основные типы и Назначение электростанций
.
самоё удобным из известных на данный момент видов энергии есть электричество, которая по праву может принимать во внимание базой индустриальной цивилизации. Она владеет неповторимым комплексом особенностей, каковые делают ее незаменимой как в производстве, так и в повседневной судьбе человека. Во-первых, электричество универсальна, другими словами может употребляться в самых разных целях. Посредством несложных устройств и приборов ее возможно преобразовать в механическую, тепловую, электромагнитную и химическую энергию. Во-вторых, электричество довольно легко передавать на громадные расстояния и распределять между потребителями, а учет ее расхода реализуется на базе несложных, недорогих и владеющих наряду с этим высокой точностью измерительных устройств. Еще одним полезным преимуществом электроэнергии есть возможность нескончаемого разделения и концентрировании ее мощности, других рабочих и изменения напряжения параметров.
Количество потребляемой в мире электричества стабильно возрастает, причем скорость увеличения потребления электроэнергии превышают скорость увеличения потребления первичных энергоносителей. Это позвано указанными преимуществами электричества, каковые приводят к постепенному вытеснению вторых видов энергии, в частности тепловой энергии и органического топлива, из структуры источников энергии, применяемых конечными потребителями, и обеспечивается совершенствованием и появлением новых существующих способов производства электричества.
Главная часть электричества вырабатывается централизованно на электростанциях. Электростанцией именуется совокупность установок, аппаратуры и оборудования, применяемых конкретно для производства электроэнергии, и нужные для здания и этого сооружения, расположенные на определенной территории. Выработка электричества на электростанциях осуществляется методом преобразования первичной энергии (энергии, заключенной в первичных энергоресурсах). Наряду с этим классическая энергетика базируется на применении соответственно классических ПЭР: гидроэнергии больших рек, ресурсов органического и ядерного горючего. Для применения разных видов ПЭР используются различные типы электростанций; в заглавии типа в большинстве случаев содержится указание на источник первичной энергии, к примеру:
— ТЭС – тепловая электростанция производит электричество в следствии преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического горючего;
— АЭС – АЭС производит электричество методом преобразования энергии ядерного горючего;
— ГЭС – гидравлическая электростанция преобразует гидравлическую энергию (механическую энергию перемещения воды) в электричество.
Указанные типы станций составляют базу современной электроэнергетики и снабжают более 95 % мировых потребностей в электричества.
Тепловые электростанции
Тепловая электростанция (ТЭС), электростанция, производящая электрическую энергию в следствии преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического горючего.
На тепловых электростанциях преобразуется химическая энергия горючего сперва в механическую, а после этого в электрическую.
Горючим для ТЭС могут служить уголь, торф, газ, горючие сланцы, мазут. Тепловые электрические станции подразделяют на конденсационные (КЭС), предназначенные для выработки лишь электроэнергии, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), создающие не считая электрической тепловую энергию в виде тёплой пара и воды. Большие КЭС районного значения стали называться национальных районных электростанций (ГРЭС).
Несложная принципиальная схема КЭС, трудящейся на угле, представлена на рис. 3.1. Уголь подается в топливный бункер 1, а из него – в дробильную установку 2, где преобразовывается в пыль. Угольная пыль поступает в топку парогенератора (парового котла) 3, имеющего совокупность трубок, в которых циркулирует химически очищенная вода, именуемая питательной. В котле вода нагревается, испаряется, а появившийся насыщенный пар доводится до температуры 400 – 650 °С и под давлением 3 – 24 МПа поступает по паропроводу в паровую турбину 4.
Рис. 3.1. Принципиальная схема КЭС, трудящейся на угле
Главное оборудование: котел-парогенератор – ПГ,
турбина – Т, генератор – Г, конденсатор – К, насос – Н
Параметры пара зависят от мощности агрегатов.
В котле при сжигании горючего, выделяется тепловая энергия, которая преобразуется во внутреннюю энергию пара (в зависимости от мощности ТЭС смогут приобретать пар давлением более 200 атм. и с температурой более 550 °С). В турбине Т водяная энергия пара преобразуется в механическую энергию вращения ротора турбины. Вал турбины соединен с валом электрогенератора Г, в котором механическая энергия вращения ротора преобразуется в электрическую энергию. При расширении в турбине пар теряет давление и температуру. На выходе из турбины пар имеет температуру около 25 °С и давление порядка 0,04 атм. Чтобы вернуть данный пар в рабочий цикл, его конденсируют в конденсаторе К и взятую воду насосом Н, повышая давление до рабочего (200 атм.), возвращают в котел-парогенератор.
