Каталог :: Физика

Реферат: Источники электроэнергии

                            Источники Энергии.                            
     ТЕПЛОВАЯ      ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ (ТЭС), электростанция, 
вырабатываю­щая электрическую энергию в результате пре­образования тепловой
энергии, выделяю­щейся при сжигании органического топлива. Первые ТЭС появились
в кон. 19 в (в 1882 — в Нью-Йорке, 1883 — в Петер­бурге, 1884 — в Берлине) и
получили преимущественное распространение.  В сер. 70-х гг. 20 в. ТЭС —
основной вид элек­трической станций. Доля вырабатываемой ими электроэнергии
составляла: в СССР и США св. 80% (1975), в мире около 76% (1973).
Среди ТЭС преобладают тепловые паротурбинные электростанции (ТПЭС), на
которых тепловая энергия исполь­зуется в парогенераторе для получения
водяного пара высокого давления, приводящего во вра­щение ротор паровой
турбины, соединён­ный с ротором электрического  генерато­ра (обычно 
синхронного генератора). В СССР на ТПЭС производится (1975) ~99%
электроэнергии, вырабатываемой ТЭС. В качестве топлива на таких ТЭС используют
уголь (преимущественно), мазут, природный газ, лигнит, торф, сланцы. Их кпд
достигает 40%, мощ­ность -3 Гвт; в СССР создаются ТПЭС полной проектной
мощностью до 5-6 Гвт.
ТПЭС, имеющие в качестве привода электрогенераторов конденсационные тур­бины 
и не использующие тепло отра­ботавшего пара для снабжения тепловой энергией
внешних потребителей, называют конденсационными  электростанциями 
(официальное назв. в СССР — Государственная рай­онная электрическая станция, или 
ГРЭС). На ГРЭС вырабатывается около  2/3 электро­энергии, производимой на
ТЭС. ТПЭС оснащенные теплофикационными турби­нами и отдающие тепло
отработавшего пара промышленным или коммунально-бытовым потребителям, называют 
теплоэлектроцент­ралями (ТЭЦ); ими вырабатывается около
1/3 электроэнергии,  производимой на ТЭС.
ТЭС с приводом электрогенератора от газовой турбины называют 
газотурбинными электростанциями (ГТЭС). В камере сгорания ГТЭС сжигают газ
или жидкое топливо; продукты сгорания с темпера­турой 750—900 "С поступают в
газо­вую турбину, вращающую электрогене­ратор. Кпд таких ТЭС обычно составляет
26—28%, мощность — до нескольких со­тен Мвт. ГТЭС обычно применяются
для покрытия пиков электрической нагрузки..
ТЭС с парогазотурбинной установ­кой, состоящей из паротурбинного и
газо­турбинного агрегатов, называют парогазовой    электростанцией (ПГЭС), кпд
которой может достигать 42 — 43%. ГТЭС и ПГЭС также могут отпу­скать тепло
внешним потребителям, т. е. работать как ТЭЦ.
Иногда к ТЭС условно относят атом­ные электростанции (АЭС),
электро­станции с магнитогидродинамическими генераторами (МГДЭС) и 
геотермиче­ские электростанции.
     .
     . 
     
     ГИДРОЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СТАНЦИЯ, гидроэлектростанция (ГЭС), комплекс
сооружений и оборудования, посредством которых энергия потока воды
преобразуется в электрическую энергию. ГЭС состоит из последовательной цепи 
гид­ротехнических сооружений, обеспечи­вающих необходимую концентрацию
по­тока воды и создание напора, и энергетического. оборудования,
преобразующего энергию движущейся под напором воды в механическую энергию
вращения  которая, в свою очередь, преобразуется в электрическую энергию.
Напор ГЭС создается концентрацией падения реки на используемом участке
плотиной(рис1), либо дерива
цией (рис. 2), либо плотиной и дери­вацией совместно (рис. 3). Основное
энергетическое оборудование ГЭС размещается в здании ГЭС: в машинном зале
электростанции — гидроагрегаты, вспомогательное оборудование,
устройства  автоматического управления и контроля; в центральном посту
управления — пульт оператора-диспетчера или автооператор
гидро­электростанции. Повышающая транс­форматорная подстанция 
размещается как внутри здания ГЭС, так и в отдельных зда­ниях или на открытых
площадках. Рас­пределительные устройства зачастую располагаются на
открытой площадке. Здание ГЭС может быть разделено на секции с одним или
несколькими агрегатами и вспомогательным оборудованием, отделённые от смежных
частей здания. При здании ГЭС или внутри него создаётся монтаж­ная площадка для
сборки и ремонта раз­личного оборудования и для вспомогательных операций по
обслуживанию ГЭС.
По установленной мощности (в .Мвт) различают ГЭС мощные (св. 250),
сред­ние (до 25) и малые (до 5). Мощность ГЭС зависит от напора На 
(разности уровней верхнего и нижнего бьефа), расхода воды ,
используемого в гидротурбинах, и кпд гидроагрегата . По ряду причин
(вследствие, например сезонных изменений уровня воды в во­доёмах, непостоянства
нагрузки энерго­системы, ремонта гидроагрегатов или гидротехнических сооружений
и т. п.) напор и расход воды непрерывно меняются, а кроме того, меняется расход
при регули­ровании мощности ГЭС. Различают го­дичный, недельный и суточный
циклы
     
режима работы ГЭС.
По максимально используемому напо­ру ГЭС делятся на высоконапорные (более 60 
м), средненапорные (от 25 до 60 м) и низконапорные (от 3 до 25 
м). На равнинных реках напоры редко пре­вышают 100 м , в горных
условиях посредством плотины можно создавать напоры до 300 м и более, а
с помощью дерива­ции — до 1500 м. Классификация по напору
приблизительно соответствует ти­пам применяемого энергетического оборудова­ния:
на высоконапорных ГЭС применяют ковшовые и радиально-осевые  турби­ны с
металлическими спиральными камера­ми; на средненапорных — поворотнолопастные и
радиально-осевые турбины с железобетонными и металлическими спираль­ными
камерами, на низконапорных — поворотнолопастные турбины в железо­бетонных
спиральных камерах, иногда горизонтальные турбины в капсулах или в открытых
камерах. Подразделение ГЭС по используемому напору имеет при­близительный,
условный характер.
