ГИДРОРЕСУРСЫ КАК АЛЬТЕРНАТИВНЫЙ ИСТОЧНИК ЭНЕРГИИ В ЦЕНТРАЛЬНОЙ АЗИИ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

МАЛЫЕ И МИКРОГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

SMALL AND MICRO HYDRO-POWER PLANTS

Статья поступила в редакцию 20.03.13. Ред. рег. № 1628

The article has entered in publishing office 20.03.13. Ed. reg. No. 1628

УДК 621.383; 621.472

ГИДРОРЕСУРСЫ КАК АЛЬТЕРНАТИВНЫЙ ИСТОЧНИК ЭНЕРГИИ В

ЦЕНТРАЛЬНОЙ АЗИИ

А.М. Пенджиев

Туркменский государственный архитектурно-строительный институт Туркменистан, 744032, Ашхабат-32, м. Бекрова, Солнечный 4/1 Тел.: +(99312)37-09-50, e-mail: ampenjiev@rambler.ru

Заключение совета рецензентов: 25.03.13 Заключение совета экспертов: 27.03.13 Принято к публикации: 29.03.13

В статье рассмотрена классификация гидроресурсов, которые представляют собой объекты, водные ресурсы в различном фазовом состоянии, гидравлический потенциал возобновляемых источников энергии с валовым, техническим, экономическим и экологическим потенциалом, и возможности реализации малой гидроэнергетики в Центральной Азии. Приводится методика теоретических и практических, и графических расчетов валового и технико-экологического потенциала малой гидроэнергетики для искусственных и водохозяйственных систем. Сделан анализ изученности гидроресурсов по возможности сокращения выбросов загрязняющих веществ в окружающую среду при сжигании органического топлива и влиянию изменений климата на водные ресурсы Центральной Азии.

Ключевые слова: охрана окружающей среды; валовый, технический, экономический, экологический потенциал; гидроэнергетические ресурсы; Центральная Азия; малая гидроэнергетика.

WATER RESOURCES AS ALTERNATIVE ENERGY SOURCE OF CENTRAL ASIA

A.M. Penjiyev

Turkmen state architecturally-building institute Solnechny 4/1, m. Bekrova, Ashabad-32, 744032, Turkmenistan Tel.: + (99312 37-09-50, e-mail: ampenjiev@rambler.ru

Referred: 25.03.12 Expertise: 27.03.13 Accepted: 29.03.13

Classification of water resources is presented in the paper. The water resources are: the objects and water resources in different phase conditions, hydraulic potential of renewed energy sources with total, technical, economical and ecological potential, and possibilities of realization of small water-power engineering in the Central Asia. Method of theoretical, practical, and graphic calculations of gross and technical-ecological potential of small water-power engineering for artificial and hydro-economic systems is considered. An analysis on examined level of hydro-resources on possibility of polluting substances emissions reduction into environment at organic fuel burning; and influence of climate changes on water resources of the Central Asia is made.

Keywords: preservation of environment; gross, technical, economical, ecological potential; hydropower resources; Central Asia; small water-power engineering.

Введение

Туркменистан с первых лет независимого развития активно участвует в решении глобальных, региональных и национальных экологических проблем, ратифицировав ряд природоохранных конвенций ООН, в том числе направленных на восстановление и защиту земельных и водных ресурсов, и в полном объеме выполняя взятые на себя обязательства. Одним из первых Туркменистан в 1996 году ратифицировала Конвенцию ООН по борьбе с опустыниванием, приступив уже через год к

реализации собственного Национального плана действий по охране окружающей среды.

По инициативе Президента Туркменистана Гурбангулы Бердымухамедова в стране разрабатывается ряд масштабных природоохранных проектов, которые вносят весомый вклад в сохранение окружающей среды и рациональное природопользование, как на национальном, так и международном уровне. В стране накоплен бесценный опыт по предотвращению деградации земель и борьбе с опустыниванием. В этой многовекторной и масштабной работе охрана окружающей среды и рациональное

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 04/1 (123) 2013

© Scientific Technical Centre «TATA», 2013

природопользование являются приоритетными направлениями государственной экологической политики Туркменистана.

В последние несколько десятилетий мировое сообщество отчетливо осознает, что природно-климатическое и водно-экологическое благополучие планеты невозможно разделить географическими и государственными границами. Данное

обстоятельство подтверждается на примере экологического кризиса в бассейне Аральского моря. Как известно, в марте 2013 г. в Туркменистане международный форум «Экология Арала: устойчивое развитие и международное сотрудничество» собрал в городе Дашогуз представителей стран Центральной Азии и Российской Федерации, международных

организаций, национальных ученых и экспертов. Участники обсудили сегодняшнее положение экосистем Приаралья и наметили пути решения региональных вопросов, прежде всего, в области водопользования.

Осуществляемые в центрально-азиатских странах социально-экономические реформы позволяют формировать варианты активной экологической политики, направленной на обеспечение нормативных санитарно-гигиенических требований во всех регионах.

Эту генеральную линию в экологической политике на современном этапе целесообразно осуществлять в первую очередь в регионах с наиболее неблагоприятной экологической ситуацией. Реализация активной экологической политики связана с выделением дополнительных материальных ресурсов. Поэтому, принимая активную экологическую политику как основу, ее необходимо гибко осуществлять в региональном разрезе, с масштабностью работ и поэтапного проведения их.

Многие из объемных вредных выбросов зависят от структуры топливно-энергетического баланса (ТЭБ): экологической чистоты используемого топлива; технического уровня; условий эксплуатации топливо-использующих установок и очистного оборудования; организации управления природоохранной деятельностью. Поэтому для успешного решения проблемы защиты окружающей среды недостаточно применения каких-то отдельных разрозненных мероприятий, связанных с научно-техническим прогрессом в какой-то одной отрасли, а необходима комплексная система технических, организационных, правовых и экономических мероприятий [1].

Учитывая вышеизложенное, в статье рассматриваются возможности использования гидроэнергетического потенциала водных объектов Центральной Азии. Приведены теоретические, практические расчеты, которые могут быть использованы для обеспечения электроэнергией отдаленных местностей при составлении различных

форм управления по охране окружающей среды и решения экоэнергетических проблем, совместно с государствами Центральной Азии и другими странами мира.

I. ПОТЕНЦИАЛ ГИДРАВЛИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В ЦЕНТРАЛЬНОЙ АЗИИ

Возможности реализации малой гидроэнергетики в Центральной Азии. Проблема внедрения нетрадиционных возобновляемых источников энергии является в настоящее время одной из наиболее актуальных проблем для всего народного хозяйства Центральной Азии (ЦА). Решение этого вопроса позволит повысить эффективность использования топливно-энергетических и материальных ресурсов при производстве широкого спектра промышленной и сельскохозяйственной продукции и снизить энергопотребление органического топлива, а также смягчить антропогенные нагрузки на окружающую среду.

Использование малых гидроэлектростанций обусловлено многолетним отечественным и зарубежным опытом. Однако для дальнейшего обоснования перспектив развития малой гидроэнергетики в Центральной Азии требуется разработка новых методик по оценке основных категорий ее энергетического потенциала, базирующихся на использовании любых, в том числе и нетрадиционных, источников энергетического потенциала малой гидроэнергетики. К последним могут относиться:

- естественные открытые водотоки и водохранилища;

- искусственные водохозяйственные системы различного назначения, включающие водохранилища, ирригационные каналы; промышленные объекты, использующие в своем технологическом цикле относительно большие объемы воды (крупные ТЭЦ и ГРЭС, работающие на прямоточной системе водоснабжения; системы коммунально-бытового водоснабжения и т.д.).

При этом предполагается, что энергетический потенциал малой гидроэнергетики (МГЭ) может быть использован как с помощью традиционных плотинных, деривационных и смешанных схем создания напора малых ГЭС (МГЭС), так и нетрадиционных технических решений. Например, с помощью бесплотинных или свободно-поточных (поверхностных и погружных) МГЭС, использующих в основном кинетическую энергию водного потока. Одной из основных методических сложностей при решении задачи расчета основных категорий энергетического потенциала МГЭ была и остается проблема выделения доли МГЭ из всего гидроэнергетического потенциала рассматриваемого региона, где возможна реализация проектов как традиционных, так и МГЭС. Эта задача является характерной только для МГЭ, и она отсутствует в

Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/1 (123) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013

расчетах энергетического потенциала других видов ВИЭ [1-7,18-21] .

В настоящее время в мире и в странах ЦА основным классифицирующим признаком МГЭ является то, что данный источник гидроэнергетического потенциала используется так называемыми «малыми ГЭС», к которым принято относить ГЭС с общей установленной мощностью до 30 МВт, установленной мощностью агрегата - до 10 МВт и диаметром рабочего колеса традиционных видов гидротурбин - до 3 м [2-7,10-14].

Подобные классификационные признаки, базирующиеся на некоторых технических параметрах ГЭС, являются категорией технико-экономической для каждой страны мира и определяются уровнем ее развития, характером рынка для МГЭ и многими другими факторами [27,11-21].

В связи с этим, в силу большого многообразия экономически функционирующих в условиях рыночных отношений МГЭ, возможны и другие количественные значения указанных выше классификационных признаков МГЭ.

Подобная классификация МГЭ чрезвычайно осложняет решение задачи расчета валового энергетического потенциала МГЭ, так как на этом этапе водноэнергетических расчетов невозможно определить указанные выше технические параметры ГЭС. В связи со сказанным, на разных этапах развития гидроэнергетики в СССР предпринимались разные попытки решения указанной проблемы.

В наиболее полной и фундаментальной научной работе по оценке гидроэнергетических ресурсов нашей страны, выполненной в 1967 г. (ориентированной на плановую экономику и стратегию централизованного электроснабжения), к категории МГЭС относились все ГЭС, создаваемые на равнинных реках с валовым потенциалом до 2 МВт и горных - до 1,7 МВт [5-7,13,18]. Эти классификационные признаки были весьма удобными, так как они не являются техническими параметрами будущих ГЭС.

Малую гидроэнергетику возможно использовать в горных условиях Центральной Азии. В качестве примера применения методик проведены расчеты категорий потенциала малой гидроэнергетики для некоторых характерных регионов. В расчетах должны быть учтены современные требования социально-экономического и экологического характера. Объекты малой гидроэнергетики в горных районах ЦА и строительство гидроэлектростанций на малых реках (МГЭС) является одним из наиболее перспективных направлений использования возобновляемых источников энергии в отдаленных, труднодоступных регионах ЦА. Экономический потенциал МГЭС превышает потенциал других видов нетрадиционных источников энергии. В последние годы роль малых ГЭС (мощностью менее 25 МВт) выросла в связи с дефицитом органического

топлива, необходимостью электрификации изолированных сельских и промышленных потребителей, большими затратами на транспортировку дизельного топлива в отдаленные районы с рассредоточенными потребителями энергии, недоступными для получения электроэнергии по линиям электропередач. Возможности малых ГЭС активно обсуждаются в связи с их преимуществами перед другими источниками энергии в условиях глобальных изменений климата и водных ресурсов.

Малые реки - наиболее уязвимое звено речной системы с учетом таких условий Туркменистана, как дефицит воды. Поэтому рассмотрение перспектив освоения гидроэнергетического потенциала малых рек требует чрезвычайно осторожного подхода и взвешенной оценки позитивных и возможных негативных последствий создания ГЭС.

Развитие малой гидроэнергетики должно быть тесно связано с улучшением состояния малых рек. Создаваемые плотины и водохранилища не только не должны нарушать жизнедеятельность малых рек, а напротив, содействовать их возрождению. С этой целью необходима разработка водоохранных мероприятий с учетом потребностей в водных ресурсах ближайших промышленных,

сельскохозяйственных и коммунальных

предприятий. Расчистка, спрямление, углубление русел и ряд других мероприятий должны помочь контролировать глубину малых рек, режим поемности, степень зарастания и отложения наносов. Углубление и расширение рек позволяют вскрыть родники и увеличить приток чистой воды. Таким образом, восстановление малых рек, помимо экономического, имеет важный социальный аспект: чистые реки с живой водой — это признак здорового общества и благополучной экологии [7,19-22].

