ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

В разных странах и даже разные специалисты внутри одной страны под термином малые ГЭС (МГЭС) понимают гидроэлектростанции, отлича- ющиеся по мощности и диаметру рабочих колес турбин. В Российской Федерации в эту классификацию входят МГЭС от 100 кВт до 30 000 кВт с диаметром рабочих колес до 3 м. Исходя из этого определения получается, что ГЭС мощностью 30 000 кВт с одним агрегатом – малая, а с тремя агрегатами по 15 000 кВт – не малая. Скорее, вторую ГЭС с агрегатами, в 2 раза меньшими по мощности, следовало бы отнести к “малым”. Или, если на ГЭС один агрегат 90 кВт, то это микроГЭС (МкГЭС), а если три по 40 кВт, то МГЭС. Не охватывает принятое определение и то, каким напряжением она связана с потребителями (энергосистемой), есть ли регулирование стока воды и какой длительности.

По нашему мнению, целесообразнее деление не по мощности ГЭС, а по мощности агрегатов, а еще лучше комплексно учитывать перечисленные факторы. Мы предлагаем малыми считать ГЭС с агрегатами от 50 до 10 000 кВт включительно при общей мощности станции до 30 000 кВт и диаметре рабочих колес не более 2 м, а ГЭС мощностью 50 кВт относить к МкГЭС. Это не праздный вопрос, желательно обсудить в печати учет конструкции оборудования, ГТС, роль и режимы МГЭС, их автоматизацию. В статье далеко не все охвачено и поэтому она названа “К концепциям развития малой гидроэнергетики”. Основное внимание в ней уделено МГЭС с упрощенными конструкциями силовых агрегатов.

Опыт показал, что “гигантомания” и повсеместная централизация энергообеспечения не являются оптимальным путем развития энергетики, так как аварии и нарушения параллельной работы энергообъединений приводят к катастрофически большим ущербам. В мире же твердо установилась тенденция к децентрализации. Строятся местные котельные, источники энергии малой мощности [1, 2].

Наиболее целесообразным путем является со- четание крупных и малых энергоисточников. Ре-

1 В порядке обсуждения. Р е д .

шение этой задачи требует системного подхода. При этом, энергию от мощных электростанций целесообразно передавать крупным потребителям высоковольтными линиями, не распределяя ее по мелким далеко разбросанным потребителям. Таких потребителей небольшой мощности, по возможности, в первую очередь целесообразно снабжать за счет освоения местных источников возобновляемой энергии. Дальность расстояний, сложные климатогеографические условия, особенно в горах (многочисленные логи, овраги, высокая вероятность оползней, снежных лавин, ударов молний и грозовых перенапряжений, отсутствие удовлетворительных транспортных дорог), усложняют

èудорожают подвод высоковольтных линий электропередачи, снижают надежность их работы. Большими оказываются потери энергии на передачу

èиздержки эксплуатации. В итоге, это приводит к увеличению тарифов на энергию. Имеют место встречные потоки энергии: из гор в низовья – неиспользованная энергия воды малых рек, а обратно по линиям – электроэнергия.

Одним из наиболее привлекательных для потребителей горных районов, далеко расположенных от центральных электросетей и потребляющих небольшую мощность, является гидроэнергия малых рек. В строительстве и эксплуатации МГЭС в мире накоплен большой практический опыт. По сравнению с 50-ми годами двадцатого века значительно уменьшились удельные капиталовложения на 1 кВт мощности и издержки по эксплуатации. Относительная численность эксплуатационного персонала, которая ранее была одним из тормозов их строительства, в связи с развитием

автоматики уменьшилась. Удельная стоимость 1 кВт мощности снизилась за счет уменьшения служебных и бытовых помещений, усовершенствования строительной техники и оборудования.

