Оптимизация водно-энергетических режимов приливных электростанций с ортогональными турбинами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.08, кандидат технических наук Савченков, Данила Степанович

• Савченков, Данила Степанович
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Савченков, Данила Степанович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ПРИЛИВНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ, ИХ ОСОБЕННОСТИ

И МЕСТО В ЭНЕРГОКОМПЛЕКСАХ.10,

1.1. Обзор состояния приливной энергетики.

1.2. Обзор развития проектов ПЭС в,России.12*

1.3. Характеристики неравномерности энергоотдачи^ ПЭС.

1.4. Обзор возможностей уменьшения неравномерности энергоотдачи ПЭС за счет конструктивных и режимных мероприятий.

1.5. Обзор работ по анализу возможностей работы ПЭС в энергокомплексе с компенсирующими и другими электростанциями.

1.6. Обзор различных типов турбинного оборудования ПЭС.

1.6.1 Особенности характеристик осевых поворотно-лопастных гидромашин ПЭС.

1.6.2 Особенности характеристик пропеллерных капсульных гидротурбин

1.6.3 Особенности характеристик ортогональных турбин.

1.6.4 Сравнительный анализ режимов работы турбин ПЭС.

1.7 Выводы по главе 1.

ГЛАВА 2. МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ВОДНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ и ОПТИМИЗАЦИОННЫХ РАСЧЕТОВ ПЭС.

2.1. Исходные положения.

2.2. Исходные данные водно-энергетических расчетов.

2.2.1. Мареограммы прилива.

2.2.2. Батиграфические характеристики бассейна ПЭС.

2.2.3. Сооружения ПЭС.

2.2.4. Основное оборудование ПЭС.

2.2.5. Режимы работы ПЭС.

2.3. Описание математической модели для водно-энергетических расчетов ПЭС.

2.4. Описание математической модели, реализующей метод динамического программирования для ПЭС С турбинами ортогонального типа.

2.4.1. Описание алгоритма для случая односторонней работы ПЭС.

2.5. Использование метода динамического программирования для оптимизации режима работы ПЭС с турбинами двойного регулирования.

2.6 Выводы по главе 2.

ГЛАВА 3. ВОДНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ПЭС, ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ И СРАВНЕНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ ТУРБИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ.

3.1. Задачи водно-энергетических расчетов ПЭС.

3.2. Обзор аналитических решений по оптимизации режимов ПЭС.

3.3. Оценка влияния на выработку переменной или постоянной частоты вращения агрегата.

3.4. Сравнение одностороннего и двухстороннего режимов работы ПЭС.

3.3. Определение оптимальных значений напоров пуска и останова.

3.4. Сравнение ортогонального и капсульного агрегата по энергетическим характеристикам.

3.6 Выводы по главе 3.

ГЛАВА 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ЭНЕРГОКОМПЛЕКСОВ В СОСТАВЕ ПЭС, ГЭС И ГАЭС.

4.1. О необходимости выравнивания энергоотдачи ПЭС.

4.2. Совместные режимы работы энергокомплексов в составе ПЭС и ГЭС

4.3. Основные положения методики обоснования экономической эффективности в гидроэнергетике.

4.4. Результаты водно-энергетических расчетов, используемые в обосновании экономической эффективности ПЭС.

4.5. Повышение вытесняющей мощности энергокомплекса ПЭС и ГАЭС за счет работы в полу пике графика нагрузки энергосистемы.

4.6 Выводы по главе 4.

ГЛАВА 5. ПАРАМЕТРЫ ЭНЕРГОКОМПЛЕКСА В СОСТАВЕ ПЭС И ДРУГИХ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ.

5.1. Общие характеристики энергокомплекса на основе возобновляемых видов энергии-.

5.2. Режимы кислогубской пэс в суточном месячном и годовом разрезах.

5.2.1. Водно-энергетические расчеты Кислогубской ПЭС в течение 12-ти месячного периода.

5.2.2. Характеристики неравномерности энергоотдачи ПЭС.

5.2.3. Характеристики электростанции, компенсирующей неравномерную энергоотдачу ПЭС.

5.3. Режимы ветровой энергетической установки в суточном, месячном и годовом разрезах.

5.3.1. Энергетические расчеты параметров ветровой энергоустановки на площадке Кислогубской ПЭС.

5.3.2. Характеристики неравномерности энергоотдачи ВЭУ.

5.5.3. Характеристики электростанции, компенсирующей неравномерную энергоотдачу ВЭУ.

5.4. Режимы фотоэлектрической энергетической установки в суточном, месячном и годовом разрезах.

