Теплоэнергетика, 2021, № 2, стр. 5-15

СОСТОЯНИЕ ГИДРОЭНЕРГЕТИКИ В РОССИИ

Россия по размерам гидроэнергетического потенциала (852 млрд кВт · ч/год) занимает в настоящее время второе место в мире после Китая (см. табл. 1) [2, 3]. При этом освоено, по данным на 2016 г., 22.3% этого потенциала (в европейской части 46.8%, в Сибири 21.7%, в восточной части России 3.8%). Этот гидроэнергетический потенциал определен еще в середине 60-х годов прошлого столетия в основном на базе схем энергетического использования рек в проектах 50-х годов и более ранних. Сегодня новые, на порядок возросшие требования по сохранению природной среды и необходимость согласования строительства ГЭС и водохранилищ с администрацией субъектов РФ крайне усложнили освоение энергетического потенциала рек [2]. При учете современных ограничений экономического, социального и экологического характера он окажется ниже и составит, по сугубо ориентировочной оценке, примерно 650 млрд кВт · ч/год [2]. В этом случае степень освоения экономического гидроэнергетического потенциала возрастет до 29%.

По отчетным данным Минэнерго РФ за 2019 г. в Росси сегодня находятся в работе 102 ГЭС (без учета мини- и микроГЭС) общей мощностью немногим более 50 млн кВт, на которых вырабатывается энергии 18% общего ее производства в стране. Суммарный объем производства электроэнергии на ГЭС составляет 170–190 млрд кВт · ч/год (в зависимости от водности года). По установленной мощности гидроагрегатов на ГЭС и выработке энергии Россия находится на 5-м месте после США, Китая, Канады и Бразилии (см. табл. 1). О наращивании мощности, МВт, гидроэнергетики в России можно судить по приведенным далее данным [1]:

Эти данные свидетельствуют о существенном снижении в постсоветский период объемов ввода новых генерирующих мощностей. Действительно, рост мощностей ГЭС в период 1975–1990 гг. составил 1067 МВт/год (мощность ГЭС выросла на 16 000 МВт за 15 лет), а в период 1990–2019 гг. снизился почти в 4 раза до 277 МВт/год (8300 МВт за 30 лет), что обусловлено целым рядом известных причин, преимущественно экономического характера. Для сравнения на рисунке показаны графики развития гидроэнергетики с 1980 г. по установленной мощности ГЭС и выработке электроэнергии в Китае и России.

Политические преобразования конца 80-х годов прошлого века и распад Советского Союза стали отправной точкой резкого замедления энергетического строительства, а затем полного его “замораживания” в России. Экологические претензии и экономические сложности привели к отмене даже утвержденных и находившихся на начальных этапах реализации проектов мощных ГЭС: Туруханской, Средне-Енисейской и Катунской. Перечень мощных ГЭС России (${{N}_{{{\text{ГЭС}}}}}$ ≥ 1000 МВт), определяющих лицо отечественной гидроэнергетики, приведен в табл. 2 [1]. Все они построены в советские годы. Исключением являются Богучанская и Бурейская ГЭС, строительство которых завершилось уже в постсоветские годы.

Установленная мощность ГЭС (а) и выработка электрической энергии (б) в России (1) и Китае (2) после 1980 г.

В наследство от СССР Россия получила 16 недостроенных ГЭС суммарной мощностью 8515 МВт. Завершение строительства почти всех этих ГЭС обеспечило небольшой прирост мощности гидроэлектростанций страны за тридцатилетний период (1990–2019 гг.). Единственной крупной ГЭС, возведение которой было начато и завершено полностью в постсоветской России (2017 г.), стала Нижне-Бурейская ГЭС мощностью 320 МВт. Подготовленная Институтом энергетической стратегии (по заданию ПАО “РусГидро”) программа развития гидроэнергетики до 2030 г. и на перспективу до 2050 г. предусматривает ввод новых мощностей на ГЭС. По оптимистичному сценарию ожидается до 2030 г. ввести 15 500 МВт, а в период 2030–2050 гг. – 25 000 МВт [3].