По схеме использования водных ре­сурсов и концентрации напоров ГЭС обыч­но
подразделяют на русловые, приплотинные, деривационные с напорной и
без­напорной деривацией, смешанные, гидроаккумулирующие и приливные.  В
русловых и приплотинных ГЭС напор воды создаётся плотиной, пе­регораживающей
реку и поднимающей уровень воды в верхнем бьефе. При этом неизбежно некоторое
затопление долины реки. В случае сооружения двух плотин на том же участке
реки площадь затопле­ния уменьшается. На равнинных реках наибольшая
экономически допустимая площадь затопления ограничивает высо­ту плотины.
Русловые и приплотинныс ГЭС строят и на равнинных многоводных реках и на
горных реках, в узких сжатых долинах.
В состав сооружений русловой ГЭС, кроме плотины, входят здание ГЭС и
во­досбросные сооружения (рис. 4). Состав гидротехнических сооружений зависит
от вы­соты напора и установленной мощности. У русловой ГЭС здание с
размещенными в нём гидроагрегатами служит продолже­нием плотины и вместе с
ней создаёт напорный фронт. При этом с одной сто­роны к зданию ГЭС примыкает
верхний бьеф, а с другой — нижний бьеф. Под­водящие спиральные камеры
гидротурбин своими входными сечениями заклады­ваются под уровнем верхнего
бьефа, выходные же сечения отсасывающих труб погружены под уровнем нижнего
бьефа.
В соответствии с назначением гидроузла в его состав могут входить
судоходные шлюзы или судоподъёмник, рыбопро­пускные сооружения, 
водозаборные соо­ружения для ирригации и водоснабже­ния. В русловых ГЭС иногда
единственным сооружением, пропускающим воду, является здание ГЭС. В этих
случаях по­лезно используемая вода последовательно проходит входное сечение с
мусорозадер-живающими решётками, спиральную ка-
     
меру, гидротурбину, отсасывающую тру­бу, а по спец. водоводам между сосед­ними
турбинными камерами произво­дится сброс паводковых расходов реки. Для русловых
ГЭС характерны напоры до 30—40 м  к простейшим русловым ГЭС относятся
также ранее строившиеся сель­ские ГЭС небольшой мощности. На круп­ных равнинных
реках основное русло пере­крывается земляной плотиной, к которой примыкает
бетонная водосливная пло­тина и сооружается здание ГЭС. Такая
компоновка типична для многих отечественных ГЭС на больших равнинных реках. 
Волж­ская ГЭС им. 22-го съезда КПСС— наиболее крупная среди станций
русло­вого типа.
При более высоких напорах оказывает­ся нецелесообразным передавать на зда­ние
ГЭС гидростатичное давление воды. В этом случае применяется тип плотиной ГЭС, у
которой напорный фронт на всём протяжении перекрывается плотиной, а здание ГЭС
располагается за пло­тиной, примыкает к нижнему бьефу (рис. 5). В состав
гидравлической трассы меж­ду верхним и нижним бьефом ГЭС тако­го типа входят
глубинный водоприёмник с мусорозадерживающей решёткой, тур­бинный водовод,
спиральная камера, гидротурбина, отсасывающая труба. В качестве дополнит,
сооружений в состав узла могут входить судоходные сооруже­ния и рыбоходы, а
также дополнительные водо­сбросы Примером подобного типа станций на многоводной
реке служит Братская ГЭС на реке Ангара.
     
Другой вид компоновки приплотинных ГЭС, соответствующий горным усло­виям, при
сравнительно малых рас­ходах реки, характерен для Нурекской ГЭС на реке
Вахш (Ср. Азия), проектной мощностью 2700 Мвт. Здание ГЭС от­крытого
типа располагается ниже пло­тины, вода подводится к турбинам по одному или
нескольким напорным туннелям. Иногда здание ГЭС размещают ближе к
верх­нему бьефу в подземной (подземная ГЭС) выемке. Такая компоновка
целе­сообразна при наличии скальных осно­ваний, особенно при земляных или
на­бросных плотинах, имеющих значит. ширину. Сброс паводковых расходов
производится через водосбросные тун­нели или через открытые береговые
водо­сбросы.
В деривационных ГЭС кон­центрация падения реки создаётся по­средством
деривации; вода в начале ис­пользуемого участка реки отводится из речного
русла водоводом, с уклоном, зна­чительно меньшим, чем ср. уклон реки на этом
участке и со спрямлением изги­бов и поворотов русла. Конец деривации подводят
к месту расположения здания ГЭС. Отработанная вода либо возвраща­ется в реку,
либо подводится к след. де­ривационной ГЭС. Деривация выгодна тогда, когда
уклон реки велик. Деривац. схема концентрации напора в чистом виде
(бесплотинный водозабор или с низкой водозаборной плотиной) на практике
приводит к тому, что из реки забирается лишь небольшая часть её стока. В
других случаях в начале деривации на реке соору­жается более высокая плотина
и созда­ётся водохранилище; такая схема кон­центрации падения паз. смешанной,
т. к. используются оба принципа создания на­пора. Иногда, в зависимости от
местных условий, здание ГЭС выгоднее распола­гать на некотором расстоянии от
конца используемого участка реки вверх по течению; деривация разделяется по
от­ношению к зданию ГЭС на подводящую и отводящую. В ряде случаев с помощью
деривации производится переброска сто­ка реки в соседнюю реку, имеющую бо­лее
низкие отметки русла. Характер­ным примером является Ингурская ГЭС, где сток
реки Ингури   перебрасывается туннелем в соседнюю реку Эрисцкали (Кавказ).
Сооружения безнапорных де­ривационных ГЭС состоят из трёх основных групп:
водозаборное соору­жение, водоприёмная плотина и собствен­но деривация (канал,
лоток, безнапорный туннель). Дополнит, сооружениями на ГЭС с безнапорной
деривацией являются отстойники и бассейны суточного регули­рования, напорные
бассейны, холостые водосбросы и турбинные водоводы. Крупнейшая ГЭС с
безнапорной подводящей деривацией — ГЭС Роберт-Мозес (США) с мощностью 1950 
Мвт, а с безнапорной отводящей деривацией — Ингурская ГЭС (СССР) мощностью
1300 Мвт.