В турбине метод преобразования тепловой энергии пара в механическую пребывает в следующем. Пар температуры и высокого давления, имеющий громадную тепловую энергию, из котла поступает в сопла турбины. Сопла – это без движений укрепленные, не вращающиеся вместе с валом турбины, выполненные из металла каналы, в которых давление и температура пара уменьшаются, соответственно, значительно уменьшается и его тепловая энергия, но возрастает скорость перемещения потока пара.
Так, за счет уменьшения тепловой (внутренней, потенциальной) энергии пара возрастает его механическая (кинетическая) энергия. Струя пара с высокой скоростью вытекает из сопел и поступает на рабочие лопатки турбины, укрепленные на диске, жестко связанном с валом. Вал, рабочие и диск лопатки вращаются совместно с громадной скоростью (3000 об./мин). Скорость потока пара на рабочих лопатках, его механическая энергия значительно уменьшается следующим образом. Канал между рабочими лопатками криволинеен. Поток пара, протекая по криволинейному каналу, меняет направление и величину скорости. Наряду с этим он давит на вогнутые поверхности лопаток. Благодаря этого рабочие лопатки, диск, вал – целый ротор приходит во вращение.
Тепловые конденсационные электростанции имеют низкий КПД (30 – 40 %), так как большинство энергии теряется с отходящими топочными газами и охлаждающей водой конденсатора.
Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) отличается от конденсационной станции (КЭС) установленной на ней особой теплофикационной турбиной с отбором пара. На ТЭЦ одна часть пара абсолютно употребляется в турбине для выработки электричества в генераторе 5 (см. рис. 3.1) и после этого поступает в конденсатор 6, а вторая, имеющая давление и большую температуру (на рисунке отображено штриховой линией), отбирается от промежуточной ступени турбины и употребляется для теплоснабжения. Конденсат насосом 7 через деаэратор 8 и потом питательным насосом 9 подается в парогенератор. Количество отбираемого пара зависит от потребности фирм в тепловой энергии.
Коэффициент нужного действия ТЭЦ достигает 60 – 70 %.
Такие станции строят в большинстве случаев вблизи потребителей – предприятий либо жилых массивов. Значительно чаще они трудятся на привозном горючем.
Рассмотренные тепловые электростанции по виду главного теплового агрегата – паровой турбины – относятся к паротурбинным станциям. Намного меньшее распространение взяли тепловые станции с газотурбинными (ГТУ), парогазовыми (ПГУ) и дизельными установками.
самые экономичными являются большие тепловые паротурбинные электростанции (сокращенно ТЭС). Большая часть ТЭС нашей страны применяют в качестве горючего угольную пыль. Для выработки 1 кВт?ч электричества затрачивается пара сот граммов угля. В паровом котле более 90 % выделяемой горючим энергии передается несколько. В турбине кинетическая энергия струй пара передается ротору. Вал турбины жестко соединен с валом генератора.
Современные паровые турбины для ТЭС — очень идеальные, быстроходные, высокоэкономичные автомобили с громадным ресурсом работы. Их мощность в одновальном выполнении достигает 1 млн. 200 тыс. кВт, и это не есть пределом. Такие автомобили постоянно бывают многоступенчатыми, т. е. имеют в большинстве случаев пара десятков дисков с рабочими лопатками и такое же количество, перед каждым диском, групп сопел, через каковые протекает струя пара. температура и Давление пара понемногу понижаются.
Из курса физики как мы знаем, что КПД тепловых двигателей возрастает с ростом начальной температуры рабочего тела. Исходя из этого поступающий в турбину пар доводят до больших параметров: температуру – практически до 550 °С и давление – до 25 МПа. Коэффициент нужного действия ТЭС достигает 40 %. Большинство энергии теряется вместе с горячим отработанным паром.
К сожалению, запасы нефти, газа, угля отнюдь конечны. Природе, дабы создать эти запасы, потребовались миллионы лет, израсходованы они будут за много лет. Сейчас в мире стали серьезно вспоминать над тем, как не допустить хищнического разграбления земных достатков. Как сообщил великий русский ученый Д.И. Менделеев: «Топить нефтью – все равно, что топить ассигнациями».