Важное место в гидроэнергетике всего мира в последние 40 лет занимает строительство гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). Их действие основано на цикличном перемещении одного и того же объема воды между верхним и нижним бассейнами. Наличие ГАЭС позволяет наиболее эффективно эксплуатировать атомные и тепловые электростанции. Гидроаккумулирующие электростанции являются не только аккумулятором, сглаживающим “пики” и “провалы” электропотребления, но и поставщиком системных услуг: регулирование частоты и напряжения, предоставление реактивной мощности, обеспечение нагрузочного резерва за счет высокой маневренности оборудования (в течение 2 мин ГАЭС может заместить аварийную “потерю” целого энергоблока ТЭС).

Экономическая эффективность строительства ГАЭС обеспечивается снижением необходимости привлекать ТЭС к регулированию мощности энергосистемы, сокращением работы оборудования ТЭС в режимах технического минимума, исключением участия ТЭС в суточном регулировании путем останова оборудования в “холодный резерв” в ночное время. С учетом мирового опыта эксплуатации АЭС целесообразно иметь в энергосистеме гидроаккумулирующие электростанции суммарной мощностью 6–10% суммарной мощности АЭС [6]. Сегодня доля ГАЭС в энергосистеме России составляет всего 0.58%, тогда как, например, в Австрии с населением 8 млн чел., эта доля равна 20.7%, а в Швейцарии – 16.0% [7]. К настоящему времени в Европе построены 172 ГАЭС, а всего в мире – около 500 таких установок [6]. Для сравнения, в нашей стране имеются только две электростанции: Загорская ГАЭС-1 мощностью 1200 МВт, введенная в работу еще в советское время (1987 г.), и Зеленчукская ГЭС-ГАЭС мощностью 140 МВт (введена в работу в 2016 г.). В России (в отличие от стран Запада) отсутствует государственная поддержка строительства ГАЭС и не отлажена тарифная политика стоимости электроэнергии от различных источников.

ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ

Экологические проблемы являются в большинстве случаев причиной приостановки строительства новых ГЭС. Влияние построенных ГЭС на экологию имеет как положительные, так и отрицательные последствия. К положительным относятся комплексное перераспределение речного стока во времени в интересах различных отраслей народного хозяйства, уменьшение или исключение негативных явлений природы, таких как наводнение и маловодие, улучшение природных условий и др. [8]. При выработке электроэнергии на ГЭС отсутствуют выбросы вредных веществ в атмосферу и сброс загрязнений в сточные воды, не расходуется кислород. По выполненным в советские годы институтом “Гидропроект” расчетам использование ГЭС вместо ТЭС обеспечило бы снижение выбросов серы на 2900, азота на 1600, золы на 1400 тыс. т/год, снижение расхода кислорода на 250 млн т/год. Расчеты этого экологического эффекта были сделаны в предположении, что будут введены в работу гидроэлектростанции суммарной мощностью около 60 млн кВт и выработкой энергии примерно 200 млрд кВт · ч/год [9].

Отрицательными последствиями строительства и эксплуатации ГЭС являются затопление и подтопление земель, переформирование берегов и дна водохранилищ, размывы русла и берегов рек в нижнем бьефе ГЭС, а также изменение гидрологических условий, местного климата, качества воды, условий обитания флоры и фауны в приводохранилищном районе или в самом водотоке и пр.

Основной причиной неприятия нового гидроэнергетического строительства значительной частью общественности является затопление земель в освоенных и плотно заселенных районах Центральной России. Отсутствие публикаций в открытой печати по этому вопросу привело к множеству спекуляций, особенно в начальный период перестройки. Самая громкая из них – затопление водохранилищами в СССР якобы 12 млн га, что вдвое больше действительной площади [2]. За советские годы было затоплено в СССР всего 6.2 млн га земель (0.28% площади страны). Это в 1.5 раза меньше, чем в США, и в 2.0 раза меньше, чем в Канаде. На затопленных землях на долю пашни пришлось 0.6 млн га. Для сравнения, площадь изъятых всеми отраслями народного хозяйства земель составила в СССР 5.0% общей площади, причем 0.34% – потери пашни. Наибольшее отчуждение земель наблюдалось в первый период становления гидроэнергетики (недостатки проектов 70–80-летней давности). В последующие годы ущерб от затопления земель был значительно снижен: за последние 20 лет существования Советского Союза мощность ГЭС удвоилась, а площадь затопленных земель увеличилась лишь на 15% [9].

