Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Атомные электростанции. 3

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

УО «БЕЛОРУССКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра технологии важнейших отраслей промышленности

РЕФЕРАТ

На тему:

Атомные электрические станции.

ВЫПОЛНИЛ:

Студент ФФБД, А.В. Святкин

1 курс, ДФУ-1

Проверила М.В. Михадюк

Минск 2012

Содержание

Введение 3

История АЭС 3-4
Типы атомных электростанций 4-6
Достоинства и недостатки АЭС 6-7
Требования к экономическим параметрам АЭС 7-9
Особенности использования АЭС в Белорусской энергосистеме 9-13
Возможные варианты АЭС для условий Республики Беларусь 13-15
Заключение 15
Список использованных источников 16

Введение

Ядерная энергетика (Атомная энергетика) — это отрасль энергетики, занимающаяся производством электрической и тепловой энергии путём преобразования ядерной энергии.

Обычно для получения ядерной энергии используют цепную ядерную реакцию деления ядер урана-235 или плутония. Ядра делятся при попадании в них нейтрона, при этом получаются новые нейтроны и осколки деления. Нейтроны деления и осколки деления обладают большой кинетической энергией. В результате столкновений осколков с другими атомами эта кинетическая энергия быстро преобразуется в тепло.

Ядерная энергия производится в атомных электрических станциях, используется на атомных ледоколах, атомных подводных лодках; США осуществляют программу по созданию ядерного двигателя для космических кораблей, кроме того, предпринимались попытки создать ядерный двигатель для самолётов (атомолётов) и «атомных» танков.

Мировыми лидерами в производстве ядерной электроэнергии являются: США (836,63 млрд кВт·ч/год), Франция (439,73 млрд кВт·ч/год), Япония (263,83 млрд кВт·ч/год), Россия (160,04 млрд кВт·ч/год), Корея (142,94 млрд кВт·ч/год) и Германия (140,53 млрд кВт·ч/год). В мире действует 441 энергетический ядерный реактор общей мощностью 374,692 ГВт, российская компания «ТВЭЛ» поставляет топливо для 76 из них (17 % мирового рынка)[7].

1. История

Во второй половине 40-х гг., ещё до окончания работ по созданию первой советской атомной бомбы (её испытание состоялось 29 августа 1949 года), советские учёные приступили к разработке первых проектов мирного использования атомной энергии, генеральным направлением которого сразу же стала электроэнергетика.

В 1948 г. по предложению И. В. Курчатова и в соответствии с заданием партии и правительства начались первые работы по практическому применению энергии атома для получения электроэнергии.

В мае 1950 года близ посёлка Обнинское Калужской области начались работы по строительству первой в мире АЭС.

Первая в мире промышленная атомная электростанция мощностью 5 МВт была запущена 27 июня 1954 в СССР, в городе Обнинск, расположенном в Калужской области. В 1958 была введена в эксплуатацию 1-я очередь Сибирской АЭС мощностью 100 МВт, впоследствии полная проектная мощность была доведена до 600 МВт. В том же году развернулось строительство Белоярской промышленной АЭС, а 26 апреля 1964 генератор 1-й очереди дал ток потребителям. В сентябре 1964 был пущен 1-й блок Нововоронежской АЭС мощностью 210 МВт. Второй блок мощностью 350 МВт запущен в декабре 1969. В 1973 г. запущена Ленинградская АЭС.

За пределами СССР первая АЭС промышленного назначения мощностью 46 МВт была введена в эксплуатацию в 1956 в Колдер-Холле (Великобритания).Через год вступила в строй АЭС (англ.)русск. мощностью 60 МВт в Шиппингпорте (США).

В 1979 году произошла серьёзная авария на АЭС Три-Майл-Айленд, а в 1986 году — масштабная катастрофа на Чернобыльской АЭС, которая, помимо непосредственных последствий, серьёзно отразилась на всей ядерной энергетике в целом. Она вынудила специалистов всего мира переоценить проблему безопасности АЭС и задуматься о необходимости международного сотрудничества в целях повышения безопасности АЭС[7].

15 мая 1989 года на учредительной ассамблее в Москве, было объявлено об официальном образовании Всемирной ассоциации операторов атомных электростанций (англ. WANO), международной профессиональной ассоциации, объединяющей организации, эксплуатирующие АЭС, во всём мире[4]. Ассоциация поставила перед собой амбициозные задачи по повышению ядерной безопасности во всём мире, реализуя свои международные программы.

