3.1. Технология производства электроэнергии на тепловых электростанциях. Общие сведения
Тепловая электростанция (ТЭС) преобразует тепловую энергию органического топлива в электроэнергию. В качестве органического топлива используется уголь, природный газ и мазут. Мазут играет роль резервного топлива на случай перебоя снабжения станции газом. На долю угля приходится около 30% от общего расхода условного топлива, а основную долю составляют газ (65%) и мазут (5%).
Крупнейшие ТЭС России перечислены в табл. 3.1 в порядке убывания мощностей.
Таблица 3.1. Крупнейшие ТЭС России
|
ТЭС |
ОЭС |
Мощность, МВт |
Топливо |
|
Сургутская ГРЭС-2 |
Урал |
5600 |
газ |
|
Рефтинская ГРЭС |
Урал |
3800 |
уголь |
|
Костромская ГРЭС |
Центр |
3600 |
газ, мазут |
|
Сургутская ГРЭС-1 |
Урал |
3280 |
газ |
|
Рязанская ГРЭС |
Центр |
2650 |
уголь, газ, мазут |
|
Конаковская ГРЭС |
Центр |
2500 |
газ |
|
Ириклинская ГРЭС |
Урал |
2430 |
газ |
|
Пермская ГРЭС |
Урал |
2400 |
газ |
|
Ставропольская ГРЭС |
Юг |
2400 |
газ, мазут |
|
Новочеркасская ГРЭС |
Юг |
2112 |
уголь, газ, мазут |
|
Киришская ГРЭС |
Северо-Запад |
2100 |
газ, мазут |
|
Троицкая ГРЭС |
Урал |
2060 |
уголь |
Реже используется жидкое топливо, полученное при обработке нефтепродуктов. В виде исключения для сжигания на ТЭС используется торф, биомасса и отходы промышленного производства.
Тепловые электрические станции по мощности составляют 65% от всех электростанций России и разделяются на блоки на сверхкритических параметрах пара (300, 500, 800, 1200 МВт) и на блоки меньшей мощности на докритических параметрах пара.
Тепловые электростанции делятся на конденсационные электростанции (КЭС, или другое название ГРЭС) и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). На КЭС производится только электроэнергия, поэтому наиболее крупные КЭС находятся вблизи залежей полезных ископаемых органического топлива и необязательно вблизи крупных электропотребителей. Второе название КЭС – государственная районная электростанция – отражает значение крупной станции для народного хозяйства в масштабах региона страны. На ТЭЦ помимо электроэнергии производится тепловая энергия. Поэтому, для минимизации потерь тепловой энергии ТЭЦ строятся вблизи потребителей и имеют сравнительно небольшую мощность. Важно помнить, что ТЭЦ работают по графику теплового потребления и расположены в базисной части графика нагрузки.
Существуют также ТЭС смешанного типа, содержащих в себе и КЭС и ТЭЦ. Типичный пример – Киришская ГРЭС, работающая в ОЭС Северо-Запада. Установленная мощность составляет 1800 МВт (конденсационная часть) и 300 МВт (теплофикационная часть). КЭС Киришской ГРЭС ориентирована в основном на поставки электрической энергии и мощности на оптовый рынок электроэнергии (в энергосистему), а также используется для системного регулирования в ОЭС Северо-Запада. ТЭЦ Киришской ГРЭС ориентирована на поставки энергоресурсов в основном на локальный рынок и предназначена для обеспечения электрической и тепловой энергией города Кириши и Киришской промзоны, в том числе нефтеперерабатывающего завода.
По типу силовых установок ТЭС можно разделить на станции с паротурбинными установками (ПТУ), газотурбинными установками (ГТУ) и парогазовыми установками (ПГУ). Установка ПТУ подразумевает подачу водяного пара из котла на паровую турбину. В установке ГТУ жидкое или газообразное топливо сжигается в камере сгорания, а образовавшиеся горячие выхлопные газы поступают на лопатки специальной газовой турбины. ПГУ является комбинированной установкой, где совмещены два цикла – ГТУ и ПТУ.
3.2. Технология производства электроэнергии на тепловых электростанциях с паротурбинными установками
Принципиальная технологическая схема тепловой электрической станции с паротурбинными установками представлена на рис. 3.1.
На рис. 3.1. приняты следующие обозначения: ПН – питательный насос; БН – бустерный насос; КН1, КН2 – конденсатные насосы первой и второй ступеней; Д – деаэратор; ЦН – циркуляционный насос; ТП – турбопривод; СН – собственные нужды; М – электродвигатель; Г – генератор; Т – трансформатор; АТ – автотрансформатор; ЛЭП – линия электропередачи; РУ-ВН, РУ-СН – распределительное устройство высшего и среднего напряжения; ТСН, РТСН – рабочий и резервный трансформаторы собственных нужд; МРП – магистраль резервного питания.
Топливо, поступающее на ТЭС в виде угля, газа или мазута, проходит систему топливоприготовления и сжигается в топке парового котла, нагревая питательную воду до состояния пара. Пар подается на лопатки паровой турбины и приводит ее во вращение. На одном валу с турбиной находится ротор электрогенератора, который преобразует механическую энергию турбины в электроэнергию. Через генераторный токопровод электроэнергия поступает на распределительные устройства и далее в единую энергосистему, а также в систему собственных нужд станции.
|
|
Рис. 3.1. Принципиальная технологическая схема ТЭС |
Проходя через ступени турбины, пар увлажняется и охлаждается. Для восстановления характеристик пара предусматривается его промежуточный перегрев в котле после цилиндра высокого давления турбины.
