2 Традиционнm= 9;е способы получения тепловой и электричесl= 2;ой энергии

Данны = 81; раздел является кратким обзором сов = 88;еменного состояния энергоресуl= 8;сов, в котором рассмотренm= 9; традиционнm= 9;е источники электричесl= 2;ой энергии. К традиционнm= 9;м источникам = 74; первую очередь относятся: тепловая, ат= 086;мная и энергия потока воды.

2.1 Тепловые электростаl= 5;ции

Те= 087;ловая электростаl= 5;ция (ТЭС), электростаl= 5;ция, вырабатываn= 2;щая электричесl= 2;ую энергию в результате преобразовk= 2;ния тепловой энергии, выделяющейl= 9;я при сжигани = 80; органическ&= #1086;го топлива. Первые ТЭС появились в кон. 19 в и получили преимущестk= 4;енное распростраl= 5;ение. В сер. 70-х гг. 20 в. ТЭС — о= ;сновной вид электричесl= 2;ой станций. Дол= 103; вырабатываk= 7;мой ими электроэнеl= 8;гии составляла: = 074; России и США св. 80% (1975), в мире около 76% (1973).

Около 75% всей электроэнеl= 8;гии России производитl= 9;я на тепловых электростаl= 5;циях. Большинстk= 4;о городов России снаб = 78;аются именно ТЭС. Часто в городах используютl= 9;я ТЭЦ - теплоэлектl= 8;оцентрали, производящl= 0;е не только электроэнеl= 8;гию, но и тепло в виде горяче = 81; воды. Такая система является довольно-та = 82;и непрактичнl= 6;й т.к. в отличие от электрок = 72;беля надежность теплотрасl= 9; чрезвычайнl= 6; низка на больших расстоянияm= 3;, эффективноl= 9;ть централизоk= 4;анного теплоснабжk= 7;ния сильно снижается, вследствие уменьшения = 90;емпературы теплоноситk= 7;ля. Подсчитано, что при протяженноl= 9;ти теплотрасс более 20 км (типичная ситуация дл= 03; большинствk= 2; городов) установка электричесl= 2;ого бойлера в от= 076;ельно стоящем доме становитсn= 3; экономичесl= 2;и выгодна.

На тепловых электростаl= 5;циях преобразуеm= 0;ся химическая энергия топлива сначала в ме= 093;аническую, а затем в электричесl= 2;ую.

Топли = 74;ом для такой электростаl= 5;ции могут служи = 90;ь уголь, торф, газ, горючие сланцы, мазу= 090;. Тепловые электричесl= 2;ие станции подразделяn= 2;т на конденса = 94;ионные (КЭС), предназначk= 7;нные для выработ = 82;и только электричесl= 2;ой энергии, и теплоэлектl= 8;оцентрали (ТЭЦ), производящl= 0;е кроме электричесl= 2;ой тепловую энергию в ви= 076;е горячей вод = 99; и пара. Крупные КЭС районного значения получили название государствk= 7;нных районных электростаl= 5;ций (ГРЭС)..

Прост = 77;йшая принципиалn= 0;ная схема КЭС, работающей на угле, представлеl= 5;а на рис. Уголь &= #1087;одается в топливный бункер 1, а из него — в дроб&#= 1080;льную установку 2, где превращаетl= 9;я в пыль. Уголь&#= 1085;ая пыль поступает в топку парогенераm= 0;ора (парового котла) 3, имеющего систему трубок, в которых циркулируеm= 0; химически очищенная вода, называемая питательноl= 1;. В котле вода нагреваетсn= 3;, испаряется, = 072; образовавшl= 0;йся насыщенный пар доводится д = 86; температурm= 9; 400—650°С и под давлением 3—24 МПа поступает п = 86; паропроводm= 1; в паровую турбину 4. Параметры пара завися = 90; от мощности агрегатов.

Тепло = 74;ые конденсациl= 6;нные электростаl= 5;ции имеют невысокий кпд (30— 40%), так как большая = 095;асть энергии теряется с отходящими топочными газами и охлаждающеl= 1; водой конденсатоl= 8;а.

Соору = 78;ать КЭС выгодно = 074; непосредстk= 4;енной близости от мест добычи топлива. При этом потреб = 80;тели электроэнk= 7;ргии могут находиться на значительнl= 6;м расстоянии от станции.

Тепло= 01;лектроцент&#= 1088;аль отличается от конде= ;нсационной станции установленl= 5;ой на ней специ= 072;льной теплофикацl= 0;онной турбиной с отбором пар = 72;. На ТЭЦ одна часть пара полностью используеm= 0;ся в турбине дл= 103; выработки электроэнеl= 8;гии в генератор = 77; 5 и затем поступает в конденсатоl= 8; 6, а другая, имеющая большую температурm= 1; и давление (на рис. штриховая л = 80;ния), отбирается от промежуточl= 5;ой ступени турбины и используетl= 9;я для теплоснабжk= 7;ния. Конденсат насосом 7 через деаэратор 8 и &= #1076;алее питательныl= 4; насосом 9 подается в парогенераm= 0;ор. Количество отбираемогl= 6; пара зависи = 90; от потребностl= 0; предприятиl= 1; в тепловой энергии.

Коэфф = 80;циент полезного действия ТЭ = 62; достигает 60—70= %.

Такие станции строят обычно вблизи потр = 77;бителей — промышленнm= 9;х предприятиl= 1; или жилых массивов. Чаще всего они работаю = 90; на привозно = 84; топливе.

Рассмотреl= 5;ные тепловые электростаl= 5;ции по виду основного теплового агрегата — паровой турбины — относятся к паротурбинl= 5;ым станциям. Значительнl= 6; меньшее распростраl= 5;ение получили тепловые станции с газотурбинl= 5;ыми (ГТУ), парогазовыl= 4;и (ПГУ) и дизельными установкамl= 0;.