Другим негативным последствием влияния гидроузлов на природу считается ущерб, наносимый рыбному хозяйству. Расположенные в низовьях рек гидроузлы создают препятствия для прохода рыб к местам нереста. Кроме того, при строительстве гидроузлов в смету расходов включались затраты, связанные с созданием рыбоводных хозяйств, задачей которых являлось воспроизводство рыб в масштабах, имевших место в естественных условиях. Однако при организации водохранилищ ГЭС создаются условия для развития рыбного хозяйства во внутренних водоемах. В этом случае уловы рыбы увеличиваются, как правило, в 8–20 раз, а на отдельных водохранилищах в 70 раз (данные Гидрорыбпромпроекта) [9].

Уменьшение запасов и улова рыбы на Каме, Волге и Каспии неверно приписывается влиянию гидроузлов. В основном, сокращение рыбных запасов происходит из-за сброса загрязненных и отравленных промышленных, сельскохозяйственных и бытовых стоков.

ГИДРОТУРБИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГЭС И ГАЭС

Гидротурбины используются в очень широком диапазоне напоров (3–2000 м). Многообразие природных условий (сочетаний напора и расхода воды) привело к созданию гидромашин различных типов, эффективно преобразующих энергию водного потока в механическую энергию на валу агрегата. В зависимости от особенностей преобразования энергии гидротурбины подразделяют на реактивные и активные. Реактивные машины характеризуются тем, что давление воды р₁ на входе в рабочее колесо (основной орган турбины, преобразующий водную энергию в механическую) больше давления р₂ на выходе из него. Для активных (свободноструйных) гидротурбин эти давления равны, т.е. р₁ = р₂ [8]. Технический уровень гидротурбин характеризуется в общем случае следующими показателями:

максимальным КПД турбины η_{т max};

коэффициентом быстроходности;

высотой отсасывания (заглублением турбины под отметку нижнего бьефа) при расчетных напоре H и мощности турбины N_т;

кавитационным и абразивным износами проточной части;

удельной металлоемкостью;

уровнем вибраций опорных узлов и пульсаций давления в проточной части;

диапазоном допустимых режимов работы турбины по напору и мощности;

показателями надежности (коэффициентом готовности, межремонтным периодом, сроком службы).

Характеристики применяемых в гидроэнергетике турбин приведены в табл. 3. Общие сведения о конструктивных схемах гидроагрегатов и гидротурбин представлены в [8].

Уровень отечественных гидротурбин оценивается путем сравнения указанных показателей с аналогичными показателями лучших зарубежных гидромашин. Из приведенного перечня показателей наиболее важным является КПД турбины, гарантии по которому проверяются (в соответствии с международной практикой) стендовыми испытаниями модели. О важности КПД говорит хотя бы такой факт, что цена 1% КПД приравнивается нередко к стоимости турбины [10]. В табл. 3 технический уровень гидротурбин рассматривается в основном по этому энергетическому показателю. Как видно из данных табл. 3, производство капсульных, поворотно-лопастных, диагональных, радиально-осевых турбин находится в России на современном уровне. Сам факт их поставки за рубеж говорит о конкурентоспособности отечественного оборудования на мировом рынке. Приведенные примеры показывают несостоятельность высказываемого нередко мнения, что отечественные гидротурбины по своей эффективности (КПД) уступают зарубежным.

Но вот по единичной мощности ковшовых турбин и обратимых гидромашин, а также освоенным напорам Россия уступает зарубежным фирмам. Это связано с объективной причиной. Рельеф местности в европейской части страны (здесь требуется строительство ГАЭС в первую очередь) таков, что напоры составляют примерно 100 м. В то же время в мировой практике оптимальным для обратимых гидромашин считается напор равный 200–400 м, предельный – до 700 м, а единичная мощность достигает 400–500 МВт. Коэффициент полезного действия таких машин составляет 93% в турбинном режиме и 92% в насосном режиме (данные модельных испытаний).

ОСНОВНЫЕ ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ ГИДРОЭНЕРГЕТИКИ И ГИДРОТУРБОСТРОЕНИЯ

Концентрация генерирующих мощностей на отдельных электростанциях является общей закономерностью развития энергетики. Это позволяет быстро наращивать энергетический потенциал любой страны. Процесс сопровождается ростом единичных мощностей турбин и наблюдается во всем мире. Технические и экономические трудности задерживали создание гидроагрегатов большой мощности до начала 50-х годов прошлого века.

