Научная электронная библиотека
Монографии, изданные в издательстве Российской Академии Естествознания
Об опыте Украины по развитию генерирующих мощностей и оптимизации графика электрических нагрузок
(по материалам специального выпуска украинского журнала "Енергетика та електрифiкацiя", № 8, 2006 г.)
Гуртовцев А.Л., к.т.н., ведущий научный сотрудник РУП “БелТЭИ”
В середине 2006 г. в ЕЭС Украины произошло долгожданное и знаменательное событие: после более чем двадцатилетнего долгостроя был произведен пуск первого энергоблока мощностью 150 МВт Ташлыкской гидроаккумулирующей электростанции (ТГАЭС), расположенной на р. Южный Буг на территории Николаевской области и входящей, наряду с Южно-Украинской АЭС (ЮУАЭС) и Александровской ГЭС, в Южно-Украинский энергокомплекс (ЮУЭК). По словам Министра топлива и энергетики Украины Юрия Бойко "без электроэнергии и строительства новых объектов невозможен прорыв в экономике, наша страна задыхается от нехватки энергии. Запуск первого энергоблока Ташлыкской ГАЭС - значительное для энергетической отрасли Украины событие, начало новой эры энергетики Украины, поворотный момент в развитии энергетического хозяйства. Период спада сменился политикой модернизации".
Структура генерирующих мощностей Украины
По данным Национальной энергетической компании (НЭК) "Укрэнерго" структура генерирующих мощностей ЕЭС Украины, сформированная еще в 90-е годы прошлого столетия, за последние десятилетия почти не изменилась. Общая мощность всех электростанций Украины по состоянию на 2005 г. составила 52,23 ГВт (в 6,7 раз больше, чем в Беларуси), в том числе АЭС 13,84 ГВт (26,5%), ТЭС, ТЭЦ и блоковые станции - 33,52 ГВт (64,2%), ГЭС и ГАЭС - 4,78 ГВт (9,2%), ВЭС - 0,06 ГВт (0,1%). Такая структура мощностей в ЕЭС Украины характеризуется значительным превышением базовых мощностей АЭС и ТЭС над ограниченными маневренными мощностями ГЭС и ГАЭС. В 2005 г. выработка электроэнергии всеми электростанциями Украины составила 185,2 млрд кВт×ч, в том числе на АЭС - 88,8 млрд кВт×ч (48%), на ТЭС и ТЭЦ - 75,5 млрд кВт×ч(40,8%), на ГЭС и ГАЭС - 21 млрд кВт×ч (11,3%). Таким образом, большая часть электроэнергии в Украине вырабатывается на АЭС.
Атомная энергетика, как отрасль народного хозяйства Украины, ведет свою историю с 1967 года, когда коллегия Госплана Украины определила на севере Киевской области место размещения первой АЭС. Через 10 лет там был осуществлен пуск первого энергоблока Чернобыльской АЭС с реактором РБМК-1000. К этому времени на карте Украины были определены новые места строительства для других АЭС. В 1977 было начато строительство Южно-Украинской АЭС (все три блока мощностью по 1000 МВт введены в действие в 80-х гг.), в 1980 г. - Запорожской АЭС (пять блоков по 1000 МВт введены в эксплуатацию в 80-х гг., а шестой блок 1000 МВт - в 1995 г.), в 1981 - Хмельницкой АЭС (первый блок 1000 МВт введен в эксплуатацию в 1987 г., а второй блок 1000 МВт - в 2004 г.), в 1985 г. - Ровненской АЭС (пуск первого энергоблока мощностью 420 МВт произведен осенью 1989 г., а пуск последнего блока мощностью 1000 МВт - осенью 2004 г.; ныне станция имеет 4 энергоблока мощностью 420, 415, 1000 и 1000 МВт). Украина занимает 8-е место в мире и 5-е в Европе по показателю установленной мощности АЭС.
