2.2. Технологические циклы современных электрических станций
Тепловые электрические станции. Современная наука и техника основываются на фундаментальных законах сохранения материи и энергии. Понимание этих законов необходимо для решения актуальных задач повышения эффективности преобразования и потребления энергии, разработки новых способов получения электроэнергии.
На современных мощных ТЭС превращение теплоты в работу в основном происходит в циклах, где в качестве рабочего тела используется водяной пар.
Термодинамический
цикл преобразования теплоты в работу
с помощью водяного пара был предложен
в середине XIX в. шотландским инженером
У. Ренкиным. Принципиальная
технологическая схема ТЭС, работающей
по циклу Ренкина (рис. 2.12), состоит из
парогенератора
,
турбины
,
электрического генератора
,
конденсатора
и насоса
.
Рис. 2.12. Технологическая схема тепловой электростанции, работающей по циклу Ренкина: 1 – парогенератор; 2 – турбина; 3 – электрический генератор; 4 – конденсатор; 5 – насос; B,C – пар; А,D – конденсат
В парогенераторе происходит сжигание топлива, за счет получаемой теплоты вода нагревается и испаряется. Пар, при увеличении объема и постоянном давлении, получаемый в парогенераторе, направляется в турбину, где происходит его расширение и превращение внутренней энергии пара в механическую, т. е. в турбине совершается полезная работа. Далее отработанный в турбине пар конденсируется и из конденсатора охлаждающей водой отводится теплота. Конденсат питательным насосом подается в парогенератор, что сопровождается возрастанием давления воды при постоянном объеме, так как вода несжимаема. КПД идеального цикла, как и любой тепловой машины, характеризуется отношением теплоты, затраченной на работу, ко всей полученной от нагревателя теплоте.
Тепловые конденсационные электрические станции преобразовывают энергию органического топлива вначале в механическую, а затем в электрическую. Механическую энергию упорядоченного вращения вала получают с помощью тепловых двигателей, преобразующих энергию неупорядоченного движения молекул пара или газа.
Все тепловые двигатели подразделяются (табл. 2.1):
1) по виду используемого рабочего тела – пар или газ;
2) по способу преобразования тепловой энергии в механическую – поршневой или роторный.
Таблица 2.1
Классификация тепловых преобразователей
Способ работы |
Рабочее тело |
|
Пар |
Газ |
|
Поршневой |
Паровая машина |
Двигатель внутреннего сгорания |
Роторный |
Паровая турбина |
Газовая турбина |
В поршневом способе для преобразования используется потенциальная энергия рабочего тела, получаемая при его нагревании. В роторном способе используется кинетическая энергия движущихся с большой скоростью частиц рабочего тела.
Паровая машина была единственным двигателем, используемым в промышленности и на транспорте в XVIII и XIX вв. В настоящее время она практически не встречается, а широко применявшиеся в прошлом паровозы и пароходы почти полностью сняты с производства.
В настоящее время наибольшее распространение получили двигатели внутреннего сгорания, используемые на автомобильном транспорте. В стационарной энергетике двигатели внутреннего сгорания находят ограниченное применение. На современных мощных ТЭС устанавливают паровые турбины. В качестве тепловых двигателей на электрических станциях используют также газовые турбины.
Для повышения эффективности работы тепловых двигателей стремятся максимально увеличить температуру и давление рабочего тела до приемлемых по условиям механической прочности конструкционных материалов значений.
В современных
паровых установках, составляющих основу
энергетики, используют пар при температуре
около
и давлении
.
Для охлаждения рабочего тела (пара)
обычно применяют холодную воду, которая
понижает его температуру до
.
При этом давление пара резко падает.
Схема тепловой станции, работающей на
угле, приведенная на рис. 2.13.
Рис. 2.13. Схема тепловой конденсационной станции
Работа станции
происходит следующим образом. Из бункера
уголь поступает в дробильную установку
,
где он превращается в пыль. Угольная
пыль вместе с воздухом из воздуходувки
подается в топку
.
Теплота, получаемая при сжигании угля,
используется для преобразования воды
в пар в трубах (экономайзерах)
.
Вода по змеевику
накачивается насосом
в барабан котла
.
Пар, нагретый потоком горячих газов,
уходящих в трубу
,
при высокой температуре и высоком
давлении поступает сначала в первую
ступень турбины
,
а затем во вторую ступень
.
В турбине энергия пара преобразуется
в механическую энергию вращения ротору
генератора
,
вырабатывающего электрическую энергию.
Отработанный в турбине пар поступает
в конденсатор
,
превращается в воду, которая насосом
подается в котел, и затем цикл превращения
воды повторяется. Охлаждение пара в
конденсаторе производится с помощью
воды, забираемой из водоема (пруда или
реки)
,
накачиваемой насосом
и вновь выбрасываемой в водоем. Продукты
сгорания угля проходят через очистительные
сооружения (не показанные на рис. 2.13),
где выделяются зола, твердые частички
несгоревшего угля и прочие примеси, а
оставшиеся газы через трубу 6
выбрасываются в атмосферу. Электрическая
энергия, получаемая от статора генератора,
отдается в электрическую систему через
выводы
.
Технологическая схема тепловой станции представлена на рис. 2.14.
Рис. 2.14. Технологическая схема тепловой конденсационной электростанции
Один из основных
элементов станции – парогенератор, в
котором получают пар для питания станции.
Современный парогенератор представляет
собой сложное техническое сооружение
больших размеров, высота которого
соизмерима с высотой пятиэтажного дома.
В топке парогенератора сжигается
превращенный в мелкую пыль уголь, газ
или распыленная нефть при температуре
.
Для наиболее полного сжигания топлива
с помощью вентилятора в больших
количествах подается подогретый воздух.
Выделяющаяся в процессе сгорания топлива
тепло нагревает воду, превращает ее в
пар и увеличивает его температуру и
давление до расчетных значений.
Использованные горячие газы дымососами
вытягиваются из парогенератора и
подаются в очистительные устройства,
а затем направляются в дымовую трубу.
Вода, подаваемая в парогенератор,
предварительно очищается от примесей,
содержание которых допускается в меньшем
количестве, чем в питьевой воде. Очистка
воды производится в специальных
устройствах – питателях.