Пройдя цилиндры высокого, среднего и низкого давления турбины, пар поступает в конденсатор, где охлаждается циркуляционной водой с помощью циркуляционных насосов (ЦН), расположенных на насосной станции технического водоснабжения. Циркуляционная вода берётся из водоема (при прямоточной схеме технического водоснабжения) или от градирни, из водоема-охладителя (при оборотной схеме).
Конденсатный насос (КН) подает воду из конденсатора к регенеративным подогревателям низкого давления (ПНД). В случае мощных энергоблоков питательная вода проходит через блочную обессоливающую установку (БОУ), в связи с чем устанавливается конденсатный насос первой ступени (КН1) до БОУ и конденсатный насос второй ступени (КН2) после БОУ.
Система регенерации тепла, включающая регенеративные подогреватели низкого и высокого давления предназначена для увеличения коэффициента полезного действия и повышения экономичности работы блока. При этом питательная вода греется в ПВД и ПНД за счет энергии пара из отборов турбины.
Из ПНД питательная вода попадает в деаэратор, где из неё удаляются примеси газов за счёт тепловой энергии пара промежуточного отбора турбины. Через деаэратор с помощью питательного насоса (ПН) с электрическим или паротурбинным приводом через подогреватели высокого давления (ПВД) питательная вода перекачивается в барабан котельного агрегата.
Для блоков малой единичной мощности (200 МВт и менее) для вращения питательного насоса применяется асинхронный электродвигатель напряжением 6 кВ.
Для блоков мощностью 300 МВт и более необходимы повышенные мощности и частоты вращения ПН. Поэтому на таких блоках питательный насос вращается за счет энергии турбопривода, на лопатки которого поступает пар отбора основной турбины. На блоках 500 МВт и более на одном валу с ПН вращается бустерный насос (БН).
Для сжигания топлива необходимо присутствие кислорода в камере сгорания. Кислород воздуха подается к горелкам котла с помощью дутьевых вентиляторов (ДВ) и вентиляторов горячего дутья (ВГД). Предварительно температура воздуха повышается в воздухоподогревателе.
Сгорая, кислород и топливо образуют дымовые газы, а также твердые частицы (шлак, зола). Дымовые газы проходят через экономайзеры и воздухоподогреватели концевых поверхностей нагрева, через золоуловители и электрофильтры. Далее дымовые газы дымососами удаляются в атмосферу через дымовую трубу. Зола из золоуловителей и шлак из котла подаются в систему шлакозолоудаления. Далее шлак и зола сбрасываются в золоотвалы, обычно с использованием системы гидрозолоудаления.
Технологические схемы пылеугольных и газомазутных ТЭС отличаются друг от друга топливным хозяйством и системой подготовки топлива.
Особенности технологических схем пылеугольных ТЭС определяются необходимостью размола твёрдого топлива до состояния пыли. Уголь в вагонах через весы поступает в разгрузочное устройство, из которого транспортерами направляется на угольный склад или в котельную. На пути в котельную уголь проходит через дробильную установку, затем подается в бункеры сырого угля котельной, а из них – в угольные мельницы. Угольная пыль из мельниц отсасывается мельничными вентиляторами (МВ), которыми подаются в топку котельного агрегата.
При сжигании твердого топлива образуются шлаки и зола, приводящие к загрязнению рабочих поверхностей и к повышенному износу теплового оборудования. Система удаления шлаков и золы выполняется, как правило, гидравлической и включает в себя:
- шламовые насосы для удаления золы;
- багерные насосы для удаления шлака;
- смывные и сливные насосы для транспортирования пульпы.
Особенности технологических схем газомазутных ТЭС определяются спецификой подачи топлива к горелкам котла. Тип приемного устройства топливного хозяйства электростанции, работающей на жидком топливе (мазуте), определяется способом доставки топлива.
При расположении электростанции в достаточной близости от нефтеперегонного завода подача топлива обычно осуществляется мазутопроводами. В этом случае приемное устройство представляет собой распределительный узел, состоящий из коллекторов и задвижек, позволяющих подать топливо в баки для хранения или непосредственно в расходные баки котельной.
При расположении электростанции на большом расстоянии от нефтеснабжающих баз подача топлива осуществляется железнодорожным или водным транспортом. Приемное устройство электростанции, получающей жидкое топливо по железной дороге, состоит из подъездных путей и открытых лотков, по которым топливо из цистерн самотеком поступает в приемные подземные баки. Для обеспечения достаточной подвижности мазута осуществляют подогрев его паром от системы паропроводов, от которых гибкими стальными шлангами пар можно подать непосредственно в цистерны с застывшим мазутом. Для подачи топлива в котельную предназначены насосные станции. Подача топлива от насосной к котельной осуществляется системой трубопроводов.
На электростанциях, использующих газообразное топливо, сжигают главным образом природный и реже коксовый газ. Газ может использоваться как дополнительное топливо к твердому топливу для повышения устойчивости горения в топочной камере. Поэтому газовое топливное хозяйство обычно ограничено только газопроводом, а газохранилище на них отсутствует. Газопровод заканчивается коллектором у котла с ответвлением от него труб к горелкам.
Состав механизмов собственных нужд газомазутных электростанций отличается от состава механизмов пылеугольных ТЭС отсутствием оборудования пылеприготовления (мельницы, дробилки, конвейеры, мельничные вентиляторы) и багерных насосов системы гидрозолоудаления.
