КОНДЕНСАЦИОННАЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ (КЭС), тепловая паротурбинная электростанция, назначение которой - производство электрич. энергии с использованием конденсационных турбин. Тепло, выделяемое при сжигании топлива, передаётся в котельном агрегате (парогенераторе) рабочему телу, обычно - водяному пару. Тепловая энергия водяного пара преобразуется в конденсационной турбине в механическую энергию, а последняя в электрич. генераторе - в электрическую энергию. Отработавший в турбине пар конденсируется, конденсат пара перекачивается сначала конденсатным, а затем питательным насосами в паровой котёл (котлоагрегат, парогенератор). Т.о. создаётся замкнутый пароводяной тракт: паровой котёл с пароперегревателем - паропроводы от котла к турбине-турбина-конденсатор-конденсатный и питат.насосы-трубопроводы питат. воды-паровой котёл. Схема пароводяного тракта является осн. технологич. схемой паротурбинной электростанции и носит название тепловой схемы КЭС (рис. 1).

Преимущества:

1. Используемое топливо достаточно дешево.

2. Требуют меньших капиталовложений по сравнению с другими электростанциями.

3. Могут быть построены в любом месте независимо от наличия топлива. Топливо может транспортироваться к месту расположения электростанции железнодорожным или автомобильным транспортом.

4. Занимают меньшую площадь по сравнению с гидроэлектростанциями.

5. Стоимость выработки электроэнергии меньше, чем у дизельных электростанций.

Недостатки:

1. Загрязняют атмосферу, выбрасывая в воздух большое количество дыма и копоти.

2. Более высокие эксплуатационные расходы по сравнению с гидроэлектростанциями.

Схема КЭС. Преимущества, недостатки, применение.

КЭС – конденсационная электростанция. (Подтип тепловой)Предназначена для выработки только электрической энергии.

Простейшая принципиальная схема КЭС, работающей на угле, представлена на рисунке.

Простейшая тепловая схема КЭС: Т - топливо; В - воздух; УГ - уходящие газы; ШЗ - шлаки и зола; ПК - паровой котёл; ПЕ - пароперегреватель; ПТ - паровая турбина; Г - электрический генератор; К - конденсатор; КН - конденсатный насос; ПН - питательный насос

Тепловые конденсацион­ные электростанции име­ют невысокий кпд (30- 40%), так как большая часть энергии теряется с отходящими топочными газами и охлаждающей водой конденсатора. Сооружать КЭС выгодно в непосредственной близости от мест добычи топлива.

Схема АЭС.

А́томная электроста́нция (АЭС) - ядерная установка для производства энергии в заданных режимах и условиях применения, располагающаяся в пределах определённой проектом территории, на которой для осуществления этой цели используются ядерный реактор (реакторы) и комплекс необходимых систем, устройств, оборудования и сооружений с необходимыми работниками.

На тепловых электростанциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединенную с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат уголь, торф, горючие сланцы, а также газ и мазут. В отечественной энергетике на долю приходится до 60% выработки электроэнергии.

Основными особенностями КЭС являются: удаленность от потребителей электроэнергии, что определяет в основном выдачу мощности на высоких и сверхвысоких напряжениях, и блочный принцип построения электростанции. Мощность современных КЭС обычно такова, что каждая из них может обеспечить электроэнергией крупный район страны. Отсюда еще одно название электростанций этого типа - государственная районная электрическая станция (ГРЭС).

На рисунке показана упрощенная принципиальная технологическая схема энергоблока. Энергоблок представляет собой как бы отдельную электростанцию со своим основным и вспомогательным оборудованием и центром управления - блочным щитом. Связей между соседними энергоблоками по технологическим линиям обычно не предусматривается.

Принципиальная технологическая схема КЭС:
1 - склад топлива и система топливоподачи; 2 - система топливоприготовления; 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

ПостроениеКЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:
1) облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности;
2) упрощается и становится более четкой технологическаясхема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;
3) уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать, резервное тепломеханическое оборудование;
4) сокращается объем строительных и монтажных работ;
5) уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;
6) обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.

Технологическая схемаКЭС состоит из нескольких систем: топливоподачи; топливоприготовления; основного пароводяного контура вместе с парогенератором и турбиной; циркуляционного водоснабжения; водоподготовки; золоулавливания и золоудаления и, наконец, электрической части станции.

Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование всех этих элементов, входят в так называемую систему собственных нужд станции (энергоблока).

