Плавучие солнечные электростанции в Германии по-прежнему остаются редкостью и, как правило, имеют небольшие размеры. Установленная мощность электростанций, входящих в состав "Русгидро", включая Богучанскую ГЭС, составляет 38 ГВт. Работает электростанция так: в море устанавливается дамба, в неё монтируются гидроагрегаты, включающие в себя турбину и генератор.
"Русгидро" ввела в эксплуатацию четыре ВИЭ-энергокомплекса в Якутии
Пример даже одного дня наглядно показывает, что при формировании баланса мощности бессмысленно учитывать установленную мощность объектов ВИЭ. Какой уровень мощности ВИЭ может быть учтён в балансе мощности? Тот, который может быть гарантированно обеспечен. Как мы видим, для СЭС на сегодняшний день это ноль, для ВЭС расчёт на основе вероятностного подхода показывает, что мы можем рассчитывать на уровень загрузки порядка нескольких процентов от их установленной мощности. Что касается вопроса ограничений выработки электроэнергии, то, на мой взгляд, здесь больше мифов и абстрактных рассуждений, чем реальных оценок масштаба проблемы. В любой точке энергосистемы можно построить любое количество объектов ВИЭ.
Вопрос в том, какую часть их выработки сможет принять энергосистема? И это вопрос прежде всего экономический, а не технологический. В предельном случае объект генерации может быть построен на территории, где включение объектов ВИЭ будет в принципе невозможно без реализации значительных мероприятий по развитию сети. Если инвестор реализует проект по вводу объекта ВИЭ за счёт собственных средств, все риски, в том числе что его выработка не будет принята энергосистемой, — это его собственные риски. Для объектов ВИЭ, строительство которых оплачивается на рынке мощности через механизм ДПМ, правилами оптового рынка предусмотрены механизмы, исключающие оплату мощности простаивающих объектов.
В странах с большой долей ВИЭ ограничение выработки солнечных и ветровых электростанций является нормальной практикой управления режимом работы энергосистемы. У нас же не вызывает вопросов необходимость разгрузки тепловых электростанций и гидроэлектростанций в период прохождения ночного минимума нагрузки. Другой вопрос, что территорий, где одновременно с высокой инсоляцией или устойчивой ветровой нагрузкой существует развитая сетевая инфраструктура, не так много. Если при реализации программы поддержки выработка объектов ВИЭ замещает выработку низкоэффективных тепловых электростанций, то мы можем говорить, что программа эффективна как минимум с точки зрения снижения выбросов. Если же выработка новых объектов ВИЭ будет замещать выработку АЭС, ГЭС, ранее построенных солнечных и ветровых электростанций, то вряд ли такую программу мы сможем назвать эффективной.
Чтобы такого не случилось, необходимо создать стимулы для разумного территориального размещения объектов. Одним из таких стимулов является предлагаемый нами подход к распределению выработки между объектами ВИЭ при наличии ограничений. В первую очередь предлагается разгружать последние введённые объекты. Чем позже ты пришел на территорию, тем выше твои риски снижения выработки. Если в энергорайоне на данный момент нет ограничений — хорошо, если есть, то инвестор должен взвесить, что ему выгоднее — построить объект именно на этой территории с хорошими метеоусловиями и рисками снижения выработки или найти другую площадку без рисков регулярных ограничений.
При какой доле ВИЭ понадобится перенастройка работы объединённых или, возможно, Единой энергосистемы? Есть большое количество исследований на эту тему, и, как мне кажется, в мире достигнут консенсус по типам задач, требующих решения в зависимости от доли ВИЭ в балансе электроэнергии. Как правило, выделяют следующие этапы. Ветровые или солнечные электростанции включаются в большие энергосистемы, единичные мощности объектов невелики и переменный режим их работы не оказывает влияния на систему в целом. На фоне естественных флуктуаций потребления изменение загрузки ВИЭ незаметно, и изменение процедур планирования и управления режимом не требуется.
