Электротехника. V. Электрические станции

Электротехника. V. Электрические станции. 1. Классификация. Электрические  станции в зависимости от рода используемого энергетического ресурса и рода двигателей подразделяются на: термические (сжигающие топливо), гидроэлектрические, ветровые и проч. Термические в свою очередь подразделяются на: паровые, дизельные и электрические станции с газовыми двигателями. Электрические  станции, снабжающие потребителей не только электроэнергией, но и теплом (в паре или горячей воде), отработанным в первичных двигателях, называются теплоэлектроцентралями (см. ниже). В СССР все паровые электрические станции в будущем в большей или меньшей степени будут выполнять задачу централизованного теплоснабжения потребителей ближайшего к ним района. В зависимости от рода топлива паровые станции бывают: угольные (в частности буроугольные), торфяные, сланцевые и т. п. В зависимости от назначения электрические станции обычно делят на: станции общего, или общественного, пользования — продающие электроэнергию всем потребителям, находящимся в пределах досягаемости электрических сетей этих станций, и станции частного пользования, обслуживающие только одного потребителя, или группу потребителей, для которых они построены. В СССР это подразделение потеряло смысл, поскольку при плановом хозяйстве все электрические станции являются станциями общего пользования, но и в капиталистических странах за последние годы станции частного пользования начинают частично втягиваться в общую систему электроснабжения (см. электрификация). Крупные электрические станции общего пользования, обслуживающие большой район, называются районными электрические станции. В СССР такие станции принадлежат к числу общесоюзных предприятий. На Западе они принадлежат обычно крупным электроснабжающим обществам, иногда с участием государственного капитала. В СССР электрические станции подразделяются на 3 группы: районные, принадлежащие Союзу, местные (городские и сельские), принадлежащие республикам, фабрично-заводские, к каковой группе относятся также железнодорожные (принадлежат к числу союзных или республиканских, в зависимости от принадлежности того предприятия, в состав которого они входят). В зависимости от роли электрические станции в объединении они подразделяются на: базисные (основные питательные станции), полупиковые, пиковые, резервные.

2. Устройство паровых станций. На всякой паровой электрической станции происходит 6 основных круговых процессов: 1) процесс превращения топлива в углекислоту и в золу; 2) циркуляция воздуха для горения; 3) циркуляция воды и пара в котле и турбине; 4) циркуляция охлаждающей воды; 5) циркуляция охлаждающего воздуха; 6) циркуляция электрического тока.

1) На электрические станции, расположенных вблизи мест добычи топлива, последнее часто доставляется в котельную по канатной железной дороге, и около самой станции в этом случае имеется очень небольшой склад.   В случаях доставки топлива по железной дороге склад топлива (открытый или закрытый) устраивается с расчетом на питание станции со склада даже в случае перерыва подвоза угля в течение некоторого времени. Размер склада зависит от местных условий и от свойств топлива. Некоторые виды топлива, как, например, подмосковный уголь, требуют особых мероприятий во избежание самовозгорания. Большие запасы топлива хранятся у торфяных станций, вследствие сезонности добычи; часть этого запаса в открытых штабелях хранится вблизи станции, часть на торфяном болоте. Вопрос о лучшем способе хранения торфа, полученного по методу послойного фрезирования (см. XLI, ч. 9, прил. торф, 33'/35'), еще не разрешен окончательно (1932). На этот предмет существуют две точки зрения. По одной является необходимым большие штабеля фрезерного торфа вентилировать путем устройства внутренних воздушных ходов-вытяжек с целью быстрого отвода образовавшегося тепла. По другому мнению устройство вентиляции штабелей считается нецелесообразным, так как повышение внутренней температуры штабеля, обычно, не доходит до опасно высоких пределов. Повышение температуры торфа в допустимых границах может быть даже полезным, так как наличие подсушки в небольших границах способствует повышению качества торфа, как топлива. В этом случае, однако, имеется налицо опасность открытого загорания торфа, если во внутренние слои его будет подведен воздух, например если по середине штабеля в период его разогревания будет прокопана канава, так как в данном состоянии торф обладает большой активностью в смысле соединения с кислородом воздуха. В течение суток Шатурская станция им. В. И. Ленина под Москвой, мощностью в 136 мегаватт (тысяч киловатт), потребляет торфа свыше 3 000 т, а Бобриковская на подмосковном угле, мощностью в 300 мегаватт, будет потреблять в сутки до 7 000 т. Эти цифры дают представление о размерах потребной топливоподачи для крупных электрические станции Для подачи топлива в котельную (ср. прил. паровые котлы, XXXI, 25 сл.) либо устраивается ленточный или иной конвейер, подымающий топливо на крышу котельной, где оно сваливается в бункера, либо, на очень крупных станциях, по специальной эстакаде под крышу поднимается паровоз или электровоз с составом вагонов или вагонеток, из которых топливо ссыпается в бункера. Топливоподача требует соответствующего развития подъездных путей к станции. В 20-х годах ХХ-го века стало сильно развиваться, сначала в САСШ, а потом и в Европе сжигание угля в пылевидном состоянии, предварительно размолотого в специальных мельницах и подсушенного (см. ХLI, ч. 8, 407/08). Применение угольного топлива на станциях требует специального пылеприготовительного устройства. Вначале устраивалось центральное приготовительное отделение для всей станции в отдельном здании, примыкающем к котельной, позже централизованную систему стала вытеснять индивидуальная, при которой у каждого котла ставятся (одна или две) мельницы для размола угля, причем уголь в самой мельнице подсушивается топочными газами. Оборудование индивидуального пылеприготовления устанавливается в самой котельной и не требует специального здания. Выбор типа мельницы для пылеприготовительных устройств представляет очень ответственную задачу, в особенности при твердых сортах топлива, как, например, антрацит.

Тихоходные мельницы представляют собою большой железный вращающийся барабан (число оборотов порядка 20 в минуту), частично наполненный шарами из твердого чугуна или телами иной формы. Во время работы в барабан поступает подлежащий перемолу уголь; уже в виде пыли, пройдя через специальные сепараторы, он подается в бункер или непосредственно в топку. Форма чугунных тел, служащих для перемола угля, в процессе перемола не играет большого значения. Характерно, что тихоходные мельницы потребляют одно и то же количество энергии, работают ли они при полной нагрузке пли вращаются в холостую. Тихоходные мельницы более надежны в работе, но зато более громоздки. В более быстроходных мельницах (число оборотов порядка 100—200) размол обычно производится также шарами, растирающими топливо, но в этом случае шары ходят по определенной орбите. В быстроходных мельницах (обороты порядка 1 500) размельчение топлива производится главным образом ударным действием, с помощью специальных бил, прикрепленных к вращающемуся ротору. Износ бил в быстроходных мельницах очень большой (от 200 до 400 г металла на тонну помола), так что необходима их частая замена, что несколько затруднено в том случае, если мельница работает без промежуточного бункера, непосредственно в топку. В виду этого мельницы так устраиваются, что допускают быструю разборку и смену бил в течение около 20 минут. На это время является необходимым перенесение нагрузки котла на другие котлы. Гораздо лучше решается вопрос, если для одного котла установлены 2 мельницы, хотя бы и неполной мощности. В этом случае, при выходе из строя одной мельницы, работа котла не останавливается, а только несколько сокращается. Расход электрической энергии на помол угля в зависимости от свойств угля и конструкции мельницы и тонкости помола колеблется в довольно широких пределах, от 12 до 37 кВтч на тонну помола. Из известных систем можно указать на конструкции Гардинга и Кеннеди (шаровые тихоходные мельницы), Раймонда и Фуллера (более быстроходные) и Резолютер и Бютнер (быстроходные мельницы). Угольная пыль в виде аэро-смесей подается к форсункам с помощью вентилятора по особым рукавам. Угольная пыль горит в топке факелом, дающим такой же эффект, как факел газа или мазута, хотя по существу процесс горения угольной пыли и газа протекает различно. Применение угольной пыли дает следующие преимущества: 1) коэффициент полезного действия котла, как при газовом и жидком топливе, несколько выше, чем при сжигании твердого топлива на решетке; 2) легкая возможность форсировки котла и быстрая растопка; 3) более легкая возможность перехода от одного сорта угля к другому, на мазут и обратно. Применение угольной пыли вызвало появление водяных экранов для защиты стенок топки от действия пламени (см. топки, XLI, ч. 8. 408/10); в свою очередь водяные экраны значительно увеличивают паро-производительность котлов. Они стали применяться и при механической решетке, хотя там их применение менее удобно. С появлением водяных экранов техника подошла к задаче увеличения до максимума значения доли тепла, получаемого котлом за счет лучеиспускания.

В связи с трудностями борьбы с уносом пыли из дымовой трубы, что препятствует применению пылевидного топлива на станциях, расположенных внутри города, стали совершенствоваться механические топки. Из них топки «с нижней подачей топлива», так называемые ундерфидстокеры, по нашей терминологии просто стокеры, успешно конкурируют с пылеугольными топками. В пылевидном состоянии оказалось возможным хорошо сжигать плохие сорта топлива, а также  тощие угли и антрациты. В СССР пылевидное топливо применяется широко на новых районных станциях, работающих на подмосковном угле и других бурых углях, а также на антрацитовом штыбе. Стокеры применены на Челябинской районной станции и на небольшой теплоэлектроцентрали на заводе Клейтук в Москве. В последние годы выдвинулся вопрос о сжигании древесных опилок, а также фрезерного торфа путем вдувания их в топку, где частицы дерева или торфа должны сгорать «в взвешенном состоянии». Был предложен целый ряд конструкций подобных топок (Теплотехнического института, Шершнева и других), но до последнего времени ни одна из этих конструкций, по крайней мере, для сжигания фрезерного торфа, не дала еще в эксплуатации вполне надежных результатов, что можно сказать, например, про топки инж. Макарьева для сжигания кусковых сортов торфа. Топочное пространство должно быть, примерно, на один метр выше при пылеугольном и нефтяном отоплении, а также при сжигании топлива во взвешенном состоянии, чем при сжигании его на механических решетках.

