Размещено на http://www.allbest.ru/

Контрольная работа

Особенности стационарной атомной энергетики



1. Энергетические ресурсы

Человеческое общество в целом, а также народы отдельных регионов неизменно движутся по пути прогресса. Прогресс (от латинского слова progressus - движение вперед, успех) - направленное развитие, для которого характерен переход от низшего к высшему, от менее совершенного к более совершенному. Благодаря овладению стихийными силами природы человеческое общество достигает роста производительных сил и производительности труда. В этом и заключается научно-технический прогресс общества. Важным параметром научно-технического прогресса является степень освоения энергетических ресурсов природы.

Энергия (от греческого слова energeia - действие, деятельность) - общая количественная мера различных форм движения материи. Соответственно различным физическим процессам различают энергию механическую, тепловую, химическую, электрическую, ядерную и др. Энергия может переходить из одной формы в другую, но подчиняясь при этом закону сохранения энергии.

К фундаментальному физическому понятию энергии тесно примыкает другое фундаментальное понятие - работа. Это количественная характеристика преобразования энергии в различных физических процессах. Основной единицей измерения энергии и работы является Джоуль (Дж).

В физике и технике широко используется понятие мощности N. Оно соответствует отношению работы А (или количества энергии, преобразованной из одного вида в другой) к промежутку времени t, в течение которого она совершилась. Если работа совершается равномерно, то

N = A / t .	(1.1)



Мощность измеряется в ваттах (Вт), 1 Вт = 1 Дж/с.

В энергетике традиционно сложилось, что для измерения количества энергии наряду с Дж (кДж, МДж и т.д.) широко используется также Вт·с (кВт·ч и т.д.).

В природе каждый вид энергии связан с соответствующей формой существования материи, например:

- химическая энергия - энергия химических связей различных атомов в их сложных соединениях - молекулах. Это энергия связей атомов молекулы их электронными оболочками;

- механическая энергия - энергия движения массы вещества (кинетическая энергия) или энергия давления газа, энергия положения массы вещества по высоте (потенциальная энергия);

- тепловая энергия - энергия меры нагретости тела или энергия, связанная с агрегатным состоянием вещества;

- атомная (ядерная) энергия - энергия связей элементарных частиц в ядре атома.

Человечество освоило способы высвобождения некоторых видов энергии с последующим преобразованием ее в удобные для использования виды далеко не во всех случаях.

В промышленных масштабах наиболее широко используется химическая энергия, высвобождаемая в результате сжигания различных ископаемых топлив - нефти и нефтепродуктов, каменного угля, природного газа. Однако их запасы на земле близки к исчерпанию. Поэтому планируется расширение использования таких возобновляемых видов энергии как гидроэнергия рек, энергия приливов-отливов морей, энергия ветра, энергия солнца и др. Правда, все потребности человечества в энергии они вряд ли смогут удовлетворить.

В настоящее время наблюдается бурное развитие атомной энергетики, использующей энергию связей элементарных частиц в ядрах атомов некоторых тяжелых элементов (чаще всего U²³⁵). Запасы урана на Земле хотя и не безграничны, но они смогут сравнительно длительно обеспечивать потребности человечества в энергии. Реакция высвобождения ядерной энергии ядер урана U²³⁵ реализуется в аппарате, называемом ядерным реактором.

Заметим, что на начальной стадии развития атомной энергетики в основном используются ядерные реакторы на тепловых нейтронах, для которых характерно недостаточно глубокое использование ядерного топлива (на 2…2,5%). В реакторах же на быстрых нейтронах, внедрение которых в настоящее время начинается, возможно и более глубокое использование ядерного топлива - до 75% или даже до 90% в более отдаленном будущем. Атомная энергетика настоящего готовит почву для атомной энергетики будущего - энергетики термоядерного синтеза легких ядер, а их запасы на Земле практически неисчерпаемы.

На рисунке 1.1 примерно показана динамика потребления энергоресурсов.

Материалы, содержащие вещества, для которых освоено использование заключенной в них энергии, принято называть энергоносителями. Энергоносители - национальное богатство страны. Это база развития экономики страны в целом. Если государство не располагает достаточным запасом энергоносителей, то их приходится импортировать. С учетом большой стоимости энергоносителей импорт накладывает большие нагрузки на бюджет государства.

Для решения энергетических проблем Украины был разработан документ - концепция развития топливно-энергетического комплекса Украины. Основные принципы документа сводятся к следующему:

- максимально возможное использование собственных энергоресурсов;

- проведение активной политики ресурсо- и энергосбережения;

- осуществление структурной перестройки экономики для уменьшения ее энергоемкости, т.е. уменьшения энергопотребления;

- ориентация на всестороннее использование альтернативных видов топлива и энергии.

2. Использование энергии

Наиболее целесообразно использовать энергию в той форме, в которой ее имеет энергоноситель (энергия ветра, геотермальная энергия и т.п.). Но это далеко не всегда возможно. Такой способ использования энергии составляет ничтожную долю в общем энергопотреблении.

Чаще всего из энергоносителя получают тепловую энергию. Значительную долю полученной тепловой энергии преобразовывают в электроэнергию. В электроэнергию преобразовывают также значительную часть гидроэнергии рек, аналогично можно использовать и ветровую энергию.

Электроэнергия - наиболее удобный и наиболее широко используемый в настоящее время вид энергии. Она с помощью относительно простых устройств преобразовывается в иные виды энергии (в тепловую энергию с помощью электронагревателей, в механическую энергию с помощью двигателей, в химическую энергию с помощью различных электрохимических аппаратов и пр.). Электроэнергия удобна в передаче к потребителю, в том числе на большие расстояния. Чаще всего это энергия переменного тока с промышленной частотой 50 Гц и широкого диапазона напряжений - от 110…220 В до нескольких киловольт. Для передачи электроэнергии на большие расстояния в целях уменьшения потерь напряжение поднимают до нескольких сот киловольт.