Первые поворотно-лопастные турбины большой мощности (N_т = 125 МВт) при напоре Н = 21.5 м и диаметре рабочего колеса D₁ = 9.3 м были поставлены для Жигулевской и Волжской ГЭС. Эти турбины были лучшими в мире в своем классе и проработали до замены более 50 лет.

Радиально-осевые турбины большой мощности были изготовлены в 1960-х годах для Братской ГЭС (N_т = 230 МВт при Н = 101.0 м и D₁ = 5.5 м). Затем были созданы гидроагрегаты еще большей мощности для Усть-Илимской (N_т = 245 МВт, 60‑е годы), Красноярской (N_т = 508 МВт, 70-е годы), Саяно-Шушенской (N_т = 640 МВт, 80-е годы). Планировалось увеличить единичную мощность поворотно-лопастных турбин до 300–500 МВт (для Средне-Енисейской и Осиновской ГЭС), а в радиально-осевых машинах достичь мощности 1000–1500 МВт.

Рост единичных мощностей турбин происходил и за рубежом. В США установлены на ГЭС “Гранд Кули-3” турбины номинальной мощностью 690 МВт, развивающие при напоре Н = 87 м мощность до 820 МВт (1974 г.). На ГЭС “Итайпу” в Бразилии с 1978 г. эксплуатируются машины мощностью 800 МВт при Н = 118.4 м.

Однако сегодня в России происходит пересмотр концепции развития гидроэнергетики – выдвигается тезис деконцентрации источников энергии и приближения их к потребителям. Считается целесообразным строить каскад ГЭС с небольшими напорами вместо одного гидроузла с высоким напором и большой мощностью агрегатов. Такая концепция развития гидроэнергетики исключает создание гидротурбин большой единичной мощности. Наибольшая потребность ожидается в гидротурбинах радиально-осевых (250–450 МВт), поворотно-лопастных (100–150 МВт), капсульных (25–50 МВт).

Во всем мире гидроэнергетическое строительство смещается в отдаленные, малонаселенные районы и ориентировано на освоение более высоких напоров. Эта тенденция оказывает влияние не только на методы возведения гидротехнических сооружений, но и на технические характеристики гидротурбин. Особенно это коснулось конструкции поворотно-лопастных турбин и их использования в области высоких напоров. Это привело к созданию двухперовых (Н_max = 80 м, Серебрянская ГЭС) и диагональных (Н_max = 110 м, Колымская ГЭС) турбин. Аналогичная тенденция наблюдалась и в зарубежной практике 50–60-х годов прошлого века. Однако в последние годы поворотно-лопастные турбины применяются за рубежом преимущественно при напорах до 50 м из-за более низкой надежности высоконапорных поворотно-лопастных турбин по сравнению с радиально-осевыми.

При эксплуатации действующих ГЭС большое значение во всем мире имеет повышение технического уровня оборудования. Это вызвано следующими причинами:

высокой степенью освоенности гидроресурсов во многих странах;

экологическими требованиями со стороны общественности, затрудняющими получение новых площадок под гидростроительство;

повышенной эффективностью работ по увеличению мощности и КПД турбин действующих ГЭС (замена оборудования большинства действующих ГЭС на более современное позволяет увеличить мощность турбины на 10–15% при сохранении габаритов проточной части, а также повысить КПД турбины на 2–5%).

Достигнутый сегодня уровень максимального КПД гидромашин очень высок. Для лучших осевых машин он составляет 94–95%, а для радиально-осевых – 96–97% [10]. Однако такой уровень характерен только для ограниченной зоны режимов работы турбин. Реальные машины эксплуатируются в очень широком диапазоне напоров и мощностей. Поэтому для повышения эффективности использования водотока надо стремиться к высоким КПД машин во всем диапазоне режимов их работы. Эта задача решается путем использования генераторов с переменной частотой вращения. Применение такой технологии является ведущей мировой тенденцией [11].