Наиболее экономичныl= 4;и являются крупные теп = 83;овые паротурбинl= 5;ые электростаl= 5;ции (сокращенно ТЭС). Большинствl= 6; ТЭС нашей ст= 088;аны используют = 74; качестве топлива угольную пыль. Для выработки 1 кВт-ч электроэнеl= 8;гии затрачиваеm= 0;ся несколько сот граммов угля. В паров&#= 1086;м котле свыше 90% выделяемой топливом эн = 77;ргии передается пару. В турбине кинетическk= 2;я энергия струй пара передается ротору. Вал турбины жестко соединен с валом генер = 72;тора.

Совре = 84;енные паровые турбины для ТЭС — весьма совершенныk= 7;, быстроходнm= 9;е, высокоэконl= 6;мичные машины с большим ресурсом ра = 73;оты. Их мощность = 074; одновальноl= 4; исполнении достигает 1 млн. 200 тыс. кВт, и это не является пределом. Такие машин = 99; всегда бывают мног = 86;ступенчаты&#= 1084;и, т. е. имеют обычо несколько д = 77;сятков дисков с рабочими лопатками и = 090;акое же

кол&#= 1080;чество, перед кажды = 84; диском, груп= 087; сопел, через которые протекает струя пара. Давление и температурk= 2; пара постепенно снижаются.=

Из курса физики= известно, что КПД тепл= 086;вых двигателей увеличиваеm= 0;ся с ростом начальной температурm= 9; рабочего тела. Поэтом= 091; поступающиl= 1; в турбину па= 088; доводят до высоких параметров: температурm= 1; — почти до 550 °С и давление — до 25 МПа. Коэффициенm= 0; полезного действия ТЭ = 57; достигает 40%. Большая час = 90;ь энергии теряется вместе с горячим отр = 72;ботанным паром.

По мнению ученых в основе энергетики ближайшего будущего по-= 087;режнему останется теплоэнергk= 7;тика на не возобновляk= 7;мых ресурсах. Но структура е = 77; изменится. Должно сократитьсn= 3; использоваl= 5;ие нефти. Существенl= 5;о возрастет производстk= 4;о электроэнеl= 8;гии на атомных электростаl= 5;циях. Начнется использоваl= 5;ие пока еще не тронутых гигантских запасов дешевых углей, напри= 084;ер, в Кузнецком, Канско-Ачин = 89;ком, Экибаcтузск = 86;м бассейнах. Широко буде = 90; применятьсn= 3; природный газ, запасы которого в стране намн = 86;го превосходяm= 0; запасы в других странах.

К сожалению, запасы нефт = 80;, газа, угля отнюдь не бе= 089;конечны. Природе, чтобы создать эти запасы, потребовалl= 0;сь миллионы ле = 90;, израсходовk= 2;ны они будут за сотни лет. Сегодня в мире стали всерьез задумыватьl= 9;я над тем, как не допустит= 00; хищническоk= 5;о разграбленl= 0;я земных богатств. Ведь лишь пр= 080; этом услови = 80; запасов топлива может хватить на века.

2.2 Гидроэлектl= 8;останции

<= o:p>

Гидр&#= 1086;электричес= кая станция, гидроэлеl= 2;тростанция (ГЭС), комплекс сооружений = 80; оборудованl= 0;я, посредствоl= 4; которых энергия потока воды преобразуеm= 0;ся в электриче = 89;кую энергию. ГЭС состоит из последоватk= 7;льной цепи г= ;идротехнич = 77;ских сооружений, обеспечиваn= 2;щих необходимуn= 2; концентрацl= 0;ю потока воды = 080; создание напора, и

энерге&= #1090;ического. оборудованl= 0;я, прео= бразующего энергию движущейся под напором воды в механическm= 1;ю энергию вращения которая, в свою очеред= 00;, преобразуеm= 0;ся в электричесl= 2;ую энергию. Напор ГЭС создается концентрацl= 0;ей падения рек = 80; на используемl= 6;м участке пло = 90;иной (рис. 1), либо деривацие = 81; (рис. 2), либо плотиной и деривацией совместно (рис. 3). Основное эн = 77;ргетическо&#= 1077; оборудованl= 0;е ГЭС размеща = 77;тся в здании ГЭС: в машинном зале электр = 86;станции — гидр= ;оагрегаты, вспомогатеl= 3;ьное оборудованl= 0;е, устр= ойства автоматичk= 7;ского управления = 80; контроля; в центральноl= 4; посту управ = 83;ения — пульт оператора-д = 80;спетчера или ав= ;тооператор гидроэлектl= 8;останции. Повышающая транс= 092;орматорная подстанция размещаетсn= 3; как внутри здания ГЭС, так и в отдел&#= 1100;ных зданиях или на открытых площадках. Распр= 077;делительны&= #1077; устройства зачастую располагаюm= 0;ся на открытой площадке. Здание ГЭС может быть р= 072;зделено на секции с одним или нескол&= #1100;кими агрегатами = 80; вспомогатеl= 3;ьным оборудованl= 0;ем, отделённые от смежных ч= 072;стей здания. При здании ГЭС или внутри него создаётся монтажная площадка дл= 03; сборки и ремонта различного оборудованl= 0;я и для вспомо= 075;ательных операций по обслуживанl= 0;ю ГЭС.

По установленl= 5;ой мощности (в Мвт) р&= #1072;зличают ГЭС мощные (св. 250), средние (до 25) и малые (д= 086; 5). Мощность ГЭС зависит от напора Н_а (разности уровней верхнего и нижнего бьефа), рас = 93;ода воды, используемl= 6;го в гидротурб = 80;нах, и кпд гидроа= 075;регата . По ряду причин (вследствие, например сезонных изменений уровня воды = 074; водоёмах, непостоянсm= 0;ва нагрузки энергосистk= 7;мы, ремонта гидроагрегk= 2;тов или гидроте = 93;нических сооружений = 80; т. п.) напор и расход воды непрерывно меняются, а кроме того, меняется расход при регулироваl= 5;ии мощности ГЭ = 57;. Различают годичный, недельный и суточный ци = 82;лы режима работы ГЭС.

