Увеличение горизонта регулирования необходимо для поддержания достаточного запаса ресурсов с целью покрытия пикового электропотребления, а также оптимизации резервов мощности и электроэнергии в изолированных энергосистемах. В настоящее время для решения данной проблемы используются два основных подхода – математическое моделирование ожидаемых уровней солнечной инсоляции на основании анализа ретроспективных массивов данных по фактическим уровням инсоляции в соответствующие периоды; актуальный прогнозный уровень инсоляции, основанный на глобальных и локальных климатических исследованиях и прогнозах. Развитие систем получения климатологической информации с использованием наземных и космических систем имеет тенденции к повышению уровня погодного прогнозирования до приемлемого для прикладных задач энергетики.

   Цель данного исследования заключается в возможности повысить точность среднесрочного прогнозирования электропотребления за счет использования метеорологических данных и кластеризации метеорологических условий.

   В работе рассмотрено использование глобальных климатических моделей для прогнозирования энерговыработки установками возобновляемой энергетики на примере солнечного модуля. Рассмотрена методика расчёта прихода солнечной радиации на наклонную площадку. Проведено сравнение прогнозных данных, полученных при помощи климатических моделей ECMWF, WRF и фактической энерговыработкой солнечного модуля. Полученные результаты свидетельствуют о высокой точности климатических моделей и возможности использовать эти данные для среднесрочного прогнозирования выработки энергии на солнечных электростанциях и, соответственно, снизить затраты топлива на компенсацию недовыработки энергии солнечными электростанциями.

   В статье приведена методика определения энергоэффективности жизненного цикла ветроэлектростанций (ВЭС) по укрупнённым показателям затрат энергии. Дано обоснование использования укрупнённых показателей для определения затрат энергии в течение жизненного цикла ВЭС. Приведена классификация элементов ветроэнергетических установок (ВЭУ) и ВЭС по параметрам и техническим характеристикам элементов с последующим разделением на группы, для которых определены укрупнённые показатели затрат энергии. В рамках методики разработан алгоритм определения энергетических затрат на производство элементов ВЭУ и ВЭС и предложены формулы для их расчета в течение жизненного цикла ВЭС. В рамках апробации методики были рассчитаны затраты энергии в течение жизненного цикла двух ВЭС с ВЭУ, отличающимися по параметрам и техническим характеристикам элементов, и определена их энергоэффективность. Дополнительно в статье приведены данные, из которых следует, что использование накопителя водорода в составе ВЭC позволяет эффективно использовать энергию в периоды простоев и повысить коэффициент полезного действия установки на 25-30 %. Ветроводородная электростанция позволяет не только аккумулировать избыточную энергию, но и экономить ресурс ВЭУ. Когда запас энергии в водородной батарее приближается к полному, часть ВЭУ ветроводородной электростанции может автоматически временно останавливаться в заданном порядке.

   Представлена возможность численного моделирования системы передачи электроэнергии через длинные кабели от группы удаленных волновых и ветровых электростанций с асинхронными генераторами и находящихся в индивидуальных погодных условиях. Построена математическая модель совокупности асинхронных генераторов, трансформаторов и береговой сети, показано, что для повышения точности расчетов кабельные трассы целесообразно представлять линиями с распределенными по длине параметрами. Описан алгоритм составления уравнений модели, приведены примеры расчета типичных режимов работы.

   Древесина является наиболее широко используемым возобновляемым энергоресурсом, поэтому постоянно растет интерес к энергоисточникам, работающим на биотопливах. Наряду с энергетическим использованием отходов обработки и переработки древесины встает вопрос вовлечения в энергобаланс населенных пунктов лиственной древесины быстрорастущих пород древесины, к которым относятся тополь, ольха и др. Проведено комплексное исследование эффективности работы водогрейного котла «Firematic 60» при работе на щепе тополя и ольхи. Исследованы элементный состав сжигаемых топлив и образующейся золы с помощью спектрометра рентгенофлуоресцентного EDX-8000 и анализатора Euro EA-3000. Определены составляющие теплового баланса и эмиссии вредных веществ. Изучены выбросы твердых частиц и содержание в них сажи. Определены размер, форма и состав частиц сажи с помощью электронного растрового микроскопа Zeiss SIGMA VP. Энергетическое обследование показало, что данный водогрейный котел обеспечивает высокие энергоэкономические показатели и минимальные выбросы вредных веществ в окружающую среду при сжигании щепы древесного биотоплива достаточно однородного состава. Проведена оценка возможного снижения выбросов углекислого газа в регионе при замещении привозного каменного угля биотопливом на основе тополей и ольхи серой.