Развитие ядерной энергетики Украины происходило в соответствии с энергетической программой СССР, которая основывалась на замкнутом научно-производственном комплексе, связанном единой технологией производства: добычи, получения и использования ядерного топлива, эксплуатации АЭС и сопутствующих производств по выпуску энергетического оборудования, материалов и запасных частей, переработки отработанного ядерного топлива, проведения научных исследований, подготовки специалистов, обслуживания социально-бытовой сферы населенных пунктов - спутников АЭС. После аварии в 1986 г. на Чернобыльской АЭС работы по строительству новых энергоблоков были приостановлены. С распадом СССР и обретением Украиной независимости завершилось в 1993 г. строительство шестого энергоблока на Запорожской АЭС, а позднее - четвертого на Ровненской АЭС и второго на Хмельницкой АЭС. В 1996 г. в Украине было образовано государственное предприятие "Национальная атомная энергенерирующая компания (НАЭК) "Энергоатом" - оператор всех действующих АЭС страны. В компанию вошли четыре АЭС и сопутствующие предприятия. Сегодня на АЭС Украины работает 15 энергоблоков, из которых тринадцать с реакторами ВВЭР-1000, а два с реакторами нового поколения ВВЭР-440.Стратегическая цель, стоящая перед компанией - обеспечение безопасности и эффективности АЭС, увеличение коэффициента использования установленной мощности с нынешних 78-80% до 87-90%.
Баланс генерации и потребления
Суточный график нагрузки в ЕЭС Украины характеризуется резким ростом нагрузки в часы вечернего пика и значительным снижением в часы ночного провала. Так, в наиболее неблагополучный рабочий день зимнего периода отношение минимальной нагрузки в ночные часы к максимальной нагрузке в часы вечернего пика - коэффициент неравномерности графика составляет 0,74 (для идеального ровного графика этот коэффициент равен единице; для сравнения в Белорусской энергосистеме указанный показатель еще хуже украинского - 0,66, и поэтому украинский опыт по выравниванию графика нагрузки и балансированию структуры генерирующих мощностей полезен как для Беларуси, так и для России, где существуют аналогичные проблемы).
Один из подходов по выравниванию суточного графика нагрузки энергосистемы заключается в привлечении к режимному взаимодействию потребителей электроэнергии. Для этих целей используются многоставочные зонные тарифы, стимулирующие перенос потребителями своей нагрузки с пиков на внепиковые интервалы графика, в частности, на время ночного провала. В Украине действует трехтарифная система расчетов с крупными промышленными и непромышленными потребителями, при которой в часы пика стоимость потребления электроэнергии гораздо выше, чем в часы ночного провала. Ставки тарифов различны по регионам Украины и учитывают специфику как местного состава генерирующих мощностей, так и особенности местных потребителей.
Так, например, в 2005 году тарифы (без добавленной стоимости) в ОАО ЭК "Николаевоблэнерго" имели вид: а) для промышленных предприятий с присоединенной мощностью 750 кВА и выше (и приравненных к ним, питающимся по электросетям напряжением 35 кВ и выше) ночной тариф составлял 5 коп за 1 кВт×ч, полупиковый - 17,02 коп и пиковый 30,3 коп, б) для непромышленных потребителей (потребляющим по электросетям напряжением до 35 кВ) ночной тариф - 7,18 коп, полупиковый - 24,42 коп и пиковый 43,09 коп. Для перевода указанных ставок в доллары необходимо учесть тогдашний средний курс гривны (гривна содержит сто копеек) к доллару: 5,1 грн/1$. Важно отметить, что стоимость ночной энергии более чем в 6 раз ниже стоимости пиковой энергии, а полупиковая дешевле пиковой почти в 2 раза. Получается, что украинцы не боятся, подобно экономистам ГПО "Белэнерго", иметь "выпадающие доходы", связанные со значительным удешевлением электроэнергии в полупиковые и ночные часы. Наши соседи понимают, что себе дешевле отдать часть доходов энергосистемы потребителям в том случае, когда последние помогают энергосистеме уплотнить, выровнять ее суммарный график нагрузки. Таким путем рождаются прогрессивные партнерские отношения между энергосистемой и потребителями.