Более детальная схема ТЭС с ПТУ показана на рис. 3.2 и отражает технологию производства электроэнергии на блоке сверхкритического давления (СКД). На данной схеме указаны давления и температуры пара и воды. В нижней части рис. 3.2 изображена надстройка, позволяющая выдавать потребителю тепловую энергию. При наличии данной надстройки тепловая электростанция называется теплоэлектроцентралью (ТЭЦ). Надстройка состоит из верхнего и нижнего сетевых подогревателей, охладителей дренажа и сетевого насоса.
Рис. 3.2. Технологическая схема энергоблока на СКД.
К – котел; ПП – пароперегреватели; СК – стопорный клапан; РК – регулирующий клапан; ЦВД, ЦНД – цилиндры высокого и низкого давлений турбины; ЭГ – электрогенератор трехфазный синхронный; КН1, КН2 – конденсатные насосы первой и второй ступеней; БОУ – блочная обессоливающая установка; ЦН – циркуляционный насос турбины; РПНД, РПВД – регенеративные подогреватели низкого и высокого давлений; ТП – турбопривод; КНТП – конденсатный насос турбопривода; Д – деаэратор; ПН – питательный насос; БН – бустерный насос; ВСП, НСП – верхний и нижний сетевые подогреватели; ОД – охладитель дренажей; СН – сетевой насос.
Горячая сетевая вода, уходящая в систему теплоснабжения к потребителю, нагревается в сетевых подогревателях за счёт пара, который отбирается из цилиндра среднего давления турбины. Пройдя через сетевые подогреватели, пар охлаждается до состояния воды (дренажа), которая транспортируется обратно в замкнутый цикл. Циркуляция сетевой воды происходит благодаря сетевому насосу.
3.3. Технология производства электроэнергии на тепловых электростанциях с газотурбинными установками
В установке ГТУ горячие выхлопные газы, образовавшиеся в камере сгорания, поступают на лопатки газовой турбины, на валу которой находится ротор синхронного генератора – рис. 3.3. Камера сгорания в цикле ГТУ является аналогом котла в цикле ПТУ. Принципиальное отличие состоит в том, что камера сгорания является неотъемлемой частью ГТУ. Это обстоятельство позволяет выполнять ГТУ более компактной, чем ПТУ.
Рис. 3.3. Технология производства электроэнергии на ТЭС с ГТУ
ЭГ – электрогенератор; ГТ – газовая турбина; К – компрессор; КС – камера сгорания
Особенность ГТУ является большой требуемый объем нагнетаемого воздуха (примерно в 100 раз больший, чем объём топлива). На одном валу с газовой турбиной и генератором находится компрессор, подающий воздух из атмосферы в камеру сгорания. Компрессор цикла ГТУ выполняет такую же функцию, что и дутьевой вентилятор в цикле ПТУ. Различие состоит в способе привода: компрессор вращается за счет турбины, а дутьевой вентилятор – с помощью асинхронного электродвигателя. Это объясняется тем, что компрессор имеет гораздо бóльшую мощность, чем дутьевой вентилятор. Мощность компрессора составляет примерно половину вырабатываемой мощности газовой турбины. На такую мощность асинхронные электродвигатели не рассчитаны.
Обычно поток воздуха, идущий из компрессора, разделяется на два потока. Первый поток направляется к горелочным устройствам, куда также подается топливо (газ или жидкое топливо).
За компрессором температура воздуха составляет (300…350) °С. При сжигании топлива образуются продукты сгорания высокой температуры. К ним подмешивается относительно холодный воздух второго потока с тем, чтобы получить рабочие газы с допустимой для деталей газовой турбины температурой.
Продукты сгорания приобретают весьма высокую температуру. После подмешивания вторичного воздуха на выходе из камеры сгорания она несколько снижается, но достигает тем не менее, в типичных современных ГТУ (1350…1400) °С.
Давление в тракте ГТУ не превышает (1,3…1,7) МПа. Это еще одно серьезное отличие ГТУ от паровой турбины, в которой давление пара больше, чем давление газов в ГТУ в 10—15 раз.
Малое давление рабочей среды обусловливает малую толщину стенок корпусов и легкость их прогрева. Именно это делает ГТУ очень маневренной, т.е. способной к быстрым пускам и остановкам. Если для пуска паровой турбины в зависимости от ее начального температурного состояния требуется от одного до нескольких часов, то ГТУ может быть введена в работу за (10…15) мин.
Поскольку топливо должно поступать в камеру сгорания, где давление (1,3…1,7) МПа, то давление газа должно быть большим. Для возможности регулирования его расхода в камеру сгорания требуется давление газа примерно вдвое больше, чем давление в камере. Если в подводящем газопроводе имеется такое давление, то газ подается в камеру сгорания прямо с газораспределительного пункта (ГРП). Если давление газа недостаточное, то между ГРП и камерой устанавливают дожимной газовый компрессор.
При автономной работе ГТУ ее КПД невелик: для типичных ГТУ он составляет (34…38) %, т. е. существенно меньше, чем КПД ПТУ (38…43) %.