   Данная работа посвящена анализу эффективности утилизации низкопотенциального тепла водородного комплекса на энергоблоке АЭС. Разработана новая схема интеграции водородных технологий в действующий энергетический объект с оценкой экономической эффективности мероприятия. Показано, что за счет утилизации низкопотенциального тепла, полученного при производстве водорода методом электролиза, возможно увеличение располагаемой мощности АЭС, что обеспечит увеличение выработки водорода при снижении стоимости. Был выбран и обоснован объект интеграции – Кольская АЭС. В качестве методов исследования выбраны имитационное моделирование тепловой схемы энергоблока атомной станции с турбоагрегатом К-220-44 в САПР «United Cycle», моделирование процесса электролиза водорода в программе Aspen HYSYS, с определением потенциала сбросной теплоты в водородгенерирующей установке, а также математическое моделирование с применением методики вероятностной оценки для определения основных параметров экономической эффективности внедрения мероприятия. В работе рассчитан теоретический возможный объем генерации водорода на Кольской АЭС, который составил 6,46∙108 м³/год. Показан прирост мощности на 6,24 МВт на клеммах электрогенераторов за счет утилизации тепловой энергии низкого потенциала электролизных установок для двух энергоблоков станции. Осуществлена оценка экономической эффективности внедрения теплоутилизационной установки в производственный цикл АЭС. Получен прирост теоретического возможного объема генерации водорода на 3∙104 м³/сут, что дает ожидаемый годовой экономический эффект от внедрения технологии 1,95∙104 $/год.

   Проведена оценка влияния недожога водорода в водород-кислородном парогенераторе на технико-экономическую эффективность установки водородного энергокомплекса на АЭС, что является известным подходом к решению актуальной задачи современных энергосистем – обеспечение дальнейшего развития атомной энергетики, как экологического чистого источника электроэнергии на основе аккумулирования внепиковой электроэнергии. Рассмотрен подход и приведена схема для повышения надежности использования водородного энергокомплекса на АЭС за счет снижения недожога и исключения попадания несгоревшего водорода в основной паросиловой цикл энергоблока. Рассмотрены несколько вариантов уровня недожога водорода и диапазон системных условий работы водородного энергокомплекса. Проведен комплексный расчет технико-экономических показателей водородного энергокомплекса на АЭС, определены условия его эффективности. Как показали расчеты, недожог водорода приводит к заметному снижению ежегодного дохода и среднегодовой прибыли от продажи пиковой электроэнергии. Достигаемое снижение составляет 11,67 и 35,01 млн руб./год при 5 и 15 % недожога водорода соответственно. При минимальном тарифе на внепиковую электроэнергию снижение накопленного чистого дисконтированного дохода составляет 96,6, 192,8 и 289,4 при увеличении недожога водорода до 5, 10 и 15 % соответственно. Построена зависимость предельного уровня недожога водорода от тарифа на внепиковую электроэнергию, при котором обеспечивается эффективность реализации рассматриваемого водородного энергокомплекса на АЭС. Как показали расчеты, эффективная работа водородного энергокомплекса достигается при тарифе на внепиковую ЭЭ в диапазоне от 0 до 0,45; 0,38; 0,3 и 0,24 руб./кВт·ч при недожоге водорода 0, 5, 10 и 15 % соответственно.

   В данной работе представлены результаты расчета реактора жидкофазного восстановления производительностью 10 тонн прямовосстановленного железа в час. Согласно равновесному расчету составов многокомпонентной гетерогенной термодинамической системы, проведенному с помощью апробированного программного комплекса ИВТАНТЕРМО, степень металлизации продукта, выходящего из реактора, составляет 99 %. Были установлены необходимые расходы для обеспечения данной степени металлизации различных железосодержащих материалов. Были определены состав и объем образующихся после восстановления газов.

   Водород, как топливо с отсутствием углеродного следа, становится важным компонентом для декарбонизации экономики. Он может использоваться не только как средство хранения, но и как топливо для энергетического оборудования. Водород очень сильно отличается своими энергетическими свойствами (высокая теплотворная способность, высокая скорость горения), которые сильно отличаются от традиционных топлив для газовых турбин, поэтому при сжигании водорода возможно появление новых неизученных проблем при эксплуатации основного и вспомогательного оборудования. Для внедрения водородных технологий в традиционную энергосистему необходимы новые подходы к работе оборудования. Газовые турбины, в отличие от другого энергетического оборудования, могут перенастраиваться на сжигание любого газообразного топлива, удовлетворяющего требованиям по камере сгорания. Сжигание 100 % H₂ в камере сгорания эксплуатируемой газовой турбины без глубокой модернизации невозможно, это может нанести ущерб основному и вспомогательному оборудованию. Газовые турбины, работающие на водороде, будут важной составляющей при декарбонизации всех отраслей промышленности. В статье рассмотрены переменные режимы работы газотурбинной установки мощностью 18 МВт в зависимости от процентного содержания H₂ в природном газе. Традиционным топливом для газовых турбин является природный газ, в представленном исследовании рассматривается добавление до 20 % водорода к исходному природному газу. Добавление водородного топлива оказывает влияние на режим работы турбины. Рассмотрена работа газотурбинной установки при различных температурах наружного воздуха, работа на полной и частичной нагрузке в условиях оптового рынка электроэнергии.