Полученный в
парогенераторах перегретый пар при
температуре
и давлении
по паропроводам передается в сопла
турбины для преобразования внутренней
энергии пара в кинетическую энергию
упорядоченного движения молекул.
Происходит увеличение скорости движения
пара и снижение его температуры и
давления.
Турбина преобразует кинетическую энергию пара в механическую энергию вращения. Сами турбины бывают чисто активными, реактивными и многоступенчатыми смешанными.
Пар, выходящий из турбины, поступает для охлаждения и конденсации в специальное устройство, называемое конденсатором. В замкнутых системах водоснабжения конденсатора охлаждающей водой (не прямоточной) сооружают градирни для охлаждения воздухом воды, выходящей из конденсатора.
Тепловой баланс конденсационной электрической станции. На ТЭС происходят многократные преобразования энергии, сопровождающиеся потерями. Экономичность процесса преобразования химической энергии топлива в электрическую и потери на различных стадиях производства можно выявить из анализа теплового баланса электрической станции. Если за принять тепловую энергию, получаемую при сжигании угля в топках котлов, то в среднем только этой энергии превращается в электрическую (рис. 2.15).
Наибольшие потери
теплоты происходят в конденсаторе. С
охлаждающей водой конденсатора уносится
теплоты. Для оценки эффективности
производства электроэнергии на
конденсационных станциях величину КПД
определяют как:
|
|
.Производство электрической энергии на ТЭС сопровождается большими потерями теплоты. В то же время многим отраслям промышленности таким, как химическая, текстильная, пищевая, металлургическая, и ряду других теплота необходима для технологических целей. Для отопления жилых зданий требуется в значительном количестве горячая вода.
В нашей стране
больше
всего добываемого топлива расходуется
на тепловые нужды предприятий.
Удовлетворение потребностей в теплоте
сооружением небольших индивидуальных
котельных, как правило, не экономично,
так как такие установки работают с
небольшими КПД и технически менее
совершенны, чем крупные установки
современных мощных ТЭС.
Рис. 2.15. Тепловой баланс конденсационной
электрической станции:
и
– теплота, полученная при сжигании
топлива, и теплота, превращенная в
электроэнергию;
,
,
,
– потери теплоты в конденсаторе,
турбогенераторе, трубопроводах, котельном
агрегате соответственно
В этих условиях естественно использовать пар, получаемый в парогенераторах на тепловых станциях, как для выработки электроэнергии, так и для теплофикации потребителей. Электростанции, выполняющие такие функции, называются теплоэлектроцентралями.
Отработанный в
турбинах конденсационных станций пар
не пригоден для использования в
технологических процессах на предприятиях.
Во многих производствах требуется пар,
имеющий давление
,
а иногда и до
для приведения в движение прессов,
паровых молотов, турбин. Иногда требуется
горячая вода, нагретая до температуры
.
Для получения пара
с необходимыми для потребителей
параметрами используют специальные
турбины с промежуточными отборами пара.
В таких турбинах, после того как часть
энергии пара израсходуется на приведение
в движение турбины и параметры его
понизятся, производится отбор некоторой
доли пара для потребителей. Оставшаяся
доля пара далее обычным способом
используется в турбине и затем поступает
в конденсатор. Поскольку для части пара
перепад давления оказывается меньшим,
несколько возрастает расход топлива
на выработку электроэнергии. Так, если
при перепаде давления от
до
на выработку
электроэнергии требуется
пара, то при увеличении давления
отработанного пара до
необходимое количество пара составляет
.
Однако такое увеличение расхода пара
на выработку электроэнергии на ТЭЦ и
связанное с этим увеличение расхода
топлива в конечном счете оказываются
меньшими по сравнению с расходом топлива
в случае раздельной выработки
электроэнергии и выработки теплоты на
небольших котельных установках.
Благодаря более
полному использованию тепловой энергии
КПД ТЭЦ достигает
,
а КПД КЭС – не более
.
На рис. 2.16 приведен примерный тепловой
баланс ТЭЦ.
Рис. 2.16. Тепловой баланс
теплоэлектроцентрали:
,
и
– теплота, полученная при сжигании
топлива, превращенная в электроэнергию
и использованная на теплофикацию
соответственно;
,
,
,
– потери теплоты в конденсаторе,
турбогенераторе, трубопроводах и
котельном агрегате соответственно
КПД электрической станции типа ТЭЦ определяют с учётом использования тепловой энергии:
|
|
.Централизованное теплоснабжение на базе комбинированной выработки теплоты и электрической энергии имеет большие преимущества: обеспечивает основную долю потребности в теплоте промышленного и жилищно-коммунального хозяйства, уменьшает расходование топливно-энергетических ресурсов, а также материальных и трудовых затрат в системах теплоснабжения.
На отечественных ТЭС начинают широко использовать газотурбинные установки (ГТУ). В качестве рабочего тела в них используется смесь продуктов сгорания топлива с воздухом или нагретый воздух при большом давлении и высокой температуре. Особенно широкое распространение газовые турбины получили на транспорте, в современной авиации, в газотурболокомотивах на железнодорожном транспорте.
В ГТУ преобразуется
теплота газов в кинетическую энергию
вращения ротора турбины. Газотурбинные
установки могут работать только на
жидком или газообразном топливе, так
как продукты сгорания твердого топлива,
содержащие золу и механические примеси,
оказывают вредное влияние на лопатки
газовой турбины. В газотурбинных
установках, так же как и в обычных
паросиловых установках, тепловая энергия
преобразуется в механическую в турбинах
и механическая энергия – в электрическую
в электрогенераторах. Эта схема
электромеханического преобразования
энергии требует использования материалов,
способных выдерживать большие механические
нагрузки при больших частотах вращения
вала турбины и высоких температурах.
Ограниченная прочность материалов
вынуждает использовать пар при
температурах не выше
,
в то время как температура сжигаемого
топлива достигает
.
Сокращение разности этих температур
позволит существенно повысить КПД ГТУ.