Наиболее низкой стоимость 1 кВт МГЭС полу- чается при использовании гидротехнических сооружений объектов неэнергетического назначения (напорные водоводы, каналы и водохранилища мелиорации, трубопроводы снабжения крупных населенных пунктов, заводов, фабрик, ТЭС и др.) и восстановлении старых полуразрушенных МГЭС. Использование их узлов (после ремонта или ре-

конструкции), наличие зданий, дорог и линий электропередачи существенно снижают стоимость и сроки пуска.

Ранее, до 60-х годов прошлого века, в СССР

было построено около 10 000 МГЭС. К началу 80-х годов работало всего около 1000 МГЭС. Многие из них требовали капитального ремонта, реконструкции с заменой турбин, генераторов, трансформаторов, аппаратуры автоматического управления [2 – 5].

В большинстве случаев мощность старых МГЭС и тех, которые можно построить в удаленных от центральных электросетей створах рек, лежит в пределах 25 – 500 кВт. Но близость к потребителю, малые сроки омертвления капиталовложений, более высокая надежность энергообеспе- чения при приемлемых стоимостях установленного 1 кВт мощности и себестоимости 1 кВт·ч электроэнергии, меньшее экологическое воздействие на окружающую среду делают их экономиче- ски эффективными. К тому же эти пределы мощности под силу частной собственности, что повышает ее интерес к ним, и вовлечение которой внесет значительный вклад в развитие малой энергетики.

Интерес к малым энергоисточникам, в том числе к МГЭС, в странах СНГ – большой из-за появившегося острого дефицита электроэнергии, возросших и повышающихся на нее цен. В наиболее тяжелом положении оказались сельскохозяйственные потребители, для которых в СССР тариф на электроэнергию был весьма низким, а также небольшие промышленные потребители, расположенные далеко от центральных электросетей.

В настоящее время в мире интенсивно строятся МГЭС, особенно в КНР, Индонезии, Малайзии, в государствах Южной Америки и Африки. При этом используются простейшее силовое оборудование и неквалифицированная рабочая сила, в результате чего стоимость установленного 1 кВт мощности получается низкой. В мире работают уже более 150 000 МГЭС, а в перспективе возможности намного больше. В связи с этим разрабатываются меры по снижению капитальных затрат, особенно по удешевлению силового оборудования, так как в общей стоимости доля стоимости оборудования на МГЭС доходит до 40 – 60% [3, 4, 6]. Изыскиваются пути сокращения сроков строительства и уменьшения издержек эксплуатации.

Далее рассматриваются предложения по концепциям развития МГЭС, которые используются в ОАО “Дагэнерго”. Некоторые из них не новы и могут быть тривиальными, но в большинстве учитывается опыт работы авторов и они представляют интерес. Желательно широкое обсуждение этих предложений [7 – 9], особенно пунктов, касающихся использования силового оборудования, в том числе насосных агрегатов на МГЭС [7, 10].

Республика Дагестан богата гидроэнергоресурсами. Их плотность составляет на 1 км2 более 83 кВт, в то время как в России в среднем 3 кВт. Поэтому в Дагестане уделяется повышенное внимание освоению гидроресурсов. Построена Ахтынская ГЭС, запущена Курушская ГЭС, проведена реконструкция Гергебильской ГЭС, строятся Гунибская и Ирганайская ГЭС, составлен план строительства ряда МГЭС до 2010 г., ведется подготовка к началу строительства некоторых из них. Помимо активно работающей строительной организации Чиркейгэсстрой созданы специализированные организации – “Энергоинвест”, “Энергострой”, построена опытная база “Прометей” для испытаний узлов МГЭС, организовывается проектная группа, готовятся кадры.

