Гидроэнергетические сист. Использование воды для получения механической энергии достаточно старая практика
 Скачать 3.89 Mb.
|
|
Таблица 17.1 Данные о речном стоке отдельных стран мира Страна Площадь территории, млн км 2 Суммарный средний многолетний объем стока, км 3 /год Удельная водность в среднем за год с 1 км 2 , л/с Россия 17,075 7,4 Бразилия 8,51 11,9 США 9,36 9,8 Китай 9,90 8,3 Канада 9,98 24,0 Норвегия 0,32 35,8 Франция 0,551 19,7 Югославия 0,256 15,2 Польша 0,312 5,9 62 Особенностью стока реки является его неравномерное распределение как по годам, так и в течение года. Многолетняя неравномерность стока неблагоприятна для всех отраслей народного хозяйства и прежде всего для энергетики. Различают: многоводные, средневодные и маловодные годы. В маловодные годы обычно значительно снижается выработка энергии на гидроэлектростанциях. Неравномерность стока в течение года неблагоприятна для энергетики. Для большинства рек России маловодный период наблюдается зимой, когда потребность в электроэнергии наибольшая. Механическая энергия речного стока (или гидравлическая энергия) может быть преобразована в электрическую посредством гидротурбин и генераторов. В естественных условиях энергия водотока расходуется на преодоление внутреннего сопротивления движения воды, сопротивления на трение на стенках русла, размыв дна, берегов и т.п. Численные значения можем определить следующим образом. Водоток разбиваем на ряд участков, начиная от истока до устья. Определяем полную энергию потока жидкости в начальном Э 1 и конечном Э 2 створах участка. Теряемая на участке энергия будет равна разности Э 2 и Э 1 (17.3) где ρ — плотность жидкости; g — ускорение свободного падения; W — объем стока жидкости на участке; H 1—2 — удельная потенциальная энергия потока жидкости, называемая напором и численно равная падению уровня свободной поверхности водотока на данном участке. Значения плотности жидкости ρ в зависимости от температуры изменяются незначительно. Ускорение свободного падения g на Крайнем Севере составляет 9,825 м/с 2 , в средней полосе России — 9,81 м/с 2 и на юге страны 9,782 м/с 2 Разделив Э 1—2 на время t, получим среднюю мощность водотока на данном участке (17.4) Для расчета принимается ρ = 1000 г/м 3 , g = 9,81 м/с 2 . Подставив расчетные значения ρ, g, 1—2 (м 3 /с) и Н 1—2 (м), получим мощность водотока, кВт: 63 (17.5) Формулы (17.3) и (17.5) выражают потенциальную (теоретическую) выработку энергии и мощность на рассматриваемом участке водотока. Суммируя потенциальные энергетические ресурсы по участкам водотока, получаем потенциальные энергетические ресурсы реки. Аналогично получаем теоретические запасы гидроэнергии для региона, страны, континента, мира. Гидроэнергетические ресурсы подразделяют на потенциальные (теоретические), технические и экономические. Потенциальные гидроэнергетические ресурсы — это теоретические запасы, определяемые по формуле (17.6) где Э — энергия, кВт · ч; i — средний годовой расход реки на i-м рассматриваемом участке, м 3 /с; H i — падение уровня реки на участке, м. Они подсчитываются в предположении, что весь сток будет использован для выработки электроэнергии без потерь при преобразовании гидравлической энергии в электрическую, т.е. коэффициент полезного действия η = 1. Мировые потенциальные гидроэнергетические ресурсы оцениваются в 35х10 3 млрд кВт · ч в год и 4000 ГВт среднегодовой мощности. Потенциальные ресурсы России составляют 2896 млрд кВт · ч при среднегодовой мощности 330 ГВт. Технические гидроэнергетические ресурсы всегда меньше потенциальных, так как они учитывают потери: напоров — гидравлические в водоводах, бьефах, на неиспользуемых участках водотоков; расходов — испарение из водохранилищ, фильтрацию, холостые сбросы и т.п.; энергии в оборудовании. Они характеризуют техническую возможность получения энергии на современном этапе. Технические гидроэнергетические ресурсы России составляют 1670 млрд кВт · ч в год, в том числе по малым ГЭС — 382 млрд кВт · ч в год. Выработка 64 электроэнергии на действующих ГЭС России в 2002 г. составила 170,4 млрд кВт · ч, в том числе на малых ГЭС — 2,2 млрд кВт · ч. Экономические гидроэнергетические ресурсы — это часть технических ресурсов, которую по современным представлениям целесообразно использовать в обозримой перспективе. Они существенно зависят от прогресса в энергетике, удаленности ГЭС от места подключения к энергосистеме, обеспеченности рассматриваемого региона другими энергетическими ресурсами, их стоимостью, качеством и т.