5.4.1. Энергетические параметры фотоэлектрической установки на площадке Кислогубской ПЭС.

5.4.2. Характеристики неравномерности энергоотдачи ФЭУ.

5.4.3. Характеристики электростанции, компенсирующей неравномерную энергоотдачу ФЭУ.

5.5. Сравнение режимов работы приливной, ветровой и фотоэлектрической энергетическихустановок в суточном, месячном и годовом разрезах.

5.6. Режимы энергокомплекса в составе приливной, ветровой и фотоэлектрической энергетических установок в суточном, месячном и годовом разрезах.

5.6.1. Обработка данных при определении режимов работы энергокомплекса в составе ПЭС, ВЭУ и ФЭУ.

5.6.2. Характеристики неравномерности энергоотдачи энергокомплекса в составе ПЭС, ВЭУ и ФЭУ.

5.6.3. Характеристики электростанции, компенсирующей неравномерную энергоотдачу энергокомплекса в составе ПЭС, ВЭУ и ФЭУ.

5.7 Выводы по главе 5.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оптимизация водно-энергетических режимов приливных электростанций с ортогональными турбинами»

Актуальность работы. В России и в мире в целом не ослабевает интерес к проектам приливных электростанций. Рост цен на органическое топливо, исчерпание его запасов, экологические проблемы выдвигают развитие проектов по использованию энергии приливов в разряд актуальных.

Проблемы, которые присущи проектам приливных электростанций, такие, как высокая стоимость сооружений, большие объемы строительных работ, необходимость компенсации неравномерной энергоотдачи, требуют решения и решаются по мере совершенствования оборудования, методов производства работ, технологий изготовления строительных конструкций и материалов.

Основной задачей развития проектов ПЭС является повышение экономических показателей и конкурентоспособности по сравнению с альтернативными источниками энергии. Большую роль здесь играет основное энергетическое оборудование. В последние годы в НИИЭС проводятся исследования, модельные и натурные испытания ортогональной турбины. Ортогональные гидротурбины при установке на ПЭС имеют ряд преимуществ: относительная простота конструкции, экономия по объему бетона, весу и стоимости турбинного оборудования; одинаковые энергетические показатели при противоположных направлениях потока; большая пропускная способность при остановленной турбине, позволяющая отказаться от сооружения специальной водопропускной плотины для работы в режимах перепуска.

Ортогональные турбины на ПЭС являются новым оборудованием. Исследование специфических особенностей данного оборудования, оптимизация режимов его работы в условиях ПЭС, решение вопросов компенсации при работе в составе энергокомплекса представляется актуальной задачей, решению которой посвящена эта работа.

Цель работы - развитие теории и практики водно-энергетических расчетов с учетом специфики нового оборудования ПЭС на базе ортогональных гидротурбин.

Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:

1. Сравнение энергетических параметров основного оборудования ПЭС на базе ортогональных и поворотно-лопастных турбин

2. Разработка математических моделей водно-энергетических и оптимизационных расчетов ПЭС с учетом специфики ортогональных турбин

3. Разработка диспетчерских правил оптимизированных режимов работы ПЭС с ортогональными турбинами; анализ степени влияния на выработку ПЭС одностороннего и двухстороннего циклов работы, переменной частоты вращения турбины, напоров пуска и останова

4. Анализ суточной, месячной и годовой неравномерности энергоотдачи ПЭС, определение параметров компенсирующей электростанции; оптимизация режимов совместной работы ПЭС и ГАЭС; анализ натурных данных по совместной работе приливной, ветровой и солнечной энергоустановок

Научная новизна работызаключается в следующем:

- разработана методика определения оптимальных по выработке режимов работы агрегатов ПЭС с ортогональными турбинами;

- определена степень влияния на выработку ПЭС с ортогональными агрегатами значений напоров пуска и останова, перехода на переменную частоту вращения, одностороннего и двухстороннего циклов работы;

- выявлены условия, при которых агрегат с ортогональной турбиной обеспечивает большую выработку по сравнению с капсульным; выполнено обобщение полученных на основании водно-энергетических расчетов характеристик потенциальных створов ПЭС на побережье Баренцева и Белого морей с выходом на параметры, показывающие условия компенсации неравномерной энергоотдачи; разработаны режимы совместной работы ПЭС и ГАЭС, обеспечивающие постоянное значение вытесняющей мощности * в межсизигийный период и-работу в полупиковой части графика нагрузки.

Достоверность полученных результатов подтверждена сопоставлением результатов с данными натурных испытаний и мониторинга, режимов Кислогубской ПЭС, а также с данными известных аналитических решений.