По конструктивному исполнению и принципу преобразования энергии газовые турбины не отличаются от паровых. Экономичность работы газовых турбин примерно такая же, как и двигателей внутреннего сгорания, а при очень высоких температурах рабочего газа экономичность газовых турбин выше. Кроме того, газовые турбины более компактны, чем паровые турбины и двигатели внутреннего сгорания аналогичной мощности.
Современные газовые турбины в основном работают на жидком топливе, однако кроме жидкого топлива может использоваться газообразное: как естественный природный горючий газ, так и искусственный газ, получаемый особым сжиганием твердых топлив любых видов (рис. 2.17). Представляет практический интерес перспектива сжигания угля в местах его залегания (газогенерация).
Рис. 2.17. Принципиальная схема газотурбинной установки
Работа газотурбинной установки ( ГТУ ) осуществляется следующим образом. В камеру сгорания подается жидкое или газообразное топливо и воздух. Получающиеся в камере сгорания газы с высокой температурой и под большим давлением направляются на рабочие лопатки турбины . Турбина вращает электрический генератор и компрессор , необходимый для подачи под давлением воздуха в камеру сгорания. Сжатый в компрессоре воздух перед подачей в камеру сгорания подогревается в регенераторе отработанными в турбине горючими газами . Подогрев воздуха позволяет повысить эффективность сжигания топлива в камере сгорания.
Отработанные в
ГТУ газы имеют высокую температуру, что
неблагоприятно сказывается на КПД
термодинамического цикла. Совмещение
газо- и паротурбинных агрегатов таким
образом, что в них происходит совместное
использование теплоты, получаемой при
сжигании топлива, позволяет на
повысить экономичность работы установки,
называемой парогазовой, и снизить
стоимость производства электроэнергии
на
.
Парогазовые установки, использующие два вида рабочего тела – пар и газ – относятся к бинарным. В них часть теплоты, получаемой при сжигании топлива в парогенераторе, расходуется на образование пара, который затем направляется в турбину (рис. 2.18).
Рис. 2.18. Принципиальная схема парогазовой установки: 1 – парогенератор; 2 – компрессор; 3 – газовая турбина; 4 – генератор;5 – паровая турбина; 6 – конденсатор; 7 – насос; 8 – экономайзер
Охлажденные до
температуры
газы попадают на рабочие лопатки газовой
турбины. Отработанные в турбине газы
используются для подогрева питательной
воды, что позволяет уменьшить расход
топлива и повысить КПД всей установки,
который может достичь примерно
.
Парогазовые установки (ПГУ) могут работать также по схеме, в которой отработанные в газовой турбине газы поступают в паровой котел (рис. 2.19). Газовая турбина в этом случае служит как бы частью паросиловой установки. В камере сгорания газотурбинной установки сжигается топлива, а в парогенераторе – остальное топливо.
Рис. 2.19. Принципиальная схема парогазовой установки с выбросом отработанных газов в паровой котёл
С 50-х годов XX века велись разработки, которые позволили разработать парогазовую установку (ПГУ) на твёрдом топливе (рис. 2.20). Решение сложной проблемы газификации угля и включение газогенераторных установок в состав ПГУ в мировой практике имеет ограниченное распространение. Во Всероссийском теплотехническом институте спроектированный опытный образец для конкретного исходного угля, имеет КПД . Лучшие зарубежные образцы имеют КПД до .
Разработанная
схема ПГУ на угле исключает газогенераторные
процессы с полным переводом горючей
массы угля в газообразное топливо. В
газ переводятся лишь летучие, выделяющиеся
при нагревании угля до
.
Это исключает
Рис. 2.20. Принципиальная технологическая схема ПГУ на твердом топливе: К – компрессор; КС – камера сгорания; ГТ – газовая турбина; ГГТ – генератор газовой турбины; ПТ – паровая турбина; ГПТ – генератор паровой турбины; 1 – пиролизёр; 2 – подвод воздуха в горелку узла подогрева пиролизёра; 3 – подвод угольной пыли; 4 – тракт отвода пиролизного газа; 5 – тракт отвода полукокса; 6 – тракт подачи полукокса в горелки котла; 7 – охладитель пиролизного газа; 8 – отвод конденсата, выделяющегося из пиролизного газа, в горелки котла; 9 – сепаратор; 10 – отвод смолы и жидких углеводородов в горелку котла; 11 – тракт отвода пиролизного газа из сепаратора; 12 – нагнетатель пиролизного газа; 13 – отвод пиролизного газа в узел подогрева пиролизера; 14 – фильтр; 15 – отвод уловленных частиц в горелки котла; 16 – дожимной компрессор пиролизного газа; 17 – выхлоп; 18 – теплообменник-утилизатор; 19 – отвод подогретого конденсата паровой турбины; 20 – отвод подогретого конденсата ПТ из охладителя пиролизного газа; 21 – подвод подогретого конденсата ПТ в систему регенеративного подогрева паротурбинного блока; 22 – группа регенеративных подогревателей ПТ; 23 – котёл; 24 – отвод пара промежуточного отбора ПТ
применение в схеме кислорода, и соответственно, аппаратов для его получения. Вся система термообработки и транспортировки продуктов термообработки функционирует при давлении, близком к атмосферному. Рассматриваемая схема ПГУ на угле включает два основных генерирующих блока – паротурбинный (цикл Ренкина) и газотурбинный (цикл Брайтона). Они функционируют на основе одного вида топлива с утилизацией тепла уходящих газов ГТУ в тепловой схеме паротурбинной установки. Соотношение электрической мощности каждого из блоков определяется долей потенциального тепла исходного топлива, переводимого в газ. Каждый блок генерирует электроэнергию автономно, образуя типовую технологическую линию со стандартным оборудованием:
газотурбинный блок –
компрессор – камера сгорания ГТУ – генератор – теплоутилизатор;
паротурбинный блок –
паровой котел на твердом топливе – паровая турбина – конденсатор – регенеративный узел, сюда входят также градирня, узел химводоподготовки, системы очистки дымовых газов.
В настоящий момент
в эксплуатации находятся около трёх
десятков подобных установок мощностью
от
до
.
Электрический КПД подобных промышленных
установок на углях различных марок не
превышает
.