Крупнейшая АЭС в Европе — Запорожская АЭС у г. Энергодар (Запорожская область, Украина), строительство которой начато в 1980 г. С 1996 г. работают 6 энергоблоков суммарной мощностью 6 ГВт.

Крупнейшая АЭС в мире Касивадзаки-Карива по установленной мощности (на 2008 год) находится в Японском городе Касивадзаки префектуры Ниигата — в эксплуатации находятся пять кипящих ядерных реакторов (BWR) и два улучшенных кипящих ядерных реакторов (ABWR), суммарная мощность которых составляет 8,212 ГВт.[7]

2. Типы атомных электростанций

На атомных электростанциях, так же как и на электростанциях, работающих на органическом топливе (ТЭС), осуществляется процесс превращения энергии, содержащейся в рабочей среде (паре), в электрическую. Различие между процессами, происходящими на АЭС и ТЭС, состоит лишь в том, что в одном случае используется энергия, выделяющаяся при распаде тяжелых элементов (применяемых в качестве топлива), а другом – при горении органического топлива.

Атомные станции могут быть конденсационными электростанциями (АКЭС) и теплоэлектроцентралями (АТЭЦ). Они составляют основу подавляющего большинства ныне действующих АЭС в странах бывшего СССР. Атомная энергия может использоваться также и только для целей теплоснабжения: атомные станции промышленного теплоснабжения (АСТП). Такие станции уже имеются в ряде стран дальнего зарубежья. Разработка АСТП в период существования СССР явилось весьма специфическим этапом в развитии ядерной энергетики, поскольку был осуществлен принципиально новый подход в обеспечении безопасности АЭС[9].

Топливом для АЭС является ядерное топливо, содержащееся в твэлах, представляющих из себя тепловыделяющие сборки (ТВС). Для современных мощных реакторов загрузка составляет от 40 до 190 тонн. Особенность процесса в том, что масса выгружаемых после отработки определенного срока ТВС такая же, как и масса свежезагружаемых. Происходит лишь частичная замена ядерного горючего на продукты деления. Выгружаемое из реактора топливо имеет все еще значительную ценность. Поэтому для АЭС расход ядерного горючего не является характерной величиной, а степень использования внутриядерной энергии характеризуется глубиной выгорания[2].

Принципиально возможны многочисленные типы ядерных реакторов. Однако практически целесообразных конструкций не так много. В таблице 1 показаны целесообразные (+) и нецелесообразные (-) сочетания замедлителя и теплоносителя.

Таблица 1

Замедлитель	Теплоноситель
Замедлитель	Н₂О	Газ	D₂О	Жидкий металл
Н₂О	+	-	-	-
Графит	+	+	-	-
D₂О	+	+	+	-
Отсутствует	-	+	-	+

Все реакторы можно классифицировать [3] по

назначению:

энергетические (основное требование к экономичности термодинамического цикла);

исследовательские (пучки нейтронов с определенной энергией);
транспортные (компактность, маневренность);
промышленные (для наработки плутония, низкотемпературные, работают в форсированном режиме);
многоцелевые (например, для выработки электроэнергии и опреснения морской воды);

виду замедлителя

легководные (наиболее компактны);
графитовые (в расчете на единицу мощности имеют наибольшие размеры);
тяжеловодные (несколько меньших размеров по сравнению с графитовыми);

виду теплоносителя

легководные (наиболее распространенные);
газоохлаждаемые (также широко распространены);
тежеловоджные (редко применяемые и только там, где замедлитель тоже тяжелая вода);
жидкометаллические (в реакторах на быстрых нейтронах);

энергетическому спектру нейтронов

на тепловых нейтронах (наиболее освоенные, требуют наименьшей удельной загрузки ядерного топлива по делящемуся изотопу);
на быстрых нейтронах (так называемые «быстрые реакторы» предназначены также и для воспроизводства ядерного топлива);
на промежуточных нейтронах (только в специальных исследовательских установках);

структуре активной зоны

гетерогенные (все работающие в настоящее время реакторы);
гомогенные (пока находятся в стадии исследования и отдельных опытных образцов).

