Как работает тепловая электростанция (ТЭЦ)? Как производится электроэнергия на тепловой электростанции (ТЭЦ) Как производится электроэнергия.

У этой паровой турбины хорошо видны лопатки рабочих колес.

Тепловая электростанция (ТЭЦ) использует энергию, высвобождающуюся при сжигании органического топлива - угля, нефти и природного газа - для превращения воды в пар высокого давления. Этот пар, имеющий давление около 240 килограммов на квадратный сантиметр и температуру 524°С (1000°F), приводит во вращение турбину. Турбина вращает гигантский магнит внутри генератора, который вырабатывает электроэнергию.

Современные тепловые электростанции превращают в электроэнергию около 40 процентов теплоты, выделившейся при сгорании топлива, остальная сбрасывается в окружающую среду. В Европе многие тепловые электростанции используют отработанную теплоту для отопления близлежащих домов и предприятий. Комбинированная выработка тепла и электроэнергии увеличивает энергетическую отдачу электростанции до 80 процентов.

Паротурбинная установка с электрогенератором

Типичная паровая турбина содержит две группы лопаток. Пар высокого давления, поступающий непосредственно из котла, входит в проточную часть турбины и вращает рабочие колеса с первой группой лопаток. Затем пар подогревается в пароперегревателе и снова поступает в проточную часть турбины, чтобы вращать рабочие колеса с второй группой лопаток, которые работают при более низком давлении пара.

Вид в разрезе

Типичный генератор тепловой электростанции (ТЭЦ) приводится во вращение непосредственно паровой турбиной, которая совершает 3000 оборотов в минуту. В генераторах такого типа магнит, который называют также ротором, вращается, а обмотки (статор) неподвижны. Система охлаждения предупреждает перегрев генератора.

Выработка энергии при помощи пара

На тепловой электростанции топливо сгорает в котле, с образованием высокотемпературного пламени. Вода проходит по трубкам через пламя, нагревается и превращается в пар высокого давления. Пар приводит во вращение турбину, вырабатывая механическую энергию, которую генератор превращает в электричество. Выйдя из турбины, пар поступает в конденсатор, где омывает трубки с холодной проточной водой, и в результате снова превращается в жидкость.

Мазутный, угольный или газовый котел

Внутри котла

Котел заполнен причудливо изогнутыми трубками, по которым проходит нагреваемая вода. Сложная конфигурация трубок позволяет существенно увеличить количество переданной воде теплоты и за счет этого вырабатывать намного больше пара.

К атегория: Электромонтажные работы

Производство электрической энергии

Электрическая энергия (электроэнергия) является наиболее совершенным видом энергии и используется во всех сферах и отраслях материального производства. К ее преимуществам относят - возможность передачи на большие расстояния и преобразование в другие виды энергии (механическую, тепловую, химическую, световую и др).

Электрическая энергия вырабатывается на специальных предприятиях - электрических станциях, преобразующих в электрическую другие виды энергии: химическую, топлива, энергию воды, ветра, солнца, атомную.

Возможность передачи электроэнергии на большие расстояния позволяет строить электростанции вблизи мест нахождения топлива или на многоводных реках, что является более экономичным, чем подвоз в больших количествах топлива к электростанциям, расположенным вблизи потребителей электроэнергии.

В зависимости от вида используемой энергии различают электростанции тепловые, гидравлические, атомные. Электростанции, использующие энергию ветра и теплоту солнечных лучей, представляют собой пока маломощные источники электроэнергии, не имеющие промышленного значения.

На тепловых электростанциях используется тепловая энергия, получаемая при сжигании в топках котлов твердого топлива (уголь, торф, горючие сланцы), жидкого (мазут) и газообразного (природный газ, а на металлургических заводах - доменный и коксовый газ).

Тепловая энергия превращается в механическую энергию вращением турбины, которая в генераторе, соединенном с турбиной, преобразуется в электрическую. Генератор становится источником электроэнергии. Тепловые электростанции различают по виду первичного двигателя: паровая турбина, паровая машина, двигатель внутреннего сгорания, локомобиль, газовая турбина. Кроме того, паротурбинные электростанции подразделяют на конденсационные и теплофикационные. Конденсационные станции снабжают потребителей только электрической энергией. Отработанный пар проходит цикл охлаждения и, превращаясь в конденсат, вновь подается в котел.

Снабжение потребителей тепловой и электрической энергией осуществляется теплофикационными станциями, называемыми теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). На этих станциях тепловая энергия только частично преобразуется в электрическую, а в основном расходуется на снабжение промышленных предприятий и других потребителей, расположенных в непосредственной близости от электростанций, паром и горячей водой.

Гидроэлектростанции (ГЭС) сооружают на реках, являющихся неиссякаемым источником энергии для электростанций. Они текут с возвышенностей в низины и, следовательно, способны совершать механическую работу. На горных реках сооружают ГЭС, используя естественный напор воды. На равнинных реках напор создается искусственно сооружением плотин, вследствие разности уровней воды по обеим сторонам плотины. Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины, в которых энергия потока воды преобразуется в механическую энергию.

Вода вращает рабочее колесо гидротурбины и генератор, при этом механическая энергия гидротурбины преобразуется в электрическую, вырабатываемую генератором. Сооружение ГЭС решает кроме задачи выработки электроэнергии также комплекс других задач народнохозяйственного значения - улучшение судоходства рек, орошение и обводнение засушливых земель, улучшение водоснабжения городов и промышленных предприятий.

Атомные электростанции (АЭС) относят к тепловым паротурбинным станциям, работающим не на органическом топливе, а использующим в качестве источника энергии теплоту, получаемую в процессе деления ядер атомов ядерного топлива (горючего), - урана или плутония. На АЭС роль котельных агрегатов выполняют атомные реакторы и парогенераторы.

Электроснабжение потребителей осуществляется преимущественно от электрических сетей, объединяющих ряд электростанций. Параллельная работа электрических станций на общую электрическую сеть обеспечивает рациональное распределение нагрузки между электростанциями, наиболее экономичную выработку электроэнергии, лучшее использование установленной мощности станций, повышение надежности электроснабжения потребителей и отпуска им электроэнергии с нормальными качественными показателями по частоте и напряжению.

Необходимость объединения вызвана неодинаковой нагрузкой электростанций. Спрос потребителей на электроэнергию резко изменяется не только в течение суток, но и в разные времена года. Зимой потребление электроэнергии на освещение возрастает. В сельском хозяйстве электроэнергия в больших количествах нужна летом на полевые работы и орошение.

