Влияние специальных видов регулирования стока на технико-экономические показатели проектов крупных ГЭС с водохранилищами многолетнего регулирования тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.08, кандидат наук Волков Дмитрий Михайлович

• Волков Дмитрий Михайлович
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Волков Дмитрий Михайлович

ВВЕДЕНИЕ

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ. ВОДНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

1.1. Общие положения

1.2. Эвенкийская ГЭС

1.3. Волжско-Камский каскад гидроэлектростанций

1.4. ОЭС Центра и ОЭС Средней Волги. Текущее состояние, перспективы развития

1.5. Компенсированное электрическое регулирование стока

1.6. Расчеты в программном комплексе «Каскад»

1.7. Выводы по главе

2. РАЗРАБОТКА УТОЧНЕННОЙ МЕТОДИКИ РАЗМЕЩЕНИЯ ГЭС В ГРАФИКАХ НАГРУЗКИ С УЧЕТОМ ПЕРЕМЕННОЙ ВОДНОСТИ И СПЕЦИАЛЬНОГО ВИДА РЕГУЛИРОВАНИЯ СТОКА

2.1. Описание алгоритмов

2.2. Расчет параметров ГЭС для различных исходных данных

2.3. Выводы по главе

3. РАСЧЕТ ФИНАНСОВЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ. КАПИТАЛЬНЫЕ ЗАТРАТЫ, ОПЕРАЦИОННЫЕ ИЗДЕРЖКИ И РЕАЛИЗАЦИЯ ПРОДУКЦИИ

3.1. Общие положения

3.2. Капиталовложения в строительство Эвенкийского гидроузла

3.3. Капиталовложения в строительство линии электропередач в ОЭС Центра

3.4. Календарный график строительства, схема эксплуатации при пониженных напорах, эксплуатационные затраты

3.5. Основные показатели альтернативных вариантов генерации. Капиталовложения, издержки и график реализации проекта

3.6. Реализация электроэнергии и мощности на оптовом рынке электроэнергии и мощности

3.7. Выводы по главе

4. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ

4.1. Общие положения

4.2. Критерии оценки эффективности инвестиционных проектов

4.3. Расчет показателей инвестиционных проектов

4.4. Определение общественной эффективности проекта

4.5. Определение коммерческой эффективности проекта

4.6. Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1. Параметры работы гидроэлектростанций, полученные в

программе «Каскад»

Приложение 2. Результаты работы алгоритмов по размещению

гидроэлектростанций в графиках нагрузки

Приложение 3. Капиталовложения в строительство ГЭС

Приложение 4. Показатели экономической эффективности

ВВЕДЕНИЕ

Гидроэнергетика, как одно из направлений возобновляемой энергетики является, одним из наиболее развитых и экономически эффективных источников электроэнергии на сегодняшний день в мире. Гидроэнергетические проекты обладают высокой степенью адаптивности под требования энергосистемы, в связи с этим они могут служить надежным источником, как базовой, так и пиковой мощности в графиках нагрузки с различными вариантами коэффициента использования установленной мощности. Надежность данного источника энергии подтверждается и мировой практикой - имеется около 40 стран, в которых доля ГЭС составляет более 90% от общей установленной мощности в энергосистеме. Российская Федерация занимает второе место в мире после Китая по величине технического и экономического потенциала гидроэнергетики. Характерной особенностью нашей страны является низкое использование данного потенциала, как итог лишь 20% от общей установленной мощности в ОЭС России занимают гидроэлектростанции [1]. Имеется множество причин возникновения данной ситуации, главная из которых: концентрация потенциала гидроэнергетики на значительном расстоянии от центров нагрузки, в зоне вечной мерзлоты или близкой к ней, а также технические трудности при передаче электроэнергии на большие расстояния. Сюда можно добавить и тяжелое экономическое положение страны, отсутствие рыночной экономики, как следствие - невозможность привлечения инвестиций; высокую обеспеченность, соответственно - относительно низкую стоимость ископаемых ресурсов для развития традиционной тепловой энергетики.

В настоящее время российская экономика, доходы которой по большей части формируются от продажи сырья за рубеж, переживает не самые легкие времена. Для преодоления кризиса необходимо интенсивное развитие внутреннего производства, как продукции, так и услуг, во всех сферах от бытовой до высокотехнологичной. Помимо переориентирования крупного

бизнеса на более активное развитие внутри страны, немалую роль в этом деле должен сыграть рост среднего и малого бизнеса. Одним из драйверов для этого роста могут и должны стать низкие цены на электроэнергию для предприятий и бизнеса.

Принимая во внимание тот факт, что крупные объекты гидроэнергетики, возводимые в развивающихся странах, обладают одним из самых низких показателей средневзвешенной стоимости электроэнергии среди всех источников генерации, вопрос о строительстве новых крупных гидроэлектростанций на территории Российской Федерации нельзя считать закрытым.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Влияние специальных видов регулирования стока на технико-экономические показатели проектов крупных ГЭС с водохранилищами многолетнего регулирования»

Актуальность темы диссертационной работы

Российская Федерация является страной с огромным нереализованным техническим потенциалом гидроэнергетики. Крупные гидроэлектростанции обладают одним из лучших показателей средневзвешенной стоимости электроэнергии (ЬСОБ) среди всех источников генерации, при этом, в отличие от других возобновляемых источников энергии, являются вытесняющей мощностью в энергосистеме. Снижение стоимости электроэнергии для промышленных предприятий и бизнеса, может сыграть значительную роль в развитии экономики России. Однако, при условии традиционного подхода к обоснованию инвестиций в объекты гидроэнергетики, с текущим состоянием экономики и инвестиционного климата в стране, строительство ГЭС, как капиталоемких объектов энергетики с длительными сроками возведения, является маловероятным.

В данной работе предлагается при проведении технико-экономического обоснования крупных проектов гидроэнергетики рассмотреть специальные виды регулирования стока водохранилищами ГЭС и учесть некоторые особенности структуры генерирующих мощностей в ОЭС Европейской части России:

а) большая величина установленной мощности гидроэлектростанций,

режим работы которых в большей степени зависит от требований водопользователей, чем от нужд энергетики.

б) большая величина установленной мощности АЭС, построенных в советское время, продление эксплуатации которых не может продолжаться долго и в настоящее время идет поиск решений по замене выводимых из эксплуатации атомных мощностей.

Цель диссертационной работы

- исследование влияния различных видов регулирования речного стока на показатели эффективности проектов строительства крупных ГЭС с водохранилищами многолетнего регулирования.

Основные задачи исследования

Для достижения поставленной задачи в работе были сформулированы и решены следующие задачи:

1. Уточнить методику учета ГЭС в суточных графиках нагрузки ОЭС, принимая во внимание изменчивость характеристик притока воды в водохранилища в многолетнем разрезе.

2. Разработать алгоритм и программу для размещения ГЭС в суточных графиках нагрузки ОЭС при ведении компенсированного электрического регулирования стока в многолетнем разрезе.

3. Исследовать влияние изменения параметров ОЭС и ГЭС на показатели участия данной ГЭС в суточных графиках нагрузки для разных видов регулирования стока в многолетнем разрезе.

4. Оценить эффективность инвестиционных проектов строительства крупных ГЭС для разных видов регулирования стока, а также в сравнении с другими потенциальными источниками генерации.

Научная новизна работы

1. Предложена методика учета ГЭС в суточных графиках нагрузки ОЭС с учетом изменчивости характеристики притока воды в водохранилища в многолетнем разрезе.

2. Разработан алгоритм размещения станций в суточных графиках нагрузки ОЭС при ведении компенсированного электрического регулирования стока в многолетнем разрезе.

3. Исследовано влияние изменения различных параметров ОЭС и ГЭС на показатели участия данной ГЭС в суточных графиках нагрузки

4. Приведена оценка общей эффективности инвестиционного проекта при использовании разных видов регулирования стока.

Основные положения, выносимые на защиту

1. Уточненная методика покрытия суточных графиков нагрузки энергосистем с гидроэлектростанциями, учитывающая изменчивость характеристики притока воды в водохранилища в многолетнем разрезе.

2. Алгоритм размещения станций в суточных графиках нагрузки ОЭС при ведении компенсированного электрического регулирования стока.

3. Показатели участия ГЭС в графиках нагрузки ОЭС в многолетнем разрезе для разных видов регулирования стока и параметров ОЭС, полученные с использованием уточненной методики и алгоритма.

4. Показатели эффективности инвестиционного проекта строительства крупной ГЭС для разных видов регулирования стока и параметров ОЭС, полученные с использованием уточненной методики и алгоритма.

Личный вклад автора

1. Разработана уточненная методика учета ГЭС в суточных графиках нагрузки ОЭС, для оценки участия данных станций в покрытии суточного графика нагрузки и вытеснении тепловых мощностей в многолетнем разрезе.

2. Разработаны алгоритм и программа для размещения ГЭС компенсатора в графиках нагрузки ОЭС в многолетнем разрезе, с работающими в ней компенсируемыми ГЭС.

3. Проведены численные эксперименты, обработаны и обобщены их результаты, позволившие сформулировать выводы об эффективности использования видов регулирования стока в современных условиях.

Практическая ценность работы состоит в возможности применения разработанных автором алгоритмов, программ и методики для всесторонней оценки эффективности перспективных объектов строительства крупных ГЭС с водохранилищами многолетнего регулирования на стадиях предварительного технико-экономического обоснования.

Объем и структура диссертационной работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы (включающего 94 наименования) и 4 приложений.

Работа изложена на 106 страницах основного текста, содержит 30 рисунков, 39 таблиц и 43 страницы приложения.

Апробация работы

Результаты работы докладывались и обсуждались на всероссийских и международных мероприятиях:

- Министерство энергетики Российской Федерации: Всероссийский конкурс «Новая Идея» на лучшую научно-техническую разработку среди молодежи предприятий и организаций ТЭК, Москва, декабрь 2014 - январь

2015, по итогам доклада и рассмотрения основных положений экспертным советом, работа удостоена I места секции «Энергетика»;

- Восьмая международная конференция «Управление развитием крупномасштабных систем», 29 сентября - 1 октября 2015, Институт проблем управления имени В. А. Трапезникова РАН (г. Москва);

- Девятая научно-техническая конференция «Гидроэнергетика. Новые разработки и технологии», 22 октября - 24 октября 2015, АО «ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева» (г. Санкт-Петербург);

- Заседание кафедры "Гидроэнергетика и возобновляемые источники энергии", 22 июня 2017, ФГБОУ ВО НИУ «МЭИ» (г. Москва).