Гидроэлектростанции
Гидроэлектрическая станция, гидроэлектростанция (ГЭС), оборудования и комплекс сооружений, при помощи которых энергия потока воды преобразуется в электрическую энергию. ГЭС складывается из последовательной цепи гидротехнических сооружений, снабжающих нужную концентрацию потока создание и воды напора, и энергетического оборудования, преобразующего энергию движущейся под напором воды в механическую энергию вращения, которая, со своей стороны, преобразуется в электрическую энергию. Напор ГЭС создается концентрацией падения реки на применяемом участке плотиной (рис. 3.3), или деривацией (рис. 3.4), или деривацией и плотиной совместно. Главное энергетическое оборудование ГЭС размещается в строении ГЭС: в машинном зале электростанции – гидроагрегаты, вспомогательное оборудование, устройства контроля и автоматического управления; в центральном посту управления – пульт оператора-диспетчера либо автооператор гидроэлектростанции.
Повышающая трансформаторная подстанция размещается как в строения ГЭС, так и в отдельных строениях либо на открытых площадках. Распределительные устройства обычно находятся на открытой площадке. Строение ГЭС возможно поделено на секции с одним либо несколькими вспомогательным оборудованием и агрегатами, отделенные от смежных частей строения.
 Рис. 3.3. Схема концентрации падения реки плотиной: ВБ – верхний бьеф; НБ – нижний бьеф; Нб – напор брутто |
 Рис. 3.4. Схема концентрации падения реки деривацией (подводящей): ВБ – верхний бьеф; НБ – нижний бьеф; Нб – напор брутто |
При строении ГЭС либо в него создается монтажная площадка для ремонта и сборки разного оборудования, запасных операций по обслуживанию ГЭС.
По установленной мощности (в МВт) различают ГЭС замечательные (св. 250), средние (до 25) и малые (до 5). Мощность ГЭС зависит от напора Нб (разности уровней верхнего и нижнего бьефа), расхода воды, применяемого в гидротурбинах, и КПД гидроагрегата. По многим причинам (благодаря, к примеру сезонных трансформаций уровня воды в водоемах, непостоянства нагрузки энергосистемы, ремонта гидроагрегатов либо гидротехнических сооружений и т. п.) расход и напор воды непрерывно изменяются. Помимо этого, изменяется расход при регулировании мощности ГЭС. Различают годичный, недельный и дневный циклы режима работы ГЭС.
По максимально применяемому 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 при помощи плотины возможно создавать напоры до 300 м и более, а посредством деривации – до 1500 м. Классификация по напору примерно соответствует типам используемого энергетического оборудования: на высоконапорных ГЭС используют ковшовые и радиально-осевые турбины с железными спиральными камерами; на средненапорных – поворотнолопастные и радиально-осевые турбины с бетонными и железными спиральными камерами, на низконапорных – поворотнолопастные турбины в бетонных спиральных камерах, время от времени горизонтальные турбины в капсулах либо в открытых камерах. Подразделение ГЭС по применяемому напору имеет приблизительный, условный темперамент.
По схеме применения водных концентрации и ресурсов напоров ГЭС в большинстве случаев подразделяют на русловые, приплотинные, деривационные с напорной и безнапорной деривацией, смешанные, гидроаккумулирующие и приливные. В русловых и приплотинных ГЭС напор воды создается плотиной, перегораживающей реку и поднимающей уровень воды в верхнем бьефе. Наряду с этим неизбежно некое затопление равнины реки. При сооружения двух плотин на том же участке реки площадь затопления значительно уменьшается. На равнинных реках громаднейшая экономически допустимая площадь затопления ограничивает высоту плотины. Русловые и приплотинныс ГЭС строят и на равнинных многоводных реках и на горных реках, в узких сжатых равнинах.
В состав сооружений русловой ГЭС, не считая плотины, входят строение ГЭС и водосбросные сооружения. Состав гидротехнических сооружений зависит от установленной мощности и высоты напора. У русловой ГЭС строение с размещенными в нем гидроагрегатами является продолжением плотины и вместе с ней формирует напорный фронт. Наряду с этим с одной стороны к строению ГЭС примыкает верхний бьеф, а с другой – нижний бьеф. Подводящие спиральные камеры гидротурбин собственными входными сечениями закладываются под уровнем верхнего бьефа, выходные же сечения отсасывающих труб загружены под уровнем нижнего бьефа.