Показателем уровня развития страны является количество электроэнергии, которая вырабатывается и потребляется в ней.

В таблице 1. приведены сведения по выработке электроэнергии в некоторых промышленно развитых странах.

Таблица 1. - Производство электроэнергии в 2012 году

Страна	Установленная мощность,тыс. МВт	Общее производство электроэнергии/	Часть АЭС, %
	ТЭС	ГЭС	АЭС	Нетрадиц. источники	в т. ч. на АЭС, ТВт-час
США	562	98	97	18	3678/754	20,5
Япония	159	21	45	1	1018/309,4	30,4
Россия	139	44	21	0	798/119,7	15,0
Канада	32	67	11	0	567/68,7	12,1
Германия	80	3	22	3	531/159,6	30,1
Франция	26	21	62	0	497/395	79,5
Великобритания	56	1	13	0	343/78,3	22,8
Южная Корея	33	2	12	0	250/103,5	41,4
Испания	25	12	7	1	198/59,3	29,9
Украина	36	5	14	0	170,7/77,3	45,28
Швеция	7	16	10	0	147/54,8	37,3
Бельгия	8	0	6	0	80/45,4	56,8
Всего в мире					13226/2448	18,5

В ближайшие 50 лет прогнозируется увеличение населения планеты приблизительно в 1,5 раза. Ожидается, что это приведет к увеличению потребления энергии в два раза.

Важным показателем уровня технического развития страны является годовая выработка электроэнергии на одного человека (кВт·ч/чел.). Для промышленно развитых стран к началу 80-х годов эта величина составляла 4200…5800 кВт·ч/чел. В то же время для многих стран мира эта величина составляет менее 500 кВт·ч/чел., причем у 33 стран этот показатель менее 100 кВт·ч/чел, а для некоторых из них - менее 10 кВт·ч/чел.

В таблице 2 приведены достигнутые на рубеже тысячелетия данные по этому показателю для некоторых стран мира.

Таблица 2 - Выработка электроэнергии на одного жителя

Страна	Количество населения, млн.	Выработка электроэнергии на одного жителя в год, МВт·час/год
Канада	30	18,9
США	265	13,9
Франция	58	8,6
Япония	125	8,1
Великобритания	59	5.8
Россия	148	5,4
Украина	46	3,1
Замбия	10	0,8

3. Электростанции

Для выработки электроэнергии служат электростанции. Это предприятия, на которых за счет использования различных источников энергии вырабатывают электроэнергию. В зависимости от источника энергии электростанции бывают тепловые (ТЭС - используют тепловую энергию сжигаемого химического топлива), гидроэлектростанции (ГЭС - используют гидроэнергию рек или искусственно создаваемых водохранилищ), атомные (АЭС - используют энергию деления ядер тяжелых химических элементов, в основном U²³⁵). Заметим, что АЭС - разновидность тепловых электростанций.

Возможны и иные типы электростанций - ветровые, геотермальные, солнечные, и пр. Но в настоящее время они вносят небольшой вклад в вырабатываемую электроэнергию.

До появления атомной энергетики основную долю электроэнергии вырабатывали ГЭС и ТЭС. Причем, у стран с богатыми гидроресурсами (многоводные реки на горных ландшафтах) заметный вклад вносили ГЭС.

История развития АЭС началась в июне 1954 г., когда в СССР стала действовать первая в мире атомная электростанция электрической мощностью в 5 МВт. Ее вклад в выработку электроэнергии был весьма скромным, но она показала реальную возможность использования атомной энергии для выработки электроэнергии в промышленных масштабах, дала толчок развитию атомной энергетики в мире. В 1956 г. была пущена первая АЭС в Великобритании, в 1957 г. - в США. Началось достаточно бурное развитие атомной энергетики. К 1964 году суммарная мощность АЭС в мире уже составляла 5000 МВт. Но главное достижение заключалось в том, что себестоимость выработанной электроэнергии стала равна себестоимости электроэнергии ТЭС.

К 1975 году уже 19 стран мира имели АЭС общей мощностью 78000 МВт, к 1984 году - 24 страны (общей мощностью 180000 МВт), а к 1992 году - 30 стран. Общая мощность всех электростанций составила 326129 МВт.

Из таблицы 1.1 видно, что в экономике многих стран атомная энергетика занимает столь заметное место, что отказ от нее в настоящее время уже просто невозможен.

Развитие атомной энергетики ознаменовалось увеличением единичных мощностей блоков АЭС (мощность ядерного реактора и мощность турбоагрегата), повышением экономичности энергоустановки, снижением удельных капитальных затрат и снижением стоимости электроэнергии.

Единичная мощность блока АЭС в настоящее время достигает 1000…1300 (до 1500) МВт электрической мощности. На Украине наибольшая электрическая мощность блока АЭС составляет 1000 МВт.

Стоимость 1 кВт·ч электроэнергии АЭС несколько ниже стоимости электроэнергии ТЭС. И только в особых случаях, например для ТЭС, работающих на дешевых канско-ачинских углях, стоимость электроэнергии ТЭС ниже.

4. Использование электроэнергии

Электростанции и потребители выработанной ими электроэнергии должны быть связаны сетью, передающей электроэнергию. Обычно территория страны с учетом специфики экономики различных регионов делится на ряд энергетических районов, в которых сеть передачи электроэнергии общая. Комплекс электростанций, потребителей электроэнергии и сети передачи электроэнергии представляет собой общую энергосистему района. Электростанции энергорайона называют ГРЭС - государственная районная электростанция. В энергосистеме района должно быть сбалансировано количество потребляемой и вырабатываемой электроэнергии.