По максимальнl= 6; используемl= 6;му напору ГЭС д= 077;лятся на высоконапоl= 8;ные (более 60= м= ), средненапоl= 8;ные (от 25 до 60 м) и низконапорl= 5;ые (от 3 до 25 м). На равн= инных реках напор = 99; редко превышают 1= 00 м= , в горных условиях посредствоl= 4; плотины мож = 85;о создавать напоры до 3= 00 м и более= ;, а с помощью деривации — до = 1500 м= . Классификаm= 4;ия по напору приблизитеl= 3;ьно соответствm= 1;ет типам применяемоk= 5;о энергетичеl= 9;кого оборудованl= 0;я: на высоконапоl= 8;ных ГЭС применяют ковшовые и радиально-о = 89;евые турбины с м= 077;таллически&= #1084;и спиральнымl= 0; камерами; на средненапоl= 8;ных — поворотнолl= 6;пастные и радиально-= 086;севые турбины с железобетоl= 5;ными и металличесl= 2;ими спиральнымl= 0; камерами, на низконапорl= 5;ых — поворотно = 83;опастные турбины в железобетоl= 5;ных спиральных камерах, иногда горизонталn= 0;ные турбины в капсулах ил = 80; в открытых к= 072;мерах. Подразделеl= 5;ие ГЭС по используемl= 6;му напору имее = 90; приблизитеl= 3;ьный, условный характер.=

По схеме использоваl= 5;ия водных ресурсов и к= 086;нцентрации напоров ГЭС обычно подразделяn= 2;т на русловые, приплотиннm= 9;е, деривационl= 5;ые с напорной и безнапорноl= 1; деривацией, смешанные, гидроаккумm= 1;лирующие и приливные. В русловых и приплотиннm= 9;х ГЭС напор воды создаётся плотиной, перегоражиk= 4;ающей реку и подни= 084;ающей уровень вод = 99; в верхнем бьефе. При этом неизбежно некоторое затопление долины реки. В случае сооружения двух плотин на том же участке рек = 80; площадь затопления уменьшаетсn= 3;. На равнинны = 93; реках наибольшая экономичесl= 2;и допустимая площадь затопления ограничиваk= 7;т высоту плотины. Русловые и приплотиннm= 9;с ГЭС строят и на равнинны = 93; многоводныm= 3; реках и на горных река = 93;, в узких сжатых доли = 85;ах.

В состав сооружений русловой ГЭ = 57;, кроме плоти = 85;ы, входят здание ГЭС и водосброснm= 9;е сооружения (рис. 4). Состав гидрот&= #1077;хнических сооружений зависит от высоты напора и установленl= 5;ой мощности. У русловой ГЭ = 57; здание с размещенныl= 4;и в нём гидроагрегk= 2;тами служит продолжениk= 7;м плотины и вместе с ней создаёт напорный фронт. При этом с одной стороны к зданию ГЭС примыкает верхний бье = 92;, а с другой — нижний бьеф. Подводящие спиральные камеры гидротурбиl= 5; своими входными се = 95;ениями закладываюm= 0;ся под уровнем верхнего бьефа, выходные же сечения отсасывающl= 0;х труб погружены под уровнем нижнего бье = 92;а.

В соответствl= 0;и с назначениеl= 4; гидро= 091;зла в его состав могут входить судоходные шлюзы или су= ;доподъёмни = 82;, рыбопропусl= 2;ные сооружения, водозаборнm= 9;е сооружения для ирригации и = 074;одоснабжен&= #1080;я. В русловых ГЭС иногда единственнm= 9;м сооружениеl= 4;, пропускающl= 0;м воду, являет= 089;я здание ГЭС. В этих случая = 93; полезно используемk= 2;я вода последоватk= 7;льно проходит входное сечение с мусорозадеl= 8;живающими решётками, спиральную камеру, гидротурбиl= 5;у, отсасывающm= 1;ю трубу, а по спец. водоводам между соседними турбинными камерами производитl= 9;я сброс паводковых расходов реки. Для рус&#= 1083;овых ГЭС характерны напоры до 30—40 м к простейшим русловым ГЭ = 57; относятся также ранее строившиесn= 3; сельские ГЭ = 57; небольшой мощности. На крупных равнинных р = 77;ках основное русло перекрываеm= 0;ся земляной плотиной, к которой примыкает бетонная водосливн = 72;я плотина и сооружаетсn= 3; здание ГЭС. Такая компоновка типична для многих российских ГЭС на больших рав = 85;инных реках. Волжская ГЭС - наиболее крупная среди станций рус = 83;ового типа.

При более высоких напорах оказываетсn= 3; нецелесообl= 8;азным передавать на здание ГЭ= 057; гидростатиm= 5;еское давление воды. В этом случае применяетсn= 3; тип плотино = 81; ГЭС, у которой напорный фронт на всё= 084; протяжении перекрываеm= 0;ся плотиной, а здание ГЭС располагаеm= 0;ся за плотиной, примыкает к нижнему бьефу (рис. 5). В соста = 74; гидравличеl= 9;кой трассы межд = 91; верхним и нижним бьефом ГЭС такого типа входят глубинный водоприёмнl= 0;к с мусорозадеl= 8;живающей решёткой, турбинный водовод, спиральная камера, гидротурбиl= 5;а, отсасывающk= 2;я труба. В каче&#= 1089;тве дополнит, сооружений = 74; состав узла = 084;огут входить судоходные сооружения = 80; рыбоходы, а т&#= 1072;кже дополнителn= 0;ные водосбросы Примером подобного типа станци = 81; на многоводноl= 1; реке служит Братская ГЭС на реке Ангара (РФ).

Друг&#= 1086;й вид компоновки приплотиннm= 9;х ГЭС, соответ= 089;твующий горным условиям, пр= 080; сравнительl= 5;о малых расходах реки, характерен = 76;ля Нурек= ской ГЭС на реке Вахш (Ср. Азия), проектной мощностью 2700 Мвт. Здание ГЭС открытого типа располагаеm= 0;ся ниже плотин = 99;, вода подводится = 82; турбинам по одному или нескольким напорным туннелям. Иногда здание ГЭС размещают ближе к верх= 085;ему бьефу в подземной (подземная ГЭС) выемке. Такая компоновка целесообраk= 9;на при наличии скальных оснований, о= 089;обенно при земляны = 93; или набросных плотинах, имеющих значительнm= 1;ю ширину. Сбро= 089; паводковых расходов производитl= 9;я через водос = 73;росные туннели или через открытые бе = 88;еговые водосбросы.

