителей при помощи микроГЭС
- Экономические показатели малых ГЭС при готовом напорном фронте
Обзор существующих водохозяйственных объектов Челябинской области
Территория Челябинской области является водоразделом для европейской части России и Западной Сибири, районом, где реки в основном начинают свое течение. Поэтому речная сеть развита недостаточно и представлена рядом притоков рек бассейнов Камы, Тобола и Урала [61].
Общее количество рек в области превышает 3,5 тысячи, но абсолютное большинство (90 %) относится к очень малым, длиной менее 10 км. Основным речным бассейном является бассейн реки Тобол (62,2 % площади области) 9 9
Разнообразие климатических условий и геолого-геоморфологическое строение области обуславливают весьма неравномерное распределение речной сети. Густота речной сети довольно низкая и составляет в среднем по области 0,2 км на 1 км территории. По территории области она уменьшается с запада на восток и с севера на юг. В Предуралье и горной части изменяется в пределах 0,4-0,7 км 9 9 на 1 км , а в Зауралье - от 0,01 до 0,4 км на 1 км . 98 % рек области относятся к малым рекам [30, 53]. По характеру течения реки области делятся на горные и равнинные. К горным рекам можно отнести все реки западного склона Уральского хребта, которые характеризуются большими уклонами, значительными скоростями течения, узкими, иногда щелевидными долинами, каменистым дном, сюда относятся также верховья рек Урала, Миасса, Уя и их притоки, стекающие по восточному склону Уральских гор. К равнинным рекам относятся все остальные реки Тобольского бассейна и левобережные притоки Урала [63].
Климатические условия области накладывают свой отпечаток на водный режим рек. По характеру водного режима и источникам питания реки равнинного Зауралья относятся к Казахстанскому типу, а реки Предуралья и горных районов - к восточноевропейскому [11].
Для всех рек области характерно высокое весеннее половодье и низкий сток в остальное время года. Преимущественное значение имеет снеговое питание рек.
Характер питания рек определяет особенности распределения стока в течение года. В горных районах (р. Ай, р. Юрюзань и др.) сток весеннего периода (апрель-июнь) составляет 55-60 % от годового. В Зауралье доля весеннего стока возрастает с севера на юг от 65 % (р. Синара и др.) до 80-90 % (р. Уй, р. Курасан и др.) [53].
Наиболее низкая водность наблюдается в зимнее время, когда реки полностью переходят на подземное питание. Доля зимнего стока (декабрь-март) изменяется в пределах 8-10 % в северо-западных районах до 2-4 % в юго-восточных, а на малых реках юга области снижается до 0,2-0,5 % [11].
К готовым напорным гидроузлам относятся створы с готовым напорным фронтом (водохранилища неэнергетического назначения, пруды, перепады каналов и др.).
Челябинская область является вододефицитной, поэтому сток большинства рек региона зарегулирован. По результатам исследований на территории Челябинской области находятся 412 готовых напорных гидроузлов, суммарный полный объем которых составляет 3400 млн м , полезный - 2630 млн м (приложение А). Наибольшее число водохранилищ (73 %) относится к бассейну р. Тобол, на втором месте по зарегулированному стоку - бассейн р. Урал (18 %) и бассейн р. Кама - 9 % от общего числа водохранилищ (таблица 1.4) [55, 56].
Группа малых водохранилищ (93 %) емкостью до 10 млн м ( 0,01 км ) насчитывает 383 объекта. Основное назначение этих водохранилищ - обеспечение потребностей орошения, водоснабжения, рыбное и сельское хозяйство (водопой, разведение водоплавающих птиц) [55].
Второй группой водохранилищ (5,6 %) являются водохранилища неэнергети-ческого назначения объемом от 10 млн м до 100 млн м (от 0,01 до 0,1 км ) [55]. Немногочисленную группу представляют собой водохранилища с полным объемом больше 100 млн м (0,1 км ), которые относятся к средним, всего 5 (1,2 % от общего числа) [55].
В области находится только одно водохранилище, относящееся к категории крупных - Аргазинское водохранилище на р. Миасс в Аргаяшском районе, площадь водного зеркала составляет 113 км , а полный объем - 1000 млн м (1 км ) [55].