Так как в энергорайоне содержатся потребители существенно разного назначения, то график их работы и, следовательно, график потребления ими электроэнергии в течение суток весьма неравномерны. Объединение в общую энергосистему большого количества потребителей с различными графиками потребления электроэнергии способствует выравниванию нагрузки на электростанции в течение суток.

Обычно энергосистемы отдельных энергорайонов связывают в объединенную энергосистему (ОЭС). Это способствует еще большему выравниванию графика загрузки электростанций, обеспечивает возможность маневрирования энергомощностями отдельных энергорайонов, что особенно важно в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций. Правда, энергорайоны должны компоноваться так, чтобы перетоки электроэнергии между ними были умеренными. Это удешевляет связи между энергорайонами, уменьшает потери энергии при передаче ее на большие расстояния.

Для крупного государства с отдельными экономическими регионами, расположенными в различных часовых поясах (существенные различия в географической долготе отдельных регионов), целесообразно отдельные ОЭС объединить в единую энергосистему (ЕЭС). Это способствует существенному выравниванию нагрузки электростанций. Так например, на территории бывшего СССР было образовано 95 энергосистем отдельных энергетических районов, которые объединялись в 11 ОЭС, 9 из них были объединены в единую энергосистему страны. Оставались в автономном режиме две ОЭС - Средней Азии, которую планировалось подключить к ЕЭС, и Дальнего Востока, которую из-за большого удаления считалось нецелесообразным подключать к ЕЭС. Некоторые ОЭС, входящие в ЕЭС, имели линии для экспорта электроэнергии в страны Европы и Азии.

Украина всей своей энергосистемой входила в ОЭС юга Европейской части СССР, которая, в свою очередь, входила в состав ЕЭС СССР.

На рисунке 1.2 показана структура суточного энергопотребления на примере некоторого крупного промышленного энергорайона в зимний период.

Приведенная здесь структура суточного потребления электроэнергии является типовой, но на протяжении года она изменяется (зима - лето, рабочие дни - выходные дни и другие причины).

Если же построить такой график потребления электроэнергии для ОЭС в целом, то он окажется несколько сглаженным, т.к. графики энергопотребления энергорайонов с учетом их особенностей несколько отличаются друг от друга. Однако, для ОЭС Украины, где все ее энергорайоны находятся в одном часовом поясе, даже для ОЭС в целом остается значительная неравномерность потребления элетроэнергии. На рисунке 1.3 показано суточное почасовое потребление элетроэнергии для Украины в целом в двух различных режимах - летом и зимой 2010 года.

Для оценки эффективности работы электростанции вводится понятие коэффициента использования установленной мощности (КИУМ)

уст = Эгод / (NЭустtг),	(1.2)

где Э_год - количество выработанной электроэнергии в течение года, кВт-ч;

N_Эуст - установленная электрическая мощность, кВт;

t_г - число часов в году, равное 36524=8760 ч.

Для электростанций, работающих с базовой нагрузкой (т.е. с постоянной максимально возможной или близкой к ней), число часов работы в году на номинальной мощности достигает 6000…7000 ч/год. Тогда величина _уст составляет

уст = (6000...7000) / 8760 = 0,685...0,8 .	(1.3)



Этот показатель может быть и выше. Например, за 1994 г. первой среди десяти лучших в мире АЭС по коэффициенту использования установленной мощности признана АЭС ФРГ "Эмсланд", для которой _уст=91,4%.

Для электростанций, работающих только с пиковой нагрузкой,

уст = (2000...3000) / 8760 = 0,228...0,393 .	(1.4)

Любая изолированная электроэнергетическая система, функционируя круглосуточно, должна работать в соответствии с графиком суточного потребления электроэнергии. В любой момент времени производство и потребление электроэнергии должны быть равны друг другу (разумеется, с учетом неизбежных потерь энергии в сетях распределения). Обеспечить это весьма сложно, так как необходимо постоянно регулировать суммарную мощность генераторов электроэнергии в строгом соответствии с графиком потребления. Аккумуляция избыточной электроэнергии в больших количествах практически невозможна.

Обычно не все электростанции одинаково участвуют в регулировании вырабатываемой мощности.

Станции с более высокой экономичностью целесообразно использовать с базовой нагрузкой, практически не меняющейся во времени. У таких станций обычно малая топливная составляющая в стоимости электроэнергии. К таким станциям относятся и АЭС. Для покрытия пиковых нагрузок используют менее экономичные станции. Кроме того, при выборе режима использования электростанции учитывают ее маневренные свойства.

На начальной стадии развития атомной энергетики в основном по причине недостаточной маневренности АЭС и с учетом специфики их программ регулирования (будут рассмотрены позже) использование АЭС предполагалось только в базовом режиме. Регулирование нагрузки в основном возлагалось на ГЭС и ТЭС с газотурбинными установками (ГТУ). Из-за работы в существенно переменных режимах экономичность этих станций была небольшой, но это не имело большого значения, так как они вырабатывали сравнительно небольшое количество электроэнергии.

В последнее время положение дел несколько изменилось. Во-первых, мощные ТЭС, работающие на высоких закритических параметрах, доля которых среди ТЭС становится все больше, также испытывают затруднения в быстром оперативном регулировании мощности. Во-вторых, в связи с ростом доли электроэнергии, вырабатываемой АЭС, не удается работу всех АЭС обеспечить чисто базовой нагрузкой. Ставится задача участия АЭС в регулировании вырабатываемой электроэнергии. Повышение требований к маневренности АЭС приводит к тому, что несколько иначе ставится задача выбора программы работы АЭС (программа изменения параметров ППУ и ПТУ АЭС в функции их мощности). Это приводит также к некоторым особенностям компоновки и конструкции ЯР (корпус ЯР, твэлы и пр.) и элементов ПТУ.