Практический выход и внедрение

Результаты исследований внедрены на опытно-промышленной Кислогубской ПЭС, использованы в проекте Северной ПЭС при оптимизации режимов работы на получение максимальной выработки и при определении условий компенсации неравномерной энергоотдачи Мезенской ПЭС.

Математические модели водно-энергетических расчетов ПЭС с ортогональными агрегатами используется для мониторинга режимов эксплуатации Кислогубской ПЭС.

Положения, которые выносятся на защиту:

1. Радикальным средством повышения мощности и выработки ортогональных турбин является их эксплуатация в оптимуме характеристики при переменной частоте вращения, зависящей от напора.

2. Для ПЭС с ортогональными турбинами оптимальным по выработке является двухсторонний режим работы; односторонний режим имеет преимущество при работе турбины с постоянной частотой вращения, когда кпд увеличивается с ростом напора.

3. Оптимизированные по выработке напоры пуска и останова ортогональных турбин увеличиваются с ростом величины прилива, причем пусковые всегда превышают напоры останова.

4. Обобщение данных водно-энергетических расчетов по ряду створов ПЭС на побережье Баренцева и Белого морей позволило получить характеристики неравномерности энергоотдачи ПЭС и характеристики компенсации суточной, месячной и годовой неравномерности энергоотдачи ПЭС в виде относительных среднесуточных мощностей в характерные периоды работы ПЭС, энергетического эквивалента полезной емкости ГАЭС и необходимой месячной выработки компенсирующей станции в долях от выработки ПЭС.

5. Разработанные режимы совместной работы ПЭС и ГАЭС в переменной части графика нагрузки позволяют обеспечить повышенное значение вытесняющей мощности ПЭС, одинаковое для периодов сизигии и квадратуры.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы и ее отдельные разделы докладывались на международной научно-технической конференции в Московском энергетическом институте, на заседании кафедры использования водной энергии Московского государственного строительного университета, на заседании кафедры нетрадиционных и возобновляемых источников энергии и гидроэнергетики Московского энергетического института (технического университета).

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов и списка литературы, включающего 134 наименования. Работа изложена на 179 страницах машинописного текста, содержит 63 рисунка и 34 таблицы.

Заключение диссертации по теме «Энергоустановки на основе возобновляемых видов энергии», Савченков, Данила Степанович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Ортогональные турбины являются новым оборудованием ПЭС, обладающим специфическими особенностями, что потребовало исследований водно-энергетических режимов, включая односторонний и двухсторонний циклы работы, условия пуска и останова, работу с постоянной и переменной частотами вращения, условий неравномерности энергоотдачи и ее компенсации.

2. Разработаны диспетчерские правила оптимального управления режимами ПЭС с ортогональными турбинами с учетом системы ограничений, отвечающих одностороннему и двухстороннему циклам работы ПЭС. Показано, что напоры пуска всегда выше напоров останова. Указанные напоры растут с ростом величины прилива, а отклонения от их оптимальных значений не приводят к существенному снижению выработки.

3. Радикальным средством повышения энергетических показателей ортогональной турбины является ее эксплуатация с переменной частотой вращения, в соответствии с комбинаторной зависимостью, оптимизированной по кпд. Переход на переменную частоту вращения позволяет увеличить выработку при одностороннем режиме на 5 . 18%, в двухстороннем - на 30 . 40%. Прирост выработки достигается за счет увеличения стока через ПЭС, повышения средневзвешенного кпд турбины и сокращения времени простоя в режиме выдержки.

4. На ПЭС с ортогональными турбинами двухсторонний режим дает большую выработку, по сравнению с односторонним, за счет увеличения объема стока при меньших средневзвешенных значениях напора и кпд. При этом работа с переменной частотой вращения в большей степени повышает выработку двухстороннего режима по сравнению с односторонним.

5. Работа ПЭС без ограничения мощности по напору приводит к высокой неравномерности суточного изменения мощности в период сизигии. В то же время обеспеченность высоких значений мощности близка к нулю. Ограничить максимальную мощность ПЭС можно уменьшением расчетного напора турбин. В условиях принятого количества и типоразмеров турбин это снижает установленную мощность ПЭС на фоне незначительного уменьшения выработки. При этом растет обеспеченность максимальных мощностей ПЭС, уменьшается суточная и месячная неравномерность выработки, сокращаются^ затраты на схему выдачи ПЭС и компенсирующую ГАЭС.