Атомные электрические станции. Обычные ТЭС принципиально отличаются от АЭС только тем, что рабочее тело на них получает теплоту в парогенераторах при сжигании органического топлива (на АЭС – в ядерных реакторах). Для подогревания воды и превращения ее в пар в ТЭС используется теплота, получаемая при сжигании угля, а в АЭС – теплота, получаемая с помощью управляемой ядерной реакции деления.
На АЭС энергия, получаемая в результате деления ядер урана на осколки, превращается в тепловую энергию пара или газа, затем в электрическую энергию, т. е. в энергию движения электронов в проводнике. Получаемая при делении ядер энергия почти полностью превращается в теплоту. Установка, в которой происходит управляемая цепная ядерная реакция деления, называется ядерным реактором. Для устойчивой работы реактора в стационарной режиме при неизменной мощности необходимо, чтобы числа возникающих и поглощаемых нейтронов были одинаковыми.
Энергетические реакторы различаются по способу размещения ядерного топлива, по спектру нейтронов (тепловые, быстрые, промежуточные), по видам теплоносителей, замедлителей, поглотителей.
На АЭС применяются реакторы:
уран-графитовые канального типа большой мощности (РБМК);
водо-водяные энергетические (ВВЭР);
на быстрых нейтронах (БН).
Основной элемент современной АЭС – ядерный реактор, состоящий из активной зоны, отражателя, системы охлаждения, системы управления, регулирования и контроля, корпуса и биологической защиты.
В рабочие каналы активной зоны помещают ядерное топливо в виде урановых или плутониевых стержней, покрытых герметичной металлической оболочкой. В этих стержнях и происходит ядерная реакция, сопровождаемая выделением большого количества тепловой энергии. Поэтому стержни с ядерным топливом называют тепловыделяющими элементами или сокращенно твэлами. Количество твэлов в активной зоне доходит до нескольких тысяч.
В активную зону помещают замедлитель нейтронов, через нее также проходит теплоноситель, под которым понимают вещество, служащее для отвода теплоты. В качестве теплоносителя используется обычная вода, тяжелая вода, водяной пар, жидкие металлы, некоторые инертные газы (углекислый газ, гелий). Теплоноситель с помощью принудительной циркуляции омывает в рабочих каналах поверхности твэлов, нагревается и уносит теплоту для дальнейшего использования. Активная зона окружена отражателем, который возвращает в нее вылетающие нейтроны.
Мощность
энергетического реактора определяется
возможностями быстрого отвода теплоты
из активной зоны. Основная часть энергии,
выделяющейся при ядерной реакции в
твэлах, идет на нагревание ядерного
топлива, а небольшая часть – на нагревание
замедлителя. Поскольку отвод теплоты
происходит за счет конвективного
теплообмена, то для повышения его
интенсивности следует увеличивать
скорость движения теплоносителя. Так,
скорость движения воды в активной зоне
составляет примерно
,
а скорость газов ‑
.
Управление реактором производится с помощью специальных стержней, поглощающих нейтроны. Стержни вводятся в активную зону и изменяют поток нейтронов, а следовательно и интенсивность ядерной реакции.
Теплота, выделяемая в реакторе, может передаваться рабочему телу теплового двигателя (турбины) по одноконтурной (рис. 2.21,а), двухконтурной (рис. 2.21,б) и трехконтурной (рис. 2.21,в) схемам.
Каждый контур представляет собой замкнутую систему. Многоконтурная схема обеспечивает радиационную безопасность и создает удобства для обслуживания оборудования. Выбор числа контуров определяется в зависимости от типа реактора и свойств теплоносителя, характеризующих его пригодность для использования в качестве рабочего тела в турбине.
При работе АЭС по
двухконтурной схеме нагретый в реакторе
теплоноситель отдает теплоту рабочему
телу в парогенераторе. Если в качестве
теплоносителя используется вода, то
она охлаждается в парогенераторе на
.
Теплоносители в виде жидкостей и газов
охлаждаются в парогенераторах
значительнее, иногда на несколько сотен
градусов.
Первый контур радиоактивен и поэтому целиком находится внутри биологической защиты. Во втором контуре рабочее тело – вода и пар – нигде не соприкасается с радиоактивным теплоносителем первого контура, поэтому с ним можно обращаться так же, как и на обычных ТЭС.
В качестве
теплоносителя на первой АЭС используется
вода. Чтобы в парогенераторе вода первого
контура нагревала воду второго контура,
превращала ее в пар и при этом не
испарялась, в этом контуре используется
повышенное давление. При повышенном
давлении температура кипения воды
повышается следующим образом: при
значение
,
а при
значение
.
а)
б)
в)
Рис. 2.21. Тепловые схемы АЭС: а) одноконтурная; б) двухконтурная; в) трёхконтурная; 1 – ядерный реактор с первичной биологической защитой; 2 – вторичная биологическая защита; 3 – паровая турбина; 4 – генератор; 5 – конденсатор; 6 – насос или компрессор; 7 – регенеративный подогреватель; 8 – циркуляционный насос; 9 – парогенератор; 10 – теплообменник
В графитовый замедлитель помещены подвижные кадмиевые стержни-поглотители, которые автоматически регулируют процесс распада путем большего или меньшего погружения.
В теплообменнике
используется противоток, что дает
возможность нагревать рабочее тело
второго контура до
и охлаждать воду первого контура до
.
Биологическая защита выполняет функции изоляции реактора от окружающего пространства, т. е. от проникновения за пределы реактора мощных потоков нейтронов, -, -, - лучей и осколков деления. Защита реактора выполняется в виде толстого слоя (до нескольких метров) бетона с внутренними каналами, по которым циркулирует вода или воздух для отвода теплоты. Количество этой теплоты равно от всей выделенной в реакторе энергии. Из-за относительно низкой температуры оно в дальнейшем не используется.
Защита должна ограничивать уровни излучений до значений, не превышающих допустимых доз как при работе реактора, так и при его останове. Биологическая защита, в первую очередь, предназначается для создания безопасных условий работы обслуживающего персонала. Поэтому все излучающие устройства (первый контур) помещаются внутри защитной оболочки.
На рис. 2.22 показан схематический разрез реактора типа РБМК. Подобный реактор был установлен на первой в мире АЭС в г.Обнинске (СССР) 24 июня 1954 г.