В конце 20-х годов ХХ-го века стало появляться стремление применять в котлах электрические станции уголь, предварительно облагороженный преимущественно путем полукоксования при низкой температуре 500-600° С (см. XLV, ч. 2, 265/66). Реторты для полукоксования ставятся в самой котельной, жидкие погоны перерабатываются на маленьком химическом заводе при станции; полукокс из реторты поступает в мельницу и в пылевидном состоянии сжигается под котлом, газ (швельгаз) либо продается на сторону, если имеется сбыт, либо тоже сжигается под котлами (см. описание такой станции, работающей с 1927 г. в Англии, в трудах секционного собрания Мировой энергетической конференции в Токио 1929 г., изд. на английском языке, доклад Е. Н. Smyth and. Е. G. Weeks).

Топливо, сожженное под котлами, превращается частично в золу, собирающуюся в зольном подвале под топкой, частью в дымовые газы, которые, отдав свое тепло собственно котлу, пароперегревателю, водяному, и воздушному экономайзеру, выбрасываются в дымовую трубу при помощи либо естественной тяги, либо специального дымососа (на крупных современных электрических станциях применяется исключительно искусственная тяга; ср. XXXI, прил. паровые котлы, 27/29; также трубы, XLI, ч. 9, 351/53, и центробежные вентиляторы, XLV, ч. 3, 328’). Для защиты окрестностей от угольной пыли в дымовых трубах устанавливают дымоуловители различных типов, базирующихся либо на действиях фильтров, либо водяного экрана, либо электростатического поля. Наиболее эффективными являются последние. но зато и наиболее дорогими.

Золоудаление представляет собою сложную процедуру, в особенности в случаях многозольного топлива и топлива с низкой температурой плавления золы. На Бибриковской станции придется удалять в сутки около 1 400 т золы; особенно велик % золы на электрических станциях, сжигающих горючие сланцы, в которых зольность доходит до 60% (ср. топливо, XLI, ч. 8, 412/22). В практике есть целый ряд способов удаления золы из топок — ручное, механическое, гидравлическое и удаление шлаков в расплавленном состоянии. При ручном золоудалении в подзольниковое пространство котла подкатываются по рельсам вагонетки, в которые и высыпается шлак, собравшийся в зольниковых воронках топки и котла. После этого вагонетки вывозятся на место свалки шлака, где и опоражниваются. При механическом золоудалении шлак высыпается на движущийся элеватор или конвейер и таким образом удаляется механическим путем из помещения станции. При гидравлическом золоудалении шлак ссыпается из топок в наклонные канавки, по которым смывается наружу водой. Иногда применяется гидравлическое золоудаление в закрытых трубах под давлением (система Зейферта). За последние годы по идее, возникшей во Франции, в САСШ стало распространяться удаление золы из топки в расплавленном состоянии. Этот способ золоудаления особенно, пригоден для легкоплавких шлаков. Вообще при обычном золоудалении работа с топливом, имеющим низкую температуру плавления золы, весьма затруднена — шлак спекается, прилипает к стенкам и залепляет дымовые проходы в первых рядах труб. В САСШ в настоящее время уже имеется значительный опыт по жидкому шлакоудалению; там на такое золоудаление оборудован целый ряд крупных установок, и видимо можно считать, что основные трудности, встретившиеся при осуществлении этой системы, уже пройдены. Особые затруднения при жидком шлакоудалении, особенно при частых остановках котла, встретились со стороны прочности пода топки, на котором скопляется расплавленный шлак до его удаления. Весьма хорошие результаты получились для пода с охлаждаемой нижней поверхностью. У нас в Союзе жидкое шлакоудаление еще не применялось, но имеются данные к его применению, так как целый ряд наших топлив обладает низкоплавкой золой. Шлаки и зола во многих случаях могут быть использованы как строительный материал, в частности для изготовления шлакоцемента.

2) Параллельно с процессом превращения угля в углекислоту и золу с отдачей тепла воде и пару, в котельной установке происходит процесс циркуляции воздуха, необходимого для горения. Этот воздух поступает из атмосферы в воздухоподогреватель (воздушный экономайзер), использующий тепло дымовых газов, и затем идет в топку или естественным путем, или нагнетается туда вентилятором (горячее дутье). В пылеугольных топках нагретый воздух вдувается вместе с пылью. После использования кислорода в процессе горения азот воздуха, вместе с дымовыми газами, возвращается в атмосферу.

3) Пар, полученный из воды в котле, перегревается до заданной температуры в пароперегревателе (см. паровые котлы, XXXI, прил., 13/14), поступает затем в турбину, расширяясь в ней отдает заключенную в нем потенциальную энергию и поступает в конденсатор, где вновь превращается в воду. Эта вода питательным насосом перекачивается снова в котел, предварительно подогреваясь до температуры близкой к температуре испарения при нормальном для данного котла давлении пара. С целью уменьшения до минимума пути циркуляции воды и пара, машинный зал и турбины в нем размещают так, чтобы трубопроводы были возможно короткими. Это приводит к параллельному расположению машинного зала и котельной. Но существуют и другие схемы.

Рис. 1

Рис. 2

На рис. 1 и 2 показаны схемы принятых в настоящее время расположений: рис. 1 представляет расположение машинного зала между двумя котельными, и рис. 2 — взаимно перпендикулярное расположение машинного зала и котельной, применяющееся в тех случаях, когда число котлов велико по сравнению с числом турбин. В настоящее время на крупной станции считается нормальным 1-2 котла на турбину. Кроме рабочих котлов, обычно предусматриваются два резервных: из них один в чистке, а другой в ремонте.

В мировой энергетической литературе с 1929 г. обсуждается вопрос о преимуществах построения конденсационных электрических станций  по принципу агрегатности: котел-турбогенератор, а часто и повысительный трансформатор и линия по этому принципу составляют один комплексный агрегат, и станция, построенная по этому принципу, состоит из блоков (секций), представляющих каждая комплексную одномашинную станцию. Между котлами устраивают для взаимной страховки горизонтальные паровые связи, но в обычных условиях предполагается, что каждый котел работает на свою турбину. Эта идея агрегатности в наиболее крайнем выражении была высказана впервые в СССР в брошюре инженера В. Д. Кирпичникова «Турбокотел» (1929), в которой автор описывал очень оригинальную конструкцию одномашинной станции с крупным агрегатом. Далее этот принцип усиленно дискутировался в американской технической печати, и там уже есть примеры станций, осуществленных к 1933 г. по принципу котел-турбина.

Автор настоящей статьи в своих работах 1932 г. по вопросам стандартизации основного оборудования электрических станций выдвинул идею распространения принципа блочности, или агрегатности, и на теплоэлектроцентрали, для которых задача сложнее ввиду несоответствия энергетической мощности турбины электрической мощности генератора. Автор показал, что для осуществления этого принципа у теплоэлектроцентралей необходимо создать единую систему стандартов для конденсационных и теплофикационных турбин, причем части высокого давления турбин различных типов по этой схеме должны быть рассчитаны на одинаковый пропуск пара. При соблюдении этого условия котлы сопрягаются хорошо с турбинами любого типа, и каждая станция, несмотря на разнообразие комбинаций турбин различных типов, будет состоять из стандартных блоков. Но если вышеназванное условие не соблюдено, то распространение принципа агрегатности котел-турбина на теплофикационные станции повлекло бы за собой увеличение мощности котельной против необходимой минимальной потребности. В 1933 г. вопрос о преимуществах идеи блочности теплофикационных станций, требующей для своего осуществления коренной перестройки всей системы стандартов турбин, оживленно дискутировался в СССР, а в иностранной технической литературе еще не освещался. Этот вопрос имеет большое значение именно в условиях планового хозяйства. Наличие типовых проектов стандартных блоков позволило бы при планировании и проектировании легко выбирать оптимальное сочетание оборудования в сложной энергетической системе, основным элементом которой стала бы не электрические станции, а стандартный одноагрегатный блок, техноэкономические показатели которого были бы заранее хорошо изучены. Тепловая станция превратилась бы в место концентрации стандартных блоков разных типов (см. по этому вопросу книгу «Принципы проектирования типовых электростанций» коллектива авторов под ред. проф. Сушкина, 1933). В технической литературе 1932 года появились проекты котлов, составляющих с турбогенераторами один общий механизм, как, например, котлы ВЕЛОКС.

Питательная вода перед вводом в котлы подготовляется в специальных установках (см. XXXI прил., паровые котлы, 24). Приготовление питательной воды заключается в очистке ее и в подогреве. В котел поступает обычно та же вода, которая вышла из него в виде пара, но, вследствие наличия некоторой утечки, приходится частично добавлять свежую воду. Добавка воды на конденсационных станциях составляет несколько процентов (порядка 5 %). На теплоэлектроцентралях эта добавка может доходить иногда до 50% и выше, особенно в том случае, когда отправляемый на производство пар не возвращается обратно на станцию в виде конденсата и если на электроцентрали при этом не установлены паропреобразователи для отпускаемого пара. Во избежание образования накипи в котлах питательная вода подвергается иногда химической очистке или проходит через испаритель. Вся вода, поступающая в котел (включая и конденсатор), освобождается от воздуха в деаэраторе для защиты от ржавления внутренних частей котла (коррозия). Явление коррозии особо наблюдается у котлов высокого давления и является весьма опасным, т. к. в сравнительно короткое время может вывести котел из строя.

Вообще вопрос о качестве воды на современных электрических станциях и особенно электрические станции высокого давления является вопросом первостепенным. При плохой воде, при невнимательном надзоре за водоприготовлением   никогда нельзя быть спокойным за надежную работу станции.