6. Для крупной ПЭС должна рассматриваться работа совместно со специально выделенной ГАЭС, обеспечивающей компенсацию суточной неравномерности. При двухсторонних циклах ПЭС доля ГАЭС составляет по турбинной и насосной мощности соответственно 45—50% и 48-55%. Потери на гидроаккумулирование не превышают 10% от выработки ПЭС, энергетический эквивалент полезного объема верхнего бассейна ГАЭС составляет 12-22% от суточной выработки ПЭС.

7. Предложенный полупиковый режим работы энергокомплекса в составе ПЭС и ГАЭС позволяет получить постоянное значение вытесняющей мощности, равное турбинной мощности ГАЭС, и повысить его экономические показатели. Дополнительные потери выработки, при реализации такого режима не превышают 2% от выработки ПЭС.

8. Предложенная система критериев позволила выполнить обобщенную оценку суточной, месячной и годовой неравномерности энергоотдачи для ряда створов ПЭС на побережье Баренцева и Белого морей, а также параметров компенсирующих электростанций. Полученные результаты использованы при повышении эффективности эксплуатации Кислогубской ПЭС, а также в процессе проектирования Северной и Мезенской ПЭС.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Савченков, Данила Степанович, 2011 год

1. Александровский А. Ю. Теория и методы водохозяйственных и водноэнергетических расчетов каскадов ГЭС: автореферат диссертации на соискание ученой степени д-ра техн.наук:05.14.10 / А. Ю. Александровский. М., 1992. - 40 с.

2. Асарин А.Е., Бестужева К.Н. Водноэнергетические расчеты. М.: Энергоатомиздат, 1977, 233 с.

3. Бальзанников М.И. Елистратов В.В. Возобновляемые источники энергии. Аспекты комплексного использования. Самара, ООО «Офорт», СамГАСУ, 2008,331с.

4. Баринов О. Г., Горелков В. М, Трансформация суточного приливного режима (волна Ку) Пенжинской губы Охотского моря в результате сооружения приливной электростанции. — В кн.: Методы преобразования энергии океана/ ДВНЦ АН СССР. Владивосток, 1983, с. 65-71.

5. Безносов В. П., Демиденко Н. А., Кучкина М. А. и др. Прогнозируемые экологические и социально-экологические последствия строительства Северной и Мезенской ПЭС. Гидротехническое строительство, 2009, №7, с. 34-42.

6. Беллман Р. Динамическое программирование. Иностранная литература, М.: 1960 г.

7. Бернштейн Л. Б. Приливные электростанции в современной энергетике. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1961, 271 с.

8. Бернштейн Л. Б. Прямоточные и погруженные гидроагрегаты/ Цинтимаш. М., 1962. 211 с.

9. Бернштейн Л. Б. Опыт эксплуатации горизонтальных осевых агрегатов (капсульных и шахтных). М.: Энергия, 1966. 112 с.

10. Ю.Бернштейн Л. Б. Капсульные и шахтные гидроагрегаты. Итоги науки итехники/ ВИНИТИ. М., 1968. 216 с.

11. П.Бернштейн Л. Б. Использование энергии прилива Для решения актуальной проблемы современной энергетики.— Вопросы географии, 1970, №74, с. 51-66.

12. Бернштейн Л. Б. Технические и энергоэкономические аспекты использования приливной энергии океана.— Доклад на конференции ООН в 1981 г. по новым и возобновленным источникам энергии (Москва). 1980. 55 с.

13. Бернштейн Л. Б. Опытная приливная электростанция Аннаполис-Энергетическое строительство за рубежом, 1983, №6, с. 16-23.

14. Бесчинский А. А. Проблемы развития мировой энергетики.— Тепл энергетика, 1984, №3.

15. Ботвинник М. М., Шакарян Ю. Г. Управляемая машина переменного тока. М.: Наука, 1969. 140 с.

16. Васильев Ю. С., Виссарионов В. И., Кубышкин Л. И. Решение гидроэнергетических задач на ЭВМ. М.гЭнергоатомиздат, 1987.-160 с.

17. Васильев Ю. С., Елистратов В. В., Мухаммадиев М. М., Претро Г. А. Возобновляемые источники энергии и гидроаккумулирование. СПб, СПбГТУ, 1995.

18. Виссарионов В.И., Матвиенко Н.И. Гидромеханические переходные процессы обратимых гидроагрегатов. М.: Издательство МЭИ. 1994. 32 с.

19. Виссарионов В. И. Энергокомплексы бесперебойного электроснабжения на базе возобновляемых источниов. ПМеждународная научно-практическая конференция. "Научно-техническое творчество молодёжи -путь к обществу, основанному на знаниях." М.:МГСУ, 2010.