п. Экономические гидро энергетические ресурсы переменны во времени и зависят от многих изменяющихся факторов. В настоящее время в мире наблюдается тенденция роста оценки экономических гидроэнергетических ресурсов. Гидроэнергетическая установка (ГЭУ) предназначена для преобразования механической энергии водного потока в электрическую энергию или, наоборот, электрическая энергия преобразуется в механическую энергию воды. Гидроэнергетическая установка состоит из гидротехнических сооружений, энергетического и механического оборудования. Различают следующие основные типы гидроэнергетических установок: гидроэлектростанции (ГЭС); насосные станции (НС); гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС); комбинированные электростанции ГЭС—ГАЭС; приливные электростанции (ПЭС). Гидроэлектростанция — это предприятие, на котором гидравлическая энергия преобразуется в электрическую. Основными сооружениями ГЭС на равнинной реке являются плотина, создающая водохранилище и сосредоточенный перепад уровней, т.е. напор, и здание ГЭС, в котором размещаются гидравлические турбины, генераторы, электрическое и механическое оборудование (рис. 17.I). В случае потребности строятся водосбросные и судоходные сооружения, водозаборы для систем орошения и водоснабжения, рыбопропускные сооружения и т.п. 65 Вода под действием тяжести по водоводам движется из верхнего бьефа в нижний, вращая рабочее колесо турбины. Гидравлическая турбина соединена валом с ротором генератора. Турбина и генератор вместе образуют гидроагрегат. В турбине гидравлическая энергия преобразуется в механическую энергию вращения на валу агрегата, а генератор преобразует эту энергию в электрическую. Возможно создание на реке каскадов ГЭС. В России построены и успешно эксплуатируются Волжский, Камский, Ангарский, Енисейский и другие каскады ГЭС. Среди типов гидроэнергетических установок ГЭС являются наиболее крупными. В России построена на Енисее Саяно-Шушенская ГЭС им. П.С. Непорожнего мощностью 6,4 млн кВт (рис. 17.3, рис. 17.I). 66 Ведется проектирование Туруханской ГЭС мощностью до 20 млн кВт. Все построенные ГЭС, особенно обладающие крупными водохранилищами, играют решающую роль в обеспечении надежности, устойчивости и живучести Единой энергетической системы России. Большой интерес в мире и в России в настоящее время вызывает возможность создания малых ГЭС. Малые ГЭС (мощностью до 30 МВт) могут создаваться в короткие сроки с использованием унифицированных гидроагрегатов и строительных конструкций с высоким уровнем автоматизации систем управления. Экономическая эффективность их использования существенно возрастает при комплексном использовании малых водохранилищ (рекреация, рыбоводство, водозаборы для систем орошения и водоснабжения и т.п.). Насосная станция предназначена для перекачки воды с низких отметок на высокие и транспортировки воды в удаленные пункты. На насосной станции устанавливаются насосные агрегаты, состоящие из насоса и двигателя. Насосная станция является потребителем электрической энергии. Они используются для водоснабжения тепловых и атомных электростанций, коммунально-бытового и промышленного водоснабжения, в ирригационных системах, судоходных каналах, пересекающих водоразделы, и т.п. Гидроаккумулирующая электростанция предназначена для перераспределения во времени энергии и мощности в энергосистеме. В часы пониженных нагрузок ГАЭС работает как насосная станция. Она за счет 67 потребляемой энергии перекачивает воду из нижнего бьефа в верхний и создает запасы гидроэнергии. В часы максимальной нагрузки ГАЭС работает как гидроэлектростанция. Вода из верхнего бьефа пропускается через турбины в нижний бьеф, и ГАЭС вырабатывает и выдает электроэнергию в энергосистему. ГАЭС потребляет дешевую электроэнергию, а выдает более дорогую энергию в период пика нагрузки, заполняет провалы нагрузки и снижает пики нагрузки в энергосистеме, позволяет работать агрегатам атомных и тепловых электростанций в