В деривационl= 5;ых ГЭС концентрацl= 0;я падения рек = 80; создаётся посредствоl= 4; деривации; в= 086;да в начале используемl= 6;го участка рек = 80; отводится и = 79; речного русла водоводом, с уклоном, значительнl= 6; меньшим, чем ср. уклон рек&#= 1080; на этом участке и со спрямлениеl= 4; изгибов и поворотов русла. Конец деривации подводят к месту расположенl= 0;я здания ГЭС. Отработаннk= 2;я вода либо возвращаетl= 9;я в реку, либо подводится = 82; следующей деривационl= 5;ой ГЭС. Деривация выгодна тогда, когда уклон реки велик. Деривационl= 5;ая схема концентрацl= 0;и напора в чистом виде (бесплотинн = 99;й водозабор и = 83;и с низкой водозаборнl= 6;й плотиной) на практике приводит к тому, что из реки забирается лишь небольшая часть её стока. В других случ = 72;ях в начале деривации н = 72; реке сооруж = 72;ется более высокая плотина и создаётся в = 86;дохранилищ&#= 1077;; такая схема концентрацl= 0;и падения называется смешанной, т. к. используютl= 9;я оба принцип = 72; создания напора. Иногда, в зав&#= 1080;симости от местных условий, здание ГЭС в= 099;годнее располагатn= 0; на некоторо = 84; расстоянии от конца используемl= 6;го участка рек = 80; вверх по течению; деривация разделяетсn= 3; по отношени= 02; к зданию ГЭС на подводящую = 80; отводящую. В ряде случае = 74; с помощью деривации производитl= 9;я переброска стока реки в соседнюю ре = 82;у, имеющую более низки = 77; отметки русла. Харак= 090;ерным примером является Ингурская Г = 69;С, где сток рек= 080; Ингури= перебрасыk= 4;ается туннелем в соседнюю реку Эрисцкали (Кавказ).

Соор&#= 1091;жения безнапорныm= 3; деривационl= 5;ых ГЭС состоят из трёх основных групп: водозаборнl= 6;е сооружение, водоприёмнk= 2;я плотина и со= 073;ственно деривация (канал, лоток, безнапорныl= 1; туннель). Дополнит, сооруженияl= 4;и на ГЭС с безнапорноl= 1; деривацией являются отстойники = 80; бассейны суточного регулироваl= 5;ия, напорные ба = 89;сейны, холостые водосбросы = 80; турбинные в = 86;доводы. Крупнейшая ГЭС с безнапорноl= 1; подводящей деривацией R= 12; ГЭС Роберт-Мозе = 89; (США) с мощнос&= #1090;ью 1950 Мвт, = 072; с безнапорноl= 1; отводящей деривацией R= 12; Ингурская ГЭС (СССР) мощностью 1300 Мвт.<= /span>

На ГЭ&= #1057; с напорной деривацией водов= ;од (туннель, металличесl= 2;ая, деревянная или железоб = 77;тонная труба) прокладываk= 7;тся с несколько большим продольным уклоном, чем &#= 1087;ри безнапорноl= 1; деривации. Применение напорной подводящей деривации обусловливk= 2;ется изменяемосm= 0;ью горизонта воды в верхн= 077;м бьефе, из-за чего в процессе эксплуатацl= 0;и изменяется = 80; внутренний напор дерив = 72;ции. В состав сооружений ГЭС этого типа входят: плотина, водозаборнm= 9;й узел, деривация с напорным во = 76;оводом, станционныl= 1; узел ГЭС с уравнительl= 5;ым резервуароl= 4; и турбинным = 80; водоводами, отводящая деривация в виде канала или туннеля (при подземной ГЭС). Крупнейшая ГЭС с напорной подводящей деривациеl= 1; — Нечако-Кема = 85;о (Канада) проектной мощностью 1792 Мвт.<= /span>

ГЭС с напорной отводящей деривацией применяетсn= 3; в условиях значит, изменений уровня воды = 074; реке в месте выхода отводящей деривации или по экономичесl= 2;им соображениn= 3;м, В этом случа= 077; необходимо сооружение уравнительl= 5;ого резервуара (= 074; начале отводящей деривации) для выравниванl= 0;я неустановиk= 4;шегося потока воды = 074; реке. Наиболее мощная ГЭС (350 Мвт) этого типа — ГЭС Харспронгеm= 0; (Швеция),

Особ&#= 1086;е место среди ГЭС занимаю = 90; гидро= 072;ккумулирую&= #1097;ие электростаl= 5;ции (ГАЭС) и приливные электростаl= 5;ции (ПЭС). Сооружение ГАЭС обусловленl= 6; ростом потр = 77;бности в пиковой мощности в крупных эне = 88;гетических системах, чт= 086; и определяе = 90; генераторн&= #1091;ю мощность, требующуюсn= 3; для покрыти= 03; пиковых нагрузок. Способностn= 0; ГАЭС аккумулироk= 4;ать энергию основана на том, что свободная в энергосистk= 7;ме в некоторры = 81; период времени (провала графика пот = 88;ебности) электричесl= 2;ая энергия используетl= 9;я агрегатами ГАЭС, которые, работая в ре= 078;име насоса, нагнетают воду из водохранилl= 0;ща в верхний аккумулируn= 2;щий бассейн. В пе&#= 1088;иод пиков нагрузки аккумулироk= 4;анная т. о. энергия возвращаетl= 9;я в энергосистk= 7;му (вода из верх&#= 1085;его бассейна поступает в напорный тр = 91;бопровод и вращает гидроагрегk= 2;ты, работающие = 74; режиме генератора тока). Мощность от = 76;. ГАЭС с таким= 080; обратимыми гидроагрегk= 2;тами достигает 1620 Мвт (Корнуолл, США).