В качестве основных реакторов на тепловых нейтронах применяются два типа реакторов – РБМК (табл.2.2) и ВВЭР. Усовершенствованные реакторы типа РБНК установлены и успешно эксплуатируются на Ленинградской, Курской, Смоленской, Игналинской АЭС.
На Чернобыльской АЭС произошла авария с данным типом реактора. Анализ причин, приведших к аварии, показал грубейшие нарушения технологии производства электроэнергии на АЭС. Данные нарушения были вызваны попыткой ряда специалистов-атомщиков реализовать эксперимент аварийного автономного останова блока на самовыбеге. В процессе проведения эксперимента технологические защиты блокировали проведение опыта, и были полностью выведены.
Рис. 2.22. Схематический разрез реактора типа РБМК: 1 – тепловыделяющие стержни (твэлы); 2 – графит; 3 – управляющий стержень; 4 – измеритель нейтронов; 5 – раздаточные коллекторы; 6 – отражатель
Активная зона РБМК
состоит из трубок – твэлов ‑ с ядерным
топливом – ураном (
)
с обогащением до
,
помещаемым в каналы, высверленные в
графите. Количество твэлов в активной
зоне может доходить до нескольких тысяч.
Графит служит замедлителем и отражателем.
Теплоноситель – обычная вода ‑
проходит под большим давлением по
центральным трубам каналов, окруженных
твэлами, в которых происходит ядерная
реакция с выделением тепла. В каждом
топливном канале помещается до
твэлов с длиной тепловыделяющей части
до
.
В нижней и верхней частях активной зоны
размещены раздаточные коллекторы для
подвода и отвода теплоносителя. Контур
теплоносителя представляет собой
замкнутую систему.
Таблица 2.2
Характеристики действующих, строящихся и проектируемых реакторов типа РБМК
Показатель |
РБМК-1000 |
РБМК-1500 |
РБМК-2400 |
Электрическая мощность, MBт |
1000 |
1500 |
2400 |
Тепловая мощность, МВт |
3200 |
4800 |
6500 |
Паропроизводительность, т/ч |
5800 |
8800 |
9600 |
Параметры пара перед турбиной |
|
|
|
давление, МПа |
6,5 |
6,5 |
6,5 |
температура, °С |
280 |
280 |
450 |
Размеры активной зоны, м: |
|
|
|
высота |
7,0 |
7,0 |
7,0 |
диаметр (ширина и длина) |
11,8 |
11,8 |
7,5x27,0 |
Число каналов: |
|
|
|
испарительных |
1693 |
1690 |
1920 |
пароперегревательных |
– |
– |
960 |
Загрузка урана, т |
192 |
189 |
293 |
Обогащение урана, % |
2,0 |
2,0 |
1,8 – 2,3 |
Кампания от загрузки до выгрузки, сут. |
730 |
|
|
В толще графита имеются каналы с направляющими трубками для стержней-поглотителей и один канал для прибора, замеряющего энерговыделение. Стержни-поглотители системы управления и защиты (СУЗ) предназначены для обеспечения управления скорости реакции, в том числе быстрого прекращения ядерной реакции в реакторе (путем быстрого введения – падения в активную зону).
При начальной
загрузке топливо загружают с запасом.
По мере выработки активно делящегося
графитовые стержни-замедлители
(поглотители нейтронов) выбирают из
активной зоны. В определённый момент
количество испускаемых нейтронов
становится недостаточным для продолжения
ядерной реакции деления (коэффициент
размножения
становится меньше единицы), и заканчивается
время кампании
реактора
.
Наступает необходимость новой загрузки
ядерного топлива. Важным моментом
является понимание факта принципиальной
невозможности полной выработки
радиоактивного
.
Водо-водяные реакторы под давлением типа ВВЭР имеют широкое распространение во многих странах. По удельной энергонапряженности и использованию топлива они являются одними из лучших.
ВВЭР представляет собой вертикальный сосуд, состоящий из стального цилиндрического закрытого корпуса и съемного верхнего блока (рис. 2.23). В корпусе размещается топливная сборка с пучками топливных стержней (активная зона) и защитные трубы для стержней-поглотителей, которые размещаются над активной зоной.
Рис. 2.23. Корпус реактора ВВЭР-1000
В качестве замедлителя и теплоносителя применяется обессоленная обычная вода под давлением. Корпус установлен в бетонной шахте. Верхний блок служит для размещения приводов и других устройств управления. При помощи приводов стержни-поглотители, находящиеся в блоке защитных труб, могут быть введены практически в каждую тепловыделяющую сборку активной зоны (в специальные направляющие трубки). Кроме того, для приведения остановленного реактора в подкритическое состояние используется боросодержащий раствор в теплоносителе.
ВВЭР создается разных мощностей, ограничение мощности связано с возможностями транспортировки по железным дорогам.
Первые реакторы
ВВЭР (с электрической мощностью –
,
,
)
были установлены на Нововоронежской
АЭС (табл.2.3). Реакторы ВВЭР применены
на Калининской, Южно-Украинской,
Запорожской и в ряде других АЭС.
Таблица 2.3
Характеристики реакторов типа ВВЭР
Показатель |
ВВЭР-440 |
ВВЭР-1000 |
Электрическая мощность, MBт |
2200 |
2500 |
КПД, % |
32 |
33 |
Давление пара перед турбиной, МПа |
4,4 |
6,0 |
Давление воды в первом контуре, МПа |
12,5 |
16,0 |
Температура воды на входе в реактор, °С |
269 |
289 |
Средний подогрев воды в реакторе, °С |
31 |
35 |
Активная зона, м: |
|
|
диаметр |
2,88 |
3,12 |
высота |
2,5 |
3,5 |
Число топливных кассет |
349 |
151 |
Диаметр стержневого твэла, мм |
9,1 |
9,1 |
Число стержней в кассете |
126 |
331 |
В природе встречаются
два вида изотопа урана –
и
– в существенно неодинаковом количестве.
Запасы
составляют
от общих запасов урана, запасы
– всего лишь
.
Ядро чрезвычайно неустойчиво и делится при попадании в него нейтронов любых энергий. Ядро устойчиво и делится только при попадании быстрых нейтронов (обладающих большой энергией). Выделение нейтронов при делении невелико, и вызвать цепную реакцию этого изотопа урана невозможно.