Подогрев питательной воды, производится или в водяном экономайзере дымовыми газами котла, изредка острым паром из котла, а в последнее время на крупных установках — паром, отобранным из нескольких ступеней турбины: например, при давлении в 7 атмосфер, 0,8 атмосфер и 0,2 атмосферы, а также отработанным паром из испарителя добавочной воды. Пар, отобранный из турбины для подогрева конденсата (регенеративный цикл), отдав свое тепло, смешивается с питательной водой. Регенеративный цикл повышает коэффициент полезного действия установки и в тем большей степени, чем больше число отборов пара. Это объясняется тем, что работа пара, идущего на подогрев питательной воды, аналогична работе пара в теплофикационном процессе. Поэтому вырабатываемая этим паром соответствующая часть электрической энергии требует на выработку кВтч примерно только 30—35% тепловой энергии, необходимой для выработки кВтч конденсационной энергии. В обычных условиях для регенерации ограничиваются 2—3 отъемами пара. Подогретая до температуры, близкой к точке кипения, вода поступает в котел и циркулирует в нем между верхним и нижним барабаном, связанными кипятильными трубками. Пар из верхнего барабана или соединенного с ним паросборника переходит в пароперегреватель, расположенный обычно в верхней части котла над или между пучками кипятильных трубок. Перегретый при постоянном давлении пар поступает в турбину. В установках с давлением пара свыше 40 атмосфер, во избежание чрезмерной влажности пара в частях низкого давления турбины, приходится пар, прошедший часть высокого давления в турбине, подвергать вторичному перегреву до перехода его в часть турбины низкого давления. В последнее время появляются конструкции паровых турбин со специальным отводом сконденсировавшегося пара из ступеней низкого давления. Такое устройство турбин позволяет работать с более сырым паром и применение вторичного перегрева производить уже только приболев высоких (порядка 80 —100 атм.) начальных давлениях пара. Вторичный перегрев осуществляется либо в котле дымовыми газами, либо паром. В некоторых установках, применяющих вторичный перегрев пара, турбина высокого давления отделена от турбины низкого давления и имеет отдельный вал и отдельный генератор. В САСШ, на станции Форда в Детройте, применено 2-х этажное расположение турбин: турбина высокого давления со своим генератором располагается над турбиной низкого давления. В целях увеличения термического коэффициента полезного действия установки современная техника стремится к увеличению давления пара и температуры перегрева.

В целях наиболее дешевой и надежной выработки пара в последние годы разработан целый ряд новых конструкций паровых котлов. Большинство этих конструкций работает с принудительной циркуляцией воды или пара. Можно указать на котел Бенсона, работающий на критическом давлении (225 атм.) с принудительной циркуляцией воды, котел Леффлера, работающий с принудительной циркуляцией перегретого пара на высоком давлении (порядка 130 атм.), котел Ламонта, в котором применили для поверхности топочного экрана, собственно котла и экономайзера трубки малого диаметра (38 мм) и принудительную циркуляцию воды, а также целый ряд других конструкций. Что касается перегрева пара, то в виду выработки ряда специальных сортов сталей в настоящее время можно применять пар с температурой перегрева до 500°.

В САСШ весьма распространенным и надежным в эксплуатационном отношении считается давление в 100 атм., хотя и там на крупных конденсационных станциях обычно применяется давление порядка 30—40 атм. На европейских силовых установках также весьма распространяется такое давление. На ряде отдельных промышленных теплоэлектроцентралей в Германии установлены котлы высокого давления (от 60 до 130 атм.) и есть много хороших отзывов о работе этих установок В СССР в последние годы на теплоэлектроцентралях начало применяться высокое давление. Имеются 2 установки на 60 атм. (Москва и Березники) и кроме того в Москве построена теплоэлектроцентраль, где установлены котлы А. Леффлера в 130 атм. и прямоточный котел советской конструкции. Применение высокого давления особенно целесообразно на теплоэлектроцентралях, строящихся на привозном, дорогом топливе. В САСШ в целях повышения коэффициента полезного действия электрических станций за последние годы для работы в тепловом цикле пробуют применять пары ртути. Коэффициент полезного действия такой станции, работающей на смешанном цикле водяных и ртутных паров, может достигать до 35—37%. В Харфорде уже несколько лет работает такая установка на мощность в 10 000 киловатт. Коэффициент полезного действия этой установки около 31%. За последние годы должны быть вновь установлены еще в двух пунктах такие ртутно-паровые агрегаты, мощностью по 20 000 кВт  в каждом пункте. Ртутные пары работают при давлении около 8,5 атм. и 500°С перегрева, причем в конденсаторе они охлаждаются до температуры 250°С (см. материалы Парижского конгресса 1932 г.). Кроме парортутного цикла, изучаются экспериментально и другие «бинарные» циклы (с двумя рабочими телами).

4. В конденсационных электрических станциях, т. е. не использующих в большом количестве отработанный в турбинах пар для отопительных целей, требуется приблизительно в 60 раз больше воды для охлаждения конденсатора, чем для испарения в котлах. Водоснабжение большой паровой станции представляет большие трудности, и во многих случаях именно условия водоснабжения ограничивают мощность, которую можно установить на станции. Возможны 3 схемы водоснабжения: а) вода берется из реки, прогоняется через конденсаторы и спускается обратно; элементом, ограничивающим мощность станции является дебет воды в реке; в некоторых случаях этот способ требует сложных сооружений: для забора воды из реки с меняющимся руслом и с большими колебаниями уровня, а также для подъема воды на нагорный берег реки; б) устраивается искусственный пруд; вода для охлаждения возвращается в тот же пруд и, пройдя некоторое расстояние, искусственно удлиняемое направляющими сооружениями, снова возвращается в конденсатор; ограничивающим мощность станции фактором при прудовом водоснабжении является поверхность пруда, так как от нее зависят условия охлаждения воды; приток свежей воды, обычно, значительно меньше того количества воды, которое проходит через конденсатор; прудовое водоснабжение иногда оказывается более дешевым, чем снабжение станции водой из реки (например, на Горьковской электрические станции в г. Балахне на берегу р. Волги применяется прудовое охлаждение, несмотря на близость мощной реки); в) нагретая в конденсаторах вода охлаждается в градирнях и вновь возвращается в конденсаторные установки, часть ее испаряется в градирнях и теряется в водопроводах, для ее конденсации подается добавочная вода; последний способ дает худшие условия работы конденсатора, чем первые два, но зато требует значительно меньшего количества воды^*).

^*) В последнее время получает распространение «брызгальное» водоснабжение (например, у нас на Кузнецкой районной централи), которое несколько дешевле и лучше, чем градирни, но зато требует больше воды.

Во всех случаях количество воды n, потребное для охлаждения одного килограмма пара в конденсаторе, зависит от температуры самой охлаждающей воды и температуры, которую должен иметь конденсат, и определяется по формуле n = (i₂-t_k)/(t₂-t₁), где i₂ — теплосодержание отработанного пара в калориях, t_k температура конденсата, t₁ и t₂ — начальная и конечная температура охлаждающей воды в °C. Во избежание загрязнения конденсатора охлаждающая вода в некоторых случаях подвергается грубой очистке. В Германии с успехом применяется нагретая вода, вышедшая из конденсатора, для подогрева почвы на огородах около станции с целью повышения урожайности. Эту идею предполагается использовать и у нас.

5. Для охлаждения генераторов производится искусственная вентиляция последних. Воздух для этой цели засасывается извне, очищается воздушным фильтром, проходит затем в генераторы через охладительные ходы, а также прорези и осевые каналы в железе статора и ротора и далее выгоняется наружу. Нагретый воздух по желанию может быть направлен или в атмосферу, или в машинный зал для отопления в холодные дни.

В последнее время, главным образом в целях предохранения обмоток генератора от загрязнения, стало сильно распространяться охлаждение генератора воздухом, работающим в замкнутом цикле. Воздух, пройдя генератор, по закрытым каналам отводится в специальный холодильник, откуда вновь поступает в генератор.

Возможность увеличения нагрузки генератора ограничивается температурой его обмоток, повышение которой обусловливается омическими потерями в обмотках, пропорциональными квадрату силы тока, и магнитными потерями в железе. При данной конструкции генератора его можно нагрузить тем больше, чем больше охлаждающая среда в состоянии отвести от него тепла в единицу времени. Обычный воздушный способ охлаждения генераторов не является идеальным; есть способы, позволяющие отвести значительно большее количество тепла — это применение либо водяного охлаждения, либо охлаждения с помощью водорода. Охлаждение водой не получило распространения ввиду трудности подведения воды в закрытых каналах близко к обмоткам.

В САСШ возникла идея охлаждения генераторов водородом. Водород, как известно, имеет гораздо большую весовую теплоемкость и коэффициент теплопередачи, а кроме того плотность водорода составляет только 7% от плотности воздуха. Эти обстоятельства ведут к более быстрому поглощению и отводу тепла, выделяющегося из обмоток генератора, а также к уменьшению потерь от трения при вращении ротора в воздухе. В итоге получается, что один и тот же генератор при водородном охлаждении можно перегрузить на 25%, не превышая его предельной температуры, что, конечно, имеет большое значение в смысле рациональности использования оборудования. Водород работает в замкнутом цикле и, нагревшись, охлаждается в специальном холодильнике, чтобы затем снова направиться в генератор. Давление водорода поддерживается несколько выше (порядка 0,03 — 0,04 кг/см²) атмосферного. Потеря водорода в этом случае составляет совершенно незначительную величину.