ПЭС преобразуюm= 0; энергию морских приливов в электричесl= 2;ую. Электроэнеl= 8;гия приливных ГЭС в силу некоторых особенностk= 7;й, связанных с периодичныl= 4; характером приливов и отливов, может быть использоваl= 5;а в энергосис = 90;емах лишь совмес = 90;но с энергией регулируюm= 7;их электростаl= 5;ций, которые восполняют = 87;ровалы мощности приливных электростаl= 5;ций в течение суток или месяцев. В 1967 в = 86; Франции был = 86; завершено строительсm= 0;во крупной ПЭС на реке Ране (24 агрегата общей мощностью 240 Мвт). В СССР в 1968 в Кислой Губе (Кольский п-ов) вступила в с= 090;рой первая опытная ПЭС мощностью 0,4 Мвт, н = 72; которой нын = 77; проводятся эксперименm= 0;альные работы для будущего строительсm= 0;ва ПЭС.

По характеру использоваl= 5;ия воды и услов= 080;ям работы различают ГЭС на бытовом стоке без регулироваl= 5;ия, с суточным, недельным, с= 077;зонным (годовым) и многолетниl= 4; регулироваl= 5;ием. Отдельные ГЭС или каскады ГЭС, как правило, работают в системе совместно с конде= 085;сационными<= span style=3D'mso-spacerun:yes'> электростk= 2;нциями (КЭС), теплоэлектl= 8;оцентралям= 080; (ТЭЦ), а= 090;омными электростаl= 5;циями (АЭС), газотурбинl= 5;ыми установкамl= 0; (ГТУ), причём в зависимостl= 0; от характер = 72; участия в покрытии графика нагрузки энергосистk= 7;мы ГЭС могут быть базисными, полупиковыl= 4;и и пиковыми.

Важн&#= 1077;йшая особенностn= 0; гидроэнергk= 7;тических ресурсов по сравнению с топливно-эн = 77;ргетически&#= 1084;и ресурсами — их непрерыв = 85;ая возобновляk= 7;мость. Отсутствие = 87;отребности в топливе дл= 103; ГЭС определяет = 85;изкую себестоимоl= 9;ть вырабатываk= 7;мой на ГЭС электроэнеl= 8;гии. Поэтому сооружению = 43;ЭС, несмотря на значительнm= 9;е, удельные ка = 87;италовложе&#= 1085;ия на 1 кВт установленl= 5;ой мощности и продолжитеl= 3;ьные сроки строительсm= 0;ва, придавалосn= 0; и придаётся большое значение, особенно ко = 75;да это связано = 089; размещениеl= 4; электроёмкl= 0;х производстk= 4;.

Одни из первых гидроэлектl= 8;ических установок мощностью всего в несколько сотен Вт были сооружены в 1876—81 в Штангассе и Лауфене (Гер= 084;ания) и в Грейсайд= 077; (Англия). Развитие ГЭ = 57; и их промышленнl= 6;е использоваl= 5;ие тесно связа = 85;о с проблемой передачи электроэнеl= 8;гии на расстояние: как правило, места, наибо= 083;ее удобные для сооружения ГЭС, удалены от основных потребителk= 7;й электроэнеl= 8;гии. Протяжённоl= 9;ть существоваk= 4;ших в то время линий электропере= ;дач не превышал = 72; 5—10 км, самая длинная линия 57 км= . Сооружение линии электроперk= 7;дачи (170 км= ) от Лауфенской ГЭС до Франкфурта- = 85;а-Майне (Германия) для снабжен = 80;я электроэнеl= 8;гией Международl= 5;ый электротеm= 3;нический выст= авки (1891) открыла широкие возможностl= 0; для развити= 03; ГЭС. В 1892 промышленнm= 9;й ток дала ГЭС, &= #1087;остроенная на водопаде = 074; Бюлахе (Швейцария), почти одновременl= 5;о в 1893 были построены Г = 69;С в Гелыпене (Швеция), на реке Изар (Германия) и в Калифорнии (США). В 1896 вступила в строй Ниагарская = 43;ЭС (США) постоянногl= 6; тока; в 1898 дала ток ГЭС Рейп= 092;ельд (Германия), а в 1901 стали под нагрузку ги = 76;рогенерато&#= 1088;ы ГЭС Жонат (Франция).

В России существоваl= 3;и, но так и не были реализованm= 9; детально разработанl= 5;ые проекты ГЭС русских учёных Ф. А. Пироцкого, И. А. Тиме, Г. О. Графтио,= И. Г. Александроk= 4;а и др., предусматрl= 0;вавших, в частности, использоваl= 5;ие порожистых участков ре = 82; Днепр, Волхов, Западная Двина, Вуокс= 072; и др. Так, напр= ., уже в 1892—95 русским инженером В. Ф. Добротворсl= 2;им были составлены проекты соо = 88;ужения ГЭС мощностью 23,8 Мвт на реке Нарова и 36,8 Мвm= 0; на водопаде Б. Иматра. Реализации = 01;тих проектов препятствоk= 4;али как косност= 00; царской бюрократии, так и интересы частных капиталистl= 0;ческих групп, связанных с топливной промышленнl= 6;стью. Первая промышленнk= 2;я ГЭС в России мощностью около 0,3 Мвт (300 кВт) была построена в 1895—96 под руководствl= 6;м русских инженеров В.Н.Чиколсва и Р. Э. Классона дл= 03; электроснаk= 3;жения Охтинского порохового завода в Петербурге. = 042; 1909 закончилосn= 0; строительсm= 0;во крупнейшей = 74; дореволюциl= 6;нной России= Гиндукушсl= 2;ой ГЭС мощностью 1,35 МВт (1350 кВт) на р. Мургаб (Туркмения). В период 1905—17 вступили в строй Саткинская, Алавердинсl= 2;ая, Каракультуl= 2;ская, Тургусунскk= 2;я, Сестроредкk= 2;я и др. ГЭС небольшой мощности. Сооружалисn= 0; также частные фабрично-за = 74;одские гидроэлектl= 8;ические установки с использоваl= 5;ием оборудованl= 0;я иностранныm= 3; фирм.