Если АЭС используют в базовом режиме, то для нее при исправной работе оборудования может быть получено достаточно высокое значение КИУМ. Если же станцию нужно использовать в регулируемом режиме (это обычно бывает в том случае, когда суммарная часть электроэнергии АЭС большая - заметно больше 50%), то даже при частичном использовании АЭС в регулируемом режиме значение их КИУМ не может быть большим. В таблицах 3 и 4 приведены значения КИУМ, достигнутые на АЭС разных стран мира, и доля АЭС в производстве электроэнергии.

Таблица 3 - КИУМ АЭС, достигнутый в разных странах мира в 2011 году

Страна	КИУМАЭС	Страна	КИУМАЭС	Страна	КИУМАЭС
Нидерланды	94,6	Чехия	87,1	Словакия	74,3
Финляндия	94,2	Венгрия	86,7	Мексика	74,0
Испания	93,2	Швеция	86,3	Украина	72,8
Бразилия	90,4	Словения	86,2	Россия	69,6
Южная Корея	90,0	Япония	81,0	ЮАР	68,6
США	89,9	Канада	80,9	Болгария	56,0
Германия	88,8	Великобритания	80,4	Армения	55,1
Швейцария	88,7	Аргентина	79,9	Пакистан	53,1
Китай	87,9	Франция	79,7	Литва	49,2
Румыния	87,5	Тайвань	79,3
Бельгия	87,2	Индия	79,0

Таблица 4 - Доля АЭС в производстве электроэнергии в разных странах мира в 2010 году

Страна	Доля АЭС	Страна	Доля АЭС	Страна	Доля АЭС
Литва	80,12	Венгрия	36,14	Румыния	10,33
Франция	77,97	Япония	34,48	Аргентина	7,23
Словакия	65,41	Германия	29,85	ЮАР	5,87
Бельгия	57,32	Финляндия	29,81	Мексика	4,07
Болгария	47,30	Испания	25,76	Нидерланды	4,00
Швеция	45,75	Чехия	24,54	Бразилия	3,99
Украина	45,66	Великобритания	22,43	Индия	3,68
Словения	40,74	Тайвань	20,53	Пакистан	2,54
Армения	40,31	США	20,34	Китай	1,43
Швейцария	39,52	Россия	15,98
Южная Корея	38,62	Канада	12,32

Сопоставление данных этих таблиц показывает, что, например, для Франции, где доля электроэнергии, выработанной на АЭС, составляет около 78% (поэтому АЭС должны принимать участие также в регулируемых режимах), значение КИУМ составляет лишь 79,7%. В то же время для США значения КИУМ - 89,9%. Это стало возможным благодаря тому, что доля электроэнергии, выработанной на АЭС США, составляет лишь 20,34%. В этом случае АЭС могут использоваться в базовом режиме с большим значением КИУМ.

Причиной снижения КИУМ может быть также недостаточно высокая культура обслуживания АЭС, частые выходы из строя оборудования, завышеная длительность профилактических и восстановительных ремонтов и др.

Что касается пиковых нагрузок, то принимается ряд мер для их снижения, т.е. для выравнивания нагрузки в суточном графике. Могут применяться, например, гидроаккумулирующие станции (ГАЭС), которые в период "провала" нагрузки могут использоваться в насосном режиме, затрачивая электроэнергию на закачку воды в верхние водохранилища. В основном же для обеспечения пиковых нагрузок используют высокоманевренные электростанции - ТЭС с ГТУ и маневренные ГЭС.

Примером рационального использования различных электростанций в электроэнергетической системе энергорайона может служить планируемый к сооружению Южно-Украинский энергетический комплекс. Его состав: Южно-Украинская АЭС мощностью 3000 МВт, Ташлыкская ГАЭС мощностью 450 МВт с большим водохранилищем (используемым также для охлаждения циркуляционной воды конденсаторов АЭС) и Александровская ГЭС мощностью 10,5 МВт. При таком соотношении мощностей может быть полностью обеспечена работа Южно-Украинской АЭС в базовом режиме.

5. Особенности использования АЭС

Основная задача АЭС - выработка электроэнергии. Для этого в ее составе предусмотрен турбоагрегат - конденсационная паровая турбина. Она использует тепловую энергию, выработанную в ядерном реакторе, и приводит в действие генератор электроэнергии. Такие электростанции получили название атомных электростанций (АЭС). Hа такие станции возлагается также задача обеспечения тепловой энергией (отпуск тепла) на собственные нужды и нужды близко расположенных жилых городков. Доля отпускаемой тепловой энергии в общем энергетическом балансе АЭС обычно очень небольшая - от 2…3% до 7…8% номинальной тепловой мощности ядерного реактора.

Возможно создание атомных станций, задачей которых является выработка электроэнергии и теплоснабжение с большой тепловой нагрузкой. Такие станции называют атомными теплоэлектроцентралями - АТЭЦ. Длительное время находится в эксплуатации Билибинская АТЭЦ на Чукотке. Для Билибинской станции соотношение вырабатываемой электроэнергии и отпускаемой тепловой энергии составляет: тепловая мощность ЯР - 62 МВт; электрическая мощность - 12 МВт; отпускаемая тепловая мощность - до 29 МВт. В Украине АТЭЦ нет, хотя и планировалось создание мощной Одесской АТЭЦ.

Атомная энергия может использоваться на станции, предназначенной только для теплоснабжения - атомные станции теплоснабжения (АСТ) или атомные станции промышленного теплоснабжения (АСПТ). Обычно АСТ работают без парообразования, а АСПТ вырабатывают пар с давлением около 2 МПа. К настоящему времени АСТ и АСПТ на Украине не используются.

В настоящее время в стационарной атомной энергетике используются АЭС с ЯЭУ различного типа.