Высказывается предположение об опасности применения водорода из-за возможности образования взрывчатой гремучей смеси. Но надо иметь в виду,  что водород в смеси с воздухом безопасен до 10% и свыше 70% содержания воздуха. Должны быть исключительно неблагоприятные обстоятельства, чтобы могла образоваться гремучая смесь. В устройствах охладителей, работающих водородом, устанавливаются специальные приборы для наблюдения за составом газа; кроме того, давление водорода выше атмосферного, и это гарантирует от засасывания воздуха внутрь. Перед зарядкой охладителя водородом генератор и холодильник необходимо продуть каким-либо нейтральным газом, например углекислотой. Естественно, что устройство водородного охлаждения, дающего такую большую экономию в генераторе, окупается очень быстро. Что касается конструктивных возможностей устройства водородного охлаждения, то надо сказать, что наличие проходного вала генератора довольно сильно усложняет устройство. Наоборот, в синхронных компенсаторах установка эта весьма проста. В 1932 г. в САСШ были установки синхронных компенсаторов, работающих на открытом воздухе с водородным охладителем: на 12 500 кВа и 20 000 кВа.

6. Циркуляция электрического тока, выработанного на станции, в отличие от всех прежде описанных замкнутых круговых процессов, охватывает огромную территорию в сотни и тысячи кв. км. Электрический ток, генерируемый на станции при напряжении, доходившем в 1932 г. до 25 000 вольт (в отдельных случаях; обычно же в крупных установках 6 600, 11 000 или 13 000 вольт), пройдя распределительное устройство частично, а на некоторых станциях целиком, идет при генераторном напряжении в местную распределительную сеть, обычно кабельную, для снабжения электроэнергией местности вблизи станции. У потребителей это напряжение понижается до 6 000 или 3 000 вольт для крупных моторов, 110, 220 или 380 вольт для освещения и мелких моторов (иногда для последних применяется 500 вольт). Пройдя трансформаторы, ток возвращается в  генератор, породив во вторичной обмотке трансформатора индуктированный ток другого напряжения, имеющий свой собственный круговой цикл.

Та часть генерированной энергии, которая подлежит передаче на большое расстояние, из генератора направляется на повысительную подстанцию, которая в настоящее время делается обычно открытой. На повысительной подстанции напряжение повышается обычно до стандартных напряжений 115,220 киловольт, а в последнее время (в САСШ) и до 380 киловольт. В некоторых случаях применяются также и промежуточные напряжения, например 154 киловольта. В настоящее время (1932) установлена эксплуатационная надежность напряжения в 380 киловольт, однако данных о результатах длительной практической работы с этим напряжением в литературе еще нет. Ток передается по линиям в центры потребления, где на понизительных подстанциях напряжение доводится до величины, необходимой для питания распределительной сети.

Для коммутации тока служат масляные выключатели и разъединители (треншальтеры): первые дают возможность размыкать и замыкать сеть под напряжением и под током, последние позволяют производить эти операции только при отсутствии тока. Масляные выключатели, расположенные внутри здания, размещаются во избежание опасности от взрывов в бетонных ячейках. При больших мощностях камеру выключателя всегда стараются сделать изолированной с выходом наружу или, в крайнем случае, в коридор (взрывные камеры). Этим стараются защитить остальное оборудование распределительного устройства в случаях взрыва масляного выключателя, которые иногда имеют место. Помещение, в котором расположены шины и высоковольтное оборудование, делается недоступным для посторонних лиц. Для приведения в действие механизмов высоковольтного оборудования, которым обыкновенно манипулируют на расстояние, и для действия защитных приборов применяется постоянный ток, для чего имеется специальная батарея аккумуляторов.

Возбудители генераторов, вырабатывающие постоянный ток для питания электромагнитов ротора, обычно насажены на общий вал с генераторами; иногда имеются специальные возбудители, обслуживающие несколько генераторов. Для устойчивости параллельной работы машин станций, обслуживающих совместно сеть большой протяженности, устанавливаются специальные быстродействующие возбудители, способные в случае потребности (при коротком замыкании) в течение долей секунды поднять; падающее напряжение, что является необходимым для предупреждения выпадения из синхронизма параллельно работающих на различных станциях генераторов. Для собственных нужд станции электроэнергия получается через специальный щит либо трансформированная от главных, либо от вспомогательных агрегатов, так называемых хаустурбин (турбины домашних нужд). На всякой станции должны быть приняты все меры к тому, чтобы при самых серьезных авариях обеспечивалась в котельной работа питательных насосов и на всей станции снабжение вспомогательных механизмов и освещения электрическим током.

Электрические  станции, имеющие турбины с противодавлением или со значительным отъемом пара для отопительных целей или технологических процессов каких-нибудь предприятий, называются теплоснабжающими электрические станции (теплоэлектроцентралями, см. ниже). Как общее правило, при одинаковом давлении, при одинаковых условиях работы электрические станции большей мощности с более крупными единицами дешевле электрических станций с более мелкими. Эта особенность очень сильно сказывается при мощностях единиц до 10 000 киловатт и изображена графически на рис. 3.

Рис. 3

При повышении давления некоторые части установки значительно удорожаются (в особенности котельная), некоторые, наоборот, удешевляются (меньшее сечение паропроводов, более компактные установки, следовательно уменьшение строительных работ). В 1932 г. вопрос о том, на сколько % 100-атмосферная электрическая станция дороже 30-атмосферной, был еще спорным: в литературе встречались указания на удорожание 100 атмосферной установки на 13— 15% по сравнению с 30-атмосферной, а в отдельных случаях в САСШ отмечалось на основании опыта фактически произведенной установки, что, в конечном счете, 100-атмосферная установка оказалась в отдельном случае не дороже 30-атмосферной. Как общее правило, при прочих равных условиях установка, сжигающая высококалорийное топливо, дешевле, чем сжигающая низкокалорийное топливо, и наиболее дешевой является электрическая станция, сжигающая мазут или газ. Устройство для приготовления угольной пыли дает удорожание установки на 20—80 руб. за киловатт. В табл. 1 приведены данные о стоимости установленного киловатта нескольких электрических станций, построенных   в СССР и за границей.

Таблица 1.

Стоимость паровых электростанций в рублях на один установленный киловатт.

Дизельные станции по своему устройству проще, чем паровые. Они значительно компактнее и не требуют столь больших количеств охлаждающей воды. Для небольших электрических станций дизеля (см. XVIII, приложение двигатели внутреннего сгорания, 9' сл.) являются очень экономичными первичными двигателями, и они дают стоимость энергии обычно ниже, чем паровая станция. При больших мощностях положение меняется. Как известно, дизеля строятся на предельные мощности небольшие сравнительно с мощностями паровых турбин, а именно: в 1932 г. наибольшая мощность дизель-агрегата на электрических станциях была 10 000 киловатт. Коэффициент полезного действия дизельных станций значительно выше, чем таковой для небольших паровых станций, но станции высокого давления с вторичным подогревом пара и регенеративным процессом дают уже коэффициенты полезного действия, приближающиеся к дизельным. Одним из больших преимуществ дизельной станции является быстрый пуск ее в ход в случае надобности. Это делает ее вполне пригодной для роли пиковой станции, но высокая стоимость дизелей очень неблагоприятна для работы их с малым числом часов использования. В условиях СССР дизельные станции применяются и будут применяться там, где еще не осуществлена централизованная схема электроснабжения, в особенности в безводных местностях. Однако, ввиду крайней ограниченности мировых запасов нефтетоплива надо вообще избегать применять дизеля на электрические станции, оставляя их применение там, где они незаменимы, например на транспорте. Очень интересна задача перевода дизелей на пылевидное топливо, над чем работает в Германии ученик Дизеля — Павликовский. Сам Дизель свой двигатель предназначал первоначально именно для работы на угольной пыли, но, встретив трудности, перешел на нефть. Дизельные станции, как и паровые, строятся с использованием отработанного тепла. Так, например, вода, охлаждавшая цилиндры, используется для бани, или прачечной, или другого потребителя горячей воды; отработанные газы — для подогрева той же охлаждающей воды для отопительных целей или для работы испарителя. Отработанные газы газовых двигателей на металлургических заводах часто применяются для нагрева специальных котлов, водяной пар которых работает в турбинах низкого давления. Так создаются смешанные станции с паровыми турбинами и двигателями внутреннего сгорания (в том числе и дизелями).

Из термических станций, основанных на принципе использования в качестве источника энергии существующих в природе тепловых перепадов небольшой величины, отметим проект французов Клод и Бушеро (Claude et Boucherot) построения на острове Кубе электрическая станция полезной мощностью 40 000 квт. Предполагается использовать разность температуры воды на поверхности моря в тропиках (от 26 до 29° С) и на глубине 1 000 м, с каковой глубины по металлической трубе длиной в 1 800 м и диаметром в 10 м накачивается в резервуар вода при температуре 5—6° С. Роль котлов исполняют испарители, в которых  специальными насосами поддерживается вакуум. Вода с поверхности моря, поступающая в испаритель, превращается под вакуумом в пар давления 0,034 атм. при 26° С. Этот пар срабатывается по проекту в турбинах специальной конструкции, испытанной изобретателями на опытных установках малого масштаба. Отработанный пар поступает в конденсатор, где охлаждается водой, поднятой с глубины моря. Расход теплой воды при указанной мощности установки — 140 м³ в сек., расход холодной воды — 75 м³ в сек. По проекту 8 турбин приводят в движение 4 генератора трехфазного тока по 12 500 кВт, из суммарной мощности которых 10 000 кВт  расходуется на работу насосов, поддерживающих вакуум и поднимающих холодную воду с глубины. Стоимость установки без участка земли, повысительной подстанции и линий передач около 200 руб. на кВт  (см. французский журнал Revue Générale d’Electricité, 12/XI, 1932).

С 1930 г. появились в технической литературе описания проектов установок для арктических стран, использующих для получения электроэнергии разность температур холодного воздуха зимой и воды под ледяным покровом. В качестве рабочего тела для первичных двигателей этих проектов предлагаются вещества, имеющие более низкую точку кипения, чем вода (близкую к 0°С и ниже). Такие проекты могли бы иметь практическое применение в СССР (установки Борнео).