20. Виссарионов В. И., Рябикин А. В. Обзор технических решений по перевооружению и модернизации гидроэлектростанций. Гидротехническое строительство. 2006, № 1.

21. Водно-энергетические и водохозяйственные расчёты. Учебное пособие по курсу "ТОЭВИ" под ред. Виссарионова В. И. М.гиздательство1. МЭИ, 2001

22. Волшаник В. 3., Зубарев В. В., Франкфурт М. О. Использование1 энергии ветра, океанических волн и течений.— Серия нетрадиционных источников энергии/ ВИНИТИ, т. 1. М., 1983. 100 с.

23. Вуайе Ф., Пенель М. Расчет выработки приливной электростанции.Ьез energies de la mer.p 472-487.

24. Гельфер С. JI. Влияние льда на энергетические характеристики бассейна ПЭС.— Сборник научных трудов Гидропроекта, 1980, вып. 69 с. 116-119.

25. Гидроэлектростанции малой мощности / под ред. В. В. Елистратова. СПб.: Изд-во Политехн.ун-та, 2005. 432 с.

26. Гидроэлектрические станции /Под ред. В.Я. Карелина, Г.И.Кривченко. -М.: Энергия, 1987. 464 с.

27. Гидроэнергетика и комплексное использование водных ресурсов СССР / Под ред. П. С. Непорожнего. М.: Энергоатомиздат, 1982. 560 с.

28. Гидроэнергетическое и вспомогательное оборудование гидроэлектростанций / Под ред. Ю.С.Васильева. М.: Энергоатомиздат. 1988. Том 1 -400 с. Том 2-336 с.

29. Елистратов В. В. Основы и методы гидравлического аккумулирования энергии возобновляемых источников. Автореф. дис. д-ра техн. наук. СПб, 1996. 37 с.

30. Елистратов В.В. Бреусов В.П., Ташимбетов М.А. Возобновляемые источники энергии и способы их использования (на примере Центрально-Азиатского региона). СПб.,изд. «Нестор», 2005. 135с

31. Елистратов В.В. Мониторинг развития возобновляемой энергетики в мире и России. -«Академия энергетики» №2 (22) 2008, стр.32-44

32. Елистратов В.В. Энергогидравлические исследования модели капсульного агрегата морской ГЭС и ПЭС. Доклады II всесоюзной конференции по энергетике. Владивосток 1985, с. 70-72.

33. Жибра Р. Энергия приливов и приливные электростанции/ Пер. с франц. М.: Мир, 1964.

34. Жибра Р. Энергия приливов. XI конгресс МАГИ (Ленинград), 1965,т. 6, с. 223-242.

35. Загорский А. Тиристорные устройства для управления низковольтными электродвигателями. Промышленная энергетика. 1996, № 8.

36. Загорский А., Радин В., Шикарян Ю., Управляемые электрические генераторы при переменной частоте. М. ¡Энергия 1986.

37. Использование водной энергии / Под ред. Д. С. Щавелева. Л.: Энергия, 1976. 656 с.

38. Картвелишвили Н. А., Силаков В. Н. Оптимизация водноэнерге-тического режима приливной электростанции.— Тр. ВНИИЭ,' 1965, вып. 22.

39. Кислогубская приливная электростанция/ Под ред. Л. Б. Бернштейна. М.: Энергия, 1972. 263 с.

40. Клабуков В. М., Дмитриев С. Г. Натурные исследования обратимого капсульного агрегата.— Тр. Гидропроекта, №64, с. 106-117.

41. Клабуков В. М., Дмитриев С. Г., Зайцев А. Н. Капсульный агрегат Кислогубской ПЭС. Значение его исследований для развития капсульных агрегатов и создание агрегата с переменной частотой вращения.— Сборник научных трудов Гидропроекта, 1980,№69,с.60-82.

42. Ковалев Н. Н. Гидротурбины. Л.: Машиностроение, 1971. 584с.

43. Кольская опытно-промышленная ПЭС в губе Долгая-Восточная. Комплексный ТЭД. Объединение Ингеоком. 2006.

44. Комплексные натурные испытания ортогонального гидроагрегата ОГА-5, установленного на Кислогубской ПЭС. Отчет о НИР, Белый уголь, 2007.

45. Комплексный Технико Экономический доклад по обоснованию строительства Мезенской ПЭС в створе мыс Михайловский — мыс Абрамовский в Мезенской губе Белого моря. Отчёт о НИР. МГСУ, 2006

46. Конищев М.А. Методика обоснования параметров и режимов работы энергокомплексов ГЭС-ВЭС. Автореф. дис. канд.техн.наук. Л.: 2010. -20 с.