На этом этапе главной задачей является корректное формирование требований к техническим характеристикам объектов генерации и требований по присоединению мощностей к энергосистеме, чтобы ввод объектов ВИЭ не приводил к нарушению режимов работы прилегающей сети. Влияние ВИЭ становится заметным и требуется постепенное изменение процедур планирования и управления режимом работы энергосистемы, корректировка рыночных механизмов. Принципиально важным становится наличие точной системы прогнозирования нагрузки мощности ВИЭ, вводятся механизмы превентивного снижения нагрузки ВИЭ, для того чтобы регулирующие электростанции могли своевременно компенсировать изменение нагрузки ВИЭ. Важно, что на данном этапе все изменения остаются на уровне изменения процедур и регламентов. Режим работы ВИЭ оказывает существенное влияние на режим работы энергосистемы, меняется режим работы традиционных электростанций.
Принципиально важным становится поддержание в энергосистеме достаточных ресурсов регулирования. Как правило, требуется развитие сетевой инфраструктуры, активное использование механизмов управления спросом, создание специальных механизмов привлечения генерации к «быстрому» регулированию. Выделяют и последующие этапы, но применительно к нашей энергосистеме про них говорить преждевременно. Вопросы учёта выработки солнечных и ветровых электростанций при выборе состава включенного оборудования, ввод ограничений выработки ВИЭ в отдельные часы, установление приоритетов разгрузки при наличии ограничений — это практические задачи, которые мы решаем уже сегодня, а соответствующие положения уже включены в состав регламентов ОРЭМ. Точно ли нужна новая генерация для III этапа?
Как будут увязаны проекты II этапа и электрификация железной дороги для вывоза угля из Якутии? В отношении II этапа имеются все необходимые решения и понятны параметры требуемой электрификации тяговых нагрузок. В отношении III этапа детальная проработка технических решений пока не осуществлялась. Поэтому предлагаю всё же основной упор сделать на II этап. Этот этап предусматривает значительное — до 2,4 ГВт — увеличение потребления мощности и рост потребления электроэнергии объектами РЖД в Сибири и на Дальнем Востоке.
Для обеспечения перевозок предполагается создание необходимой энергетической инфраструктуры, то есть увеличение нагрузки на уже электрифицированных участках Транссиба и БАМа, а также электрификация нескольких участков на территории Дальнего Востока. Такое значительное увеличение невозможно обеспечить только за счёт резервов или дополнительной загрузки имеющихся генерирующих мощностей. Тем более учитывая, что значительная доля этого прироста в Сибири приходится на Северобайкальский участок БАМа, обладающий сегодня слабыми протяжёнными связями, а имевшиеся в ОЭС Востока значительные резервы мощности ввиду активного развития энергосистемы уже практически исчерпаны. Кроме того, из-за большой доли ГЭС на Востоке и практически базовой нагрузки железной дороги велико влияние снижения выработки гидроэлектростанций в маловодный год на стабильность энергоснабжения. Поэтому для покрытия такого спроса безусловно необходима новая генерация, а также строительство протяжённых электрических сетей класса напряжения 220-500 кВ.
Во время прилива волна поднимается на 13—15 метров. Через её ворота каждые сутки перемещается до 500 кубических километров воды. К примеру, река Волга перенесёт столько воды за два года, Дон — за 25 лет. Самая полноводная в мире река Амазонка справится с такой нагрузкой за 25 дней. Пенжинской губе на это требуется всего лишь 24 часа. Работает электростанция так: в море устанавливается дамба, в неё монтируются гидроагрегаты, включающие в себя турбину и генератор. Сегодня в России производят гидроагрегаты, составляющие конкуренцию зарубежным аналогам, а в ряде случаев и превосходящие их по показателям эффективности и надёжности.
Во время прилива мощный поток воды вращает гидротурбину, вырабатывая большое количество тока. Во время отлива происходит то же самое. То есть турбина никогда не простаивает. Она также пригодна для комбинированного использования с другими типами энергосистем. Пенжинский проект состоит из двух этапов: намечено строительство Северного створа мощность 21 гигаватт и Южного створа мощность 87 гигаватт. Система работы плотины с генератором. На бумаге даже среди мировых уже построенных в разных точках планеты ПЭС ей нет конкурентов — она мощнее французской La Rance в 500 раз.
Специалисты отмечают, что при такой отдаче для рационального использования вырабатываемой энергии вокруг Пенжинской ПЭС нужно выстроить многоуровневую инфраструктуру.