Публикации

По основным результатам работы опубликовано 9 печатных работ, в том числе 5 в рекомендованных ВАК изданиях:

1. Волков Д.М. «Некоторые пути повышения инвестиционной привлекательности Эвенкийской ГЭС при использовании ее энергоотдачи в европейской части России» // Бурение и нефть. - №04. -2015. - с.31.

2. Волков Д.М., Александровский А.Ю. «Пути повышения инвестиционной привлекательности Эвенкийской ГЭС при использовании ее энергоотдачи в европейской части России» // Механизация строительства. -№7(853). - 2015. - с.39-42.

3. Александровский А.Ю., Солдаткин. А.Ю., Волков Д.М. «Повышение инвестиционной привлекательности Эвенкийской ГЭС при совместной работе с ГЭС Волжско-Камского каскада» // Гидротехническое строительство. - №3. - 2016. - с.2-7.

4. Александровский А.Ю., Волков Д.М. «Сравнительная оценка инвестиционных показателей проекта крупной ГЭС при переходе к компенсированному электрическому регулированию стока» // Новое в российской электроэнергетике. - №8. - 2017.

5. Клименко В.В., Микушина О.В., Волков Д.М. «Усовершенствованный метод квазиритмов для прогнозирования среднегодового бокового притока воды к водохранилищам Волжско-Камского каскада ГЭС» // Доклады Академии наук. - том 476 (№2). - 2017. - с. 224-227.

6. Александровский А.Ю., Волков Д.М. «Возможные пути повышения инвестиционной привлекательности проекта Эвенкийской ГЭС при использовании ее энергоотдачи в европейской части России» // Управление развитием крупномасштабных систем MLSD'2015: материалы восьмой международной конференции Т.1. - М.: ИПУ РАН, 2015. - с.348-359.

7. Александровский А.Ю., Волков Д.М., Карякин К.А. «О повышении экономической эффективности гидроэнергетического строительства в современных условиях хозяйствования» // Гидроэнергетика. Новые разработки и технологии: Тезисы докладов. Часть 1. - Санкт-Петербург, 2015. - с .16.

8. Alexandrovsky A., Volkov. D «Improving the Investment Potential of the Evenkiiskaya HPP When Working Jointly with HPPS of the Volga - Kama Cascade». Power Technology and Engineering (September 2016). Volume 50. Issue 3. p. 235-239.

9. Волков Д.М. Совместная работа ГЭС Волжско-Камского каскада с крупными гидроэлектростанциями Сибири // Особенности функционирования гидроэнергетики России в условиях изменяющихся внешних условиях (на примере Волжско-Камского каскада ГЭС) / Под общей редакцией проф. А.Ю. Александровского и чл.-корр РАН В.В. Клименко, -М.: Издательский дом Энергия, 2016. - с. 95-108.

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ. ВОДНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

1.1. Общие положения

В данной работе проводится исследование влияния специальных режимов работы крупной гидроэлектростанции с водохранилищем многолетнего регулирования на ее технико-экономические показатели. В связи с отсутствием в гидроэнергетической отрасли большого количества наработок по перспективным проектам крупных гидроузлов, имеющих широкие регулирующие возможности водохранилищ, в качестве основного объекта исследования принимается Эвенкийская ГЭС (ранее Туруханская ГЭС). По этому объекту имеется достаточное количество материалов, в том числе различных предложений о повышении эффективности проекта и улучшении технико-экономических показателей [2^8]. В работе рассматривается специальный режим регулирования стока водохранилищем Эвенкийской ГЭС совместно со станциями Волжско-Камского каскада, работающими в Европейской части РФ (графики нагрузки ОЭС Центра и ОЭС Средней Волги). Приводится оценка и сравнение технико-экономических показателей Эвенкийской ГЭС в проектном и специальном режимах работы. Расчеты проводятся с использованием программного комплекса «Каскад» [9] и разработанных автором алгоритмов.

1.2. Эвенкийская ГЭС

Проект Эвенкийской ГЭС обладает совокупностью рекордных параметров для советской, российской и мировой гидроэнергетики:

1) гидроагрегаты единичной установленной мощностью 1 000 МВт;

2) самое большое в мире по объему водохранилище - площадь 9 406 км2, полный объем 410 км3, полезный объем 101 км3;

3) передача электроэнергии в ОЭС Центра по линиям постоянного тока напряжением от ±750 кВ (в соответствии с первоначальным проектом) до ±1 100 кВ (технически реализуемое перспективное решение).

Однако для перехода данного проекта в стадию реализации требуется повышение показателей энергетической эффективности.

В работе рассматриваются варианты строительства данной гидроэлектростанции:

- с отметкой НПУ = 200 м, УМО = 188 м,

- установленной мощностью 12 000 МВт / 10 000 МВт / 8 000 МВт;

- вариантом компоновки гидроузла с бетонной плотиной и двумя береговыми зданиями ГЭС;

- передача электроэнергии в европейскую часть России посредством линии передач постоянного тока напряжением ± 1 100 кВ.

Для расчета водно-энергетических показателей, принимается удлиненный ряд наблюдений за стоком. Удлинение производится за счет ряда наблюдений за стоком у створа аналога - фактории Большой Порог длительностью 69 лет (с 1939 по 2008 год). В результате получаем не только удлинение ряда, но и увеличение показателя выработки для разных режимов работы Эвенкийской ГЭС [3].

1.3. Волжско-Камский каскад гидроэлектростанций

В настоящее время в составе каскада работают 10 крупных гидроэлектростанций: Угличская, Рыбинская, Нижегородская, Чебоксарская, Жигулевская, Саратовская, Волжская, Камская, Воткинская и Нижне-Камская (рисунок 1.1).

Ь Ь^^^^Н ^ г-1 Г^

Рисунок 1.1 - Гидроэлектростанции Волжско-Камского каскада

Основные параметры гидроэлектростанций, учтенные в дальнейших расчетах, и принадлежность к ОЭС приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Основные параметры гидроэлектростанций Волжско-Камского каскада

Объект Установленная мощность, МВт Базовые I М фопуски, Вт Принадлежность к ОЭС

лето зима

Угличская ГЭС 120 0 0 Центр

Рыбинская ГЭС 346 0 0 Центр

Нижегородская ГЭС 520 0 65 Средняя Волга

Чебоксарская ГЭС 820 120 110 Средняя Волга

Камская ГЭС 522 140 50 Урал

Боткинская ГЭС 1 020 140 65 Урал

Нижне-Камская ГЭС 450 65 60 Средняя Волга

Жигулевская ГЭС 2 335 180 180 Средняя Волга

Саратовская ГЭС 1 360 50 50 Средняя Волга

Волжская ГЭС 2 593 700 210 Юг

На режим функционирования водохранилищ ГЭС ВКК накладываются требования многих отраслей народного хозяйства и гидрологические особенности стока, поэтому выработка электроэнергии гидроэлектростанциями имеет неравномерный характер, как в течение года, так и в многолетнем разрезе. В качестве примера, на рисунке 1.2 отражено изменение совокупной годовой выработки электроэнергии ГЭС, работающих в ОЭС Центра и ОЭС Средней Волги по данным программного комплекса «Каскад».

35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 0

Рисунок 1.2 - Выработка электроэнергии станциями Волжско-Камского

каскада ГЭС в январе

Эгод, ТВт*ч

о\

о\

5

о\

5

о\

о\

о\

г-о\

г-о\

00

о\

00

о\

о\ о\

о\ о\

0 0 2

Год

1.4. ОЭС Центра и ОЭС Средней Волги. Текущее состояние, перспективы развития

Рассматриваемые энергетические системы характеризуются большой долей выработки электроэнергии на атомных электростанциях в сравнении со средним показателем по ЕЭС европейской части России. Выработка ГЭС составляет пятую часть всей электрогенерации в ОЭС Средней Волги (таблица 1.2). Также в приведенных данных не учитываются перетоки мощности, вырабатываемой на гидроэлектростанциях, из ОЭС Средней Волги в ОЭС Центра.

Таблица 1.2 - Выработка электроэнергии в ОЭС Центра и Средней Волги [20]

Энергосистема Единица измерения АЭС ГЭС ТЭС Всего

ОЭС Центра млрд. кВт-ч 92,35 3,146 143,18 238,68

% 38,7% 1,3% 60%

ОЭС Средней Волги млрд. кВт-ч 32,78 19,37 51,8 103,95

% 31,5% 18,7% 49,8%

Европейская часть ЕЭС млрд. кВт-ч 195,31 59,08 543,92 798,43

% 24,5% 7,4% 68,1%

Гидроэлектростанции составляют четверть всей установленной мощности в ОЭС Средней Волги, то же самое характерно для атомных электростанций в ОЭС Центра (таблица 1.3).

Таблица 1.3 - Установленная мощность электростанций в ОЭС Центра и Средней Волги [20]

ОЭС Центра Единица измерения АЭС ГЭС ТЭС ГАЭС Всего

2016 МВт 13 612 589 38 684 1 200 54 131

% 25% 1% 71% 2%

2022 МВт 15 063 599 37 854 2 040 55 616

% 27% 1% 68% 4%

Продолжение таблицы 1.3 - Установленная мощность электростанций в ОЭС

Центра и Средней Волги [20]

ОЭС Средней Волги Единица измерения АЭС ГЭС ТЭС ГАЭС Всего

2016 МВт 4 072 6 934 16 140 0 27 206

% 15% 25% 59% 0%

2022 МВт 4 072 7 009 16 722 0 27 997

% 15% 25% 60% 0%

Стоит отметить, что большая часть АЭС функционирующих в европейской части России была построена еще в советское время, ресурс работы данных станций продлен, однако вывод из эксплуатации отработавших блоков остается в планах (таблица 1.4).