Реакторы, работающие на медленных нейтронах: водо-водяные, кипящие водяные, газографитовые, уран-графитовые, тяжеловодяные и др., не позволяют наиболее эффективно использовать ядерное горючее.
Реакторы на быстрых
нейтронах обладают возможностью
воспроизводства ядерного горючего с
коэффициентом воспроизводства, достигшим
и выше, и временем удвоения ядерного
горючего менее
(рис. 2.24). Но все же это время пока велико.
Требуется
,
чтобы получить плутоний, необходимый
для построения аналогичного реактора
на быстрых нейтронах.
Рис. 2.24. Урановый цикл размножения на быстрых нейтронах
Все конструктивные решения при создании реакторов типа БН преследуют цель изъятия всевозможных замедлителей (непременных элементов традиционных реакторов) и уменьшения бесполезных потерь нейтронов. Для БН выбран натриевый теплоноситель (жидкий металл – натрий). Активная зона состоит из топливных сборок со стержнями обогащенного урана. Она окружена экраном из стержней с воспроизводящим материалом ( или ).
Цепочный процесс происходит в центральной части – активной зоне реактора. Поглощение нейтронов в конструкционных материалах и теплоносителе в реакторе БН сравнительно мало.
Регулировка
процесса может производиться добавлением
небольшого количества урана (стержней)
в активную зону, что приводит систему
в критическое состояние. При делении
ядра высвобождается
нейтрона. Один из этих нейтронов
производит новое деление, а оставшиеся
выходят из активной зоны наружу и
поглощаются в оболочке (экране), состоящей
из стержней
(или
).
В оболочке (экране) идет образование
искусственного ядерного горючего –
плутония
(или
).
“Сжигая”
,
реактор БН не только возвращает его, но
и дает дополнительно
нового ядерного топлива
.
Таким образом, реакторы БН становятся
наработчиками ядерного горючего с
коэффициентом воспроизводства
.
Ядерно-энергетическая система с
реакторами на тепловых нейтронах и
реакторами БН может отдавать энергию
почти без поступления из вне исходного
горючего (
).
В нашей стране
строительство АЭС с реакторами на
быстрых нейтронах началось в 1958 г. В
июле 1973 г. был пущен на побережье
Каспийского моря в г. Шевченко реактор
БН-350, затем на Урале (Белоярская АЭС)
вступил в строй реактор БН-600 с электрической
мощностью
(табл.2.4). Ведутся разработки БН-1600.
На каком-то этапе развития ядерной энергетики реакторы БН по мере их освоения и накопления в достаточном количестве плутония заменят реакторы на тепловых нейтронах.
Таблица 2.4
Характеристики реакторов типа БН
Показатель |
БН-350 |
БН-600 |
БН-1600 |
Электрическая мощность, MBт |
350 |
600 |
1600 |
КПД, % |
36 |
40 |
40 |
Давление пара, МПа |
5,0 |
13,0 |
14,0 |
Температура, °С |
435 |
510 |
510 |
Температура натрия в первом контуре, °С |
|
|
|
на входе в реактор |
300 |
377 |
|
на выходе из реактора |
500 |
550 |
550 |
Размеры активной зоны, см: |
|
|
|
диаметр |
150 |
205 |
300 |
высота |
106 |
75 |
100 |
Один из важных вопросов ядерной энергетики состоит в выборе природного или обогащенного урана. В нашей стране в основном применяется обогащенный уран, так как это позволяет лучше использовать ядерное горючее – более полно его выжигать и осуществлять более широкий выбор конструкционных материалов, замедлителей нейтронов и теплоносителей.
Назовем основные преимущества атомной энергетики:
АЭС почти не зависят от месторасположения источников сырья вследствие компактности ядерного топлива и легкости его транспортировки. Однако для охлаждения АЭС необходим мощный источник воды (морской или пресной);
сооружение мощных энергетических блоков имеет благоприятные перспективы, так как один реактор может дать электрическую мощность около ;
малый расход горючего не требует загрузки транспорта;
АЭС практически не загрязняют окружающую среду.
В связи с широким строительством АЭС возникают естественные вопросы безопасности их работы и возможных вредных влияний на человека и, в первую очередь, влияний радиоактивных излучений. Радиоактивное излучение опасно для людей, в больших дозах оно может вызвать заболевание и смерть.
Воздействие радиоактивного излучения на живые организмы в настоящее время достаточно хорошо изучено. В результате исследований установлено, что последствия ионизирующего излучения мощными дозами в течение относительно короткого времени более ощутимы, чем при «хроническом» облучении небольшими дозами в течение длительного времени. Ионизирующее облучение человека оказывает соматическое (от греческого слова, означающего «тело») и генетическое действия. Длительное хроническое облучение может повысить статистическую вероятность заболевания раком и другими болезнями.
Для того чтобы АЭС не вызывали слишком больших излучений, необходимо выполнять требования безопасности, включающие в себя несколько аспектов:
безопасность обслуживающего персонала;
отсутствие распространения радиоактивности в атмосферу и воду;
обеспечение безаварийной работы реакторов станций;
переработка и хранение радиоактивных отходов.
Для выполнения
требований безопасности прежде всего
необходимо произвести надлежащий выбор
места строительства АЭС. Так, согласно
последним решениям, их нельзя размещать
ближе чем на
от крупных городов. На определенном
расстоянии от станции должна проходить
санитарно-защитная зона, запрещенная
для проживания, район строительства
должен быть безопасен в сейсмическом
отношении. Главное здание станции в
соответствии с требованиями безопасности
разделяется на зоны строгого и свободного
режима. В зоне строгого режима на
обслуживающий персонал могут воздействовать
зараженные воздух и поверхности
технологического оборудования и
приборов. Зона строгого режима, в свою
очередь, разделяется на помещения, где
персонал может присутствовать постоянно,
и помещения, куда во время работы реактора
вход строго воспрещен. В зоне свободного
режима радиации нет. Обе зоны изолированы
одна от другой и попасть в зону строгого
режима можно только через санитарный
отсек. Создание таких зон направлено
на то, чтобы уберечь людей от воздействия
продуктов радиоактивного распада и
осколков деления не только при нормальной
эксплуатации, но и в случаях так называемых
проектных аварий.