На ГЭС с напорной дерива­цией  водовод (туннель, металлическая, деревянная или
железобетонная труба) прокладывается с несколько большим про­дольным уклоном,
чем при безнапорной деривации. Применение напорной подводящей деривации
обу­словливается изменяемостью горизон­та воды в верхнем бьефе, из-за чего в
процессе эксплуатации изменяется и внутренний напор деривации. В состав
соору­жений ГЭС этого типа входят: плотина, водозаборный узел, деривация с
напор­ным водоводом, станционный узел ГЭС с уравнительным резервуаром и
турбин­ными водоводами, отводящая деривация в виде канала или туннеля (при
подзем­ной ГЭС). Крупнейшая ГЭС с напорной подводящей   деривацией —
Нечако-Кемано (Канада) проектной мощностью 1792 Мвт.
ГЭС с напор ной отводящей деривацией применяется в усло­виях значит, изменений
уровня воды в реке в месте выхода отводящей дерива­ции или по экономическим
соображениям, В этом случае необходимо сооружение уравнительного резервуара (в
начале отводя­щей деривации) для выравнивания не­установившегося потока воды в
реке. Наиболее мощная ГЭС (350 Мвт) этого типа — ГЭС Харспронгет
(Швеция),
Особое место среди ГЭС занимают гидроаккумулирующие электростанции 
(ГАЭС) и приливные электростанции (ПЭС). Сооружение ГАЭС обусловлено
ростом потребности в пиковой мощности в крупных энергетических системах, что и
определяет генераторную мощность, тре­бующуюся для покрытия пиковых на­грузок.
Способность ГЛЭС аккумулиро­вать энергию основана на том, что сво­бодная в
энергосистеме в некоторрый пе­риод времени (провала графика потреб­ности)
электрическая энергия используется агрегатами ГАЭС, которые, работая в ре­жиме
насоса, нагнетают воду из водохра­нилища в верхний аккумулирующий бас­сейн. В
период пиков нагрузки аккуму­лированная т. о. энергия возвращается в
энергосистему (вода из верхнего бассей­на поступает в напорный трубопровод и
вращает гидроагрегаты, работающие в режиме генератора тока). Мощность отд. ГАЭС
с такими обратимыми гидроагрега­тами достигает 1620 Мвт (Корнуолл,
США).
ПЭС преобразуют энергию морских приливов в электрическую. Электроэнер­гия
приливных ГЭС в силу некоторых особенностей, связанных с периодичным
ха­рактером приливов и отливов, может быть использована в энергосистемах лишь
совместно  с энергией  регулирующих электростанций, которые восполняют про­валы
мощности приливных электростан­ций в течение суток или месяцев. В 1967 во
Франции было завершено стро­ительство крупной ПЭС на реке Ране (24 агрегата
общей мощностью 240 Мвт). В СССР в 1968 в Кислой Губе (Кольский п-ов)
вступила в строй первая опытная ПЭС мощностью 0,4 Мвт, на которой ныне
проводятся эксперименталь­ные работы для будущего строительства ПЭС.
По характеру использования воды и условиям работы различают ГЭС на бытовом стоке
без регулирования, с суточным, недельным, сезонным (годовым) и многолетним
регулированием. Отдельные ГЭС или каскады ГЭС, как прави­ло, работают в системе
совместно с конденсационными   электростанциями (КЭС),
теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), атомными электростанциями (АЭС),
газотурбинными установками   (ГТУ), причём в зависимости от характера уча­стия
в покрытии графика нагрузки энер­госистемы ГЭС могут быть базисными,
полупиковыми и пиковыми.
Важнейшая особенность гидроэнергетических ресурсов по сравнению с
топливно-энергетическими ресурсами — их непрерывная возобновляемость.
Отсутствие потребности в топливе для ГЭС определяет низ­кую себестоимость
вырабатываемой на ГЭС электроэнергии. Поэтому сооруже­нию ГЭС, несмотря на
значительные, удельные капиталовложения на 1 квт установлен­ной
мощности и продолжительные сроки строи­тельства, придавалось и придаётся
боль­шое значение, особенно когда это связано с размещением электроёмких
производств.
     
Одни из первых гидроэлектрических уста­новок мощностью всего в несколько сотен
Вт были сооружены в 1876—81 в Штангассе и Лауфене (Германия) и в Грейсайде
(Ан­глия). Развитие ГЭС и их промышленное исполь­зование тесно связано с
проблемой пере­дачи электроэнергии на расстояние: как правило, места, наиболее
удобные для сооружения ГЭС, удалены от основных потре­бителей электроэнергии.
Протяжённость существовавших в то время линий электро­передач не превышала 5—10 
км, самая длинная линия 57 км. Сооружение линии электропередачи (170 
км) от Лауфенской ГЭС до Франкфурта-на-Майне (Герма­ния) для снабжения
электроэнергией Международный   электротехнический   выставки (1891) открыла
широкие возможности для развития ГЭС. В 1892 промышленный ток дала ГЭС,
построенная на водопаде в Бюлахе (Швейцария), почти одновременно в 1893 были
построены ГЭС в Гелыпене (Шве­ция), на реке Изар (Германия) и в Кали­форнии
(США). В 1896 вступила в строй Ниагарская ГЭС (США) постоянного то­ка; в 1898
дала ток ГЭС Рейпфельд (Гер­мания), а в 1901 стали под нагрузку
гид­рогенераторы ГЭС Жонат (Франция).
В России существовали, но так и не бы­ли реализованы детально разработанные
проекты ГЭС русских учёных Ф. А. Пироцкого,  И. А. Тиме,  Г. О. Графтио, И. Г.