Таблица 1.4 - Перечень АЭС с продленным сроком эксплуатации,

планируемых к выводу до 2030 года [21]

Наименование АЭС, место расположения Номер блока Тип агрегата Устинов ленная мощность. МВт Год ввода Год отработки нашаченного ресурса (30 лет) Год вывода и с эксплуатации

Курская АЭС

г Курчатов 1 РБМК-1000 1000.0 1976 2006 2021

•> РБМК-1000 1000.0 1979 2009 2024

3 РБМК-1000 1000.0 1983 2013 2028

4 РБМК-1000 1000.0 1985 2015 2030

Нововоронежская АЭС

г.Нововоронеж з ВВЭР-417 417.0 1971 2001 2016

4 ВВЭР-417 417.0 1972 2002 2017

Смоленская АЭС

г.Десногорск 1 РБМК-1000 1000.0 19в2 2012 2027

•у РБМК-1000 1000.0 1985 2015 2030

Белоярская АЭС

пос. Заречный 3 БН-600 600.0 1980 2010 2025

Предполагается, что блоки АЭС, выводимые из эксплуатации, будут заменены на современные атомные энергоблоки ВВЭР-ТОИ с установленной мощностью 1 255 МВт (брутто). Сооружение в непосредственной близости от существующей площадки, потребует минимальных вложений в сетевое

хозяйство. Кроме того, существуют планы по освоению новых площадок для строительства АЭС (таблица 1.5)

Таблица 1.5 - Перечень новых АЭС, планируемых к вводу до 2030 года [22]

Наименование

Центральная

АЭС

Станционный Срок ввода

Местоположение Назначение номер, тип Тип ввода

оборудования

г. Буй,

Буйский район.

Костромская

область

электроснабжение Костромской области и Московского региона

1 ВВЭР-ТОИ

2 ВВЭР-ТОИ итого

новое

строительство

до 2030 года до 2030 года

Установленная мощность (МВт)

1250 1250 2500

Смоленская г. Десногорск, замена 1 ВВЭР-ТОИ новое до 2030 года 1250

АЭС-2 Рославльсюш выбывающих 2 ВВЭР-ТОИ строительство до 2030 года 1250

район. мощностей итого 2500

Смоленская Смоленской

область АЭС

Нижегородская Нагатинский увеличение 1 ВВЭР-ТОИ новое до 2030 года 1255

АЭС муниципальный энергетического 2 ВВЭР-ТОИ строительство до 2030 года 1255

район, потенциала итого 2510

Нижегородская Нижегородской

область области

Однако дискуссия об экономической привлекательности строительства новых АЭС взамен старых до сих пор продолжается [23].

В данной работе выполнялось построение графиков нагрузки ОЭС Центра и Средней Волги для размещения в них гидроэлектростанций и пиковой генерирующей мощности. Данные по абсолютным максимумам нагрузки энергетических систем приняты по фактическим значениям 2016 года [20]. Формы суточных и годовых графиков нагрузки приняты по материалам АО «Институт Энергосетьпроект», на основании анализа фактических показателей объединенных энергетических систем специалистами института. Далее приводятся основные параметры для построения (таблицы 1.6 - 1.9).

Таблица 1.6 - Максимумы энергетических систем, принимаемые на 2018 год

ОЭС Средняя Волга Центр Средняя Волга/Центр

Максимум системы, МВт 16 971 38 159 54 843

Таблица 1.7 - Форма суточных графиков нагрузки в зимний рабочий день

Час Центр Средняя Волга Средняя Волга/Центр

0 0,808 0,817 0,815

1 0,764 0,788 0,778

2 0,740 0,774 0,759

3 0,729 0,766 0,749

4 0,726 0,768 0,749

5 0,731 0,778 0,756

6 0,767 0,818 0,794

7 0,842 0,894 0,870

8 0,915 0,969 0,944

9 0,982 0,999 0,993

10 0,992 1,000 0,998

11 0,983 0,981 0,984

12 0,967 0,969 0,970

13 0,962 0,969 0,968

14 0,964 0,971 0,970

15 0,959 0,962 0,963

16 0,956 0,960 0,960

17 0,962 0,983 0,975

18 1,000 0,995 1,000

19 0,998 0,983 0,993

20 0,977 0,963 0,972

21 0,959 0,949 0,956

22 0,922 0,910 0,918

23 0,865 0,860 0,865

Таблица 1.8 - Форма суточных графиков нагрузки в летний рабочий день

Час Центр Средняя Волга Средняя Волга/Центр

0 0,842 0,829 0,836

1 0,775 0,789 0,782

2 0,741 0,767 0,754

3 0,726 0,755 0,741

4 0,716 0,744 0,730

5 0,705 0,742 0,724

6 0,726 0,773 0,750

7 0,787 0,831 0,809

8 0,860 0,921 0,891

9 0,951 0,979 0,965

10 0,991 0,999 0,995

11 0,997 0,987 0,992

12 0,987 0,982 0,985

Продолжение таблицы 1.8 - Форма суточных графиков нагрузки в летний рабочий день

Час Центр Средняя Волга Средняя Волга/Центр

13 0,990 0,993 0,992

14 1,000 1,000 1,000

15 0,992 0,986 0,989

16 0,980 0,970 0,975

17 0,961 0,951 0,956

18 0,953 0,937 0,945

19 0,937 0,920 0,929

20 0,915 0,905 0,910

21 0,913 0,918 0,916

22 0,920 0,940 0,930

23 0,914 0,894 0,904

Таблица 1.9 - Отношение месячных максимумов к абсолютному

максимуму ОЭС

Месяц I II III IV V VI

Центр 0,992 0,963 0,949 0,883 0,732 0,758

Средняя Волга 1,000 0,978 0,959 0,866 0,743 0,754

Средняя Волга/Центр 1,000 0,973 0,957 0,883 0,739 0,761

Продолжение таблицы 1.9 - Отношение месячных максимумов к

абсолютному максимуму ОЭС

Месяц VII VIII IX X XI XII

Центр 0,737 0,731 0,882 0,895 0,938 1,000

Средняя Волга 0,744 0,769 0,851 0,891 0,906 0,969

Средняя Волга/Центр 0,743 0,747 0,877 0,898 0,933 0,996

В данной работе принималось, что летний режим графиков нагрузки характерен для месяцев с апреля по сентябрь (таблица 1. 8), соответственно с

октября по март расчет графиков нагрузки выполнялся по зимнему режиму (таблица 1.7).

Для большей достоверности размещения станций в графиках нагрузки помимо ГЭС ВКК учитывались станции, работающие в пиковой части графика: Загорская ГАЭС с максимальной рабочей мощностью 1 200 МВт и различные ГТЭС/ГТУ с общей максимальной рабочей мощностью 731 МВт.

В связи с тем, что жизненный цикл проекта в электроэнергетике составляет десятки лет, в работе рассматривались различные варианты изменения графиков нагрузки во времени, связанные с: - ростом максимумов графика нагрузки ОЭС:

P = рОЭС х %рост(ш_ы) х Pмес х Pсут

i max -'max i

(1.1)

роэс

где: Рпих (МВт) - абсолютный максимум энергосистемы (таблица

г) мес

1.6); Ртах (о.е.) - отношение месячного максимума к абсолютному

ту сут

(таблица 1.9); р (о.е.) - коэффициент формы графика нагрузки для

1-го часа (таблицы 1.7 или таблица 1.8); %рост (о.е. в год) - величина роста графика нагрузки; ^ - текущий год; Ш - год начала отсчета.

- ростом плотности графика нагрузки:

^ _ р сут )

р _ рОЭС у Рмес у Pi ~ Pmax х Pmax Х

% уплотн {tm_tH)

(1.2)

где: %уплотн (о.е. в год) - величина роста плотности графика нагрузки.

- сочетанием двух названных факторов:

Ц _ р сУт )

P = P^С х%рост{tm_tH)хPZC X

сут

1__^_P_>_

% уплотн {tm_tH)

(1.3)

1.5. Компенсированное электрическое регулирование стока

Компенсированный электрический режим регулирования стока -специальный режим регулирования стока водохранилищами гидроэлектростанций, находящихся на разных водотоках, но имеющих электрическую связь (например, входящих в состав объединенной энергетической системы). Данный вид регулирования предполагается осуществлять для ГЭС с различными регулирующими возможностями водохранилищ. При этом ГЭС-компенсатор обычно имеет водохранилище большого объема, способное вести многолетнее регулирование стока; водохранилища компенсируемых ГЭС имеют меньшие размеры и ведут автономное регулирование стока (от недельного до годового), либо вообще работают по водотоку. В таком режиме работы задача ГЭС-компенсатора дополнять энергоотдачу компенсируемых ГЭС. В зависимости от асинхронности стоковых режимов рек, на которых расположены рассматриваемые ГЭС, при применении данного режима регулирования возможно и увеличение совокупных гарантированных параметров этих станций (мощности или годовой выработки).

В работе предполагается, что Эвенкийская ГЭС выступает в роли компенсатора, её режим определяется в зависимости от энергоотдачи ГЭС Волжско-Камского каскада. То есть, в маловодных условиях р. Волги и, следовательно, при пониженной энергоотдаче каскада, Эвенкийская ГЭС будет работать с повышенной энергоотдачей, компенсируя указанное понижение за счет дополнительной сработки Эвенкийского водохранилища. В многоводных условиях р. Волги и, следовательно, при повышенной энергоотдаче ГЭС Волжско-Камского каскада, Эвенкийская ГЭС будет работать с пониженной энергоотдачей, накапливая воду в своем водохранилище.

Целесообразность организации компенсированного режима для рассматриваемых ГЭС подтверждается и особенностями гидрологических

характеристик рек, на которых они расположены. Так, коэффициент взаимной корреляции рядов годового стока: суммарного естественного стока рек Волги в створе нижней ступени Волжско-Камского каскада - Волжской ГЭС и Нижней Тунгуски в створе Эвенкийской ГЭС за период, рассматриваемый в данной работе (с 1940 по 2005 годы) равен 0,19. [3]

1.6. Расчеты в программном комплексе «Каскад»

Расчет основных водно-энергетических показателей

гидроэлектростанций в независимом и компенсированном режимах работы [10^19] производился в программном комплексе "Каскад" («РгоУОЕ8у4»), созданном на кафедре "Гидроэнергетика и возобновляемые источники энергии" НИУ МЭИ [9].