В соответствии с назначением гидроузла в его состав смогут входить судоходные шлюзы либо судоподъемник, рыбопропускные сооружения, водозаборные сооружения для водоснабжения и ирригации. В русловых ГЭС время от времени единственным сооружением, пропускающим воду, есть строение ГЭС. В этих обстоятельствах полезно применяемая вода последовательно проходит входное сечение с мусорозадерживающими решетками, спиральную камеру, гидротурбину, отсасывающую трубу, а по особым водоводам между соседними турбинными камерами производится сброс паводковых затрат реки. Для русловых ГЭС свойственны напоры до 30 – 40 м к несложным русловым ГЭС относятся кроме этого ранее строившиеся сельские ГЭС маленькой мощности. На больших равнинных реках главное русло перекрывается земляной плотиной, к которой примыкает цементная водосливная плотина и сооружается строение ГЭС. Такая компоновка обычна для многих российских ГЭС на громадных равнинных реках. Волжская ГЭС – самая крупная среди станций руслового типа.
При более высоких напорах выясняется нецелесообразным передавать на строение ГЭС гидростатическое давление воды. В этом случае используется тип плотинной ГЭС, у которой напорный фронт на всем протяжении перекрывается плотиной, а строение ГЭС находится за плотиной, примыкает к нижнему бьефу (рис. 3.6). В состав гидравлической автострады между верхним и нижним бьефом ГЭС для того чтобы типа входят глубинный водоприемник с мусорозадерживающей решеткой, турбинный водовод, спиральная камера, гидротурбина, отсасывающая труба. В качестве дополнительных сооружений в состав узла смогут входить рыбоходы и судоходные сооружения, и дополнительные водосбросы Примером аналогичного типа станций на многоводной реке помогает Братская ГЭС на реке Ангара (РФ).
Рис. 3.6. Замысел Саянского узла
По характеру применения воды и условиям работы различают ГЭС на бытовом стоке без регулирования, с суточным, недельным, сезонным (годовым) и долгим регулированием. Отдельные ГЭС либо каскады ГЭС, в большинстве случаев, трудятся в совокупности совместно с конденсационными электростанциями (КЭС), теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), АЭС (АЭС), газотурбинными установками (ГТУ), причем в зависимости от характера участия в покрытии графика нагрузки энергосистемы ГЭС смогут быть базовыми, полупиковыми и пиковыми.
Наиболее значимая изюминка гидроэнергетических ресурсов если сравнивать с топливно-энергетическими ресурсами – их постоянная возобновляемость. Отсутствие потребности в горючем для ГЭС определяет низкую себестоимость вырабатываемой на ГЭС электричества. Исходя из этого сооружению ГЭС, не обращая внимания на большие, удельные капиталовложения на 1 кВт установленной мощности и продолжительные сроки строительства, придавалось и придается громадное значение, в особенности в то время, когда это связано с размещением электроемких производств.
Одни из первых гидроэлектрических установок мощностью всего в пара сотен Вт были сооружены в 1876 – 81 гг. в Штангассе и Лауфене (Германия), Грейсайде (Англия). Развитие ГЭС и их промышленное применение тесно связано с проблемой передачи электричества на расстояние: в большинстве случаев, места, наиболее удобные для сооружения ГЭС, удалены от главных потребителей электричества. Протяженность существовавших в то время линий электропередач не превышала 5 – 10 км, самая долгая линия – 57 км.
В РФ существовали, но так и не были реализованы подробно созданные проекты ГЭС русских ученых Ф.А. Пироцкого, И.А. Тиме, Г.О. Графтио, И.Г. Александрова и др., предусматривавших, например, применение порожистых участков рек Днепр, Волхов, Западная Двина, Вуокса и др.
Первая промышленная ГЭС в РФ мощностью около 0,3 МВт (300 кВт) была выстроена в 1895 – 96 гг. под управлением русских инженеров В.Н. Николева и Р.Э. Классона для электроснабжения Охтинского порохового завода в Санкт-Петербурге.