Александрова и др., предусмат­ривавших, в частности, использование порожистых
участков рек Днепр, Вол­хов, Западная Двина, Вуокса и др. Так, напр., уже в
1892—95 русским инженером В. Ф. Добротворским были составлены проекты
сооружения ГЭС мощностью 23,8 Мвт на реке Нарова и 36,8 Мвт на
водопаде
Б. Иматра. Реализации этих проектов препятствовали как косность царской
бюрократии, так и интересы частных капиталистических групп, связанных с
топливной промышленностью. Первая промышленная ГЭС в России мощностью около 0,3 
Мвт (300 квт) была построена в 1895—96 под руководством русских
инженеров В.Н.Чиколсва и Р. Э. Классона для электро­снабжения Охтинского
порохового завода в Петербурге. В 1909 закончилось строи­тельство крупнейшей в
дореволюционной Рос­сии  Гиндукушской ГЭС  мощностью 1,35 Мвт (1350 
квт) на р. Мургаб (Туркмения). В период 1905—17 всту­пили в строй
Саткинская, Алавердинская, Каракультукская, Тургусунская, Сестроредкая и др.
ГЭС небольшой мощ­ности. Сооружались также частные фаб­рично-заводские
гидроэлектрические установ­ки с использованием оборудования ино­странных фирм.
1-я мировая война 1914—18 и связан­ный с ней интенсивный рост промышленности
некоторых западных стран повлекли за собой раз­витие действовавших и
строительство новых энергопромышленных центров, в т. ч. на базе ГЭС. В
результате мощность ГЭС во всём мире к 1920 достигла 17 тыс. Мвт, а
мощ­ность отдельных ГЭС, напр. Масл-Шолс (США), Иль-Малинь (Канада), превысила
400 Мвт (400 тыс. квт).
Общая мощность ГЭС России к 1917 составляла всего около 16 Мвт: самой
круп­ной была Гиндукушская ГЭС. Строи­тельство мощных ГЭС началось по су­ществу
только после Великой Октябрьской социалистической революции. В восстановит.
период (20-е гг.) в соответствии с планом ГОЭЛРО были построены первые
круп­ные ГЭС — Волховская (ныне Волхов­ская ГЭС им. В. И. Ленина) и 
ЗемоАечальская ГЭС им. В. И. Ленина. В годы первых пятилеток (1929—40)
всту­пили в строй ГЭС — Днепровская, Нижнесвирская, Рионская и др.
К началу Великой Отечеств, войны 1941—45 было введено в эксплуатацию 37 ГЭС
общей мощностью более 1500 Мвт. Во время войны было приостановлено
на­чатое строительство ряда ГЭС общей мощ­ностью около 1000 Мвт (1 млн.
квт). Значит, часть ГЭС общей мощностью около 1000 Мвт оказалась
разрушенной или демонтированной. Началось соору­жение новых ГЭС малой и средней
мощ­ности на Урале (Широковская, Верхотурская, Алапаевская, Белоярская и др. ),
в Средней Азии (Аккавакские, Фархадская, Саларская, Нижнебуэсуйские и др.), на
Северном Кавказе (Майкопская, Орджоникидзевская,  Краснополянская), в
Азербайджане (Мингечаурская ГЭС), в Грузии (Читахевская ГЭС) и в Армении
(Гюмушская ГЭС). К кон. 1945 в Совет­ском Союзе мощность всех ГЭС, вместе с
восстановленными, достигла 1250 Мвт, а годовая выработка электроэнергии
— 4,8 млрд. квт-ч.
     
В начале 50-х гг. развернулось стро­ительство крупных гидроэлектростанций на р.
Волге у города. Горького, Куйбышева и Волгограда, Каховской и Кременчугской ГЭС
на Днепре, а также Цимлян­ской ГЭС на Дону. Волжские ГЭС им. В. И. Ленина и им.
22-го съезда КПСС стали первыми из числа наиболее мощ­ных ГЭС в СССР и в мире.
-Во 2-й пол. 50-х гг. началось строительство Брат­ской ГЭС на реке Ангаре и 
Красноярской ГЭС на р. Енисее. С 1946 .по 1958 в СССР были построены и
восстановлены 63 ГЭС общей мощностью 9600 Мвт. За семилетие 1959—65
было введено 11 400 Мвт новых гидравлических мощностей и суммарная
мощность ГЭС достигла 22200 Мвт (табл. 1). К 1970 в СССР продолжалось
строительство 35 промышленных ГЭС (суммарной мощностью 32 000 Мвт), в
т. ч. 11 ГЭС единичной мощностью свы­ше 1000 Мвт: Саяно-Шушенская,
Крас­ноярская, Усть-Илимская, Нурекская, Ингурская, Саратовская, Токтогульская,
Нижнекамская, Зейская, Чиркейская, Чебоксарская.
В 60-х гг. наметилась тенденция к сни­жению доли ГЭС в общем мировом
производстве электроэнергии и всё большему использованию ГЭС для покрытия
пико­вых нагрузок. К 1970 всеми ГЭС мира производилось около 1000 млрд. 
квт-ч электроэнергии в год, причём начиная с 1960 доля ГЭС в мировом
производстве сни­жалась в среднем за год примерно на 0,7% . Особенно быстро
снижается доля ГЭС в общем производстве электроэнергии в ранее традиционно
считавшихся «гидроэнер­гетическими» странах (Швейцария, Ав­стрия, Финляндия,
Япония, Канада, от­части Франция), т. к. их экономический гидроэнергетический
потенциал практи­чески исчерпан.
Несмотря на снижение доли ГЭС в общей выработке, абсолютные значения
производства электроэнергии и мощности ГЭС непрерывно растут вследствие
строитель­ства новых крупных электростанций. В 1969 в мире насчитывалось свыше
50 дей­ствующих и строящихся ГЭС единичной мощностью 1000 Мвт и выше,
причём 16 из них — в Советском Союзе.
Дальнейшее развитие гидроэнергетического строительства в СССР предусматривает
сооружение каскадов ГЭС с комплексным использованием водных ре­сурсов в целях
удовлетворения нужд сов­местно энергетики, водного транспорта, водоснабжения,
ирригации, рыбного хозяйствава и пр. Примером могут служить Днепров­ский,
Волжско-Камский, Ангаро-Енисейский, Севанский и др. каскады ГЭС.