Расчеты проводились при соблюдении следующих условий:

1) учитывались изменения, связанные с уточнением характеристик связи уровней и расходов в нижних бьефах Воткинского, Нижегородского и Волгоградского гидроузлов;

2) для названных гидроузлов также уточнены требования водного транспорта;

3) расчетный интервал времени принят равным декаде для всего годового периода.

Эффект от работы в независимом и компенсированном режимах оценивался по значениям среднезимней гарантированной мощности (Нгар90%срзим) и среднемноголетней годовой выработки электроэнергии (Э0) ГЭС Волжско-Камского каскада, Эвенкийской ГЭС и их суммы по всем станциям. При этом, энергетические показатели ГЭС ВКК зависели только от принимаемой длительности расчетного гидрологического ряда. В данной работе эти показатели отличаются от проектных, так как они были определены для ГЭС Волжско-Камского каскада по более длительному периоду с

применением актуализированной методики прогнозирования стока и параметров ГЭС [24^26].

Основные параметры для расчета в независимом режиме работы:

1) ГЭС Волжско-Камского каскада работали в соответствии с действующими «Правилами использования водных ресурсов водохранилищ», с учетом современных требований водопользователей и состояния нижних бьефов гидроузлов;

2) водохранилище Эвенкийской ГЭС выполняло многолетнее регулирование стока. В соответствии с документацией Институт Ленгидропроект [27], среднезимняя мощность станции равна 6 880 МВт с максимальными значениями в январе и декабре, в летнем режиме работы пропуски в нижний бьеф составляют 1 000 м3/с (апрель - май) и 2 000 м3/с (в период июнь-сентябрь). В данной работе пропуски в нижний бьеф в двух весенних месяцах были увеличены до летних значений: 2 000 м3/с (в период апрель-сентябрь), среднезимняя мощность 6 790 МВт, с максимальным значением в январе и декабре - 7 500 МВт.

Были получены следующие энергетические показатели:

- по станциям Волжско-Камского каскада ГЭС, работающим в ОЭС Центра и Средней Волги - Эо = 21,043 ТВт*ч, Кгар90%срзим = 1 666 МВт;

- по Эвенкийской ГЭС - Эо = 45,899 ТВт*ч, Кгар90%срзим = 6 790 МВт.

Также результаты расчетов представлены графически в виде кривой

изменения среднемесячной январской мощности по годам рассмотренного периода - рисунок 1.3. Характерной особенностью работы станций в независимом режиме является то, что мощность Эвенкийской ГЭС остается неизменной вне зависимости от обеспеченности, в связи с этим разброс суммарных мощностей достигает величины превышающей 1 500 МВт. В качестве характеристики режима работы водохранилища Эвенкийской ГЭС, на рисунке 1. 4 отражена огибающая диспетчерского графика.

12000 -

10000 -

8000 -

6000 -

4000 -

2000 -

0 -

Рисунок 1.3 - Изменение среднемесячной январской мощности по годам в

независимом режиме

Отметка, м

Месяц

N I

1 срмес

Год

Рисунок 1.4 - Огибающая диспетчерского графика водохранилища Эвенкийской ГЭС в независимом режиме

Основные параметры для расчета в компенсированном электрическом режиме регулирования стока:

1) ГЭС Волжско-Камского каскада работали в соответствии с действующими «Правилами использования водных ресурсов водохранилищ», с учетом современных требований водопользователей и состояния нижних бьефов гидроузлов. Режим работы станций ничем не отличался от режима, рассмотренного в предыдущем пункте, в связи с этим значения ключевых параметров по отдельным станциям не приводятся;

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Волков Дмитрий Михайлович, 2018 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series. Hydropower (Volume 1: Power Sector, Issue 3/5). International Renewable Energy Agency (IRENA). June 2012.

2. Александровский А. Ю., Силаев Б. И. Некоторые пути повышения инвестиционной привлекательности Туруханской ГЭС при использовании ее энергоотдачи в европейской части России // Гидротехническое строительство. - 2006. - № 7.

3. Александровский А. Ю., Борщ П.С. Зависимость водноэнергетических показателей Эвенкийской ГЭС от стока р. Нижняя Тунгуска и режима использования водных ресурсов водохранилища // Гидротехническое строительство. - 2012. - № 4.

4. Кузнецов Р.Я. Предложения по целесообразности строительства Туруханской ГЭС // Гидротехническое строительство. - 2003. - №12.

5. Волков Д.М. Совместная работа ГЭС Волжско-Камского каскада с крупными гидроэлектростанциями Сибири // Особенности функционирования гидроэнергетики России в условиях изменяющихся внешних условиях (на примере Волжско-Камского каскада ГЭС) / Под общей редакцией проф. А.Ю. Александровского и чл.-корр РАН В.В. Клименко, - М.: Издательский дом Энергия, 2016.

6. Александровский А.Ю., Солдаткин. А.Ю., Волков Д.М. «Повышение инвестиционной привлекательности Эвенкийской ГЭС при совместной работе с ГЭС Волжско-Камского каскада» // Гидротехническое строительство. - №3. - 2016.

7. Выступление первого заместителя генерального директора АО «Гидропроект» В.Д. Новоженина // Гидротехническое строительство. -2003. - №12.

8. Васильев О.Ф. Фундаментальные проблемы воды и водных ресурсов: Материалы Третьей всероссийской конференции с международным участием. - Барнаул: Издательство АРТ, 2010.

9. Александровский А.Ю., Силаев Б.И., Пугачев Р.В., Якушов А.Н. Программный комплекс для проведения водохозяйственных и водноэнергетических расчетов каскадов ГЭС «Каскад» // Гидротехническое строительство. - 2013. - №6.

10. Гидроэнергетика. / Под ред. В.И. Обрезкова. - М.: Энергоиздат, 1981.

11. Н.К. Малинин. Теоретические основы гидроэнергетики, - М.: Энергоатомиздат, 1985.

12. Гидроэнергетические установки / Под ред. Д.С. Щавелева, - Л.: Энергоиздат, 1984.

13. Водноэнергетические расчеты методом Монте-Карло / Под ред. А.Ш. Резниковского, - М.: Энергия, 1969.

14. Н.А Картелишвили. Регулирование речного стока. - Л.: Гидрометеоиздат, 1970.

15. С.Н. Крицкий, М.Ф. Менкель. Водохозяйственные расчеты. - Л.: Гидрометеоиздат, 1952.

16. В.И. Обрезков, А.М. Гохман. Гидроэлектрические станции в электроэнергетических системах. - М.: Энергия, 1973.

17. А.Ш. Резниковский, Рубинштейн М.И. Диспетчерские правила управления режимами водохранилищ. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

18. Александровский А.Ю., Волков Д.М. «Сравнительная оценка инвестиционных показателей проекта крупной ГЭС при переходе к компенсированному электрическому регулированию стока» // Новое в российской электроэнергетике. - №8. - 2017.

19. Авакян А.Б., Широков В.М. Комплексное использование и охрана водных ресурсов. Минск: Университетское, 1990.

21. Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года // Министерство энергетики Российской Федерации. Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике, - 2011.

22. Схема территориального планирования Российской Федерации в области энергетики // Правительство Российской Федерации. Распоряжение №1634-р от 1 августа 2016 года. - 2016.

23. О.В. Колтун, А.С. Павлов, Б.К. Пергаменщик, Р.Р. Темишев, А.В. Чугунова Какие станции строить? // Атомный эксперт. - №5(47), - М.: Юг Медиа, - 2016.

24. Клименко В.В., Микушина О.В., Волков Д.М.

«Усовершенствованный метод квазиритмов для прогнозирования среднегодового бокового притока воды к водохранилищам Волжско-Камского каскада ГЭС» // Доклады Академии наук, том 476, - №2, -2017.

25. Масликов В.И., Сидоренко Г.И. Анализ водно-энергетических режимов Жигулевской ГЭС и связь выработки электроэнергии со стоком // Вестник СГАСУ. Градостроительство и архитектура. - 2015. - №2 (19).

26. Сидоренко Г.И., Алимерзоев А.С. Методика обоснования схемы размещения и параметров гидроэлектростанций с учетом региональных особенностей // Альтернативная энергетика и экология. - 2014. - №11.

27. Технико-экономический доклад. Предварительные материалы для обоснования инвестиций в строительство Эвенкийского гидроузла (в части целесообразности и народнохозяйственной эффективности строительства, без проведения дополнительных изысканий) // ОАО "Инженерный центр ЕЭС - Гидропроект, Ленгидропроект,

28. Методы оптимизации режимов энергосистем / Под ред. В.М. Горнштейна. - М.: Энергия, 1981.

29. В.А. Веников, В.Г. Журавлев, Т.А. Филиппова. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. - М.: Энергоиздат, 1984.

30. Тягунов М.Г. Управление режимами ГЭС. - М.: МЭИ, 1984.

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

32. Димо П. Модели РЕИ и параметры режима. Объединенные энергосистемы. - М: Энергоатомиздат, 1987.

33. Мелентьев Л.А. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики. Учебное пособие. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Высшая школа, 1982.

34. Васильев Ю.С., Виссарионов В.И., Кубышкин Л.И. Решение гидроэнергетических задач на ЭВМ (Элементы САПР и АСНИ). - М.: Энергоатомиздат, 1987.

35. Бушуев В.В. Аналого-цифровое моделирование электроэнергетических объектов. - М.: Энергия, 1980.

36. Гиршин С.С., Владимиров Л.В. Методы расчета и оптимизация режимов электроэнергетических систем. - Омск: Издательство ОмГТУ, 2010.

37. Шелухина Т.И. Расчеты на ЭВМ нормальных и предельных по мощности установившихся режимов сложных энергосистем. - М.: МЭИ, 1989.

38. Haoyong Chen, Honwing Ngan, Yongjun Zhang. Power System Optimization: Large-scale Complex Systems Approaches. Singapore: John Wiley & Sons. 2016.