Наибольшие энергетические потери на КЭС имеют место в основном пароводяном контуре, а именно в конденсаторе, где отработавший пар, содержащий еще большое количество тепла, затраченного при парообразовании, отдает его циркуляционной воде. Тепло с циркуляционной водой уносится в водоемы, т. е. теряется. Эти потери в основном определяют КПД электростанции, составляющий для самых современных КЭС не более 40-42%.

Электроэнергия, вырабатываемая электростанцией, выдается на напряжении 110 - 750кВ и лишь часть ее отбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд, подключенный к выводам генератора.

Генераторы и повышающие трансформаторы соединяют в энергоблоки и подключают к распределительному устройству высокого напряжения, которое обычно выполняется открытым (ОРУ). Варианты расположения основных сооружений могут быть различными, что иллюстрируется рисунке.

Рис. 1.3. Варианты расположения основных сооружений КЭС:
1 - главный корпус; 2 - склад топлива; 3 - дымовые трубы; 4 - трансформаторы блоков;
5, 6 - распределительные устройства; 7 - насосные станции;
8 - промежуточные опоры электрических линий

Современные КЭС оснащаются в основном энергоблоками 200 - 800 МВт. Применение крупных агрегатов позволяет обеспечить быстрое наращивание мощностей электростанций, приемлемые себестоимость электроэнергии и стоимость установленного киловатта мощности станции.

Наиболее крупные КЭС имеют мощность 4 - 6,4 млн. кВт с энергоблоками 500 и 800 МВт. Предельная мощность КЭС определяется условиями водоснабжения и влиянием выбросов станции на окружающую среду.

Современные КЭС весьма активно воздействуют на окружающую среду: на атмосферу, гидросферу и литосферу. Их влияние на атмосферу выражается в большом потреблении кислорода воздуха для горения топлива и в выбросе значительного количества продуктов сгорания. Это в первую очередь газообразные окислы углерода, серы, азота, ряд которых имеет высокую химическую активность. Летучая зола, прошедшая через золоуловители, загрязняет воздух. Наименьшее загрязнение атмосферы (для станций одинаковой мощности) отмечается при сжигании газа и наибольшее - при сжигании твердого топлива с низкой теплотворной способностью и высокой зольностью. Необходимо учесть также большие уносы тепла в атмосферу, а также электромагнитные поля, создаваемые электрическими установками высокого и сверхвысокого напряжения.

КЭС загрязняет гидросферу большими массами теплой воды, сбрасываемыми из конденсаторов турбин, а также промышленными стоками, хотя они проходят тщательную очистку.

Для литосферы влияние КЭС сказывается не только в том, что для работы станции извлекаются большие массы топлива, отчуждаются и застраиваются земельные угодья, но и в том, что требуется много места для захоронения больших масс золы и шлаков (при сжигании твердого топлива).

Влияние КЭС на окружающую среду чрезвычайно велико. Например, о масштабах теплового загрязнения воды и воздуха можно судить по тому, что около 60 % тепла, которое получается в котле при сгорании всей массы топлива, теряется за пределами станции. Учитывая размеры производства электроэнергии на КЭС, объемы сжигаемого топлива, можно предположить, что они в состоянии влиять на климат больших районов страны. В то же время решается задача утилизации части тепловых выбросов путем отопления теплиц, создания подогревных прудовых рыбохозяйств. Золу и шлаки используют в производстве строительных материалов и т. д.

Конденсатный и питательные насосы - питательной воды - паровой котёл. Схема пароводяного тракта является основной технологической схемой паротурбинной и носит название схемы КЭС.

Рис. 2. Пространственный вид (разрез) главного корпуса электростанции и связанных с ним устройств: I - кoтельное отделение; II - машинное отделение (машинный зал); III - береговая водонасосная установка; 1 - угольный склад; 2 - дробильная установка; 3 - водяной экономайзер; 4 - пароперегреватель; 5 - паровой котёл; 6 - топочная камера; 7 - пылеугольные горелки; 8 - паропровод от котла к турбине; 9 - барабанно-шаровая угольная мельница; 10 - бункер угольной пыли; 11 - бункер сырого угля; 12 - щит управления блоком электростанции; 13 - деаэратор; 14 - паровая турбина; 15 - электрический генератор; 16 - электрический повысительный трансформатор; 17 - паровые конденсаторы; 18 - трубопроводы охлаждающей воды; 19 - конденсатные насосы; 20 - регенеративные подогреватели низкого давления; 21 - питательный насос; 22 - регенеративные подогреватели высокого давления; 23 - дутьевой вентилятор; 24 - золоуловитель; 25 - шлак, зола; ЭЭ - электрическая энергия.