Как уже было сказано, газотурбинная установка при прочих равных условиях гораздо компактнее паротурбинной. С чем это связано? Прежде всего в камере сгорания ГТУ поддерживается высокое давление – в 13…17 раз большее, чем атмосферное. В котле ПТУ горение происходит при атмосферном давлении и соответственно объем образующихся горячих газов оказывается в 13…17 раз больше. Далее, в ГТУ процесс расширения газов происходит в газовой турбине, состоящей всего из 3…5 ступеней, в то время как паровая турбина, имеющая такую же мощность, состоит из 3…4 цилиндров, заключающих 25…30 ступеней. Даже с учетом и камеры сгорания, и воздушного компрессора, ГТУ мощностью 150 МВт имеет длину (8…12) м, а длина паровой турбины такой же мощности при трехцилиндровом исполнении в 1,5 раза больше. При этом для паровой турбины кроме котла необходимо предусмотреть установку конденсатора с циркуляционными и конденсатными насосами, систему регенерации из 7…9 подогревателей, питательные турбонасосы, деаэратор. Как следствие, ГТУ может быть установлена на нулевой отметке машинного зала, а ПТУ требует рамного фундамента высотой (9…16) м с размещением паровой турбины на верхней фундаментной плите и вспомогательного оборудования – в конденсационном помещении.
Итак, в отличие от ПТУ, цикл ГТУ является разомкнутым – рабочее тело после расширения в турбине не возвращается в цикл. После расширения в газовой турбине выхлопные газы выбрасываются в дымовую трубу и в атмосферу, унося с собой значительное количество недоиспользованной теплоты. В связи с этим блоки ГТУ не отличаются высокой экономичностью. Для того, чтобы использовать данную энергию, можно уходящие газы сбрасывать в специальный котел вместо органического топлива. Получившаяся комбинированная схема носит название парогазовой установки.
3.4. Технология производства электроэнергии на тепловых электростанциях с парогазовыми установками
Как сказано выше, тепловую энергию уходящих газов цикла ГТУ можно утилизировать в цикле ПТУ, повысив тем самым коэффициент полезного действия электростанции. Поступая в котёл-утилизатор, уходящие газы нагревают питательную воду цикла ПТУ и только после этого при сниженной температуре выбрасываются в атмосферу.
Технологию производства электроэнергии на ТЭЦ рассмотрим на примере Северо-Западной ТЭЦ г. Санкт-Петербурга – рис. 3.4. Станция состоит из четырех энергоблоков ПГУ-450Т. В состав каждого энергоблока входят две газовые турбины фирмы Siemens с генераторами ТФГ-160-2У3 производства АО «Электросила», два вертикальных котла-утилизатора П-90 двух давлений производства АО «Подольский машиностроительный завод», теплофикационной паротурбинной установки Т-150-7,7 производства АО «ЛМЗ» с генератором ТФП-160-2У3 производства АО «Электросила» – рис. 3.4.
|
|
Рис. 3.4. Технологическая схема парогазового энергоблока ПГУ-450. Ф1, Ф2 – воздушные фильтры; К1, К2 – компрессоры ГТУ; ГТ1, ГТ2 – газовые турбины; КС1, КС2 – камеры сгорания; ЧВД, ЧСД – части высокого и среднего давлений; ВЭ – водяной экономайзер; Д – деаэратор; ПЭН-ВД, ПЭН-НД – питательные насосы высокого и низкого давлений; КН1, КН2 – конденсатные насосы первой и второй ступеней; БОУ – блочная обессоливающая установка; ЦН – циркуляционный насос турбины; ЦВД, ЦНД – цилиндры высокого и низкого давлений турбины. |
В состав каждого блока входят два котла-утилизатора для выработки пара двух давлений: высокого и низкого и горячей воды с использованием тепла выхлопных газов, поступающих в котел-утилизатор за счет выхлопа газовой турбины.
Технические показатели котла-утилизатора: паропроизводительность контура: высокого давления 242 т/час; низкого давления 56 т/час; давление пара высокого давления 8,0 МПа; низкого давления 0,65 МПа.
Паровая теплофикационная турбина Т-150-7,7 представляет одновальный двухцилиндровый агрегат с четырьмя регулируемыми отборами пара и предназначена для привода генератора ТФП-160-2У3 и для отпуска тепла на нужды теплофикации.
3.5. Технология производства электроэнергии на атомных электростанциях. Общие сведения
В настоящее время в России эксплуатируется 10 атомных электростанций (табл. 3.2). Выработка электроэнергии на АЭС России составляет около 15% в общей структуре производства электроэнергии.
Таблица 3.2. АЭС России
|
АЭС |
Ректоры |
|
Кольская Нововоронежская |
4хВВЭР-440 2хВВЭР-440 + 1хВВЭР-1000 |
|
Балаковская Ростовская Калининская |
4хВВЭР-1000 2хВВЭР-1000 3хВВЭР-1000 |
|
Курская Ленинградская Смоленская |
4хРБМК-1000 4хРБМК-1000 3хРБМК-1000 |
|
Белоярская |
1хБН-600 |
|
Билибинская |
4хЭГП-6; Nэл = 4х12 = 48 МВт |
Ядерное топливо обладает весьма высокой теплотворной способностью – 1 кг урана-235 заменяет 2900 т угля.
В отечественной энергетике получили распространение ядерные реакторы типов РБМК, ВВЭР и БН. Реактор малой мощности ЭГП используется в виде исключения.
По сути атомная электростанция с реактором любого типа включает в себя цикл ПТУ, где вместо котла выступает промежуточный элемент, в который вместо органического топлива подается жидкий теплоноситель, нагретый за счет ядерной энергии. В зависимости от типа реактора, данный элемент имеет различные конструкцию и наименование. В зависимости от количества ступеней передачи тепла различают 1-, 2- и 3-контурные схемы АЭС. В любом случае первый контур включает в себя ядерный реактор, в котором происходит передача тепла от ядерного топлива к жидкому теплоносителю.