39. L. Bizumic, R. Cherkaoui, O. A. Mousavi, A. Arestova. HVDC Interconnections for Large Power Systems, the Path to the More Robust and Efficient Transmission Network. Bologna. 2011.

40. Morgado F. Programming Excel with VBA: A Practical Real-World Guide. Apress. 2016.

41. Walkenbach J. Excel 2013 Power Programming with VBA. John Wiley & Sons Inc. 2013.

42. Gan G. An Introduction to Excel VBA Programming: with Applications in Finance and Insurance. Chapman and Hall. 2017.

43. Moran M. Engineering Analysis & Modeling with Excel VBA: Course Notes. CreateSpace Independent Publishing Platform. 2017.

44. А.Ю. Александровский, Б.И. Силаев. Обоснование параметров проектируемой ГЭС. - М.: Издательский дом МЭИ, 2006.

45. Денисов В.И. Технико-экономические расчеты в энергетике. - М.: Энергоатомиздат, 1985.

46. Письмо Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству от 12 октября 2006 г. № СК-4312/02 «Об индексах изменения сметной стоимости на IV квартал 2006 года» // Федеральное агентство по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству, - 2006.

47. Письмо Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства №8802-ХМ/09 от 20.03.2017 г. // Министерство строительства и жилищно-коммунального хозяйства России, - 2017.

48. КО-ИНВЕТ «Индексы цен в строительстве» №63 (2008) // - М.: КО-ИНВЕСТ, 2008.

49. Александров Г.Н. Установки сверхвысокого напряжения и охрана окружающей среды. - Л: Энергоатомиздат, 1989.

51. Электрические сети сверх - и ультравысокого напряжения ЕЭС России. Теоретические и практические основы. / Под ред. Дьякова А.Ф. - М.: НТФ «Энергопрогресс», 2012.

52. Коржов А.В. Дальние электропередачи сверхвысокого напряжения. -Челябинск: Издательство ЮУрГУ, 2006.

53. Мастерова О.А., Барская А.В. Эксплуатация электроэнергетических систем и сетей. - Томск: Издательство ТПУ, 2011.

54. Dr. Junzheng Cao, Mr. Jim Y Cai HVDC in China. State Grid Corporation of China. C-EPRI Electric Power Engineering Co. Ltd. August 2013.

55. John Graham, Abhay Kumar, Geir Biledt. HVDC Power Transmission for Remote Hydroelectric Plants. [Электронный ресурс]. ABB Power Technologies AB. URL: http://abb.com/.

56. Southern Hami-Zhengzhou ±800kV UHVDC Transmission Project, Second Xinjiang-Northwest Main Grid 750kV HVDC Transmission Line Start Construction to Build the Silk Road of Electricity Connecting the Western Frontier with the Central Plains. [Электронный ресурс]. SGCC - State Grid Corporation Of China, 2012. URL: http://www.sgcc.com.cn/ywlm/mediacenter/corporatenews/05/272889.shtml.

57. Yang Jianxiang, Gao Shan Analysis: China adds to UHV network to transfer surplus wind energy. [Электронный ресурс]. Wind Power Monthly, 2015. URL: http: //www.windpowermonthly.com/article/1361466/analysis-china-adds-uhv-network-transfer-surplus-wind-energy.

58. Tangsteel produced Steel for the World's 1st UHVDC Transmission Line. [Электронный ресурс]. The People's Government of Tangshan Municipality. 2016. URL: http://en.tangshan. gov.cn/news/2016-11-25/1623 .html.

59. Wan Jian-cheng, Yu Jun, Xun Kai, Qiu Ya-ping and others. Application of 900 mm2 Large Cross-Section Conductor in UHV DC Project. Power System Technology. Vol.33. №15. August 2009.

60. Jovcic D., Ahmed K. High voltage direct current transmission - Converters, systems and DC grids. Wiley & Sons. 2015.

61. Толстоухов Д. А. Обеспечение конкурентоспособности атомной энергетики. Материалы научно-практической конференции «Новая технологическая платформа атомной энергетики: проект «Прорыв» // Москва. 07-08 июня 2016 года.

62. William D. D'haeseleer Synthesis on the Economics of Nuclear Energy. Study for the European Commission. DG Energy. Final Report. University of Leuven (KU Leuven). Belgium. November 2013.

63. «Nuclear Costs in Context. White paper». Nuclear energy Institute (NEI). April 2016.

64. World Energy Investment Outlook 2014. International Energy Agency (IEA). OECD. Paris. 2014.

65. Economics of the Back End of the Nuclear Fuel Cycle. Nuclear Energy Agency (NEA). OECD. Paris. 2012.

66. Energy Technology Perspectives 2014. International Energy Agency (IEA). OECD. Paris. 2014.

67. Technology Roadmap: Nuclear Energy (2015 Edition). International Energy Agency (IEA). Nuclear Energy Agency (NEA). OECD. Paris. 2015.

68. The Economics of Long-term Operation of Nuclear Power Plants. Nuclear Energy Agency (NEA). OECD. Paris. 2012.

69. Nuclear New Build: Insights into Financing and Project Management. Nuclear Energy Agency (NEA). OECD. Paris. 2015.

70. World Energy Outlook. International Energy Agency (IEA). OECD. Paris. 2014.

71. Energy Technology Perspectives. International Energy Agency (IEA). OECD. Paris. 2014.

72. Nuclear Energy and Renewables: System Effects in Low-carbon Electricity Systems. Nuclear Energy Agency (NEA). OECD. Paris. 2012.

73. Ященко Я.В. Монтаж, ремонт и снятие с эксплуатации АЭС. - Киев, 2009.

74. Андрушечко С.А., Афров А.М., Васильев Б.Ю., Генералов В.Н. АЭС

с реактором типа ВВЭР-1000. От физических основ эксплуатации до эволюции проекта. - М.: Логос, 2010.

75. Якубенко И.А., Пинчук М.Э. Технологические процессы производства тепловой и электрической энергии на АЭС. - М.: НИЯУ МИФИ, 2013.

76. Рыжов С.Б., Мохов В.А., Подшибякин А.К. О новых проектах реакторных установок ВВЭР на современном этапе развития атомной энергетики. - М: ОКБ "ГИДРОПРЕСС", 2009.

77. Перспективные ядерные топливные циклы и реакторы нового поколения. / Бойко В.И, Шидловский В.В., Мещеряков В.Н. и др. -Томск: Издательство ТПУ, 2009.

78. Гагаринский А.Ю., Курчатов И.В., Александров А.П. О стратегии ядерного энергетического развития. - М.: НИЦ «Курчатовский институт», 2013.

79. Синев Н.М. Экономика ядерной энергетики: Основы технологии и экономики производства ядерного топлива. Экономика АЭС. Учебное пособие для вузов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

80. Предложение о размере цен (тарифов), долгосрочных параметров регулирования на 2017 год. Приложение №4 «Основные показатели деятельности АО «Концерн Росэнергоатом» // АО "Концерн Росэнергоатом". - 2017.

81. Дьяков А.Ф., Максимов Б.К., Молодюк В.В. Рынок электрической энергии в России: состояние и проблемы развития. - М.: Издательство МЭИ, 2000.

82. Беляев Л.С., Подковальников С.В. Рынок в электроэнергетике: Проблемы развития генерирующих мощностей. - Новосибирск: Наука, 2004.

83. Богачкова Л.Ю., Налбандян М.О. Государственное регулирование цен в современной российской электроэнергетике. - Волгоград: Издательство ВолГУ, 2006.

84. Ефременко В.М., Отдельнова Г.В. Инвестиционное проектирование систем электроснабжения. - Кемерово: Издательство КузГТУ, 2011.

85. Зубакин В.А. Методы управления гидроэнергетическими объектами в условиях либерализации рынка. - М.: Палеотип, 2006.

86. Круглов В.В., Макаренко Г.Б., Балабина Л.А. Роль энергетики в развитии национальной экономики. - Санкт-Петербург: Издательство СПбГЭУ, 2017.

87. Макаров А.А., Григорьев Л.М., Митрова Т.А. Эволюция мировых энергетических рынков и ее последствия для России. - М.: ИНЭИ РАН-АЦ при Правительстве РФ, 2015.

88. Баринов В.А., Барон Ю.Л., Батенин В.М. Энергетика России. Взгляд в будущее. - М.: Энергия, Институт энергетической стратегии, 2010.

89. Годовой отчет за 2015 год // АО "Концерн Росэнергоатом". - 2015.

90. Годовой отчет ПАО «РусГидро» за 2015 год // ПАО "РусГидро". - 2015.

91. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (третья редакция - исправленная и дополненная) / В.В.Коссов, В.Н.Лившиц, А.Г.Шахназаров и др. - М., 2008.

92. В.А. Щевьёва Финансирование инновационных проектов и экономическая оценка инвестиций. - М.: Издательство МЭИ, 2008.

93. Projected costs of generating electricity (2015 Edition). International Energy Agency (IEA), Nuclear Energy Agency (NEA). 2015.