Крупнейшим районом гидроэнергостроительства СССР до 50-х гг. 20 в.
тради­ционно была Европейская часть территории Союза, на долю которойрой
приходилось около 65% элек­троэнергии, вырабатываемой всеми ГЭС СССР. Для
современного гидроэнергостроительства характерно: продолжение строитель­ства
и совершенствование низко и средне-напорных ГЭС на реках Волге, Каме, Днепре,
Даугаве и др., строительство крупных высоконапорных ГЭС в трудно­доступных р-
нах Кавказа, Ср. Азии, Вост. Сибири и т. п., строительство сред­них и крупных
деривационных ГЭС на горных реках с большими уклонами с использованием
переброски стока в со­седние бассейны, но главное — строи­тельство мощных ГЭС
на крупных реках Сибири и Д. Востока — Енисее, Ангаре, Лене и др. ГЭС,
сооружаемые в богатых гидроэнергоресурсами р-нах Сибири и Д. Востока, вместе
с тепловыми электро­станциями, работающими на местном органическом топливе
(природный газ, уголь, нефть), станут основной энергетической базой для
снабжения дешёвой электроэнергией раз­вивающейся промышленности Сибири,
Средней Азии и Европейской части СССР.
     атомная ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ (АЭС), электростанция, в которой атомная
(ядер­ная) энергия преобразуется в элект­рическую. Генератором энергии на АЭС
является атомный реактор (см. Ядер­ный реактор). Тепло, которое
выделя­ется в реакторе в результате цепной реакции деления ядер некоторых
тяжёлых элементов, затем так же, как и на обыч­ных тепловых электростанциях 
(ТЭС), преобразуется в электроэнергию, В отли­чие от ТЭС, работающих на
органическом топливе, АЭС работает на ядерном горю­чем (в основе 
233U, 235U, 239Pu) При делении 1 г изотопов
урана или плутония высво­бождается 22 500 квт • ч, что эквивалентно
энергии, содержащейся в 2800 кг услов­ного топлива. Установлено, что
мировые энергетические ресурсы ядерного горючего (уран, плутоний и др.)
существенно превышают энергоресурсы природных запасов органического, топлива
(нефть, уголь, природный газ и др.). Это открывает широкие перспективы для
удовлетворе­ния быстро растущих потребностей в топ­ливе. Кроме того, необходимо
учиты­вать всё увеличивающийся объём потреб­ления угля и нефти для
технологических целей мировой химической промышленности, которая становится
серьёзным конкурентом тепло­вых электростанций. Несмотря на откры­тие новых
месторождений органического топ­лива и совершенствование способов его добычи, в
мире наблюдается тенденция к относительному, увеличению его стоимости. Это
создаёт наиболее тяжёлые условия для стран, имеющих ограниченные запасы топлива
органического происхождения. Очевидна необходимость быстрейшего развития
атомной энергетики, края уже занимает заметное место в энергетическом балансе
ряда промышленных стран мира.
Первая в мире АЭС опытно-промышленного на­значения (рис. 1) мощностью 5 Мвт 
была пущена в СССР 27 июня 1954 г. в г. Обнинске. До этого энергия атомного ядра
использовалась  в военных це­лях. Пуск первой АЭС ознаменовал от­крытие нового
направления в энергети­ке, получившего признание на 1-й Международной
научно-технической конференции по мирному использованию атомной энер­гии
(август 1955, Женева).
В 1958 была введена в эксплуатацию 1-я очередь Сибирской АЭС мощностью 100 
Мвт (полная проектная мощность 600 Мвт). В том же году развернулось
строительство Белоярской АЭС, а 26 апреля 1964 генератор 1-й очереди (блок
мощностью 100 Мвт) выдал ток в Свердловскую энергосистему, 2-й блок
мощностью 200 Мвт сдан в эксплуата­цию в октябре 1967. Отличительная
особенность Белоярской АЭС — перегрев пара (до получения нужных параметров)
непосредственно в ядерном реакторе, что позволило применить на ней обычные
современные турбины почти без всяких переделок.
     В сентябре 1964 был пущен 1-й
блок Ново­воронежской АЭС мощностью 210 Мвт. Себестоимость 1 квт •
ч электроэнергии (важнейший экономический показатель ра­боты всякой
электростанции) на этой АЭС систематически снижалась: она составляла 1,24 коп.
в 1965, 1,22 коп. в 1966, 1,18 коп. в 1967, 0,94 коп. в 1968. Первый блок
Нововоронежской АЭС был построен не только для промышленного поль­зования, но
и как демонстрация объект для показа возможностей и преимуществ атомной
энергетики, надёжности и безо­пасности работы АЭС. В ноября 1965 в г. Мелекессе
Ульяновской  обл.  вступила  в строй АЭС с водо-водяным реактором 
«кипящего» типа мощностью 50 Мвт., реактор собран по одноконтурной
схе­ме, облегчающей компоновку станции. В декабре 1969 был пущен второй блок
Нововоронежской АЭС (350 Мвт).
За рубежом первая  АЭС промышленного назна­чения мощностью 46 Мвт была
введена в эксплуатацию в 1956 в Колдер-Холле (Англия). Через год вступила в
строй АЭС 1 мощностью 60 Мвт. в Шиппингпорт (США).
Принципиальная схема АЭС с ядерным реактором, имеющим водяное охлаждение,
приведена на рис. 2. Тепло, выделяется в активной зоне реактора, 
теплоносителем  вбирается водой (теплоносителем) 1-г контура,
которая прокачивается  через реактор циркуляционным насосом  г 
Нагретая вода из реактора поступав в теплообменник (парогенератор) 3, 
где передаёт тепло, полученное в реакторе воде 2-го контура. Вода 2-го контура
испаряется в парогенераторе, и образуется пар поступает в турбину 4.
Наиболее часто на АЭС применяют 4 типа реакторов на тепловых нейтронах 1)
водо-водяные с обычной водой в качестве замедлителя и теплоносителя; 2)
графито-водные с водяным теплоносителем и графитовым замедлителем; 3)
тяжеловодные с водяным теплоносителем и тяжёлой водой в качестве замедлителя
4) графито-газовые с газовым теплоноси­телем и графитовым замедлителем.