Гидроэнергетические стации. Гидроэнергетика составляет одну из важнейших частей мировой энергетики. Например, Россия занимает одно из ведущих мест в мире, как по мощности гидростанции (ГЭС), так и по многим их техническим показателям - высоте плотин, емкости водохранилищ, строительству и эксплуатации ГЭС в условиях полярного климата, вечной мерзлоты и т. д. К настоящему времени достигнута высокая степень использования гидроэнергетического потенциала равнинных рек европейской части России, идет широкое освоение огромных гидроэнергетических ресурсов рек Сибири и Дальнего Востока. Строятся новые ГЭС в Центральной Азии и Закавказье, причем строительство происходит в неспокойных в сейсмическом отношении районах, что требует использования специальных инженерно-технических решений. Уникальный характер носит строительство гидростанций в восточных районах России. Практика возведения этих ГЭС серьезно обогатила мировой опыт гидротехнического строительства. Практически все гидростанции в восточных районах

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 04/1 (123) 2013

© Scientific Technical Centre «TATA», 2013

России строятся в труднодоступных и необжитых районах. В связи с созданием там ГЭС возникли целые территориально-производственные комплексы (ТПК), например, Братско-Илимский комплекс. Принципиально важно своевременное рассмотрение и оптимальное решение проблемы экологического взаимодействия этих комплексов с окружающей природой [2-7,11-19].

Исследуя опыт российских гидростроителей, можно заключить, что сделано много принципиально нового в строительстве ГЭС в горных условиях. Это плотины и водосбросные туннели в горах, высоковольтные линии электропередачи,

сооруженные на откосах скал. Строительство ГЭС в районах больших перепадов высот в горных условиях позволяет значительно снизить площадь затопления водохранилищ, приходящуюся на единицу установленной мощности. Это важный фактор взаимодействия ГЭС с окружающей средой в горных районах.

Гидроэнергетические станции часто относят к энергоустановкам, использующим возобновляемые источники энергии. Однако, по сравнению с другими видами природных ресурсов, преобразование гидроэнергии в электричество приводит к значительным воздействиям на окружающую среду. Формы и характер этих воздействий принципиально отличны от тех, которые оказывают на среду другие типы энергетических станций - ТЭС и АЭС.

Среди возобновляемых источников гидроресурсы занимают особое место. Практическое использование всех видов природных ресурсов энергии требует существенных первоначальных капитальных затрат. В процессе реализации, например, солнечной энергии практически отсутствуют какие-либо отрицательные воздействия на окружающую среду. Промежуточное положение в этой области занимает энергия приливов, получаемая устройством для обеспечения подпоров воды после отлива. Это приводит к необходимости создавать водохранилища с циклическими режимами стоков в течение суток. Для гидростанций необходимо сооружать значительные водохранилища в верхнем рельефе перед плотиной, что приводит к существенному затоплению прилегающей территории и влияет на рельеф побережья в зоне станции. А в равнинных районах, как правило, земля наиболее пригодна к использованию в сельскохозяйственных целях.

Поэтому выбор района строительства ГЭС, определение оптимальной установленной мощности, которая при заданном конкретном рельефе зависит от объема водохранилища, и другие факторы должны быть подвергнуты тщательному и всестороннему анализу. Вопросы экологического воздействия ГЭС на окружающую среду должны составлять важнейший аспект предварительного проектного анализа.

По срокам действия последствия создания водохранилищ при сооружении ГЭС могут быть разделены на две группы. Первые, как бы прямые последствия, действия которых начинаются в период создания водохранилища, учитывают еще на стадии проектирования. Это - затопление лесных и сельскохозяйственных земель, сокращение продуктивности заливных лугов ниже уровня плотины, отрицательные изменения в системе рыбоводства и т. д. Другие обнаруживаются спустя 5-10 лет после наполнения водохранилищ, их особенно важно прогнозировать заранее [2-7,19-22].

Структура теплового баланса прибрежных районов водохранилищ и непосредственно водной поверхности, влияющая на знак и величину температуры воздуха на побережье, различна по сезонам года, времени суток и зависит от площади поверхности, глубины водоема и характера воздушных течений в этой зоне.

Итоговое влияние водохранилищ на локальные климатические условия носит двойственный характер - охлаждающее и смягчающее климатическое воздействие. При этом увлажняющее воздействие водохранилищ сравнительно невелико. Акватория воздействует в основном на нижнюю облачность, что способствует увеличению суммарной радиации на ее берегах, а это, в свою очередь, косвенно воздействует на растительный покров районов побережья. Скорость ветра в течение теплого периода года в прибрежной зоне выше, чем вне зоны влияния водохранилища. В результате этого при сильном обводнении почв на побережьях некоторых водохранилищ образуется полоса повала леса, ширина которой достигает 50 - 100 м. Следовательно, оценка новых черт локального климата побережья крупных водохранилищ не может быть однозначной. С одной стороны, усиление скорости ветра и снижение температуры в первую половину вегетационного периода неблагоприятны в целом для произрастания древесной растительности. С другой стороны, снижение вероятности поздних заморозков, уменьшение количества осадков на 5-20% над акваторией, увеличение числа ясных дней положительно влияют на растительный мир [17].

Одним из важных факторов, определяющих последствия воздействия водохранилищ на окружающую среду, является площадь поверхности водохранилища. Около 88% общего числа водохранилищ в России сооружены в равнинных условиях, используемые на ГЭС напоры достигают 15-25 м, а площадь зеркала акваторий - иногда и нескольких тысяч квадратных километров. Энергетическая эффективность 1 км2 затопляемых земель наиболее мала для равнинных водохранилищ в низовьях крупных рек. Удельная плотность затопления в этих условиях изменяется от 5 до 15 км2 на 1 МВт установленной мощности ГЭС. Для

Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/1 (123) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013

водохранилищ ГЭС на горных реках эта величина на 1-2 порядка ниже.

Отрицательные факторы ГЭС. Сооружаемые в настоящее время гидроэнергетические установки предназначены, как правило, решать комплекс задач. Помимо производства электрической энергии сооружение водохранилища преследует цели орошения, рыбоводства, судоходства и т. д. Существенным фактором воздействия на окружающую среду является засоление и ощелачивание плодородных земель в районах орошения в случае недостаточного дренажа. Потери полезных земель в ряде стран по этой причине достигли значительных размеров. По опубликованным данным специализированной Комиссии ООН, эти потери составляют ежегодно в Пакистане около 24 тыс. га. В Перу около 10% всех обрабатываемых земель подвергалось засолению, и требовались усилия и затраты для восстановления в этих районах обычного уровня урожайности.

По оценкам Комиссии ООН, ежегодно из мирового сельскохозяйственного производства выпадает около 200-300 тыс. га орошаемых земель вследствие засоления и заболачивания. Перечисленное - результат неправильного ведения процесса орошения. По многолетним наблюдениям за последствиями эксплуатации крупной ирригационной системы в штате Пенджаб (Индия) установлено, что уровень грунтовых вод в районе действия системы из-за фильтрационных потерь через необлицованные разводные каналы повысился на 7-9 м над среднемноголетним [2-7,8-19].

Малоизученным последствием строительства плотин ГЭС является, по мнению некоторых геологов и сейсмологов, так называемая «наведенная сейсмичность» в зоне расположения мощных гидроузлов и больших по объему водохранилищ. По существующей гипотезе, дополнительные напряжения, создаваемые весом воды в акватории и непосредственно самой плотиной, способны нарушить равновесное состояние земной коры в этом районе. При наличии в нем ранее известных геологических разломов освободившееся напряжение значительно превышает размеры «возмущающей» нагрузки от массы воды и гидросооружений. Несомненно, данная гипотеза дискуссионная, и для ее подтверждения необходимы значительные по объему и точности замеры и наблюдения. Однако имевшие место случаи землетрясений наводят на предположения о возможности подобных явлений. В декабре 1967 г. в Индии была полностью разрушена плотина Коупа высотой 103 м. Причиной катастрофы явилось землетрясение, эпицентр которого располагался непосредственно под телом плотины. Известны и другие примеры повышения сейсмической активности после наполнения глубоких водохранилищ в горных районах. В частности, наблюдения над плотиной Капва с водохранилищем

в Замбии показали, что превалирующее значение для появления «наведенной сейсмичности» имеет величина напора воды до плотины, а не объем водохранилища или его поверхность.

В целом воздействия ГЭС на окружающую среду многочисленны, разнохарактерны по формам, и должны учитываться на всех этапах создания электростанции - от выбора места, установленной мощности, конструктивного типа плотины до службы наблюдения за состоянием климата, флоры и фауны прилегающих непосредственно к водохранилищу районов. В этой связи возрастает роль последствий и комплекса взаимосвязей перечисленных явлений.

Комплексный подход к определению преимущества и оптимального использования ГЭС в энергосистемах приводит к выводу о целесообразности внедрения нового типа гидростанций - гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). Эти перспективные типы гидроэнергетических установок предназначены, прежде всего, для выравнивания неравномерности графика электропотребления и облегчения режимов эксплуатации электростанций других типов.

Водные объекты и водные ресурсы Центральной Азии

Центральная Азия представляет собой не классическое географическое понятие, а геополитическое пространство, которое включает в себя бывшие среднеазиатские республики СССР -Кыргызстан, Узбекистан, Таджикистан,

Туркменистан, южную часть Казахстана, западную часть Синьцзян - Уйгурского Автономного Района (СУАР) Китая, северную часть Афганистана. С гидрографической точки зрения страны Центральной Азии тесно связаны между собой речными системами Амударьи, Сырдарьи, Тарима и Иртыша. В настоящее время этот природный факт приобрел очень большое социально-экономическое и политическое значение, не только затронувшее интерес стран региона, но и обратившее на себя внимание мировой общественности [18,21].

Гидрографическая сеть Центральной Азии неравномерна.

Река Амударья, образующаяся от слияния реки Вахш, берущей начало в горах Кыргызстана и реки Пяндж, начинающейся в Афганистане, представляет собой крупнейший водоток региона, прибрежным странами которого являются Кыргызстан, Таджикистан, Афганистан, Узбекистан,

Туркменистан и Иран. При длине 2620 км и площади водосбора 227 000 км2 она формирует среднемноголетний сток, равный 78,5 км3/год, ежегодные значения которого изменяются в пределах от 47 до 108 км3.

Среднемноголетние ресурсы речного стока по бассейну р. Амударьи (рис. 1) составляют свыше

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 04/1 (123) 2013

© Scientific Technical Centre «TATA», 2013

78 км3 в год, из которых 62,9 км3 (более 80%) формируются на территории Таджикистана, а на долю Узбекистана приходится 4,7 км3 (6%).

Вторая по величине река региона, Сырдарья, образуется при слиянии киргизских рек Нарын и Кара-Дарья, принимает в себя сток рек, стекающих с юго-западных склонов Ферганского хребта и северных склонов Алайского и Туркестанского хребтов. Она имеет длину 2860 км, площадь водосбора 136000 км2 и среднемноголетний сток 37 км3/год.

Ежегодные объемы стока изменяются в пределах от 21 до 54 км3. Река протекает через территории Кыргызстана, Узбекистана, Таджикистана и Казахстана.

Среднемноголетние ресурсы речного стока по бассейну р. Сырдарьи составляют около 38,8 км3 в год (рис. 2). При этом в среднем в Кыргызстане формируется 28,0 км3 в год (72,2%), в Узбекистане -5,59 (14,4%), в Казахстане - 4,08 (10,5%) и в Таджикистане - 1,1 км3 в год (0,3%) [18-21].

стока более 7,1 км ) и Таджикистана (Маркансуу, сток около 0,5 км3).

14% 11%

■ Казахстан, 4,08 3% куб.км

И Кыргызстан, 28,00 куб км

■ Таджикистан 1,1 куб. км

■ Узбекистан 5,59 куб.км

Рис. 2. Среднемноголетние ресурсы речного стока в бассейне р. Сырдарья (км3)

Fig. 2. Average long-term resources of river drain of the Syrdarya river pool (км3)

Практически все ресурсы речного стока рек Шу (Чу), Талас и Аса, составляющие 4,1 км3 (рис. 3), формируются на территории Кыргызстана (3,1 км3).

Казахстан связан с Китаем реками Черный Иртыш (около 10 км3), Или (около 10 км3) и двумя десятками малых рек, втекающих с территории КНР. Из Кыргызстана в Казахстан стекают реки Чу (3,6 км5), Талас (1,6 км3) и Каркыра (около 0,3 км3).