Как уже отмечалось, для приведения в действие генераторов электроэнергии используются в основном паровые турбины конденсационного типа. Что касается реакторных установок ЯЭУ, то они представлены большим разнообразием типов.

Hаиболее существенным признаком, по которому классифицируют АЭС, является количество контуров теплопередачи в реакторной установке. По этому признаку ЯЭУ АЭС могут быть одноконтурными, двухконтурными и трехконтурными.

В одноконтурных ЯЭУ рабочее тело, которое участвует в рабочем цикле преобразования тепловой энергии в механическую, получает тепловую энергию от ядерного реактора непосредственно в его активной зоне. Это позволяет существенно упростить схему установки, уменьшить потери энергии и, таким образом, увеличить ее экономичность. Hо в этом случае рабочее тело имеет заметную наведенную радиоактивность, что усложняет биологическую защиту ЯЭУ, усложняет ее эксплуатацию и ремонт. В СССР было построено несколько одноконтурных АЭС: Белоярская АЭС (1964), Ленинградская АЭС (1973) и ряд других (Чернобыльская, Курская, Смоленская, Игналинская).

Двухконтурные ЯЭУ получили наибольшее распространение среди АЭС в мире. В СССР после ввода в действие Волгодонского производственного объединения атомного и энергетического машиностроения ("Атоммаш") в 1978 г. также стали переходить на двухконтурные ЯЭУ с ядерными реакторами корпусного типа. Большинство АЭС СССР, а также АЭС, построенные за рубежом при содействии СССР (в ГДР, Болгарии, Чехословакии, Венгрии, Финляндии), работают по двухконтурной схеме. В Украине все блоки АЭС (15 действующих) выполнены по двухконтурной схеме. ЯЭУ этого типа наиболее освоены в производстве и эксплуатации, достаточно надежны и безопасны в работе. Радиоактивный теплоноситель локализован в первом контуре ППУ, что упрощает биологическую защиту установки. Рабочее тело получает тепло от теплоносителя в теплообменнике поверхностного типа (парогенератор), в результате чего рабочее тело в отношении радиоактивности является абсолютно чистым. Это упрощает обслуживание и ремонт ПТУ.

В некоторых случаях ЯЭУ АЭС выполняют по трехконтурной схеме. Целесообразность трехконтурной схемы передачи тепловой энергии появляется, например, в том случае, когда в качестве теплоносителя первого контура используется жидкий металл натрий. Он химически очень интенсивно взаимодействует с водой. Поэтому должна быть абсолютно исключена возможность взаимодействия радиоактивного теплоносителя первого контура с водой рабочего контура. С этой целью между первым контуром и рабочим контуром предусматривают промежуточный контур, в котором циркулирует нерадиоактивный жидкометаллический теплоноситель с более высоким, чем в первом контуре, давлением. В качестве теплоносителя промконтура может использоваться также натрий. Трехконтурные схемы более сложны, им характерны повышенные стоимостные показатели. Эксплуатация таких установок более сложная, у них может оказаться ниже безопасность. Экономичность установки из-за трехкаскадной передачи тепла и неизбежного при этом увеличения потерь также может оказаться ниже. В СССР по трехконтурной схеме построена Шевченковская станция и третий блок Белоярской АЭС.

Кроме количества контуров ЯЭУ имеется ряд других признаков классификации. Отметим некоторые из них:

тип реактора: на тепловых или быстрых нейтронах;

тип теплоносителя первого контура: теплоноситель "вода под давлением", газовый теплоноситель, жидкометаллический и др.;

конструктивные особенности реактора: канального или корпусного типа;

тип замедлителя нейтронов: вода, тяжелая вода, графит и др.;

вид циркуляции среды в кипящем реакторе: с принудительной или естественной циркуляцией;

тип паровых турбин: турбины на насыщенном или перегретом паре и др.;

частота вращения турбины: 3000 об/мин (быстроходная турбина) или 1500 об/мин (тихоходная турбина).

Полная характеристика ЯЭУ АЭС содержит обычно все существенные показатели, по которым классифицируются установки. Например, ЯЭУ Запорожской АЭС представляет собой двухконтурную установку с реактором корпусного типа на тепловых нейтронах с теплоносителем "вода под давлением" и тихоходной турбиной на насыщенном паре.

В заключение приведем перечень действующих блоков АЭС, работающих в составе электроэнергетической системы Украины (таблица 5).



Таблица 5 - Блоки АЭС, работающие в составе ОЭС Украины

Блоки АЭС	Год ввода блока в эксплуатацию	Тип ядерного реактора	Тип паровой турбины	Электрическая мощность блока, МВт
Ровенская АЭС
Блок № 1 Блок № 2 Блок № 3 Блок № 4	1981 1982 1986 2004	ВВЭР-440 ВВЭР-440 ВВЭР-1000 ВВЭР-1000	К 220-44 (2 шт.) К 220-44 (2 шт.) К 1000-60/3000 К 1000-60/3000	440 440 1000 1000
Запорожская АЭС
Блок № 1 Блок № 2 Блок № 3 Блок № 4 Блок № 5 Блок № 6	1984 1985 1986 1987 1989 1995	ВВЭР-1000 ВВЭР-1000 ВВЭР-1000 ВВЭР-1000 ВВЭР-1000 ВВЭР-1000	К 1000-60/1500-2 К 1000-60/1500-2 К 1000-60/1500-2 К 1000-60/1500-2 К 1000-60/1500-2 К 1000-60/1500-2	1000 1000 1000 1000 1000 1000
Южно-Украинская АЭС
Блок № 1 Блок № 2 Блок № 3	1982 1985 1989	ВВЭР-1000 ВВЭР-1000 ВВЭР-1000	К 1000-60/1500-1 К 1000-60/1500-1 К 1000-60/3000	1000 1000 1000
Хмельницкая АЭС
Блок № 1 Блок № 2	1987 2004	ВВЭР-1000 ВВЭР-1000	К 1000-60/3000 К 1000-60/3000	1000 1000

В связи с тем, что Украина имеет в своем распоряжении мощную атомную энергетику (15 работающих блоков установленной мощностью 13880 МВт), то достаточно остро встает вопрос об обеспечении АЭС собственным ядерным топливом.