Другой, более капиталоемкий путь регулирования графика нагрузки энергосистемы заключается не в его деформировании с помощью режимного взаимодействия с потребителями, а покрытия фактического графика соответствующими генерирующими мощностями энергосистемы. Для этих целей в энергосистеме должны быть предусмотрены высокоманевренные мощности, в качестве которых используются, как правило, энергоблоки ГЭС и ГАЭС (см. Гуртовцев А.Л. "Гидроаккумулирующие электростанции", журнал "Энергетика и ТЭК", №3,4, 2004). Мировой опыт учит, что в государствах, где работают маневренные электростанции, нет проблем с обеспечением потребителей качественной электроэнергией. Так, например, в США пятая часть электроэнергии вырабатывается маневренными мощностями (на Украине только 9-10%, а в Беларуси они вообще почти отсутствуют). Сейчас в мире эксплуатируются ГАЭС общей установленной мощностью 130 ГВт и строятся новые станции суммарной мощностью в 30 ГВт.
При несбалансированной структуре генерирующих мощностей с низкой долей высокоманевренных мощностей ГЭС и ГАЭС (в Украине это ГЭС Днепровского и Днестровского каскадов, а также, до ввода первого блока Ташлыкской ГАЭС, единственная Киевская ГАЭС; третья в Украине ГАЭС - Днестровская ГАЭС продолжает находиться в состоянии долгостроя) в энергосистеме остро встает проблема регулирования графика нагрузки, обеспечения аварийного и частотного резервов мощностей. Проблема усложняется для ЕЭС Украины тем, что режимы работы ГЭС Днепровского каскада и Днестровской ГЭС, которые обеспечивают лишь частичное покрытие графика нагрузки и аварийный резерв, имеют определенные ограничения, связанные с комплексным использованием водохранилищ, требованиями охраны окружающей среды и недостаточным обеспечением гидроресурсами.
В этих условиях регулирование значительного диапазона суточного графика нагрузки в пределах 3,2-4,6 ГВт (для Белорусской энергосистемы регулировочный диапазон в среднем равен 350-500 МВт, но в пределе может достичь 1,8 ГВт) для покрытия неравномерного спроса на электроэнергию и резервирования мощностей осуществляют в энергосистеме ТЭС с суточным отключением, при прохождении ночного минимума, до 10 и более энергоблоков. При этом, с каждым годом количество остановок энергоблоков увеличивается. Такие, не предусмотренные проектами и конструкцией блоков режимы пуска-остановки базовых энергоблоков ТЭС (особенно тогда, когда эти энергоблоки исчерпали свой эксплуатационный ресурс) приводят к ускорению износа оборудования, снижению надежности и повышению аварийности работы энергоблоков, неэкономичности режимов их работы (существенный рост затрат топлива, в том числе газа и мазута) и в целом к увеличению дополнительных затрат. При регулировании приходится вводить ограничения и на работу блоков АЭС. В этих условиях благоприятным фактором для повышения надежности работы ЕЭС Украины является ее параллельная работа с ЕЭС России, однако, при этом необходимо обеспечить выполнение требований по качеству электроэнергии и режимам межгосударственных перетоков (с учетом того, что в европейской части России также имеется дефицит маневренных мощностей). Аналогичные выгоды от параллельной работы с ЕЭС России имеет (имела) и Белорусская энергосистема. В прошлом пиковая электроэнергия, поступавшая в Беларусь с России, способствовала экономичному покрытию неравномерных суточных графиков нагрузки энергосистемы и улучшению экономичности работы собственных ТЭС и ТЭЦ Беларуси.