94. Ю.В. Черняховская Эволюция методологических подходов к оценке стоимости электроэнергии. Анализ зарубежного опыта // Вестник ИГЭУ. - 2016. - №4.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1. Параметры работы гидроэлектростанций, полученные в

программе «Каскад»

Объект Год Месяц

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Волжско-Камский каскад 1940 2998 2383 2177 3258 3839 2467 1823 1349 1894 1347 1381 1314

Эвенкийская ГЭС 1940 5973 6343 6408 2945 2954 8814 10206 3911 3452 6711 6990 7616

Волжско-Камский каскад 1941 1291 1310 1600 3071 2757 2401 1725 1521 1306 1637 1515 1321

Эвенкийская ГЭС 1941 7679 7416 6985 2854 2874 2940 2990 2999 3006 6420 6855 7610

Волжско-Камский каскад 1942 1287 1304 1363 2396 3839 3634 2163 1905 1795 2079 1631 1403

Эвенкийская ГЭС 1942 7683 7422 7223 2853 2867 2924 2971 2978 2984 5979 6739 7527

Волжско-Камский каскад 1943 1420 1500 1541 2113 3799 3747 2765 2785 1928 2499 2278 1789

Эвенкийская ГЭС 1943 7550 7225 7043 2837 2876 2945 2988 3009 3014 5559 6093 7140

Волжско-Камский каскад 1944 1580 1487 1604 3279 4117 2585 2554 2379 2181 2148 1927 1669

Эвенкийская ГЭС 1944 7390 7238 6981 2876 2887 2952 3991 7319 7695 5910 6443 7260

Волжско-Камский каскад 1945 1585 1725 1577 2831 3891 3196 2476 2094 1890 1703 1335 1397

Эвенкийская ГЭС 1945 7384 7001 7008 2883 2919 2980 3007 3013 3013 6356 7035 7534

Волжско-Камский каскад 1946 1408 1486 1500 2741 3420 2795 2152 1956 1965 2432 2533 1536

Эвенкийская ГЭС 1946 7562 7240 7084 2860 2869 2934 3001 3015 3014 5626 5837 7394

Волжско-Камский каскад 1947 1435 1490 1745 2093 3391 2776 1955 1936 2096 2709 2444 1683

Эвенкийская ГЭС 1947 7535 7236 6841 2864 2897 2958 2991 2998 2999 5350 5926 7247

Волжско-Камский каскад 1948 1572 1569 1819 2004 3538 3769 2254 2028 1870 2027 1795 1860

Эвенкийская ГЭС 1948 7400 7157 6766 2851 2853 2914 2982 2998 3002 6031 6575 7069

Волжско-Камский каскад 1949 1763 1889 1804 2882 3382 2467 1952 1921 1783 2473 2152 2079

Эвенкийская ГЭС 1949 7208 6837 6781 2854 2877 2947 3001 3018 3349 5585 6218 6851

Волжско-Камский каскад 1950 1632 1776 1729 2779 3997 2461 1911 1920 1765 1863 1528 1488

Эвенкийская ГЭС 1950 7338 6949 6857 2882 2895 2953 3002 3009 3005 6197 6842 7442

Волжско-Камский каскад 1951 1392 1456 1607 3086 3666 2435 2615 2831 3233 2834 2893 2702

Эвенкийская ГЭС 1951 7578 7270 6978 2847 2874 2942 2994 3010 3125 5224 5477 6228

о

оо

Объект Год Месяц

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Волжско-Камский каскад 1952 2212 1519 2411 2742 3098 2476 1899 1802 1631 1520 1186 1372

Эвенкийская ГЭС 1952 6757 7208 6175 2888 2895 2955 3013 7649 3837 6538 7184 7559

Волжско-Камский каскад 1953 1446 1389 1308 1889 3732 2447 2249 2067 2754 3590 3788 2566

Эвенкийская ГЭС 1953 7523 7337 7276 2859 2885 2948 2984 2988 2997 4469 4581 6364

Волжско-Камский каскад 1954 2396 1630 1866 3587 3822 2363 2033 2148 3180 3978 2594 2544

Эвенкийская ГЭС 1954 6575 7097 6719 2889 2886 2937 2994 3005 3011 4079 5776 6386

Волжско-Камский каскад 1955 1511 1440 1661 3183 3031 1754 1594 1774 1745 2196 2675 1815

Эвенкийская ГЭС 1955 7458 7287 6925 2875 2888 2961 3729 3020 3019 5862 5695 7115

Волжско-Камский каскад 1956 1582 1560 2157 2523 3214 4364 2590 1865 1796 1713 1560 1425

Эвенкийская ГЭС 1956 7389 7166 6428 2867 2871 2932 2991 3007 3018 6346 6810 7505

Волжско-Камский каскад 1957 1436 1502 1484 2456 4345 2517 1898 1997 2141 2882 2534 2335

Эвенкийская ГЭС 1957 7535 7223 7101 2865 2870 2937 2996 2997 2998 5176 5837 6594

Волжско-Камский каскад 1958 1705 1860 1751 2196 3018 2841 2605 2027 1991 2810 2347 1660

Эвенкийская ГЭС 1958 7265 6866 6835 2865 2886 2965 3324 5133 7709 5249 6023 7270

Волжско-Камский каскад 1959 1789 1762 1833 2332 3067 3424 2430 1887 2007 2600 2218 1824

Эвенкийская ГЭС 1959 7181 6963 6751 2883 2878 5806 3822 3274 4839 5459 6152 7106

Волжско-Камский каскад 1960 1625 1785 1880 2615 3548 2412 1883 1789 1760 2211 1664 1521

Эвенкийская ГЭС 1960 7344 6940 6705 2875 2884 2939 2985 2991 2999 5847 6705 7408

Волжско-Камский каскад 1961 1515 1559 1709 2984 3536 2267 1797 1662 1768 1754 1396 2233

Эвенкийская ГЭС 1961 7456 7167 6877 2844 2856 2919 2981 3861 6666 6305 6974 6697

Волжско-Камский каскад 1962 1679 1500 2367 3219 4427 3053 1938 1899 2166 1913 1770 1590

Эвенкийская ГЭС 1962 7291 7225 6217 2879 2880 5134 10931 4619 5821 6146 6600 7340

Волжско-Камский каскад 1963 1486 1585 1837 3637 4374 2299 2826 2590 2863 2754 2881 2503

Объект Год Месяц

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Эвенкийская ГЭС 1963 7485 7142 6748 2870 2863 2922 2997 3794 10790 5645 5489 6427

Волжско-Камский каскад 1964 2044 1734 1591 1838 3164 2198 2030 1857 1769 1940 1844 1782

Эвенкийская ГЭС 1964 6927 6991 6994 2910 2927 4560 9435 4825 3704 6116 6526 7148

Волжско-Камский каскад 1965 1629 1717 1635 2488 3836 2827 2206 1942 1749 1657 1467 1438

Эвенкийская ГЭС 1965 7342 7010 6950 2871 2875 2929 2988 3002 3011 6400 6902 7491

Волжско-Камский каскад 1966 1462 1510 1884 2447 3536 3854 2192 2525 2061 2219 2397 2302

Эвенкийская ГЭС 1966 7507 7215 6701 2870 2881 2928 2971 2988 2999 5839 5973 6627

Волжско-Камский каскад 1967 1801 1824 2404 2456 3490 2644 1876 1801 1780 1873 1604 1437

Эвенкийская ГЭС 1967 7169 6903 6181 2870 2885 2940 2982 2986 2986 6185 6766 7494

Волжско-Камский каскад 1968 1415 1520 1714 3177 3163 2097 1843 1577 1687 1600 1447 1487

Эвенкийская ГЭС 1968 7555 7206 6872 2828 2839 2908 2981 3007 3011 6459 6924 7443

Волжско-Камский каскад 1969 1424 1495 1701 3481 4106 2803 2034 2230 1866 2425 2299 1557

Эвенкийская ГЭС 1969 7546 7231 6885 2847 2845 2895 2951 2966 2977 5634 6071 7373

Волжско-Камский каскад 1970 1484 1626 1557 2754 4103 3798 2634 2452 1823 1916 2646 2547

Эвенкийская ГЭС 1970 7486 7100 7028 1273 2829 2896 2973 2996 3004 6142 5724 6383

Волжско-Камский каскад 1971 1644 1736 1694 2951 3709 3106 1972 1820 1765 1901 1587 1507

Эвенкийская ГЭС 1971 7327 6990 6891 2864 2878 2947 3006 3014 3013 6158 6783 7422

Волжско-Камский каскад 1972 1665 1587 1953 3030 4040 3030 2580 2112 1700 2232 2521 2443

Эвенкийская ГЭС 1972 7305 7138 6633 2864 2864 2938 3008 3011 3015 5826 5848 6487

Волжско-Камский каскад 1973 1873 1781 1973 3643 3873 3050 1811 1730 1567 1650 1236 1535

Эвенкийская ГЭС 1973 7098 6945 6612 2875 2884 2943 2996 3003 3007 6408 7134 7395

Волжско-Камский каскад 1974 1406 1564 1852 3270 2884 1586 1511 1742 1711 2178 1901 1773

Эвенкийская ГЭС 1974 7563 7162 6732 2847 2843 2912 4040 12072 8157 5880 6469 7156

Объект Год Месяц

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Волжско-Камский каскад 1975 1713 1936 2311 3715 3591 3320 2142 1822 1727 1601 1607 1495

Эвенкийская ГЭС 1975 7256 6789 6274 2886 2907 5772 8762 6520 6884 6456 6763 7434

Волжско-Камский каскад 1976 1641 1632 2182 3960 2016 1728 1530 1465 1379 1131 1045 1301

Эвенкийская ГЭС 1976 7329 7095 6404 2883 2884 2946 3007 3010 3016 6926 7325 7629

Волжско-Камский каскад 1977 1338 1346 1359 2497 3738 2110 2466 2448 1997 1891 1399 1624

Эвенкийская ГЭС 1977 7632 7381 7226 2852 2865 2937 2999 3008 3015 6167 6970 7306

Волжско-Камский каскад 1978 1416 1461 1951 3323 3624 2303 1943 1877 1809 1873 2701 2370

Эвенкийская ГЭС 1978 7554 7266 6634 2863 2869 5840 8776 3570 5996 6186 5668 6560

Волжско-Камский каскад 1979 1694 1714 2393 3145 4005 3806 3559 2845 2693 3652 3651 2662

Эвенкийская ГЭС 1979 7275 7013 6192 2885 2890 5812 4236 3019 3014 4405 4719 6268

Волжско-Камский каскад 1980 2449 2295 2035 2502 2360 2802 2169 2396 2028 2160 2210 2316

Эвенкийская ГЭС 1980 6521 6431 6551 2882 2877 2932 2999 3014 4342 5898 6160 6614

Волжско-Камский каскад 1981 1805 1684 1818 2295 3901 2683 3257 2758 2974 2719 2751 2652

Эвенкийская ГЭС 1981 7165 7043 6767 2875 2900 4262 10609 3019 3017 5338 5618 6279

Волжско-Камский каскад 1982 2560 2355 2668 3683 3356 3079 1902 1812 1988 2225 2582 2148

Эвенкийская ГЭС 1982 6409 6371 5915 2877 2896 2968 4056 3970 6665 5834 5788 6783

Волжско-Камский каскад 1983 1922 1807 1996 2596 4147 2672 2486 2035 2031 2213 2595 2403