Выбор преимущественно применяемого типа реактора определяется главным образом
на­копленным опытом    в             реактороносителе а также наличием
необходимого промышленного оборудования, сырьевых запасов и т. л. В СССР
строят главным образом графито-водные и водо-водяные реакторы. На АЭС США
наибольшее распространение получили водо-водяные реакторы. Графито-газо­вые
реакторы применяются в Англии. В атомной энергетике Канады преобла­дают АЭС с
тяжеловодными реакторами.
     
В зависимости от вида и агрегатного со­стояния теплоносителя создается тот или
иной термодинамический цикл АЭС. Выбор верх­ней температурной границы
термодинамического цикла определяется максимально допусти­мой темп-рой оболочек 
тепловыделяющих элементов (ТВЭЛ), содержащих ядерное го­рючее, допустимой
темп-рой собственно ядер­ного горючего, а также свойствами теплоноси­теля,
принятого для данного типа реактора. На АЭС. тепловой реактор которой
охлаждает­ся водой, обычно пользуются низкотемпера­турными паровыми циклами.
Реакторы с газовым теплоносителем позволяют применять относительно более
экономичные циклы водяного пара с повышенными начальными дав­лением и темп-рой.
Тепловая схема АЭС в этих двух случаях выполняется 2-контурной: в 1-м контуре
циркулирует теплоноситель, 2-й контур — пароводяной. При реакторах  с кипящим
водяным или высокотемпературным газовым теплоносителем возможна одно­контурная
тепловая  АЭС. В кипящих реак­торах вода кипит в активной зоне, полученная
пароводяная смесь сепарируется, и насыщенный пар направляется или
непосредственно в турбину, или предварительно возвращается в активную зону для
перегрева.
(рис. 3). В высокотемпературных графито-газовых реакторах возможно применение
обычного газотурбинного цикла. Реактор в этом случае выполняет  роль камеры
сго­рания.
При работе реактора концентрация де­лящихся изотопов в ядерном топливе
постепенно уменьшается, и топливо  выгорает. Поэтому со временем их заме­няют
свежими. Ядерное горючее пере­загружают с помощью механизмов и
при­способлений с дистанционным управлением. Отработавшее топливо переносят в
бас­сейн выдержки, а затем направляют на переработку.
К реактору и обслуживающим его си­стемам относятся: собственно реактор с 
биологической защитой, теплообменни­ки, насосы или газодувные установки,
осуществляющие циркуляцию теплоноси­теля; трубопроводы и арматура циркуляции
контура; устройства для перезагруз­ки ядерного горючего; системы спец.
вентиляции, аварийного расхолаживания и др.
В зависимости от конструктивного ис­полнения реакторы имеют отличит,
осо­бенности: в корпусных реакторах топливо и замедлитель расположены
внутри корпу­са, несущего полное давление теплоно­сителя; в канальных
реакторах топливо, охлаждаемые теплоносителем, устанавли­ваются в спец.
трубах-каналах, пронизы­вающих замедлитель,  заключённый в тонкостенный кожух.
Такие реакторы применяются в СССР (Сибирская, Белоярская АЭС и др.),
Для предохранения персонала АЭС от радиационного облучения реактор окружают
биологической защитой, основным материалом для которой служат бетон, вода,
серпантиновый песок. Оборудование реакторного контура должно быть полностью
герме­тичным. Предусматривается система конт­роля мест возможной утечки
теплоноси­теля, принимают меры, чтобы появление не плотностей и разрывов
контура не приводило к радиоактивным выбросам и загрязнению помещений АЭС и
окружаю­щей местности. Оборудование реакторно­го контура обычно устанавливают
в герметичных боксах, которые отделены от остальных помещений АЭС
биологической защитой и при работе реактора не обслу­живаются, Радиоактивный
воздух и не­большое количество паров теплоносителя, обусловленное наличием
протечек из контура, удаляют из необслуживаемых помещений АЭС спец. системой
вентиляции, в которой для исключения возможно­сти загрязнения атмосферы
предусмот­рены очистные фильтры и газгольдеры выдержки. За выполнением правил
ра­диационной безопасности персоналом АЭС сле­дит служба дозиметрического
контроля.
При авариях в системе охлаждения реактора для исключения перегрева и
нарушения   герметичности   оболочек ТВЭЛов предусматривают быстрое (в
течение несколько секунд) глушение ядер­ной реакции; аварийная система
расхо­лаживания имеет автономные источники питания.
Наличие  биологической защиты, систем спец. вентиляции и аварийного
расхо­лаживания и службы дозиметрического контро­ля позволяет полностью
обезопасить обслуживающий персонал АЭС от вред­ных воздействий радиоактивного
облу­чения.
Оборудование машинного зала АЭС аналогично оборудованию  машинного зала ТЭС.
Отличит, особенность боль­шинства   АЭС — использование   пара сравнительно
низких параметров, на­сыщенного или слабо перегретого.
При этом для исключения эрозионного повреждения лопаток последних ступеней
турбины частицами влаги, содержащейся в пару, в турбине устанавливают
сепари­рующие устройства. Иногда необходимо применение выносных сепараторов
и промежуточных  перегревателей пара. В связи с тем что теплоноситель и
со­держащиеся в нём примеси при прохож­дении через активную зону реактора
активируются, конструктивное решение оборудования машинного зала и системы
охлаждения конденсатора турбины од­ноконтурных АЭС должно полностью исключать
возможность утечки теплоно­сителя. На двухконтурных АЭС с высо­кими
параметрами пара подобные требо­вания к оборудованию машинного зала не
предъявляются.
В число специфичных требований к компоновке оборудования  АЭС входят:
минимально возможная протяжённость коммуникаций, связанных с радиоак­тивными
средами, повышенная жёст­кость фундаментов и несущих конст­рукций реактора,
надёжная организа­ция вентиляции помещений. показан раз­рез главного корпуса
Белоярской АЭС с канальным графито-водным реакто­ром. В реакторном зале
размещены: реактор с биологической защитой, запасные ТВЭЛы и аппаратура
контроля. АЭС скомпонована по блочному принципу реактор—турбина. В машинном
зале рас­положены турбогенераторы и обслужи­вающие их системы. Между машинным
II реакторным залами размещены вспомогательные оборудование и системы
управле­ния станцией.