Особенно высокий интерес к генераторам с переменной частотой вращения проявляется при использовании обратимых гидромашин, поскольку оптимумы по КПД насосного и турбинного режимов этих машин различны. Переменная частота вращения позволяет совместить оптимумы обоих режимов. Выигрыш по КПД в турбинном режиме достигает 2%. Первый в мире электрический генератор с переменной частотой вращения был создан советским ученым и блестящим шахматистом М.М. Ботвинником в 50-х годах прошлого века. В 1964–1966 гг. разработанный им генератор мощностью 40 МВт был изготовлен и пущен в эксплуатацию на Иовской ГЭС. К сожалению, уровень электроэнергетики того времени не позволил наладить серийное производство генераторов с переменной частотой вращения, несмотря на всю их привлекательность.

В настоящее время ведущая роль в создании асинхронных генераторов, которые используются не только в обратимых машинах, но и в сочетании с традиционными гидротурбинами, принадлежит фирмам Японии и Германии [12–15]. Диапазон изменения частоты вращения генератора составляет ±20% среднего значения. Однако уже сегодня известны разработки с повышенным регулировочным диапазоном частоты (±30%) [16].

В современной России в условиях приостановки строительства новых ГЭС работы по созданию гидромашин с переменной частотой вращения практически не ведутся. Однако в расчете на лучшее будущее институт “Гидропроект” постоянно рассматривает в своих проектах применение таких машин [17].

ОСОБЕННОСТИ СОСТОЯНИЯ ГИДРОЭНЕРГЕТИКИ В РОССИИ

Созданная за 60 лет (1921–1980 гг.) гидроэнергетика СССР была одним из наиболее прогрессивных направлений энергетики. Советский период организации энергетического комплекса имел все необходимые условия для эффективного развития: плановость, системность, комплексный подход к решению экономических проблем [6]. По этому направлению сегодня продолжает развиваться гидроэнергетика Китая, демонстрируя впечатляющие успехи. В то же время в России развитие гидроэнергетики “заморожено” (в ближайшие 10–15 лет строительство новых гидроузлов не предусмотрено). Основным направлением работ в этой ситуации остается реконструкция оборудования существующих ГЭС, давно отработавшего нормативный срок службы (30 лет).

Следует отметить, что проблема реконструкции оборудования ГЭС с большим сроком службы стала активно дискутироваться еще в СССР в 80-х годах прошлого века. Уже тогда специалисты различных организаций после “комиссионного” обследования состояния оборудования действующих ГЭС приходили к выводу о необходимости его замены из-за приближающегося “цунами” отказов машин [18]. Время показало несостоятельность таких выводов: на большинстве ГЭС гидротурбины продолжают успешно работать до настоящего времени, хотя с момента обследования прошло почти 40 лет.

После распада СССР в условиях ограниченного финансирования наиболее актуальным стало поддержание работоспособности гидроагрегатов. Поэтому вместо реконструкции оборудования основным направлением долгое время было проведение расширенных капитальных ремонтов с восстановлением и заменой отдельных узлов. Такая ситуация сохранялась до катастрофы на Саяно-Шушенской ГЭС в 2009 г., после чего отношение к реконструкции действующих ГЭС резко изменилось в лучшую сторону. Сейчас реконструкция оборудования ведется на большинстве действующих ГЭС: Жигулевской, Волгоградской, Саратовской, Братской, Усть-Илимской, Новосибирской, Усть-Хантайской, Красноярской, Воткинской, Верхне-Туломской, Иркутской и др. При отсутствии строительства новых ГЭС основным направлением отрасли стала реконструкция действующих ГЭС – такова особенность гидроэнергетики России в настоящее время.

Рассматривая проблему реконструкции, необходимо принимать во внимание, что изготовленные 50–60 лет назад гидротурбины создавались по совершенно иной концепции развития энергетики, чем существующая сегодня. Если раньше основными задачами были удешевление гидротехнического строительства и ускоренное наращивание энергетического потенциала страны, то современная гидроэнергетика ориентирована на получение максимальной выработки энергии от проходящего через турбины объема водотока.

Созданные в советский период гидротурбины характеризуются высокими показателями надежности даже после 50–60 лет эксплуатации [18]. Подтверждением сказанному являются представленные в табл. 4 значения относительных коэффициентов оперативной готовности агрегатов ${{\bar {K}}_{{{\text{о}}{\text{.г}}}}}$ для гидромашин разных ГЭС. Коэффициент готовности показан для календарного времени t_к, когда он достиг максимального значения и после отработки нормативного срока службы (на момент последнего обследования t_к ≥ 200 × 10³ ч). Несмотря на обозначившийся процесс снижения надежности гидроагрегатов с большим сроком службы, его катастрофическое падение не наблюдается ни на одной из обследованных ГЭС, хотя срок службы машин в 2 раза и более превышает нормативный (30 лет).