О гидроэлектрических станциях см. XLV, 519/20, приложение гидротехнические сооружения. В настоящее время, ввиду крайней условности подразделения гидростанций на станции низкого, среднего и высокого давления, было бы правильнее классифицировать их в зависимости от применимости того или иного основного типа турбин: станции низконапорные, в которых применимы пропеллерные турбины (в 1929 г. на конференции в Токио предельным напором для этих турбин назывались 18 и 23 м); станции среднего напора, для которых рационально применять турбину Френсиса (на конференции в Токио предел назывался 290 м); станции высоконапорные, те, на которых можно применять только активные турбины (колесо Пельтона). О турбинах см. турбины, XLI, ч. 10, 45 сл.

Гидростанции могут быть разделены на станции, в которых напор создается, искусственно плотиной, и на станции, использующие естественный напор, путем туннеля или деривационного канала. Плотина в станциях второго типа служит главным образом для создания водохранилища и направления воды в водоприемные сооружения. На конференции в Токио (1929) было сообщено на основании изучения практики строительства гидростанций в САСШ и Канаде, что наиболее дешевый установленный кВт имеют гидростанции, использующие напоры от 25 до 30 м. В СССР из всех построенных, строящихся или запроектированных гидростанций наиболее дешевый установленный киловатт оказывается у Днепровской (напор 37 м). Это не исключает возможности постройки особо дешевых гидростанций при использовании очень большого падения в горах без чрезмерно сложных сооружений (эти условия имеются, например, в Норвегии), но, обычно, в этих условиях станции сравнительно маломощны. В 1929 г. на конференции в Токио отмечалось, что турбина Каплана (пропеллерная с поворотными лопатками) практически завоевала всю область низконапорных гидростанций. Наибольшая мощность турбин Каплана в этом году была 37 500 л. с., при напоре около 11 м. 4 такие турбины строились для станций Рербург Шверштадт на Рейне и столько же для Нижне-Свирской станции (Ленинград).

Для примера современной гидростанции с искусственным и естественным напором приводим краткое описание схемы, выстроенных в 1932 г. Днепровской имени В. И. Ленина и Рионской гидростанций. У Запорожья (б. Александровск) остров Хортица, на котором некогда была Запорожская Сечь, разделяет Днепр на 2 русла: Старый Днепр и Новый Днепр. Несколько выше Хортицы построена плотина, создающая напор в 37 м. Плотина изогнута против течения. Длина ее около ¾  км. На правом берегу к плотине примыкает здание гидростанции, на левом располагается шлюзовая лестница с тремя камерами. За плотиной образуется мощное водохранилище. Подъем воды распространяется на 100 км вверх по реке, и в Днепропетровске (бывший Екатеринослав) на расстоянии 82 км от плотины еще ощущается подъем грунтовых вод. Все пороги между Запорожьем и Днепропетровском, в том числе и знаменитый Ненасытецкий, перекрыты на высоту достаточную для сплошного судоходства. Таким образом, Днепростроем решается не только энергетическая, но и важная транспортная проблема. Впереди здания станции расположена открытая повысительная подстанция. Через плотину сделан мост. Между плотиной и Запорожьем через оба русла Днепра перекинуты железнодорожные мосты взамен затопленного Кичкасского.

Объем работы по строительству характеризуется следующими цифрами: бетонной кладки всего около 1 150 000 т, земляных работ — 600 000 т, а скальных — 400 000 т. В октябре 1930 г. на Днепрострое установлен новый мировой рекорд месячной кладки бетона (110 500 т, вдвое больше предыдущего американского рекорда). Турбины типа Френсис по 90 000 л. с. каждая при 88 оборотах в минуту, фирмы Ньюпорт Ньюс в САСШ. Пять генераторов по 62 000 кВт  заказаны в Америке и четыре делаются в СССР ВЭ0 на ленинградском электромашиностроительном заводе «Электросила». Последние три агрегата устанавливаются не сразу, в течение первых 1—1 ½  г. эксплуатации. Днепровская ГЭС им. Ленина дала первый промышленный ток 1 мая 1932 г. и торжественно открыта 10 октября 1932 г. Стоимость Днепровской станции по смете: размер капитальных затрат на все сооружение при 6 агрегатах — 202,7 млн. руб., при 9—217 млн. руб. Из них на железнодорожное строительство и мосты через Днепр — 19 млн. руб., стоимость строительного оборудования, остающегося после постройки — 17 млн. руб., линий электропередач и подстанций комбината — 10 млн. руб. Таким образом, на аппарат производства энергии и судоходства затрачивается сумма кругло 157 и 171 млн. руб. Соответственно стоимость установленного киловатта составляет 423 и 307 руб. по смете (фактически, примерно, на 30% выше, т. е. кругло 550 и 400 руб.). Так как при сравнении с паровой станцией, надо к стоимости последней прибавить капитальные затраты на добычу и транспорт угля, можно отметить, что установленный киловатт Днепровской гидростанции в общем дешевле, чем таковой на паровых станциях с учетом их топливной базы. Для исчисления стоимости энергии Днепровской станции на капитальные затраты при постройке первой очереди начисляется 6% сложных за время постройки. Если дальше считать 6% на капитал и фактическую амортизационную квоту для каждой части сооружения, то стоимость одного киловатт-часа получается около одной копейки. Средневзвешенная стоимость энергии Днепровской и паровой станции в Западном кольце составит у потребителя около 1,5 коп. при суммарном производстве энергии  порядка 5 миллиардов кВт·ч, из которых 2,9 млрд. вырабатывает Днепровская гидростанция.

Рионская гидроэлектрическая станция, мощностью в 40 тыс. кВт, расположена у подошвы южного склона Сагорийского плато близ железнодорожной станции «Рион» в 10 км от г. Кутаиса. Вода для станции забирается из реки Рион в 1 ½  км выше цепного моста в г. Кутаисе, проходит через штольню, длиной 1 440 м, которая переходит далее в деривационный канал, протяжением 7,8 км. Путем расширения канала, на части его длины образуется бассейн суточного регулирования. Канал примыкает к напорному бассейну, от которого отходят 4 напорных трубопровода, подающие воду к турбинам станции; вышедшая из турбин вода отводящим каналом, длиной 0,8 км, выводится в реку Квирилу, приток реки Рион. Располагаемый на станции напор брутто равен 67,58 м, полезный напор максимум 61,8 м, минимум 59,8 м. Для захвата воды перед водоприемником возведена плотина, создающая подпор в 9,8 м над уровнем низких вод. Высота плотины над дном около 11 м, а длина по гребню — 115 м для пропуска наибольшего паводка 2 335 м³ в секунду. В плотине имеются 4 отверстия, разделяемые между собой быками и закрываемые двойными щитами, которые подымаются и опускаются с помощью лебедок, установленных на верхнем крытом мостике; справа от верхних отверстий к плотине примыкает сифонный водосброс. Для пропуска плотов устроен плотоход, шириной в 7,5 м. Выработка электроэнергии, возможная на Рионской станции при неограниченном графике, составляет 300 млн. кВт/ч. Турбогенераторы для Рионгэс выполнены в Ленинграде.

Таблица 2.

Стоимость гидростанций на установленный кВт  в рублях (по оценке 1929-30 г.)

Стоимость гидростанций. В табл. 2 показана стоимость нескольких гидростанций, построенных и строящихся в СССР. При сравнении стоимости электрических и паровых станций с народнохозяйственной точки зрения надо иметь ввиду, что для сравнимости надо, с одной стороны, учесть условия работы гидростанции, которая зависит от режима реки, а с другой стороны — то обстоятельство, что гидростанция заменяет собой не только паровую станцию, но и топливную базу последней, почему к капитальным затратам на постройку паровой станции необходимо прибавить капитальные затраты на добычу и транспорт топлива.

Рис. 4

Эксплуатация электрических станций. На рис. 4 показан график потребляемой мощности от электрических станций в течение суток, а на рис. 5 — в течение года.

Рис. 5

Если станция выработала А кВт/ч  в течение года, то средняя часовая нагрузка станции составляет А : 8 760  = L_n кВт. Отношение L_n/L_m (средней нагрузки к максимальной мощности L_m) называется коэффициентом нагрузки, отношение L_n/L  (средней нагрузки к установленной мощности L), называется коэффициентом использования установленной мощности станции. Показатель нагрузки и показатель использования могут быть выражены в часах, путем умножения на 8760. Показатель нагрузки, выраженный в часах, h_m получается также путем разделения выработанных за год кВт/ч  на максимум нагрузки: h_m = А/L_m, а показатель использования, выраженный в часах, h получается путем разделения выработанных за год кВт-ч на установленную мощность h = А/L.