Характерной особенностью АЭС является наличие остаточных тепловыделений в активной зоне после срабатывания аварийной защиты. Эти тепловыделения обусловлены наличием запаздывающих нейтронов, радиоактивным распадом осколков деления, накопившихся в процессе работы реактора, и энергией, аккумулированной в ядерном горючем, теплоносителе, замедлителе и в элементах конструкции. После любой остановки АЭС, плановой или аварийной, нужно обеспечить непрерывную циркуляцию теплоносителя через активную зону для отвода энергии остаточных тепловыделений, а также работу теплообменных устройств для передачи энергии от теплоносителя в окружающую среду.
В соответствии со сказанным условимся называть расхолаживанием с аварийным обесточиванием процесс отвода остаточных тепловыделений от аварийно остановленного реактора при полном исчезновении напряжения в системе СН, подключенных к генераторам АЭС и к сети энергосистемы.
Режим расхолаживания с обесточиванием не обязательно является следствием аварии в электрической части АЭС: он может возникнуть, например, в результате тяжелой системной аварии, сопровождающейся разделением энергосистемы на несинхронно работающие части, отключением агрегатов на электростанциях, в том числе и на рассматриваемой АЭС. Наиболее тяжелым для АЭС является совпадение во времени аварийного обесточивания с так называемой максимальной проектной аварией (МПА). В этом режиме происходит разуплотнение реакторного контура и необходима работа всего комплекса защитных и локализующих устройств и автономных источников электроснабжения.
На ТЭС, благодаря отсутствию остаточных тепловыделений, после аварийной остановки блока основная проблема заключается в обеспечении сохранности вращающегося технологического оборудования, что даже в условиях аварийного обесточивания сравнительно легко осуществляется с помощью аккумуляторной батареи и электродвигателей постоянного тока.
3.6. Технология производства электроэнергии на атомных электростанциях с реакторами ВВЭР
По принципу работы реактор ВВЭР является ядерным энергетическим реактором корпусного типа на тепловых нейтронах с обычной водой в качестве теплоносителя и замедлителя.
В реакторе топливо в виде цилиндрических стержней, расположенных в определенной периодической последовательности, выделено в пространстве так, что создает основу решетки активной зоны. Корпусный ядерный реактор – такой реактор, активная зона которого находится в корпусе, способном выдержать давление теплоносителя и тепловые нагрузки. Высокое давление теплоносителя в корпусных реакторах требует наличия прочного толстостенного стального корпуса. Тепловые (медленные) нейтроны – нейтроны с энергией до 0,5 эВ.
Упрощенная технологическая схема производства электроэнергии с использованием реакторов ВВЭР показана на рис. 3.5.
Реакторная установка с ВВЭР-1000 включает в себя:
главный циркуляционный контур;
систему компенсации давления;
систему управления и защиты реактора (СУЗ);
систему аварийного охлаждения зоны (САОЗ).
Рис. 3.5. Технологическая схема АЭС с реакторами ВВЭР
В состав первого контура входят реактор и четыре циркуляционных петли, каждая из которых включает горизонтальный парогенератор, главный циркуляционный насос (ГЦН) и главный циркуляционный трубопровод диаметром 850 мм.
Ядерное топливо находится в тепловыделяющих сборках, которые включают в себя:
пучок тепловыделяющих элементов (твэл);
направляющие каналы для стержней регулирования СУЗ;
канал для датчика замера энерговыделения;
полую центральную трубку.
Каждый твэл – это циркониевый цилиндр, заполненный таблетками двуокиси урана. В реакторах ВВЭР преимущественно используется уран U-235.
Энергия деления ядерного топлива в активной зоне реактора отводится теплоносителем (водой), прокачиваемым через нее главными циркуляционными насосами. Вода первого (реакторного) контура находится под повышенным давлением, так что несмотря на ее высокую температуру (293°С на выходе и 267°С на входе в реактор) ее закипания не происходит. Из реактора теплоноситель по главным циркуляционным трубопроводам поступает в парогенераторы, где отдает тепло воде второго контура и затем главными циркуляционными насосами возвращается в реактор. Вода второго контура находится под обычным давлением, поэтому в парогенераторе она превращается в пар. Вырабатываемый во втором контуре парогенератора сухой насыщенный пар поступает на турбины турбогенератора. Второй контур ядерной установки АЭС является нерадиоактивным.
Технология производства электроэнергии во втором контуре АЭС аналогична работе ТЭС. Роль котла тепловой электростанции выполняет парогенератор атомной электростанции.
Регулирование мощности реактора осуществляется перемещением в активной зоне специальных поглощающих стержней, подвешенных на траверсах и входящих в систему СУЗ. Для быстрого прекращения ядерной реакции (в режиме АЗ – аварийная защита) электромагнитный привод СУЗ обесточивается, защелки открываются, а стержни под действием собственной тяжести свободно падают в активную зону.
Так как первый контур реактора ВВЭР замкнут, то существует задача регулирования (компенсации) давления при изменении температуры в контуре. Для поддержания давления в контуре при номинальных режимах и ограничения колебаний давления в переходных и аварийных режимах служит компенсатор давления.