Для задержки радиоактивности, излучаемой при работе реактора, устанавливается несколько защитных барьеров:
кристаллическая решетка топлива, которой поглощаются радиоактивные продукты деления и превращения тяжелых ядер;
металлическая оболочка тепловыделяющих элементов (твэлов);
корпус реактора и система циркуляции теплоносителя (первого контура);
железобетонные или металлические защитные оболочки, предотвращающие распространение радиоактивности при нарушении прочности корпуса реактора или контура с теплоносителем.
Построенные и строящиеся АЭС с водо-водяными реакторами мощностью снабжаются защитными оболочками. Здесь предусматривается кольцевой бак биологической защиты и газгольдер с высокой трубой, через которую выбрасывается воздух из помещений. Высота трубы рассчитана так, что радиоактивные ядра успевают частично распасться, прежде чем достигнут поверхности земли (при нормальной работе станции в атмосферу попадает лишь небольшое количество газообразных и летучих элементов типа криптона, ксенона, йода). На АЭС протекает самоподдерживающаяся цепная реакция деления ядер тяжелых элементов. При этом масса ядерного топлива должна быть не менее некоторого определенного значения, но топливо «выгорает» и коэффициент размножения делящихся нейтронов постепенно (хотя и медленно) уменьшается. Для компенсации этого эффекта в реактор загружают несколько больше топлива, чем это необходимо. Безопасность работы при этом обеспечивают подвижные компенсирующие стержни, поглощающие нейтроны деления. Однако если по ошибке стержни окажутся поднятыми, начнется неуправляемый «разгон мощности». Тогда начинает действовать аварийная защита, включающая сначала сигнализацию, а затем мгновенно вводящая в активную зону дополнительные аварийные стержни. Чтобы исключить самопроизвольный пуск реактора, в систему первого контура вводится борная кислота, активно поглощающая нейтроны.
Максимальная
проектная авария предусматривает
мгновенный разрыв главного трубопровода
первого контура. Давление в контуре
теплоносителя резко уменьшится и
мгновенно закипит вода, которая в
эксплуатационных условиях нагрета до
.
Аварийная защита, вступив в действие,
понизит мощность реактора, но теплота
в активной зоне будет по-прежнему
выделяться и если ее не отводить (из-за
разрушения системы охлаждения), то могут
расплавиться оболочки твэлов. Указанные
обстоятельства не позволяют полностью
гарантировать безопасность при наименее
вероятных, но возможных тяжёлых авариях.
В настоящий момент запланировано строительство плавучих АЭС с реакторами типа КЛТ40С для освоения районов Крайнего Севера и для энергодефицитных районов, а также при осуществлении проектов, требующих автономного и бесперебойного энергопитания. В экспортном варианте государств мира заинтересованы в использовании плавучих АЭС в качестве опреснительных установок. До 2015 года планируется выйти на флотилию из семи плавучих АЭС, в том числе – судна для Штокмановского месторождения, – для разработки Ямальских месторождений.
Гидравлические электрические станции. Основой изучения работы ГЭС, преобразующих энергию воды в электрическую энергию, является наука, называемая гидравликой, которая включает в себя гидростатику, изучающую равновесие жидкостей, и гидродинамику, изучающую движение жидкостей.
Мощность потока
воды, протекающего через некоторое
сечение – створ, определяется расходом
воды
,
высотой между уровнем воды в верхнем
по течению бассейне (верхнем бьефе) и
уровнем воды в нижнем по течению бассейне
(нижнем бьефе) в месте сооружения плотины.
Разность уровней верхнего и нижнего
бассейнов называется напором. Мощность
потока в створе
можно определить посредством расхода
и напора
:
|
( 2.9 ) |
.
Напор
увеличивают на равнинных реках с помощью
плотины (рис. 2.25,а),
а в горных местностях строят специальные
обводные каналы, называемые деривационными
(рис. 2.25,б).
Рис. 2.25. Схема создания напора: а – с помощью плотины; б – с помощью деривационного канала: 1 – канал; 2 – напорный бассейн; 3 – турбинные водоводы; 4 – здание ГЭС; 5 – русло реки; 6 – плотина
В гидравлических турбинах преобразуется энергия воды в механическую энергию вращения вала турбины. Если скорость движения воды, вытекающей из турбины, равна нулю, то вся кинетическая энергия воды, не считая потерь, превращается в механическую энергию турбины.
При напоре до
здание станции, как и плотина, воспринимает
напор и располагается в русле реки.
Такие ГЭС называются русловыми.
Так как с ростом напора увеличивается
объем строительных работ по сооружению
зданий русловых гидроэлектростанций,
то при напорах, превышающих
,
здание станции помещается за плотиной.
Такие ГЭС называются приплотинными.
На них весь напор воспринимается
плотиной. В настоящее время на равнинных
реках сооружают станции, напор которых
достигает
.
Аккумулирующие электрические станции. Производство электроэнергии на электрических станциях и ее потребление различными приемниками представляют собой процессы, взаимосвязанные таким образом, что в силу физических закономерностей мощность потребления электроэнергии в какой-либо момент времени должна быть равна генерируемой мощности.
При идеальном
равномерном потреблении электроэнергии
должна происходить равномерная работа
определенного числа электростанций. В
действительности работа большинства
отдельных электроприемников неравномерна
и суммарное потребление электроэнергии
также неравномерно. График нагрузки
некоторого района или города, представляющий
собой изменение во времени суммарной
мощности всех потребителей, имеет
провалы и максимумы. Это приводит к
недоиспользованию оборудования и
удорожанию энергосистем. Так, снижение
числа часов использования установленной
мощности крупных ТЭС с
до
приводит к возрастанию себестоимости
вырабатываемой электроэнергии на
.
Такое положение характерно не только для нашей страны. В большинстве стран Западной Европы неравномерность в потреблении электроэнергии такова, что в течение часа изменение нагрузки достигает от максимальной мощности и в перспективе также ожидается увеличение неравномерности.