Усложнение конструкций оборудования и соответственно удорожание их с целью повышения КПД, надежности и качества электроэнергии имеет целесообразный технико-экономический предел. Тем более, что с увеличением мощности и числа энергоисточников в энергообъединениях появляется возможность на малых ГЭС упростить то оборудование, функции которого связаны с этими параметрами. Известно, что в крупных энергообъединениях на ряде МГЭС агрегаты работают без регуляторов частоты и напряжения и даже нагрузки. Из работы они выведены в ходе эксплуатации. Имеются поворотно-лопастные гидротурбины с выведенными из работы устройствами изменения углов лопастей рабочих колес. Отказываются даже от подвижности лопаток направляющих аппаратов [6, 8, 11].

Работа агрегатов настраивается “по водотоку” или по заранее заданному (ступенчатому) графику нагрузки, по графику основного водопользователя, водопотребителя (мелиорация, горводопровод и др.). На турбинах предусматриваются только органы пуска, останова и для борьбы с угоном. В некоторых случаях выполняют регулировочные органы дискретного действия (перестановочные – дистанционно или вручную) для повышения КПД при длительных изменениях расхода воды в реке. Имеется опыт создания регуляторов качества энергии малых и микроГЭС на базе балластных нагрузочных сопротивлений с использованием электронной техники, силовых семисторов или типовой релейной аппаратуры. Они же используются для борьбы с угоном, с гидроударными явлениями [12].

Максимально упрощаются проектно-изыскате- льские работы, применяется поточное строительство по типовым проектам с использованием модульного принципа выполнения элементов, серийного оборудования. Известно, серийность в технике существенно снижает стоимость изделий. Создается несколько типоразмеров контейнерных МГЭС, МкГЭС.

На малых ГЭС мощностью примерно до 1000 кВт нет необходимости в монтажных площадках, крановом хозяйстве. Упрощаются здания ГЭС, которые выполняются разборными, из щитов или со съемными крышами. Такое здание построено на опытной ГЭС “Прометей”, р. Сулак. На МГЭС, расположенных далеко от центральных электросетей, если даже предполагается их работа в параллели с электроэнергетической системой, мощность синхронных генераторов рекомендуется установить на 10 – 25% больше мощности турбин. Загружая их реактивной мощностью, можно разгрузить линии передачи от этой мощности (снижая тем самым потери энергии на передачу) или уменьшить их расчетную пропускную способность. При длинных ВЛ это дает значительный экономический эффект. Снижаются также затраты на выполнение мероприятий по повышению cos у потребителя.

Опыт эксплуатации показывает, что наибольшие затруднения, простои и потери электроэнергии связаны с такими, казалось бы, простыми элементами, как щиты, решетки, отстойники, напорные бассейны, а не с более сложным электриче- ским оборудованием (релейной защитой, автоматикой). Из-за них возникают трудности: зимой, связанные со льдом и шугой, а в паводок – с плавающим мусором, наносами. При проектировании и выборе конструкций, их размеров, подъемных механизмов для обеспечения надежной работы этих узлов целесообразно допускать существенное удорожание. В эксплуатации это приводит к уменьшению потерь напора, простоев на ремонт, очистку, повышению КПД, уменьшению обслуживающего персонала. В частности, могут быть существенно (в 1,5 – 2 раза) увеличены размеры решеток или они выполнены самоочищающимися. На одной ГЭС (под г. Алма-Ата) в опытном порядке были увеличены размеры, изменена конструкция решеток и затраты были оправданы. Отпала необходимость очистки в ночное время и соответственно держать для этого персонал в субботние и воскресные дни.

Из литературы известны эпизодические случаи использования агрегатов насосных станций водных каналов в режиме генераторов при острой нехватке мощности электрических станций в часы пик суточных графиков нагрузки [3, 4, 6, 7, 10]. С началом восстановления МГЭС оказалось, что традиционного оборудования не хватает, оно не всегда “по карману”. В этой ситуации с учетом имеющегося опыта начали в России, Казахстане и в других странах СНГ создавать МГЭС с использованием насосов и асинхронных двигателей.