Эвенкийская ГЭС 1983 7048 6918 6589 2883 2881 4178 7202 5346 3773 5845 5775 6526

Волжско-Камский каскад 1984 2205 2104 2805 3047 3135 2133 2377 2091 2118 2612 2696 3053

Эвенкийская ГЭС 1984 6765 6622 5780 2887 2913 2980 3112 3020 3017 5445 5674 5877

Волжско-Камский каскад 1985 2611 2266 1967 3406 3084 2064 2392 2209 2755 3502 3443 2487

Эвенкийская ГЭС 1985 6358 6460 6618 2876 2895 2957 2997 2999 3002 4555 4927 6443

Волжско-Камский каскад 1986 2360 1968 1849 2930 3660 3526 3291 2669 2631 2602 2742 2398

Объект Год Месяц

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Эвенкийская ГЭС 1986 6610 6758 6737 2873 2886 2938 2980 2996 3011 6086 5627 6531

Волжско-Камский каскад 1987 1828 1915 2129 3508 3475 2238 2346 2169 2747 3618 2874 2592

Эвенкийская ГЭС 1987 7142 6811 6455 2898 2909 2966 7906 4879 3019 4441 5496 6339

Волжско-Камский каскад 1988 2421 2209 1882 2784 3782 3309 2873 2816 2933 3102 2406 2279

Эвенкийская ГЭС 1988 6549 6517 6704 2875 2883 2952 4856 4576 10682 4957 5964 6651

Волжско-Камский каскад 1989 1972 2364 2618 2472 4510 3812 2536 2300 2152 2716 2885 2465

Эвенкийская ГЭС 1989 6999 6362 5967 2905 2918 5951 11235 5074 6561 5341 5485 6465

Волжско-Камский каскад 1990 2591 2848 3412 3401 3524 4131 3352 2741 3633 4737 4648 3906

Эвенкийская ГЭС 1990 6379 5879 5174 2905 2953 11799 3286 3019 3017 3798 3722 5022

Волжско-Камский каскад 1991 2802 2596 2434 3632 3628 3991 2837 2540 2574 2634 2655 2603

Эвенкийская ГЭС 1991 6169 6130 6150 2915 2937 8702 11220 7692 4999 5423 5715 6327

Волжско-Камский каскад 1992 2660 2497 2256 3014 4211 2731 1969 1839 1804 2095 2428 2328

Эвенкийская ГЭС 1992 6310 6228 6328 2896 2925 5967 10419 3020 3014 5963 5942 6603

Волжско-Камский каскад 1993 2220 2135 2169 3327 4333 3387 2875 2785 3243 3777 2715 2436

Эвенкийская ГЭС 1993 6750 6591 6416 2868 2866 2936 3012 3464 5256 4280 5655 6494

Волжско-Камский каскад 1994 2578 2339 2134 3357 3158 4416 4580 3246 2647 2612 2668 2609

Эвенкийская ГЭС 1994 6392 6387 6450 2889 2900 5731 4833 3019 3012 5445 5703 6320

Волжско-Камский каскад 1995 2698 2599 3527 3360 4617 2297 2258 2167 1973 1886 2022 2233

Эвенкийская ГЭС 1995 6272 6126 5059 2879 2881 2949 9260 4032 8153 6171 6348 6697

Волжско-Камский каскад 1996 2255 2114 1991 2288 3631 1786 1817 1594 2025 1684 2165 2498

Эвенкийская ГЭС 1996 6715 6612 6595 2889 2888 5938 7425 4682 5225 6373 6205 6431

Волжско-Камский каскад 1997 2338 2018 2259 3140 4367 3459 2324 1926 1865 2434 3063 2581

Эвенкийская ГЭС 1997 6632 6707 6326 2889 2931 5577 10229 8448 8019 5662 5307 6349

Объект Год Месяц

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Волжско-Камский каскад 1998 2600 2343 2333 2497 3464 3482 3712 3643 3109 3068 3798 2640

Эвенкийская ГЭС 1998 6369 6384 6252 2913 2914 7565 8035 3057 7158 4990 4572 6290

Волжско-Камский каскад 1999 2746 2668 2417 3589 3608 3423 2129 1970 1994 2076 2170 2094

Эвенкийская ГЭС 1999 6224 6057 6167 2903 2949 8045 4168 3020 3634 5982 6200 6835

Волжско-Камский каскад 2000 2023 2239 2070 2628 3777 2875 2561 2411 2391 2305 2385 2202

Эвенкийская ГЭС 2000 6946 6486 6515 2879 2896 2956 3094 6486 8789 5754 5984 6728

Волжско-Камский каскад 2001 2224 2445 2452 3075 3662 3646 2490 2150 2168 2452 2456 2422

Эвенкийская ГЭС 2001 6746 6281 6133 2897 2922 7349 7900 8375 11366 5606 5913 6508

Волжско-Камский каскад 2002 1978 2252 3054 3205 3511 3759 2407 1960 1852 2178 2513 2367

Эвенкийская ГЭС 2002 6992 6475 5530 2897 2944 9519 4833 5286 11483 5880 5856 6563

Волжско-Камский каскад 2003 2279 1945 1928 2872 4074 3345 2760 2358 2618 2758 2787 2629

Эвенкийская ГЭС 2003 6690 6782 6657 2891 2911 5927 6292 4727 3865 5300 5583 6301

Волжско-Камский каскад 2004 2244 2228 2515 2881 4717 3812 3577 2749 2649 2640 3142 2722

Эвенкийская ГЭС 2004 6725 6497 6070 2898 2903 5731 6366 4954 6755 5418 5227 6208

Волжско-Камский каскад 2005 2838 2551 2253 3873 3629 3554 2772 2316 2282 2612 2586 2288

Эвенкийская ГЭС 2005 6131 6173 6332 2903 2930 2991 5667 3256 4501 5446 5783 6642

Объект Год Месяц

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Эвенкийская ГЭС 1940 7500 6790 6080 2937 2948 7783 10206 3911 3452 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1941 7500 6790 6080 2866 2884 2951 3001 3010 3135 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1942 7500 6790 6080 2875 2889 2946 2993 3000 3006 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1943 7500 6790 6080 2865 2905 2974 6115 4310 4692 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1944 7500 6790 6080 2879 2890 2954 4585 7319 7695 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1945 7500 6790 6080 2884 2920 2981 3008 3014 3014 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1946 7500 6790 6080 2870 2879 2944 4191 3020 3019 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1947 7500 6790 6080 2869 2901 2962 2995 3002 3003 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1948 7500 6790 6080 2851 2853 2914 2982 2998 3002 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1949 7500 6790 6080 2853 2876 2946 3000 3016 3030 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1950 7500 6790 6080 2878 2891 2949 2998 3004 3001 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1951 7500 6790 6080 2849 2876 2944 2996 3012 3677 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1952 7500 6790 6080 2872 2879 2940 2997 3595 3837 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1953 7500 6790 6080 2871 2896 2959 2995 2999 3008 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1954 7500 6790 6080 2880 2876 2927 2985 2996 3002 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1955 7500 6790 6080 2852 2866 2939 2998 3001 2999 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1956 7500 6790 6080 2842 2845 2907 2966 2981 2993 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1957 7500 6790 6080 2846 2850 2917 2976 2978 2979 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1958 7500 6790 6080 2835 2856 2935 2990 2997 3010 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1959 7500 6790 6080 2875 2870 5882 3822 3274 4839 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1960 7500 6790 6080 2871 2880 2935 2980 2986 2994 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1961 7500 6790 6080 2842 2854 2917 2979 3393 6666 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1962 7500 6790 6080 2878 2880 5030 10931 4619 5821 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1963 7500 6790 6080 2872 2866 2925 2999 4494 10790 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1964 7500 6790 6080 2900 2917 2977 8472 4825 3704 6080 6790 7500

Объект Год Месяц

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Эвенкийская ГЭС 1965 7500 6790 6080 2873 2876 2930 2989 3004 3012 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1966 7500 6790 6080 2878 2889 2936 2979 2995 3006 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1967 7500 6790 6080 2870 2883 2940 2981 2986 2985 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1968 7500 6790 6080 2832 2844 2913 2986 3012 3016 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1969 7500 6790 6080 2859 2857 2908 2963 2978 2990 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1970 7500 6790 6080 2834 2836 2903 2980 3003 3011 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1971 7500 6790 6080 2865 2880 2949 3007 3015 3015 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1972 7500 6790 6080 2868 2868 2942 3013 3015 3877 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1973 7500 6790 6080 2868 2877 2936 2988 2996 3000 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1974 7500 6790 6080 2846 2843 2911 3887 12072 8157 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1975 7500 6790 6080 2882 2903 5800 8762 6520 6884 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1976 7500 6790 6080 2886 2887 2949 3010 3014 3536 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1977 7500 6790 6080 2868 2881 2952 3014 4426 5338 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1978 7500 6790 6080 2869 2875 5792 8776 3570 5996 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1979 7500 6790 6080 2877 2882 5880 4236 3019 3014 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1980 7500 6790 6080 2857 2852 2908 2974 2989 2998 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1981 7500 6790 6080 2849 2874 2952 5136 3019 3017 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1982 7500 6790 6080 2857 2875 2948 3001 3007 3330 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1983 7500 6790 6080 2875 2874 2947 6402 5346 3773 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1984 7500 6790 6080 2872 2898 2965 3005 3005 3003 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1985 7500 6790 6080 2842 2862 2923 2964 2965 2968 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1986 7500 6790 6080 491 2839 2891 2933 2949 2964 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1987 7500 6790 6080 2839 2850 2907 2966 2986 2987 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1988 7500 6790 6080 1567 2835 2904 2969 2983 3002 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1989 7500 6790 6080 2883 2896 2965 9926 5074 6561 6080 6790 7500