Разница в степени загрузки станций особо ощутима при значительном отдалении районов потребления электроэнергии друг от друга в направлении с востока на запад, что объясняется разновременностью наступления часов утренних и вечерних максимумов нагрузки. Чтобы обеспечить надежность электроснабжения потребителей и полнее использовать мощность электростанций, работающих в разных режимах, их объединяют в энергетические или электрические системы с помощью электрических сетей высокого напряжения.

Совокупность электростанций, линий электропередачи и тепловых сетей, а также приемников электро- и тепло-энергии, связанных в одно целое общностью режима и непрерывностью процесса производства и потребления электрической и тепловой энергии, называют энергетической системой (энергосистемой). Электрическая система, состоящая из подстанций и линий электропередачи различных напряжений, - часть энергосистемы.

Энергосистемы отдельных районов в свою очередь соединены между собой для параллельной работы и образуют крупные системы, например единая энергетическая система (ЕЭС) европейской части СССР, объединенные системы Сибири, Казахстана, Средней Азии и др.

Теплоэлектроцентрали и заводские электростанции обычно связаны с электросетью ближайшей энергосистемы по линиям генераторного напряжения 6 и 10 кВ или линиям более высокого напряжения (35 кВ и выше) через трансформаторные подстанции. Передача энергии, выработанной мощными районными электростанциями, в электросеть для снабжения потребителей осуществляется по линиям высокого напряжения (110 кВ и выше).

История [ | ]

Основной принцип выработки электроэнергии был открыт в 1820-х и начале 1830-х годов британским ученым Майклом Фарадеем . Его метод, который используется и сегодня, заключается в том, что в замкнутом проводящем контуре при движении этого контура между полюсами магнита , возникает электрический ток.

С развитием техники экономически выгодной стала следующая схема производства электричества. Электрические генераторы, установленные на электростанции, централизованно вырабатывают электрическую энергию в виде переменного тока . С помощью силовых трансформаторов электрическое напряжение вырабатываемого переменного тока повышается, что позволяет передавать его по проводам с низкими потерями. На месте потребления электрической энергии, напряжение переменного тока снижается с помощью понижающих трансформаторов и передаётся потребителям. Электрификация наряду с бессемеровским способом выплавки стали стала основой Второй промышленной революции . Основные изобретения, сделавшие электричество общедоступным и незаменимым, сделали Томас Алва Эдисон и Никола Тесла .

Производство электроэнергии на центральных электростанциях началось в 1882 году, когда на станции Пёрл-стрит в Нью-Йорке паровой двигатель, приводил в движение динамо-машину, которая производила постоянный ток, для освещения Пёрл-стрит . Новая технология была быстро внедрена во многих городах по всему миру, которые быстро перевели осветительные фонари на электрическую энергию. Вскоре после этого электрические лампы стали широко использоваться в общественных зданиях, на предприятиях и для питания общественного транспорта, (трамваев и поездов). С тех пор производство электрической энергии в мире постоянно возрастает.

Способы выработки электроэнергии [ | ]

Основным способом производства электрической энергии является её выработка электрическим генератором , находящимися на одной оси с турбиной , и преобразующим кинетическую энергию вращения турбины в электричество. В зависимости от вида рабочего агента, вращающего турбину электростанции делятся на гидравлические и тепловые (включая ядерные).

Гидроэнергетика [ | ]

Гидроэнергетика - отрасль производства электроэнергии от , использующая для производства электроэнергии кинетическую энергию водного потока . Предприятиями по производству энергии в этой области являются гидроэлектростанции (ГЭС), которые строят на реках.

При строительстве гидроэлектростанции с помощью плотин на реках искусственно создается перепад уровней водной поверхности (верхний и нижний бьеф). Вода под действием силы тяжести переливается из верхнего бьефа в нижний специальными водоводам, в которых расположены водные турбины, лопасти которых раскручиваются водяным потоком. Турбина вращает соосный ротор электрогенератора.

Особой разновидностью ГЭС является гидроаккумулирующие электрические станции (ГАЭС). Их нельзя считать генерирующими мощностями в чистом виде, так как они потребляют практически столько же электроэнергии, сколько вырабатывают, однако такие станции очень эффективно справляются с разгрузкой сети в пиковые часы.

Тепловая электроэнергетика [ | ]

Предприятиями тепловой электроэнергетики является тепловые электростанции (ТЭС), на которых в электрическую энергию превращается тепловая энергия сгорания органического топлива. Тепловые электростанции бывают двух основных видов:

Экономика производства электроэнергии [ | ]

Строительство объектов электроэнергетики очень затратно, срок их окупаемости велик. Экономическая эффективность того или иного способа производства электроэнергии зависит от многих параметров, в первую очередь, от спроса на электроэнергию и от региона. В зависимости от соотношения этих параметров варьируются и отпускные цены не электроэнергию, например, цена электроэнергии в Венесуэле составляет 3 цента за кВтч, а в Дании - 40 центов за кВтч.

Выбор типа электростанции также основывается в первую очередь на учете местных потребностей в электроэнергии и колебаниях спроса. Кроме того, все электрические сети имеют различные нагрузки, но электростанции, которые подключены к сети и работают непрерывно должны обеспечить базовую нагрузку - дневной минимум потребления. Базовую нагрузку могут обеспечить только крупные тепловые и атомные электростанции, мощность которых можно в определенных пределах регулировать. В гидроэлектростанциях возможность регулирования мощности значительно меньше.

Тепловые электростанции предпочтительно строить в районах с высокой плотностью промышленных потребителей. Отрицательное влияние загрязнения местности отходами может быть сведено к минимуму, поскольку электростанции обычно располагаются вдали от жилых районов. Существенным для теплоэлектростанции является вид сжигаемого топлива. Обычно самым дешевым топливом для тепловых электростанций является уголь. Но если цена природного газа опускается ниже определенного предела, его использование для выработки электроэнергии становится более предпочтительным чем выработка электроэнергии путем сжигания угля .

Главным достоинством атомныъ электростанций является большая мощность каждого энергетического блока при относительно небольших размерах и высокая экологичность при чётком соблюдении всех правил работы. Однако потенциальные опасности от сбоя атомных станций очень велики.

Гидроэлектростанции строятся, как правило, в отдаленных районах и являются чрезвычайно экологичными, но их мощность сильно меняется в зависимости от времени года, и они не могут регулировать выдаваемую в электрическую сеть мощность в широких пределах.

Стоимость выработки электроэнергии из возобновляемых источников (за исключением гидроэнергии) в последнее время значительно упала. Стоимость электроэнергии, добываемой из солнечной энергии, энергии ветра, энергии приливов во многих случаях уже сопоставима со стоимостью электроэнергии, добываемой на тепловых электростанциях. С учётом государственных субсидий строительство электростанций работающих с возобновляемыми источниками экономически целесообразно. Однако главный недостаток подобных электростанций - непостоянный характер их работы и невозможность регулировать их мощность.