В Алма-Ате вначале на экспериментальной ГЭС в опытном порядке был установлен агрегат такой конструкции мощностью 135 кВт. Потом по

такой же схеме была восстановлена под АлмаАтой МГЭС “Фабричная” мощностью 600 кВт.

Восстановлены МГЭС в Семипалатинской, Талды-Курганской, Чимкентской областях. На некоторых из них традиционные гидротурбины совмещены с асинхронными генераторами, на других – наоборот, синхронные генераторы сочетаются с насосами. Восстановлены Киикская, Маслениковская (Новосибирская область) МГЭС в России, Добромыслянская в Белоруссии и др. Создаются МГЭС с использованием гидротехни- ческих сооружений (ГТС) неэнергетических объектов. В Дагестане на Ахтынской ГЭС дефектный синхронный генератор 600 кВт заменен на асинхронный.

Требуется обобщение полученного опыта восстановления и эксплуатации этих ГЭС. Даже предварительный анализ показал, что МГЭС из насосов и асинхронных электродвигателей проще и дешевле в несколько раз, чем из гидротурбин и синхронных генераторов. Проще их эксплуатация, автоматизация и защита, выше надежность работы электрического оборудования. Эксплуатационного персонала требуется меньше и более низкой квалификации. Меньше простоев в ремонте, что в итоге компенсирует некоторое снижение КПД агрегатов ГЭС.

При комплексном использовании ГТС неэнергетических объектов, кроме снижения капитальных затрат на строительство МГЭС, не возникает дополнительных затрат на борьбу с летними и зимними эксплуатационными затруднениями, на ремонтные работы ГТС, меньше экологическое воздействие на окружающую среду.

Расширение использования гидронасосов и асинхронных электродвигателей требует некоторых конструктивных изменений для приспособления их к режимам МГЭС. Их КПД, кавитационные качества, гарантии регулирования хуже, чем у специализированного оборудования.

Асинхронным генераторам нужны отработанные устройства автоматического быстродействующего плавного регулирования подмагничивающего реактивного тока от конденсаторных батарей. До разработки таких устройств, если на ГЭС возможны режимы изолированной работы (аварии на одноцепной ВЛ связи с энергосистемой или ее ремонт), то предпочтительно на них устанавливать синхронные генераторы с гидронасосным приводом. При надежной работе в ЭЭС (двусторонняя связь или двухцепная ВЛ) можно использовать асинхронные генераторы с конденсаторными батареями, включая их по упрощенной схеме регулирования – дискретно (две – три ступени и то, если выдвигается требование со стороны ЭЭС). Возможен и следующий вариант. От общей необходимой мощности батареи конденсаторов плавно- и быстрорегулируемая доля составляет 10 – 15%. Поэтому для этого случая предлагается для основной ча-

сти мощности конденсаторов (85 – 90%) регулирование выполнять дискретное, в две – три ступени по релейной схеме, а только для остальной части (10 – 15%) создавать автоматическое быстро- и плавнорегулирующее устройство.

Вместо быстрорегулируемой части конденсаторов также возможен вариант установки на МГЭС агрегата с синхронным генератором, вклю- чаемым в работу в режиме синхронного компенсатора (СК). Достаточна его мощность 15 – 20% требуемой мощности батареи конденсаторов. Этот дополнительный небольшой мощности агрегат даст возможность использовать более простые дешевые основные агрегаты, подпитывая их быстрорегулируемым реактивным током, и поэтому может оказаться рентабельным, тем более, если он будет играть еще роль аварийного резерва для питания собственных нужд, цепей управления. По такой же схеме можно выполнить и регулирование частоты. Для ее плавного и быстрого регулирования предусматривается балластное электросопротивление мощностью только 10 – 25% нагрузки, а остальная часть регулируется турбиной дискретно, в две – три ступени любым гидромеханиче- ским устройством (например, по предложениям профессоров М. Рейфенштейна, А. Ф. Лесохина, В. С. Квятковского, И. В. Котенева и др.). Можно применять направляющие аппараты с перестановочными (дискретно) лопатками [6].