Особенность современной ядерной энергетики – использование реакторов на тепловых нейтронах, то есть применение урана, обогащенного по ²³⁵U. В природном уране его всего 0,7%. В ядерных реакторах на тепловых нейтронах обогащение по ²³⁵U составляет 2,0-4,4%, при этом соответствующие предприятия выдают наряду с обогащенным ураном также и отвальный уран, содержащий ²³⁵U в существенно меньшем количестве, чем природный. Отвальный, так же как и природный уран, может быть использован в реакторах на быстрых нейтронах. Глубокое (более полное) использование уранового топлива, включая отвальный может быть достигнуто в реакторах на быстрых нейтронах[9].

Коренное различие тепловой экономичности ТЭС и АЭС заключается в том, что для ТЭС она зависит от реализации в цикле теплоты всего сожженного органического топлива, непрерывно поступающего в топку парового котла, а для ТЭС – от реализации в цикле теплоты, выделившейся в процессе деления незначительной части ядерного горючего, загружаемого в активную зону.

3. Достоинства и недостатки АЭС

Главное преимущество — практическая независимость от источников топлива из-за небольшого объёма используемого топлива, например 54 тепловыделяющих сборки общей массой 41 тонна на один энергоблок с реактором ВВЭР-1000 в 1-1,5. Расходы на перевозку ядерного топлива, в отличие от традиционного, ничтожны.

Огромным преимуществом АЭС является её относительная экологическая чистота. На ТЭС суммарные годовые выбросы вредных веществ, в которые входят сернистый газ, оксиды азота, оксиды углерода, углеводороды, альдегиды и золовая пыль, на 1000 МВт установленной мощности составляют от примерно 13 000 тонн в год на газовых до 165 000 на пылеугольных ТЭС. Подобные выбросы на АЭС полностью отсутствуют. ТЭС мощностью 1000 МВт потребляет 8 миллионов тонн кислорода в год для окисления топлива, АЭС же не потребляют кислорода вообще. Кроме того, больший удельный (на единицу произведенной электроэнергии) выброс радиоактивных веществ даёт угольная станция. В угле всегда содержатся природные радиоактивные вещества, при сжигании угля они практически полностью попадают во внешнюю среду. При этом удельная активность выбросов ТЭС в несколько раз выше, чем для АЭС. Единственный фактор, в котором АЭС уступают в экологическом плане традиционным КЭС — тепловое загрязнение, вызванное большими расходами технической воды для охлаждения конденсаторов турбин, которое у АЭС несколько выше из-за более низкого КПД (не более 35 %), однако этот фактор важен для водных экосистем, а современные АЭС в основном имеют собственные искусственно созданные водохранилища-охладители или вовсе охлаждаются градирнями. Также некоторые АЭС отводят часть тепла на нужды отопления и горячего водоснабжения городов, что снижает непродуктивные тепловые потери, существуют действующие и перспективные проекты по использованию «лишнего» тепла в энергобиологических комплексах (рыбоводство, выращивание устриц, обогрев теплиц и пр.). Кроме того, в перспективе возможно осуществление проектов комбинирования АЭС с ГТУ, в том числе в качестве «надстроек» на существующих АЭС, которые могут позволить добиться аналогичного с тепловыми станциями КПД[8].

Для большинства стран, производство электроэнергии на АЭС не дороже, чем на пылеугольных и тем более газомазутных ТЭС. Особенно заметно преимущество АЭС в стоимости производимой электроэнергии во время так называемых энергетических кризисов, начавшихся с начала 70-х годов. Падение цен на нефть автоматически снижает конкурентоспособность АЭС.

Затраты на строительство АЭС находятся примерно на таком же уровне, как и строительство ТЭС, или несколько выше.

Главный недостаток АЭС — тяжелые последствия аварий, для исключения которых АЭС оборудуются сложнейшими системами безопасности с многократными запасами и резервированием, обеспечивающими исключение расплавления активной зоны даже в случае максимальной проектной аварии (местный полный поперечный разрыв трубопровода циркуляционного контура реактора).

Серьёзной проблемой для АЭС является их ликвидация после выработки ресурса, по оценкам она может составить до 20 % от стоимости их строительства.