наиболее экономичном и безопасном равномерном режиме, резко снижая при этом удельный расход топлива на производство 1 кВт · ч электроэнергии в энергосистеме. В России работает Загорская ГАЭС мощностью 1200 МВт. ГЭС—ГАЭС вырабатывает электроэнергию в период пика нагрузки за счет притока воды в верхний бьеф и за счет перекаченной из нижнего бьефа в верхний в период провалов нагрузки в энергосистеме. Реконструкция ГЭС в ГЭС—ГАЭС, как показывает зарубежный опыт, весьма эффективна в энергосистемах, где мала доля ГЭС и ГАЭС. Приливные электростанции преобразуют механическую энергию приливно- отливных колебаний уровня воды в море в электрическую энергию. В некоторых морских заливах приливы достигают 10—12 м, а наибольшие приливы наблюдаются в заливе Фанди (Канада) и достигают 19,6 м. Технические ресурсы приливной энергии России оцениваются в 200—250 млрд кВт · ч в год и в основном сосредоточены у побережий Охотского, Берингова и Белого морей. В России наиболее перспективным наплавным способом возведена опытная Кислогубская ПЭС вблизи г. Мурманска. Во Франции построена ПЭС Ранс мощностью 240 МВт. Различают три основные схемы использования водной энергии: плотинная, при которой напор создается плотиной; деривационная, напор создается преимущественно с помощью деривации, выполняемой в виде канала, туннеля или трубопровода; плотинно-деривационная, в которой напор создается плотиной и деривацией. Плотинная схема использования водной энергии обычно выполняется при больших расходах воды и малых уклонах ее свободной поверхности. Посредством плотины подпирается река и создается напор воды Н 0 . Подпор воды от плотины распространяется вверх по реке. Разность уровней воды в верховье водохранилища и у плотины равна Н 0 + ∆h. Общее падение уровня реки на участке равно Н. Часть общего падения уровня реки ∆h будет потеряна при движении воды в верхнем бьефе. Сосредоточенный перепад 68 уровней, т.е. напор, будет равен H 0 = Н - ∆h. Плотинная схема в зависимости от напора может быть русловой и приплотинной. Русловой называется такая гидроэлектростанция, в которой здание ГЭС входит в состав напорного фронта. В этом случае здание ГЭС воспринимает полное давление воды со стороны верхнего бьефа. Русловая ГЭС строится при сравнительно небольших напорах, например гидроэлектростанции Волжско- Камского каскада. На рис. 17.4 показан вид на Волжскую ГЭС (г. Самара) со стороны нижнего бьефа. При средних и больших напорах, превышающих диаметр турбины более чем в 6 раз, здание ГЭС не может входить в состав напорных сооружений. Здание ГЭС располагается за плотиной и не воспринимает полное давление воды, а гидроэлектростанция называется приплотинной. Вода к турбинам приплотинной ГЭС подводится водоводами, размещенными в теле или поверх бетонной плотины, под грунтовой плотиной или туннелями в обход плотины. Примерами могут служить Красноярская, Братская и Саяно-Шушенская ГЭС. Деривационная схема использования водной энергии обычно выполняется при малых расходах воды и больших уклонах ее свободной поверхности. В деривационной схеме плотина возводится невысокой, лишь обеспечивающей забор воды в деривацию, а напор создается за счет разности уклонов воды в реке и деривации. Деривация может выполняться безнапорной в виде открытого канала или безнапорного туннеля. Чаще деривация бывает напорной в виде напорного туннеля или напорного трубопровода. В плотинно-деривационной, или комбинированной, схеме используются наилучшим образом свойства предыдущих схем. Плотина создает водохранилище, а падение уровня реки ниже плотины используется деривацией. Чем выше по течению реки располагается плотина, тем меньше 69 ее высота, меньше объем водохранилища и затопление территории, но удлиняется деривация и увеличиваются потери в ней напора. Месторасположение плотины, тип и длина деривации выбираются на основе технико-экономического обоснования. Для более полного использования падения реки и ее стока возводят каскад гидроэлектростанций, т.