В 2018 году производство электроэнергии на ветровых электростанциях, расположенных в море, стало дешевле производства электроэнергии на атомных электростанциях .

Экологические проблемы [ | ]

Различия между странами, производящими электроэнергию, влияют на озабоченность состоянием окружающей среды. Во Франции только 10% электроэнергии вырабатывается из ископаемого топлива, в США этот показатель доходит до 70%, а в Китае - до 80% . Экологичность производства электричества зависит от типа электростанции. Большинство ученых сходятся во мнении, что выбросы загрязняющих веществ и парниковых газов от производства электроэнергии на основе ископаемого топлива составляют значительную часть мировых выбросов парниковых газов; в Соединенных Штатах на выработку электроэнергии приходится почти 40% выбросов, самый большой из всех источников. Транспортные выбросы сильно отстают, обеспечивая около трети производства

Выбор сценария устойчивого и безопасного развития энергетики для любого государства следует делать с учетом общемировых глобальных проблем: изменение климата, необходимость выбора устойчивого или кризисного развития экономики, обеспечение нормальной жизнедеятельности населения, усиление политики энергосбережения, поскольку почти третья часть всех добываемых энергоресурсов в настоящее время теряется, что приводит не только к экономическому, но и к экологическому ущербу.

В долгосрочной перспективе развитие экономики и энергетики будет определяться сочетанием трех принципов – статического, циклического и динамического. Согласно статическому принципу, до 2050 г. будет преобладать инерция экономического и энергетического развития. Циклический принцип устанавливает, что наряду с этим должна быть цикличность энергетического и экономического развития. Динамический принцип заставляет ожидать острый комплексный кризис, который разрешится, скорее всего, полной сменой направлений и нормативов развития энергетики.

По прогнозам специалистов, в европейских странах спрос на электроэнергию в 2030 году будет изменяться от 244 ТВт·час (пессимистический сценарий) до 315 ТВт·час (оптимистический сценарий). При базовом сценарии спрос на электроэнергию к 2030 году достигнет 282 ТВт·час, что на 50 % выше уровня 2010 года (191 ТВт·час). Преимущественно это будет обусловлено ростом энергопотребления в промышленности (на 40 %) и в сфере услуг (на 100 %).

Главные направления работ по обеспечению энергоэффективности процессов выработки электроэнергии следующие:

1. снижение затрат на производство и снижение потерь электроэнергии в СЭС для промышленных и бытовых потребителей, а также потерь из-за низких метрологических характеристик приборов учета электроэнергии;
2. снижение вероятности отказа ЭО при возникновении чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера;
3. повышение надежности энергетического оборудования, снижение эксплуатационных расходов на обслуживание, качественная и современная диагностика его технического состояния;
4. повышение эффективности использования электрической и тепловой энергии в коммунальном секторе и в объектах социального, административного и культурного назначения;
5. комплектная поставка на ПП и электростанции современного, энергосберегающего электротехнического оборудования, внедрение новых достижений науки и техники, современных технологий.

По способу производства электроэнергии различают:

• тепловые электростанции (ТЭС, ТЕЦ), использующие энергию горения природного ископаемого топлива (уголь, газ, мазут);
• гидравлические (ГЭС) и гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), использующие энергию падающей воды;
• атомные электростанции (АЭС), использующие энергию ядерного распада;
• дизельные электростанции (ДЭС);
• ТЭС с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми установками (ПГУ);
• солнечные электростанции (СЭ);
• ветровые электростанции (ВЭС);
• геотермальные электростанции (гео-ТЭС);
• приливные электростанции (ПЭС).

В табл. 1 представлены данные настоящей и перспективной структуры получения электроэнергии в объединенной энергосистеме (ОЭС) Украины, которая учитывает установленные, маневренные и резервные мощности.

Таблица 1 – Данные настоящей и перспективной структуры получения электроэнергии в объединенной энергосистеме Украины

*Работа с неполной нагрузкой

Маневренные и резервные мощности необходимы для обеспечения стабильной работы энергосистемы в периоды «пиков» и «провалов» энергопотребления в течение суток и в зависимости от времени года. Эти данные в настоящее время необходимо учитывать, т.к. суточная разница потребляемой электроэнергии в ежедневном графике нагрузки СЭС Украины достигает 8000 МВт, а сезонная разница (зима – лето) составляет 5000 МВт.

Наиболее действенными маневренными мощностями в ОЭС Украины являются турбогенераторы (ТГ) блоков ТЭС и гидрогенераторы ГЭС (ГАЭС).

2. Технологические процессы получения электроэнергии на тепловых электрических станциях (ТЭС и ТЭЦ)

Примерно 70 % мировой электроэнергии вырабатывается на тепловых электростанциях классического типа. Они делятся на конденсационные тепловые электростанции (КЭС, чаще их называют ТЭС), которые вырабатывают в основном электроэнергию, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят электроэнергию, а также горячую воду для обеспечения потребителей и отопления.

На ТЭС и ТЭЦ используют невозобновляемое топливо (уголь, газ, мазут, торф), преимущественно уголь. В ближайшее время «угольные» технологии будут продолжать играть преобладающую роль в электроэнергетике, и объем инвестиций в эту область будет увеличиваться. Поэтому основными направлениями научных исследований должны являться работы по обеспечению снижения выбросов СО2.

Основное оборудование ТЭС – котел, парогенератор, турбина, ТГ, насосное оборудование. В котле при сжигании топлива выделяется тепловая энергия, которая передается воде и преобразуется в энергию водяного пара в парогенераторе. Пар из парогенератора поступает на турбину, где его тепловая и кинетическая энергия превращается в механическую энергию вращения турбины и ротора ТГ. В турбогенераторе механическая энергия превращается в электрическую. Таким образом, процесс производства электроэнергии на ТЭС можно разделить на три цикла:

1. химический – процесс горения, в результате чего тепловая энергия передается воде и пару;
2. механический – тепловая энергия пара превращается в механическую энергию вращения турбины и ротора генератора;
3. электрический – ТГ превращает механическую энергию в электрическую.

Общий КПД ТЭС определяется произведением КПД (η) этих циклов:

КПД механического цикла определяется циклом Карно:

где T 1 и Т 2 – температура пара на входе и выходе паровой турбины.

На современных ТЭС Т 1= 550 °С (823 К), Т 2 = 23 °С (296 К).

В результате: ηТЭС≈0,9·0,9·0,64·100 %=0,52·100 %=52 %.