В настоящее время украинские АЭС получают свежее топливо из России. "Машзавод" (г. Электросталь) поставляет топливо для ЯР ВВЭР-440, а Новосибирский завод химконцентратов - для ЯР ВВЭР-1000.

Создание собственного топливного цикла для атомной энергетики должно обеспечивать независимость и устойчивость энергетики Украины. Учитывая большой удельный вес атомной энергетики в общем балансе энергопроизводства, большие запасы урановых и циркониевых руд, имеющийся высокий промышленный и научно-технический потенциал, правительство одобрило решение о создании в Украине собственного производства уранового топлива для АЭС.

Урановая промышленность Украины базируется на больших запасах урановых руд, расположенных в основном в пределах Кировоградской и Николаевской областей. Большая часть запасов руд разведана до высоких уровней изученности. Это определяет их высокую подготовленность к промышленному освоению. Хорошо изученные и подготовленные к промышленному освоению запасы урана в Украине оцениваются в 1,7% мировых запасов. Только разведанные запасы руд в состоянии обеспечить более чем столетнюю потребность Украины в природном уране.

Национальным производителем урана является Восточный горно-обогатительный комбинат (ВостокГОК).

В 1995 году украинское правительство объявило тендер по выбору партнера для создания совместного предприятия для производства ядерного топлива для ЯР ВВЭР-1000. Тендер выиграло российское предприятие "ТВЭЛ". В 2010 году создан концерн "Ядерное топливо Украины".

6. Перспективы развития АЭС

топливный энергетический электростанция атомный

Перспективы развития стационарной атомной энергетики базируются на более глубоком познании физической сущности процессов, протекающих в элементах ЯЭУ, выявлении на основе длительного промышленного использования АЭС их достоинств и недостатков, на тенденциях развития энергетики, сложившихся на основе опыта проектирования, строительства и эксплуатации АЭС. В этой связи о перспективах развития атомной энергетики на Украине можно говорить на основе опыта развития атомной энергетики СССР.

Как уже отмечалось, развитие стационарной атомной энергетики берет свое начало с 1954 г., когда была введена в действие первая в мире атомная электростанция. За последующие десятилетия наблюдалось бурное развитие стационарной атомной энергетики в мире.

Предпосылками столь бурного развития явились следующие факторы:

а) топливно-энергетические ресурсы, основанные на органическом топливе, подошли к своему исчерпанию. Атомное топливо обладает значительно более высокой калорийностью. Количество тепла, выделяемого при делении 1 кг U²³⁵, превышает количество тепла, получаемого при сжигании 1 кг нефти, примерно в 210⁶ раз. С учетом имеющихся на Земле запасов урановых руд можно говорить о значительном расширении топливно-энергетических ресурсов. Оставшиеся запасы органического топлива можно использовать как ценное сырье для химической промышленности;

б) работа АЭС не связана с большим загрязнением окружающей среды. Нет выброса в атмосферу долгоживущих радиоактивных изотопов радия, урана, тория в золовой пыли. Не поступают в атмосферу такие вредные соединения как окислы азота, серы, углерода. Не расходуется огромное количество кислорода атмосферы на сжигание топлива. Вредное воздействие на окружающую среду сводится к тепловому загрязнению - сбросу тепла при охлаждении конденсаторов. Но аналогичное воздействие на окружающую среду оказывают и тепловые электростанции, работающие на органическом топливе (хотя и в несколько меньшей мере);

в) длительный опыт эксплуатации АЭС во всем мире показал, что экономичность работы АЭС может быть получена достаточно высокой. Получаемая от АЭС электроэнергия может быть примерно в 2 раза дешевле, чем электроэнергия от ТЭС, сжигающих уголь.

Правда, к настоящему времени при использовании атомной энергии нельзя полностью исключить возможность аварий, в том числе и тяжелых. Поэтому мировая общественность в целом, в том числе и научная общественность, длительное время вела дискуссию вокруг вопроса: быть или не быть атомной энергетике. В связи с тяжелой аварией на Чернобыльской АЭС в 1986 г. эта дискуссия резко обострилась. В результате длительного и всестороннего изучения проблемы пришли к выводу, что альтернативы развитию атомной энергетики нет. Прекращать ее развитие нецелесообразно и невозможно. Речь может идти лишь о значительном повышении безопасности ЯЭУ, что технически вполне выполнимо.

Дискуссия о перспективах развития атомной энергетики выявила ряд проблем, которые не нашли еще своего полного разрешения. К ним можно отнести:

а) необходимость создания специальной отрасли промышленности для переработки отработавших тепловыделяющих элементов активной зоны ЯР;

б) необходимость совершенствования захоронения жидких и твердых радиоактивных отходов, неизбежно появляющихся при эксплуатации АЭС;

в) проблема замены основного оборудования ППУ после окончания срока службы, который к настоящему времени принят в 30 лет. Проблема захоронения отработавшего оборудования на длительные сроки;

г) снижение капиталовложений при создании АЭС, так как стоимость установленного киловатта мощности для АЭС с реакторами на тепловых нейтронах примерно в 1,5 раза выше этого показателя для ТЭС, а для АЭС с реакторами на быстрых нейтронах - примерно в 2 раза выше. Правда, можно ожидать также резкого увеличения стоимости ТЭС в связи с ужесточением норм по защите окружающей среды. Но это не снимает проблемы по снижению капиталовложений при создании АЭС.