Основные технико-экономические требования к КЭС - , манёвренность и экономичность. Требование высокой надёжности и манёвренности обусловливается тем, что производимая КЭС потребляется сразу же, т. е. КЭС должна производить столько электроэнергии, сколько необходимо её потребителям в данный момент.

Экономичность сооружения и КЭС определяется удельными капиталовложениями (110-150 руб. на установленный квт), себестоимостью (0,2-0,7 коп./квт × ч), обобщающим показателем - удельными расчётными затратами (0,5-1,0 коп./квт × ч). Эти показатели зависят от КЭС и её агрегатов, вида и стоимости топлива, режимов работы и кпд процесса энергии, а также местоположения . Затраты на составляют обычно более половины стоимости производимой электроэнергии. Поэтому к КЭС предъявляют, в частности, требования высокой экономичности, т. удельных расходов тепла и топлива, высокого кпд.

Общий кпд современной КЭС - 35-42% и определяется кпд усовершенствованного термодинамического цикла Ренкина (0,5-0,55), внутренний относительный кпд турбины (0,8-0,9), механический кпд турбины (0,98-0,99), кпд электрического (0,98-0,99), кпд пара и воды (0,97-0,99), кпд (0,9-0,94).

Увеличение кпд КЭС достигается главным образом повышением начальных (начальных давления и температуры) водяного пара, совершенствованием термодинамического цикла, а именно - применением промежуточного пара и регенеративного подогрева конденсата и питательной воды паром из отборов турбины. На КЭС по технико-экономическим применяют начальное пара докритическое 13-14, 16-17 или сверхкритическое 24-25 Мн/м 2 , начальную температуру свежего пара, а также после промежуточного перегрева 540-570 °С. В и за рубежом созданы опытно-промышленные с начальными параметрами пара 30-35 Мн/м 2 при 600-650 °С. Промежуточный перегрев пара применяют обычно одноступенчатый, на некоторых зарубежных КЭС сверхкритического давления - двухступенчатый. Число регенеративных отборов пара 7-9, конечная температура подогрева питательной воды 260-300 °С. Конечное давление отработавшего пара в турбины 0,003-0,005 Мн/м 2 .

Рис. 1. Простейшая тепловая схема КЭС: Т - топливо; В - воздух; УГ - уходящие газы; ШЗ - шлаки и зола; ПК - паровой котёл; ПЕ - пароперегреватель; ПТ - паровая турбина; Г - электрический генератор; К - конденсатор; КН - конденсатный насос; ПН - питательный насос.

В условиях тёплого климата (например, на Кавказе, в Средней Азии, на Ю. США и др.), при отсутствии значительных атмосферных осадков, пылевых бурь и т. п., на КЭС, особенно газомазутных, применяют открытую компоновку оборудования. При этом над котлами устраивают навесы, турбоагрегаты защищают лёгкими укрытиями; вспомогательное оборудование турбоустановки размещают в закрытом конденсационном помещении. Удельная кубатура главного корпуса КЭС с открытой компоновкой снижается до 0,2-0,3 м 3 /квт, что удешевляет сооружение КЭС. В помещениях устанавливают мостовые краны и др. грузоподъёмные для монтажа и ремонта энергетического оборудования.

КЭС сооружают непосредственно у (река, озеро, море); часто рядом с КЭС создают пруд-водохранилище. На территории КЭС, кроме главного корпуса, размещают сооружения и устройства технического водоснабжения и химводоочистки, топливного хозяйства, электрические , распределительные устройства, и мастерские, материальные склады, служебные помещения для , обслуживающего КЭС. Топливо на территорию КЭС подаётся обычно ж. д. составами. Золу и шлаки из топочной камеры и золоуловителей удаляют гидравлическим способом. На территории КЭС прокладывают ж. д. пути и автомобильные дороги, сооружают выводы , инженерные наземные и подземные коммуникации. Площадь территории, занимаемой сооружениями КЭС, составляет, в зависимости от , вида топлива и др. условий, 25-70 га.

Электрическая энергия давно вошла в нашу жизнь. Еще греческий философ Фалес в 7 веке до нашей эры обнаружил, что янтарь, потертый о шерсть начинает притягивать предметы. Но долгое время на этот факт никто не обращал внимание. Лишь в 1600 году впервые появился термин «Электричество», а в 1650 году Отто фон Герике создал электростатическую машину в виде насаженного на металлический стержень серного шара, которая позволила наблюдать не только эффект притягивания, но и эффект отталкивания. Это была первая простейшая электростатическая машина.

Прошло много лет с тех пор, но даже сегодня, в мире, заполненном терабайтами информации, когда можно самому узнать все, что тебя интересует, для многих остается загадкой как производится электричество, как его доставляют к нам в дом, офис, на предприятие…

В несколько частей рассмотрим эти процессы.