е. ряд ГЭС, последовательно расположенных по длине водотока от истока до устья. В составе каскада могут быть русловые, приплотинные или деривационные ГЭС. Каскады ГЭС построены и строятся на многих реках России: Волге, Каме, Енисее, Ангаре, Свири, Сулаке и др. Водохранилищем называется искусственный водоем, образующийся перед плотиной. Основное отличие водохранилища от естественного водоема (озера, пруда) заключается в его возможности регулирования (перераспределения) речного стока и уровневого режима. Регулирование стока — это процесс перераспределения его водохранилищем в соответствии с требованиями водохозяйственного комплекса (энергетика, водоснабжение, орошение, судоходство, борьба с наводнениями, рыбное хозяйство и т.п.). Речной сток аккумулируется в водохранилище в периоды, когда естественная приточность воды превышает потребности в ней, и расходуется в периоды, когда потребность в воде превышает приточность. Период аккумуляции речного стока называется наполнением водохранилища, а период отдачи наполненной воды — сработкой водохранилища. На рис. 17.5 представлены характерные уровни и объемы воды в водохранилище. 70 Нормальным подпорным уровнем (НПУ) называется максимальный уровень воды, при котором ГЭС и все сооружения гидроузла могут работать сколь угодно длительно. Объем водохранилища при отметке НПУ называется полным объемом. Минимальный уровень водохранилища, до которого возможна его сработка при нормальной эксплуатации, называется уровнем мертвого объема (УМО). Ниже этого уровня возможна лишь аварийная сработка водохранилища. Объем воды между НПУ и УМО называется полезным, так как этот объем используется при регулировании стока в нормальных условиях эксплуатации. Объем воды, находящийся ниже УМО, называется мертвым, так как он не используется в нормальных условиях эксплуатации. При прохождении расхода очень редкой повторяемости (катастрофический паводок), существенно превышающего пропускную способность ГЭС и водосбросных сооружений, уровень воды в водохранилище повышается выше НПУ. Максимально возможный уровень воды в водохранилище по условиям надежности сооружений называется форсированным подпорным уровнем (ФПУ). Объем водохранилища между отметками ФПУ и НПУ называется резервным. Он используется только для трансформации (срезки) половодий редкой повторяемости. Резервный объем должен быть сработан до НПУ сразу же по прошествии половодья. На рис. 17.6 представлены статические характеристики водохранилища, показывающие зависимость отметок уровня водохранилища (верхнего бьефа) от объема Z в.б (V) и площади зеркала Z в.б (F) водохранилища. Рассмотрим характеристики нижнего бьефа, которые представлены на рис. 17.7. Уровень воды в нижнем бьефе ГЭС определяется расходом, который пропускается в нижний бьеф через турбины, водосбросы или шлюзы гидроузла — Z н.б ( н.б ). Зимой кривая связи уровней воды и расходов нижнего бьефа будет располагаться выше вследствие уменьшения живого сечения нижнего бьефа за счет льда. 71 Эти статические характеристики бьефов используются в водно- энергетических расчетах. Учет неустановившегося движения в бьефах и приточности в водохранилище требует достаточно сложных гидроэнергетических расчетов, которые реализуются на ЭВМ. Различают основные и специальные виды регулирования стока. К основным видам регулирования стока относят: суточное, недельное, годичное и многолетнее. Суточное регулирование предназначено для обеспечения неравномерного расхода воды через агрегаты ГЭС в соответствии с требованиями суточных колебаний нагрузки энергосистемы при сравнительно постоянном в течение суток притоке воды. При суточном регулировании цикл регулирования составляет одни сутки и к концу цикла уровень воды в верхнем бьефе возвращается к исходному положению — УМО. Уровень воды в нижнем бьефе будет соответствовать поступающему расходу в нижний бьеф. Благодаря суточному регулированию в часы малой нагрузки ГЭС в верхнем бьефе запасается избыточный приток, а в часы повышенной нагрузки он срабатывается. Если объем водохранилища достаточен для аккумулирования всего избыточного притока, то этот весь приток используется для увеличения мощности ГЭС по сравнению с мощностью ГЭС при только естественном притоке. Суточное регулирование позволяет повысить участие ГЭС в покрытии пиков нагрузки и обеспечить более целесообразный равномерный режим работы тепловых и атомных электростанций. Следует отметить, что режим работы ГЭС с увеличенной мощностью не сопровождается увеличением выработки электроэнергии. Наоборот, если бы ГЭС работала без регулирования на естественном стоке, ее выработка была бы больше. На режим суточного регулирования ГЭС иногда накладываются ограничения неэнергетических участников комплексного гидроузла (судоходство, рыбное хозяйство, водозабор в нижнем бьефе и т.