47. Кривенков В. В. Некоторые вопросы автоматического регулирования электропередачи постоянного тока при вращении турбины, питающей ПЭС с оптимальным числом оборотов. Автореферат дис. на соискание уч. степени канд. техн. наук/МЭИ, 1967.

48. Кривченко Г. И. Гидравлические машины. Турбины и насосы. М.: Энергоатомиздат, 1983.

49. Курукуласурия Махинда. Использование гидравлической и других возобновляющихся источников энергии в сельскохозяйственных районах развивающихся стран. Автореф. дис. канд. техн. наук.-М.:1996, 40 с.

50. Лесин В.В., Лисовец Ю.П. Основы методов оптимизации. Издательство МАИ, М.: 1995. 342 с.

51. Лятхер В. М. Технические перспективы использования океанических течений. — В кн.: Системы преобразования энергии океана/ ДВНЦ АН1. СССР. Владивосток, 1985.

52. Лятхер В. М. Ортогональные ветроагрегаты высокой эффективности. 1 Российский научно-практический семинар "Использование нетрадиционных и возобновляемых видов энергии и способы ее хранения." тез. докл МЭИ 2 дек.2003

53. Лятхер В. М. Гидроэлектростанции с ортогональными агрегатами. Малая энергетика, 2008, № 1-2.

54. Ляхницкий В. Е. Синий уголь. Л.: Изд-во АН (СССР), 1926. 107 с.

55. Малинин Н. К. Теоретические основы гидроэнергетики. М.: Энергоатомиздат. 1985.

56. Малинин Н. К. Водноэнергетические расчеты и режимы гидроэнергетических установок. М.: Энергоатомиздат, 1985.

57. Малышев Н. А., Бернштейн Л. Б. Приливные электростанции.— Наука в СССР, 1984, №6, с. 21-29.

58. Малышев Н. А., Лятхер В. М. Ветроэнергетические станции большой мощности. — Гидротехническое строительство, 1983, №12, с. 38-44.

59. Марчук Г. И., Каган Б. А. Динамика океанских приливов, Гидрометеоиздат, 1983. 359 с.

60. Мезенская ПЭС в створе мыс Михайловский мыс Абрамовский в Мезенской губе Белого моря. ТЭД. Объединение Ингеоком. 2007.

61. Методы оптимизации режимов энергосистем/ Под ред. В. М. Голынтейна. М.: Энергия, 1981.

62. Морозов В.В., Сухарев А.Г., Федоров В.В. Исследование операций в задачах и упражнениях. Высшая школа. М.: 1986 г, 286 с.

63. Муравьев O.A., Волшаник В.В., Хоманджода У. Анализ энергетических режимов при совместной работе гидравлической и солнечной электроэнергетических установок. Гидротехническое строительство, 2002, №7, с. 50-56.

64. Муравьев О. А., Берлин В. В., Савченков Д. С. Водно-энергетические аспекты работы приливных электростанций в составе энергокомплексов. Вестник МГСУ, 2010, № 4, с.90-95.

65. Муравьев-О. А., Савченков Д. С. Методика обоснования параметров и режимов работы ПЭС с ортогональными турбинами. Вестник МГСУ, 2010, №4, с.405-410.

66. Некрасов А. В. Приливные волны в окраинных морях. JL: Гидроме-теоиздат, 1975. 247 с.

67. Оборудование возобновляемой и малой энергетики./ Под ред. П. П. Безруких М.: Энергия, 2005, 243 с.

68. Обоснование выбора створа ПЭС в акватории Баренцева и Белого морей для стадии обоснования инвестиций строительства Кольской ПЭС. Раздел 2. Белый-уголь, 2007.

69. Ортогональная и капсульная турбины для ПЭС. Пояснительная записка к эскизному проекту. J1M3, 2007.

70. Приливные электростанции/ Под ред. Л.Б.Бернштейна., М:. Энергоатомиздат, 1987, 296 с.

71. Приливные электростанции/ Под ред. Л.Б.Бернштейна. Том 2, М:. АО Институт гидропроект, 1994, 280 с.

72. Патент на изобретение № 2307949. Гидроэнергетическая установка. Держатели патента ОАО Малая Мезенская ПЭС и ЗАО "Объединение Ингеоком" от 10.10.2007

73. Рассказов Л.Н., Анискин H.A., Толстиков В.В и др. Конструктивные решения морских грунтовых плотин при строительстве ПЭС. — Гидротехническое строительство, 2009, №7, с. 3-13.