В среднем КПД ТЭС равен 50 %. На ТЭЦ, благодаря дополнительному использованию тепловой энергии, КПД несколько выше и равен 60-65 %.

На рис. 1 представлена схема производства электроэнергии на ТЭС. Технологический цикл выработки электроэнергии и тепла на ТЭЦ приведен на рис. 2. Особенностью ТЭЦ является достаточно большая мощность теплового цикла наряду с электрической мощностью, и больший расход электроэнергии на собственные нужды, чем на ТЭС.

Рисунок 1 – 1 – склад топлива и система топливоподачи, 2 – система подготовки топлива, 3 – котел, 4 – турбина, 5 – конденсатор, 6 – циркуляционный насос, 7 – конденсатный насос, 8 – питательный насос, 9 – горелки котла, 10 – вентилятор, 11 – дымосос, 12 – воздухоподогреватель, 13 – водяной экономайзер, 14 – подогреватель низкого давления, 15 – деаэратор, 16 – подогреватель высокого давления

Рисунок 2 – 1 – сетевой насос; 2 – сетевой подогреватель

3. Технологический процесс получения электроэнергии на ТЭС с газотурбинными установками

На ТЭС с газотурбинными установками (ГТУ) рабочим телом является нагретая смесь газа с воздухом, т.е. исключен цикл сжигания топлива. Нагретая до температуры +750÷770 °С газовоздушная смесь подается на лопатки турбины, которая вращает ротор генератора. ТЭС с ГТУ более маневренны, легко пускаются, останавливаются, регулируются, поэтому могут быть использованы как маневренные мощности для регулирования коэффициента мощности (cosφ) энергосистемы.

Промышленные ГТУ являются одними из главных составляющих топливно-энергетических комплексов (ТЭК) многих стран мира. Сегодня более 65 % новых электрогенерирующих мощностей основываются на использовании ГТУ и газотурбинных ТЭС, превосходящих по многим показателям угольные ТЭС. Газовые турбоагрегаты ТЭС имеют высокий КПД и эксплуатационную надежность. Они производятся во всем мире, обеспечены сервисным обслуживанием, применяются в широком диапазоне мощностей, используются как для номинальных нагрузок, так и для покрытия пиковых.

Для современных ГТУ стоимость 1 кВт установленной мощности составляет 400 – 700 долл.; для парогазовых – около 1000 долл. (Стоимость 1 кВт установленной мощности на ТЭС уже превысила 1200 долл.). Но мощность ГТУ и газотурбинных ТЭС в 5 – 8 раз меньше установленной мощности паровых ТЭС и ТЕЦ.

Общее количество газовых турбин, которые уже установлены и будут установлены в мире к 2020 году, превысит 12 тыс. единиц. Однако с 2015 года темпы производства газовых турбин снизились до 1206 единиц в год по сравнению с выпуском 1337 единиц в 2011 году, что объясняется активизацией развития ядерных энергетических установок нового поколения, более активным использованием промышленных и бытовых отходов для производства энергии, развитием биоэнергетики, а также нарастающим использованием ветровой и солнечной энергии.

4. Технологический процесс получения электроэнергии на энергетических установках малой мощности блочно-модульного исполнения (БМИ)

К перспективным технологиям выработки тепловой и электрической энергии следует отнести энергию, полученную путем использования невостребованных промышленных отходов (газов). На горно-металлургических предприятиях для генераторных установок БМИ, скомпонованных по схеме «турбина – редуктор – генератор», в качестве топлива используют смесь доменного и конвертерного газов (калорийность смеси регулируют коксовым газом), а также невостребованный пар от котловутилизаторов и систем охлаждения основного металлургического оборудования. Такие источники обычно не подключены к общепромышленной сети, а используются для обеспечения автономных потребителей.

Как показал опыт европейских стран, для обеспечения электроэнергией малых и средних ПП перспективно использование энергетических установок малой мощности БМИ (0,5 – 30,0 МВт), выпуск которых налажен в различных европейских фирмах: в G-Team a.s . (Чехия), Capstone Turbine Corporation (США), JFE Engineering Corporation (Германия), Turbec (Италия), ГК «Турбопар» (Россия), Dresser Rand (Франция), OPRA Technologies (Нидерланды).

К недостаткам энергетических установок БМИ следует отнести сравнительно низкий КПД, непостоянное значение частоты и напряжения вырабатываемой электроэнергии, несинусоидальность тока. Но энергетические установки БМИ имеют и ряд преимуществ, которые позволяют считать их применение перспективным:

• используются невостребованные, обычно теряемые, ресурсы: отходы топлива, пар, промышленные газы, возобновляемые ресурсы с низким уровнем себестоимости;
• применение энергетических установок БМИ оказывает положительное влияние на экологию: они в качестве топлива используют выделяющиеся в процессе металлургического производства газы (СО, СО2, SO2, NOх) и пар, исключая их выбросы в воздушный и в водный бассейны. Также нет необходимости в возведении плотин, как для ГЭС или ГАЭС, и, соответственно, в затоплении территорий;
• энергетические установки БМИ размещают в непосредственной близости к источнику топлива (газа);
• применение малых энергетических установок БМИ увеличивает число рабочих мест, снижает уровень безработицы.

В качестве основного оборудования ТУЭС был выбран агрегат фирмы «Mitsubishi », который объединяет компрессор топливных газов, комбинированную газовую/паровую турбину и ТГ. Все оборудование установлено на одном валу. Компрессор и турбина соединены с валом ТГ через повышающую зубчатую передачу.

В процессе эксплуатации были отмечены следующие положительные аспекты использования ТУЭС:

1. сокращены энергетические затраты предприятия за счет самообеспечения топливом – газами от собственного производства (конверторные, доменные и коксовые газы), обычно направляемые на факельное сжигание;
2. практически полностью исключены выбросы вредных металлургических газов (СО, СО2, SO2, NOх), что улучшило экологическое состояние региона.

5. Технологический процесс получения электроэнергии на мини-ТЭЦ (мини-ТЭС)

Основное назначение мини-ТЭЦ – обеспечение электричеством, теплом и горячей водой небольших промышленных объектов и населения. В зависимости от вида топлива на мини-ТЭЦ устанавливают газопоршневые, паротурбинные и парогазовые установки мощностью от 200 кВт до 850 МВт. К преимуществам мини-ТЭЦ следует отнести максимальное приближение к потребителям и возможность использования самого разнообразного топлива: газ, мазут, уголь, древесные щепа и отходы, торф, лузга подсолнечника, костра льна, твердые бытовые отходы, отходы промышленного птицеводства и т.д.