п.). Недельное регулирование обеспечивает неравное потребление воды агрегатами ГЭС в течение недели в соответствии с требованием недельных колебаний нагрузки энергосистемы. В выходные дни нагрузка в энергосистеме падает. В этот период ГЭС может снизить свою мощность, а получающийся избыток воды аккумулируется в водохранилище. В рабочие дни ГЭС может увеличить мощность за счет сработки запасенных в водохранилище объемов воды. При недельном регулировании режим работы ГЭС с увеличенной мощностью, как правило, не сопровождается увеличением выработки электроэнергии. Выработка электроэнергии может увеличиться только в случае сокращения холостых сбросов воды за счет емкости водохранилища. На режим недельного 72 регулирования ГЭС могут также накладываться ограничения неэнергетических участников водохозяйственного комплекса. Годичное регулирование позволяет перераспределять сток воды в течение года в соответствии с потребностями энергосистемы и водопотребителей. Цикл регулирования равен 1 году. В многоводные периоды водохранилище наполняется, а в маловодные — срабатывается. Для проведения годичного регулирования требуется объем водохранилища, составляющий 5—10 % среднегодового стока при частичном (сезонном) и 40—60 % при полном годичном регулировании. Водохранилище годичного регулирования позволяет осуществлять суточное и недельное регулирование. Многолетнее регулирование предназначено для увеличения расхода ГЭС и выработки электроэнергии в маловодные годы за счет стока многоводных лет. При многолетнем регулировании водохранилище наполняется в течение ряда многоводных лет и срабатывается в течение маловодного периода. Особенностью многолетнего регулирования является непостоянство длительности цикла регулирования. При многолетнем регулировании возможно увеличить гарантированную мощность ГЭС и выработку электроэнергии за счет сокращения или ликвидации холостых сбросов воды. Рассмотрим некоторые специальные виды регулирования. Компенсирующее регулирование производится верховым водохранилищем каскада ГЭС, чтобы компенсировать неравномерность притока с промежуточного водосбора между створами водохранилища и ГЭС. Возможно производить компенсирующее регулирование ГЭС, расположенных на разных водотоках, но объединенных единой энергетической системой. Например, водохранилище Братской ГЭС производит компенсирующее регулирование выработки энергии ГЭС Ангаро-Енисейского каскада. Контррегулирование, или перерегулирование, расходов воды, поступающей от выше расположенной ГЭС. Например, ниже по течению за Саяно- Шушенской ГЭС построено контррегулирующее водохранилище Майнской ГЭС, которое выравнивает расходы воды, поступающей от Саяно-Шушенской ГЭС. Трансформация паводков и половодий производится водохранилищем с целью задержки пиковой части паводка и уменьшения наводнения на реке ниже водохранилища. Аварийное использование водохранилища ГЭС предусматривает его сработку при аварии в электроэнергетической системе. В этом случае ГЭС принимает на себя дополнительную нагрузку до ликвидации аварии. После ликвидации аварии в энергосистеме сработанный объем восстанавливается за счет снижения нагрузки ГЭС или за счет ближайшего по времени паводка. 73 В практике проектирования и эксплуатации ГЭС расчеты годичного и многолетнего стоков производятся, как правило, по диспетчерским графикам, представляющим собой зависимость расхода воды от отметки верхнего бьефа (или объема воды в водохранилище) и времени. Основным энергетическим оборудованием ГЭС являются гидротурбины и генераторы. Гидравлической турбиной называется машина, преобразующая энергию движущейся воды в механическую энергию вращения ее рабочего колеса. Гидротурбины разделяют на два класса: активные и реактивные. Общий вид рабочих колес гидротурбин представлен на рис. 17.8. 