Для сравнения — такого объема бетона хватило бы на создание площадки 10-ти футбольных полей высотой 1 метр. Отдельная благодарность строителям за слаженную непрерывную работу. Отмечу, что при сооружении АЭС «Аккую» все технологические решения выполняются в соответствии с современными требованиями мирового атомного сообщества, нормами безопасности МАГАТЭ, международными и национальными требованиями Турецкой Республики». По условиям Межправительственного соглашения между Российской Федерацией и Турецкой Республикой, ввод в эксплуатацию первого энергоблока АЭС должен состояться в течение 7 лет после получения всех разрешений на строительство блока. Россия продолжает вести конструктивный диалог со своими зарубежными коллегами, развивая сотрудничество со странами из всех уголков мира и активно формируя многополярную систему международных отношений.
Давайте для грубых расчетов предположим, что к 2045 г. Пренебрегая ростом КИУМ прикинем, что это соответствует и приросту мощности в 1,5 раза, то есть с нынешних 29,5 до 44 ГВт. С учетом вывода к 2045 году старых 13,5 ГВт это потребует введения около 28 ГВт новых мощностей.
Ну, это не так далеко от названных Лихачевым 25 ГВт с учетом моих грубых расчетов. Разница может быть вызвана и не таким оптимистичным прогнозом роста выработки электроэнергии в стране и расчетом на рост эффективности работы АЭС. Так что тут общие оценки нужных мощностей, озвученные Лихачевым, вполне понятны и похожи на правду. Ради интереса я попробовал составить график доли атомной генерации на основе всех этих цифр. Ну а там уже начинается вывод парка старых ВВЭР и нужен будет новый раунд замещающего строительства. Так что озвученные Росатомом цифры на ближайшие 20-25 лет вполне адекватны и решают поставленные задачи. Но при этом видно, как выбытие блоков в ближайшие годы приводит к просадке показателей, о чем я уже писал в прошлых публикациях. Так что лучше бы начинать новые стройки пораньше и не срывать сроки. Выводы Подводя итог еще раз повторю, что чем дальше мы уходим в будущее в планах, тем более неточными они становятся.
Жизнь всегда вносит свои коррективы. Поэтому говорить уверенно о новых площадках и новых блоках можно лишь применительно к ближайшему времени в 5-10 лет. В остальном важен политический вектор и общая стратегия. А они сейчас в России таковы, что атомная энергетика признана важной составляющей базовой низкоуглеродной генерации, что она будет развиваться и ее доля будет расти, а развитие это будет идти по нескольких технологическим направлениям. Это постепенное замыкание топливного цикла и переход к двухкомпонентной атомной энергетике с сочетанием тепловых и быстрых реакторов. Это развитие нескольких направлений малых АЭС и многое другое, вплоть до термояда. А конкретику стоит ожидать в обновленной схеме размещения АЭС, которая сейчас согласуется в правительстве. Из ближайших работ «в полях» на новых стройках можно ожидать начало земляных работ по 7-му блоку Ленинградской АЭС уже этой весной. Планы его ввода явно уже не вписываются в генсхему, где срок его сдачи обозначен до 2025 г.
Теперь он смещается на конец десятилетия. Ну и конечно полезно следить за строительством Курской АЭС-2. Потому что это не только единственная сейчас в России стройка двух крупных энергоблоков. Именно такие блоки будут в будущем строить на наших и зарубежных АЭС. Проектный срок строительства у него менее 4 лет. Но пока эти сроки выдержать, к сожалению, не удается. Строительству первого блока Курской АЭС-2 в этом апреле исполнится 4 года, но к этому сроку там в лучшем случае установят корпус реактора. По опыту строек ВВЭР-1200 после этого до физпуска еще минимум года два. Так что от опыта, полученного на Курской стройке, будут зависеть и сроки введения новых блоков в ближайшие десятилетия.