Начиная с 2003 года в ЕЭС Украины имеется излишек электроэнергии, но парадокс в том, что при очень ограниченных маневренных мощностях этот излишек трудно рационально использовать, а также сложно обеспечить по нему необходимое качество электроэнергии. С вводом в 2004 г. двух новых базовых блоков на Ровенской и Хмельницкой АЭС суммарной мощностью 2 млн кВт проблема регулирования мощности в ЕЭС Украины еще более обострилась. С одной стороны появилась возможность увеличить выработку электроэнергии, но при этом излишек базовой электроэнергии оказалось трудно реализовать при одновременном дефиците маневренных мощностей. В таких условиях может возникнуть необходимость остановки блоков АЭС или ограничения их использования. Для сравнения, в Беларуси пока нет АЭС (рассматривается вопрос о ее создании) и нет излишка электроэнергии, а покрытие пиков осуществляется изменением режимов работы Лукомльской ГРЭС ("эффективность" и "экономичность" такого регулирования никто не считал).
Прирост генерации и маневренные мощности ГАЭС
В большинстве стран ЕС прирост мощностей энергосистем происходит за счет введения мощностей ТЭС и АЭС, обладающих высокоэкономичными базовыми энергоблоками. При этом одновременно вводятся высокоманевренные мощности на ГАЭС с целью регулирования графика нагрузки в энергосистемах, обеспечения надежной и экономичной эксплуатации ТЭС и АЭС. Уникальная особенность ГАЭС заключается в том, что ее мощность, участвующая в регулировании графика нагрузки, равна сумме мощностей генераторного режима (при покрытии пиковой части графика нагрузки) и насосного режима (при заполнении ночного провала). В условиях развития общего рынка электроэнергии возможности ГАЭС по обеспечению надежности и качества электроэнергии существенно расширяют функции и роль ГАЭС в энергосистемах в части регулировании частоты и напряжения, обеспечения быстродействующего аварийного резерва. Как известно, электроэнергия - это особый товар с ограниченными возможностями его хранения и транспортирования при несбалансированном спросе и предложении. Управление режимами, которые балансируют рынок электроэнергии, обеспечивая ее качество, достигается за счет системных услуг, которые присущи только ГАЭС. Имея высокую маневренность, возможность резервирования мощности и электроэнергии, обладая потенциалом синхронного компенсатора, ГАЭС выполняет новые функции системного координатора, что обеспечивает объемную и структурную сбалансированность рынка электроэнергии, а также необходимые параметры качества электроэнергии.
Развитию ГАЭС во всем мире способствует обострение проблем, связанных с ростом цен на органическое топливо, жесткие требования к теплоэнергетике в области охраны окружающей среды, а также требования повышения безопасности АЭС. В условиях экологического кризиса важным преимуществом ГАЭС, по сравнению с ТЭС и ГЭС, является снижение негативных последствий для окружающей среды, минимизация площади отвода земель под станцию, повышение качества воды в водохранилищах ГАЭС, интенсификация процессов самоочищения воды. Все чаще ГАЭС превращаются в большие многопрофильные объекты, вокруг которых концентрируется сопутствующий бизнес, включая восстановление земель, рыборазведение и т.п.. Преимущества ГАЭС определили стойкую тенденцию повсеместного расширения их строительства и ту важнейшую роль, которую они выполняют в энергосистемах стран ЕС, где суммарная мощность ГАЭС достигает более 10% установленной мощности всех электростанций. Опыт этих стран показывает, что существующая несбалансированная структура генерирующих мощностей в ЕЭС Украины требует коренных изменений. Важно максимально ускорить введение маневренных мощностей в ЕЭС Украины, в первую очередь за счет достройки Ташлыкской и Днестровской ГАЭС.
