гидроэнергостанция

Формула изобретения

1. Гидроэнергостанция, содержащая источник воды и сформированное посредством плотины водохранилище, сообщающееся, по меньшей мере, с одним водоводом, в нижней части которого установлена гидравлическая машина, например гидротурбина, соединенная с электрогенератором, выход которого соединен с электропотребителем, по меньшей мере, один вихревой теплогенератор, сообщенный своим входом с водохранилищем дополнительным водоводом, а выходом соединенный посредством обвязки и трубопровода с теплопотребителем, при этом водоводы снабжены устройствами регулирования расхода воды, например регуляторами-задвижками и расходомерами для обеспечения равенства расхода источника воды сумме расходов воды через водоводы, подключенные к гидротурбине и теплогенератору, отличающаяся тем, что она снабжена устройством сбора вод водосброса, выполненным с возможностью сообщения через него с водохранилищем в зоне уровня воды, а к обвязке подключен другой трубопровод, выход которого соединен с гидротермоаккумулятором, сообщенным с теплопотребителем, кроме того, она снабжена другим, по аналогии с дополнительным, водоводом сбросной линии с установленным в нем вторым вихревым теплогенератором, сообщенным своим входом с устройством сбора вод водосброса, а выходом - с обвязкой.

2. Гидроэнергостанция по п.1, отличающаяся тем, что гидротермоаккумулятором является подземный водоносный горизонт с замещаемой в нем водой аккумулируемым теплоносителем в горячей воде, либо пустотное подземное образование или герметичная подземная горная выработка.

Описание изобретения к патенту

Гидроэнергостанция, в дальнейшем ГЭнС, относится к энергетике и может быть использована для одновременного производства электрической и тепловой энергии, аккумулирования тепловой энергии, вырабатываемой в многоводное - летнее время, с целью последующего ее использования в отопительный период. Особый интерес представляет использование предлагаемой гидроэнергостанции для организации энергоснабжения в районах, где имеются соответствующие условия для выработки энергоносителей и аккумулирования тепловой энергии, в т.ч. в удаленных местностях, не охваченных централизованным энергоснабжением, например подпадающих в категорию энергообеспечения, предусмотренного осуществлением «северного завоза». Гидроэнергостанция может быть реализована на малых ГЭС.

Известна гидроэнергостанция (решение от 02.08.2006 г. о выдаче патента РФ на изобретения «Гидроэнергостанция» по заявке RU № 204133262 А, F03B 130, 27.04.2006 г., содержащая источник воды и сформированное посредством плотины водохранилище, сообщающееся, по меньшей мере, с одним водоводом, в нижней части которого установлена гидравлическая машина, например гидротурбина, соединенная с электрогенератором, выход которого соединен с электропотребителем. Кроме того, гидроэнергостанция снабжена, по крайней мере, одним вихревым теплогенератором, сообщенным своим входом с водохранилищем дополнительным водоводом, а выходом, соединенным посредством трубопровода с теплопотребителем, при этом водоводы снабжены устройствами регулирования расхода воды, например регуляторами-задвижками и расходомерами для обеспечения равенства расхода источника воды сумме расходов воды через водоводы, подключенные к гидротурбине и теплогенератору.

Указанная гидроэнергостанция является наиболее близким техническим решением предлагаемой гидроэнергостанции и принята за прототип.

Недостаток известной гидроэнергостанции заключается в том, что спроектированная на некоторый номинальный уровень воды в водохранилище и осредненный годовой расход, гидроэнергостанция в многоводные периоды года осуществляет холостые сбросы воды из верхнего бьефа через гребень плотины. Сбрасываемая вода имеет высокую потенциальную энергию, которая не каким образом не используется, а количество сбрасываемой «вхолостую» воды в многоводные периоды года (весенние паводки) может достигать половины годового стока реки. Так, например, объем сбрасываемой «вхолостую» воды на Мамаканской ГЭС (ЗАО «Витимэнерго», Иркутская область, Бодайбинский район, построена на реке Мамакан, впадающей в реку Витим) составляет 44,3%. Среднегодовой сток реки Мамакан составляет 5565 млн. м ³/год при этом полезно используемый объем воды (для выработки электроэнергии) составляет 3081 млн. м³ /год, или 55,4% годового стока, испарения и фильтрация составляют 17 млн. м³/год или 0,3% годового стока. Холостые сбросы воды на Мамаканской ГЭС приходятся на летне-осенний период - май-сентябрь.