Энергетики по возможности принимают меры по выравниванию графика суммарной нагрузки потребителей. Так, вводится дифференцированная стоимость электроэнергии в зависимости от того, в какой период времени она потребляется. В целом возможности выравнивания потребления электроэнергии невелики. Следовательно, электроэнергетические системы должны быть достаточно маневренными, способными быстро изменять мощность электростанций.
В промышленно развитых странах большая часть электроэнергии ( ) вырабатывается на ТЭС, для которых наиболее желателен равномерный график нагрузки. На агрегатах этих станций невыгодно проводить регулирование мощности. Обычные паровые котлы и турбины на этих станциях допускают изменение нагрузки всего на .
Периодические
включения и отключения ТЭС не позволяют
решить задачу регулирования мощности
из-за большой продолжительности этих
процессов. На запуск тепловой станции
в лучшем случае требуются часы. Кроме
того, работа крупных ТЭС в резко переменном
режиме нежелательна, так как приводит
к повышенному расходу топлива, повышенному
износу теплосилового оборудования и,
следовательно, снижению его надежности.
Следует учесть также, что ТЭС с высокими
параметрами пара имеют некоторые
минимальные технически возможные
рабочие мощности, составляющие
от номинальной мощности оборудования.
Все это относится не только к ТЭС, но и
к АЭС. Поэтому в настоящее время и в
ближайшем будущем дефицит в маневренных
мощностях («пик» нагрузки) покрывается
ГЭС, у которых набор полной мощности с
нуля можно произвести за
.
Однако степень использования экономически
эффективных гидроэнергоресурсов уже
превысила
.
Оставшаяся неиспользованной часть
ресурсов относится к периферийным
районам и небольшим водотокам.
Регулирование мощности ГЭС производится следующим образом. В периоды времени, когда в системе имеются провалы нагрузки, ГЭС работают с незначительной мощностью и вода заполняет водохранилище. При этом запасается энергия. С наступлением пиков включаются агрегаты станции и вырабатывается энергия.
Накопление энергии в водохранилищах на равнинных реках приводит к затоплению обширных территорий, что во многих случаях крайне нежелательно. Небольшие реки малопригодны для регулирования мощности в системе, так как они не успевают заполнить водой водохранилище.
Задачу снятия пиков решают гидроаккумулирующие станции (ГАЭС), работающие следующим образом (рис. 2.26). В интервалы времени, когда электрическая нагрузка в объединенных системах минимальна, ГАЭС перекачивает воду из нижнего водохранилища в верхнее и потребляет при этом электроэнергию из системы. В режиме непродолжительных «пиков» – максимальных значений нагрузки – ГАЭС работает в генераторном режиме и расходует запасенную в верхнем водохранилище воду.
В европейской
части России возможно сооружение до
ГАЭС. В энергосистемах, расположенных
в центральной, северо-западной и южной
частях, где имеется наибольший дефицит
маневренной мощности, естественные
перепады рельефа позволяют сооружать
станции с небольшим напором (
).
Рис. 2.26. Работа гидроаккумулирующей станции: а – схема станции:1 – верхний бассейн; 2 – водовод; 3 – здание ГАЭС; 4 – нижний бассейн; б, в и г — компоновка агрегатов станции: четырехмашинная, трехмашинная и двухмашинная
На первых ГАЭС для
выработки электроэнергии использовали
турбины
и генераторы
,
а для перекачки воды в верхний бассейн
– электрические двигатели
и насосы
.
Такие станции называли четырехмашинными
– по числу устанавливаемых машин. В
силу независимости работы генератора
и насоса иногда четырехмашинная схема
оказывается экономически наиболее
выгодной. Совмещение функций генератора
и двигателя привело к трехмашинной
компоновке ГАЭС.
ГАЭС стали особенно
эффективными после появления обратимых
гидротурбин, выполняющих функции и
турбин, и насосов. Число машин при этом
сведено к двум. Однако станции с
двухмашинной компоновкой имеют более
низкое значение КПД из-за необходимости
создавать в насосном режиме примерно
в
раза больший напор на преодоление трения
в водоводах. В генераторном режиме напор
из-за трения в водоводах меньше. Для
того чтобы агрегат одинаково эффективно
работал как в генераторном, так и в
насосном режимах, можно в насосном
режиме увеличить его частоту вращения.
Применение разных частот вращения в обратимых генераторах привело к усложнению и удорожанию их конструкции.
КПД агрегата можно повысить также, устанавливая в насосном режиме более крутой угол наклона лопастей турбины.
При реверсивной работе агрегатов возникает ряд технических и эксплуатационных трудностей, например, связанных с охлаждением. Предназначенные для охлаждения вентиляторы успешно работают только в одном направлении вращения.
Перспективы применения ГАЭС во многом зависят от КПД, под которым применительно к этим станциям понимается отношение энергии, выработанной станцией в генераторном режиме, к энергии, израсходованной в насосном режиме.
Первые ГАЭС в
начале XX в. имели КПД не выше
,
у современных ГАЭС КПД составляет
.
К преимуществам ГАЭС кроме относительно
высокого значения КПД относится также
и низкая стоимость строительных работ.
В отличие от обычных ГЭС здесь нет
необходимости перекрывать реки, возводить
высокие плотины с длинными туннелями
и т. п.
Ориентировочно
на
установленной мощности на крупных
речных ГЭС требуется
бетона, а на крупных ГАЭС – всего лишь
несколько десятых кубометра бетона.
ГАЭС и ветровые электростанции, отличающиеся непостоянством вырабатываемой мощности, удачно сочетаются между собой. При этом трудно рассчитывать на мощность ветровых станций в часы «пик» в энергосистеме. Если же вырабатываемую на этих станциях электроэнергию запасать на ГАЭС, то выработанная на ветровых электростанциях за какой-либо промежуток времени энергия может быть использована в соответствии с потребностями системы.
Вопросы для самоконтроля:
Принципы реализации паротурбинного цикла с использованием различных энергоресурсов и его КПД.
Газотурбинный и парогазовый циклы производства электроэнергии и их КПД.
Технологическая схема ПГУ на твёрдом топливе.
Принципы и технологические параметры гидротурбинного цикла производства электроэнергии.
Принцип и особенности работы АЭС, причины применения многоконтурности технологического цикла АЭС.