Часть I. Генерация электрической энергии.

Откуда же берется электрическая энергия? Появляется эта энергия из других видов энергии – тепловой, механической, ядерной, химической и многих других. В промышленных масштабах электрическую энергию получают на электростанциях. Рассмотрим только самые распространенные виды электростанций.

1) Тепловые электростанции. Сегодня из можно объединить одним термином – ГРЭС (Государственная Районная Электростанция). Конечно, сегодня этот термин потерял первоначальный смысл, но он не ушел в вечность, а остался с нами.

Тепловые электростанции делятся на несколько подтипов:

А) Конденсационная электростанция (КЭС) - тепловая электростанция, производящая только электрическую энергию, своим названием этот тип электростанций обязан особенностям принципа работы.

Принцип работы: В котел при помощи насосов подается воздух и топливо (газообразное, жидкое или твердое). Получается топливо-воздушная смесь, которая горит в топке котла, выделяя огромное количество теплоты. При этом вода проходит по трубной системе, которая располагается внутри котла. Выделяющаяся теплота передается этой воде, при этом ее температура повышается и доводится до кипения. Пар, который был получен в котле снова идет в котел для перегревания его выше температуры кипения воды (при данном давлении), затем по паропроводам он поступает на паровую турбину, в которой пар совершает работу. При этом он расширяется, уменьшается его температура и давление. Таким образом, потенциальная энергия пара передается турбине, а значит, превращается в кинетическую. Турбина же в свою очередь приводит в движение ротор трехфазного генератора переменного тока, который находится на одном валу с турбиной и производит энергию.

Рассмотрим некоторые элементы КЭС поближе.

Паровая турбина.

Поток водяного пара поступает через направляющие аппараты на криволинейные лопатки, закрепленные по окружности ротора, и, воздействуя на них, приводит ротор во вращение. Между рядами лопаток, как видите, есть промежутки. Они есть потому, что этот ротор вынут из корпуса. В корпус тоже встроены ряды лопаток, но они неподвижны и служат для создания нужного угла падения пара на движущиеся лопатки.

Конденсационные паровые турбины служат для превращения максимально возможной части теплоты пара в механическую работу. Они работают с выпуском (выхлопом) отработавшего пара в конденсатор, в котором поддерживается вакуум.

Турбина и генератор, которые находятся на одном валу называются турбогенератором. Трехфазный генератор переменного тока (синхронная машина).

Он состоит из:

Который повышает напряжение до стандартного значения (35-110-220-330-500-750 кВ). При этом ток значительно уменьшается (например, при увеличении напряжения в 2 раза, ток уменьшается в 4 раза), что позволяет передавать мощность на большие расстояния. Следует отметить, что когда мы говорим о классе напряжения, то мы имеем в виду линейное (междуфазное) напряжение.

Активную мощность, которую вырабатывает генератор, регулируют изменением количеством энергоносителя, при этом изменяется ток в обмотке ротора. Для увеличения выдаваемой активной мощности нужно увеличить подачу пара на турбину, при этом ток в обмотке ротора возрастет. Не следует забывать, что генератор синхронный, а это значит, что его частота всегда равна частоте тока в энергосистеме, и изменение параметров энергоносителя не повлияет на частоту его вращения.

Кроме того, генератор вырабатывает и реактивную мощность. Ее можно использовать для регулирования выдаваемого напряжения в небольших пределах (т.е. это не основное средство регулирования напряжения в энергосистеме). Работает это таким образом. При перевозбуждении обмотки ротора, т.е. при повышении напряжения на роторе сверх номинала, «излишек» реактивной мощности выдается в энергосистему, а когда обмотку ротора недовозбуждают, то реактивная мощность потребляется генератором.

Таким образом, в переменном токе мы говорим о полной мощности (измеряется в вольт-амперах – ВА), которая равна корню квадратному от суммы активной (измеряется в ваттах – Вт) и реактивной (измеряется в вольт-амперах реактивных – ВАР) мощностях.

Вода в водохранилище служит для отведения тепла от конденсатора. Однако, часто для этих целей используют брызгальные бассейны

или градирни. Градирни бывают башенными Рис.8

или вентиляторными Рис.9

Градирни устроены почти так же как и , с тем лишь различием, что вода стекает по радиаторам, передает им тепло, а уже они охлаждаются нагнетаемым воздухом. При этом часть воды испаряется и уносится в атмосферу.
КПД такой электростанции не превышает 30%.

Б) Газотурбинная электростанция.