Рис. 5а

Физический смысл показателей h_m и h – число кВт-ч, получаемых за год от каждого кВт в среднем. Коэффициент   использования является одной   из важнейших характеристик работы электрической станции, так как от него в значительной степени зависит стоимость энергии. У гидростанций, имеющих очень маленькие переменные расходы и большие постоянные расходы (главным образом %% на капитал и амортизацию), можно считать стоимость энергии обратно пропорциональной коэффициенту использования. Влияние коэффициента использования на стоимость энергии паровой станции показано на рис. 5а. К постоянным расходам на паровую электрическую станцию нужно отнести также стоимость топлива, затрачиваемого на холостой ход станции, поэтому даже топливная слагаемая себестоимости электроэнергии (стоимость израсходованного топлива в расчете на один выработанный кВт/ч) зависит от коэффициента использования (подробнее об элементах стоимости электроэнергии и зависимости их от кривой нагрузки электрических станций, суточной и годовой, см. профессор Г. Клингенберг, «Сооружение крупных электростанций», 2 русских издания: Ленинград, под редакцией профессора Дмитриева, и Москва под редакцией профессора Угримова, 1927, т. 1). В СССР себестоимость электроэнергии рассчитывается без %% на капитал, но продажная стоимость получается прибавлением к себестоимости прибыли от начисления 6% на вложенный капитал. Раньше учитывались и %% во время постройки, которые прибавлялись к затраченному капиталу. Амортизационная квота зависит от типа станций и колеблется в пределах от 2% до 8%. Различают: себестоимость электроэнергии на шинах станции, учитывающую только расходы на производство электроэнергии, себестоимость на шинах высокого напряжения понизительной подстанции, учитывающую еще стоимость передачи электроэнергии от станции до потребителя, и, наконец, стоимость электроэнергии на шинах низкого напряжения у потребителя, учитывающую все расходы по производству, трансформации и распределению энергии. Стоимость электроэнергии на шинах станции нужна для сравнения при выборе типа станций. Стоимость электроэнергии^*) на шинах повысительной или понизительной подстанции потребителя кладется в основу расчетов с потребителями за проданную им энергию. Для грубых расчетов можно в условиях СССР считать стоимость электроэнергии (в копейках на кВт/ч) для гидростанций: 11K/H, где K — стоимость установленного киловатта в рублях и Н – число часов использования установленного киловатта в течение года. Для паровых станций 20K/H + b, где b – расходы на кВт-ч, зависящие от стоимости топлива и коэффициента полезного действия станций и равные: сa/q, где с – коэффициент, зависящий от коэффициента полезного действия станций и колеблющийся в пределах от 3,5 до 6 (в среднем может быть принят 5), а — стоимость тонны топлива в копейках, q — калорийность топлива в калориях на кг. Вышеприведенные формулы годятся только для очень приблизительных расчетов, так как не учитывают осложняющих моментов, например: среди капитальных затрат есть такие, которые возвращаются после постройки, например стоимость строительного оборудования; среди постоянных расходов имеются расходы административные и расходы по распределению электроэнергии между потребителями, которые не учтены.

^*) Включая 6% на капитал (т. н. «соцнакопление»). Себестоимость в условиях социалистического хозяйства должна рассчитываться без этих начислений, и для ориентировочного расчета себестоимости энергии  в копейках на киловатт-час надо из нижеприведенных цифр 11 и 20 в формулах вычесть 6, приняв 5 и 14. Для очень крупных гидростанций следует принимать соответственно 1 и 3.

Методы  тарификации электроэнергии очень разнообразны. Во всех странах мелкий потребитель со сравнительно малым числом часов использования установленной у него мощности, как, например, домашнее освещение, платит значительно больше, чем крупный потребитель с большим числом часов использования.

Нижеследующая таблица показывает соотношение средних тарифов для отдельных групп потребителей в нескольких странах:

Характер нагрузки отдельных потребителей имеет, несомненно, большое влияние на стоимость его обслуживания. На рис. 6 показаны несколько характерных кривых суточной нагрузки на различных заводах. Чисто осветительная нагрузка дает кратковременный вечерний пик и несколько меньший — утренний. Ради этих пиков приходится устанавливать на станциях, имеющих большую осветительную нагрузку, машины, которые используются только в течение короткого срока в году, или прибегать к другим дорогостоящим способам, указанным ниже.

Рис. 6

Условия использования электроэнергии потребителем, конечно, имеют большое влияние на фактическую стоимость его снабжения электроэнергией. В европейских и американских технических журналах приводились разнообразные методы расчета фактической стоимости энергии у потребителя в зависимости от его графика нагрузки, в частности от участия или неучастия в максимуме нагрузки станции, числе часов использования и т. п. Однако, все эти способы очень сложны и трудно построить, базируясь на них, рациональную систему тарификации электрической энергии, учитывающей все факторы и позволяющей продавать энергию по фактической стоимости. На Западе очень крупным потребителям энергия продается часто по цене, устанавливаемой на основании подсчета фактической себестоимости электроэнергии от собственной электростанции, если бы данный потребитель снабжался сам. Для остальных потребителей существуют очень разнообразные тарифы, которые можно свести к трем основным типам, применяемым и у нас в СССР. Они отличаются между собой по существу тем показателем, который положен в основу расчетов потребителя с электроснабжающим обществом. 1) Тарифы, базирующиеся только на установленной у потребителя мощности. К ним относится оплата «киловатт-года», покупаемого у гидростанции, плата за лампочку, за мощность моторов и т. п. Сюда же надо отнести системы оплаты за электрическое освещение по площади пола освещаемого помещения. Во избежание злоупотреблений иногда при таких системах тарификации у потребителей устанавливается ограничитель силы тока, который проще и дешевле электрического счетчика. Расчет по киловатт-году очень удобен для гидростанции ввиду практически почти полного отсутствия на ней расходов, зависящих от размера потребления, если только станция не работает с паровым резервом. Тариф, учитывающий только мощность, стимулирует увеличение потребления энергии потребителем, но станция в этом не заинтересована, так как доходы ее не зависят от размера потребления. Фактически тариф выгоден для потребителя только в случаях, когда установленная и оплаченная мощность очень хорошо используется, так как паровая станция назначает тарифную ставку именно в расчете на наилучшее использование для того, чтобы застраховаться. 2) Тариф, базирующийся только на потребленной электроэнергии (на киловатт-часах). К нему относятся все системы тарификации, основывающие расчеты с абонентами только по электрическому счетчику. Этот тариф ничего не стимулирует. В то время, как в предыдущем случае при увеличении использования установленной мощности энергия у потребителя удешевляется, а доходы станции (паровой) уменьшаются или остаются без изменения (у гидростанции), при расчете по счетчику увеличение использования у абонента мощности увеличивает доходы станции, но не дает никаких выгод абоненту. С целью усиления потребления электроэнергии в ночное время многие общества устанавливают двойные тарифы, при которых в известные часы суток потребленный киловатт-час стоит дешевле, чем в обычное время. Можно сделать переход от одного тарифа на другой автоматически, путем изменения скорости дисков всех счетчиков по сигналу, посланному; со станции (например, путем изменения частоты тока). Двойные тарифы применяются также для стимулирования потребления электроэнергии в домашнем быту для иных целей, кроме освещения, путем установки отдельных счетчиков для осветительной цели и для сети, от которой работают другие приборы. Два счетчика применяются очень часто для отдельного учета электроэнергии, потребленной на освещение и для электродвигателей, причем последняя оплачивается дешевле за кВт/ч, чем первая. 3) Тариф базируется одновременно на установленной у потребителя мощности и на потребленной им энергии. При этом для оплаты за энергию применяются одновременно 2 ставки; постоянная оплата, не зависящая от размеров фактического потребления, за каждый установленный киловатт или киловольт-ампер трансформаторов (например, 3 руб. в месяц за один киловольт-ампер в Ленинграде для крупной промышленности в 1930 г.) и некоторая небольшая оплата за кВт-часы на основании показаний счетчика (например, 3 коп. за кВт/ч). Ставка оплаты установленного киловольт-ампера определяется с расчетом покрыть все расходы станции, независящие от размера потребления (постоянные расходы), а ставка оплаты кВт/ч  устанавливается с расчетом покрыть все расходы станции, зависящие от потребления (переменные расходы). Эта система тарификации стимулирует улучшение использования установленной мощности. Достижения в этом отношении выгодны как для потребителя, так и для станции. В СССР этот тариф называется «дифференциальным» и применяется для расчетов крупных и средних промышленных предприятий с районными станциями. Рекомендуется применять с целью улучшения коэффициента мощности специальные счетчики, учитывающие безваттную индуктивную составляющую (синусные счетчики), в зависимости от показаний которых каждый месяц вводится известная %-я надбавка, в случае если коэффициент мощности ниже обусловленной в договоре со станцией величины, или определенная %-я скидка, если коэффициент мощности был выше обусловленного. Для мелких потребителей тариф, базирующийся на учете 2-х показателей — мощности и энергии — слишком сложен, взамен него многие общества устанавливают 2 или несколько ставок при оплате по счетчику, например; по 16 коп. за первые 25 кВт/ч  в месяц, по 10 коп. — за следующие25 кВт-ч и по 5 коп. за потребление сверх 50 кВт-ч в месяц. Первая ставка учитывает постоянные расходы станции, вторая и в особенности третья — почти только добавочные переменные. Таким образом, тариф с двумя или несколькими ставками за кВт-ч, в зависимости от размера потребления, а также такие тарифы, при которых обусловливается в договоре определенный минимум потребления (например, столько-то копеек за кВт-ч, но не менее чем столько-то рублей в месяц), относятся к той же группе тарифов, стимулирующих улучшения использования, установленной мощности и учитывающих одновременно и мощность и энергию.

На второй мировой конференции в Берлине (доклад Морроу) отмечено, что в САСШ по мере развития централизованного электроснабжения и соединения сетей отдельных обществ между собой происходит процесс уравнения тарифов на электроэнергию в  отдельных частях страны. При социалистическом хозяйстве возможно иметь одну единую систему тарификации электроэнергии независимо от места расположения потребителей, подобно тому, как существует одинаковая, независимо от местности, система оплаты услуг почты, телеграфа и железнодорожного транспорта. В наших условиях возможно положить в основу тарификации другие принципы, чем перечисленные выше. Так, например, для Днепровского комбината установлена система тарификации, учитывающая роль электроэнергии как ценообразующего фактора в себестоимости продукции предприятий. Исходя из этого принципа для алюминиевого завода установлена стоимость электроэнергии 0,5 коп. за кВт-ч, т. е. ниже средней стоимости энергии Днепровской гидростанции, для химических заводов — 0,75 коп., т. е. величина почти равная стоимости; для завода электролитической стали — 1,2 коп., для металлургического завода — 1,5 коп., и то и другое выше средней стоимости. Такая дифференциация ставок за кВт/час проводится с расчетом покрытия средней себестоимости энергии, полученной от гидростанции, плюс начисления на затраченный капитал. Возможно, что в будущем применение принципа тарификации электроэнергии по платежеспособности потребителя распространится во всесоюзном масштабе. При этом мыслимо сохранение формы оплаты энергии, при которой стимулируется улучшение использования установленной мощности и коэффициента мощности.