Объект Год Месяц

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Эвенкийская ГЭС 1990 7500 6790 6080 2880 2928 8895 3286 3019 3017 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1991 7500 6790 6080 2874 2896 5926 11220 7692 4999 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1992 7500 6790 6080 2876 2907 2981 9991 3020 3014 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1993 7500 6790 6080 2857 2856 2926 3001 3011 3017 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1994 7500 6790 6080 2866 2878 5899 4833 3019 3012 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1995 7500 6790 6080 2854 2856 2924 3322 4032 8153 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1996 7500 6790 6080 2882 2881 4961 7425 4682 5225 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1997 7500 6790 6080 2881 2922 3261 10229 8448 8019 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1998 7500 6790 6080 2895 2895 5694 8035 3057 7158 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 1999 7500 6790 6080 2876 2922 2995 3018 3019 3376 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 2000 7500 6790 6080 2872 2888 2948 3001 4583 8789 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 2001 7500 6790 6080 2884 2909 5822 7900 8375 11366 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 2002 7500 6790 6080 2882 2928 8855 4833 5286 11483 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 2003 7500 6790 6080 2881 2901 5361 6292 4727 3865 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 2004 7500 6790 6080 2880 2885 2954 4396 4954 6755 6080 6790 7500

Эвенкийская ГЭС 2005 7500 6790 6080 2881 2908 2969 3004 3010 3013 6080 6790 7500

сл

Приложение 2. Результаты работы алгоритмов по размещению гидроэлектростанций в графиках нагрузки

использовании изменяющегося показателя гарантированной отдачи по мощности, МВт

Год Месяц КИУМ А с табл.2

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1940 4349 3807 3461 4508 4663 3854 3180 2460 3567 2085 2131 2055 56,2% 2,3%

1941 2024 2032 2519 4369 4081 3854 3035 2735 2578 2577 2359 2068 47,9% -6,1%

1942 2012 2023 2112 4241 4752 4559 3665 3313 3394 3264 2558 2207 53,4% -0,7%

1943 2242 2360 2411 3832 4906 4631 4362 4308 3571 3930 3605 2871 60,3% 6,5%

1944 2515 2337 2528 4639 5044 4081 4203 3955 3736 3370 3044 2665 59,0% 5,0%

1945 2526 2745 2481 4616 4983 4452 4028 3596 3555 2682 2056 2202 55,9% 1,8%

1946 2228 2339 2354 4489 4188 4257 3665 3380 3655 3826 4015 2438 57,2% 3,2%

1947 2269 2346 2771 3796 4446 4370 3358 3365 3811 4269 3875 2691 57,9% 3,9%

1948 2504 2481 2896 3205 4509 4661 3725 3509 3528 3192 2837 2995 56,1% 2,1%

1949 2832 3024 2872 4459 4298 4051 3378 3341 3384 3899 3409 3350 59,2% 5,1%

1950 2609 2837 2745 4586 4890 3599 3303 3319 3327 2920 2386 2359 54,4% 0,3%

1951 2204 2289 2538 4861 4620 4099 4168 4522 4631 4466 4523 4330 66,2% 12,1%

1952 3569 2399 3846 4074 4510 4054 3282 3159 3159 2390 1824 2161 53,8% -0,4%

1953 2293 2176 2026 3543 4505 3851 3808 3543 4448 4725 4623 4129 61,2% 7,1%

1954 3804 2589 2976 4735 4889 4018 3487 3631 4544 4735 4119 4097 66,7% 13,1%

1955 2406 2266 2633 4750 4505 3116 2847 3129 3324 3455 4249 2923 55,5% 1,2%

1956 2527 2472 3445 4365 4123 4974 4232 3246 3390 2687 2444 2255 56,2% 2,1%

1957 2278 2372 2331 4274 5130 4253 3285 3444 3936 4538 4025 3768 61,1% 6,9%

1958 2741 2985 2790 4020 4177 4528 4219 3491 3703 4309 3727 2659 60,7% 6,5%

1959 2884 2818 2929 4239 4167 4612 4040 3282 3731 4081 3522 2942 60,6% 6,4%

1960 2605 2860 3005 4390 4606 3944 3272 3168 3370 3491 2624 2424 55,7% 1,9%

1961 2419 2472 2718 4436 4543 3594 3178 2980 3368 2763 2166 3597 53,5% -0,8%

1962 2698 2371 3786 4548 5095 4444 3359 3305 3984 3006 2807 2542 58,7% 4,4%

1963 2368 2518 2940 4551 5019 3935 4442 4239 4521 4350 4587 3995 66,5% 12,7%

1964 3312 2775 2518 3481 4322 3788 3497 3244 3378 3070 2928 2874 54,9% 1,1%

1965 2615 2746 2594 4173 4596 4063 3749 3408 3368 2625 2296 2284 53,9% -0,4%

при использовании изменяющегося показателя гарантированной отдачи по мощности, МВт

Год Месяц КИУМ А с табл.2

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1966 2330 2392 3016 4322 4452 4772 3742 4112 3830 3500 3814 3724 61,6% 7,4%

1967 2910 2930 3850 4031 4626 3822 3298 3196 3412 2963 2524 2284 55,8% 1,4%

1968 2250 2412 2732 4587 4575 3647 3256 2850 3269 2521 2257 2370 51,4% -2,7%

1969 2266 2369 2710 4669 4917 3937 3524 3810 3522 3830 3661 2491 58,4% 4,0%

1970 2369 2595 2464 4457 4807 4596 3697 3747 3487 3017 4215 4119 61,0% 7,1%

1971 2644 2782 2700 4244 4632 4483 3422 3229 3402 3009 2499 2407 55,2% 1,4%

1972 2682 2529 3132 4685 4728 4169 4145 3668 3292 3525 4018 3954 62,4% 7,9%

1973 3040 2861 3165 4692 4709 4222 3216 3108 3087 2616 1897 2457 54,7% 0,3%

1974 2239 2490 2973 4679 4136 2899 2751 3112 3304 3440 3027 2865 53,1% -1,4%

1975 2767 3123 3708 4618 4355 4410 3685 3225 3339 2525 2537 2389 57,0% 3,3%

1976 2643 2608 3502 4811 3482 3123 2785 2680 2743 1725 1564 2056 47,2% -7,3%

1977 2125 2118 2117 4416 4576 3673 4138 4114 3746 2986 2179 2612 54,3% -0,3%

1978 2259 2317 3136 4613 4701 3942 3387 3296 3445 2955 4312 3843 59,1% 4,7%

1979 2735 2750 3842 4722 4905 4652 4873 4506 4325 4737 4746 4263 71,5% 17,7%

1980 3805 3703 3270 4229 3428 4049 3721 3416 3801 3415 3527 3758 61,8% 7,3%

1981 2927 2701 2919 3979 4733 4456 4847 4332 4757 4311 4394 4251 68,1% 13,6%

1982 3989 3801 4280 4614 4476 4478 3345 3230 3745 3521 4105 3491 65,9% 11,7%

1983 3130 2913 3213 4223 4996 4435 4075 3540 3811 3503 4146 3901 64,3% 9,7%

1984 3588 3401 4432 4211 4480 3718 3933 3631 3771 4141 4308 4623 67,5% 13,6%

1985 4122 3661 3168 4758 4764 3621 4072 3804 4315 4655 4656 3990 69,4% 14,8%

1986 3658 3185 2975 4322 4664 4701 4787 4325 4327 4126 4384 3895 69,1% 14,5%

1987 2972 3102 3428 4667 4526 3709 3851 3748 4153 4590 4411 4157 66,3% 12,3%

1988 3781 3573 3034 4573 4626 4780 4482 4427 4653 4550 3841 3706 70,1% 15,7%

1989 3219 3821 4126 4438 5025 4685 4094 3947 4014 4290 4491 4004 70,2% 15,6%

1990 4211 4512 3847 4670 4483 4877 4732 4324 4738 5297 5123 4869 78,0% 23,8%

1991 4359 4189 3921 4783 4688 4808 4438 4143 4117 4147 4249 4228 72,9% 18,3%

при использовании изменяющегося показателя гарантированной отдачи по мощности, МВт

Год Месяц КИУМ А с табл.2

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1992 4325 4038 3636 4683 4973 4134 3467 3280 3478 3321 3887 3789 65,8% 11,1%

1993 3622 3459 3498 4884 5031 4297 4449 4381 4691 4730 4344 3932 71,9% 17,1%

1994 4074 3787 3443 4588 4258 5112 5223 4366 3948 4150 4271 4241 72,1% 17,3%

1995 4186 4173 4840 4474 5189 3867 3895 3761 3749 2988 3242 3640 67,2% 12,7%

1996 3680 3428 3216 4244 4515 3203 3231 2884 3841 2661 3471 4065 59,4% 5,2%

1997 3815 3276 3646 4731 4985 4597 3987 3412 3587 3867 4680 4199 68,3% 13,5%

1998 4235 3796 3766 4529 4461 4662 4905 4857 4811 4613 4801 4264 75,2% 20,4%

1999 4305 4291 3901 4675 4578 4152 3711 3474 3786 3296 3480 3422 65,9% 11,3%

2000 3315 3633 3345 4589 4832 4287 3731 4076 4135 3662 3827 3596 65,9% 11,6%

2001 3637 3963 3958 4353 4449 4572 4123 3726 3739 3900 3872 3921 67,5% 12,7%

2002 3238 3654 4675 4747 4364 4426 3991 3481 3578 3461 3927 3758 66,2% 11,4%

2003 3726 3163 3122 4550 4866 4268 4328 3977 4442 4371 4439 4281 69,4% 14,8%

2004 3671 3618 4001 4363 5119 4803 4602 4408 4371 4203 4793 4425 73,3% 18,5%

2005 4444 4137 3644 4873 4461 4568 4422 3900 4091 4159 4153 3739 70,8% 15,9%

КИУМ 51,5% 50,3% 53,6% 74,5% 77,4% 70,6% 64,4% 60,7% 63,6% 60,6% 59,8% 56,2%

А с табл.2 8,5% 5,4% 4,4% 2,0% -0,1% -5,4% 5,1% 7,1% 8,8% 15,6% 21,5% 19,0%

использовании показателя гарантированной отдачи по мощности для маловодного года, МВт

Год Месяц КИУМ А с табл.1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1940 2534 2650 2899 4296 4716 4429 3485 3141 3204 2658 2261 2194 53,9% -2,3%