На газотурбинной электростанции турбогенератор приводится в движение не паром, а непосредственно газами, получаемыми при сгорании топлива. При этом можно использовать только природный газ, иначе турбина быстро выйдет из стоя из-за ее загрязнения продуктами горения. КПД на максимальной нагрузке 25-33%

Гораздо больший КПД (до 60%) можно получить, совмещая паровой и газовый циклы. Такие установки называются парогазовыми. В них вместо обычного котла установлен котел-утилизатор, не имеющий собственных горелок. Теплоту он получает от выхлопа газовой турбины. В настоящее время ПГУ активнейшим образом внедряются в нашу жизнь, но пока в России их немного.

В) Теплоэлектроцентрали (очень давно стали неотъемлемой частью крупных городов). Рис.11

ТЭЦ конструктивно устроена как конденсационная электростанция (КЭС). Особенность электростанции такого типа состоит в том, что она может вырабатывать одновременно как тепловую, так и электрическую энергию. В зависимости от вида паровой турбины, существуют различные способы отборы пара, которые позволяют забирать из нее пар с разными параметрами. При этом часть пара или полностью весь пар (зависит от типа турбины) поступает в сетевой подогреватель, отдает ему теплоту и конденсируется там. Теплофикационные турбины позволяют регулировать количество пара для тепловых или промышленных нужд что позволяет ТЭЦ работать в нескольких режимах по нагрузке:

тепловому - выработка электрической энергии полностью зависит от выработки пара для промышленных или теплофикационных нужд.

электрическому - электрическая нагрузка независима от тепловой. Кроме того, ТЭЦ могут работать и в полностью конденсационном режиме. Это может потребоваться, например, при резком дефиците активной мощности летом. Такой режим является невыгодным для ТЭЦ, т.к. значительно снижается КПД.

Одновременное производство электрической энергии и тепла (когенерация) – выгодный процесс, при котором КПД станции существенно повышается. Так, например, расчетный КПД КЭС составляет максимум 30%, а у ТЭЦ – около 80%. Плюс ко всему, когенерация позволяет уменьшить холостые тепловые выбросы, что положительно сказывается на экологии местности, в которой расположена ТЭЦ (по сравнению с тем, если бы тут была КЭС аналогичной мощности).

Рассмотрим подробнее паровую турбину.

К теплофикационным паровым турбинам относятся турбины с:

Противодавлением;

Регулируемым отбором пара;

Отбором и противодавлением.

Турбины с противодавлением работают с выхлопом пара не в конденсатор, как у КЭС, а в сетевой подогреватель, то есть весь пар, пошедший через турбину, идет на теплофикационные нужды. Конструкция таких турбин обладает существенным недостатком: график электрической нагрузки полностью зависит от графика тепловой нагрузки, то есть такие аппараты не могут принимать участия в оперативном регулировании частоты тока в энергосистеме.

В турбинах, имеющих регулируемый отбор пара, происходит его отбор в нужном количестве в промежуточных ступенях, при этом выбирают такие ступени для отбора пара, какие подходят в данном случае. Такой тип турбины обладает независимостью от тепловой нагрузки и регулирование выдаваемой активной мощности можно регулировать в больших пределах, чем у ТЭЦ с противодавлением.

Турбины с отбором и противодавлением совмещают в себе функции первых двух видов турбин.

Теплофикационные турбины ТЭЦ не всегда не способны за малый промежуток времени изменить тепловую нагрузку. Для покрытия пиков нагрузки,а иногда и для увеличения электрической мощности путем перевода турбин в конденсационный режим, на ТЭЦ устанавливают пиковые водогрейные котлы.

2) Атомные электростанции.

В России на настоящий момент существует 3 вида реакторных установок. Общий принцип их работы примерно похож на работу КЭС (в былые времена АЭС называли ГРЭС). Принципиальное различие состоит лишь в том, что тепловую энергию получают не в котлах на органическом топливе, а в ядерных реакторах.

Рассмотрим две самых распространенных типов реакторов в России.

1) Реактор РБМК .

Отличительная особенность этого реактора состоит в том, что пар для вращения турбины получают непосредственно в активной зоне реактора.

Активная зона РБМК. Рис.13

состоит из вертикальных графитовых колонн, в которых находятся продольные отверстия, с вставленными туда трубами из циркониевого сплава и нержавеющей стали. Графит выполняет роль замедлителя нейтронов. Все каналы делятся на топливные и каналы СУЗ (система управления и защиты). Они имеют разные контуры охлаждения. В топливные каналы вставляют кассету (ТВС – тепловыделяющую сборку) со стержнями (ТВЭЛ – тепловыделяющий элемент) внутри которых находятся урановые таблетки в герметичной оболочке. Понятно, что именно от них получают тепловую энергию, которая передается непрерывно циркулирующему снизу вверх теплоносителю под большим давлением – обычной, но очень хорошо очищенной от примесей воде.