Посейдон вместо Чубайса
- Автоматизация самой мощной электростанции Южного Урала
- Коломзавод изготовил двигатель для Курской АЭС-2
- 1. Технологическая связь с процессом производства электрической (электрической и тепловой) энергии
- Новости по тегу электростанция, страница 1 из 1
- Читайте также
- Все новости
В России могут создать виртуальную электростанцию
В местах, где ранее не было установок, работающих на ископаемых видах топлива, размеры солнечной тепловой электростанции могут варьироваться в зависимости от доступной площади. В компании Holtec заявили, что эксперты по проектированию цикла электростанции будут рады, если CNSP, в отличие от отдельной АЭС, будет иметь гораздо более высокую термодинамическую эффективность и сделает солнечную энергию неотъемлемой частью производства базовой нагрузки. По факту CNSP не содержит каких-либо хрупких деталей или материалов, способных ограничить срок службы установки, который, как ожидается, превысит 60 лет».
Режим работы ВИЭ оказывает существенное влияние на режим работы энергосистемы, меняется режим работы традиционных электростанций. Принципиально важным становится поддержание в энергосистеме достаточных ресурсов регулирования.
Как правило, требуется развитие сетевой инфраструктуры, активное использование механизмов управления спросом, создание специальных механизмов привлечения генерации к «быстрому» регулированию. Выделяют и последующие этапы, но применительно к нашей энергосистеме про них говорить преждевременно. Вопросы учёта выработки солнечных и ветровых электростанций при выборе состава включенного оборудования, ввод ограничений выработки ВИЭ в отдельные часы, установление приоритетов разгрузки при наличии ограничений — это практические задачи, которые мы решаем уже сегодня, а соответствующие положения уже включены в состав регламентов ОРЭМ. Точно ли нужна новая генерация для III этапа? Как будут увязаны проекты II этапа и электрификация железной дороги для вывоза угля из Якутии?
В отношении II этапа имеются все необходимые решения и понятны параметры требуемой электрификации тяговых нагрузок. В отношении III этапа детальная проработка технических решений пока не осуществлялась. Поэтому предлагаю всё же основной упор сделать на II этап. Этот этап предусматривает значительное — до 2,4 ГВт — увеличение потребления мощности и рост потребления электроэнергии объектами РЖД в Сибири и на Дальнем Востоке. Для обеспечения перевозок предполагается создание необходимой энергетической инфраструктуры, то есть увеличение нагрузки на уже электрифицированных участках Транссиба и БАМа, а также электрификация нескольких участков на территории Дальнего Востока.
Такое значительное увеличение невозможно обеспечить только за счёт резервов или дополнительной загрузки имеющихся генерирующих мощностей. Тем более учитывая, что значительная доля этого прироста в Сибири приходится на Северобайкальский участок БАМа, обладающий сегодня слабыми протяжёнными связями, а имевшиеся в ОЭС Востока значительные резервы мощности ввиду активного развития энергосистемы уже практически исчерпаны. Кроме того, из-за большой доли ГЭС на Востоке и практически базовой нагрузки железной дороги велико влияние снижения выработки гидроэлектростанций в маловодный год на стабильность энергоснабжения. Поэтому для покрытия такого спроса безусловно необходима новая генерация, а также строительство протяжённых электрических сетей класса напряжения 220-500 кВ. Учитывая значительное развитие электрических сетей уже в рамках реализации II этапа расширения Восточного полигона, можно рассматривать вопрос постоянной синхронной работы ОЭС Востока с ЕЭС России по пяти ЛЭП 220 кВ, что позволит оптимизировать потребность в резервах и максимально эффективно использовать все плюсы совместной работы энергосистем.
В любом случае при проработке всех вариантов учитывается особое условие — огромная протяжённость территории и распределённость по ней планируемой нагрузки. Крайне важно найти такое решение, которое позволило бы минимизировать затраты, но при этом создать оптимальную энергетическую инфраструктуру, достаточную для обеспечения предполагаемых объёмов перевозок. У нас есть понимание как текущих, так и перспективных режимов работы, поэтому мы готовы предложить несколько вариантов схем электроснабжения третьего этапа, обсуждать их со всеми заинтересованными сторонами, чтобы в итоге максимально эффективно эту задачу решить. Как «Системный оператор» оценивает текущую модель рынка? Есть ли направления, которые, на ваш взгляд, можно изменить или усовершенствовать?