Южно-Украинский энергетический комплекс и Ташлыкская ГАЭС
Южно-Украинская АЭС, расположенная на юге Украины в северном Причерноморье, является базой энергетического комплекса, в который входит Александровская ГЭС с установленной мощностью 11,5 МВт и Ташлыкская ГАЭС с проектной мощностью 900 МВт, и ведет свои эксплуатационную историю с декабря 1982 г., когда был пущен первый энергоблок (второй - в 1985 г., третий - в1989 г.). ЮУЭК должен обеспечить потребности в электроэнергии для южного региона Украины с населением в 5 млн человек. ЮУАЭС дает стране не менее 10% всей генерации и около 25% выработки электроэнергии от всех украинских АЭС. За все время эксплуатации станции ее ежегодная выработка электроэнергии превысила впервые в 1997 году 20 млрд кВт×ч (в 2004 году - около 22 млрд кВт×ч, а в 2005 - 20,6 кВт×ч.) В 1996 году ЮУАЭС вошла в состав НАЭК "Энергоатом". ЮУАЭС - пионер среди отечественных АЭС в области использования американского ядерного топлива. В 2005 году на третьем энергоблоке было начато эксплуатационное исследование шести ТВЭЛов (тепловыделяющих элементов) производства американской фирмы "Westinghouse". Таким образом, в Украине был сделан первый шаг по диверсификации поставок энергоресурсов (ядерного топлива). Результаты проверки американских топливных кассет после года их эксплуатации оказались положительными (имеются и противоположные мнения энергетиков).
Вторая составная часть ЮУЭК и важный энергетический объект Николаевской области - это Александровская ГЭС. В глубоком каньоне р. Южный Буг, имеющей в этих местах крутой берег, высотой до 60 м, сформировано Александровское водохранилище (названо по имени близлежащего поселка). Оно предназначено, с одной стороны, для обеспечения работы ГЭС и использования в качестве нижнего, питательного бассейна ГАЭС, а, с другой стороны, для гидротехнического регулирования сезонного стока южного Буга, орошения сельскохозяйственных угодий и коммунально-бытового пользования. Его длина около 18 км, а проектный объем в период паводка составляет 115 млн м3 воды. На территории строительства водохранилища, начатого в 1985 г., были выполнены работы по переселению, вынесения с зоны затопления промышленных и сельскохозяйственных производств, снятия чернозема для его использования в улучшении плодородия ближайших сельхозугодий, проведена лесоочистка и укрепление берегов, проведены работы по сохранению фауны и флоры. В 1999 г. ГЭС, построенная на средства ЮУАЭС, вошла в строй и стала первенцем гидроэнергетики независимой Украины. Ее установленная мощности составляет суммарно на два энергоблока 11,5 МВт с проектной выработкой до 47 млн кВт×ч электроэнергии в год (за время эксплуатации выработала около 80 млн кВт×ч). Работает в одном комплексе с АЭС, но пока не на полную мощность из-за недостаточного уровня воды в реке и пристанционном водохранилище (режим работы ГЭС - прямоточный).
Известно, что гидроэнергетика дает дешевую электроэнергию, обладает экологической чистотой и экономической целесообразностью. Сегодня гидроэнергетика Украины, частично покрывая пиковые нагрузки энергосистемы, выполняет регуляторную роль в энергетическом балансе страны, в обеспечении стабильности работы его топливно-энергетического комплекса. Гидроэнергетика, согласно стратегии развития энергетики Украины до 2030 года, должна рассматриваться как первоочередной фактор в системных мероприятиях по введению новых пиковых мощностей. Ввод в действие Ташлыкской ГАЭС - важная составляющая развития гидроэнергетики Украины.
Строительство ТГАЭС имеет богатую историю и долгострой (первый проект гидрокомплекса, предназначенного для совместной работы с АЭС, был сделан еще в 1971-1981 гг., а последний проект, реализующийся в настоящее время, был утвержден в 1999 г.) - до цели шли не одно десятилетие, в течение которых не раз менялся коллектив строителей, монтажников и наладчиков. Пуск в 2006 г. первого блока ТГАЭС стал одним из элементов выполнения энергетической стратегии Украины: он стал первым пусковым объектом, введенным в действие после утверждения этой энергостратегии. При реализации проекта ТГАЭС впервые в Украине был продемонстрирован комплексный, системный подход к решению экономических, экологических и социальных проблем региона. ТГАЭС - это последняя из трех составляющих ЮУЭК и шаг в сторону энергетической безопасности Украины.