Атомная энергетика в СССР в основном была представлена двумя типами ядерных реакторов: водо-водяные ядерные реакторы корпусного типа (ВВЭР), работающие в составе двухконтурных ЯЭУ, и канальные ядерные реакторы с графитовым замедлителем (РБМК), работающие в составе одноконтурных ЯЭУ.

Как уже отмечалось, развитие атомной энергетики в СССР началось с реакторов канального типа. Идея развития реакторов этого типа зародилась еще в 40-х годах. Эти реакторы достаточно просты в производстве. Внедрение их в атомную энергетику позволило сравнительно быстро наращивать мощности АЭС еще до создания специализированных предприятий энергомашиностроения типа "Атоммаш". На долю этих реакторов в СССР к 1987 году приходилось около половины установленных мощностей.

Основные преимущества канальных ядерных реакторов сводится к следующему:

- возможность реализации больших единичных мощностей;

- отсутствие громоздкого корпуса реактора, затрудняющего его изготовление и транспортировку;

- возможность создания реакторов различной мощности из стандартных секций заводского изготовления;

- возможность непрерывной перегрузки топлива без остановки реактора.

Авария канального реактора на ЧАЭС в 1986 году выявила ряд конструктивных недостатков реакторов этого типа. Основные из них:

- положительный паровой коэффициент реактивности;

- положительный мощностной коэффициент реактивности при снижении мощности, что делает реактор нестабильным на малых мощностях;

- недостаточное быстродействие системы аварийной защиты ЯР;

- недостаточность технических средств, автоматически переводящих ЯР в безопасное состояние при ошибочных действиях обслуживающего персонала.

Как показал анализ особенностей канальных ядерных реакторов с графитовым замедлителем, ни один из их недостатков не является органически присущим данному типу реактора и неустранимым.

С учетом этого на всех действующих ядерных реакторах типа РБМК выполнен ряд технических мероприятий, которые исключают возможность быстрого неконтролируемого разгона реактора:

- снижение положительного парового коэффициента реактивности за счет снижения доли содержания графита в активной зоне и повышения обогащения ядерного топлива изотопом U²³⁵ до 2,4%;

- установлены дополнительные поглотители нейтронов;

- увеличен оперативный запас реактивности;

- время срабатывания защиты сокращено с 18…20 до 10…12 с;

- разработана и внедрена быстрая аварийная защита (БАЗ), обеспечивающая ввод в активную зону стержней-поглотителей за 2…2,5 с.

Кроме того, детальный анализ обстоятельств аварии на ЧАЭС показал, что одной из основных причин аварии был ряд нарушений регламента эксплуатации ЯЭУ.

И все же авария на ЧАЭС бросила тень на ядерные реакторы данного типа. Кроме того, с введением в действие специализированного предприятия энергетического машиностроения "Атоммаш" в 1978 году открылась возможность строительства водо-водяных корпусных ядерных реакторов, имеющих ряд заметных преимуществ перед реакторами канального типа.

В принципе водо-водяные корпусные ЯР могут предназначаться как для двухконтурных ППУ, так и для одноконтурных ППУ с кипением воды в активной зоне. В практике атомной энергетики СССР получило развитие первое направление применения реакторов - в составе двухконтурных ППУ (ВВЭР).

Преимущества корпусных ЯР по сравнению с канальными ЯР в основном сводятся к следующему:

- большая компактность, позволившая все оборудование первого контура поместить в герметичную защитную оболочку;

- более простые коммуникации ППУ;

- более простые условия управления ядерным реактором.

Из недостатков корпусных реакторов можно отметить следующие:

- требуется тяжелый толстостенный корпус ядерного реактора, работающий под большим давлением и в условиях облучения мощным потоком нейтронов;

- перегрузка топлива возможна только при остановленном ядерном реакторе и после его разгерметизации;

- в большей мере ограничена возможность повышения параметров пара;

- не представляется возможной организация ядерного перегрева пара.

Анализ аварии на ЧАЭС выразился в более пристальном рассмотрении не только реакторов типа РБМК, но и реакторов иных типов. В результате предложен и реализован ряд мер по повышению безопасности установок с реакторами типа ВВЭР. Основные направления повышения их безопасности сводятся к следующему:

- повышение эффективности аварийной защиты;

- более широкое использование пассивных систем отвода тепла;

- совершенствование систем локализации аварии;

- повышение надежности технологического оборудования.

Авария на ЧАЭС потребовала анализа не только обстоятельств аварии, но и путей развития атомной энергетики в целом. В результате всестороннего анализа состояния атомной энергетики и возможностей промышленной базы, обеспечивающей ее развитие, было принято решение о дальнейшем развитии атомной энергетики на базе реакторов типа ВВЭР.

Ядерные реакторы типа ВВЭР, нашедшие широкое распространение в отечественной атомной энергетике и являющиеся перспективными для дальнейшего развития, работают на тепловых нейтронах и используют в основном изотоп урана U²³⁵, доля которого в природном уране очень небольшая (около 0,7%). Поэтому перспективы развития ядерной энергетики на более отделенное будущее связывают с широким внедрением в атомную энергетику ядерных реакторов на быстрых нейтронах, в которых будет заметно больше использоваться изотоп урана U²³⁸. Доля его в природном уране огромна - около 99%.

В СССР в 1973 году пущен первый в мире крупный энергетический реактор на быстрых нейтронах БH-350 (Шевченковская атомная станция, обеспечивающая опреснение воды и выработку электроэнергии в 150 МВт). В 1980 году на Белоярской АЭС сооружен ЯР на быстрых нейтронах БH-600, обеспечивающий паром три турбогенератора по 200 МВт электрической мощности каждый. Оба ЯР на натриевом теплоносителе. В мире накоплен некоторый опыт создания и эксплуатации реакторов подобного типа (Россия, Великобритания, Франция, США). Однако не все проблемы, связанные с использованием реакторов на быстрых нейтронах, нашли полное научное и техническое разрешение (высокая энергонапряженность активной зоны, обеспечение глубокого выгорания топлива, сложность технологии использования натриевого теплоносителя и др.). Работы по освоению ЯР на быстрых нейтронах продолжаются, в более отдаленной перспективе можно ожидать большего их распространения.