По ряду технических причин для АЭС крайне нежелательна работа в манёвренных режимах, то есть покрытие переменной части графика электрической нагрузки[2].

4. Требования к экономическим параметрам АЭС

С экономической точки зрения ядерная энергетика специфична. Ей свойственны, по крайней мере, две кардинальные особенности. Первая особенность связана с большой ролью капиталовложений, которые вносят основной вклад в стоимость электроэнергии. Из чего следует необходимость особо тщательно и обоснованно учитывать роль капиталовложений. Вторая определяется спецификой использования ядерного топлива, которая существенно отличается от той, что присуща обычному химическому топливу. К сожалению, до сих пор не сложилось единого мнения о том, как следует учитывать эти особенности в экономических расчетах[12]. На примере российской ядерной энергетики можно проанализировать вышеназванные особенности с точки зрения современных особенностей производства электроэнергии.

Известно, что удельные капиталовложения в АЭС значительно выше, чем в обычные электростанции [3], особенно это касается АЭС с быстрыми реакторами. Это связано в первую очередь со сложностью технологической схемы АЭС:

Используются 2-х и даже 3-х контурные системы отвода тепла из реактора.
Создается специальная система гарантированного аварийного расхолаживания.
Предъявляются высокие требования к конструкторским материалам (ядерная чистота).
Изготовление оборудования и его монтаж ведутся в особо строгих, тщательно контролируемых условиях (реакторная технология).

К тому же термический к.п.д. на используемых в настоящее время в России АЭС с тепловыми реакторами заметно ниже, чем на обычных тепловых станциях.

Другим важным вопросом является то, что в твэлах внутри реактора постоянно содержится значительное количество ядерного топлива, необходимого для создания критической массы. В некоторых публикациях[3] предлагается включать в капиталовложения стоимость первой загрузки ядерного топлива. Если следовать этой логике, то в капвложения следует включать не только топливо, находящееся в самом реакторе, но и занятое во внешнем топливном цикле. Для реакторов, использующих замкнутый цикл с регенерацией топлива, таких как быстрые реакторы, общее количество «замороженного» таким образом топлива может в 2-3 раза, а то и больше превышать критическую массу. Все это значительно увеличит и без того значительную составляющую капвложений и соответственно ухудшит расчетные экономические показатели АЭС.

Такой подход нельзя считать правильным. Ведь в любом производстве одни элементы оборудования находятся в постоянной эксплуатации, а другие материальные средства службы регулярно заменяются новыми. Однако, если этот срок не слишком велик, их стоимость не причисляют к капвложениям. Эти затраты учитываются в качестве обычных, текущих. В случае с твэлами в пользу этого свидетельствует период их использования, который не превышает нескольких месяцев[8].

Важным является также вопрос о цене ядерного топлива. Если речь идет только об уране, то его стоимость определяется затратами на добычу, извлечение из руды, изотопное обогащение (если таковое необходимо).

Если топливом является плутоний, который используется для быстрых реакторов, то в общем случае следует различать два режима: замкнутый, когда плутония достаточно для обеспечения потребностей развивающейся энергетики, и конверсионный, когда его не хватает и наряду с ним используется ²³⁵U. Для случая конверсионного цикла цена плутония должна определяться из сопоставления с известной ценой ²³⁵U. В любом быстром реакторе можно использовать как плутониевое, так и урановое топливо. Поэтому при экономическом сопоставлении влияния эффекта вида топлива на капитальную составляющую стоимости электроэнергии можно исключить. Достаточно приравнять между собой лишь непосредственные затраты на топливо (топливные составляющие) в том и другом случае. По оценкам специалистов [3] цена плутония превосходит цену ²³⁵U примерно на 30%. Для плутония это обстоятельство важно, поскольку нарабатываемый плутоний как побочный продукт приносит большой доход.

В замкнутом режиме, когда плутония образуется достаточно для загрузки в существующие и вновь вводимые реакторы, необходимость в использовании ²³⁵U отпадает. Устанавливать какую-либо цену на плутоний не имеет смысла[3]. Он представляет собой полуфабрикат, который замыкается внутри данной отрасли, вырабатывающей единственный конечный продукт – электроэнергию. В случае, если его нарабатывается (образуется) больше, чем нужно для обеспечения потребностей развивающейся энергетики, его можно полностью или частично использовать для других областей его потенциального применения. В этом случае цена плутония будет определяться затратами на его извлечение из твэлов.