Вода, проходя по топливным каналам, частично испаряется, пароводяная смесь поступает от всех отдельных топливных каналов в 2 барабан-сепаратора, где происходит отделение (сепарация) пара от воды. Вода снова уходит в реактор с помощью циркуляционных насосов (всего из 4 на петлю), а пар по паропроводам идет на 2 турбины. Затем пар конденсируется в конденсаторе, превращается в воду, которая снова идет в реактор.

Тепловой мощностью реактора управляют только с помощью стержней-поглотителей нейтронов из бора, которые перемещаются в каналах СУЗ. Вода, охлаждающая эти каналы идет сверху вниз.

Как вы могли заметить, я еще ни разу не сказал про корпус реактора. Дело в том, что фактически у РБМК нет корпуса. Активная зона про которую я вам сейчас рассказывал помещена в бетонную шахту, сверху она закрыта крышкой весом в 2000 тонн.

На приведенном рисунке видна верхняя биологическая защита реактора. Но не стоит ожидать, что приподняв один из блоков, можно будет увидеть желто-зеленое жерло активной зоны, нет. Сама крышка располагается значительно ниже, а над ней, в пространстве до верхней биологической защиты остается промежуток для коммуникаций каналов и полностью извлеченных стержней поглотителей.

Между графитовыми колоннами оставляют пространство для теплового расширения графита. В этом пространстве циркулирует смесь газов азота и гелия. По ее составу судят о герметичности топливных каналов. Активная зона РБМК рассчитана на разрыв не более 5 каналов, если разгерметизируется больше – произойдет отрыв крышки реактора и раскрытие остальных каналов. Такое развитие событий вызовет повторение Чернобыльской трагедии (тут я имею в виду не саму техногенную катастрофу, а ее последствия).

Рассмотрим плюсы РБМК:

—Благодаря поканальному регулированию тепловой мощности есть возможность менять топливные сборки, не останавливая реактор. Каждый день, обычно, меняют несколько сборок.

—Низкое давление в КМПЦ (контур многократной принудительной циркуляции), что способствует более мягкому протеканию аварий, связанных с его разгерметизацией.

—Отсутствие сложного в изготовлении корпуса реактора.

Рассмотрим минусы РБМК:

—В ходе эксплуатации были обнаружены многочисленные просчеты в геометрии активной зоны, устранить которые на действующих энергоблоках 1-го и 2-го поколений (Ленинград, Курск, Чернобыль, Смоленск) полностью не возможно. Энергоблоки РБМК 3-его поколения (он один – на 3 энергоблоке Смоленской АЭС) лишен этих недостатков.

—Реактор одноконтурный. То есть турбины вращает пар, полученный непосредственно в реакторе. А это значит, что он содержит радиоактивные компоненты. При разгерметизации турбины (а такое было на Чернобыльской АЭС в 1993 году) ее ремонт будет сильно усложнен, а, может быть, и невозможен.

—Срок службы реактора определяется сроком службы графита (30-40 лет). Затем наступает его деградация, проявляющаяся в его разбухании. Этот процесс уже вызывает серьезные опасения на старейшем энергоблоке РБМК Ленинград-1, построенном в 1973 году (ему уже 39 лет). Наиболее вероятный выход из ситуации – заглушение n-нного количества каналов для уменьшения теплового расширения графита.

—Графитовый замедлитель является горючим материалом.

—Ввиду огромного количества запорной арматуры, реактор сложен в управлении.

— На 1 и 2 поколениях существует неустойчивость при работе на малых мощностях.

В целом можно сказать, что РБМК – хороший реактор для своего времени. В настоящее время принято решение не строить энергоблоки с этим типом реакторов.

2) Реактор ВВЭР.

На смену РБМК в настоящее время приходит ВВЭР. Он обладает значительными плюсами по сравнению с РБМК.

Активная зона полностью находится в очень прочном корпусе, который изготавливают на заводе и привозят железнодорожным, а затем и автомобильным транспортом на строящийся энергоблок в полностью готовом виде. Замедлителем является чистая вода под давлением. Реактор состоит из 2-х контуров: вода первого контура под большим давлением охлаждает топливные сборки, передавая тепло 2-му контуру с помощью парогенератора (выполняет функцию теплообменника между 2-ми изолированными контурами). В нем вода второго контура кипит, превращается в пар и идет на турбину. В первом контуре вода не кипит, так как она находится под очень большим давлением. Отработанный пар конденсируется в конденсаторе и снова идет в парогенератор. Двухконтурная схема обладает значительными плюсами по сравнению с одноконтурной:

Пар, идущий на турбину не радиоктивен.