Компенсатор давления представляет собой сосуд высокого давления со встроенными блоками электронагревателей. В рабочем состоянии компенсатор заполнен водой и паром. Давление в компенсаторе создается и поддерживается с помощью регулируемого подогрева воды, осуществляемого электронагревателями. Для предотвращения повышения давления в контуре выше расчетного в переходных и аварийных режимах, сопровождающихся быстрым ростом давления, в компенсаторе предусмотрена система впрыска воды в паровое пространство. При этом достигается быстрое снижение давления в контуре за счет конденсации пара в паровом пространстве.
Система САОЗ предназначена для обеспечения экстренного залива активной зоны реактора необходимым количеством теплоносителя в первый момент аварийной ситуации, связанной с большой течью теплоносителя из первого контура – вплоть до максимальной проектной аварии.
САОЗ состоит из двух узлов: пассивного и активного.
Пассивный узел предназначен для первоначального быстрого залива активной зоны водой с добавкой борной кислоты при разрыве трубопровода первого контура, который приводит к быстрому падению давления и обезвоживанию активной зоны. Емкость САОЗ – расположенный вертикально сосуд высокого давления, заполненнй водой, борной кислотой и азотом.
Активный узел САОЗ состоит из двух независимых контуров: аварийного расхолаживания и аварийного впрыска бора. Контур аварийного расхолаживания реактора охлаждает реактор после отработки пассивного узла САОЗ. Кроме того, этот контур используется для планового расхолаживания реактора. Контур аварийного впрыска бора предназначен для создания и поддержания подкритичности активной зоны, а также подпитки при аварийном расхолаживании. В его состав входят насосы аварийного впрыска бора, бак запаса концентрированного раствора бора, трубопроводы и арматура.
При проектировании АЭС вводится понятие максимальной проектной аварии, для которой техническим проектом предусмотрено обеспечение радиационной безопасности персонала и населения. Максимальная проектная авария, на которую рассчитана система аварийного охлаждения зоны, – мгновенный поперечный разрыв главного циркуляционного трубопровода.
В процессе эксплуатации АЭС, урановое топливо в твэлах выгорает, что обуславливает необходимость их перезагрузки. Кампания топлива – время работы топлива в пересчете на полную мощность реактора, в течение которого топливо находится в реакторе – составляет для реакторов ВВЭР 3-5 лет. На АЭС с ВВЭР перегрузка ядерного топлива осуществляется только при остановленных реакторах. На ВВЭР-1000 зона выдержки отработавших сборок размещена вблизи зоны реактора. Тепловыделяющая сборка, извлеченная манипулятором из активной зоны реактора, поступает под слоем воды к шлюзу, соединяющему зону реактора с бассейном выдержки, в котором сборка устанавливается в стеллажи. Затем манипулятор извлекает свежую сборку из стеллажей, расположенных рядом, и перемещает ее к активной зоне реактора.
Для безопасности реактора большое значение имеет такой параметр, как коэффициент реактивности, который показывает, как изменение того или иного другого параметра реактора повлияет на интенсивность цепной реакции в нем. Если этот коэффициент положительный, то при увеличении параметра, по которому приводится коэффициент, цепная реакция в реакторе при отсутствии каких-либо других воздействий будет нарастать и в конце станет возможным переход ее в неуправляемую и каскадно нарастающую – произойдет разгон реактора. При разгоне реактора происходит интенсивное тепловыделение, приводящее к расплавлению тепловыделителей, стеканию их расплава в нижнюю часть активной зоны, что может привести к разрушению корпуса реактора и выбросу радиоактивных веществ в окружающую среду.
Реактор ВВЭР имеет отрицательный коэффициент по пару, температуре теплоносителя и его плотности. То есть при появлении в активной зоне пара или при повышении температуры теплоносителя, приводящего к снижению его плотности, падает количество столкновений нейтронов с атомами молекул теплоносителя, уменьшается замедление нейтронов, вследствие чего все они уходят за пределы активной зоны, не реагируя с другими ядрами. Реактор останавливается.
Таким образом, реактор ВВЭР обладает важным свойством саморегулирования.
3.7. Технология производства электроэнергии на атомных электростанциях с реакторами РБМК
Реактор РБМК – ядерный канальный водографитовый реактор на тепловых нейтронах. Канальный ядерный реактор – реактор, в активной зоне которого топливо и циркулирующий теплоноситель содержатся в отдельных герметичных технологических каналах, способных выдержать высокое давление теплоносителя. В отличие от ВВЭР, в реакторах РБМК давление держится не корпусом реактора, а независимо каждым каналом.
Основным теплоносителем в реакторе РБМК является вода, а замедлителем нейтронов – графитовая кладка реактора. Упрощенная технологическая схема производства электроэнергии с использованием реакторов РБМК показана на рис. 3.6.
Рис. 3.6. Технологическая схема АЭС с реакторами РБМК
Технологические процессы производства электроэнергии на АЭС с реакторами ВВЭР и РБМК во многом похожи, поэтому далее рассмотрим лишь принципиальные отличительные особенности РБМК по сравнению с ВВЭР.
Реактор РБМК – одноконтурный, с кипением теплоносителя в каналах и прямой подачей насыщенного радиоактивного пара в турбины. Реактор РБМК требует меньшего обогащения топлива и обладает лучшими возможностями по наработке делящегося материала (плутония).
В отличие от реакторов ВВЭР, в активной зоне РБМК происходит кипение – из реактора поступает пароводяная смесь, которая, проходя через барабан-сепаратор, делится на воду, возвращающуюся на вход реактора, и пар, который идет непосредственно на турбину.