Доходы электростанции обыкновенно составляют только от 20 до 30% от вложенного капитала вследствие того, что электростанции являются предприятиями с очень высоким органическим строением капитала.

Совместная работа гидростанций с паровыми. Вследствие зависимости работы гидростанций от режима реки, возможны 2 способа использования водотока с максимальной эффективностью: 1) использование гидростанций для снабжения энергией таких потребителей, которые могут приспособить свое потребление к сезонным колебаниям водотока; естественным сезонным потребителем является ирригация; однако, имеются некоторые электрохимические и электрометаллургические производства (выплавка ферромарганца), которые допускают в широких пределах сезонное колебание производства; 2) совместная работа гидроэлектрической станции со вспомогательной паровой, которая работает в период маловодья и останавливается в многоводный период. Часто бывает экономически целесообразно комбинировать оба способа. Наличие водохранилищ для суточного регулирования, а в особенности для сезонного, позволяет значительно повысить минимальную гарантированную мощность станций. В горных местностях иногда удается создавать в верховьях рек резервуары для многолетнего регулирования, позволяющие обеспечить нижележащим станциям такую же свободу использования установленной мощности, какую имеют паровые станции. При наличии таких водохранилищ вспомогательная паровая мощность не нужна. Можно обойтись без вспомогательной паровой мощности (называемой часто у нас неудачно «паровым резервом») в случаях, когда удается соединить для совместной работы гидростанции на реках, отличающихся своим режимом (например, в Армянской ССР гидростанция на р. Дзорагет с ледниковым питанием и летним максимумом будет работать совместно с гидростанциями на р. Ванге, вытекающей из оз. Гокча и используемой для орошения, имеющей поэтому зимний максимум). Выбор установленной на гидростанции мощности зависит от условий ее использования, т. е. от характера и размера потребления энергии, а также от наличия тепловых станций, с которыми она будет работать. Как общее правило, для станций, имеющих суточное регулирование, установленную мощность целесообразно иметь раза в три больше, чем минимальная гарантированная мощность. В отдельных случаях в зависимости от режима реки и условий регулирования могут быть значительные отступления от этой цифры. Исключительно хорошие условия создаются для гидростанции, если она работает на мощную сеть, питаемую другими станциями, причем потребная мощность сети превышает установленную мощность гидростанции. При таких условиях можно использовать эффективно всю воду, могущую пройти через турбины. Капитальные затраты на строительство паровых станций в объединении получаются наименьшими при таком использовании гидростанции,  при котором она, даже в маловодные периоды, хотя бы на короткое время развивает большую мощность, покрывая пики нагрузки, т. е. когда она работает только в часы максимального потребления, а в остальные часы накапливает воду в водохранилище. В Ленинграде Волховская гидростанция в зимнее время покрывает верхнюю часть графика и играет роль пиковой станции, а в летнее время покрывает нижнюю часть графика и является базисной станцией. При включении гидростанции в очень большую систему с паровыми электростанциями можно пользоваться сезонным приростом мощности гидростанций для замены ремонтирующихся паровых агрегатов (см. брошюру С. А. Кукель-Краевского, «Плановый ремонт агрегатов электроснабжающей системы в зависимости от графика нагрузки и структурного состава системы», 1932). При совместной работе гидростанций с теплоснабжающими электростанциями (теплоэлектроцентралями) надо иметь ввиду, что гидроэнергия, как общее правило, должна заменять собой только ту энергию, которую без нее пришлось бы вырабатывать конденсационными частями электростанций, и не должна снижать выработку электроэнергии по тепловому графику, которая получается с очень незначительным дополнительным расходом топлива. Мощность включаемой в систему гидростанции не должна заменять мощность тех теплофикационных агрегатов, которые покрывают тепловой график, и может заменять только чисто конденсационные агрегаты и конденсационные части теплофикационных агрегатов полуконденсационного типа (с конденсацией и отбором пара).

При социалистическом хозяйстве имеются широкие возможности регулирования условий потребления энергии и допустимо значительно увеличивать установленную мощность гидростанций, включаемых в крупные электроснабжающие системы, против гарантированной круглый год мощности и притом без дублирования паровых и гидравлических мощностей. Таким образом, старое понятие о «паровом резерве» для гидростанций заменяется новым: гидростанция становится гидравлическим резервом для паровых станций в крупной системе. Гидростанции очень удобны как мгновенный резерв и могут быть использованы не только как резерв мощности, но и как резерв энергии. Поэтому при построении крупных энергетических систем целесообразно проектировать высоковольтную сеть так, чтобы обеспечить наибольшую возможную маневренную гибкость для гидростанций.

Распределение нагрузки между параллельно работающими станциями. В вышеприведенном примере показано использование гидростанции при совместной работе с паровыми, но и распределение нагрузки между паровыми станциями имеет огромное экономическое значение. Как общее правило, с целью уменьшения до минимума, стоимости электроэнергии надо те станции, которые дают наибольшую экономию в топливе, использовать, в качестве базисных станций. Наиболее устарелые с большим удельным расходом топлива применяются в качестве пиковых; вступающие в эксплуатацию новые станции нагружаются в максимальной степени и несут основную нагрузку; в будущем, по мере устарения и износа оборудования, станции переходят сначала в полупиковые, а потом и в пиковые. С народно-хозяйственной точки зрения необходимо в качестве базисных станций использовать те, которые работают на местном топливе, хотя бы это распределение иногда и отличалось от варианта, при котором получается наиболее низкая средневзвешенная стоимость энергии.

Резерв. В каждом объединении электрических станций должен быть резерв на случай аварии в каком-нибудь агрегате или в линии электропередачи от отдаленной станции. Различают резерв станционный и резерв сетевой. Станционный резерв может быть использован только в случае аварии или ремонта на самой станции. К нему относятся резервные котлы (обычно их два: один в чистке, другой — в резерве на случай аварии) и турбогенераторы, не имеющие рабочих котлов. Сетевым резервом может быть только комплект турбогенератора и котлов, могущий быть пущенным в работу взамен выбывшего из строя на какой-либо другой станции объединения. Резервные комплекты рационально держать на станциях ближайших к центру нагрузки. Иногда их размещают на станциях ближайших к тем потребителям, непрерывность электроснабжения которых особенно важно обеспечить. С точки зрения экономии на транспорт топлива желательно резервные агрегаты держать на станциях, работающих на привозном топливе. С точки зрения уменьшения до минимума стоимости энергии желательно держать резервные агрегаты на станциях наиболее устарелых и вырабатывающих наиболее дорогую энергию. Резерв может быть холодный, горячий и вращающийся. В первом случае резервный комплект (может быть в отдельных случаях целая станция в большом объединении) требует для своего пуска в ход несколько часов и поэтому не может дать скорую помощь в случае аварии. Во втором случае котлы держатся под парами, турбины подогретыми, и резерв может быть введен в работу вскоре после встретившейся в нем надобности; содержание его, однако, значительно дороже содержания холодного резерва. Вращающийся резерв на изолированной станции применяется в тех случаях, когда требуется исключительная гарантия в непрерывности электроснабжения, так как позволяет заменить выбывший элемент мгновенно и автоматически. На станции при таком резерве машины работают не полностью нагруженными, причем недогрузка вращающихся машин в сумме равна не менее полной мощности одного агрегата. Если выйдет из строя одна машина, то другие автоматически принимают на себя нагрузку и догружаются до нормы. В большой системе (объединение электростанций) целесообразно иметь часть резерва в действующих агрегатах, в виде внутреннего резерва недогруженных турбин, тем более, что коэффициент полезного действия турбин обычно наивысший при ³/₄ нагрузки. Таким образом, всегда имеется вращающийся резерв при работе оборудования на экономическом режиме. В случае вращающегося резерва не исключается наличие холодного резерва для компенсирования снижения мощности гидростанции в течение маловодного периода или на случаи вывода машин в ремонт и ревизию (ремонтный резерв). В объединениях, имеющих значительную разницу между потребностью зимой и летом, вследствие наличия большой световой нагрузки, ставят худшие станции в летнее время в холодный резерв, который пускается в ход только в случаях, когда нужно ремонтировать крупные агрегаты.

Кроме резерва в котлах и машинах, необходимо иметь резерв в трансформаторах на понизительных и повысительных подстанциях, а также в линиях электропередач (см. ниже). При трехфазном токе на подстанциях большой мощности применяются, обычно, три рабочих однофазных трансформатора и 4-й резервный на случай порчи одного из 3-х основных. На линиях электропередач трехфазного тока применяется иногда четвертый провод в качестве резервного для трех основных.

Величиной резерва считается разность между суммарной мощностью, установленной на всех станциях объединения, и величиной максимальной часовой потребной мощности хотя бы в течение одних суток в году (максимум нагрузки). Обычно момент максимальной нагрузки наступает зимой в период наибольшей световой нагрузки, но там, где имеется большая сезонная нагрузка (например, потребность в мощности для орошения или для торфодобычи), максимум нагрузки может быть и в другое время года. Если в период максимума нагрузки некоторые станции по какой-либо причине не могут фактически использовать установленную мощность (например, вследствие маловодного периода у гидростанции, или несоответствия вследствие крупного ремонта между мощностью котлов и машин, или снижения электрической мощности некоторых теплофикационных турбин при большом отборе пара), то для вычислений величины фактического резерва надо учитывать не установленную, а фактически располагаемую мощность. Величина необходимого резерва зависит от мощности агрегатов и должна быть отнюдь не менее мощности наибольшего агрегата. При непрерывной производственной неделе, когда не имеется праздничных провалов нагрузки, позволяющих производить небольшие ремонты, резерв должен быть не меньше мощности двух наибольших агрегатов для обеспечения бесперебойности электроснабжения. В объединениях величина резерва составляет 10-20% от максимальной нагрузки. Чем крупнее система, тем меньше % резерва. У изолированных электрических станций резерв составляет 30-100% установленной мощности.