В 60-х гг. прошлого века наметилась тенденция к понижению доли ГЭС в общем мировом производстве электричества и все большему применению ГЭС для покрытия пиковых нагрузок. К 1970 г. всеми ГЭС мира производилось около 1000 млрд. квт-ч электричества в год. Причем, начиная с 1960 г. часть ГЭС в мировом производстве понижалась в среднем за год приблизительно на 0,7 %. Особенно резко снижается часть ГЭС в общем производстве электричества в ранее традиционно считавшихся «гидроэнергетическими» государствах (Швейцария, Австрия, Финляндия, Япония, Канада, частично Франция), т. к. их экономический гидроэнергетический потенциал фактически исчерпан.
Ядерные электростанции
АЭС (АЭС) – комплекс технических сооружений, предназначенных для выработки электроэнергии методом применения энергии, выделяемой при контролируемой ядерной реакции.
Генератором энергии на АЭС есть ядерный реактор. Тепло, которое выделяется в реакторе в следствии цепной реакции деления ядер некоторых тяжелых элементов, после этого равно как и на простых тепловых электростанциях (ТЭС), преобразуется в электричество. В отличие от ТЭС, трудящихся на органическом горючем, АЭС трудится на ядерном горючем (в базе 233U92, 235U92, 239Pu94).
144Ba56 + 89Kr36 + 3·1n0,
235U92 + 1n0 (3.1)
140Xe54 + 94Sr38 + 2·1n0
В следствии деления ядра урана, инициированного нейтроном, появляются новые нейтроны, каковые вызывают реакции деления вторых ядер. Реакции аналогичного типа именуются «цепными реакциями».
Ядерное горючее сжигается в реакторах АЭС и теплоцентралей. На рис. 3.7 представлены схемы управляемой ядерной реакции (а) и канального ядерного реактора на тепловых нейтронах (б).
| а |
Рис. 3.7. Схема управляемой ядерной реакции (а)
и канального ядерного реактора на тепловых нейтронах (б)
АЭС по собственной сути кроме этого есть тепловой электростанцией и имеет ту же принципиальную схему. Лишь вместо котла-парогенератора, в котором сжигается органическое горючее, употребляется ядерный реактор. Внутриядерная энергия преобразовывается в тепловую энергию пара, которая после этого – в механическую энергию вращения турбогенератора и в электрическую энергию. В качестве горючего употребляется обогащенный уран (главной компонент U235). Он помещается в топливные стержни. Между ними расположены графитовые стержни, благодаря которым контролируется интенсивность распада нейтронов (коэффициент размножения нейтронов). Все это помещено в толстостенную металлическую оболочку (после этого свинцовая, цементная защита и т. д.). Пар смогут приобретать конкретно в реакторе, в то время, когда вода омывает топливные элементы и испаряется. Но на данный момент в большинстве случаев применяют расплавы щелочных и щелочноземельных металлов, каковые циркулируют через реактор и особые теплообменные аппараты, в которых вырабатывается пар. Наряду с этим понижается уровень радиоактивного заражения применяемого оборудования. Наличие термодинамического цикла на АЭС ограничивает КПД данной станции, как и простых тепловых станций. Недочёт АЭС содержится кроме этого в отсутствии маневренности: остановка и пуск блоков и агрегатов этих станций требует больших затрат времени и труда.
Установлено, что мировые энергетические ресурсы ядерного топлива (уран, плутоний и др.) значительно превышают энергоресурсы природных запасов органического горючего (нефть, уголь, газ и др.). Это открывает широкие возможности для удовлетворения потребностей в горючем. Помимо этого, нужно учитывать все возрастающий нефти потребления и объём угля для технологических целей всемирный химической индустрии, которая делается важным соперником тепловых электростанций. Не обращая внимания на открытие новых месторождений органического горючего и совершенствование способов его добычи, в мире отмечается тенденция к относительному, повышению его стоимости. Это формирует самые тяжёлые условия для государств, имеющих ограниченные запасы горючего органического происхождения. Очевидна необходимость стремительнейшего развития ядерной энергетики, которая уже занимает заметное место в энергетическом балансе последовательности промышленных государств. Первая в мире АЭС умело-промышленного назначения мощностью 5 МВт была разрешена войти в СССР 27 июня 1954 г в г. Обнинске. До этого энергия ядра атома употреблялась в военных целях.