Рис. 1. Среднемноголетние ресурсы речного стока в

бассейне р. Амударья (км3) Fig. 1. Average long-term resources of river drain in the Amudarya river pool (км3)

Третья гидрографическая система образуется притоками Тарима, стекающими на китайскую территорию с гор Кыргызстана (реки Сарыжаз, Узенгюкууш, Аксай, Кызылсуу - общим объемом

Рис. 3. Среднемноголетние ресурсы речного стока в бассейне рек Шу, Талас и Аса (км3) Fig. 3. Average long-term resources of river drain of the Shu, Talas and Asa rivers pools (км3)

Таблица 1. Водные ресурсы рек Центральной Азии в разрезе стран (км3/год) Table 1. Water resources of the rivers of the Central Asia in a cut of the countries (km3/year)

Государство Бассейн Амударьи Бассейн Сырдарьи Бассейн Балхаша Бассейн Иссык-Куля Бассейн Тарима Всего %

Казахстан - 4,5 23,8 - - 28,3 17,9

Кыргызстан 2,0 34,0 0,3 3,7 7,1 47,1 29,8

Таджикистан 62,9 1.1 - - 0,5 64,5 41,0

Туркменистан с Ираном 2,8 - - - - 2,8 1,8

Узбекистан 4,7 4,1 - - - 8,8 5,6

Афганистан 6,2 - - - - 6,2 3,9

Всего 78,6 38,2 29,3 3,7 7,6 157,4 100

% 49,9 24,3 18,6 2,4 4,8 100

Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/1 (123) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013

В целом, распределение водных ресурсов по странам Центральной Азии, для которых имеются относительно достоверные сведения, приводятся в таблице 1. Следует отметить, что в отличие от многочисленных работ по водным ресурсам региона, приводятся данные ресурсов речных вод и для замкнутых гидрографических систем Балхаша и Иссык-Куля, которые не оказывают практического влияния на водохозяйственную ситуацию основной территории Центральной Азии [1,18-21].

Как видно из таблицы 1, половина речных водных ресурсов региона формируется на водосборе Амударьи, около четверти - Сырдарьи, в замкнутых бассейнах озер Балхаш и Иссык-Куль - 21%. Основная часть стока формируется на территории Таджикистана (41%), существенная часть - в пределах Кыргызстана (29,8%).

Отметим, что водные ресурсы для Казахстана приведены в границах его территории, которая тяготеет к географическому понятию Средняя Азия, принятому в экономико-географическом

районировании бывшего СССР.

Центральная Азия обладает значительными запасами подземных вод.

Потенциальные запасы пресных подземных вод Кыргызстана оцениваются в 11 км3/год, эксплуатационные запасы составляют 5,3 км3/год, в том числе по промышленным категориям -2,2 км3/год).

Таджикистан богат подземными водами практически по всей территории страны. Для оценки их запасов обследовано более 46 месторождений. Запасы подземных вод, пригодных для хозяйственного, питьевого, производственно-технического использования и орошения, составляют 1,65 км3/год. Прогнозные ресурсы подземных вод на территории республики составляют 6,41 км3/год, из них не связанные с поверхностными стоками 2,91 км3/год.

На территории Узбекистана 95 место рождений подземных вод с утвержденными

эксплуатационными запасами 8,6 км3/год. Основные запасы пресных вод сосредоточены в Ферганской долине, Ташкентской, Самаркандской,

Сурхандарьинской, Кашкадарьинской областях.

С 60-х годов прошлого столетия, в связи с широкомасштабным освоением новых земель, интенсивным развитием промышленности, животноводства, урбанизацией, строительством коллекторно-дренажных систем и забором речной воды на орошение, качество ее в речных бассейнах стран Центральной Азии стало ухудшаться. Данное обстоятельство соответственно сказывается на эколого-гигиенической и санитарно-

эпидемиологической обстановке, особенно в низовьях рек [18].

Острой проблемой Центральной Азии является дефицит и загрязненность водных ресурсов (поверхностных и подземных). Водные объекты, а

также подземные воды испытывают на себе разностороннее антропогенное воздействие. Главные водные артерии региона практически непригодны для питьевого водоснабжения из-за отсутствия систематических попусков пресной воды и сброса с орошаемых земель промывных вод с повышенной минерализацией, загрязнения пестицидами и минеральными удобрениями.

В южных областях Казахстана, расположенных в бассейнах рек Сырдарья, Шу, Талас и Аса, имеются 106 месторождений подземных вод с общими утвержденными запасами свыше 3,7 км3/год [21].

Общие прогнозные запасы подземных вод Туркменистана оцениваются в 3 км3/год, однако, они сосредоточены на малозаселенных и неосвоенных территориях.

Это происходит на фоне все ухудшающейся экологической обстановки из-за кризиса Аральского моря. За последние 40-45 лет Аральское море, в которое впадают основные водные артерии региона -Амударья и Сырдарья, практически стало «мертвым». Его уровень понизился более чем на 22 м, площадь акватории уменьшилась более чем в 3,8 раза, объем воды снизился с 1064 до 115 км3, а соленость ее составляет до 72 г/л. Площадь высохшего дна составляет 4,2 млн. га и является источником выноса песчано-солевых аэрозолей на прилегающие территории. Ежегодно в атмосферу здесь поднимается и переносится на большие расстояния от 15 до 75 млн. т. пыли (рис 4,5).

Снижение объема естественного стока рек и увеличение уровня загрязнения привели к резкому снижению качества природной среды и условий жизни населения Приаралья. Проблема загрязнения поверхностных и подземных вод Центральной Азии, наряду с их дефицитом, затрагивает жизненно важные интересы всех стран этого региона [18-21].

Водоемы Центральной Азии

В Центральной Азии расположено более 4000 водоемов - озер и водохранилищ. Самыми крупным из них являются: высыхающее озеро-море Арал, одно из глубоких озер мира - Иссык-Куль (668 м), озеро Балхаш с пресноводной западной и соленой восточной частями. На реке Нарын сооружено Токтогульское водохранилище емкостью 19,5 км3, на реке Вахш - Нурекское водохранилище объемом 10,5 км3. Наряду с ними имеется более 3000 очень мелких высокогорных приледниковых озер, десятки водохранилищ сезонного регулирования, тысячи бассейнов и прудов декадного и суточного регулирования.

Ледники Центральной Азии, занимающие площадь равную 17950 км2, представляют собой важнейший источник стока рек в теплый период года (Диких, 2001). По территориям стран региона они распределены неравномерно. В пределах Кыргызстана насчитывается 8200 ледников общей

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 04/1 (123) 2013

© Scientific Technical Centre «TATA», 2013

площадью 1169,4 км2, занимающих 4,2% территории страны. Водный запас ледников Кыргызстана оценивается в 650 км3. Количество ледников в Таджикистане составляет 8492 общей площадью 8476,2 км2, или около 6% территории республики. Запас воды в них около 500 км3. Остальная часть ледников сосредоточена в Казахстане, на хребтах Заилийский Алатау, Джунгарский, Кунгей и Тескей Алатау. Для территории Узбекистана оледенение не характерно.

Таблица 2. Ресурсы подземных вод Аральского

бассейна (км3/год) Table 2. Resources of underground waters of the Aral pool (km3/year)

Государство Год оценки Региональные ресурсы Утвержденные эксплуатационные запасы

Казахстан 1990 1,845 1,224

Кыргызстан 1990 0,992 0,688

Таджикистан 1994 6,654 2,196

Туркменистан 1994 3,358 1,222

Узбекистан 1990 19,679 6,781

Всего 32,459 12,112

Суммарные водные ресурсы Центральной Азии состоят из речного стока, формирующегося за счет вод атмосферных осадков, талых ледниковых вод и подземного питания, и подземных вод, выкачиваемых скважинами.

Таблица 2 составлена на основе изучения материалов той части Центральной Азии, на которой формируются водные ресурсы бассейна Аральского моря, где в последние десятилетия проводятся тщательные исследования по формированию, использованию и охране водных ресурсов, достоверность материалов которых высокая. Из нее следует, что преобладающая часть подземных вод Аральского бассейна принадлежит Узбекистану, существенная часть сформирована в Таджикистане (Основные положения водной стратегии.., 1997) [18,21].

II. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАСЧЕТА ТЕХНИКО-ЭКОЛОГИЧЕСКОГО ПОТЕНЦИАЛА МАЛОЙ ГИДРОЭНЕРГЕТИКИ ДЛЯ ЕСТЕСТВЕННЫХ ВОДОТОКОВ

Рассматриваемую задачу можно поставить следующим образом: имеется открытый водоток или часть его с известным водноэнергетическим кадастром. Известна гидрологическая информация по характерным створам или по всему водотоку в целом за ряд лет, т.е. (С), где I - номер створа водотока. Для характерных створов водотока заданы морфометрические характеристики, т. е. кривые объемов и площадей водохранилища в зависимости

от подпорной отметки в створе (как правило, задается зависимость подпорной отметки от объема воды в водохранилищах 7ВБ). ZВБ(yВБ) и кривые связи уровней и расходов ZВБ(QВБ) для разных сезонов года.

Заданы ограничения в виде неравенств на режимы МГЭС, отражающие требования социально-экологического характера и требования водопотребителей и водопользователей:

^Вв," (0 < ¿ВБЦ (О < 2^(0, (1)

Где ] - номер ¿— го ограничения. Для рассматриваемого водотока задаются также графики водопотребления для различных участников водохозяйственной системы данного региона -Qвxci(t), а также графики возвратных расходов воды - С?возвр 1 (0.

Известны технические характеристики вариантов основного энергетического оборудования для МГЭС, предполагаемого к использованию производителями: схема установки (русловая, деривационная, бесплотинная); основные габаритные размеры блока гидроагрегата; диаметр рабочего колеса, его тип; система регулирования; частота вращения; диапазон расходов, напоров и мощностей; эксплуатационная характеристика агрегата, основные параметры и показатели работы гидрогенератора (синхронный, асинхронный, на постоянном токе); редуктор и его энергетические характеристики (или другая система связи турбины с генератором). Указывается также возможность работы агрегата с переменной частотой вращения.

Для каждого варианта основного энергетического оборудования МГЭС должны быть заданы также и его экологические характеристики и показатели. Например, объемы фильтрации вредных веществ из систем управления агрегатом в воду; шумовые показатели; возможности пропуска гидробионтов через работающий гидроагрегат и т. д. В качестве основной принимается «схема работы по водотоку» как в плотинном или деривационном, так и в бесплотинном варианте для микроГЭС.

Требуется найти такую схему использования валового гидроэнергетического потенциала водотока, которая бы обеспечила минимальные потери указанного потенциала с учетом технических возможностей схем МГЭС, а также требований социально-экологического характера.

Предполагается, что требования социально-экологического характера являются приоритетными при расчетах технико-экологического потенциала МГЭ и учитываются в виде так называемой «красной линии» (рис. 4, 5). При этом определяются верхняя -ТВЕРХи нижняя - 7™ж«красные линии» в соответствии с выражениями

г.ВЕРХ = тт(г%ах,г%ах.....гц1ах), (2)

Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/1 (123) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013

Zß™ = max(Z™n,Z™n.....Z™"), (3)

И i □ погребиге-и. меклроэчергии

Рис. 4. Метод учета социально-экологических факторов в процессе разбивки водотока на энергетические ступени

Fig. 4. Method of social-ecological factors accounting in a process of waterway breakdown on power steps

С учетом наличия «красной линии» МГЭС, рассматриваемые на водотоке, могут располагаться вместе со своими водохранилищами только внутри зоны, ограниченной указанными линиями.

Известно, что для минимизации потерь валового потенциала водотока с учетом принятых здесь ограничений целесообразно рассматривать каскадную схему использования водотока с максимально возможным числом МГЭС [68,78]. Уменьшение числа МГЭС в каскаде возможно лишь по техническим причинам, а также с учетом требований социально-экологического характера. Увеличение напорного уровня водохранилища МГЭС выше Zjppx ведет к появлению ущербов от затопления - ЦЗКО™ (рис. 6). При выборе оптимальной схемы каскадного использования водотока деривационными МГЭС могут появиться дополнительные ограничения социального характера при определении способа «транспорта» энергии от головного узла к станционному узлу МГЭС.

Например, исключение открытой деривации, исключение прокладки напорного водовода по поверхности земли, принадлежащей частным лицам или организациям. В этих случаях сам выбор оптимального диаметра напорного водовода может осуществляться по методикам, отличным от принятых в настоящее время [2-5, 19-22].

Сама схема каскадного использования водотока МГЭС может включать в себя любую комбинацию как плотинных и деривационных, так и бесплотинных МГЭС, миниГЭС и микроГЭС.

Это превращает данную задачу в исключительную, многовариантную и

многоразмерную. Решение ее в полном объеме возможно лишь на основе разработки специального математического, программного и информационного обеспечения в рамках САПР МГЭС [20].

Рис. 5. Графическое представление расчета «красной линии» Fig. 5. Graphic representation of "red line" calculation

Рис. 6. Выбор альтернативного решения Fig. 6. Choice of alternative decision

Здесь предлагается начальный вариант решения поставленной задачи, реализованной в виде подсистемы САПР МГЭС для оценки категорий энергетического потенциала МГЭ с учетом социально-экологических факторов на кафедре гидроэнергетики и электроэнергии возобновляемых источников МЭИ [20]. Указанная подсистема реализована на ПЭВМ для плотинных и деривационных МГЭС. Она позволяет рассчитывать как валовой потенциал открытого водотока, так и технико-экологический потенциал в постановке, отличающейся от описанной в настоящем разделе отсутствием учета технических параметров оборудования МГЭС. Учет указанных параметров может производиться методами экспертных оценок, а также путем разработки специальных алгоритмов и программ, т.е. модернизацией предлагаемого здесь программного обеспечения.