Предельная мощность отдельных агрегатов на станции определяется величиной допустимого по экономическим соображениям резерва. Автор настоящей статьи определяет наивыгоднейшую величину мощности отдельного агрегата в системе, состоящей из однотипных агрегатов, по формуле

N = √(C·P_м)/Z₀

где N — мощность равновеликих агрегатов в системе в кВт, Р_м — совмещенный максимум системы в кВт, Z₀ — число резервных агрегатов, необходимое по условиям эксплуатации для бесперебойности электроснабжения, С — так называемая «характеристика типа» — коэффициент пропорциональности, зависящий от типа агрегатов. Он имеет размерность мощности и получается из эмпирической зависимости величины капитальных затрат K от производственной мощности агрегата K = aN + b, где а и b числа постоянные в некоторых пределах изменения величины N для данного типа. Величина С = b : а. Из формулы, относящейся к теоретическому случаю системы, состоящей из однотипных стандартных агрегатов (с осуществлением идеи блочности котел-турбина), вытекает, что при росте системы наивыгоднейшая мощность агрегата растет пропорционально корню квадратному из совмещенного максимума системы. Указанный оптимум определен, исходя из условия минимума капитальных затрат. Исследование автора показало, что оптимум по себестоимости электроэнергии несколько выше, чем вышеуказанный, и тем выше, чем дороже топливо. Учет стоимости энергии приводит к тому же виду формулы, но величина С больше, чем в случае определения оптимума только по величине капитальных затрат. Из формулы автор вывел теорию стандартных мощностей, по которой при стандартизации наивыгоднейшая шкала стандартных мощностей содержит величины кратные коэффициенту С. На практике наилучшая шкала составляется из цифр ряда: С, 2С, 4С, 8С (в СССР принята для крупных агрегатов шкала мощностей 12, 25, 50, 100 тыс. кВт). Физическое значение С — наименьшая величина мощности в стандартной шкале для данного типа. По той же теории, каждой стандартной мощности агрегата соответствует определенная величина Р_{наивыг.} совмещенного максимума нагрузки, при которой применение равновеликих агрегатов данной мощности приводит к величине капитальных затрат меньшей, чем при применении любой другой комбинации агрегатов того же типа. Р_{наивыг.} = Z₀ · N² : С. В растущей системе начинать устанавливать агрегаты мощности 2N надо не позже, чем по достижении совмещенного максимума величины, равной половине Р_{наивыг.} для агрегата мощности 2N (подробнее см. статью автора: «Теоретические основы стандартизации оборудования электроснабжающих систем», Известия Энергетического института Академии Наук СССР, 1933, вып. 1). Для изолированной станции наибольшая мощность агрегата не должна превышать половины максимальной нагрузки, в большом объединении 8-10%. У нас в СССР при освоении новых районов нужно предвидеть такой быстрый рост нагрузки, при котором сегодня установленный агрегат уже через 2-3 года может оказаться слишком малым (например, первая очередь Штеровской районной станции имела 2 агрегата по 10 т. кВт, вторая очередь — 2 агрегата по 22 т. и 3-я — 2 по 44 т., причем это развитие происходило в течение 5 лет). Поэтому у нас в ближайшие годы на наших станциях предполагается установка агрегатов по 50 и 100 т. кВт и  допускается постройка станций, имеющих только 2 крупные турбины, из которых одна резервная, причем предполагается, что через короткий срок будет построена следующая очередь этой станции из таких же генераторов или данная станция будет включена в объединение других станций и чрезмерный для первого года резерв быстро снизится.

В больших объединениях на Западе становится актуальной задача выбора наиболее дешевого способа покрытия пика нагрузки. Вследствие большой световой рекламы и малой сменности предприятий, в крупных городах Запада пик более острый, чем в городах СССР. Так, например, в Берлине 50% максимальной мощности имеет в течение года только 1 100 часов использования, в Москве — 4 300.

Рис. 7.

На рис. 7 показано сравнение графиков продолжительности использования мощности для московского и берлинского объединения электрических станций (иногда называемые кривыми Россандра). Станции, покрывающие пики нагрузки, работают очень неэкономно, так как число часов использования их за год очень мало. В 20-х годах ХХ века начали применяться на Западе специальные способы покрытия пик, например, при помощи очень мощной дизельной станции (в Гамбурге с дизелями по 15 000 лошадиных сил каждая) или при помощи мощных аккумуляторов. Электрические аккумуляторы для последней цели применяются редко и то только при малых мощностях; значительное применение получили паровые аккумуляторы типа Рутса. В 1929 году в Берлине построена пиковая станция, снабженная аккумуляторами Рутса на мощность 40 000 кВт. В часы провала графиков котельная станции работает на зарядку аккумуляторов, а в часы пиковой нагрузки аккумуляторы возвращают накопленную тепловую энергию. За самые последние годы в ряде стран стали применяться мощные гидравлические аккумуляторы, из них крупнейшей является установка Хердеке в Германии на мощность около 200 т. лошадиных сил. Принцип гидравлического аккумулятора заключается в том, что в местности, обладающей необходимыми природными данными, образуется искусственное водохранилище на некоторой высоте над рекой или озером. Из водохранилища вода подводится по трубам к гидростанции, снабженной, кроме гидравлической турбины и генератора, еще водяным насосом, который обычно расположен на одном валу с генераторами турбины. Паровая станция, работающая совместно с таким гидроаккумулятором, имеет ровную нагрузку в течение суток. При уменьшении потребности сети ниже средней величины, энергия посылается на гидростанцию, где генератор, работая как синхронный электродвигатель, приводит в движение насос, накачивающий воду из реки или озера в верхнее водохранилище. Когда потребная мощность для сети становится выше средней, начинает работать гидростанция, расходуя воду, накопленную в водохранилище. Мощность турбины обычно выше мощности насоса, так как последний работает более длительный срок. В германских условиях гидроаккумулятор стоит около 300 марок на установленный киловатт. В Англии предполагается установить несколько гидроаккумуляторов для работы на государственную сеть «решетку» (см. электрификация). Общим недостатком всех аккумулирующих устройств являются большие потери при двукратной трансформации энергии из одного вида в другой, вследствие чего коэффициент полезного действия имеет величину порядка не выше 60-70% (иногда и меньше). В условиях социалистического хозяйства имеются другие способы рационального распределения нагрузки между совместно работающими станциями, не сопряженные с большими потерями энергии, а именно: регулирование потребления, в частности работа некоторых энергоемких потребителей по заранее заданному графику нагрузки (см. статью автора в т. XI Генплана электрификации, 1932-1933).

В 1929 году на конференции в Токио Робинсон сообщил, что в САСШ полагают, что наилучшее разрешение задач покрытия пиковой мощности будет достигнуто путем увеличения допустимой перегрузки оборудования электрических станций до 100% для кратковременной работы. Эти требования, по мнению Робинсона, должны быть предъявлены электроснабжающей промышленностью машиностроительным заводам.

В условиях СССР, как уже отмечалось выше, проблема покрытия пик нагрузки стоит не так остро, как в капиталистических странах, и у нас вряд ли целесообразно иметь оборудование, специально предназначенное для покрытия пик.

Литература: профессор Клингенберг, «Сооружение крупных электростанций» (Ленинград, 1927, перевод под редакцией В. В. Дмитриева, и Москва, перевод под редакцией профессора Угримова); профессор В. В. Дмитриев, «Электрические силовые установки» (1929); Э. Меерович, «Эксплуатация центральных электрических станций»« (1928); доктор инженер Фр. Мюнцингер, «Котельные установки больших силовых станций» (1929, перевод с немецкого); Н. И. Сушкин и А. А. Глазунов, «Центральные электрические станции и их электрооборудование» (1927); инженер К. П. Ловин и инженер Б. А. Барсуков, «Современные американские электрические станции» (1927); «Четыре торфяные станции» (1930); описание электрических станций «Красный Октябрь», Нижегородской, Брянской и Осиновской); Шрейбер, «Районная электрическая станция на низкосортном угле» (перевод с немецкого, 1929); инженер-электрик Г. Г. Горбунов, «Графики электрической нагрузки» (1927); Т. Крофт, «Электрические станции и подстанции» (перевод с английского); «Труды мирового инженерного конгресса и мировой энергетической конференции в Токио в 1929 г.» (на английском языке; обзор этих трудов см. «Плановое хозяйство», № 3, 1930, статья Кукель-Краевского); «Труды второй мировой энергетической конференции в Берлине в 1930 г.» (издано на немецком, английском и французском языках в 20 томах; обзор этих трудов см. статьи профессора В. И. Вейц в журнале «Электричество», 1931, «№№ 11-16); Глазунов А. А., «Технические заметки о районных электрических станциях в Североамериканских Соединенных Штатах» (1931); Лаговский, А. А., «Теплосиловые установки центральных электрических станций» (1931); Поярков, М. Ф., «Электрические станции городские и фабрично-заводские» (1931); Рябков, А. Я., «Электрические распределительные устройства крупных станций и подстанций» (1932); Эпштейн, Г. Л., «Районные трансформаторные подстанции» (1932); Рыжкин, В. Я., «Новейшие американские электрические станции» (1932); Дарманчев, А. К., «Графики электрической нагрузки» (1933); Диц, Ф. А., «Хозрасчет в энергоснабжении» (1932); «Генеральный план электрификации СССР», том VII (Госплан СССР, 1932); Кукель-Краевский, С. А., «Плановый ремонт агрегатов электроснабжающей системы» (1932): Агапов, Бабиков и др., под редакцией профессора Н. И. Сушкина, «Принципы проектирования типовых электростанций» (1933); «Электроэнергетика СССР» (коллективное исследование, Известия Академии Наук СССР, 1934).

С. Кукель-Краевский.