Среднегодовая выработка электроэнергии на Мамаканской ГЭС близка к проектной и составляет 356,0 млн. кВт·ч. Таким образом, из-за того что 44,3% годового стока реки с высокой потенциальной энергией сбрасывается вхолостую без использования, станция имеет годовой гидроэнергопотенциал (и недовырабатывает), эквивалентный выработке 285,0 млн. кВт·ч электроэнергии (при оценке принята пропорциональность между расходом воды на Мамаканской ГЭС и вырабатываемой электроэнергией). С учетом регламентированной терминологии (ГОСТР 51238-98. Нетрадиционная энергетика. Гидроэнергетика малая. Термины и определения. Госстандарт России Издательство стандартов, М., 1999 г.) технический гидроэнергопотенциал Мамаканской ГЭС составляет 55,4%. Принимая во внимания современный технический уровень средств преобразовательной техники, можно говорить о возможности использования и имеющегося на станции гидроэнергопотенциала. Тем более, что нужды социального характера (тепло и горячая вода для поселка, расположенного вблизи Мамаканской ГЭС) удовлетворяются вырабатываемыми тепловыми энергоресурсами расположенной в поселке районной котельной, работающей на привозном топливе - угле, продукты сжигания которого не лучшим образом сказываются на экологии поселка. Полезное использование энерго- и ресурсопотенциала холостых сбросов позволит повысить технический гидроэнергопотенциал ГЭС и приблизить его к 100%.

Следует отметить и другой недостаток высокого уровня холостых сбросов на ГЭС. Падающая вода, сбрасываемая с использованием в нижней части плотины специальных рассекателей («трамплинов») приводит к разрушению самих рассекателей, а также донной и береговой конструкций плотины, как гидротехнического сооружения, ухудшает его прочностные показатели - надежность.

Задачей изобретения является повышение технического гидроэнергопотенциала ГЭС в многоводные периоды ее работы.

Поставленная задача решается тем, что в гидроэнергостанции, содержащей источник воды и сформированное посредством плотины водохранилище, сообщающееся, по меньшей мере, с одним водоводом, в нижней части которого установлена гидравлическая машина, например гидротурбина, соединенная с электрогенератором, выход которого соединен с электропотребителем, по меньшей мере, один вихревой теплогенератор, сообщенный своим входом с водохранилищем дополнительным водоводом, а выходом соединенный посредством обвязки и трубопровода с теплопотребителем, при этом водоводы снабжены устройствами регулирования расхода воды, например регуляторами-задвижками и расходомерами для обеспечения равенства расхода источника воды сумме расходов воды через водоводы, подключенные к гидротурбине и теплогенератору, дополнительно к обвязке подключен другой трубопровод, выход которого соединен с гидротермоаккумулятором, сообщенным с теплопотребителем, кроме того, она снабжена устройством сбора вод водосброса, выполненным с возможностью сообщения с водохранилищем, и третьим, по аналогии с дополнительным, водоводом сбросной линии с установленным в нем вторым вихревым теплогенератором, сообщенным своим входом с устройством сбора вод водосброса, а выходом - с обвязкой.

В гидроэнергостанции гидротермоаккумулятором может быть подземный водоносный горизонт с замещаемой в нем водой аккумулируемым теплоносителем в горячей воде, либо пустотное подземное образование, либо герметичная подземная горная выработка или подземная емкость, образованная в результате осуществления геотехнологического процесса.

Возможность сообщения выхода дополнительного водовода ГЭнС посредством обвязки с гидротермоаккумулятором позволяет при выработке излишней тепловой энергии направлять ее не к теплопотребителю, а в гидротермооаккумулятор и более рационально расходовать ее в требуемые, в том числе более напряженные, периоды.

Снабжение ГЭнС устройством сбора вод водосброса (УСВВ) третьим водоводом, в верхней части соединенным с УСВВ, и установкой в нижней его части второго вихревого теплогенератора с возможностью соединения посредством обвязки либо с теплопотребителем, либо с гидротермоаккумулятором позволяет использовать гидроэнергопотенциал сбросных вод, вырабатывать тепловую энергию в горячей воде и использовать ее непосредственно, направляя ее теплопотребителю, либо в последующем, аккумулируя ее (направлять в гидротермоаккумулятор).