Мини-ТЭЦ состоит из двух основных отделений: паросиловой цех и турбогенераторный цех. На рис. 3 представлена схема расположения оборудования на мини-ТЭЦ мощностью 6 МВт.

Паросиловой цех включает здание котельной, где установлены паровые или термомасляные котлы с топкой на разное топливо, с шурующей планкой и вихревой системой дожига (система вторичного дутья), а также установлено вспомогательное оборудование по выработке стабильного пара.

Топливный бункер обычно размещают за пределами основного здания, что позволяет осуществлять загрузку топлива со склада погрузчиком, грейдером или транспортерами.

а

Рисунок 3 – а и б ) электрической мощностью 6 МВт и вид блока мини-ТЭЦ внутри (в )

Бункер изготовлен из металла, подающим устройством является подвижное дно, которое осуществляет возвратно-поступательное движение при помощи гидроцилиндров и автоматики топливоподачи. Дымовые трубы мини-ТЭЦ проектируются на основании утвержденного заказчиком технического задания (ТЗ).

Турбогенераторный цех находится в том же здании, что и паросиловой цех, он включает паровую турбину, ТГ, электросиловую часть, трансформаторы, системы автоматики и защиты, а также дизель-генератор, который используется для запуска мини-ТЭЦ.

К преимуществам мини-ТЭЦ, кроме указанных выше, относится:

• независимость от поставщиков углеводородного топлива;
• минимальные размеры энергетических агрегатов, полная автоматизация и удобная эксплуатация, возможность быстрого строительства и монтажа, что значительно снижает сумму инвестиционных расходов;
• срок службы и эксплуатационная надежность многотопливной мини-ТЭЦ достигает 25 – 30 лет;
• достаточно высокий КПД энергетических агрегатов, определяемый обеспечением эффективного сжигания топлива даже низкого качества, безопасность эксплуатации;
• в комплектации предусматривается достаточно большие склады или накопительные топливные бункеры, которые рассчитываются в зависимости от номинальной мощности котельной/ТЭЦ. Такие запасы обеспечивают устойчивую работу мини-ТЭЦ.

Мини-ТЭЦ получают все большее распространение во многих областях Украины. Так, в Харьковской области нашли способ, как отказаться от дорогого газа для отопления и электроснабжения населения, заменив его на отходы сельхозпроизводства, которые используют, как топливо на установленной мини-ТЭЦ. Начиная с 2017 года, в Украине ведутся работы по строительству десяти мини-ТЭЦ, топливом для которых будет солома, древесная щепа, стебли и лузга подсолнечника, рис. 4.

Рисунок 4 –

Мини-ТЭЦ актуальны для районов, которые имеют большие объемы бытовых отходов, отходов сельскохозяйственной и лесной промышленности. К тому же они не только обеспечивают промышленность и население тепловой и электрической энергией, но и создают новые рабочие места.

6. Технологический процесс получения электроэнергии на атомных электростанциях

Первый ядерный реактор был построен и запущен в декабре 1942 года в США под руководством Э. Ферми. Первым реактором, построенным за пределами США, стал ZEEP , запущенный в Канаде 05.09.1945 г. В СССР работу по атомной энергетике возглавлял талантливый ученый Игорь Курчатов, который в 1943 г. создал в Москве исследовательский центр (Лаборатория № 2), преобразованный позже в Институт атомной энергии. В декабре 1946 г. была осуществлена первая цепная реакция на опытном ядерном реакторе Ф1, мощность которого была около 100 Вт. Первый промышленный реактор мощностью 5 МВт был пущен в мае 1954 года в г. Обнинске, а в июне того же года АЭС дала первый ток.

Основными вопросами при проектировании энергетических реакторов для АЭС были:

• выбор типа реактора (на быстрых или на медленных нейтронах);
• выбор вида замедлителя нейтронов (графит, «тяжелая» или боросодержащая вода);
• выбор теплоносителя (вода, газ, жидкий металл) и его характеристик (температура и давление), мероприятия по увеличению КПД;
• обеспечение безопасности персонала.

Уже на первой АЭС использовали устройства автоматического и ручного дистанционного управления, регулирующие стержни для аварийной остановки реактора, были созданы приспособления для замены тепловыделяющих элементов (ТВЭЛ-ов).

Ядерная реакция начинается при достижении критической массы делящегося вещества (урана), которое в процессе работы реактора «выгорает». Поэтому необходимо было рассчитать запас топлива, который обеспечит работу реактора в течение заданного времени. Регулирование реакции выполнялось графитовыми стержнями, поглощающими избыточные нейтроны. Для поддержания мощности реактора, по мере выгорания топлива, регулирующие стержни несколько выдвигались из активной зоны и устанавливались в таком положении, чтобы реактор находился на грани цепной реакции, но так, чтобы активное деление ядер урана продолжалось, а процесс оставался управляемым. Также были предусмотрены стержни аварийной защиты, полное введение которых в активную зону мгновенно гасило цепную реакцию.

Атомная энергетика Украины начинает свою историю с 1977 года, когда на Чернобыльской АЭС (ЧАЭС) был произведен пуск первого блока с одноконтурным реактором РБМК-1000, рис. 5, (мощность 1000 МВт).

Рисунок 5 – Блок АЭС с одноконтурным реактором РБМК-1000

К 90-м годам ХХ века в Украине уже было пять АЭС, на которых работали 19 энергоблоков, и 5 энергоблоков находились в стадии строительства. После аварии на 4-м блоке ЧАЭС Верховный Совет Украины принял Постановление «О моратории на строительство новых АЭС на территории УССР» (02.08.1990 г.). Были остановлены пусковые работы на 6-м блоке Запорожской АЭС (ЗАЭС), на Ровенской АЭС (РАЭС) и Хмельницкой АЭС (ХАЭС) было прекращено строительство еще четырех блоков ВВЭР-1000, два из которых были в высокой степени готовности. Было принято решение к 2000 г. полностью закрыть ЧАЭС.

Однако при сжигании 1 кг каменного угля можно получить 8 кВт·час электроэнергии, а при расходе 1 кг ядерного топлива – 23 млн кВт·час электроэнергии. Поэтому вывод из эксплуатации ЧАЭС и отказ от строительства новых блоков (с перспективной оценкой роста энергопотребления в стране) привел бы к необходимости дополнительной ежегодной закупки Украиной 4,7 млн тонн угля для ТЭС и ТЭЦ, табл. 4.2, что также отрицательно сказалось бы на экологии. Такие затраты (вывод из эксплуатации ЧАЭС и перспективные потери от недостроенных блоков на других АЭС) для Украины были невозможны.