Расчет технико-экологического потенциала открытого водотока для русловых МГЭС, работающих по режиму бытового стока, предлагается проводить в следующем порядке (рис. 7 и 8):

1. Для последнего по течению створа водотока с координатой дна реки ZD (к) при заданных ограничениях Zw(k) = к) = Zjppx

определяется предельно допустимая максимальная отметка уровня верхнего бьефа Zk{k) и,

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 04/1 (123) 2013

© Scientific Technical Centre «TATA», 2013

следовательно, величина геометрического подведенного напора - Нгэс (к). Находится точка пересечения линии дна реки ы1Р= Zк(к) (рис. 7). Тем самым, в каскаде определяется местоположение следующей МГЭС, для которой повторяются все операции, описанные для «к-го» створа.

V»

- Линия frapn* ' Лиш otfOwiKU т ВБ

Н^'НгкО)

Ш. w

V)

Рис. 7. Определение параметров «к-й» ступени каскада Fig. 7. Definition of «к-th» cascade step parameters

2. В случае наличия нижней «красной линии» или подпора местоположение к-го створа определяется точкой пересечения линии ZN (к) = Z,™ и Zk(k — 1) (рис. 8.)

3. Далее для полученной схемы каскадного использования открытого водотока МГЭС производятся расчеты водно-энергетических режимов указанных МГЭС «по водотоку», т.е. когда

WO = Qmí(t) ^СгэаСО,

(4)

^гэиСО = Ллт0пи(ОЯгэа(О,

(5)

В результате расчетов определяются ряды значений средне интервальных напоров НГэа({:) и мощностей МГЭС - МГэа (0 в к-м створе.

5. Строятся эмпирические кривые распределения ^ГЭа(0 для каждого створа МГЭС. Для данной стадии разработок принимается, что расчетное значение обеспеченности (р) установленной мощности для МГЭС, работающей «по водотоку», равняется 75% [18, 21]. Полученное значение ^ГЭа(Р=75 %) принимается равным Л/Гэа. Для него определяются расчетный по мощности напор Н^ и максимальная пропускная способность турбин МГЭС - [18-22]. Следует отметить, что на

данной стадии расчетов принимаются во внимание только те МГЭС, которые имеют установленную мощность не более 30 МВт.

где - гидрографы приточности в 1-м створе

для ряда наблюдений, - расход воды в

нижнем бьефе ГЭС; @ГЭа(0 - расход воды, пропускаемой через турбины ГЭС. При отсутствии указанных данных или их ограниченности могут быть использованы любые известные методы их получения (методы аналогий, методы удлинения рядов наблюдений и т.д. [19, 22]). Для рек снегового, озерного, муссонного и ледникового питания в качестве расчетного интервала времени берется обычно 1 месяц для межени и 1 декада - для паводка [19, 21]. Для других типов рек, например, дождевого питания, указанный интервал времени должен быть сокращен с учетом конкретных условий региона. С учетом (4) мощность МГЭС определяется:

Рис. 8. Определение параметров в «к-м» створе Fig. 8. Definition of «к-th» alignment parameters

6. Для полученного начального варианта основных параметров МГЭС в i-м створе

...УСТ „max ..N.

(" гэс" гэс" _) проводятся повторные расчеты водноэнергетических режимов работы МГЭС «по водотоку» в следующей последовательности:

GnwCO^WO^GraciCO,

СЙиСО = Gm>i(0 -Qsxciit) + Свозвр(0 = 0ни(О,

(7)

где кк - коэффициент мощности, определяемый экспертным путем на основе имеющегося опыта расчетов режимов МГЭС (как правило, для традиционных ГЭС он равен 8,2 ^ 8,4, а для предварительных расчетов МГЭС - 7,0 ^ 8,0).

4. Определяется напор на ГЭС НГЭа(0:

Hna(t) = Zmi(t)-Zmi[Qmi(t)] ■ Haí(t) = Нгэс (t) ,

^гэаСО Zmi(Qnpi(t)),

(6)

ППРЕД

^гэа

W ^Н™ ■ Л ПРЕДАЛ - Wrsicl Hai >Hpi ; ОгЭС! Ct) -

iN . лПРЕД,

I W Wv ■ ЛПГЕДГЛ — птах lnai [ nai ^ npí ; УгЭС ~ ^гЭС1

(8) (9)

(10)

где гвБ1

Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/1 (123) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013

f QnPi(t) при QnPi(t) <0^(0 0х.сбр.(О = 0

CCfCO при Q^PiCt) >^гпэрсе!дС^)'

I схсбрЛО = <2пи(0

AfociCO = kNQr3Ci(t)Hai(t), 3?3CiCТ) = L Nr3a (t)dt,

(11)

(12)

(13)

Величина Э°эс(Т=1 год) может определяться либо по кривой обеспеченности годовых выработок при р = 50 %, или как математическое ожидание годовых выработок МГЭС [20-22]. Суммарное значение Э°эс, определяемое по формуле

Э0

'-'гэс

к ч0

1 Эгэс1(£),

(14),

и будет соответствовать предварительному значению технико-экологического потенциала МГЭ данного водотока.

7. Производится предварительный выбор основного энергетического оборудования МГЭС. При этом можно допустить, что Н^ и соответствующая ему кривая полностью совпадают с рядом номенклатурных данных по мощностям генераторов для МГЭС. Если в каком-то створе располагаемые напоры меньше или больше заданных в номенклатурном ряду оборудования для русловых МГЭС, то эти створы можно либо исключить из рассмотрения, либо уменьшить отметку нормального подпорного уровня (НПУ) в этом створе соответственно.

8. Производятся уточненные расчеты водноэнергетических режимов работы МГЭС «по водотоку» с учетом изменения КПД МГЭС в зависимости от QГЭa и НГэа и, соответственно, определение уточненного значения Э°ЭС [19-22].

9. На основании этих расчетов для рассматриваемого водотока определяется количественный и качественный состав агрегатов, необходимых для установки на МГЭС.

Подобные расчеты для водотоков рассматриваемого региона, а также для искусственных водохозяйственных систем могут служить основой для принятия классификации МГЭС данного региона.

Методика расчета валового и технико-

экологического потенциала малой гидроэнергетики для искусственных и водохозяйственных систем

Водохранилища водохозяйственного

назначения (ВВХН). Методика расчета валового потенциала ВВХН. В данном разделе дается постановка ряда характерных задач, в которых

оцениваются предельные возможности

энергетического использования ВВХН. Результаты расчетов могут быть использованы также для оценки величины энергетических потерь при их сопоставлении с доходами, получаемыми от использования ВВХН в других целях в условиях рыночных отношений.

Задача 1. Для заданного руслового ВВХН, осуществляющего попуски воды в нижний бьеф для водохозяйственных целей, т. е. (0 на интервале времени Т = — С0, при известных значениях нормального подпорного уровня (НПУ) и уровня мертвого объема воды - наинизшей сработки водохранилища (УМО), известном в графике приточности QПР (с) для средневодных условий (с учетом потерь воды из ВВХН), заданных характеристиках бьефов - 2вб(Убб) и Z нб(^нб) — требуется найти такой режим с работки ВВХН -ZНБ (1), который обеспечил бы максимум подведенной энергии к агрегатам ГЭС — Эвтах [68]. Анализ и аналитические методы решения этой задачи подробно рассмотрены в [2-4]. Для численного решения задачи 1 можно воспользоваться широко известными алгоритмами ее реализации на основе одномерного метода динамического программирования.

Постановка задачи в этом случае выглядит следующим образом. Для заданного периода сработки Т = — С0„ разбитого на «К» неравных интервалов времени, требуется найти оптимальный режим сработки ВВХН, который бы обеспечил максимум выражению:

Эво =эв0= = Y1?=1NвiAti ^тах. (15)

При СНБ >о, г™? <гвы для

Л^ = 9,81 QHБÍHBÍ, (16)

QнБí = Qвi + Qпpi, (16а)

при

Нв1 =%ВБ1 ~%НБ1 =^ГЭC', (17)

%ВБ1 =0'5(^ВБ(1-1) (18)

%НБ1 =%Нб№НБ1)' (19)

Реализация поставленной задачи осуществляется для заданного 1, ¿вбо со) = НПУ и -¿ввк = УМО с использованием следующего рекуррентного соотношения:

Эк, =тахЭк, = max

+ Эв(1-1)(^ВБ1)

(20)

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 04/1 (123) 2013

© Scientific Technical Centre «TATA», 2013

В результате расчетов определяется зависимость Эв = Эв (Т,НПУ,УМО).

Задача 2. Данная задача отличается от задачи 1 только тем, что в ней можно считать, что для заданного периода Т^к-Ъ приточность воды в ВВХН или практически отсутствует, или ею можно пренебречь ввиду малости по сравнению с расходом водохранилища, т. е.

<2пр(0" 0. (21)

Доказано [68], что в этом случае оптимальный, с точки зрения получения максимума выработки энергии, режим Э™аж можно обеспечить равномерной сработкой ВВХН для заданных значений ^ВБ0 (£0) = (НПУ)и ZBБK{t к) =УМО, т.е.

^ = М^-^мо) = сопз^ (22)

В этом случае будет обеспечено достижение максимума выработки энергии:

ЭВ0 = эв = ЕГ=15 Эш = Д^ " тах, (23)

при

ИВ1 = 9,81 (}тНт, (24)

для

Ит = ^ВБ1 ~^НБ1, (25)

гНБ1 = о,5(гВБ1 + гВБ1), (26)

2ны=2ныЩвд, (27)

Расчеты следует проводить для ряда значений Т при известных отметках НПУ и УМО табличным методом по формулам (23-27). В результате расчета определяется зависимость ¿НБ1(УВ1)

Задача 3. Рассматривается система из двух водохранилищ, нижнее (ВВХН2) из которых является нижним бьефом для верхнего (ВВХН1), т.е. в данном случае Ёны = ЁНБ1(УВ1). Приточность воды в ВВХН1, как правило, отсутствует, т.е. @ПР(0 = 0. Само ВВХНЗ может располагаться вне естественного русла водотока. Требуется на интервале времени Т=^ — С0 при известных значениях НПУ1, УМ01, НПУ2, УМ02, характеристиках ^ВБ1(7ВБ1) И ZНБ1{yНБ1), отсутствии приточности в водохранилища, заданных значениях

■^ВБЮ (О, ^ВБгоС^оХ ^ВБlк(to), ^ВБ2кС^о) найти такой режим сработки ВВХН1, который обеспечил бы максимум выражению

ЭВ1 = ЭВ1 = " тах, (28)

где

N,,,(1) = 9,81^(^(0, (29)

(30)

H±(t) =ZBB1(t) -ZHB1(t) , (31)

^BBl(t) =ZBB1(W0) , (32)

ZHbICO^HbICWO), (33)

^SBl(t) = ^BbOC^BbO) — ^сраб(0 , (34)

^срабСО = ítoKQBi(t)dt, (35)

W0 = W¿tfbo) + V^m(t), (36)

VjEBniCO = JlKQBi(t)dt, (37)

Детальный анализ особенностей этой задачи, представленной в [2-5, 18-22], показал, что максимум выражения (23) достигается при любых режимах сработки ВВХН1 и зависит только от Т, ^ВБ10, ^ВБ20, ^вб1 к, ^ВБ2к. Для определенности при расчетах энергопотенциала системы 2-х ВВХН подобного типа можно принимать условия равномерной сработки ВВХН1 за время Г при заданных значениях НПУ1 и УМ01, т.е.

QB1(T) = УВ1(НПУ1);УВ1(УМ01) = сош1, (38)

Далее расчеты производятся в

последовательности, аналогичной рассматриваемой в задаче 2, с той лишь разницей, что здесь уровень нижнего бьефа ВВХН1 будет зависеть не от Qs.it), а будет определяться объемом его сработки, т. е. Усраб! (0:

(0 ОНБХСО) ., (39)

^ЯБ1 (0 = УНБ0 (гНБ10) +^ЙБП1СС) , (40) У^пгЮ = ¡^вЛ^ . (41)

Более сложные, но менее характерные случаи с каскадами ВВХН подробно рассмотрены в [2-5,1822].