Следует отметить, что снабжение ГЭнС гидротермоаккумулятором позволяет сгладить противоречие, возникающее в связи с тем, что периодом образования многоводья и холостых сбросов на ГЭнС является летний (май-сентябрь), а периодом преимущественного потребления тепловой энергии - зимний (октябрь-апрель).

Известен положительный опыт и установлено, что возможно использовать в качестве гидротермоаккумуляторов природные подземные горизонты, представленные фильтрующими водоносными породами, либо подземными пустотными образованиями, в т.ч. горными выработками (Kabus F., Bartels J. Подземное аккумулирование тепла и холода. - Теплоэнергетика, 2004 г., № 6, стр.70-76). При этом достигается наибольшая экономичность (в сравнении с промышленно-сооружаемыми гидротермоаккумуляторами) осуществления гидротермоаккумулирования (там же, стр.70).

На фиг.1-4 приведены схематичные изображения, позволяющие интерпретировать работу гидроэнергостанции. На фиг.1 приведена схема выработки электроэнергии на ГЭнС; на фиг.2 - схема выработки тепловой энергии на ГЭнС; на фиг.3 - схема выработки тепловой энергии при использовании энергопотенциала сбросной воды на ГЭнС; на фиг.4 - упрощенная тепловая схема выработки и потребления тепловой энергии на ГЭ_НС.

На фиг.1-4 введены следующие обозначения: 1 - тело плотины; 2 - водохранилище (верхний бьеф ГЭНС); 3 - русло реки (нижний бьеф ГЭНС); 4 - рабочий водовод выработки электрической энергии; 4.1 - рабочий водовод выработки тепловой энергии; 5 - плоский глубинный затвор канала выработки электроэнергии; 5.1 - плоский глубинный затвор канала выработки тепловой энергии; 6 - гидротурбина с электрогенератором и формировательно-распределительной станцией; 7 и 7.1 - манометры на входе и выходе рабочего водовода выработки электроэнергии; 8 - расходомер в рабочем водоводе выработки электроэнергии; 9 - затвор водосброса; 10 - устройство сбора сбрасываемой воды; 11 - сбрасываемая вода из верхнего бьефа; 12 - водовод сбросной линии; 13 и 13.1 - входные задвижки-регуляторы вихревого теплогенератора и второго вихревого теплогенератора соответственно; 14 и 14.1 - вихревой теплогенератор и второй вихревой теплогенератор соответственно; 15 и 15.1 - выходные задвижки-регуляторы вихревого теплогенератора и второго вихревого теплогенератора; 16 и 16.1 - выходные трубопроводы вихревого теплогенератора и второго вихревого теплогенератора; 17 и 17.1 - манометры вихревого теплогенератора и второго вихревого теплогенератора; 18 и 18.1 - термометры на выходах вихревого теплогенератора и второго вихревого теплогенератора; 19 и 19.1 - расходомеры на входах вихревого теплогенератора и второго вихревого теплогенератора; 20 и 20.1 - манометры на входах вихревого теплогенератора и второго вихревого теплогенератора; 21 и 21.1 - термометры на входах вихревого теплогенератора и второго вихревого теплогенератора; 22 и 22.1 - термометры на выходах вихревого теплогенератора и второго вихревого теплогенератора; 23 и 23.1 - манометры на выходах вихревого теплогенератора и второго вихревого теплогенератора; 24 и 24.1 - расходомеры на выходах вихревого теплогенератора и второго вихревого теплогенератора; 25,26 и 25.1, 26.1 - задвижки-регуляторы на входах и выходах вихревого и второго вихревого теплогенераторов соответственно; 27 - насосная установка; 28 - гидротермоаккумулятор; 29 - трубопровод от насосной установки к теплопотребителю; 30 - трубопровод от насосной установки к гидротермоаккумулятору; 31 - трубопровод от гидротермоаккумулятора к теплопотребителю; 29.1, 29.2, 29.3, 29.4; 30.1, 30.2, 30.3, 30.4 и 31.1, 31.2, 31.3, 31.4 - задвижки, манометры, расходомеры-счетчики объема и термометры в трубопроводах 29, 30 и 31 соответственно.