74. Разработка технических решений по системе генерирования' Кислогубской ПЭС с высоковольтным преобразователем частоты типа СП4-СГ. Научно-технический отчет ОАО "НИИЭС". 2009, 121 с.

75. Свинарев Г. А., Меловцов A.A. Горизонтальные капсульные гидротурбины осевого типа. Наукова думка. Киев: 1969, 198 с.

76. Сеземан Н. А. К расчету приливных колебаний в заливах. — Водные ресурсы, 1973 г, с. 177-184.

77. Силаков В. Н. Оптимизация режима работы приливной электростанции в энергосистеме.— Изв. АН СССР. Сер. Энергетика и транспорт, 1968, №5.

78. Силаков В. Н. Оценка влияния неточности задания исходных характеристик на результаты расчета оптимального режима ПЭС. — Тр. ВНИИЭ 1972, вып. 40.

79. Тягунов М. Г. Управление режимами ГЭС. М.: МЭИ, 1984. 167 с.

80. Усачев И. Н. Производство бетонных работ при строительстве тонкостенного блока Кислогубской ПЭС.— Энергетическое строительство, 1967, №4, с. 61-65.

81. Усачев И. Н, Шполянский Ю. Б, Историк Б. JL, и др. Приливные электростанции (ПЭС) источник энергии, запасаемый вводороде//Малая энергетика, №1-2, 2008, С.31-38

82. Усачев И. Н. Возобновляемая и экологически чистая энергия морских приливов//Малая энергетика, №1-2, 2005, С.21-27

83. Усачев И. Н., Историк Б. Л., Шполянский Ю. Б., Лунаци М. Э. Энергия морских и приливов/ Новости Электротехники, 2(56), 2009

84. Усачев И. Н., Историк Б. Л., Шполянский Ю. Б. и др. Приливная энергетика России. К 70-летию российской научно-технической школы приливной энергетики и 40-летию Кислогубской ПЭС (исторический очерк). — Малая энергетика, 2008, №4(9), с. 4-9.

85. Усачев И.Н., Розенталь Н.К. Строительные материалы для морских гидротехнических сооружений Крайнего Севера. Гидротехническое строительство, 2009, №7, с. 3-13.

86. Филиппова Т.А. Оптимизация энергетических режимов гидроагрегатов ГЭС. М.: Энергия, 1975. - 208 с.

87. Цветков Е. В., Алябышева Т. М., Парфенов Л. Г. Оптимальные режимы гидроэлектростанций в энергетических системах. М.: Энергоатомиздат, 1984 г.

88. Шакарян Ю. Г. Асинхронизированные синхронные машины. М.: Энергоатомиздат, 1984. 156 с.

89. Шполянский Ю. Б., Историк Б. Л., Усачев И. Н., Соболев В. Ю. Математические и натурные исследования нового ортогонального гидроагрегата для приливных электростанций. Малая энергетика, 2008, №4(9), с. 4-9.

90. Щербина В. И., Коган Е.А., Автоматизация инструментальных наблюдений за режимом работы Кислогубской ПЭС с использованием спутниковой системы телекоммуникаций. Малая энергетика, 2008, №4(9), с. 84-88.

91. Эрлихман Б. Л. Энергоэкономические расчеты гидроэлектростанций. Энергия, 1969.

92. Энергетическое оборудование для использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии./ Под ред. В. И. Виссарионова М.: ВИЭН, 2004, 448 с.

93. Andre Н. Ten years of experience at the "La Ranee" tidal power plant. -Oceanology International, 1978, p.49 -45.

94. Baker A. C. Tidal Power, Peter Peregrinus Ltd. On behalf of the institution of Electrical Engineers, 1991, p.250

95. Banal M., Bichop A. Tidal energy in France. The Ranee tidal power station. Some results after 15 years of operation. Second Int. Symp, on Wave and Tidal Energy, 1981, Sept., 22-25.

96. Belanger P. R., Kerr W. On the Dynamic optimization of tidal power plants. Proc. of the JCE, 1975, Boston 24-30 Aug.

97. Birkett N., Count В. M., Nichols N. K. Optimal control problems in tidal power. Water Power and Dam Construction, January 1984.

98. Bonnefille R. Contribution theorique et experimentale a l'etude du regime des marees. Theses Doct. Es Sei. Phys., Grenoble, 1970, p. 352.