Таким образом:

1. Размер отчислений от капвложений в АЭС должен быть существенно ниже применяемого в настоящее время в России директивного значения.

2. Стоимость первой загрузки топлива в реактор и весь топливный цикл в целом не должна входить в капвложения.

3. Стоимость излишнего плутония в установившемся замкнутом цикле реакторов на быстрых нейтронах определяется только затратами на его извлечение из отработавших твэлов. Ценность плутония в конверсионном цикле находится из сопоставления со стоимостью ²³⁵U, используемого в тех же реакторах.

4. В режиме частичной перегрузки активной зоны при вычислении затрат на топливо вместо истинного срока службы твэлов следует использовать более короткое время. В результате уменьшится эффективный рост стоимости за счет ее задержки в производстве.

Учет результатов должен привести к заметному снижению расчетной стоимости вырабатываемой на АЭС энергии по сравнению с тем, что дает применяемая в настоящее время в России методика. Как следствие, для условий Беларуси конкурентоспособность ядерной энергетики может улучшиться по сравнению с обычной при условии, что стоимость продукции будет всецело зависеть и однозначно отвечать затратам на ее выработку[5].

5. Особенности использования АЭС в Белорусской энергосистеме

Сооружение Белорусской АЭС с вводом первого энергоблока 1000 МВт в 2016 году и второго 1000 МВт в 2018 году по доле мощности АЭС приблизит Белорусскую энергосистему к уровню энергосистем таких стран как США, Германия, Англия, Япония, Финляндия, опередив Россию, Китай, Индию и другие страны[5].

Это обусловливает необходимость глубокой и всесторонней оценки влияния АЭС на все сферы энергетического хозяйства и, прежде всего, на загрузку и режим работы традиционных электростанций Белорусской энергосистемы. Объективность и качество такой оценки во многом зависят от правильного определения технических возможностей энергооборудования и методологии оценки получаемого совокупного экономического эффекта.

Положение с ценами на энергоносители на мировом рынке к настоящему времени сложилось таким образом, что покупка ядерного горючего обходится во много раз дешевле, чем эквивалентного количества нефти, природного газа и других видов топлива.[6] Есть основание ожидать, что в будущем этот разрыв в ценах на энергоресурсы будет возрастать. В таких условиях АЭС являются наименее затратными производителями энергии, что привлекает многие страны к их сооружению.

Наиболее характерным, можно сказать, типичным побудительным мотивом к строительству АЭС служит рост потребительского спроса на электроэнергию при ограниченных возможностях его удовлетворения за счёт действующих традиционных электростанций. В этом случае мощность вводимой в эксплуатацию АЭС расходуется на покрытие прироста электрической нагрузки и на восполнение дефицита мощности в энергосистеме. В такой ситуации использование АЭС оказывает умеренное и не столь болезненное влияние на загрузку и режим работы существующих электростанций, не ухудшает серьёзным образом их технико-экономические показатели. Чтобы максимально снизить такое влияние, применяются способы регулирования мощности в энергосистеме с участием самих АЭС. Для этого используется техническая возможность 10-ти процентной ежесуточной разгрузки атомных энергоблоков, а также сооружаются сопутствующие АЭС специальные пиковые энергоустановки в виде пиковых ГТУ и напорно-аккумулирующих гидроэлектростанций (НАГЭС)[8].

Как показывает анализ, таких условий для сооружения АЭС в Белорусской энергосистеме на ближайшие 10-15 лет нет. Согласно прогнозным расчётам, максимальная электрическая нагрузка энергосистемы в период с 2000 года по 2018 год (год выхода АЭС на проектную мощность в 2 млн. кВт) увеличится в 1,3 раза, будет прирастать со средним ежегодным темпом в 1,6% и в 2018 г. достигнет 7714 МВт. Если учесть, что в бытность СССР естественный ежегодный прирост электрических нагрузок в энергосистемах оценивался в 4%, то следует признать, что полученный прирост нагрузки для Белорусской энергосистемы является весьма низким, недостаточным для ускоренного освоения мощности атомных энергоблоков[6].