Гидроэнергостанция, рассматриваемая в примере, имеет напор Н _н (разность уровней воды в верхнем и нижнем бьефах), равный 45 м. Номинальная мощность ГЭнС составляет 84 тыс.кВт, при этом максимальный суммарный расход воды через водоводы выработки электрической Q₁ и тепловой энергии Q ₂ составляет 187 м³/с, т.е. Q ₁+Q₂=187 м³ /с. При наполненном водохранилище и таком расходе воды, а также равенстве его стоку реки через водоводы тепловой и электрической энергии уровень воды в водохранилище устанавливается на значении, равном 45 м. В случае превышения приходом воды (многоводный период года) номинального значения, на который спроектирована ГЭС и при котором обеспечивается указанный расход воды через водоводы при указанном уровне, последний повышается и вода сбрасывается через затворы холостых сбросов.

В рассматриваемом примере на ГЭнС в летний период приток воды в водохранилище составляет . Номинальный расход через водоводы выработки электрической энергии Q₁ и выработки тепловой энергии Q₂ составляет Q₁+Q ₂=187 м³/с. Исходя из значений «покрываемых» мощностей принято, что Q₁=159 м ³/с, a Q₂=28 м³ /с.

Таким образом, расход воды, формируемый устройством сбора сбрасываемой воды, т.е. через водовод сбросной линии составляет

Нетрудно видеть, что технический гидроэнергопотенциал известной ГЭС в многоводный период (Q =487 м³/с) составляет ТГЭП ₁=(Q₁+Q₂)Q =(187 м³/c)/487 м ³/c=0,38 (38%). При этом высокопотенциальная сбрасываемая вода никак не используется.

Выработка на предлагаемой ГЭнС электрической энергии осуществляется следующим образом (фиг.1). Под давлением напора воды Н_н, формируемым плотиной 1 и водохранилищем 2, вода из водохранилища 2 поступает в нижний бьеф 3, при этом в водоводе 4 устанавливается с использованием расходомера 8 поток воды с расходом Q₁=159 м³/c, который вращает ротор гидротурбины 6. Гидравлическая мощность потока воды преобразуется в механическую мощность гидротурбины 6, вращение от нее передается электрогенератору, который вырабатывает электрическую энергию. Электроэнергия от электрогенератора (вырабатывая мощность, равная 63 тыс.кВт) передается на формирователь-распределитель, на котором она формируется до требуемого качества, регламентированного ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения, М.: Издательство стандартов. 1996 г., и распределяется потребителям. Регулирование расхода воды через водовод 4 (гидравлическая мощность гидротурбины) осуществляется подъемом или опусканием плоского затвора 5. При этом он в той или иной степени уменьшает или увеличивает входное сечение водовода 4. При подъеме или опускании затвора 5 увеличивается или уменьшается первичная гидравлическая мощность и может изменяться вырабатываемая электрическая мощность электрогенераторов. Плоский затвор может полностью перекрыть или полностью открыть водовод 4, создав условия для нулевой или максимальной мощности. Глубинный затвор является регулирующим органом.

Выработка тепловой энергии в рабочем водоводе выработки тепловой энергии на предлагаемой ГЭнС осуществляется следующим образом (фиг.2). Под действием напора воды Н _н=45 м (р=45 кг/см²), формируемого плотиной 1 и водохранилищем 2, вода из последнего через водовод 4.1 поступает в трубопровод, из которого поступает в вихревой теплогенератор 14, проходя через который с требуемым расходом под требуемым напором, она нагревается (Патент РФ на изобретение RU № 2045715, F25B 29/00, 10.10.1995. Потапов Ю.С., Фоминский Л.П., Потапов С.Ю. Энергия вращения. «Российская академия естественных наук. Молдавский центр. Неосферные технологии», г.Кишинев, 2001 г.) до требуемой температуры. Горячая вода поступает в трубопровод 16, а из него самотеком или насосами через открытую задвижку 26 направляется к насосной установке 27. Режим поступающей из водохранилища воды контролируется (фиг.4) расходомером 19, манометром 20, термометром 21. Режим работы вихревого теплогенератора 14 контролируется манометром 17 (после задвижки 13) и термометром 18 - на выходе. Регулирование требуемого расхода воды в водоводе 4.1, равного 28 м³/с (гидравлическая мощность вихревого теплогенератора), на основании показаний расходомеров 19 и 24 осуществляется подъемом или опусканием плоского глубинного затвора 5.1. При этом он увеличивает или уменьшает площадь входного сечения водовода 4.1. Другими элементами регулирования выработки тепловой энергии являются регулировочно-запорные вентили 25, 26. Тепловая мощность на выходе станции, равная N _тп=21 кВт, контролируется по показаниям входных и выходных контрольно-измерительных приборов (КИП) системы - 19, 20, 21 и 22, 23, 24, соответственно.