Принципиальная схема АЭС с ядерным реактором, имеющим водяное охлаждение, приведена на рис. 3.8. Тепло, выделяется в активной территории реактора, теплоносителем, вбирается водой (теплоносителем 1-го контура), которая прокачивается через реактор циркуляционным насосом 2. Нагретая вода из реактора поступает в теплообменник (парогенератор) 3, где передает тепло, полученное в реакторе, воде 2-го контура. Вода 2-го контура испаряется в парогенераторе, и образованный пар поступает в турбину 4.
При работе реактора кон-центрация делящихся изотопов в ядерном горючем понемногу значительно уменьшается, и горючее выгорает. Исходя из этого со временем их заме-няют свежими. ядерное топливо перезагружают посредством меха-низмов и приспособлений с ди-станционным управлением. От-трудившееся горючее переносят в бассейн выдержки, а после этого направляют на переработку.
К реактору и обслуживающим его совокупностям относятся: фактически реактор с биологической защитой, теплообменники, насосы либо газодувные установки, осуществляющие циркуляцию теплоносителя; арматура и трубопроводы циркуляции контура; устройства для перезагрузки ядерного топлива; совокупности особой вентиляции, аварийного расхолаживания и др.
Для предохранения персонала АЭС от радиационного облучения реактор окружают биологической защитой, главным материалом для которой помогают бетон, вода, песок. Оборудование реакторного контура должно быть абсолютно герметичным. Предусматривается совокупность контроля мест вероятной утечки теплоносителя, принимают меры, дабы появление разрывов и неплотностей контура не приводило к загрязнению помещений и радиоактивным выбросам АЭС и окружающей местности.
Оборудование реакторного контура в большинстве случаев устанавливают в герметичных боксах, каковые отделены от остальных помещений АЭС биологической защитой и при работе реактора не обслуживаются. небольшое количество и Радиоактивный воздух паров теплоносителя, обусловленное наличием протечек из контура, удаляют из необслуживаемых помещений АЭС особой совокупностью вентиляции, в которой для исключения возможности загрязнения воздуха предусмотрены газгольдеры выдержки и очистные фильтры. За исполнением правил радиационной безопасности персоналом АЭС следит работа дозиметрического контроля.
При авариях в совокупности охлаждения реактора для нарушения герметичности и исключения перегрева оболочек ТВЭЛов предусматривают стремительное (в течение нескольких секунд) глушение ядерной реакции; аварийная совокупность расхолаживания имеет независимые источники питания.
Наличие биологической защиты, совокупностей особой вентиляции службы и аварийного расхолаживания дозиметрического контроля разрешает абсолютно обезопасить персонал АЭС от негативных действий радиоактивного облучения.
В связи с тем, что теплоноситель и содержащиеся в нем примеси при прохождении через активную территорию реактора активируются, конструктивное ответ оборудования машинного системы и зала охлаждения конденсатора турбины одноконтурных АЭС должно абсолютно исключать возможность утечки теплоносителя.
Для труднодоступных районов страны очень серьёзным имело возможность бы быть строительство малых ядерных электростанций, трудящихся в автоматическом режиме, и плавучих АЭС (рис. 3.9).
|
|
Рис. 3.9. Современные необслуживаемые АЭС
Будучи самый современным видом электростанций, АЭС имеют последовательность значительных преимуществ перед вторыми видами электростанций: при обычных условиях функционирования они полностью не загрязняют внешнюю среду, не требуют привязки к источнику сырья и соответственно смогут быть размещены фактически везде. Новые энергоблоки имеют мощность фактически равную мощности средней ГЭС, но коэффициент применения установленной мощности на АЭС (80 %) существенно превышает данный показатель у ГЭС либо ТЭС. Об эффективности и экономичности АЭС может сказать тот факт, что из 1 кг урана возможно взять столько же теплоты, сколько при сжигании приблизительно 3000 т каменного угля.
огромный недочёт АЭС при обычных условиях функционирования фактически не имеют. Но нельзя не отметить опасность АЭС при вероятных форс-мажорных событиях: землетрясениях, ураганах, и т. п. – тут ветхие модели энергоблоков воображают потенциальную опасность радиационного заражения территорий из-за неконтролируемого перегрева реактора.