Экономичность АЭС определяется её основным  техническим показателями: единичная
мощность реактора,  энергонапря­жённость активной зоны, глубина вы­горания
ядерного горючего, коэффецента ис­пользования  установленной мощности АЭС за
год. С ростом мощности АЭС удельные капиталовложения в псе (стои­мость
установленного кет) снижаются более резко, чем это имеет место для ТЭС.
В этом главная причина стремле­ния к сооружению крупных АЭС с большой единичной
мощностью блоков. Для экономики АЭС характерно, что доля топливной составляющей
в себестоимости вырабатываемой электроэнергии 30 - 40% (на ТЭС 60—70%). Поэтому
круп­ные АЭС наиболее распространены в    промышленно развитых    районах с
огра­ниченными  запасами   обычного топлива, а АЭС небольшой мощности — в
трудно­доступных или отдалённых районах, напр.  АЭС  в  пос. Билибино (Якут.
ЛССР  с электрической  мощностью  типового блока 12 Мет. Часть
тепловой мощности реактора этой АЭС (29 Мет) расходу ст­оя на теплоснабжение.
Наряду с выработ­кой электроэнергии  АЭС используются также для опреснения
морской воды. Так,   Шевченковская АЭС (Казах. ССР) электрической мощностью 150 
Мвт рассчи­тана на опреснение (методом дистилля­ции) за сутки до
150 000 т воды из Кас­пийского м.
В большинстве промышленно развитых стран (СССР, США, Англия, Фран­ция, Канада,
ФРГ, Япония, ГДР и др.) по прогнозам мощность действующих и строящихся АЭС к
1980 будет доведена до десятков Гвт. По данным Международного атомного
агентства ООН, опубликован­ным в 1967, установленная мощность всех АЭС в мире к
1980 достигнет 300 Гвт.
В Сов. Союзе осуществляется широкая программа ввода в строй крупных энер-гетич.
блоков (до 1000 Мет) с реакторами на тепловых нейтронах. В 1948—49 были начаты
работы по реакторам на бы­стрых нейтронах для промышленной  АЭС.  Физической
особенности таких реакторов позволяют осуществить расширенное воспроизводство
ядерного горючего (коэффициент  воспроизводства от 1,3 до 1,7), что даёт
возможность использовать не только 235U  , но и сырье­вые
материалы 238U и 232Th . Кроме того, реакторы на
быстрых нейтронах не со­держат замедлителя, имеют сравнитель­но малые размеры и
большую загрузку. Этим и объясняется стремление к интен­сивному развитию
быстрых реакторов в  СССР. Для исследований по быстрым реакторам были
последовательно соору­жены экспериментальные и  опытные реакторы БР-1, БР-2,
БР-З, БР-5, БФС. Полученный опыт обусловил переход от исследований модельных
установок к проектированию и сооружению промышленных АЭС на быстрых нейтронах
(БН-350) в г. Шевченко и (БН-600) на Белоярской АЭС. Ведутся исследования
реакторов для мощных АЭС, напр. в г. Мелексссе построен опытный реактор БОР-60.
Крупные АЭС сооружаются и в ряде развивающихся стран (Индия, Паки­стан и др.).
На 3-й Международной научно-технической конференции по мирному использова­нию
атомной энергии (1964, Женева) было отмечено, что широкое освоение ядерной
энергии стало ключевой пробле­мой для большинства стран. Состояв­шаяся в
Москве в августе 1968 7-я Мировая энергетическим конференция (МИРЭК-УП)
подтвердила актуальность проблем выбо­ра направления развития ядерной
энер­гетики на следующем этапе (условно 1980—2000), когда АЭС станет одним из
оси. производителей электроэнергии.
     ЭНЕРГИЯ СОЛНЦА
В последнее время интерес к проблеме  использования  сол­нечной энергии резко
возрос,  и хотя этот источник также отно­сится к возобновляемым,  внимание,
уделяемое ему во всем мире, заставляет нас рассмотреть его возможности
отдельно.
Потенциальные возможности энергетики,  основанной на  использовании
непосредственно солнечного излучения,  чрезвычайно велики.
Заметим, что использование всего лишь 0.0125 %  этого ко­личества энергии
Солнца могло бы  обеспечить  все  сегодняшние потребности мировой энергетики,
а использование 0.5 %  - пол­ностью покрыть потребности на перспективу.
К сожалению,  вряд  ли когда-нибудь эти огромные потенци­альные ресурсы
удастся реализовать в больших масштабах.  Одним из наиболее  серьезных
препятствий  такой реализации является низкая интенсивность солнечного
излучения.  Даже при наилучших атмосферных условиях  ( южные широты,  чистое
небо ) плотность потока солнечного излучения составляет не более 250 Вт/м2.
По­этому, чтобы коллекторы солнечного излучения «собирали» за год энергию,
необходимую для удовлетворения всех потребностей че­ловечества нужно
разместить их на территории 130 000 км2 !
Необходимость использовать  коллекторы огромных размеров, кроме того, влечет
за собой значительные материальные затраты. Простейший коллектор  солнечного
излучения представляет собой зачерненный металлический ( как правило,
алюминиевый )  лист, внутри которого располагаются трубы с циркулирующей в
ней жид­костью. Нагретая за счет солнечной энергии,  поглощенной
кол­лектором, жидкость поступает для непосредственного использова­ния.
Согласно расчетам изготовление коллекторов солнечного из­лучения площадью  1
км2,  требует примерно 10^4 тонн алюминия. Доказанные же на сегодня мировые
запасы этого металла оценива­ются в 1.17*10^9 тонн.