Таблица 2 – Сравнение работы ТЭС и АЭС мощностью 1000 МВт при их работе в течение года

Поэтому уже через три года, в 1993 г. Верховный Совет Украины отменил мораторий на строительство блоков АЭС. Были продолжены работы по пуску 6-го блока Запорожской АЭС (ЗАЭС), 4-го блока Ровенской АЭС (РАЭС) и 2-го блока Хмельницкой АЭС (ХАЭС) в соответствии с программами пусковых работ.

В мировой энергетике различают несколько типов электростанций на ядерном топливе: АЭС (атомные электростанции, отпускающие потребителям электроэнергию), АТЕЦ (атомные теплоэлектроцентрали – атомные станции, отпускающие потребителям не только электроэнергию, но и тепло), АСТ (атомные станции теплоснабжения используют для горячего водоснабжения), АСПТ (атомные станции промышленного теплоснабжения используют для снабжения промышленных предприятий технологическим паром). В Украине работают только АЭС, которые обеспечивают расположенные рядом жилые массивы не только электроэнергией, но и остаточным теплом.

В табл. 3 приведены данные об установленных в настоящее время 15 двухконтурных блоках АЭС на территории Украины.

Таблица 3 – Энергоблоки атомных станций Украины с реакторами типа ВВЭР

Атомная энергетика России более разнообразна: к 2018 году в России на 10 действующих АЭС эксплуатировалось 37 энергоблоков общей мощностью 30,214 ГВт, из них:

• 20 реакторов с водой под давлением – 13 ВВЭР-1000 (11 блоков 1000 МВт и 2 блока по 1100 МВт), 2 ВВЭР-1200 (1200 МВт), 5 реакторов ВВЭР-440 (4 блока 440 МВт и 1 блок 417 МВт);
• 15 канальных кипящих водяных реакторов – 11 РБМК-1000 (1000 МВт каждый) и 4 ЭГП-6 (12 МВт каждый);
• 2 реактора на быстрых нейтронах – БН-600 (600 МВт) и БН-800 (880 МВт).

В мире активное строительство АЭС началось с 70-х годов ХХ века. К 1975 году общая установленная мощность ТГ на АЭС составила 76 ГВт, в 1985 г. – 248,6 ГВт, в 2000 г. – 505 ГВт. К 2017 году в 32 странах мира работало 193 АЭС с 454 энергоблоками общей мощностью около 391,8 ГВт. Самый мощный в мире энергоблок работает на АЭС Сиво (Франция) мощностью 1561 МВт: блоки № 1 (1997 г.) и № 2 (1999 г.), реакторы типа ВВЭР. 29.06.2018 г. был пущен первый энергоблок АЭС Тайшань (Китай) мощностью 1750 МВт, при его выходе на полную мощность он станет самым мощным энергоблоком в мире.

Крупнейшая в мире АЭС – АЭС Касивадзаки-Карива (Япония) имеет 7 блоков с кипящим водо-водяным одноконтурным реактором BWR (РБМК) общей мощностью 8212 МВт, пуск которых выполнялся с 1985 по 1996 годы. 22.12.2018 г. к сети был подключен 4-й энергоблок Тянь-Ваньской АЭС (Китай), и установленная мощность всех действующих промышленных ядерных реакторов превысила 500 ГВт. В мире 54 энергоблока находятся в стадии строительства. 169 уже закрыты. Одновременно на АЭС останавливают старые, маломощные блоки. Так в декабре 2018 г. президент Франции Э. Макрон заявил, что к 2035 году Франция закроет 14 промышленных ядерных реакторов (из 58 действующих) суммарной мощностью 900 МВт.

Темпы развития ядерной энергетики определяются конкретными условиями и запасами органического топлива. В странах, обеспеченных органическим топливом, сначала наращивание мощностей АЭС шло более медленными темпами, но по мере совершенствования АЭС и повышения их экономичности скорость строительства возрастала. 50-летний опыт эксплуатации АЭС в мире показал, что они могут быть экономичными (в среднем электроэнергия, вырабатываемая на АЭС, в 2 раза дешевле, чем «угольных» ТЭС), и, как ни странно, АЭС экологически чище. Но этот же опыт свидетельствует, что при нарушении правил эксплуатации станций возможна утечка радиоактивных сред, как это было в США (АЭС «Three Mile Island »), ФРГ, Великобритании, в Украине (Чернобыльская АЭС), в Японии (Фукусима-1), табл. 4.4.

От ТЭС АЭС отличается тем, что котел заменен ядерным реактором, в котором энергия деления ядер передается воде первого контура, т.е. ядерная реакция является источником первичной тепловой энергии. В парогенераторе тепловая энергия превращается в кинетическую энергию пара, которая затем превращается в механическую энергию вращения турбины и ротора ТГ.

Двухконтурный ядерный реактор – вертикальный цилиндр с эллиптическим днищем, внутри которого находится активная зона (тепловыделяющие сборки (ТВС)) и внутрикорпусные устройства, рис. 6. Сверху реактор закрыт герметичной крышкой, на которой располагаются электромагнитные приводы механизмов органов регулирования и защиты реактора, а также патрубки для вывода кабелей датчиков внутриреакторного контроля. В верхней части корпуса расположены восемь патрубков в два ряда для подвода и отвода теплоносителя, по два на каждую из 4-х петель: четыре патрубка для аварийного подвода теплоносителя в случае разгерметизации первого контура и один патрубок для контрольно-измерительных приборов (КИП). Вода 1-го контура после передачи тепла 2-ому контуру возвращается в реактор через нижний ряд напорных патрубков.

Таблица 4 – Данные о некоторых авариях на АЭС мира

а б

Рисунок 6 – Активная зона АЭС: а – реактор ВВЭР-1000 (размеры в мм); б – Общий вид главного корпуса АЭС с реактором ВВЭР-1000; в – ТВС, загруженная ТВЭЛ-ами; г – крышка реактора

1 – приводы системы управления и защиты; 2 – крышка реактора; 3 – корпус реактора; 4 – блок защитных труб, входные и выходные патрубки; 5 – шахта; 6 – выгородка активной зоны; 7 – ТВС и регулирующие стержни; 8 – реактор; 9 – турбогенератор

Сплошная кольцевая перегородка между рядами нижних и верхних патрубков отделяет корпус реактора от внутрикорпусной шахты и формирует движение потока теплоносителя вниз. Вода проходит вниз по кольцевому зазору, затем через перфорированное эллиптическое днище и опорные трубы шахты входит в активную зону, где расположены ТВЭЛ-ы, собранные в ТВС. Сборки опускают в активную зону. Конструктивно ТВС – длинные шестигранники (около 4,0 м), в которых собраны 16 ТВЭЛ-ов, где в герметичных циркониевых трубках находятся таблетки из спрессованного оксида урана, рис. 7,а . Обычно в состав ТВС, кроме трубок урана, входит трубка с гадолинием, который улавливает осколки радиоактивных элементов, получившихся при делении урана, и продлевает время эксплуатации ТВЭЛ-ов, рис. 7,б .