Методика расчета технико-экологического гидроэнергетического потенциала ВВХН

Технико-экологический гидроэнергетический потенциал ВВХН отличается от валового тем, что в нем для эксплуатируемых объемов, прежде всего, учитываются режимы использования ВВХН с заданной целью (ирригация, коммунально-бытовое водоснабжение и т.д.), т.е., например, режимы попусков воды в нижний бьеф в виде заданных

Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/1 (123) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013

графиков @нБеб(0 или диспетчерских правил использования ВВХН разного вида (в частности, в

виде зависимостей (фнБ^С^в^О). Кроме того, учитываются потери расхода из ВВХН на льдообразование испарение (Д@исп(0),

фильтрацию и т.д. В расчетах учитываются

потери напора - ДИгэс на всем технологическом процессе преобразования энергии на МГЭС, т.е. потери на сороудерживающих сооружениях (ДНсус), в подводящей деривации (ДН™^) и в отводящей деривации (ДНдер). Наконец, должны быть учтены потери мощности и энергии в самом гидроагрегате, т.е. Д№ и ДЭа. Эти потери определяются с помощью энергетических характеристик натурных

гидроагрегатов, предлагаемых для установки на МГЭС при ВВХН [2-5, 18-22].

При расчетах технического потенциала ВВХН должны учитываться также разного рода требования к режиму работы МГЭС, в том числе технические, экономические и социально-экологические, что позволяет трактовать данную категорию гидроэнергетического потенциала в современных условиях как «технико-экологический потенциал». Указанные требования чаще всего в подобных расчетах представляются в виде ограничений типа неравенства

ХтЫ{£) <Х(0 <Хтах{€), (42)

Примеры подобных ограничений режима работы МГЭС (эксплуатируемых и проектируемых) таковы [68]:

- ограничение пропускной способности гидроагрегатов МГЭС по турбине и генератору,

- ограничение по режиму изменения уровней бьефов во времени,

- ограничения по типу устанавливаемого на МГЭС оборудования по требованиям экологии и другие.

При оценке технико-экологического потенциала ВВХН выполняются расчеты по определению обычных основных энергетических показателей МГЭС для ряда вариантов ее параметров [69]. Окончательные выводы о наиболее эффективных решениях по МГЭС на ВВХН делаются после проведения технико-экономических расчетов с учетом требований потребителей энергии МГЭС и альтернативных решений, т. е. при оценке эколого-экономического потенциала МГЭС при ВВХН.

Для каждого варианта устанавливаемого на МГЭС основного энергетического оборудования реализуется режим работы ВВХН, обеспечивающий максимум выработки энергии МГЭС в заданный период времени Т (как правило, год) с учетом всех ограничений по режиму работы данного объекта. Практически это означает, что в период наличия попусков из ВВХН типа МГЭС работает по

заданному водохозяйственному режиму, когда

0 нб(1) = ртребНБ (1), (43)

В те же периоды, когда указанные попуски отсутствуют или малы, по сравнению с приточностью в ВВХН, МГЭС должна работать в режиме, обеспечивающем максимум выработки энергии.

В качестве примера рассмотрим реализацию поставленной задачи для руслового ВВХН сезонного регулирования с заданными попусками вида — QнБEБ(.t) на интервале времени Т=1к40, при 2ВБ=2ВБ0(1) для известной приточности @ПР(0, в которой учтены все потери воды из водохранилища. Заданы характеристики 2ВБ(УВБ), 2ИБ(0ИБ). Известны варианты технических решений по агрегатам МГЭС, производимым или планируемым к производству в стране. Требуется рассчитать энергетические показатели разных вариантов Л^£эс, реализующей попуски Q'jJ,БEБ(t). Для получения наиболее достоверных результатов требуется проведение водохозяйственных и водноэнергетических расчетов по всему известному ряду нескольких характерных лет: оценку диапазона можно проводить

для маловодных рек обеспеченностью 90-95%, оценку значений выработки МГЭС - для условий средней водности (обеспеченность порядка 50%) [25,18-22].

Последовательность расчетов выглядит следующим образом:

* = гВБ0;дВБ^0); уво{гББ0) = с„б(0 -

^Qвít) = QнБÍt)-Qпpít) ^ ¿НБКЧНБ

—срлбСО = \ = ув0 -^ср^бСС) -

—вб(0 = гМ1) -Нгэс(^) = =

(О ~

^НБУЧНБ

(0). (44)

В результате проведенных водохозяйственных расчетов будут найдены диапазоны изменения напоров и расходов для створа ВВХН, т.е.

^ГэС" ^^ГЭС ГЭС* , (45)

« <QHБ <QГX. (46)

Для полученных диапазонов Иа и QHБ подбираются наиболее перспективные варианты типов оборудования МГЭС. Например, Р045, ПР15 и т.д.

Далее экспертным путем оценивается среднеэксплуатационный кпд МГЭС - пгэс, для каждого варианта оборудования МГЭС определяется значение коэффициента мощности кк. Например, для средних широт России, кК можно найти по формуле

км = 9,81 ^гэс. (47)

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 04/1 (123) 2013

© Scientific Technical Centre «TATA», 2013

Производятся расчеты мощности МГЭС при ее работе по режиму Q]1^EE(t), т. е.

ЛгэсСО = kNHnc(t)QHb(t) , (48)

и определяются диапазоны ее изменения, т.е.

'ГЭС

(t) <Nrac(0 <WrTx(t).

(49)

NycT

ГЭС1>

Задаются вначале первым вариантом равным Л^СЧО,, производится определение значений расчетного по мощности напора и расчет максимального расхода, где

птах УГЭС

9,81

(50)

^ГЭС

Производятся выбор вариантов основного энергетического оборудования МГЭС (т.е. 2а - число гидроагрегатов, Б ¡, 1/мин - диаметр рабочего колеса турбины и пс, 1/мин - синхронная частота вращения) и расчет среднемноголетней выработки ЭМ(Л/Г™П) с учетом режимных факторов. Задаются новым значением Л/Гэс2, равным

= мГЭССг1 +8NyCT

"ГЭС1

(51)

и повторяют все описанные выше расчеты. В

результате этого будут получены зависимости Э М"

от Я*«, типа оборудования и его основных параметров (2а, Б] пс), которые далее могут служить основой для выбора и обоснования оптимальных параметров МГЭС на ВВХН при оценке эколого-экономической категории гидроэнергетического потенциала малой гидроэнергетики [2-5,18-22].

Искусственные каналы. Неравномерность распределения и потребления пресной воды на Земле приводит к необходимости в ряде случаев вынужденного перераспределения естественного стока во времени и пространстве. Это обычно реализуется с помощью регулирующих ВВХН и системы искусственных каналов, предназначенных для решения проблем транспорта, ирригации, промышленного и коммунального водоснабжения. Режимы работы многих из них имеют сезонный характер. Графики потребления воды во времени, как правило, задаются на весь расчетный период. Для гашения энергии потока и перераспределения его между водопотребителями на каналах возводятся специальные гидротехнические сооружения с сосредоточенным перепадом уровней в створах.

Величина технического гидроэнергетического потенциала отличается от валового на величину потерь мощности в агрегате, который будет установлен в данном створе, а также на величину потерь напора в зависимости от принятой компоновки гидротехнических сооружений.

При этом наличие гарантированной энергии будет зависеть от назначения канала, т. е. от режима попусков. Для ирригационных каналов характерна сезонная выработка в период вегетационных попусков, а для каналов комплексное назначения с круглогодичным режимом работы характерна гарантированная энергетическая отдача [2-5,18-22].

Системы водоснабжения промышленных предприятий. Работа многих промышленных предприятий связана с использованием больших объемов воды [2-5,18-22]. При этом вода в системах водоснабжения используется как для технологических нужд, так и для других целей. При этом в этих системах создаются иногда значительные перепады уровней и, следовательно, возникает возможность дополнительного

энергетическою использования воды.

Наличие указанного сосредоточенного перепада уровней в этих системах позволяет отнести на примере задачи 2.

Пример расчета технико-экологического потенциала малой гидроэнергетики открытого естественного водотока

В качестве примера рассмотрена р. Н. Общая расчетная длина водотока - 37,5 км от истока (нулевой створ) до места ее впадения в р. К (конечный створ).

Предварительно был проведен расчет валового потенциала водотока но методике, описанной выше. Весь водоток был разбит на 11 участков, для каждого из которых были рассчитаны значения среднегодовых расходов 50% обеспеченности, соответственно, определены координаты уровней воды в реке 11 створов для расчета гидропотенциала (таблица 3).

Таблица 3. Исходные данные для расчета валового гидроэнергетического потенциала р. Н Table 3. Initial data for calculating total hydroenergy potential of river Н

№ створа Расстояние от начального створа L, км Расход воды в створе Q, м3/с Отметка уровня воды в створеУ, м

1 0,00 0,04 185,0

2 3,30 0,22 181,0

3 3,37 0,41 180,8

4 11,10 0,58 171,3

5 11,20 0,93 171,0

6 23,10 1,05 154,4

7 23,15 1,14 154,3

8 23,65 1,20 154,0

9 23,75 1,37 153,8

10 30,75 1,45 144,9

11 37,50 1,63 130,0

Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/1 (123) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013

Кадастр р. Н представлен в таблице 4. Из таблицы 4 следует, что валовой потенциал водотока составляет 570,53 кВт или 4997,8 МВт ч. Данный

водоток может быть полностью отнесен к категории малой гидроэнергетики [2-5,18-22].

Таблица 4. Водноэнергетический кадастр водотока р. Н Table 4. Water-power cadastre of waterway of river Н

№ Ч Qj hi-i Hj.j-i Qjj-i Njj-1 'jj-i Nj

створа м км м3/с км М м3/с кВт кВт/км кВт

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

1 185,00 0,00 0,04 3,30 4,0 0,13 5,10 1,55 0

2 181,00 3,30 0,22 5,10

0,07 0,2 0,32 0,62 8,83

3 180,80 3,37 0,41 5,72

7,73 9,5 0,50 46,13 5,97

4 171,30 11,10 0,58 51,85

0,10 0,3 0,76 2,22 22,22

5 171,00 11,20 0,93 54,07

11,90 16,6 0,99 161,22 13,55

6 154,40 23,10 1,05 215,29

0,05 0,1 1,10 1,07 21,48

216,36

7 154,30 23,15 1,14

0,50 0,3 1,17 3,44 6,89

8 154,00 23,65 1,20 219,81

0,10 0,2 1,29 2,52 25,21

9 153,80 23,75 1,37 222,33

7,00 8,9 1,41 123,11 17,59

10 144,90 30,75 1,45 345,43

6,75 14,9 1,54 225,10 33,35

11 130,00 37,50 1,63 570,53

Далее рассчитывается схема каскадного использования р. Н при заданных требованиях социально-экологического характера, представленных в ряде координат «красной линии» вдоль водотока (таблица 5). Предполагалась возможность реализации на русловых МГЭС по водотоку любого напора более 0,8 м.

Таблица 5. Координаты «красной линий» Table 5. Coordinates of «red lines»

Для каждого створа считаются заданными:

- характеристики верхнего и нижнего бьефов (с учетом зимних условий - образования льда);

- характеристики потерь воды на испарение и образование льда;

- постоянные значения коэффициента мощности

км=8,20;

- гидрографы расходов для ряда лет наблюдений по длине водотока Qp(L,

- напоры агрегатов (Я) равны геометрическому напору на ГЭС (Нгэс), т.е. не учитывается эффект эжекции.

Результаты расчетов приведены в таблице 5 и 6. Очень «жесткие» ограничения по уровням бьефов в сомкнутом каскаде русловых МГЭС по водотоку обусловили наличие незначительного числа ступеней каскада. В качестве основного расчетного начального створа принят конечный створ с координатой 37,5 км. Были также проведены расчеты и для других конечных створов - 36,6 км и 32,8 км. Они показали, что выбор расчетного створа мало влияет на ступени каскада в рассматриваемом случае. Диапазон напоров МГЭС каскада изменяется от 0,1 до 4,0 м. Участок верховьев водотока с очень низкими напорами (до 0,8 м) был исключен из рассмотрения (участок от 0 до 4,2 км).

Для каждого расчетного створа проведены водноэнергетические расчеты с учетом заданной гидрологической информации с расчетными интервалами, равными 1 месяцу. Величина установленной мощности для каждого створа найдена по методике, описанной выше, т. е. для обеспеченности 75%. Для этого значения мощности были найдены значения расчетного по мощности

№ L, км л чтах Д^ВБ , м л ymin Д^ВБ , м № L, км Аутах А. Д/ВБ , м Aymin А. Д/ВБ , м

1 0,2 0,2 0,2 10 21,6 3,2 1,2

2 1,0 0,4 0,3 11 22,1 2,8 1,0

3 2,0 0,65 0,4 12 24,3 3,4 1,0

4 2,9 0,4 0,2 13 26,9 3,9 0,7

5 4,0 1,5 0,4 14 29,4 4,0 0,9

6 8,0 1,5 0,52 15 33,1 3,1 0,8

7 11,6 2,8 0,7 16 34,8 2,7 0,8

8 17,2 3,9 0,9 17 37,5 2,0 0,7

9 19,1 3,2 0,7

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 04/1 (123) 2013

© Scientific Technical Centre «TATA», 2013

напора и максимальной пропускной способности створа МГЭС с НПУ=148,0 м (створ 30а) для МГЭС. заданного гидрографа годовых расходов.