Таким образом, образуется контур многократной принудительной циркуляции. Основное движение воды в нем обеспечивается главными циркуляционными насосами. Вследствие отсутствия второго контура, у РБМК больше радиационные выбросы в атмосферу в течение эксплуатации, чем у ВВЭР.
В то время, как в реакторе ВВЭР коэффициент реактивности по пару, по температуре и плотности теплоносителя, отрицательный, аналогичные коэффициенты для реактора РБМК положительны. Другими словами, при вскипании воды или повышении ее температуры, приводящее к снижению ее плотности, уходит ее нейтронопоглощающее действие. В реакторе нарастает цепная реакция и он разгоняется, что, в свою очередь, приводит к дальнейшему повышению температуры воды и ее вскипанию.
Следовательно, при возникновении нештатных ситуаций работы реактора, сопровождающихся его разгоном, реактор ВВЭР заглохнет, а реактор РБМК продолжит разгон с нарастающей интенсивностью, что может привести к очень интенсивному тепловыделению, результатом которого будет расплавление активной зоны реактора. Данное последствие очень опасно, так как при контакте расплавленных циркониевых оболочек с водой происходит разложение ее на водород и кислород, образующих гремучий газ, при взрыве которого неизбежно разрушение активной зоны и выброс радиоактивных топлива и графита в окружающую среду. Поэтому в реакторе РБМК очень важна роль защитных систем, которые будут или предотвращать разгон реактора, или экстренно его охлаждать в случае разгона. Современные реакторы типа РБМК оборудованы достаточно эффективными подобными системами, практически сводящими на нет риск развития аварии.
Отличительной особенностью РБМК является возможность перезагрузки топливных кассет без остановки реактора при номинальной мощности. Это штатная операция и производится она практически ежедневно с помощью специальной разгрузочно-загрузочной машины. Поэтому РБМК имеет непрерывный эксплуатационный цикл.
3.8. Технология производства электроэнергии на атомных электростанциях с реакторами БН
Реактор БН – ядерный энергетический реактор корпусного типа на быстрых нейтронах. Упрощенная технологическая схема производства электроэнергии с использованием реакторов БН показана на рис. 3.7.
Рис. 3.7. Технологическая схема АЭС с реакторами БН
БН является реактором-размножителем – в отличие от РБМК и ВВЭР, в быстронейтронном реакторе осуществляется не потребление, а расширенное воспроизводство ядерного топлива. Быстрые нейтроны воздействуют на уран U-238 и превращают его в плутоний, который может впоследствии использоваться на АЭС в качестве ядерного горючего.
В реакторах БН замедлитель отсутствует. Теплоносителем первого и второго контуров является натрий. Теплоноситель третьего контура – вода и пар. При проектировании реакторов БН предусмотрена потенциальная опасность контакта жидкого радиоактивного натрия с нерадиоактивной питательной водой и паром, когда происходит бурная химическая реакция. Чтобы избежать этого, выполняют второй (промежуточный) контур с жидким нерадиоактивным натрием. В отличие от реакторов ВВЭР и РБМК, где главные циркуляционные насосы прокачивают теплоноситель через один реакторный контур, для эксплуатации быстронейтронных реакторов применяют ГЦН первого и второго контуров (ГЦН-1 и ГЦН-2). Нагретый до 550°С в активной зоне реактора натрий поступает в промежуточные теплообменники, где подогревает натрий второго контура до 520°С, и, охладившись, с помощью ГЦН-1 возвращается в реактор. Натрий второго контура при помощи ГЦН-2 после теплообменника направляется в парогенератор, в котором генерирует и перегревает пар третьего контура. Для исключения возможности протечек радиоактивного натрия первого контура, в случае течи внутри теплообменника, натрий второго контура находится под бóльшим давлением, чем натрий первого контура.
Ядерный реактор БН выполнен с особой компоновкой оборудования, при которой активная зона и оборудование первого контура (ГЦН и промежуточные теплообменники) размещены в корпусе реактора.
Использование натриевого теплоносителя обусловило применение ряда таких специальных систем, как:
электрообогрев оборудования и трубопроводов;
электромагнитные насосы;
фильтры-ловушки очистки натрия;
диагностика протечек воды в натрий;
локализация продуктов взаимодействия натрия с водой при межконтурных неплотностях парогенератора;
пожаротушение натрия;
отмывка оборудования и ТВС от натрия.
Главное преимущество реакторов на быстрых нейтронах состоит в том, что они открывают возможность использования не делящихся в реакторах на тепловых нейтронах изотопов тяжелых элементов. В топливный цикл могут быть вовлечены запасы урана U238 и тория Th232, которых в природе значительно больше, чем U235 – основного горючего для реакторов на тепловых нейтронах. В том числе может быть использован и так называемый «отвальный» уран, оставшийся после обогащения ядерного горючего U235.
3.9. Технология выработки электроэнергии на АЭС с реакторами ЭГП
Реактор ЭГП – водно-графитовый реактор канального типа малой мощности. По принципу работы этот реактор является аналогом РБМК, но с гораздо меньшей мощностью – 12 МВт.
Низкая энергонапряженность твэл в активной зоне реакторов ЭГП обеспечивает их высокую надежность и практически полное отсутствие в составе выбросов продуктов деления ядерного топлива.