Станция предназначена для покрытия пиковых нагрузок в юго-западной части объединенной энергосистемы Украины, где имеется высокая суточная неравномерность графика нагрузки и остра потребность в пиковых и маневренных аварийных мощностях, а также для обеспечения надежного базового режима ЮУАЭС. Современный, многократно в прошлом переделанный и уточненный проектный вариант ГАЭС - это шесть гидроагрегатов мощностью 150 МВт каждый - прошел все экспертизы. ТГАЭС - это уникальный объект, своеобразный водный аккумулятор: поднятая в верхнее водохранилище вода используется для выработки дополнительной электроэнергии при покрытии пиковых нагрузок (утренних и вечерних) графика энергопотребления энергосистемы. Вместе с тем станция предназначена и для заполнения ночных провалов в энергоснабжении и пополнения аварийного резерва мощности в южном регионе страны. Эти маневренные мощности являются регулятором энергосистемы. После пуска станции в проектном варианте отпадет необходимость по несколько раз в день маневрировать базовыми мощностями ТЭС или АЭС. ТГАЭС полностью не устранит весь дефицит маневренных мощностей в Украине, который оценивается в 3000 МВт, но значительно его ослабит. Кроме того, ТГАЭС станет дополнительным аккумулятором воды и даст новый импульс развитию сельского хозяйства в Николаевской области.
Все ГАЭС работают на одинаковом принципе, и ТГАЭС здесь не составляет исключения: во внепиковое, как правило, ночное время осуществляется перекачивание воды с нижнего, питающего бассейна Ташлыкского водохранилища (оно одновременно является охладителем для теплоносителя АЭС) в бассейн верхнего уровня. В этом случае гидроагрегаты ТГАЭС работают в насосном режиме. Мощность одного гидроагрегата в насосном режиме составляет 229 МВт. В час же пиковых нагрузок агрегаты работают в генераторном или турбинном режиме с мощностью 150 МВт, отдавая электроэнергию в сеть энергосистемы. Экономический эффект ТГАЭС определяется трехтарифной системой расчетов с крупными промышленными потребителями (см. выше). Таким образом, в процессе работы ТГАЭС выработка дорогой электроэнергии для покрытия вечернего и утреннего пиков в графике электроснабжения использует дешевую ночную электроэнергию. Замена при регулировании нагрузки блоков ТЭС блоками ГАЭС дает возможность эксплуатировать мощные ТЭС и АЭС на максимальной мощности с экономией затрат топлива. В ночное же время ГАЭС потребляет излишки энергии в энергосистеме. Ввод в эксплуатацию ТГАЭС дает возможность повышения устойчивости энергосистемы, что носит более качественный, чем количественный характер.
Все указанные преимущества трудно оценить в деньгах. Они обеспечивают для энергосистемы Украины: а) оперативный резерв для регулирования частоты электрического тока, б) эксплуатацию в режиме синхронного компенсатора, в) условия для экспорта электроэнергии, г) устойчивость работы и обеспечение более высокой продуктивности в производственном и коммерческом секторах народного хозяйства, д) исключают необходимость использования устройств регулирования частоты, е) увеличивают срок службы и снижают эксплуатационные затраты на электрическое и механическое оборудование, ж) снижают коммунально-бытовые неудобства населения. Польза от ввода в действие ТГАЭС для повышения надежности энергоснабжения значительно превышает затраты на строительство и эксплуатацию этого объекта. Экономические расчеты показали, что если удельные затраты на один установленный киловатт-час составили для ТГАЭС (с учетом ее проектной мощности в 900 МВт) 283 долларов, то для аналогичных ТЭС с парогазовыми установками они составили бы 685 долларов, для ТЭС на твердом топливе или мазуте - 1076 долларов. Дополнительная экономия финансовых средств связана с более высоким сроком службы агрегатов ГАЭС (в 2 раза), отсутствием затрат топлива в базовом режиме и при выходе на режим полной мощности, существенно более низкими эксплуатационными расходами (в 10 раз).