99. Charlier R. H. Tidal energy, Van Nostrand Reinhold Company, 1982 N. Y.: Cincinnati, London; Melbrun, p.351

100. Clark R. H. Reassessing the feasibility of Fundy tidal power.— a retrospective view. Water Power and Dam Construction, June 1978, p. 35-41.

101. Duff G. F. D. A gulf and ocean model of the Bay of Fundy tides and their response to barrier construction and operation. Util. Math. , 1981, v. 19, p. 380.

102. Fundy tidal power site proposed. Water Power and Dam Construction, 1978, v. 30, №5, p. 3.

103. Fürst G. В., Swales M. C. Review of optimization and economic evaluation of potential tidal power developments in the Bay of Fundy. Can Elec. Eng. J., 1979, v. 4, №1, p. 17-25.

104. Gerwick В. C. Construction of prestressed concrete structures.— Wiley and

105. S. Inc., N. Y., London, Toronto, 1971. 411 p.

106. Gibrat R. L'energie des marees.— Bulletin de la Sosiete française des électriciens, 7 serie, 1953, v. 3, p. 283-332.

107. Gibrat R. Les usines marimotrices. Paris, Sept. 1955.

108. Gibrat R. Cycles d'utilisation de l'energie maremotrice, IV Journee de l'Hydraulique, Paris, 1956, p. 488-497.

109. Gibrat R. Source de l'energie des marees: energie cinetique de la terre ou energie thermique du soleil? — La Houille Blanche, 1962, XV, p. 255-266.

110. Gibrat R. Numerical modeling and tidal power problems.— Proc. 2nd Int. Conf. Appl. Numerical modeling, Madrid, 1978, London — Plymouth, 1977, p. 219-230.

111. Godin G. The power potential of Ungava Bay.— Water Power, 1974, v. 26, №5, p. 167-171.

112. Heaps N. S. Tidal effects due to water power generation in the Bristol channel.-— In: Gray T. J. and Gashus 0. K. (eds). Tidal Power . N. Y.: Plenum ress, 1972, p. 435-455.

113. Heaps N. S., Greenberg D. A. Mathematical studies of tidal beha-our in the Bay of Fundy.— Proc. IEEE Int. Conf. on Eng. in the Ocean nvironment, 1974, v. 1, p. 388-399.

114. Lemperiere F. Offshore Storage for Renewable Energies. Second International Symposium on Water Resources and Renewable Energy Development in Asia. 2008

115. Miles G. V. Estuarine modelling — Bristol Chahhal.— Tidal Power nd Estuary Management. Proc of the Symp. of the Colston Res. Soc, 1979, p. £84.

116. Moreau M. Etude sur l'utilisation de l'energie des marees en France, aris, 1931.

117. Owen A., Heaps N. S. Some recent model results for tidal barrages in e Bristol Channel.— Tidal Power and Estuary Management. Proc. og the13mp. of the Colston Res. Soc, Bristol, 1977, p. 85-92.

118. Owen A. Effect on the M420 tide of permeable tidal barrages in the istol Channel.— Proc. Inst. Civ. Engrs, pt 2, 1979, v. 67, Dec, p.907-928.

119. Schneeberger M. SIHWA TIDAL Turbines and generators for the world's largest tidal power plant//Presentation on BRIT. HYDROPOWER AS S.Bristol,September 18th 2008

120. Shaw T. L. The status of the tidal power.— Water Power, and Dam Construction, 1978, v. 30, №6, p. 29-34.

121. Shaw T. L. Tenth world energy conference.— Water Power and Dam Construction, June 1978, p. 58-62.

122. Shaw T. L. Energy production from an incomplete tidal barrage.— Water Power and Dam Construction, August 1979, p. 44-47.

123. Tidal power: the wave of the future? — Alaska Ind., 1981, 13, №12, p. 1012, 14.

124. Townson J. M., Davies M. E., Matsoukis P. Numerical simulations of the Bristol Channel tide.— Proc. Inst. Civ. Engrs, pt 2, 1980, v.69.

125. Taylor R. H. Alternative energy Sources. Bristol, 1983.

126. Wayne W. W. North American tidal power prospects. — Int. J. Ambient Energy, 1981, v. 2, №3, p. 151-158.

127. Wilson E.M. A multipurpose barrage on the Bristol Channel.— Water Power, 1986, v. 18, №4, p. 135-142.

128. Wilson E. M., Gibson B. A. Studies in retiming tidal energy.— Proc Int. Symp. Wave and Tidal Energy (Canterbury), 1978,1, p. 1-10.

129. Wilson E. M. Tidal power reviewed.— Water Power and Dam Con struction, Sept. 1983, p. 13-16.