Повторив некоторые приведенные высказывания, коротко, как концепции, рассмотрим далее еще ряд рекомендаций без расширенных комментариев.

В последние годы во всем мире стали больше внимания уделять развитию установок преобразования возобновляемых видов энергии в электроэнергию, децентрализации и созданию самообеспеченных энергорайонов. При этом аварии, катастрофические по экономическому ущербу и даже опасные с точки зрения обороноспособности страны, при землетрясениях, терактах становятся имеющими только локальные последствия. Восстанавливаются сотни ранее необоснованно заброшенных МГЭС и строятся новые на гидротехниче- ских сооружениях объектов неэнергетического назначения.

Нет удовлетворительных концепций развития малой гидроэнергетики, особенно рекомендаций при использовании и электродвигателей вместо гидротурбин и генераторов. МГЭС зачастую создаются неквалифицированными энтузиастами, что приводит к техническим ошибкам, экономиче- скому ущербу и торможению их развития.

Традиционное оборудование (гидротурбины и синхронные генераторы) и их системы регулирования приспособлены для обеспечения максимального КПД во всевозможных и даже маловероятных или с небольшим числом часов режимах работы. Это приводит к необоснованному усложнению

èудорожанию агрегатов, трудностям в монтаже, наладке и эксплуатации и в конечном итоге – к снижению надежности. Использование такого оборудования оправдывается:

на ГЭС мощностью 5000 – 10 000 кВт и выше

èто, если они являются ведущими и принимают участие в регулировании частоты и мощности в ЭЭС;

при работе МГЭС в небольших местных ЭЭС или при ненадежной связи их с энергосистемой [6], так как при авариях на ВЛ им тоже приходится работать автономно и регулировать напряжение, частоту и мощность.

На МГЭС мощностью примерно от 800 до 5000 кВт, если их работа предполагается в крупных ЭЭС, рекомендуем вариант силового оборудования с турбинами и генераторами, удешевленными за счет ликвидации систем регулирования. Для пуска, останова и для регулирования мощности вместо направляющих аппаратов можно применить любое из перечисленных ранее простых устройств [6].

На МГЭС мощностью 500 – 800 кВт при работе в мощных ЭЭС с надежной связью наиболее простым и дешевым является альтернативный вариант – использование насосов вместо гидротурбин, а вместо синхронных генераторов – асинхронных электродвигателей. Потребляемая небольшими асинхронными генераторами реактивная энергия для намагничивания практически не обременительна для мощных ЭЭС. В ряде случаев, при избыточной реактивной энергии (например, при недогруженных длинных линиях воздушной связи в системе) потребление ее асинхронными двигателями даже полезно. Если ЭЭС требует компенсации этой энергии, то устанавливается нерегулируемая или регулируемая дискретно батарея конденсаторов.

На МГЭС с агрегатами мощностью до 500 кВт, если намечается работа автономно или в небольшой ЭЭС или даже в мощной ЭЭС, но через недостаточно надежную ВЛ (например, в горных условиях, где возможны оползни, обвалы, удары молнии), то наиболее простым и дешевым является вариант сочетания насосов (вместо гидротурбин) с синхронными генераторами. Эта комбинация, упрощая первичные двигатели, позволяет обеспе- чить необходимое напряжение при изменениях нагрузки, не прибегая к конденсаторным батареям, оснащенным установками для плавного быстродействующего автоматического регулирования реактивного тока. Частоту можно регулировать простыми регулировочными органами [6, 13].