Мощностью реактора можно управлять не только стержнями-поглотителями, но и раствором борной кислоты, что делает реактор более устойчивым.

Элементы первого контура располагаются очень близко друг от друга, поэтому их можно поместить в общую защитную оболочку. При разрывах в первом контуре радиоактивные элементы попадут в гермооболочку и не выйдут в окружающую среду. Кроме того гермооболочка защищает реактор от внешнего воздействия (например от падения небольшого самолета или взрыва за периметром станции).

Реактор не сложен в управлении.

Имеются так же и минусы:

—В отличие от РБМК, топливо нельзя менять при работающем реакторе, т.к. оно находится в общем корпусе, а не в отдельных каналах, как в РБМК. Время перезагрузки топлива обычно совпадает со временем текущего ремонта, что уменьшает воздействие этого фактора на КИУМ (коэффициент используемой установленной мощности).

—Первый контур находится под большим давлением, что потенциально может вызвать больший масштаб аварии при разгерметизации, чем РБМК.

—Корпус реактора очень сложно перевезти с завода-изготовителя на стройплощадку АЭС.

Что же, работу тепловых электростанций мы рассмотрели, теперь рассмотрим работу

Принцип работы ГЭС достаточно прост. Цепь гидротехнических сооружений обеспечивает необходимый напор воды, поступающей на лопасти гидротурбины, которая приводит в действие генераторы, вырабатывающие электроэнергию.

Необходимый напор воды образуется посредством строительства плотины, и как следствие концентрации реки в определенном месте, или деривацией - естественным током воды. В некоторых случаях для получения необходимого напора воды используют совместно и плотину, и деривацию. ГЭС обладают очень высокой маневренностью вырабатываемой мощности, а также малой стоимостью вырабатываемой электроэнергии. Эта особенность ГЭС привела с созданию другого типа электростанции – ГАЭС. Такие станции способны аккумулировать вырабатываемую электроэнергию, и пускать её в ход в моменты пиковых нагрузок. Принцип работы таких электростанций следующий: в определенные периоды (обычно ночью), гидроагрегаты ГАЭС работают как насосы, потребляя электрическую энергию из энергосистемы, и закачивают воду в специально оборудованные верхние бассейны. Когда возникает потребность (в пики нагрузки), вода из них поступает в напорный трубопровод и приводит в действие турбины. ГАЭС выполняют исключительно важную функцию в энергосистеме (регулирование частоты), но они не получают широкого распространения у нас в стране, т.к. в итоге они потребляют больше мощности, чем выдают. То есть станция такого типа убыточна для владельца. Например, на Загорской ГАЭС мощность гидрогенераторов в генераторном режиме 1200 МВт, а в насосном – 1320 МВт. Однако такой тип станции наилучшем образом подходит для быстрого увеличения или уменьшения вырабатываемой мощности, поэтому их выгодно сооружать около, например, АЭС, так как последние работают в базовом режиме.

Мы с вами рассмотрели как именно производится электрическая энергия. Пора задать себе серьезный вопрос: «А какой тип станций наилучшем образом отвечает всем современным требованиям по надежности, экологичности, а кроме этого, еще и будет отличаться малой стоимостью энергии?» Каждый ответит на этот вопрос по-разному. Приведу свой список «лучших из лучших».

1) ТЭЦ на природном газе. КПД таких станций очень высок, высока и стоимость топлива, но природный газ – один из самых «чистых» видов топлива, а это очень важно для экологии города, в черте которых обычно и располагаются ТЭЦ.

2) ГЭС и ГАЭС. Преимущества над тепловыми станциями очевидно, так как этот тип станции не загрязняет атмосферу и производит самую «дешевую» энергию, которая плюс ко всему является возобновляемым ресурсом.

3) ПГУ на природном газе. Самый высокий КПД среди тепловых станций, а так же малое количество потребляемого топлива, позволит частично решить проблему теплового загрязнения биосферы и ограниченных запасов ископаемого топлива.

4) АЭС. В нормальном режиме работы АЭС выбрасывает в окружающую среду в 3-5 раз меньше радиоактивных веществ, чем тепловая станция той же мощности, поэтому частичное замещения тепловых электростанций атомными вполне оправдано.