Из написанного ясно, что существуют разные факторы, огра­ничивающие мощность
солнечной энергетики.  Предположим,  что в будущем для изготовления
коллекторов станет  возможным  приме­нять не только алюминий,  но и другие
материалы.  Изменится ли ситуация в этом случае ?  Будем исходить из того,
что на  от­дельной фазе развития энергетики ( после 2100 года ) все миро­вые
потребности в энергии будут удовлетворяться за  счет  сол­нечной энергии. В
рамках этой модели можно оценить, что в этом случае потребуется «собирать»
солнечную энергию на площади  от 1*10^6 до 3*10^6 км2. В то же время общая
площадь пахотных зе­мель в мире составляет сегодня 13*10^6 км2.
Солнечная энергетика относится к наиболее  материалоемким видам производства
энергии.  Крупномасштабное  использование солнечной энергии влечет за собой
гигантское  увеличение  пот­ребности в материалах,  а следовательно, и в
трудовых ресурсах для добычи сырья,  его обогащения, получения материалов,
изго­товление гелиостатов, коллекторов, другой аппаратуры, их пере-
возки. Подсчеты показывают,  что для  производства  1  МВт*год электрической
энергии  с помощью солнечной энергетики потребу­ется затратить от 10 000 до
40 000 человеко-часов.  В традици­онной энергетике  на органическом топливе
этот показатель сос­тавляет 200-500 человеко-часов.
Пока еще электрическая энергия,рожденная солнечными луча­ми,  обходится
намного  дороже,  чем получаемая традиционными способами. Ученые надеются,
что эксперименты,которые они прове­дут  на опытных установках и
станциях,помогут решить не только технические,но и экономические проблемы.
     Ветровая энергия.
Огромна энергия  движущихся воздушных масс.Запасы энергии ветра более чем в
сто раз превышают запасы  гидроэнергии  всех рек планеты. Постоянно и повсюду
на земле дуют ветры-от легко­го ветерка, несущего желанную прохладу в летний
зной, до могу­чих ураганов, приносящих неисчислимый урон и разрушения.
Всег­да неспокоен воздушный океан, на дне которого мы живем. Ветры, дующие на
просторах нашей страны, могли бы легко удовлетворить все ее потребности  в
электроэнергии!  Климатические  условия позволяют  развивать ветроэнергетику
на огромной территории-от наших западных границ до берегов Енисея. Богаты
энергией ветра северные  районы  страны  вдоль побережья Северного Ледовитого
океана,  где она особенно необходима мужественным людям, обжи­вающим эти
богатейшие края.  Почему же столь обильный, доступ­ный да и экологически
чистый источник энергии  так  слабо  ис­пользуется? В наши дни двигатели,
использующие ветер, покрыва­ют всего одну тысячную мировых потребностей в
энергии.
Техника 20  века открыла совершенно новые возможности для ветроэнергетики,
задача которой стала другой-получение элект­роэнергии.  В начале века
Н.Е.Жуковский разработал теорию вет­родвигателя, на основе которой могли быть
созданы высокопроиз­водительные  установки,  способные  получать энергию от
самого слабого ветерка.  Появилось множество проектов ветроагрегатов,
несравненно более совершенных, чем старые ветряные мельницы. В новых проектах
используются достижения многих отраслей знания.
В наши  дни к созданию конструкций ветроколеса-сердца любой
ветроэнергетической установки-привлекаются специалисты-са­молетостроители,
умеющие выбрать наиболее целесообразный про­филь лопасти, исследовать его в
аэродинамической трубе. Усили­ями ученых и инженеров созданы самые
разнообразные конструкции современных ветровых установок.
     ЭНЕРГИЯ ЗЕМЛИ.
Издавна люди знают  о  стихийных  проявлениях  гигантской энергии,  таящейся
в недрах земного шара.  Память человечества хранит предания о
катастрофических извержениях вулканов, унес­ших миллионы человеческих жизней,
неузнаваемо изменивших облик многих мест на Земле.  Мощность извержения  даже
сравнительно небольшого вулкана колоссальна, она многократно превышает
мощ­ность самых крупных энергетических установок, созданных руками человека.
Правда,  о  непосредственном  использовании энергии вулканических извержений
говорить не приходится-нет пока у лю­дей  возможностей  обуздать  эту
непокорную стихию,  да и,  к счастью, извержения эти достаточно редкие
события. Но это про­явления энергии,  таящейся в земных недрах, когда лишь
крохот­ная доля этой неисчерпаемой энергии находит выход через  огне­дышащие
жерла вулканов.
Маленькая европейская  страна  Исландия-«страна  льда»  в дословном переводе-
полностью обеспечивает себя помидорами, яб­локами и даже бананами!
Многочисленные исландские теплицы по­лучают энергию от тепла земли, других
местных источников  энер­гии  в Исландии практически нет.  Зато очень богата
эта страна горячими источниками и знаменитыми гейзерами-фонтанами горячей
воды, с точностью хронометра вырывающейся из-под земли. И хотя не исландцам
принадлежит приоритет в использовании тепла  под­земных источников (еще
древние римляне к знаменитым баням-тер­мам Каракаллы-подвели воду из-под
земли),  жители этой малень­кой  северной  страны  эксплуатируют подземную
котельную очень интенсивно. Столица - Рейкьявик,  в которой проживает
половина населения страны, отапливается только за счет подземных источ­ников.
Но не только для отопления черпают люди энергию из глубин земли. Уже давно
работают электростанции, использующие горячие подземные источники.  Первая
такая электростанция,  совсем еще маломощная, была построена в 1904 году в
небольшом итальянском городке Лардерелло, названном так в честь французского
инжене­ра  Лардерелли,который еще в 1827 году составил проект исполь­зования
многочисленных в этом районе горячих источников.  Пос­тепенно  мощность
электростанции росла,  в строй вступали все новые агрегаты, использовались
новые источники горячей воды, и в  наши дни мощность станции достигла уже
внушительной величи­ны-360 тысяч  киловатт.  В  Новой  Зеландии  существует
такая электростанция в районе Вайракеи,  ее мощность 160 тысяч кило­ватт.  В
120 километрах  от  Сан-Франциско  в  США  производит электроэнергию
геотермальная станция мощностью 500 тысяч кило­ватт.
     

Савинов А. 10 «Г»