Отсутствие отработанных устройств для автоматического быстродействующего плавного регулирования подмагничивающего реактивного тока от конденсаторных батарей сдерживает широкое использование асинхронных генераторов на МГЭС. Поскольку от общей необходимой мощно-

сти плавно- и быстрорегулируемая доля составляет 10 – 20%, то основную часть мощности (80 – 90%) можно выполнить регулируемой дискретно в 2 – 3 ступени и обеспечить автоматическое быстрое плавное регулирование только 20 – 10% их мощности. Вместо быстрорегулируемой части конденсаторов возможен вариант установки на МГЭС агрегата с синхронным генератором такой же мощности (15 – 20% общей мощности батареи конденсаторов) с автоматическим регулятором возбуждения. Он будет работать в режиме СК и может играть еще роль резервного источника питания цепей управления и собственных нужд.

Чтобы избежать скачков увеличения напряжения при аварийном отключении и разгоне асинхронных генераторов с подключенными конденсаторами, рекомендуется:

если МГЭС работает автономно, то во время пуска агрегата конденсаторы (нерегулируемые автоматически, быстро) включать до выключателя, а после принятия нагрузки переключать в сторону потребителя (после выключателя);

при схеме постоянной работы МГЭС в энергосистеме конденсаторы постоянно должны быть подключены со стороны ЭЭС, т.е. после выключа- телей генераторов.

Âэксплуатации МГЭС наибольшие затруднения и затраты средств и потери энергии связаны с элементами гидротехнических сооружений (решеток, щитов головных водозаборов, отстойников, деривационных сооружений), поэтому надежность их работы целесообразно повысить, допустив увеличение стоимости.

Для МГЭС мощностью до 500 кВт достаточно проектирование с использованием типовых проектов с максимальным применением унифицированных (серийных) узлов-модулей. Целесообразно создать региональные строительные базы, внедрить сервисное обслуживание специализированными организациями, которые будут производить техническое обслуживание и гарантировать каче- ство выполненных строительных и даже ремонтных работ по договору с частными ГЭС. Такой курс по организации развития гидроэнергетики внедряется в Дагестане.

Âстранах СНГ, включая РФ, эксплуатируются МГЭС с насосами вместо гидротурбин и асинхронными генераторами вместо синхронных. Желательно обобщить опыт и разработать рекомендации, которые позволили бы правильно определить неблагоприятные зоны работы по КПД, кавитации, вибрациям и др. Так, при восстановлении разрушенных МГЭС с использованием насосов вместо гидротурбин в ряде случаев для приближения напоров к желательным по эксплуатационным

èкавитационным характеристикам, когда при готовых отметках напорного бассейна и зданий трудно выполнить требуемое заглубление агрегата, как выход, если нет более подходящего обору-

дования, может быть создан подпор воды со стороны нижнего бьефа. На центробежных насосах для этой же цели можно применить обточку рабочего колеса по диаметру. Необходимо разработать мультипликаторы, чтобы расширить возможности использования низконапорных насосов совместно с асинхронными и синхронными генераторами высокой частоты вращения. При этом уменьшаются размеры генераторов, грузоподъемность механизмов, их стоимость, увеличивается эффективность вентиляторов охлаждения генераторов, снимается проблема с подшипниками.

На МГЭС растет целесообразность дальнейшей оптимизации схем автоматики, тем более, если предусмотреть станцию “на замке” и дежурство на дому. Это уменьшает их стоимость, сокращает численность эксплуатационного персонала, позволяет экономить на бытовых и производственных помещениях.

Как ни странно, при переходе к рыночным условиям хозяйствования труднее стало найти участников для комплексного строительства гидроузлов, хотя при восстановлении ранее действовавших МГЭС тут же появляются “заинтересованные” хозяева земли, воды, гидросооружений, зданий, ВЛ и даже дороги, проходящей рядом. Энту- зиастов-частников, желающих построить МГЭС, много, но, не имея законодательно-правовых основ о частных энергоисточниках, они не проявляют активности. По этим же причинам и иностранные фирмы не проявляют активного интереса к энергетике в странах СНГ, а те, которые приобрели энергообъекты, не проявляют интереса к развитию, внедрению новой техники в энергохозяйстве, к подготовке и повышению квалификации местных специалистов. Их цель в этой обстановке – быстрое получение максимальной прибыли.