Таким образом, в канале рабочего водовода выработки тепловой энергии регулятором ее путем увеличения или уменьшения расхода воды является плоский глубинный затвор 5.1, входные задвижки системы 25, 26.

В рассматриваемом примере эквивалентное этому «столбу» воды давление равно 4,5 кг/см² и достаточно для эффективной работы вихревых теплогенераторов, установленных на ГЭНС.

Тепловая энергия в горячей воде от ГЭнС (по выходному трубопроводу 16 через задвижку-регулятор 26) поступает (фиг.4) к насосной установке 27 и далее через обвязку (вентили 29.1 или 30.1) к потребителю тепловой энергии либо к гидротермоаккумулятору 28.

Установка требуемого расхода воды, равного 159,0 м³ /с, в канале выработки электроэнергии ГЭнС на основании показаний расходомера 8 достигается путем изменения положения глубинного затвора 5. При установленном расходе воды в водоводе (водоводах), равном 159 м³/c, и ее давлении 4,5 кг/см ² ГЭнС обеспечивается выходная, эквивалентная выработке электрическая мощность 63000 кВт.

После установки расхода воды в канале выработки электроэнергии Q₁ =159,0 м³/с и в канале выработки тепловой энергии (водовод второй) Q₂=28,0 м ³/с проверяется условие: Q=Q₁+Q ₂ или 159,0 м³/с+28,0 м ³/с=187 м³/с - установленные в водоводах расходы воды соответствуют проектному значению.

Выработка тепловой энергии в водоводе сбросной линии на предлагаемой ГЭ _нС осуществляется следующим образом (фиг.3). Под действием напора воды Н_н=45 м (р=4,5 кг/см ²), формируемого плотиной 1 и водохранилищем 2, вода из последнего через затвор водосброса 9, гребень плотины поступает в устройство сбора сбрасываемой воды 10, соединенное с водоводом сбросной линии 12. Из устройства сбора сбрасываемой воды 10 по водоводу сбросной линии 12 вода 11 поступает в трубопровод и далее во второй вихревой теплогенератор 14.1. Проходя через него, с требуемым расходом и под требуемым напором вода нагревается (Патент РФ на изобретение RU № 2045715, опубл. 10.10.1995, F25B 29/00; Потапов Ю.С., Фоминский Л.П., Потапов С.Ю. Энергия вращения. «Российская академия естественных наук. Молдавский центр. Неосферные технологии», г.Кишинев, 2001 г.) до требуемой температуры. Горячая вода поступает в трубопровод 16.1, а из него самотеком или насосами (не показаны) через открытый затвор 26.1 (фиг.4) направляется на вход насосной установки 27. Режим поступающей из водопровода воды контролируется следующими контрольно-измерительными приборами (КИП) - расходомером 19.1, манометром 20.1, термометром 21.1. Режим работы второго вихревого теплогенератора 14.1 контролируется манометром 17.1 (после задвижки 13.1) и термометром 18.1 - на выходе. Регулирование требуемого расхода воды в водоводе сбросной линии на основании показаний расходомеров 19.1 и 24.1 осуществляется посредством затворов 25.1 и 26.1. Выработка тепловой энергии и тепловая мощность в водоводе сбросной линии (N _T=90 тыс. кВт) контролируется по показаниям входных и выходных КИП системы - 19.1, 20.1, 21.1 и 22.1, 23.1, 24.1.

Таким образом, в водоводе сбросной линии выработки тепловой энергии регулятором ее путем увеличения или уменьшения расхода воды являются затворы 25.1 и 26.1. Посредством затворов для рассматриваемого примера установлен расход Q₃=200 м ³/c.

В рассматриваемом примере эквивалентное столбу воды в водоводе сбросной линии давление воды равно 4,5 кг/см ² и достаточно для эффективной работы вихревых теплогенераторов, установленных на ГЭнС.

Тепловая энергия в горячей воде от ГЭнС по выходному трубопроводу 16.1 через затворы 26.1 поступает (фиг.4) к насосной установке 27 и далее через его обвязку (вентили 29.1 или 30.1) к потребителю тепловой энергии или в гидротермоаккумулятор 28.

Электроэнергия, выработанная на ГЭнС, направляется на распределение и по линиям электропередачи - к потребителям.