5) ГРЭС. В настоящее время на таких станциях в качестве топлива используют природный газ. Это является абсолютно бессмысленным, так как с тем же успехов в топках ГРЭС можно утилизировать попутный нефтяной газ (ПНГ) или сжигать уголь, запасы которого огромны, по сравнению с запасами природного газа.

На этом я завершаю первую часть статьи.

Материал подготовил:
студент группы ЭС-11б ЮЗГУ Агибалов Сергей.

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА КЭС

На КЭС котлы и турбины соединяются в блоки: котел-турбина (моноблоки) или два котла-турбина (Дубль-блоки). Общая принципи­альная технологическая схема конденсационной тепловой электро­станции КЭС (ГРЗС) представлена на рис. 1.7.

К топке парового котла ПК (рис. 1.7) подводится топливо: газо­образное ГТ, жидкое ЖТ или твердое ТТ. Для хранения жидкого и твердого топлив имеется склад СТ. Образующиеся при сжигании топлива нагретые газы отдают тепло поверхностям котла, подогре­вают воду, находящуюся в котле, и перегревают образовавшийся в нем пар. Далее газы направляются в дымовую трубу Дт и выбрасы­ваются в атмосферу. Если на электростанции сжигается твердое топ­ливо, то газы до поступления в дымовую трубу проходят через золоуловители ЗУ в целях охраны окружающей среды (в основном атмосферы) от загрязнения. Пар, пройдя через пароперегреватель ПИ, идет по паропроводам в паровую турбину, которая имеет цилиндры высокого (ЦВД), среднего (ЦСД) и низкого (ЦНД) давлений. Пар из котла поступает в ЦВД, пройдя через который вновь направляет­ся в котел, а затем в промежуточный пароперегреватель ППП по «хо­лодной нитке» паропровода промежуточного перегрева. Пройдя про­межуточный пароперегреватель, пар вновь возвращается к турбине по «горячей нитке» паропровода промежуточного перегрева и поступает в ЦСД. Из ЦСД пар по пароперепускньш трубам направляется в ЦНД и выходит в конденсатор /(, где конденсируется.

Конденсатор охлаждается циркуляционной водой. Циркуляцион­ная зода подается в конденсатор циркуляционными насосами ЦН. При прямоточной схеме циркуляционного водоснабжения циркуля-циончзя вода забирается из водоема В (реки, моря, озера) и, вылдя из конденсатора, вновь возвращается в водоем. При оборотной схеме циркуляционного водоснабжения охлаждающая конденсатор вода на­правляется в охладитель циркуляционной воды (градирню, пруд-охладитель, брызгальный бассейн), охлаждается в охладителе и вновэ возвращается циркуляционными насосами в конденсатор. По­тери циркуляционной воды компенсируются путем подачи добавочной воды от ее источника.

В конденсаторе поддерживается вакуум и происходит конденса­ция пара. С помощью конденсатнык насосов К.Н конденсат направля­ется в деаэратор Д, где очищается от растворенных в нем газов, в частности от кислорода. Содержание кислорода в воде и в паре теп­лосиловых установок недопустимо, так как кислород агрессивно действует на металл трубопроводов и оборудования. Из деаэратора пи­тательная вода с помощью питательных насосов ПН направляется в паровой котел. Потери воды, возникающие в контуре котел-паро­провод-турбина-деаэратор котел, пополняются с помощью устройств водоподготовки ХВО (химводоочистки). Вода из устройств водоподготовки направляется для подпитки рабочего контура теплосиловой установки через деаэратор химочищенной воды ДХВ.

Находящийся на одном валу с паровой турбиной генератор Г вырабатывает электрический ток, который по выводам генератора направляется на ГРЭС, в большинстве случаев на повышающий транс­форматор ПТр. При этом напряжение электрического тока по­вышается и появляется возможность передачи электроэнергии на боль­шие расстояния по линиям передачи ЛЭП, присоединенным к повышающему распредустройству. Распредустройства высокого на­пряжения строятся главным образом открытого типа и называются открытыми распредустройствами (ОРУ). Электродвигатели механиз­мов ЭД, освещение электростанции и другие потребители собствен­ного расхода или собственных нужд питаются от трансформаторов ТрСР, присоединенных обычно на ГРЭС к выводам генераторов.

При работе тепловых электростанций на твердом топливе должны быть приняты меры по охране окружающей среды от загрязнения золой и шлаком. Шлак и зола на электростанциях, сжигающих твер­дое топливо, смываются водой, смешиваются с нею, образуя пульпу, и направляются на золошлакоотвалы ЗШО, в которых зола и шлаки выпадают из пульпы. «Осветленная> вода с помощью насосов освет­ленной воды НОВ или самотеком направляется на электростанцию для повторного использования.