В зарубежной практике известны установки с высокотемпературными газоохлаждаемыми реакторами (Великобритания, США, Франция, Чехословакия) с различными теплоносителями (углекислый газ, гелий). Благодаря увеличению температурного режима установки удается существенно увеличить ее КПД - до 40% и более. Достоинством такой установки является малая наведенная активность теплоносителя, практически полностью исключена активность пара второго контура, почти полностью отсутствуют жидкие радиоактивные отходы. Однако стоимость таких установок весьма высокая, поэтому в настоящее время они большого распространения не получили.

Основные тенденции в развитии атомной энергетики сводятся к следующему:

а) увеличение единичной мощности блоков АЭС. Мощность одного блока выросла с 5 МВт электрической мощности первой АЭС до 1000 МВт на большинстве серийных отечественных блоков. Hа Игналинской АЭС мощность блока составила 1500 МВт. Обсуждается возможность и целесообразность дальнейшего увеличения единичной мощности блока. Вместе с мощностью блока растет также мощность оборудования, входящего в состав блока (парогенератор, турбоагрегат, насосное оборудование и др.);

б) увеличение мощности АЭС за счет увеличения количества блоков. С вводом в строй блока № 6 Запорожской АЭС она стала самой мощной АЭС на Украине - 6000 МВт электрической мощности;

в) повышение параметров теплоносителя и рабочего тела в рабочем контуре;

г) ужесточение требований к маневренности энергоустановки, с тем чтобы АЭС могла оперативно изменить мощность в диапазоне от 100 до 50%.

К первоочередным задачам сохранения и развития атомной энергетики Украины можно отнести:

- организацию и создание научного обеспечения безопасной эксплуатации и надежности действующих энергоблоков;

- разработку технологий безопасного и экономически выгодного продления ресурса ядерных энергоблоков с дальнейшим снятием их с эксплуатации. Позитивным примером в Украине является официальное продление Регистрирующим Органом (Госатоминспекция) в декабре 2010 года срока службы блоков №1 и №2 Ровенской АЭС еще на 20 лет (после 30-ти лет работы);

- поиск и обоснование новых площадок для строительства новых энергоблоков повышенной безопасности;

- формирование источников финансирования и привлечение инвестиционных кредитов для развития атомной энергетики;

- создание научно-технической базы для развития перспективной атомной энергетики.

По мере развития атомной энергетики все больше внимания стали уделять внедрению ядерных реакторов в сферу централизованного теплоснабжения (АТЭЦ, АСТ, АСПТ).

Стационарная энергетика остается основным направлением развития атомной энергетики. Однако в последние десятилетия заметное развитие получила и транспортная атомная энергетика (судовые и корабельные ЯЭУ), а также космическая атомная энергетика.



Литература

1. Инструкция о порядке допуска в эксплуатацию новых и реконструированных энергоустановок; Харьков, агентствоХарьков-новости - Москва, 2003. - 915 c.

2. Правила устройства электроустановок в вопросах и ответах. Раздел 4. Распределительные устройства и подстанции. Пособие для изучения и подготовки к проверке знаний; НЦ ЭНАС - Москва, 2005. - 310 c.

3. Программа (типовая) комплексного обследования энергоустановок электростанций; СПб: Ювента, М.: Прогресс-Универс - Москва, 2003. - 370 c.

4. Техническая термодинамика и теплотехника; Академия - Москва, 2008. - 272 c.

5. Устройство, ремонт и обслуживание электрооборудования в сельскохозяйственном производстве; Академия - Москва, 2003. - 368 c.

6. А. да Роза Возобновляемые источники энергии. Физико-технические основы; Интеллект, МЭИ - Москва, 2010. - 704 c.

7. Афанасьев В.В., Кидин Н.И. Диагностика и управление устойчивостью горения в камерах сгорания энергетических установок; Capital Books - Москва, 2008. - 176 c.

8. Беликов С. Е., Котлер В. Р. Котлы тепловых электростанций и защита атмосферы; Аква-Терм - Москва, 2008. - 212 c.

9. Богославчик П. М., Круглов Г. Г. Гидротехнические сооружения ТЭС и АЭС; Вышэйшая школа - Москва, 2010. - 272 c.

10. Быстрицкий Г. Ф. Основы энергетики; КноРус - Москва, 2011. - 352 c.

11. Вагин Г. Я., Лоскутов А. Б., Севостьянов А. А. Электромагнитная совместимость в электроэнергетике; Академия - Москва, 2010. - 224 c.

12. Виссарионов В. И., Дерюгина Г. В., Кузнецова В. А., Малинин Н. К. Солнечная энергетика; МЭИ - Москва, 2011. - 276 c.

13. Гуляев В. А., Вороненко Б. А., Корнюшко Л. М., Пеленко В. В., Щеренко А. П. Теплотехника; Издательство "РАПП" - Москва, 2009. - 348 c.

14. Жернаков А. П., Алексеев В. В., Лимитовский А. М., Меркулов М. В., Шевырев Ю. В., Косьянов В. А., Ивченко И. А. Экономия топливно-энергетических ресурсов при проведении геологоразведочных работ; ИнФолио - Москва, 2011. - 352 c.

15. Зайцев С. А., Толстов А. Н., Грибанов Д. Д., Меркулов Р. В. Метрология, стандартизация и сертификация в энергетике; Академия - Москва, 2009. - 224 c.

Размещено на Allbest.ru