Перв&#= 1072;я мировая война 1914—18 и связанный с ней интенси = 74;ный рост промыш = 83;енности некоторых западных стран повлекли за собой развитие действовавm= 6;их и строительсm= 0;во новых энергопромm= 9;шленных центров, в т. ч. на базе ГЭС. В результате = 84;ощность ГЭС во всём мире к 1920 достигла 17 тыс. Мk= 4;т, а мощность отдельных ГЭС, напр. Масл-Шолс (США), Иль-Малинь (Канада), превысила 400 Мвт (400 тыс. кk= 4;т).

В 60-х г = 75;. прошлого века наметилась тенденция к снижению доли ГЭС в общем мировом производстk= 4;е электроэнеl= 8;гии и всё большему ис = 87;ользованию ГЭС для покрытия пиковых наг = 88;узок. К 1970 всеми ГЭС мира производилl= 6;сь около 1000 млрд. квт-ч = 01;лектроэнер&#= 1075;ии в год, причём начиная с 1960 дl= 6;ля ГЭС в мирово= 084; производстk= 4;е снижалась в = 089;реднем за год примерно на 0,7= % . Особенно быстро снижается доля ГЭС в общем производстk= 4;е электроэнеl= 8;гии в ранее традиционнl= 6; считавшихсn= 3; «гидроэнерk= 5;етическими&ra= quo; странах (Швейцария, Австрия, Финляндия, Япония, Канада, отчасти Франция), т. к. их экономич = 77;ский гидроэнергk= 7;тический потенциал п = 88;актически исчерпан.=

Несм&#= 1086;тря на снижение доли ГЭС в общей выраб = 86;тке, абсолютные значения пр = 86;изводства электроэнеl= 8;гии и мощности Г= 069;С непрерывно растут вследствие строительсm= 0;ва новых крупных электростаl= 5;ций. В 1969 в мире насчитывалl= 6;сь свыше 50 действующиm= 3; и строящихс= 03; ГЭС единичной мощностью 1000 Мвт и выше, причём 16 из них — на территории стран СНГ.

Ва= 078;нейшая особенностn= 0; гидроэнергk= 7;тических ресурсов по сравнению с топливно-эн = 77;ргетически&#= 1084;и ресурсами — их непрерывнаn= 3; возобновляk= 7;мость. Отсутствие потребностl= 0; в топливе дл= 103; ГЭС определяет низкую себе = 89;тоимость вырабатываk= 7;мой на ГЭС электроэнеl= 8;гии. Поэтому сооружению ГЭС, несмотр= 103; на значител= 00;ные, удельные капиталовлl= 6;жения на 1 квт устан&= #1086;вленной мощности и продолжитеl= 3;ьные сроки строительсm= 0;ва, придавалосn= 0; и придаётся большое значение, особенно когда это св= 103;зано с размещениеl= 4; электроёмкl= 0;х производстk= 4;.

2.3. Атомные электростаl= 5;ции

Ат= 086;мная электростаl= 5;ция (АЭС) - электростаl= 5;ция, в которой атомная (ядерная) энергия преобразуеm= 0;ся в электричесl= 2;ую. Генератороl= 4; энергии на АЭС являетс= 03; атомный реактор. Тепло, которое выделяется = 74; реакторе в результате цепной реак = 94;ии деления яде = 88; некоторых тяжёлых элементов, затем так же, как и на обычных тепловых электростаl= 5;циях (ТЭС), преобразуеm= 0;ся в электроэн = 77;ргию. В отличие от ТЭС, работающих = 85;а органическl= 6;м топливе, АЭС работает на = 103;дерном горючем (в основе ²³³U, ²³⁵U, ²³⁹Pu). Установленl= 6;, что мировые энергетичеl= 9;кие ресурсы ядерного горючего (уран, плутоний и др.) существенl= 5;о превышают энергоресуl= 8;сы природных запасов органическl= 6;го топлива (нефть, уголь, природный газ и др.). Это открывает широкие перспективm= 9; для удовлет = 74;орения быстро растущих потребностk= 7;й в топливе. Кр&#= 1086;ме того, необходимо учитывать всё увеличи = 74;ающийся объём потреблениn= 3; угля и нефти для технологичk= 7;ских целей мировой хим = 80;ческой промышленнl= 6;сти, которая становится серьёзным конкурентоl= 4; тепловых электростаl= 5;ций. Несмотря на открытие новых месторождеl= 5;ий органическl= 6;го топлива и совершенстk= 4;ование способов ег = 86; добычи, в мире наблюдаетсn= 3; тенденция к относительl= 5;ому, увеличению его стоимос = 90;и. Это создаёт наиболее тяжёлые усл = 86;вия для стран, имеющих ограниченнm= 9;е запасы топлива органическl= 6;го происхождеl= 5;ия. Очевидна не = 86;бходимость быстрейшегl= 6; развития атомной энергетики, которая уже занимает заметное место в энергетичеl= 9;ком балансе ряд = 72; промышленн&= #1099;х стран мира.

Пе= 088;вая в мире АЭС опытно-пром = 99;шленного назначения (рис. 1) мощностью 5 Мвт была пущена в ССС= 056; 27 июня 1954 г. в г. Обнинске. До этого энергия атомного ядра использоваl= 3;ась в военных целях. Пуск первой АЭС ознаменоваl= 3; открытие нового направлениn= 3; в энергетик = 77;, получившегl= 6; признание н = 72; 1-й Международl= 5;ой научно-техн = 80;ческой конференциl= 0; по мирному использоваl= 5;ию атомной эне = 88;гии (август 1955, Женева).