Создаваемый плотинами этих гидроузлов напор и сбросы в нижний бьеф могут быть использованы для выработки электроэнергии. Использование готовых напорных гидроузлов для целей гидроэнергетики позволит повысить комплексное использование водных ресурсов, а данные по гидроэнергетическому потенциалу готовых напорных гидроузлов могут повысить интерес к водным объектам Челябинской области, что позволит снизить количество бесхозных водохранилищ (в области насчитывается около двухсот гидроузлов, нуждающихся в определении собственника). Вследствие того, что абсолютное большинство водохранилищ области не предназначено для целей гидроэнергетики, использовать их энергетические ресурсы необходимо без вмешательства в конструкцию плотины. 1.2.3 Сельское хозяйство как потребитель энергии
Роль энергетического обеспечения аграрных предприятий в последние годы возросла. Это связано с непропорциональным (преобладающим) ростом тарифов на энергоресурсы, по сравнению с ценами на сельхозпродукцию, что в значительной степени увеличило энергетическую составляющую в себестоимости последней (с 6...9% до 15...20 %, а по продукции птицефабрик и теплиц - до 30% и более) [79].
Снизить затраты на электроэнергию позволит использование возобновляемых источников энергии (ВИЭ).
По мнению Международного энергетического агентства, использование ВИЭ в сельских районах сдерживается рядом факторов: энергоснабжающие предприятия, которые потенциально могли бы быть заинтересованы в строительстве систем возобновляемой энергетики, до недавнего времени не имели для этого достаточных стимулов, в частности из-за структуры тарифов и проблемы неплатежей. Недостаток доступных ресурсов и ограниченный доступ к кредитам не позволяют небольшим промышленным или сельскохозяйственным потребителям инвестировать средства в технологии возобновляемой энергетики. Большинство населения в сельской местности не может себе позволить индивидуальную установку ВИЭ. В то же время некоторые достаточно состоятельные семьи могли бы вложить деньги в оборудование возобновляемой энергетики для получения надежного электро- и теплоснабжения своих домов. Недавно приватизированные фермы также являются потенциальными инвесторами в оборудование внесетевой возобновляемой энергетики. В прошлом советские колхозы подключались к энергосистеме бесплатно, сейчас фермы должны оплачивать подключение. В случае, если строительство линии электропередачи слишком дорого, фермеры вынуждены искать другие возможности, многие из них могли предпочесть ВИЭ, если бы они знали о потенциальных ресурсах и существующих технологиях [14].
Основные законы распределения, применяемые при моделировании внутригодового стока
Гидроэнергетические ресурсы области по энергетической ценности весьма разнообразны. Наиболее богаты энергией водотоки горнозаводской зоны (зона № 1), здесь более развита водная сеть, а также имеются значительные перепады высот [16]. Долинные реки в этом отношении уступают горным, а энергетические возможности равнинных рек еще ниже. Юг области выражен маловодной сетью рек казахстанского типа, основной сток которых (80 %) проходит в весенний паводок. Поэтому для целей водоснабжения эти реки практически на 100 % зарегулированы низконапорными глухими плотинами (зона № 2). Абсолютное большинство водохранилищ этой зоны относятся к малым, с мощностью менее 10 кВт, исключение составляют Магнитогорское (180 кВт - по сработке полезного объема, 174 кВт - потенциал естественного стока), Верхнеуральское (1000/365 кВт), Троицкое (100/1100 кВт) и Южноуральское (130/470 кВт) водохранилища. Несмотря на незначительные энергетические ресурсы гидроузлов 2-й зоны, их общий гидроэнергетический потенциал составляет более 40 % общего гидроэнергетического потенциала готовых напорных гидроузлов области, что обусловлено их большой плотностью (1 гидроузел на 160 км2, тогда как для 1-й зоны - 1 гидро-узел на 245 км ). Зона 3 - северо-восточная часть области, выраженная озерной и болотистой местностью, где практически отсутствуют реки и, соответственно, водохранилища. Гидроузлы этой зоны являются малыми и по энергетическому потенциалу схожи с гидроузлами 2-й зоны, однако небольшая плотность распре-деления (1 гидроузел на 548 км ) позволила определить их в отдельную зону.
Внутригодовое распределение мощности гидроузлов для трех гидроэнергетических зон с 75 %-й обеспеченностью представлено на рисунке 2.16. Внутригодовое распределение гидроэнергетических ресурсов готовых напорных гидроузлов по зонам
Анализ рисунка 2.16 показал, что при определении установленной мощности гидроэнергетической установки на гидроузлах Челябинской области необходимо учитывать климатические особенности области, в частности долю зимнего стока в разных районах области, который в период с декабря по март осуществляется только за счет подземного стока; мощность после прохождения паводка с апреля по июнь уменьшается в 5 раз для первой зоны и более чем в 7 раз для 2-й и 3-й зон.
При анализе гидроэнергетического потенциала готовых напорных гидроузлов выявлена зависимость мощности естественного стока от коэффициента зарегулированное (а) (рисунок 2.17).