74 Активные гидротурбины используют только кинетическую энергию потока. Наиболее распространенными активными гидротурбинами являются ковшовые (рис. 17.8, а). Реактивные гидротурбины используют и потенциальную энергию. К реактивным гидротурбинам относятся: пропеллерные (рис. 17.8, б), поворотно-лопастные (рис. 17.8, в), диагональные (рис. 17.8, г), радиально- осевые (рис. 17.8, д). Каждая система гидротурбины оптимально работает при определенном напоре. 75 Электрическая часть ГЭС и ГАЭС состоит из электрических машин (соединенных с гидромашинами), трансформаторов и распределительных устройств. Основным элементом электрической части являются электрические синхронные машины переменного тока, работающие на: ГЭС — в режимах генератора, синхронного компенсатора и вращающегося резерва; ГАЭС — в режимах генератора, электродвигателя, синхронного компенсатора и вращающегося резерва. Гидрогенераторы подразделяются на вертикальные и горизонтальные. Вертикальные синхронные генераторы ГЭС выполняются: подвесного типа (рис. 17.9, а), зонтичного типа с опорой на нижнюю крестовину (рис. 17.9, б) или зонтичного типа с опорой на крышку турбины (рис. 17.9, в). В энергосистеме ГЭС обычно используется для выработки электроэнергии, покрытия графика нагрузки, особенно его пиковой части, регулирования частоты электрического тока в системе, в качестве резерва и для выработки реактивной мощности в режиме синхронного компенсатора. Режим работы ГЭС в энергосистеме зависит от расхода воды, напора, объема водохранилища, потребностей энергосистемы, ограничений по верхнему и нижнему бьефу. Агрегаты ГЭС по техническим условиям могут быстро включаться, набирать нагрузку и останавливаться. Причем включение и выключение агрегатов, регулирование нагрузки могут происходить автоматически при изменении частоты электрического тока в энергосистеме. Для включения остановленного агрегата и набора полной нагрузки обычно требуется всего 1—2 мин. Мощность на валу гидротурбины (кВт) определяется как 76 (17.7) где т — расход воды через гидротурбину, м 3 /с; Н т — напор турбины, м; η т — коэффициент полезного действия (КПД) турбины. Напор турбины равен: (17.8) где ∇ВБ, ∇НБ — отметки уровня воды соответственно в верхнем и нижнем бьефе, м; Н г — геометрический напор; ∆h — потери напора в водоподводящем тракте, м. Потери напора обычно составляют 2—5 % Н г . Значение КПД гидротурбины зависит от ее конструкции, размеров и режимов работы. Коэффициент полезного действия современных крупных гидротурбин может достигать 0,95. Электрическая мощность гидроагрегата N a на выводах генератора (17.9) где η ген — КПД гидрогенератора. Обычно КПД гидрогенератора равен 0,9—0,98. Регулирование мощности агрегата ГЭС производится изменением расхода, проходящего через гидротурбину. Мощность ГЭС в i-й момент времени равна: (17.10) где гi , H гi , η гi — расход ГЭС, напор ГЭС и КПД ГЭС соответственно в i-й момент времени. Выработка электроэнергии ГЭС (кВт · ч) за период времени Т (ч) определяется как (17.11) В качестве расчетного периода Т рассматриваются час, сутки, неделя, месяц, год. 77 Годовая выработка электроэнергии ГЭС не является постоянной величиной, а изменяется в зависимости от объема стока, поступающего в водохранилище, степени его регулирования и условий эксплуатации ГЭС. При годичном регулировании годовая выработка электроэнергии ГЭС, как правило, существенно колеблется в основном за счет энергоотдачи в паводковый период. При многолетнем регулировании неравномерность выработки электроэнергии по годам бывает незначительной. Среднемноголетняя выработка электроэнергии является важной характеристикой, используемой при определении технико-экономических показателей ГЭС. Для оценки работы ГЭС в энергосистеме служит условное число часов использования установленной мощности в году Т у представляющее собой отношение: (17.12) где N у — установленная мощность ГЭС; г — среднегодовая выработка. Для остропиковых ГЭС Т у ≤ 2000 ч, а для ГЭС, работающих в полупиковом режиме, Т у возрастает до 4000 ч. Если ГЭС предназначается для базисной работы, то Т у составляет обычно 6000—6500 ч. Теоретическим пределом является Т у = 8760 ч. Эксплуатационный персонал на ГЭС существенно меньше, чем на тепловой или атомной электростанции аналогичной мощности. Себестоимость выработки электроэнергии на ГЭС обычно в 6—8 раз ниже, чем на ТЭС или АЭС. |