Реакторы ЭГП проектировались специально для климатических условий Крайнего Севера. При их создании учитывались:
наличие вечной мерзлоты;
необходимость работы в изолированной энергосистеме;
необходимость комбинированного источника электро- и тепловой энергии.
По последней причине реакторы ЭГП входят в состав АТЭЦ – атомной теплоэлектроцентрали.
По сравнению с остальными ядерными реакторами, технологическая схема АТЭЦ с реакторами ЭГП имеет следующие отличия:
вместо ГЦН используются эжекторные насосы;
вместо конденсатора, охлаждаемого циркуляционной водой, применяются воздушно-конденсационные установки с вентиляторами.
3.10. Технология производства электроэнергии на гидравлических и гидроаккумулирующих электростанциях
Доля ГЭС по мощности электростанций России составляет около 20%.
Крупнейшие ГЭС и ГАЭС России перечислены в табл. 3.3 в порядке убывания установленной мощности.
Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) являются промышленными установками для аккумулирования электроэнергии. За счет этого сглаживаются графики нагрузки.
Верхний бассейн ГАЭС заполняется водой из нижнего бассейна в часы минимума нагрузки энергосистемы (ночью). Источником энергии, требуемой для подъёма воды, является энергосистема. В этом случае насос-турбина работает в режиме насоса, а двигатель-генератор – в режиме двигателя, который потребляет электроэнергию от сети. В период минимума нагрузок электроэнергия является наиболее дешёвой.
И наоборот, в часы максимума нагрузки энергосистемы (днём) ГАЭС работает как обычная ГЭС. Вода поступает обратно в нижний бьеф. При этом насос-турбина работает в режиме турбины, а двигатель-генератор – в режиме генератора, который выдаёт электроэнергию в сеть.
Таблица 3.3. Крупнейшие ГЭС и АЭС России
|
ГЭС (ГАЭС) |
Река |
ОЭС |
Тип ГЭС |
Мощность, МВт |
|
Саяно-Шушенская1 |
Енисей |
Сибирь |
плотинная |
10х640 = 6400 |
|
Красноярская |
Енисей |
Сибирь |
плотинная |
12х500 = 6000 |
|
Братская |
Ангара |
Сибирь |
плотинная |
18х250 = 4500 |
|
Усть-Илимская |
Ангара |
Сибирь |
плотинно-деривационная |
16х240 = 3840 |
|
Богучанская2 |
Ангара |
Сибирь |
плотинная |
3000 |
|
Волжская |
Волга |
Юг |
русловая |
22х115 = 2530 |
|
Жигулёвская |
Волга |
Средняя Волга |
плотинно-русловая |
16х115 + + 4х120 = = 2320 |
|
Бурейская |
Бурея |
Восток |
плотинная |
6х335 = 2010 |
|
Чебоксарская |
Волга |
Средняя Волга |
русловая |
1400 |
|
Саратовская |
Волга |
Средняя Волга |
плотинно-русловая |
1360 |
|
Зейская |
Зея |
Восток |
плотинная |
1330 |
|
Нижнекамская |
Кама |
Средняя Волга |
плотинно-русловая |
1250 |
|
Загорская3 |
Кунья |
Центр |
– |
1200/1320 |
|
Ленинградская3 |
Шапша |
Северо-Запад |
– |
1560/1760 |
|
Воткинская |
Кама |
Урал |
плотинно-русловая |
1020 |
|
Чиркейская |
Сулак |
Юг |
плотинно-деривационная |
1000 |
Примечания:
1) до аварии 17.08.2009;
2) на стадии строительства;
3) ГАЭС.
С точки зрения энергетического баланса ГАЭС является затратным энергообъектом: потребление электроэнергии из энергосистемы происходит в бóльших объёмах, чем выработка. С точки зрения экономических соображений ГАЭС является прибыльной за счёт разницы цен в дневной и ночной периоды.
Наиболее целесообразной схемой для ГАЭС является двухмашинный обратимый агрегат, состоящий из насос-турбины и синхронного двигателя-генератора [1].
При определении экономичности производства электроэнергии в схемах ГАЭС необходимо учитывать насосный и генераторный режимы, а также, за счет какого источника (АЭС или КЭС) осуществляется насосный режим.
Гидроэлектростанции характеризуются более простым технологическим циклом производства электроэнергии. Вода, находящаяся в верхнем бьефе, поступает на лопасти турбины, которые приходят во вращение. Механическая энергия, таким образом, передается на гидрогенератор, который вырабатывает электроэнергию.
Гидроэлектрические станции разделяются в зависимости от принципа использования гидроресурсов.
1. Русловые и приплотинные ГЭС. Напор воды в них создается посредством установки плотины, полностью перегораживающей реку, или поднимающей уровень воды в ней на необходимую отметку. Такие гидроэлектростанции строят на многоводных равнинных реках, а также на горных реках, в местах с узким руслом.
2. Плотинные ГЭС. Строятся при более высоких напорах воды. В этом случае река полностью перегораживается плотиной, а само здание ГЭС располагается за плотиной, в нижней её части. Вода, в этом случае, подводится к турбинам через специальные напорные тоннели, а не непосредственно, как в русловых ГЭС.
3. Деривационные ГЭС. Такие электростанции строят в тех местах, где велик уклон реки. Необходимая концентрация воды в ГЭС такого типа создается посредством деривации. Вода отводится из речного русла через специальные водоотводы. Последние спрямлены, и их уклон значительно меньший, нежели средний уклон реки. В итоге вода подводится непосредственно к зданию ГЭС.