Гидроэнергетический потенциал естественного стока гидроузла имеет обратную зависимость от коэффициента зарегулированности стока. Данная зависимость объясняет значительный потенциал (долю) естественного стока для водохранилищ 2-й гидроэнергетической зоны (а— 1), доля естественного стока в гидроэнергетическом потенциале водохранилищ 1-й зоны меньше, что обусловлено коэффициентом зарегулированности, который для 1-й зоны составляет 0,5.
Большая часть сельского хозяйства сосредоточена на юге области. Водохранилища в южной части области (2-я зона) весьма рассредоточены по территории, использование их гидроэнергетического потенциала позволит снизить затраты на электроэнергию сельскохозяйственных производств.
Как отмечено в «Концепции промышленной политики Челябинской области на период до 2020 года» [49], в энергосистеме Челябинской области Златоустовско-Кропачевский энергоузел не обладает достаточной надежностью электроснабжения. Улучшить положение позволит ввод малых гидроэлектростанций, мощность которых в горно-заводском районе (1-я зона) выше, чем в общем по области.
Гидроэнергетический потенциал готовых напорных гидроузлов Челябин 83 ской области составляет 8-9 % от общего валового потенциала гидроэнергоресурсов территории [61]. Несмотря на незначительную долю гидроэнергетического потенциала готовых напорных гидроузлов в Челябинской области, его использование является наиболее привлекательным из-за отсутствия крупных капиталовложений, вследствие уже имеющегося напорного фронта.
Для использования выявленного гидроэнергетического потенциала необходимо разработать технические решения его использования.
Проведенные теоретические исследования гидрологических параметров напорных гидроузлов и их гидроэнергетического потенциала позволили сделать следующие выводы: 1) определен внутригодовой модуль стока с разной обеспеченностью для гидроузлов, расположенных в каждом из гидроэнергетических районов Челябинской области, позволяющий определять приток воды к водохранилищу разной обеспеченности при недостатке гидрологической информации; 2) получено уравнение корреляционной связи, позволяющее восстановить годовые суммы осадков региона по известному стоку, а также выявлено внутри-годовое распределение осадков на территории Челябинской области, позволяющее определить их для водохозяйственного года различной водности; 3) определены доли месячных сумм испарений разной обеспеченности, позволяющие определять их для неизученных водохранилищ Челябинской области; 4) разработана имитационная модель работы готовых напорных гидроузлов, позволяющая исследовать и определять внутригодовые изменения гидроэнергетических параметров напорных гидроузлов. Данная модель подтверждает адекватность математических моделей природно-климатических факторов Челябинской области, а также доказывает необходимость рассмотрения внутригодово-го изменения гидроэнергетических параметров гидроузлов, влияющих на них природно-климатических факторов и режимы работы водопользователей. Адек 84 ватность разработанной модели готовых напорных гидроузлов подтверждена с помощью имитационного моделирования в программном пакете Scilab-Scicos на примере Аргазинского гидроузла. Выбор гидроэнергетической установки с учетом среднегодовых значений природных факторов может оказаться неточным, что приведет установку в нерабочее состояние, а также будет способствовать неполному использованию энергетических ресурсов водохранилища; 5) разработан гидроэнергетический кадастр готовых напорных гидроузлов Челябинской области, позволивший выделить 3 гидроэнергетические зоны: наиболее перспективна 1-я зона (горнозаводская) с гидроэнергетическим потенциалом 194,6 млн кВт-ч/год, 2-я зона (южная часть области) - 130,3 млн кВт-ч/год и 3-я зона (северо-восточная часть) - 17,3 млн кВт-ч/год. Установленные закономерности внутригодового распределения энергетического потенциала гидроузлов позволяют утверждать, что при определении мощности гидросиловой установки необходимо учитывать значительное снижение энергетических ресурсов створа в зимний период на 80-90 %, особенно для 2-й и 3-й гидроэнергетических зон. Число часов работы малых гидроэлектростанций в Челябинской области, находящихся большей частью в первой гидроэнергетической зоне, составляет 6000 часов в год, микроГЭС - 4320 часов в год.
Электроснабжение автономных сельскохозяйственных потребителей при помощи микроГЭС
Рисунок 4.9 доказывает, что эксплуатационные затраты на ЛЭП ниже с увеличением напряжения, вследствие уменьшения затрат на покрытие потерь электрической энергии. Так, при увеличении напряжения с 6 кВ до 10 кВ ежегодные издержки уменьшаются на 17 %, а при увеличении напряжения с 10 кВ до 35 кВ -на 40 %.