В качестве примера в табл. 7 представлены результаты расчетов для произвольно выбранного

Таблица 6

Расчет технико-экологического потенциала открытого водотока

Table 6

Calculation of teс hnical-ecological potential of open waterway

№ створа МГЭС Координата створа МГЭС, км Координата конца водохранилища, км Длина водохранилища, км Уровень нижнего бьефа в створе МГЭС, м Уровень верхнего бьефа в створе МГЭС, м Напор МГЭС, м Отметка дна в створе МГЭС, м

1 37,5 36,9 0,6 130,8 132,1 2,0 130,1

2 36,9 36,3 0,6 132,1 133,6 2,2 131,4

3 36,3 35,6 0,7 133,6 135,1 2,3 132,8

4 35,6 34,8 0,8 135,1 136,9 2,5 134,4

5 34,8 33,9 0,9 136,9 138,8 2,7 136,1

6 33,9 33,0 0,9 138,8 140,9 2,9 138,0

7 33,0 32,0 1,0 140,9 143,2 3,1 140,1

8 32,0 30,8 1,1 143,2 145,8 3,4 142,4

9 30,8 29,4 1,4 145,8 148,6 3,7 144,9

10 29,4 26,9 2,5 148,6 151,7 4,0 147,7

11 26,9 24,3 2,6 151,7 154,9 3,9 151,0

12 24,3 22,1 2,2 154,9 157,3 3,4 153,9

13 22,1 21,6 0,5 157,3 159,1 2,8 156,3

14 21,6 20,8 0,8 ,159,1 161,1 3,2 157,9

15 20,8 19,1 1,7 161,1 163,8 3,3 160,0

16 19,1 17,2 2,0 163,8 165,8 3,3 162,6

17 17,2 14,1 3,0 165,8 168,8 3,9 164,9

18 14,1 11,6 2,5 168,8 171,3 3,3 168,0

19 11,6 10,3 1,4 171,3 173,4 2,8 170,6

20 10,3 9,2 1,0 173,4 175,1 2,4 172,7

21 9,2 8,4 0,9 175,1 176,6 2,0 174,5

22 8,4 7,7 0,6 176,6 177,8 1,8 176,0

23 7,7 6,6 1,1 177,8 178,8 1,5 177,3

24 6,6 5,4 1,2 178,8 179,9 1,5 178,4

25 5,4 4,1 1,3 179,9 180,9 1,5 179,4

26 4,1 2,9 1,2 180,9 182,0 1,5 180,5

27 2,9 2,6 0,3 182,0 182,2 0,4 181,8

28 2,6 2,3 0,3 182,2 182,5 0,5 182,0

29 2,3 1,9 0,4 182,5 182,8 0,6 182,2

30 1,9 1,5 0,4 182,8 183,1 0,7 182,4

31 1,5 1,2 0,3 183,1 183,4 0,7 182,7

32 1,2 1,1 0,1 183,4 183,6 0,6 183,3

33 1,1 1,0 0,1 183,6 183,8 0,5 183,5

34 1,0 0,9 0,1 183,8 184,0* 0,5 183,7

35 0,9 0,8 0,1 184,0 184,1 0,4 183,9

36 0,8 0,8 0,1 184,1 184,2 0,4 184,0

37 0,8 0,7 0,1 184,2 184,4 0,3 184,2

38 0,7 0,6 0,1 184,4 184,5 0,3 184,3

39 0,6 0,6 0,1 184,5 184,6 0,3 184,4

40 0,6 0,5 0,0 184,6 184,7 0,2 184,5

41 0,5 0,5 0,0 184,7 184,7 0,2 184,6

42 0,5 0,5 0,0 184,7 184,9 0,2 184,7

43 0,5 0,4 0,0 184,9 184,9 0,1 184,8

44 0,4 0,4 0,0 184,9 184,9 0,1 184,9

45 0,4 0,3 0,0 184,9 185,0 0,1 184,9

46 0,3 0,3 0,0 185,0 185,0 0,1 184,9

Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/1 (123) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013

№ створа МГЭС Координата створа МГЭС, км Координата конца водохранилища, км Длина водохранилища, км Уровень нижнего бьефа в створе МГЭС, м Уровень верхнего бьефа в створе МГЭС, м Напор МГЭС, м Отметка дна в створе МГЭС, м

47 0,3 0,3 0,0 185,0 185,1 0,1 184,9

48 0,3 0,2 0,0 185,1 185,1 0,2 184,9

49 0,2 0,2 0,0 185,1 185,1 0,2 184,9

50 0,2 0,2 0,0 185,1 185,2 0,2 185,0

Таблица 7

Результаты расчета водноэнергетического режима МГЭС в створе 30а по водотоку при НПУ = 148,0 м заданном гидрографе расходов (Д11 =1 мес., kN=8,2)

Table 7

Calculation results of water-power SHPS mode in alignment 30а on waterway at NPU=148.0 m at set

hydrographer consumption (Д11 =1 month, kN=8.2)

Месяц Бытовой расход, м3/с Потери на льдообразование, м3/с Потери на испарение, м3/с Расход в НБ, м3/с Отметка НБ, м Напор МГЭС, м Среднемесячная мощность, кВт Выработка МГЭС, МВтч

1 0,29 0,00462 0,0 0,2854 143,368 4,632 10,840 7,914

2 0,26 0,00181 0,0 0,2582 143,354 4,646 9,836 7,180

3 0,60 -0,00127 0,0 0,6013 143,511 4,489 22,131 16,155

4 5,93 -0,00517 0,0 5,9352 144,117 3,883 188,960 137,940

5 1,37 0,0 0,00118 1,3688 143,681 4,319 48,481 35,391

6 0,44 0,0 0,00(42 0,4386 143,444 4,556 16,384 , 11,960

7 0,31 0,0 0,00141 0,3086 143,379 4,621 11,692 8,535

8 0,26 0,0 0,00149 0,2585 143,354 4,646 9,848 7,188

9 0,24 0,0 0,00087 0,2391 143,335 4,665 9,148 6,678

10 0,33 0,0 0,00039 0,3296 143,390 4,610 12,460 9,096

11 0,41 0,00109 0,00013 0,4088 143,429 4,571 15,321 11,184

12 0,35 0,00208 0,0 0,3479 143,399 4,601 13,126 9,582

Таблица 8. Кривая обеспеченности в створе 30а Table 8. Provision curve in alignment 30а

р, % 7,69 15,38 23,08 30,77 38,46 46,15 53,85 61,54 69,23 76,92 84,62 92,31

N, кВт 188,96 48,48 22,13 16,38 15,32 13,12 12,46 11,69 10,84 9,85 9,84 9,1

Таблица 9

Расчет водноэнергетического режима в створе 30а при МУЭс= 10,096 кВт, Яр=4,642 м и Фгэс*=0,2652 м3/с и гидрографа расходов из таблица 6

Table 9

Calculation water power mode in alignment 30а at N^=10.096 kW, Яр =4.642 м, and Фгэс*=0.2652 m3/s, and hydrographer consumption from table 6

Месяц Расход МГЭС, м3/с Холостые сбросы, м3/с Мощность. МГЭС по водотоку, кВт Выработка МГЭС, МВтч

1 0.2649 0.0205 10.06 7.346

2 0.2582 0.0 9.84 7.180

3 0.2608 0.3405 9.60 7.007

4 0.2425 5.6926 7.72 5.637

5 0.2558 1.1130 9.06 6.614

6 0.2627 0.1751 9.81 7.164

7 0.2646 0.0440 10.03 7.318

8 0.2585 0.0 9.85 7.188

9 0.2391 0.0 9.15 6.678

10 0.2643 0.0653 9.99 7.293

11 0.2632 0.1450 9.86 7.199

12 0.2640 0.0839 9.96 7.271

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 04/1 (123) 2013

© Scientific Technical Centre «TATA», 2013

В таблице 8 представлена кривая обеспеченности мощностей МГЭС для створа 30а, а в таблице 9 -расчет годового водноэнергетического режима работы МГЭС для полученной в расчете N^=10,096 кВт, Я^=4,642 м и =0,2652 м3/с. Отличительной особенностью режима МГЭС в створе 30а является значительный объем холостых сбросов сезонной мощности. Однако эта задача относится уже к разделу оценки экономического потенциала МГЭ [2-5,18-22].

III. ЭКОЛОГО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ПОТЕНЦИАЛ МАЛОЙ ГИДРОЭНЕРГЕТИКИ В ЦЕНТРАЛЬНОЙ АЗИИ

Под эколого-экономическим потенциалом принято понимать ту часть технико-экологического потенциала МГЭ, использование которой экономически оправдано в настоящее время в рассматриваемом регионе при существующем уровне цен на производство, транспортировку и потребление электроэнергии и органического топлива.

Более корректно включать в состав эколого-экономического потенциала МГЭ те МГЭС, финансово-экономическая эффективность которых обоснована в бизнес-плане по каждому рассматриваемому объекту [84, 85].

Составление бизнес-планов, в свою очередь, является сложной и трудоемкой задачей. Возможно, что решение ее целесообразно для тех пилотных объектов МГЭ, финансово-экономическая целесообразность строительства которых априори может считаться доказанной на основе менее трудоемких процедур подобного рода. Например, разного рода экспертных оценок по всем возможным показателям.

Можно воспользоваться известным показателем -экономическим радиусом (гэк) данной МГЭС [2-5, 1622]. Под гэк принято понимать то расстояние от рассматриваемой МГЭС, на которое экономически целесообразно передавать электроэнергию от МГЭС к потребителю. Величина гэк может быть заранее определена для каждого региона с учетом его особенностей. В этом случае, зная гэк и фактическое расстояние от потребителя Гфакт, можно считать, что сооружение данной МГЭС целесообразно, если Гфакт будет меньше, чем гэк [2-4,17-22).

Предварительная оценка эффективности рассматриваемой МГЭС может быть произведена и на основе оценочного расчета ее предельных (допустимых) капиталовложений и сравнения их с соответствующими значениями капиталовложений в заменяемые варианты [20]. В ряде случаев возможно использование и удельной стоимости 1 кВтч электроэнергии, производимой на МГЭС, для сравнения с соответствующим заменяемым вариантом [17-22].

Наконец, для самых предварительных расчетов можно использовать статистические данные из мирового опыта МГЭ для оценки той доли технико-экологического потенциала, использование которой эффективно в современных условиях [17].

Окончательное решение о выборе того или иного метода расчета эколого-экономического потенциала МГЭ должно определяться в каждом конкретном случае особенностями рассматриваемого региона, а также выделяемыми на эти цели средствами и временем для расчетов и соответствующей исходной информацией.

Гидроэнергетический потенциал центрально-азиатских стран обладает огромными ресурсами. В СНГ Таджикистан занимает второе место по ресурсам после России, Кыргызстан третье. Перспективным направлением в ЦА является расширение использования малых ГЭС. В отдаленные местности с низкой плотностью населения протягивание ЛЭП является нерентабельным, так как стоимость одного километра обходится в стоимость 16-25 тыс. долл. США в зависимости от рельефа местности.

Потенциал гидроэнергетических ресурсов Таджикистана, по оценкам ученых, составляет: общий валовой потенциал 179,2; технический потенциал - 107,4 млн. т. у.т.; в том числе малых рек - валовой потенциал 62,7; технический потенциал 20,3 млн. т у.т.

По Кыргызской республике общие запасы гидроресурсов составляют 162 млрд. кВтч., среднегодовые ресурсы малых ГЭС 1,72 млн. т у.т. По оценкам специалистов можно построить более 60 МГЭС с суммарной мощностью до 300 МВт и среднегодовой выработкой до 1,5 млрд. кВт ч электроэнергии [7-17, 20].

В республике Узбекистан потенциал гидроэнергии составляет: валовый - 9200,0; технический -1966,0; экономический - 1360,4; 14,5 млн. т у.т., или 114 103 кВт ч. в год; в том числе средних и малых рек 13,2 млн. т у.т или 107 тыс. кВтч в год, экономический потенциал 303,8 тыс. т н.э. в год.; ирригационных сооружений 0,9 млн. т у.т. или 7,2 тыс. кВтч в год.