Тепловая энергия, выработанная вихревым теплогенератором в водоводе выработки тепловой энергии и в водоводе сбросной линии, посредством запорных устройств обвязки насосной установки направляется по трубопроводам 29 или 30 либо к теплопотребителю, либо в гидротермоаккумулятор 28. Режимы и учет тепла и теплоносителя, в т.ч. их объемы соответственно в теплопроводах 29, 30 и 31, контролируются с использованием контрольно-измерительных приборов: манометров 29.2, 30.2, 31.2, расходомеров-счетчиков объемов 29.3, 30.3, 31.3, термометров 29.4, 30.4, 31.4. При этом управление потоками теплоносителя осуществляется с использованием задвижек соответственно 29.1, 30.1, 31.1.

Не востребованная потребителем тепловая энергия в горячей воде, выработанная на ГЭнС в многоводный период года, направляется в гидротермоаккумулятор, в котором находится до востребования, в частности до отопительного сезона. Установлено, что при аккумулировании тепла в земных недрах температура его за период 60 дней уменьшается незначительно - на 2-3°С (Kabus F., Bartels J. Подземное аккумулирование тепла и холода. Журнал «Теплоэнергетика», №6, 2004 г., стр.74). Выработанная в многоводный период тепловая энергия используется по назначению по востребованности, например в отопительный период.

Продолжительность многоводного (с расходом холостых сбросов Q₃=200 м ³/c) периода в году в условиях станции, рассматриваемой в примере, составляет 4 месяца или 120 суток (t=2880 часов). Принимая во внимание, что гидравлическая мощность потока холостых сбросов составляет 90 тыс.кВт, продолжительность их существования в году - 2880 часов, при КПД вихревого теплогенератора, равного 100%, вырабатываемая на ГЭнС в водоводе сбросных вод тепловая энергия составляет:

Wсв=N_T*tc.в.=90 тыс. кВт* 2880 ч*0,12=31104 ту.т.,

где 0,12 - коэффициент пересчета электроэнергии в условное топливо по угольному эквиваленту согласно (ГОСТ Р 51749-2001. Энергосбережение. Энергопотребляющее оборудование общепромышленного применения. Виды. Типы. Группы. Показатели энергетической эффективности. Идентификация. М., Изд-во стандартов, 2001, стр.13).

Для получения такого количества тепловой энергии на котельной потребуется сжечь около 62208 т угля Черемховского месторождения (Иркутская область).

Для годовой выработки тепловой энергии на угольной котельной, расположенной около рассматриваемой ГЭнС, для нужд поселка ежегодно завозится и сжигается 17 тыс.тонн угля.

Из приведенного видно, что использование «вхолостую» сбрасываемых вод на предлагаемой ГЭнС позволит с лихвой (востребована на социальные нужды только треть гидроэнергопотенциала сбрасываемых вод, реализуемого путем выработки тепловой энергии на предлагаемой ГЭнС) обеспечить поселок тепловой энергией, исключить ежегодный завоз 17 тыс.тонн угля (северный завоз). Кроме того, при этом образуется резерв вырабатываемой тепловой энергии, составляющий 2/3 всей выработки за счет холостых сбросов вод (Образующийся потенциал тепловой энергии позволяет планировать организацию соответствующих технологий, производств и процессов, в том числе сельскохозяйственных тепличных технологий, лесоперерабатывающих технологий, предусматривающих тепловые процессы сушки, регулирования влажности. Незанятость населения поселка является острейшей социальной проблемой его жителей).

Внедрение предлагаемой ГЭнС позволяет получить энергетический эффект и за счет энергосбережения повысить технический гидроэнергопотенциал станции в многоводный период (ТГЭП₂), который составляет

(для сравнения: ТГЭП₁ известной ГЭнС составляет 0,38).

Таким образом, предлагаемая ГЭнС позволяет повысить ее технический гидроэнергопотенциал в многоводный период работы станции.

Кроме того, при этом достигается:

эффект энергоресурсосбережения и исключение ежегодного завоза в количестве 17 тыс. тонн угля (северный завоз);

экологический эффект за счет увеличения доли вырабатываемой по экологически чистой технологии тепловой энергии, замещающей вырабатываемую на ТЭЦ (котельной) путем сжигания органического топлива;

изменение подходов и идеологии разработки схем теплоснабжения потребителей;

расширение условий применения, например, в нетрадиционной энергетике.