Рисунок 7 – Элементы реакторной зоны: а – неактивированные «таблетки» из спрессованного оксида урана; б – чехол, который накрывает ТВС перед загрузкой в реактор (видны головки ТВЭЛ-ов, в центре – трубка с гадолинием)

АЭС может быть одно- и двухконтурная (число контуров в реакторе):

1. в одноконтурных реакторах теплоноситель (вода) от реактора сразу идет в парогенератор, где превращается в пар, который идет на турбину. Так устроены реакторы РБМК, которые были установлены на блоках Чернобыльской АЭС (ЧАЭС) и на Фукусима-1. В настоящее время такие реакторы работают на Курской, Ленинградской и Смоленской АЭС. На блоках, которые пускали после аварии на ЧАЭС, реакторы РБМК уже не устанавливали. И только на Смоленской АЭС работает блок (блок № 3) с реактором РБМК, который был пущен в эксплуатацию в 1990 г., т.е. после аварии на ЧАЭС;
2. в двухконтурных реакторах (тип ВВЭР) теплоноситель 1-го контура получает тепло в активной зоне реактора и в теплообменнике отдает его теплоносителю 2-го контура. В парогенераторе нагретая вода второго контура превращается в пар и поступает на турбину. Технологические схемы энергоблоков АЭС с одно- и двухконтурным реактором представлена на рис. 8.

Рисунок 8 – Технологическая схема: а – одноконтурного энергоблока; б – двухконтурного энергоблока АЭС СУЗ – система управления и защиты реактора система управления и защиты реактора; САОЗ – система аварийного охлаждения зоны реактора

Реактор монтируют в стальном корпусе, рассчитанном на высокое давление (до 1,6·107 Па или 160 атмосфер). Первый, радиоактивный, контур реактора ВВЭР состоит из реактора и четырех циркуляционных петель охлаждения. По 1-му контуру циркулирует теплоноситель – некипящая вода под давлением около 16 МПа с добавлением раствора борной кислоты (сильного поглотителя нейтронов) для регулирования мощности реактора. Теплоноситель поступает в реактор с температурой около +289 °C и нагревается в нем до +322 °C.

Затем по 4-м циркуляционным петлям направляется в парогенератор («горячие» нитки), где передает свое тепло теплоносителю 2-го контура. Из парогенераторов вода главными циркуляционными насосами (ГЦН) возвращается в реактор («холодные» нитки). Для поддержания давления и компенсации изменений объема теплоносителя при его разогреве или расхолаживании используется компенсатор давления (компенсатор объема), соединенный с одной из «горячих» ниток. Кипящая вода 2-го контура преобразуется в насыщенный пар с температурой 280 °C и давлением 6,4 МПа, который через сборные паропроводы поступает в турбину.

Второй контур, нерадиоактивный, включает в себя парогенераторную, водопитательную установки и один турбоагрегат. Для управления процессами и для защиты ядерного реактора используют регулирующие стержни (заполненные, в основном, карбидом бора), которые перемещают по высоте активной зоны. При глубоком введении стержней цепная реакция останавливается. Перемещение стержней производится дистанционно, с пульта управления. При небольшом перемещении стержней цепная реакция развивается или затухает. Так регулируется мощность реактора.

Эффективность использования ядерного топлива на АЭС с реакторами на тепловых нейтронах характеризуется величиной среднегодовой энерговыработки на 1 т (или на 1 кг) загруженного и отработавшего в реакторе топлива и средней глубиной его выгорания (МВт·сут/т). В реактор АЭС загружают 163 ТВС со слабообогащенным ураном U-235, в каждой ТВС установлено 312 ТВЭЛ-ов. Вес топлива одной ТВС – 571 кг. Общий вес загрузки ядерного топлива в реактор – около 93 тонн.

В технологическом цикле любой АЭС предусмотрена система охлаждения отработавшего теплоносителя (воды), чтобы довести температуру теплоносителя до значения, необходимого для повторного цикла. Если поблизости от электростанции есть населенный пункт, то тепло отработавшего теплоносителя используется для отопления домов и горячего водоснабжения, а если нет или сброс недостаточен, то излишнее тепло сбрасывается в атмосферу в градирнях, в бассейнах-охладителях, в каналах с трубами – брызгалами, рис. 9.

Рисунок 9 – Системы охлаждения отработавшего теплоносителя (воды) на АЭС: а – градирни Ровенской АЭС; б – промышленная площадка ЗАЭС с бассейнами-охладителями; в – брызгальный бассейн Хмельницкой АЭС

Одной из основных проблем АЭС в мире является вопрос хранения отработавшего ядерного топлива (ОЯТ), создание постоянных, долговременных хранилищ. Они должны бы полностью обеспечивать хранение ОЯТ на несколько тысяч лет, т.к. только в течение этого времени топливо утратит свою остаточную радиоактивность. В настоящее время ни одно государство в мире не имеет полноценного постоянного хранилища, хотя работа над их созданием ведется непрерывно.

В СССР был предусмотрен вывоз ОЯТ (после 1,5÷2-х летнего содержания в бассейнах первичной выдержки в «грязной зоне» блока) в стационарное хранилище на территории России. Однако вскоре стало ясно, что из-за ограниченных возможностей хранилища, отсутствия возможности его расширения, а также невозможности переработки ОЯТ непосредственно после его доставки с блоков АЭС, возникнут проблемы с атомной энергетикой при выполнении требования обеспечения безопасной эксплуатации.

Поэтому с 1991 г. начались поиски новых способов хранения ОЯТ для всех АЭС Украины, и, в первую очередь, для крупнейшей АЭС Украины – ЗАЭС. По прогнозам специалистов, на этой станции из-за дефицита свободных ячеек в бассейнах первичной выдержки уже к 1998 году пришлось бы остановить все блоки, и оставить без электроэнергии половину предприятий и населения Украины. По согласованию с Госкоматомом Украины, ЗАЭС объявила международный конкурс на лучший проект хранилища для ОЯТ.