При определении приведенных затрат (4.4) учитывались зависимости рисунков 4.4-4.7. Вычисленные значения Зпр в зависимости от схемы электроснабжения, передаваемой мощности и длины линии представлены в приложении Ж.
Расчет приведенных затрат позволил определить рациональные схемы электроснабжения, так при различных уровнях напряжения потребителя экономически эффективным будет использование схемы, где напряжение потребителя равно напряжению линии и генератора. В этом случае не требуется дополнительных затрат на строительство подстанции, однако этот вариант ограничен по мощности и длине линии. При питании потребителя напряжением 0,38 кВ от генератора иного напряжения более оправданным является схема с линией 10 кВ, затраты на которую отличаются менее чем на 10 % от линии 6 кВ, потери же в линии 10 кВ меньше. Кроме того, линия может быть построена на перспективу. Применение распределительной сети напряжением 6 кВ в условиях сельскохозяйственного производства имеет ряд недостатков: снижается пропускная способность линии и предельная длина распределительной линии, затрудняется возможность резервирования с ближайшими подстанциями по распределительной линии.
Таким образом, в дальнейших расчетах при рассмотрении линии с напряжением, отличным от напряжения потребителя, напряжение генератора рассматривается равным 10 кВ.
Сравнивать по приведенным затратам экономически целесообразный вариант электроснабжения (от ЦЭС или МГЭС) является неуместным, так как капитальные затраты при питании от МГЭС будут заведомо больше. Однако преимущество МГЭС состоит в производстве дешевой электроэнергии. По разнице в стоимости электроэнергии можно судить о целесообразности электроснабжения от МГЭС.
Проведенные исследования позволяют сделать вывод о значительном влиянии стоимости электроэнергии у потребителя от расстояния от источника электроснабжения до него. На рисунках 4.10-4.12 представлены зависимости стоимости электроэнергии, вырабатываемой МГЭС с учетом затрат на ЛЭП.
Зависимость стоимости электроэнергии от расстояния до потребителя с учетом затрат по ЛЭП при напряжении потребителя 0,4 кВ
Зависимость стоимости электроэнергии от расстояния до потребителя с учетом затрат по ЛЭП при напряжении потребителя 6 кВ н О г
В качестве параметра для определения экономической целесообразности электроснабжения от МГЭС выбран показатель рентабельности капиталовложений, показывающий прибыль, которую дает каждый вложенный рубль:
Учитывая ставку рефинансирования или средний уровень доходности, считаем, что электроснабжение от МГЭС является целесообразным в том случае, если рентабельность капиталовложений более 0,15. Графически зоной экономической эффективности является площадь под кривой. При построении учитывалась предельно допустимая длина для каждого уровня напряжения и мощности.
Согласно данным государственного комитета «Единый тарифный орган Челябинской области» [89], цена за 1 кВт-ч электроэнергии за период 1-е полугодие 2012 года - 2-е полугодие 2013 года увеличилась на 22 %, в связи с чем экономическая целесообразность определена относительно нескольких значений цены на электроэнергию от ЦЭС. Экономическая эффективность электроснабжения от МГЭС при стоимости электроэнергии 4 руб./кВт-ч представлена на рисунках 4.13 4.16. При стоимости электроэнергии 5 руб./кВт-ч, 7 руб./кВт-ч и 10 руб./кВт-ч, а также минимальные значения рентабельности для мощностей, не вошедших в указанные графически диапазоны (30 км), представлены в приложении Ж.
При напряжении потребителя 0,4 кВ, как уже описывалось, наиболее выгоден вариант питания по линии 0,4 кВ, ограниченный предельной длиной линии. Определение экономической целесообразности электроснабжения от МГЭС при напряжении потребителя и генератора 0,4 кВ при цене 4 руб./кВт-ч Проведенные расчеты показали: при мощности потребителя 30 кВт и стоимости электроэнергии от ЦЭС более 7 руб./кВт-ч питание от МГЭС будет целесообразным при любой возможной для данного класса напряжения удаленности потребителя от нее; при 50 кВт - более 4 руб./кВт-ч, для потребителей большего напряжения (до 217 кВт) электроснабжение от МГЭС будет целесообразным в том случае, если цена на электроэнергию от ЦЭС будет больше 3,1 руб./кВт-ч.
Графически не представлена экономическая эффективность электроснабжения от МГЭС, рассчитанная на мощность потребителя 500 кВт, вследствие ее положительного результата вне зависимости от рассматриваемого диапазона цены электроэнергии и удаленности потребителя от источников электроснабжения.