Принц= ипиальная схема АЭС с ядерным реактором, имеющим водяное охлаждение, = 087;риведена на рис. 2. Тепло= ;, выделяется = 74; активной зоне реактора, теплоноситk= 7;лем, вбира= ;ется водой (теплоносит = 77;лем 1-го контура), которая прокачиваеm= 0;ся через реактор циркуляциоl= 5;ным насосом 2. Нагретая вода из реактора поступав в теплообменl= 5;ик (парогенера = 90;ор) 3, где передаё&= #1090; тепло, полученное = 74; реакторе воде 2-го конт&= #1091;ра. Вода 2-го контура испаряется = 74; парогенераm= 0;оре, и образованнm= 9;й пар поступает в турбину 4.

На= 080;более часто на АЭС применяют 4 типа реакто = 88;ов на тепловых нейтронах 1) водо-водян= 099;е с обычной водой в качестве замедлителn= 3; и теплоноси = 90;еля; 2) графито-вод = 85;ые с водяным те= 087;лоносителе&= #1084; и графитовы = 84; замедлителk= 7;м; 3) тяжеловоднm= 9;е с водяным теплоноситk= 7;лем и тяжёлой водой в качестве замедлителn= 3; 4) графито-газ&= #1086;вые с газовым теплоноситk= 7;лем и графитовы = 84; замедлителk= 7;м.

В России строят главным образом графито-вод = 85;ые и водо-водяны = 77; реакторы. На АЭС США наиб= 086;льшее распростраl= 5;ение получили водо-водяны = 77; реакторы. Гр= 072;фито-газовы= е реакторы применяютсn= 3; в Англии. В атомной энергетике Канады преобладаюm= 0; АЭС с тяжеловоднm= 9;ми реакторами.

В зависимостl= 0; от вида и агрегатногl= 6; состояния теплоноситk= 7;ля создается тот или иной термодинамl= 0;ческий цикл АЭС. Выбор верхней температурl= 5;ой границы термодинамl= 0;ческого цикла опред = 77;ляется максимальнl= 6; допустимой температурl= 6;й оболочек тепловыделn= 3;ющих элементов (ТВЭЛ), содержащих ядерное горючее, доп= 091;стимой температурl= 6;й собственно ядерного горючего, а также свойствами теплоноситk= 7;ля, принятого д = 83;я данного тип = 72; реактора. На АЭС теплово = 81; реактор, которой охлаждаетсn= 3; водой, обычн= 086; пользуются низкотемпеl= 8;атурными паровыми циклами. Реакторы с газовым теплоноситk= 7;лем позволяют применять относительl= 5;о более экономичныk= 7; циклы водяного пара с повышеннымl= 0; начальными давлением и температурl= 6;й. Тепловая сх = 77;ма АЭС в этих двух случая = 93; выполняетсn= 3; 2-контурной: в 1-м контуре циркулируеm= 0; теплоноситk= 7;ль, 2-й контур — пароводяноl= 1;. При реактор = 72;х с кипящим водяным или высокотемпk= 7;ратурным газовым теплоноситk= 7;лем возможна од = 85;оконтурная тепловая АЭС. В кипящих реакторах вода кипит в активной зоне, получе= 085;ная пароводянаn= 3; смесь сепарируетl= 9;я, и насыщенны = 81; пар направляетl= 9;я или непосре = 76;ственно в турбину, или предваритеl= 3;ьно возвращаетl= 9;я в активную зону для перегрева (рис. 3).

В высокотемпk= 7;ратурных графито-газ = 86;вых реакторах возможно применение обычного га = 79;отурбинног&#= 1086; цикла. Реактор в этом случае выполняет роль камеры сгорания.=

Пр= 080; работе реактора концентрацl= 0;я делящихся изотопов в ядерном топливе постепенно уменьшаетсn= 3;, и топливо выгорает. Поэтому со временем их заменяют свежими. Ядерное горючее перезагружk= 2;ют с помощью механизмов = 80; приспособлk= 7;ний с дистанционl= 5;ым управлениеl= 4;. Отработавшk= 7;е топливо переносят в бассейн выдержки, а затем направляют = 85;а переработкm= 1;.

К реактору и обслуживаюm= 7;им его система = 84; относятся: собственно реактор с биологичесl= 2;ой защитой, теплообменl= 5;ики, насосы или г= 072;зодувные установки, осуществляn= 2;щие циркуляцию теплоноситk= 7;ля; трубопровоk= 6;ы и арматура циркуляции контура; устройства = 76;ля перезагрузl= 2;и ядерного горючего; системы спе = 94;. вентиляции, аварийного расхолаживk= 2;ния и др.

В зависимостl= 0; от конструктиk= 4;ного исполнения реакторы имеют отличительl= 5;ые, особенностl= 0;: в корпусных реакторах топливо и за= 084;едлитель расположенm= 9; внутри корпуса, нес= 091;щего полное давление теплоноситk= 7;ля; в канальных реакторах топливо, охлаждаемыk= 7; теплоноситk= 7;лем, устанавливk= 2;ются в спец. труба&#= 1093;-каналах, пронизываюm= 7;их замедлителn= 0;, заключённm= 9;й в тонкостеннm= 9;й кожух. Такие реакторы применяютсn= 3; в России (Сибирская, Белоярская АЭС и др.),

Дл= 103; предохранеl= 5;ия персонала АЭС от радиа= 094;ионного облучения реактор окружают би = 86;логической защитой, основным материалом = 76;ля которой служат бето = 85;, вода, песок. Оборудованl= 0;е реакторногl= 6; контура должно быть = 087;олностью герметичныl= 4;. Предусматрl= 0;вается система контроля мест возможной утечки тепл = 86;носителя, принимают меры, чтобы появление н = 77; плотностей = 80; разрывов контура не п= 088;иводило к радиоактивl= 5;ым выбросам и загрязнениn= 2; помещений АЭС и окружающей местности. Оборудованl= 0;е реакторногl= 6; контура обы = 95;но устанавливk= 2;ют в герметичныm= 3; боксах, кото= 088;ые отделены от остальных помещений АЭС биологи = 95;еской защитой и пр= 080; работе реактора не обслуживаюm= 0;ся, Радиоактивl= 5;ый воздух и небольшое количество паров теплоноситk= 7;ля, обусловленl= 5;ое наличием протечек из = 082;онтура, удаляют из необслуживk= 2;емых помещений АЭС спец. системой вентиляции, = 074; которой для исключения = 74;озможности загрязнениn= 3; атмосферы предусмотрk= 7;ны очистные фильтры и газгольдерm= 9; выдержки. За выполнениеl= 4; правил радиационнl= 6;й безопасносm= 0;и персоналом АЭС следит служба дозиметричk= 7;ского контроля.=

Пр= 080; авариях в системе охлаждения реактора дл= 03; исключения перегрева и нарушения герметичнl= 6;сти оболочек Т = 42;ЭЛов предусматрl= 0;вают быстрое (в течение несколько секунд) глушение ядерной реа = 82;ции; аварийная система расхолаживk= 2;ния имеет автон = 86;мные источники питания.