Регулярно обсуждаются вопросы цен на рынке, стратегий участников, поэтому, возможно, будут корректироваться процедуры подачи ценовых заявок, расчёта отклонений, но это, скорее, вопрос тонкой настройки рынка. Рынок электроэнергии живёт в режиме на сутки вперед, и участники имеют возможность ежедневно активно реагировать на изменяющиеся условия. Другая ситуация на рынке мощности. Обязательства на рынке мощности формируются на многие годы вперед. Реализация действующей с 2015 года модели долгосрочных конкурентных отборов мощности выявила ряд существенных вопросов, на которые необходимо найти ответы.
Первый важный вопрос, который обсуждают участники рынка, — необходимость долгосрочных — на шесть лет вперед — конкурентных отборов. Такой горизонт отборов и планирования обязательств, с одной стороны, позволяет принимать долгосрочные решения и реализовывать достаточно значимые технические решения в части вывода из эксплуатации, модернизации оборудования. Но, с другой стороны, ситуация в энергосистеме меняется достаточно быстро, и такой горизонт планирования может быть избыточным. Приведу простой пример. При шестилетнем горизонте планирования отбор мощности на 2027 год должен быть проведён в этом году.
Отбор проводится, исходя из величин спроса и предложения. В предложении должен быть учтён весь объём поставляемой мощности по ДПМ и по результатам конкурентных отборов мощности новой генерации. В настоящее время обсуждается проект технологически нейтрального отбора, в соответствии с которым в ОЭС Сибири должна быть построена станция мощностью 460 МВт. Есть основания полагать, что эта станция к 2027 году уже будет в работе. Но пока отбор не проведён, в действующей нормативной базе мы не можем учитывать эту мощность в составе предложений на 2027 год.
К порядку определения прогноза потребления у участников тоже есть вопросы. Для определения спроса в КОМ используются прогнозы потребления по субъектам Российской Федерации, утверждённые в составе схем и программ развития СиПР на соответствующий год. В СиПР прогноз потребления формируется исходя из средней температуры, при которой в данном субъекте регистрируется годовой пик потребления. И эта прогнозная цифра достаточно точна. Для примера возьмём прошлый 2020 год, конкурентный отбор мощности на который мы проводили в 2016 году.
Понятно, что такая точность — это реализация всех влияющих на прогноз факторов, но тем не менее точность региональных прогнозов достаточно высокая. При проведении КОМ необходимо учитывать, что температура может быть ниже среднестатистической, и, соответственно, потребление будет выше учтённого в СиПР. В существующей модели мы пересчитываем прогнозные цифры потребления в каждом субъекте РФ на температуру так называемой холодной пятидневки, и сумма этих величин идёт в расчёт спроса на КОМ. В настоящее время прорабатываются предложения об изменении подходов к формированию величины спроса в КОМ.
В рамках этих работ специалисты ОАО «СЭМ» проведут монтаж 200 шкафов систем автоматического управления, установку и подключение более 5 тысяч датчиков КИПиА, а также прокладку более 400 километров кабеля и 10 километров импульсных трубопроводов. Строящаяся в его составе электростанция, работающая по парогазовому циклу, после выхода на проектную мощность должна полностью закрыть все потребности производства полиэтилена в электроэнергии.
Первая российская ГЭС — Берёзовская — построена в 1892 году. Использовать же приливную энергию стали уже в 60-е годы XX века. Длина плотины составляет 800 метров, вырабатываемая мощность — 240 мегаватт.
Это самая мощная на сегодняшний день приливная электростанция. Гидроагрегат для неё предоставили французы. Сегодня гидротурбины для этой станции производит предприятие "Севмаш", а генераторы — ООО "Русэлпром". Благодаря Кислогубской ПЭС были изучены основные аспекты использования этой технологии. Кислогубская ПЭС. Они защищают берега от шторма и даже смягчают местный климат. Вид на Кислогубскую ПЭС. Единственный минус — высокая стоимость, но при грамотном использовании вложения отобьются за несколько лет. У России есть шансы их всех обойти.
Благодаря Пенжинской губе. Крики из недр Земли: Зачем учёные экстренно запечатали Кольскую сверхглубокую скважину Суперэлектростанция в Охотском море Пенжинская губа не особенно на слуху у тех, кто не вникал в эту тему. Тем не менее это уникальное место.