В результате проведенного графического анализа целеообразности электроснабжения от МГЭС при напряжении потребителя 0,4 кВ установлено, что при мощности 1000 кВт эффективность электроснабжения будет графически отображаться только при стоимости электроэнергии 4 руб./кВт-ч, вследствие необходимости повышения напряжения и появления повышающей подстанции. При большей мощности потребителя питание от МГЭС будет рентабельным в рассматриваемом диапазоне.
Экономические показатели малых ГЭС при готовом напорном фронте
В качестве примера использования разработанной методики выбрано водохранилище на реке Тугунский лог с. Баландино Чесменского района Челябинской области.
Учитывая параметры плотины (таблица 3.3), мощность, вырабатываемая на МГЭС, может составить 130 кВт. По рисунку 4.3 себестоимость электроэнергии, производимой МГЭС мощностью 130 кВт составляет 1,4 руб./кВт-ч.
Рассмотрим первый вариант. На водохранилище, в непосредственной близости от плотины, расположено хозяйство по рыборазведению. Определим наиболее выгодный источник электроснабжения. Предположим, что потребитель имеет напряжение 0,4 кВ, в 5 км от плотины проходит линия электропередач напряжением 10 кВ.
По рисунку 4.14 определяем целесообразность электроснабжения от МГЭС. Так как точка пересечения расстояний до МГЭС и ЦЭС находится ниже линии экономической эффективности, делаем вывод о целесообразности электроснабжения от МГЭС при цене на электроэнергию от ЦЭС от 4 руб./кВт-ч и выше.
Второй вариант. Предположим, что в с. Баландино имеется потребитель напряжением 10 кВ. Линия электропередач располагается в 1 км от него, плотина -в 10 км. На рисунке 4.16 точка пересечения находится выше линии экономической эффективности электроснабжения от МГЭС, что указывает на нецелесообразность электроснабжения от МГЭС при цене на электроэнергию 4 руб./кВт-ч. Обратившись к приложению Ж, определяем, что электроснабжение от МГЭС будет эффективным при стоимости электроэнергии от 7 руб./кВт-ч.
Разработанная приплотинная гидроэлектростанция сифонного типа предназначена для электроснабжения автономных потребителей, расположенных вблизи плотин.
При рассмотрении электроснабжения децентрализованных потребителей некорректным является употребление параметра «срок окупаемости капиталовложений» электроснабжения, однако определение срока окупаемости возможно путем сравнения традиционных и возобновляемых источников энергии. первоначальные затраты на МГЭС до 9 кВт больше, чем на традиционные электростанции, однако, даже превышая первоначальные затраты в 7,5 раз, гидроэлектростанция мощностью 0,35 кВт окупится менее чем за 1,5 года при условии ее использования 6 месяцев в году. Помимо экономического эффекта использования гидроэлектростанции немаловажным является и социальный эффект за счет отсутствия негативного влияния на окружающую среду [71].
Энергоэкономические характеристики мобильной микроГЭС сифонного типа представлены на рисунке 4.17.
Энергоэкономические характеристики сифонной микроГЭС: а - зависимость стоимости установки от ее мощности; б - удельная стоимость 1 кВт установленной мощности микроГЭС Стоимость гидроэлектростанции варьируется от 61 тыс. рублей за установку мощностью 0,35 кВт до 115 тыс. руб. за установку мощностью 10 кВт. Стоимость гидроэлектростанции мощностью 50 кВт - 360 тыс. руб. [54].
Исследование целесообразности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей от МГЭС позволило сделать следующие выводы:
1) расчет себестоимости электроэнергии от МГЭС позволил утверждать, что стоимость электроэнергии от МГЭС с увеличением установленной мощности снижается, при этом МГЭС могут конкурировать с централизованными электросетями;
2) технико-экономические показатели МГЭС и ЛЭП позволили определить рациональные варианты схем электроснабжения потребителей, при этом получена зависимость стоимости электроэнергии от МГЭС с учетом затрат по ЛЭП от длины линии;
3) определены зависимости и даны рекомендации использования методики для определения целесообразности электроснабжения сельхозпотребителя от МГЭС в зависимости от его мощности, напряжения и удаленности от МГЭС и ЦЭС;
4) в результате энергоэкономических исследований мобильной приплотин-ной гидроэлектростанции сифонного типа установлено, что микроГЭС является конкурентоспособной в сравнении с бензо- и дизель-двигателями. Первоначальные затраты на МГЭС до 9 кВт больше, чем на бензо- и дизель-генераторы, однако, даже превышая первоначальные затраты в 7,5 раз, гидроэлектростанция мощностью 0,35 кВт окупится менее чем за 1,5 года при условии ее использования 6 месяцев в году.