Казахстан обладает значительными ресурсами гидроэнергии. Технический потенциал гидроэнергии оценивается в 170 млрд. кВт ч, а экономический - в 27 млрд. кВтч в год. Помимо малой доли гидроэнергии (12%) в энергетическом балансе республики эти ресурсы до настоящего времени в полной мере не используются [5-16].

Из-за малого количества осадков в Туркменистане определяется скудность ресурсов поверхностных вод. Из 179 зарегистрированных водных объектов лишь 40 являются реками с постоянным стоком воды, 12 - пересыхающими и более 100 сухими логами, по которым в период ливневых дождей проходят кратковременные паводки продолжительностью от нескольких часов

Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/1 (123) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013

до трех суток. Хотя этот потенциал реализуется крайне слабо, так как в прошлом, с учетом мощного потенциала рек Туркменистана, в 1913 году была построена первая гидроэлектростанция на реке Мургаб. Индукушская ГЭС проектной мощностью 1200 кВт состоит из следующих составных элементов: водонапорного сооружения подводящих закрытого канала, водопадного бассейна, турбинного и генераторного помещения, отводящего и промывного канала. ЛЭП рассчитан на передачу мощности напряжения 16,5 кВ. Среднемноголетняя выработка электроэнергии составляет 4-5 млн. кВтч в год [5-7,11-17].

В 1948 г. была сооружена Каумут-Бентская ГЭС с мощностью 600 кВт, а в 1954 г. - Колхоз-Бентская ГЭС на реке Мургаб мощностью 3200 кВт.

Экологический потенциал гидроресурсов в ЦА. Учет требований защиты окружающей среды и охраны природы начинается при формировании и оптимизации топливно-энергетического баланса страны и экономических районов. Энергетическая потребность, как известно, может быть покрыта различными видами топлива и энергии, которые имеют различную экологическую чистоту и экономические показатели, изменяющиеся в широком диапазоне.

На объем вредных выбросов оказывает влияние качество топлива, экологическая чистота и совершенство технологии его подготовки и сжигания.

Важным направлением уменьшения объема вредных выбросов является комплексная переработка топлива и утилизация отходов его сжигания. Комплексная переработка топлива не только позволяет решать остро стоящие проблемы экологии, но и существенно расширяет сырьевую базу важной для страны продукции (алюминия, кремния, галлия, серы). Особого внимания заслуживает вопрос утилизации серы, содержащейся в топливе. При сложившемся дефиците серы в народном хозяйстве увеличивается выход ее в окружающую среду в составе выбросов и отходов при использовании топлива. Причем себестоимость извлечения попутной серы из топлива меньше, чем ее производство из самородных источников. Вместе с тем в стране извлекается только около 20% попутной серы от содержания в исходном сырье. Из угля извлекается - 0,4%, из нефти - 1,8%, в газовой промышленности доля извлекаемой серы составляет 90%, что обусловлено не интересом к использованию серы, а необходимостью обеспечить требования к качеству газа. Увеличение извлечения серы из топлива до рациональных объемов позволит ликвидировать дефицит серы в народном хозяйстве без выделения капитальных вложений на добычу самородной серы.

Зольные отходы электростанций являются ценным сырьем для производства строительных материалов и могут применяться в дорожном строительстве, производстве минеральных удобрений. Однако, несмотря на растущую потребность в строительных материалах и сырье, фактические объемы утилизации золошлаковых отходов в народном хозяйстве составляют около 10%. В перспективе намечается наращивание объемов утилизации золошлаковых отходов. Строительство установок по сбору золы и шлаков электростанций, ввод необходимых мощностей для их переработки даст большой экономический и экологический эффект [5-17].

Мероприятия по высвобождению светлых нефтепродуктов на транспорте и замене их альтернативными видами топлива также являются важной природоохранной мерой. Вытеснение бензина и дизельного топлива сжатым и сжиженным газом не только сокращает удельный расход топлива, но и в 2,5 раза снижает выход вредных веществ в воздушный бассейн при эксплуатации двигателей. Помимо этого, от объектов добычи и переработки газа загрязнение окружающей среды в 7 раз меньше, чем от объектов добычи и переработки нефти. В целом при замене нефтепродуктов на сжатый и сжиженный газ выход вредных веществ в атмосферу снижается на 650 кг в расчете на тонну замещаемых на транспорте светлых нефтепродуктов.

Энергетическое использование метана, образующегося при шахтной добыче угля, позволило бы предотвратить более 4 млн. т. ежегодных выбросов углеводородов при одновременном расширении ресурсов экологически чистого газообразного топлива.

Благоприятные для окружающей среды последствия будет иметь намечаемое на перспективу повышение степени хозяйственного использования попутного нефтяного газа, уменьшение потерь нефтепродуктов при переработке и хранении нефти.

В данном случае рассматриваются гидроэнергетические ресурсы, их экологический потенциал в Центральной Азии (приведен на рисунке 9 в форме гистограммы).

Как видно из рисунка, ожидаемое сокращение по выбросам вредных веществ в атмосферу при использовании гидроресурсов составит:

- по республике Таджикистан: 802 - 420,89; СО -30,3; М02 - 228,20; СН4 - 62,8; С02 - 32433,2; твердых веществ - 45,0 тонн в год.

- по республике Кыргызстан: 802 - 35,6; СО - 2,5; Ш2 - 19,3; СН4 - 5,3; С02 - 2748,0; твердых веществ - 3,8 тонн в год [5-17].

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 04/1 (123) 2013

© Scientific Technical Centre «TATA», 2013

4 ОО

350 300 250 200 150 100 50

t

и SO 2 т/го л МОИТ/'ОД СО т/год С Н4 т/год С02 тыс.т/год Тзердыс вещества т/год

■ Тэдникис~ам20.3 млн. т у.т 420,8055 228.2018 30.3114 3 62,78737 32.43323370 45,03412360

■ Киргизстзн 1,72 млн. т у.т. 35,66212 19,33532 2,568259 5,319966 2,748037543 3.S15É995S9

Рис. 9. Гистограмма выработки электроэнергии от гидроресурсов Таджикистана и Кыргызстана, возможности сокращения выбросов различных вредных веществ Fig. 9. Histogram of electric power production from hydroresources of Tajikistan and Kyrgyzstan, possibility of various harmful substances reduction emissions

изменения климата, факторов, как гидрологического

Влияние изменений климата на водные ресурсы Центральной Азии

Согласно книге «Изменение климата: Последствия, адаптация и уязвимость» (2001 г.) к Третьему докладу об оценках

Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЗИК), многие регионы мира «характеризуются четко выраженными тенденциями объема водотока, а именно: его уменьшением или увеличением». В книге подчеркивается, что достоверность того, что эти тенденции отражают является низкой в силу таких природная изменчивость режима рек во времени, недостаточность частоты наблюдений и влияние других факторов на формирование стока. «Напротив, существует высокая достоверность того, что наблюдающееся широко распространенное и ускоренное отступание ледников во многих областях связанно с наблюдаемыми повышениями температуры. Высокая достоверность этих выводов объясняется тем фактом, что эти изменения вызваны повышением температуры и на них не влияют те факторы, которые оказывают воздействие на объемы водотока. Отступание ледников будет продолжаться, и многие небольшие ледники исчезнут (высокая достоверность)» (Изменения климата, 2001). Также в ней отмечается, что увеличение речного стока в высоких широтах, а также уменьшение стока в Центральной Азии в значительной степени совпадают во всех моделях климата. В регионах, где в настоящее время существенная часть речного стока формируется от талых снеговых вод, максимальные значения стока будут смещаться от весеннего к зимнему периоду ввиду того, что большая часть осадков там выпадет в жидком виде из-за высоких температур воздуха [18].

Как согласуется реально наблюдаемая гидрологическая ситуация в Центральной Азии с

выводами высококвалифицированных экспертов МГЭИК? Рассмотрим это на примерах, отражающих исследования, проводимые специалистами региона по водным проблемам.

Наблюдения за ледниками Тянь-Шаня показывают, что происходящее потепление климата приводит к их устойчивому сокращению и уменьшению их ледниковых коэффициентов, которые показывают отношение площадей аккумуляции ледникового вещества ко всей площади ледников. Как известно, малые ледниковые коэффициенты характерны для деградирующих ледников, где приход ледового вещества компенсирует его расходование. Так отмечается углубление процесса распада оледенения в бассейнах рек Малый Нарын, Талас и Асса, на южном склоне Кунгей Ала-Тоо, где ледниковые коэффициенты составили 0,45. Наиболее неблагоприятные условия для существования современного оледенения приурочены к нижней части бассейна реки Нарын, где ледниковый коэффициент снизился до 0,18. На леднике Туюксуу, расположенном в отрогах северного Тянь-Шаня, и леднике Кара-Баткак (горное обрамление Иссык-Кульской котловины) понижение поверхности с 1957 по 1997 г. составило 16,5 и 18,0 м, или больше 1/3 толщины ледника в его средней части. Крупнейший ледник Кыргызского Ала-Тоо - ледник Голувина - с 1972 по 1993 г. понизился на 6 м (Подрезов, Диких, Бакиров, 2003). В массиве Ак-Шыйрак за период 1943-1977 гг., в интервалах высот 3700-3900 м понижение поверхности ледников составило 13,314,4 м, в пределах 4800-5000 м - 3,7-6,0 м при среднегодовом отступании концов ледников 3-5 м (Кузьмиченок, 1989).

Гидрометеорологические наблюдения показали, что асинхронность хода атмосферных осадков и температуры воздуха в высокогорной зоне Тянь-Шаня негативно сказывается на балансе ледников и отражается на общей водности рек со значительным

Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/1 (123) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013

оледенением водосборов (>10%). При отрицательных трендах осадков и положительных трендах температур на реках северных склонов Кыргызского Ала-Тоо, Тескей Ала-Тоо и крупных притоков реки Сары-Жаз сток периода 1963-1990 гг. по сравнению со стоком 1930-1960 гг. в июле возрос на 11,0-28,6%, а годовые величины повысились на 11,3-17,1%.

Выполненная оценка изменения объемов ледникового стока реки Нарын, главной составляющей Сырдарьи, к 2010 г. (в условиях продолжающегося потепления) показала, что они возрастут в бассейнах всех ее главных притоков, что приведет к росту и общего стока (Подрезов, Диких, Бакиров, 2003). Этот вывод был основан на анализе гидрометеорологических условий 1991-2000 гг., когда средние за лето температуры высокогорной зоны были выше нормы на 0,6 °С, а июльские - на 0,9°С. Осадков здесь было меньше нормы на 22%, в среднегорной зоне они были около нормы. При этих условиях тепла и увлажнения годовой сток реки Нарын у г. Нарын за 1991-1996 гг. превысил среднюю водность на 15,7%. Таким образом, здесь ярко проявилась компенсирующая роль ледникового стока. Прогнозируется увеличение водности рек Сары-Жаз, Какшаал, Узенгю-Кууш северных склонов хребтов Тескей Ала-Тоо и Кыргызского Ала-Тоо [18-22].

Прошлые и будущие изменения водных ресурсов Таджикистана также связываются с изменениями климата - уменьшением атмосферных осадков и ростом температуры воздуха (Водные ресурсы Таджикистана, 2003). Съемки фронта Зеравшанского ледника показали, что с 1908 по 1986 г. он активно деградировал и отступил почти на 1 км. Нижняя граница ледника Абрамова с 1850 по 1984 г. поднялась на 80 м, а объем льда на языке уменьшился на 630 млн. м3. По самым скромным подсчетам, ледники Таджикистана в XX в. потеряли более 20 км3 льда. Интенсивно деградируют небольшие ледники с площадями менее 1 км2, которые составляют 80% всех ледников. Среднегодовой сток рек республики за последние 30 лет ежегодно уменьшался на 110 млн. м3 в год. Прогнозы таджикских специалистов и ученых показывают, что до 2050 г. в Таджикистане исчезнут тысячи мелких ледников, площадь его оледенения сократится на 20%, объем льда уменьшится на 25%. Это приведет к сокращению ледникового питания рек на 20-40%. Суммарный сток рек Зеравшан, Кафирниган, Вахш и Пяндж уменьшится на 7%. Прогнозируемое увеличение количества

атмосферных осадков на 14-18% существенного влияния на сток не окажет, так как большая часть выпавших осадков будет израсходована на испарение с поверхностей водосборов (Изменение климата, 2002).