Немецкий стартап построит вертикальную плавучую солнечную ферму
Ядерная реакция происходит в самом сердце атомной электростанции — ядерном реакторе. Но само электричество вырабатывает совсем не он. На АЭС происходит три взаимных преобразования форм энергии: ядерная энергия переходит в тепловую, тепловая — в механическую, а уже механическая энергия преобразуется в электрическую. И для каждого преобразования предусмотрен свой технологический «остров» — комплекс оборудования, где происходят эти превращения. Пройдемся вдоль технологической цепочки и подробно посмотрим, как рождается электричество. Ядерный реактор Реактор атомной электростанции представляет собой конструктивно выделенный объем, куда загружается ядерное топливо и где протекает управляемая цепная реакция. Ядерный реактор можно сравнить с мощным железобетонным бункером.
Он имеет стальной корпус и помещен в железобетонную герметичную оболочку. Эффект Вавилова — Черенкова излучение Вавилова — Черенкова — свечение, вызываемое в прозрачной среде заряженной частицей, которая движется со скоростью, превышающей фазовую скорость распространения света в этой среде. Пространство, в котором непосредственно происходит реакция деления ядер, называется «активной зоной ядерного реактора». В ее процессе выделяется большое количество энергии в виде тепла, которое нагревает теплоноситель. В большинстве случаев теплоносителем выступает обычная вода. Правда, предварительно ее очищают от различных примесей и газов.
Она подается снизу в активную зону реактора с помощью главных циркуляционных насосов. Именно теплоноситель передает тепло за пределы реактора. Он обращается в замкнутой системе труб — контуре. Первый контур нужен для того, чтобы отобрать тепло у разогретого реакцией деления реактора охладить его и передать его дальше. Первый контур является радиоактивным, но он включает в себя не все оборудование станции, а лишь его часть, преимущественно ядерный реактор. В активной зоне ядерного реактора находится ядерное топливо и, за редким исключением, так называемый замедлитель.
Как правило, в большинстве типов реакторов в качестве топлива применяется уран 235 или плутоний 239. Для того чтобы можно было использовать ядерное топливо в реакторе, его первоначально помещают в тепловыделяющие элементы — твэлы. Это герметичные трубки из стали или циркониевых сплавов внешним диаметром около сантиметра и длиной от нескольких десятков до сотен сантиметров, которые заполнены таблетками ядерного топлива. При этом в качестве топлива выступает не чистый химический элемент, а его соединение, например оксид урана UO2. Все это происходит еще на предприятии, где ядерное топливо производится. Для упрощения учета и перемещения ядерного топлива в реакторе твэлы собираются в тепловыделяющие сборки по 150—350 штук.
Одновременно в активную зону реактора обычно помещается 200—450 таких сборок. Устанавливают их в рабочих каналах активной зоны реактора. Именно твэлы — главный конструктивный элемент активной зоны большинства ядерных реакторов. В них происходит деление тяжелых ядер, сопровождающееся выделением тепловой энергии, которая затем передается теплоносителю. Конструкция тепловыделяющего элемента должна обеспечить отвод тепла от топлива к теплоносителю и не допустить попадания в теплоноситель продуктов деления. В ходе ядерных реакций образуются, как правило, быстрые нейтроны, то есть нейтроны, имеющие высокую кинетическую энергию.
Siemens опровергла сообщения о запрете поставок оборудования на АЭС "Аккую" 16 февраля 2023, 21:32 "2023 год станет первым, когда выработка российских АЭС прогнозируется ниже аналогичных показателей предыдущего года. Более того, такая тенденция сохранится до 2027 года. Причина — выбытие мощностей", — сказал Петров, слова которого приводит официальное издание российской атомной отрасли "Страна Росатом".
Кроме того, на российских энергоблоках с ядерными реакторами РБМК ведутся ремонты, связанные с восстановлением ресурсных характеристик реакторов.
Их общая мощность составляет около 16 ГВт. В Киеве заявляли о потере мощности в 7 ГВт. Без них оператор украинской энергосистемы вынужден постоянно запрашивать экстренную аварийную помощь в соседних странах ЕС. Исполнительный директор ДТЭК Дмитрий Сахарук говорил, что после еще нескольких таких ударов на Украине будет доступна только базовая генерация. В системе будет около 10 ГВт. Это базовая генерация, которая покрывает минимальное потребление», — отмечал он.