На= 083;ичие биологичеl= 9;кой защиты, сист= 077;м специальноl= 1; вентиляции = 80; аварийного = 88;асхолажива&#= 1085;ия и службы дозиметричk= 7;ского контроля позволяет полностью обезопаситn= 0; обслуживаюm= 7;ий персонал АЭ = 57; от вредных воздействиl= 1; радиоактивl= 5;ого облучения.=

Об= 086;рудование машинного зала АЭС аналогично оборудованl= 0;ю машинного зала ТЭС. Отличительl= 5;ая, особенностn= 0; большинствk= 2; АЭС — использоваl= 5;ие пара сравнительl= 5;о низких параметров, насыщенногl= 6; или слабо перегретогl= 6;.

При этом для исключения эрозионногl= 6; повреждениn= 3; лопаток последних ступеней турбины час = 90;ицами влаги, содержащейl= 9;я в пару, в турб&= #1080;не устанавливk= 2;ют сепарирующl= 0;е устройства. Иногда необходимо применение выносных сепаратороk= 4; и промежуточl= 5;ых перегреваm= 0;елей пара. В связи с тем, что теплоноситk= 7;ль и содержащи = 77;ся в нём примес= 080; при прохождениl= 0; через активную зону реактора активируютl= 9;я, конструктиk= 4;ное решение оборудованl= 0;я машинного зала и системы охлаждения конденсатоl= 8;а турбины одноконтурl= 5;ых АЭС должно п= 086;лностью исключать возможностn= 0; утечки тепл = 86;носителя. На двухконтурl= 5;ых АЭС с высокими параметрамl= 0; пара подобные требования = 82; оборудованl= 0;ю машинного зала не предъявляюm= 0;ся.

В число специфичныm= 3; требований = 82; компоновке оборудованl= 0;я АЭС входят: мини= 084;ально возможная протяжённоl= 9;ть коммуникацl= 0;й, связанных с радиоактивl= 5;ыми средами, повышенная жёсткость фундаментоk= 4; и несущих конструкциl= 1; реактора, на= 076;ёжная организациn= 3; вентиляции помещений. В реакторном зале размещены: реактор с би= 086;логической защитой, запасные ТВЭЛы и аппа= 088;атура контроля. АЭ= 057; скомпоноваl= 5;а по блочному принципу реактор—туl= 8;бина. В машинном зале распол = 86;жены турбогенерk= 2;торы и обслуживаюm= 7;ие их системы. Между машинным и реакторным = 79;алами размещены вспомогатеl= 3;ьные оборудованl= 0;е и системы управления станцией.=

В большинствk= 7; промышленнl= 6; развитых стран (Россия, США, Англия, Франция, Канада, ФРГ, Япония, ГДР и др.) мощность действующиm= 3; и строящихс= 03; АЭС к 1980 доведена д = 86; десятков Гв = 90;. По данным Международl= 5;ого атомного агентства ООН, опубликоваl= 5;ным в 1967, установленl= 5;ая мощность всех АЭС в мире к 1980 достигла 300Гвт.

За год= 099;, прошедшие с = 86; времени пуска в эксплуатацl= 0;ю первой АЭС, было создан = 86; несколько к = 86;нструкций ядерных реакторов, н= 072; основе кото = 88;ых началось широкое развитие атомной энергетики = 74; нашей стран = 77;.

АЭС являющиеся наиболее современныl= 4; видом электростаl= 5;ций, имеют ряд существеннm= 9;х преимущестk= 4; перед други = 84;и видами электростаl= 5;ций: при нормаль = 85;ых условиях функционирl= 6;вания они абсолют = 85;о не загрязняют окружающую среду, не тре&#= 1073;уют привязки к источнику сырья и соответствk= 7;нно могут быть размещены практическl= 0; везде, новые &#= 1101;нергоблоки имеют мощность практическl= 0; равную мощности средней ГЭС, однако коэф = 92;ициент использоваl= 5;ия установленl= 5;ой мощности на АЭС (80%) значительнl= 6; превышает этот показа = 90;ель у ГЭС или ТЭС.<= span style=3D'mso-spacerun:yes'> Об экономичноl= 9;ти и эффективноl= 9;ти атомных электростаl= 5;ций может говор = 80;ть тот факт, что из 1 кг урана можно получить столько же теплоты, сколько при = 089;жигании примерно 3000 т каменного угля.

З= ;начительны = 93; недостаткоk= 4; АЭС при нормальных условиях функционирl= 6;вания практическl= 0; не имеют. Однако нельзя не отметить оп = 72;сность АЭС при возможных форсмажорнm= 9;х обстоятельl= 9;твах: землетрясеl= 5;иях, ураганах, и т. п. - здесь стар= ые модели энергоблокl= 6;в представляn= 2;т потенциальl= 5;ую опасность радиационнl= 6;го заражения территорий из-за неконтролиl= 8;уемого перегрева реактора.

2.1. Тепловые электростаl= 5;ции

2.2. Гидро= ;электроста = 85;ции

2.3. Атомные электростаl= 5;ции

Те= ;стирование: Тест 2

2.1 Тепловые электростаl= 5;ции

2.2 Гидроэлектl= 8;останции

2.3. Атомные электростаl= 5;ции