Огромным вкладом Туркменистана в решение вопросов внутри страны по водо- и

землепользованию, а также по Аральской экологической проблеме является строительство Туркменского озера Алтын асыр. Большое значение озера заключается в том, что его строительство позволит устранить сброс минерализованных дренажных вод в Амударью. Приоритетную значимость эксплуатации этого масштабного проекта в национальном и региональном планах Центральной Азии можно отметить по нескольким аспектам:

- улучшение мелиоративной обстановки на орошаемых землях страны;

- повышение эффективности сельскохозяйственного производства, получение дополнительного дохода от производства кормов вдоль трасс коллекторов;

- создание вокруг севооборотных массивов защитных лесополос из солеустойчивых, голофитовых сортов древесно-кустарниковой растительности выращенной с использованием КДВ;

- улучшение обводненности северо-запада Туркменистана;

- предотвращение процессов деградации земель;

- стабилизация процессов и смягчение последствий изменения климата в Центральной Азии [16-22].

Выводы

Как видно из вышеизложенного, по количеству вырабатываемой энергии на втором месте находятся гидравлические электростанции. Они производят наиболее дешевую электроэнергию, но имеют довольно большую себестоимость постройки. Именно ГЭС позволили советскому правительству в первые десятилетия советской власти совершить большой прорыв в промышленности.

ГЭС можно разделить на две основные группы: ГЭС на крупных равнинных реках и ГЭС на горных реках. В ЦА большая часть ГЭС сооружалась на горных реках. Равнинные водохранилища обычно велики по площади и изменяют природные условия на значительных территориях. Ухудшается санитарное состояние водоемов: нечистоты, которые раньше выносились реками, накапливаются в водохранилищах, приходится применять

специальные меры для промывки русел рек и водохранилищ. Сооружение ГЭС на равнинных реках менее рентабельно, чем на горных, но иногда это необходимо, например, для создания нормального судоходства и орошения. Во всех странах мира стараются отказаться от использования ГЭС на равнинных реках, переходя на быстрые горные реки или АЭС.

Гидравлические электростанции используют для выработки электроэнергии гидроэнергетические ресурсы, т.е. силу падающей воды. Существует три основных вида ГЭС:

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 04/1 (123) 2013

© Scientific Technical Centre «TATA», 2013

Гидроэлектрические станции. Технологическая схема их работы довольно проста. Естественные водные ресурсы реки преобразуются в гидроэнергетические ресурсы с помощью строительства гидротехнических сооружений. Гидроэнергетические ресурсы используются в турбине и превращаются в механическую энергию, механическая энергия используется в генераторе и превращается в электрическую энергию.

Приливные станции. Природа сама создает условия для получения напора, под которым может быть использована вода морей. В результате приливов и отливов уровень морей меняется на северных морях - Охотском, Беринговом, волна достигает 13 м. Между поверхностями бассейна и моря образуется разница уровней, и, таким образом, создается напор. Так как приливная волна периодически изменяется, то в соответствии с ней меняются напор и мощность станций. Пока еще использование приливной энергии ведется в скромных масштабах. Главным недостатком таких станций является вынужденный режим. Приливные станции (ПЭС) дают свою мощность не тогда, когда этого требует потребитель, а в зависимости от приливов и отливов воды. Велика также стоимость сооружений таких станций.

Гидроаккумулирующие электростанции. Их действие основано на цикличном перемещении одного и того же объема воды между двумя бассейнами: верхним и нижним. В ночные часы, когда потребность в электроэнергии мала, вода перекачивается из нижнего водохранилища в верхний бассейн, потребляя при этом излишки

Список литературы

1. Бердымухамедов Г.М. Государственное регулирование социально-экономического развития Туркменистана. Том 1. А.: Туркменская государственная издательская служба. 2010.

2. Асорин А.Е., Бестужов К.Н. Водноэнергетические расчеты. М. Энергоатомиздат. 1986.

3. Григорьев С.В. Потенциальные энергоресурсы малых рек СССР. // Труды начно-исслед. учреждения ГУГМС. 4 серия. Вып. 34. М.: Гидромнтиоиздат. 1946.

4. Малинин Н.К. Теоретические основы гидроэнергетики: Учебник для вузов. М.: Энерго-атомиздат. 1985.

5. Пенджиев А.М. Водная энергетика: ресурсы Туркменистана // Стандарт, качество и безопасность. 2005. № 2. С.31-32.

6. Пенджиев А.М. Водоснабжение в пустыне Каракумы с использованием солнечной фотоэлектрической станции. // Мелиорация и водное хозяйство. 2007. № 2. С. 50-51.

7. Пенджиев А.М. Автономное электро и водоснабжение пустынных пастбищ с

энергии, производимой электростанциями ночью. Днем, когда резко возрастает потребление электричества, вода сбрасывается из верхнего бассейна вниз через турбины, вырабатывая при этом энергию. Это выгодно, так как остановки ТЭС в ночное время невозможны. Таким образом, ГАЭС позволяет решать проблемы пиковых нагрузок. В России, особенно в европейской части, остро стоит проблема создания маневренных электростанций, в том числе ГАЭС.

Кроме перечисленных достоинств и недостатков, гидравлические электростанции имеют следующие особенности: ГЭС являются весьма эффективными источниками энергии, поскольку используют возобновляемые ресурсы, они просты в управлении и имеют высокий КПД - более 80%. В результате, производимая энергия на ГЭС самая дешевая. Огромное достоинство ГЭС - возможность практически мгновенного автоматического запуска и отключение любого требуемого количества агрегатов. Но строительство ГЭС требует длительных сроков и больших удельных капиталовложений; это связано с потерей земель на равнинах, нанесением ущерба рыбному хозяйству. Доля участия ГЭС в выработке электроэнергии значительно меньше их доли в установленной мощности; это объясняется тем, что их полная мощность реализуется лишь в короткий период времени, причем только в многоводные годы. Поэтому, несмотря на обеспеченность многих стран мира гидроэнергетическими ресурсами, они не могут служить основными источниками производства электроэнергии.

References

1. Berdymuhamedov G.M. Gosudarstvennoe regulirovanie social'no-ekonomiceskogo razvitia Turkmenistana. Tom 1. А.: Turkmenskaa gosudarstven-naa izdatel'skaa sluzba. 2010.

2. Asorin A.E., Bestuzov K.N. Vodnoenergeticeskie rascety. M. Energoatomizdat. 1986.

3. Grigor'ev S.V. Potencial'nye energoresursy malyh rek SSSR. // Trudy nacno-issled. ucrezdenia GUGMS. 4 seria. Vyp. 34. M.: Gidromntioizdat. 1946.

4. Malinin N.K. Teoreticeskie osnovy gidroenergetiki: Ucebnik dla vuzov. M.: Energoatomizdat. 1985.

5. Pendziev A.M. Vodnaa energetika: resursy Turkmenistana // Standart, kacestvo i bezopasnost'. 2005. № 2. S. 31-32.

6. Pendziev A.M. Vodosnabzenie v pustyne Karakumy s ispol'zovaniem solnecnoj fotoelektriceskoj stancii. // Melioracia i vodnoe hozajstvo. 2007. № 2. S. 50-51.

7. Pendziev A.M. Avtonomnoe elektro i vodosnabzenie pustynnyh pastbis s ispol'zovaniem

Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 04/1 (123) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013

использованием солнечных фотоэлектрических установок // Механизация и электрификация сельского хозяйства. 2007. № 9. С. 27-28.

8. Пенджиев А.М. Автономное энерговодоснабжение пустынных пастбищ Туркменистана с использованием солнечных фотоэлектрических установок. // Механизация и электрификация сельского хозяйства. 2007. № 9. С. 27-28.

9. Пенджиев А.М. Экоэнергетические ресурсы солнечной энергии в странах содружества независимых государств // Альтернативная энергетика и экология. 2013. № 5. С. 13-30.

10. Пенджиев А.М., Пенжиев А. А. Международное сотрудничество в области охраны окружающей среды и устойчивого развития на основе возобновляемой энергетики в Центральной Азии // Альтернативная энергетика и экология. 2012. № 1. С. 139-156.

11. Пенджиев А. М. Последствия изменения климата в Центральной Азии и возможности их смягчения на основе ВИЭ // Альтернативная энергетика и экология. 2012. № 5-6. С. 197-207.

12. Пенджиев А.М. Концепция развития возобновляемой энергетики в Центрально-Азиатском регионе // Альтернативная энергетика и экология. 2012. № 8. С. 118-130.

13. Пенджиев А. М. Изменение климата и возможности уменьшения антропогенных нагрузок. Монография. LAMBERT Academic Publishing. 2012.

14. Пенджиев А.М., Пенжиев А. А. Законодательное обеспечение развития возобновляемой энергетики в Центрально-азиатском регионе // Альтернативная энергетика и экология. 2011. № 12. С. 76-85.

15. Рыбакова Л.Е., Пенжиев А.М. Энергия барада сохбет. А.: Магарыф. 1993.

16. Стребков Д.С., Пенджиев А.М., Мамедсахатов Б. Д. Развитие солнечной энергетики в Туркменистане. Монография. М.: ГНУ ВИЭСХ. 2012.

17. Сибикин Ю.Д. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии. М.: КНОРУС. 2010.

18. Изменение климата и водные проблемы в Центральной Азии. UNEP. Москва-Бишкек. 2006.

19. Малая гидроэнергетика. Под редакцией М.П. Михайлов, Б.Н. Фельдман М.: Энергоатомоиздат. 1989.

20. Ресурсы и эффективность использования возобновляемых источников энергии в России. М.: Наука. 2003.

21. Оценочные доклады по приоритетным экологическим проблемам в Центральной Азии. UNEP. Ашхабад. 2006.

22. Вассирионов В.И., Малинин Н.К., Дерюгина Г.В. и др. Технико-экономические характеристики малой гидроэнергетики. Методическое пособие. Изд-во МЭИ. 2001.

solnecnyh fotoelektriceskih ustanovok // Mehanizacia i elektrifikacia sel'skogo hozajstva. 2007. № 9. S. 27-28.

8. Pendziev A.M. Avtonomnoe energovodo-snabzenie pustynnyh pastbis Turkmenistana s ispol'zovaniem solnecnyh fotoelektriceskih ustanovok. // Mehanizacia i elektrifikacia sel'skogo hozajstva. 2007. № 9. S. 27-28.

9. Pendziev A.M. Ekoenergeticeskie resursy solnecnoj energii v stranah sodruzestva nezavisimyh gosudarstv // Al'ternativnaa energetika i ekologia. 2013. № 5. S. 13-30.

10. Pendziev A.M., Penziev A.A. Mezdunarodnoe sotrudnicestvo v oblasti ohrany okruzaüsej sredy i ustojcivogo razvitia na osnove vozobnovlaemoj energetiki v Central'noj Azii // Al'ternativnaa energetika i ekologia. 2012. № 1. S. 139-156.

11. Pendziev A.M. Posledstvia izmenenia klimata v Central'noj Azii i vozmoznosti ih smagcenia na osnove VIE // Al'ternativnaa energetika i ekologia. 2012. № 5-6. S. 197-207.

12. Pendziev A.M. Koncepcia razvitia vozobnovlaemoj energetiki v Central'no-Aziatskom regione // Al'ternativnaa energetika i ekologia. 2012. № 8. S. 118-130.

13. Pendziev A.M. Izmenenie klimata i vozmoznosti umen'senia antropogennyh nagruzok. Monografia. LAMBERT Academic Publishing. 2012.

14. Pendziev A.M., Penziev A.A. Zakonodatel'noe obespecenie razvitia vozobnovlaemoj energetiki v Central'no-aziatskom regione // Al'ternativnaa energetika i ekologia. 2011. № 12. S. 76-85.

15. Rybakova L.E., Penziev A.M. Energia barada sohbet. A.: Magaryf. 1993.

16. Strebkov D.S., Pendziev A.M., Mamedsahatov B.D. Razvitie solnecnoj energetiki v Turkmenistane. Monografia. M.: GNU VIESH. 2012.

17. Sibikin U.D. Netradicionnye i vozobnovlaemye istocniki energii. M.: KNORUS. 2010.

18. Izmenenie klimata i vodnye problemy v Central'noj Azii. UNEP. Moskva-Biskek. 2006.

19. Malaa gidroenergetika. Pod redakciej M.P. Mihajlov, B.N. Fel'dman M.: Energoatomoizdat. 1989.

20. Resursy i effektivnost' ispol'zovania vozobnovlaemyh istocnikov energii v Rossii. M.: Nauka. 2003.

21. Ocenocnye doklady po prioritetnym ekologiceskim problemam v Central'noj Azii. UNEP. Ashabad. 2006.

22. Vassirionov V.I., Malinin N.K., Derügina G.V. i dr. Tehniko-ekonomiceskie harakteristiki maloj gidroenergetiki. Metodiceskoe posobie. Izd-vo MEI. 2001.

-ss-

International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 04/1 (123) 2013

© Scientific Technical Centre «TATA», 2013