Необходимо ускорить разработку законодате- льно-правовой основы по частным электроэнергоисточникам, по требованиям к ним, взаимоотношениям частников с энергосистемой, с энергоинспекцией.

В связи с тем, что в последнее время интенсивно разрабатываются источники различных видов возобновляемой энергии, вопросы их совместного использования требуют рекомендации специалистов. Это особенно важно для районов, расположенных в удалении от центральных электросетей, где желательно создать самообеспеченность.

На очень длинных напорных водоводах городов, особенно в горных условиях, где возможны оползни и трудно создать промежуточные напорные бассейны для ГЭС (например, проблема в районе г. Душанбе, Таджикистан; каскад МГЭС в Докузпаринском районе, Дагестан и др.), желательно построить сомкнутые каскады МГЭС на едином напорном трубопроводе. Для этих случаев требуется разработка схем регулирования турбин при изменениях нагрузки, соответствующей авто-

матики, методики расчета переходных процессов в водоводах и других рекомендаций по обеспечению надежной, экономичной эксплуатации.

Важным направлением развития малой гидроэнергетики являются реконструкция и модернизация старых работающих МГЭС. При этом должны быть выявлены и приняты меры по увеличению мощности, экономической эффективности с уче- том новых концепций, особенно по улучшению экологии, так как они были построены в период, когда этой проблеме не уделялось должного внимания. Удачным примером такой реконструкции является Гергебильская ГЭС на р. Кара-Койсу.

Работа выполнена в ОАО “Дагэнерго”, ООО

“Энергострой ЛТД”.

Список литературы

1.Данилевич С. Пора “запрягать” солнце и ветер. – Труд, 15 декабря 2000.

2.Концепция развития и использования возможностей малой и нетрадиционной энергетики в энергетическом балансе России. М.: Минтопэнерго РФ, 1994.

3.Карелин В. Я., Волшаник В. В. Сооружения и оборудование малых гидроэлектростанций. М.: Энергоиздат, 1986.

4. Малая гидроэнергетика / Михайлов Л. П., Фельдман Б. Н., Марканова Т. К. и др. М.: Энергоиздат, 1989.

5.Викторов А. М. Была когда-то ГЭС. – Энергия, экономика, техника, экология, 1988, ¹ 4.

6.Тамадаев А. М. Оптимизация конструкций и режимов турбин ГЭС в энергосистеме. Алма-Ата: Наука, 1986.

7.О применении насосных агрегатов в качестве энергетиче-

ского оборудования малых ГЭС / Серков В. С., Берлин В. В., Горин В. И. и др. – Электрические станции, 1990, ¹ 3.

8.Тамадаев А. М. Экономическое обоснование упрощения конструкций механического оборудования ГЭС. – Известия вузов. Энергетика, 1963, ¹ 11.

9.Технико-экономические характеристики малой гидроэнергетики (справочные материалы) / Виссарионов В. И., Малинин Н. К., Дерюгина Г. В. и др. М.: МЭИ, 2001.

10.Берлин В. В., Муравьев О. А. Ввод в эксплуатацию первой в СНГ малой ГЭС с насосами и двигателями в качестве турбин и генераторов. – Гидротехническое строительство, 1993, ¹ 9.

11.Тамадаев А. М. Пути удешевления гидроэнергостроительства. – Электрические станции, 1966, ¹ 4.

12.Богерт И. М. Автоматическое управление малыми ГЭС. – Энергетика и электрификация. Сер. Гидроэнергетика за рубежом, 1986, вып. 6.

13.Панасюк А. М., Токомбаев К. А., Шайнова Г. Н. Малые гидроэлектростанции и перспективы их развития. – Гидротехническое строительство, 1987, ¹ 6.