Повышенная надежность технологического оборудования с большим сроком службы обеспечивается следующими обстоятельствами.

Установленная мощность ГЭС всегда превосходит гарантированную. Благодаря существующим резервам мощности агрегаты эксплуатируются на подавляющем большинстве ГЭС в генераторном режиме лишь 50–70% календарного времени (генераторный режим, в основном, определяет интенсивность отказа оборудования).

Изготовленные в довоенное и послевоенное время гидромашины имели бóльшую удельную металлоемкость (примерно в 1.5–2.0 раза больше, чем современные установки). Узлы агрегатов небольшой единичной мощности (как правило, не более 100 МВт), созданные 50 лет назад и более, обладают бóльшей конструктивной жесткостью. Сохранение высокого уровня надежности гидротурбин даже за пределами нормативного срока службы подтверждается также хорошим состоянием ресурсоопределяющих узлов, прежде всего лопастных систем [19].

Необходимость замены действующих гидротурбин обусловлена, главным образом, недостаточной эффективностью использования водотока по следующим причинам:

моральное старение оборудования (КПД современных гидротурбин на 6–10% выше построенных в предыдущие десятилетия);

сложившиеся на действующих ГЭС фактические режимные условия работы турбин отличаются от проектных;

лопастные системы рабочих колес деформированы на многих ГЭС из-за большого объема ремонтных работ по устранению кавитационной эрозии;

проектные параметры поворотно-лопастных гидротурбин выбраны в зоне форсированных расходов, где уровень КПД на 6–10% ниже, чем в оптимальной зоне характеристики.

Главной целью реконструкции является повышение мощности гидротурбин или увеличение КПД (выработки энергии). При этом улучшение энергетических характеристик новых гидротурбин достигается только благодаря применению более совершенных рабочих колес при сохранении остальных элементов проточной части. Для реконструируемых ГЭС необходимо тщательное задание напоров и высот отсасывания, а также режимов эксплуатации гидроагрегатов по мощности в энергосистеме. Задание режимных условий работы оборудования (на стадии проекта они были прогнозными) является определяющим фактором повышения эффективности работы новых турбин.

ВЫВОДЫ

1. Из всех возобновляемых источников энергии (водной, солнечной, ветровой, геотермальной и др.) гидроэнергия имеет наибольшее значение. По международному прогнозу суммарная мощность ГЭС в мире к 2050 г. может достигнуть 1700 ГВт с выработкой 5000–5500 ТВт · ч/год.

2. Современная Россия по своему экономическому гидроэнергетическому потенциалу (852 млрд кВт · ч/год) занимает второе место в мире после Китая. На 102 ГЭС общей мощностью 50 млн кВт вырабатывается 170–190 млрд кВт · ч/год электроэнергии (в зависимости от водности года), что составляет около 18% ее общего производства.

3. Строительство новых гидроузлов в России “заморожено”. Небольшой прирост мощности 8300 МВт за почти 30 лет (с 1990 г. по настоящее время) получен в стране благодаря завершению строительства 16 ГЭС, заложенных еще в советские годы.

4. Основные работы по гидроэнергетике в России сегодня и в ближайшей перспективе (10–15 лет) состоят в замене оборудования существующих ГЭС, давно отработавшего нормативный (парковый) срок службы (30 лет).

5. Созданные в советский период гидромашины характеризуются высокими показателями надежности даже после 50–60 лет эксплуатации. Несмотря на обозначившийся процесс снижения показателей надежности гидроагрегатов с длительным сроком службы, их катастрофическое падение (когда прекращается функционирование машины) не наблюдается ни на одной из обследованных ГЭС.

6. Необходимость замены действующих гидротурбин обусловлена, главным образом, низкой эффективностью использования водотока на существующих ГЭС. Поэтому реконструкция всегда должна происходить с улучшением энергетических характеристик машин: повышением мощности и (или) увеличением КПД (выработки энергии).