Участников сессии заинтересовала возможность создания виртуальной электростанции в России. По мнению экспертов, при определенных условиях такая станция может быть сделана и в РФ. В свою очередь, Ассоциация «Цифровая энергетика» может выступить единой экспертной площадкой для обсуждения вопросов развития виртуальной электростанции в России.
В России могут создать виртуальную электростанцию
Заявленная мощность электростанции 560 мегаватт будет достигнута после его пуска, который запланирован на июнь этого года. В области должны появиться ещё 6 таких электростанций: в Одесском, Большеуковском, Черлакском, Павлоградском, Полтавском и Щербакульском районах. Также в состав электростанции входит единственная на реке Урал гидроэлектростанция — Ириклинская ГЭС, которая играет огромную роль в водоснабжении и регулировании водных ресурсов региона.
СИБУР запустил свою первую солнечную электростанцию
| В Якутии начали строить Новоленскую ТЭС, которая станет второй по мощности в регионе | Ириклинская ГРЭС: все актуальные новости на сегодняшний день на новостном портале Волга Ньюс (Самара). |
| Солнечная электростанция «Транснефти» выработала первый миллион киловатт часов | Главная» Новости» Белоярская аэс новости. |
| В России могут создать виртуальную электростанцию | Эти реакторы отличаются от обычных АЭС тем, что они маломощные и компактные», — добавил эксперт. |
| Как устроена атомная электростанция | Журнал «Луч» | Дзен | Заявленная мощность электростанции 560 мегаватт будет достигнута после его пуска, который запланирован на июнь этого года. |
| Российские АЭС за январь-март 2023 года перевыполнили план // Новости НТВ | АО «Концерн Титан-2» (50% акций принадлежит АО «Концерн Росэнергоатом», входящему в состав Росатома) войдет в число участников проекта сооружения АЭС «Аккую» (Турция) и выполнит ряд работ в качестве подрядчика АО «Атомстройэкспорт». |
"РусГидро" приняла решение о строительстве двух новых ГЭС
В области должны появиться ещё 6 таких электростанций: в Одесском, Большеуковском, Черлакском, Павлоградском, Полтавском и Щербакульском районах. В состав электростанции входит четыре ГДЭС контейнерного исполнения типа «Энерго-ГД400/0,4КН31» мощностью 400 кВт, напряжением 0,4 кВ на базе ДГУ Cummins С550D5. Плавучие солнечные электростанции в Германии по-прежнему остаются редкостью и, как правило, имеют небольшие размеры. Аналогичные по составу электростанции различной мощностью (от 50 кВт до 1МВт) планируется построить в регионах с высоким уровнем дизельной генерации – республиках Якутия, Тыва, Забайкальском крае, регионах Дальнего Востока. Паропроизводящая часть угольной электростанции будет выведена из эксплуатации, освободив большую часть территории для размещения солнечной электростанции.
Активно обновляется энергосистема Хабаровского края
В состав электростанции входят 24 подразделения, в том числе восемь энергоблоков мощностью 300 МВт каждый и гидроэлектростанция на 30 МВт. В настоящий момент, в качестве альтернативы используемым в составе систем надёжного (аварийного) электроснабжения АЭС – ДГУ, можно рассмотреть технологию накопления энергии в литий-ионных аккумуляторах (ЛИА), укомплектованных автоматизированными системами. Сейчас на Нововоронежской АЭС функционируют четыре энергоблока (№ 4, 5, 6 и 7) общей электрической мощностью 3778 МВт. Атомная электростанция — сложный механизм.-3. 35. Чтобы понять, как работает АЭС, обратимся к основам химии.
Что еще почитать
- В Петербурге завершают испытания новой российской мегаваттной электростанции
- Holtec представила проект комбинированной атомно-солнечной электростанции
- Без мирного атома никак
- О компании
Как устроены атомные электростанции
Эти реакторы отличаются от обычных АЭС тем, что они маломощные и компактные», — добавил эксперт. В портфеле зарубежных заказов на АЭС – 33 проекта в 10 странах мира, 22 из них – в стадии сооружения. Электростанции сегодня — Глава МАГАТЭ назвал удары по ЗАЭС нарушением принципов ее безопасности. Гросси призвал прекратить удары по Запорожской АЭС.