После тщательного анализа был выбран проект, основанный на технологии сухого вентилируемого контейнерного хранения, предложенный компаниями «Sierra NewClear Corporation » и «Duke Engineering and Services » (DЕ&S ). Технология фирмы DЕ&S была признана самой экологически безопасной, практичной, эффективной, рентабельной и наиболее отвечающей специфическим потребностям ЗАЭС. Проект фирмы DЕ&S был лицензирован в надзорных органах США и к моменту выбора для ЗАЭС был уже реализован на двух АЭС США. При выборе учитывали возможность изготовления контейнеров для сухого хранения отработавшего ядерного топлива (СХОЯТ) на предприятиях Украины из отечественных материалов (например, в г. Энергодар). Тип хранилища был утвержден решением Научно-технического Совета Госкоматома 12.01.1995 г.

В выбранном варианте (СХОЯТ) используется технология хранения ТВС в вертикальном положении в вентилируемых бетонных контейнерах. Контейнеры обеспечивают сухое, герметичное и безопасное хранение ТВС. Каждый контейнер СХОЯТ рассчитан на безопасное хранение 380 ТВС (9000 ТВЭЛ-ов) из водо-водяных реакторных установок ВВЭР- 1000. Система является пассивной и после установки бетонных контейнеров на площадку хранения не требует значительного технического обслуживания, кроме контроля содержания гелия (Не ) вблизи контейнеров СХОЯТ: объем контейнеров перед окончательным завариванием крышки, заполняют газообразным гелием для контроля его герметичности. Срок функционирования контейнера СХОЯТ равен 30 годам, затем необходима перегрузка в новый контейнер.

СХОЯТ состоит из трех основных частей, рис. 10, а : вентилируемого бетонного контейнера, корзины хранения, перегрузочного контейнера. Вентилируемый бетонный контейнер СХОЯТ предназначен для долгосрочного промежуточного хранения корзин с ОЯТ, обеспечивая их охлаждение и необходимую биологическую защиту. Охлаждение осуществляется собственной циркуляцией воздуха вокруг стальных стенок корзины, который проходит по цилиндрическому зазору между наружной поверхностью корзины и внутренней поверхностью бетонного контейнера. Вентилируемые бетонные контейнеры СХОЯТ перемещают специальными транспортерами на бетонную площадку, расположенную в пределах территории АЭС, рис. 10, б .

Рисунок 10 – Контейнер СХОЯТ и его транспортировка: а б

1 – датчик температурного контроля; 2 – вход воздуха и направляющие для транспортировки; 3 – бетонная площадка хранения; 4 – выход воздуха; 5 – крышка бетонного контейнера; 6 – силовая и защитная крышки корзины; 7 – блок из 24-х направляющих трубок для ТВС; 8 – направляющая трубка; 9 – корпус многоместной корзины хранения; 10 – обечайка; 11 – вентилируемый бетонный контейнер

Корзина хранения – герметически закрытая емкость, рассчитанная для размещения 24 ТВС из реактора ВВЭР-1000 в перегрузочном контейнере СХОЯТ. Перегрузочный контейнер – это емкость, предназначенная для временного размещения и транспортировки загруженной корзины от бассейна выдержки к контейнеру СХОЯТ. Основное назначение перегрузочного контейнера – обеспечить защиту персонала АЭС от радиационного воздействия при выполнении транспортно-технологических операций с корзиной. Контейнер изготавливается из сварных металлических конструкций и бетона. В табл. 5 приведены конструкционные параметры перегрузочного контейнера СХОЯТ.

Таблица 5 – Параметры перегрузочного контейнера СХОЯТ

Для обеспечения хранения ОЯТ используют оборудование, площадки и системы АЭС: ремонтные мастерские; оборудование зоны хранения и транспортировки; системы дезактивации, электроснабжения и связи, вентиляции и кондиционирования; система пожаротушения. На рис. 11 представлен план размещения зданий и оборудования ЗАЭС. Однако сухое хранение было введено не на всех АЭС Украины, только на ЗАЭС. ОЯТ других АЭС вывозят в хранилища России. С 2005 г. Украина заплатила России 2 млрд долл. за хранение ОЯТ с отечественных АЭС.

Создание собственного хранилища ядерных отходов (ХОЯТ) в 2,5 раза дешевле, чем передача на хранение в Россию. Поэтому работы по созданию новых видов собственных хранилищ непрерывно продолжались, и было предложено на территории ЧАЭС создать новое хранилище. В настоящее время работы по созданию украинского хранилища подходят к концу. Работа нового ХОЯТ на территории ЧАЭС (ХОЯТ-2) на полную мощность должна начаться в конце 2019 года. За 9,5 лет планируется переместить ОЯТ со всех блоков украинских АЭС (ЮУАЭС, РАЭС и ХАЭС) в ХОЯТ-2, где оно будет храниться еще 100 лет.

Рисунок 11 –

1. Реакторное отделение
2. Турбинное отделение
3. Дизель-генератор
4. Блочная насосная станция
5. Спецкорпуса 1 и 2
6. Хранилище твердых отходов
7. Вспомогательный корпус
8. Лабораторно-бытовые корпуса
9. Административный корпус
10. Контрольно-пропускной пункт 2
11. Площадка СХОЯТ
12. Брызгальные бассейны
13. Контрольно-пропускной пункт 1
14. Полномасштабный тренажер
15. Учебно-тренировочный центр

На ХОЯТ-2 хранение ОЯТ будет осуществляться по технологии сухого модульного хранения, при котором топливо будет храниться в герметичных корзинах, заполненных инертным газом. Специалисты считают, что длительно хранить ОЯТ лучше не в водной среде, а в газовой. Корзины будут размещены в бетонных модулях, конструкция модуля служит радиационной защитой, а также предотвращает повреждение металлической корзины. С площадки АЭС в специальном герметичном вагонеконтейнере отработанное топливо перемещают в бетонные модули хранения, рис. 12.

Рисунок 12 – Герметичный вагон-контейнер для перевозки ОЯТ

Перегрузку ТВС из бассейна первичной выдержки реакторной зоны в вагон-контейнер осуществляют при помощи специального устройства, которое позволяет перевести контейнер в вертикальное положение, загрузить содержимое из горячей камеры, вернуть в горизонтальное положение и перевезти на место хранения.

Принятая для ХОЯТ-2 технология предусматривает использование двустенного сухого экранированного пенала (ДСЭП), рис. 13. Его конструкция обеспечивает длительное хранение за счет изоляции от окружающей среды. Соответственно, радиационное влияние на окружающую среду при нормальном хранении в бетонных модулях будет отсутствовать.

Один ДСЭП вмещает в себя 93 отработавшие ТВС.

Интерактивное приложение «Как работает ТЭЦ»

На картинке слева - электростанция « Мосэнерго» , где вырабатывается электроэнергия и тепло для Москвы и области. В качестве топлива используется самое экологически чистое топливо - природный газ. На ТЭЦ газ поступает по газопроводу в паровой котел. В котле газ сгорает и нагревает воду.