В то же время в течение всего рассматриваемого периода в Белорусской энергосистеме не проявляется дефицит мощности. Установленная электрическая мощность ныне действующих электростанций, которая на сегодняшний день составляет 7888 МВт и при осуществлении всех намеченных мероприятий по их реконструкции и модернизации к 2018 году может быть доведена до 8987 МВт, в течение всего предстоящего десятилетия будет превышать ожидаемый максимум электрической нагрузки в энергосистеме не менее как на 15%[5].

Это означает, что истинный побудительный мотив, определивший принятие решения о строительстве Белорусской АЭС, а равно и новой КЭС на каменном угле, лежит не в традиционной плоскости электроэнергетического баланса энергосистемы, а в плоскости более общих и более значимых стратегических интересов нашего государства к вопросу будущего энергообеспечения. Основную роль в этом решении сыграло острое желание избавиться от исторически сложившегося и ставшего экономически ущербным моноресурсного топливно-энергетического баланса, в котором уже долгое время доминирует растущий в цене российский природный газ, занимая долю, близкую к 80%, и тем самым повысить энергетическую безопасность страны при одновременном снижении затрат на производство электроэнергии.

Выходящая за рамки традиционности, особенность побудительного мотива сооружения Белорусской АЭС и угольной КЭС обусловливает и иное, более сильное влияние этих электростанций на важнейшие сферы энергетического хозяйства страны, таких как ТЭБ, системы теплоснабжения и особенно на загрузку и режим работы действующих электростанций энергосистемы[8].

Влияние в ТЭБ проявляется в сокращении расхода природного газа в размере не менее 6 млн. т у.т. в год, что составляет около 27% современного его потребления; в суточном и годовом режимах потребления газа в сторону большей неравномерности, что существенно повышает роль суточных и сезонных газохранилищ; в распределении потоков природного газа по территории республики.

Влияние на системы теплоснабжения в основном сказывается на экономическом соотношении комбинированной и раздельной схемы теплоэлек-троснабжения. Войдя в эксплуатацию, АЭС и угольная КЭС становятся замыкающими в энергосистеме по производству электроэнергии. Имея меньшие себестоимости этого производства, по сравнению с ТЭЦ, работающими на природном газе, они повышают экономическую эффективность раздельной схемы до уровня, когда она становится конкурентноспособной по отношению к комбинированной, открывая тем самым дорогу к более широкому использованию газовых котельных. Кроме того, создаются более благоприятные экономические условия для непосредственного применения электроэнергии в теплоснабжении, например, в теплонасосных схемах[8].

Влияние АЭС и угольной КЭС на загрузку и режим работы действующих электростанций в Белорусской энергосистеме столь значительно и многообразно, что необходимы комплексные исследования и оптимизация с применением математического моделирования и вычислительной техники.

Чтобы предметно рассмотреть этот вопрос в ограниченных рамках реферата, следует кратко проанализировать покрытие суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы на перспективу 2018 года, когда в эксплуатацию будут введены два энергоблока на АЭС по 1000 МВт каждый и два энергоблока на угольной КЭС по 200 МВт. Общая установленная мощность обеих электростанций составляет 2400 МВт. В каком режиме им работать — в базовом или манёвренном — определяется самой идеей их создания: максимальное замещение расхода природного газа в энергосистеме и наибольшее снижение затрат на производство электроэнергии. Белорусская АЭС, и угольная КЭС должны использоваться в базовой зоне суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы и, по возможности, работать с полной загрузкой в течение года. Весь вопрос состоит в том: в состоянии ли Белорусская энергосистема, при ожидаемых суточных графиках электрической нагрузки, обеспечить им такое использование, и как при этом изменится загрузка и режим работы всех других электростанций энергосистемы, и какими будут внешние электроэнергетические связи республики[6].

Плотность и форма суточных графиков нагрузок в значительной мере зависят от соотношения в развитии производств разной электроёмкости и доли нагрузки жилищно-коммунального сектора. Оба этих показателя имеют на перспективу вероятностный характер. В условиях, когда идёт жёсткая борьба за снижение энергоёмкости внутреннего валового продукта (ВВП), с одной стороны, и за расширение экспорта отечественной продукции, с другой, имеет смысл задавать суточные графики нагрузок вариантно и вариантно решать вопрос их покрытия.

Атомные электростанции. 3 📙 Реферат → 🆔 31330