Выводы из украинского опыта
1. Неравномерность суточного графика нагрузки энергосистемы является проблемой для любой энергосистемы: украинской, российской или белорусской.
2. Для решения проблемы покрытия суточного неравномерного графика энергосистемы существуют два принципиально различных, но взаимодополняющих метода: а) метод деформации графика нагрузки за счет режимного взаимодействия энергосистемы с потребителями на основе многоставочных зонных тарифов, стимулирующих потребителей к переносу своей нагрузки на внепиковое время графика, б) покрытие графика нагрузки без его деформации за счет использования в энергосистеме высокоманевренных пиковых генерирующих мощностей.
3. Для стимулирования потребителей к переносу нагрузки должны действовать зонные тарифы с существенной разницей в стоимости между ночной (полупиковой) и пиковой электроэнергией, а энергосистема должна осознанно идти в процессе режимного взаимодействия с потребителями на разделение своих доходов от продажи электроэнергии с потребителями-регуляторами.
4. В качестве эффективных и экономичных маневренных пиковых мощностей энергосистема должна создавать и наращивать мощности своих ГАЭС. Актуальность такого решения возрастает с повышением единичных мощностей энергоблоков ТЭС и повышением доли АЭС в производстве электроэнергии внутри страны.
5. Дополнительным инструментом в минимизации потерь от покрытия неравномерного графика нагрузки энергосистемы может быть электроэнергия соседних государств, с которыми осуществляется параллельная работа национальной энергосистемы.
6. Для Белорусской энергосистемы, имеющий суточный график нагрузки с высокой неравномерностью и планирующей строительство собственной АЭС, необходимо обязательно использовать для покрытия графика нагрузки оба метода, т.е. метод деформирования графика и метод его покрытия за счет маневренных мощностей ГАЭС, которую необходимо создать одновременно с АЭС.
P.S. При написании статьи автором использованы материалы редакционных статей вышеуказанного журнала, статей авторов Билик Б.И. и Ю.О.Ландау, а также материалы собственных работ в данном направлении (по ГАЭС и выравниванию графика энергосистемы).
Справка
Статья опубликована в журналах:
Энергия и ТЭК, №2,2007 (Беларусь)
Энергия и Менеджмент, №1,2007 (Беларусь)
Электрические станции, № 10, 2007 (Россия)
Энергетик, №7,2007 (Россия)
Энергия: экономика, техника, экология, №8,2007 (Россия)
Электрика, №5,2007 (Россия)
Приложение – фотографии энергообъектов
Схема размещения объектов Южно-Украинского энергетического комплекса
(1 – Южно-Украинская АЭС; 2-Ташлыкский водоем-охладитель; 3 – Ташлыкская ГАЭС; 4- Александровская ГЭС; 5- Александровское водохранилище;6- Прибугское водохранилище; 7 – город Южноукраинск; 8 – поселок Александровка; 9 – поселок Константиновка )
Южно-Украинская АЭС
Типовая структурная схема ГАЭС
(а – вертикальный разрез; б – план сверху; 1 – верхнее аккумулирующее водохранилище, 2 – водоприемник, 3 – напорный наклонный водовод, по которому производится прокачка воды из верхнего водохранилища в нижнее и обратно, 4 – строение ГАЭС с гидроагрегатами, 5 – нижнее водохранилище, 6 – дамба с водосбросом, 7 – нормальный подпорный уровень воды, 8 – уровень сработки)
Машинный зал ТГАЭС
