Технология производства электроэнергии на тэц. Технологический процесс производства электроэнергии на электростанциях. Нетрадиционные типы электростанций

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

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

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

Главные направления работ по обеспечению энергоэффективности процессов выработки электроэнергии следующие:

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

По способу производства электроэнергии различают:

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

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

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

*Работа с неполной нагрузкой

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

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

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

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

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

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

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

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

КПД механического цикла определяется циклом Карно:

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

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

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

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

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

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

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

3. Технологический процесс получения электроэнергии на ТЭС с газотурбинными установками

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В процессе эксплуатации были отмечены следующие положительные аспекты использования ТУЭС:

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

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

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

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

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

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

а

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

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

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

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

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

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

Рисунок 4 –

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

6. Технологический процесс получения электроэнергии на атомных электростанциях

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

Основными вопросами при проектировании энергетических реакторов для АЭС были:

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

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

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

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

Рисунок 5 – Блок АЭС с одноконтурным реактором РБМК-1000

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

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

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

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

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

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

Таблица 3 – Энергоблоки атомных станций Украины с реакторами типа ВВЭР

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 4 – Данные о некоторых авариях на АЭС мира

а б

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 10 – Контейнер СХОЯТ и его транспортировка: а б

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

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

Таблица 5 – Параметры перегрузочного контейнера СХОЯТ

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

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

Рисунок 11 –

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

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

Рисунок 12 – Герметичный вагон-контейнер для перевозки ОЯТ

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

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

Один ДСЭП вмещает в себя 93 отработавшие ТВС.

История [ | ]

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

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

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

Способы выработки электроэнергии [ | ]

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

Гидроэнергетика [ | ]

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

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

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

Тепловая электроэнергетика [ | ]

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

Экономика производства электроэнергии [ | ]

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

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

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

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

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

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

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

Экологические проблемы [ | ]

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

по физике

на тему «Производство, передача и использование электроэнергии»

ученицы 11 класса А

МОУ школы № 85

Екатерины.

План реферата.

Введение.

1. Производство электроэнергии.

1. типы электростанций.

2. альтернативные источники энергии.

2. Передача электроэнергии.

трансформаторы.

3. Использование электроэнергии.

Введение.

Рождение энергетики произошло несколько миллионов лет тому назад, когда люди научились использовать огонь. Огонь давал им тепло и свет, был источником вдохновения и оптимизма, оружием против врагов и диких зверей, лечебным средством, помощником в земледелии, консервантом продуктов, технологическим средством и т.д.

Прекрасный миф о Прометее, даровавшем людям огонь, появился в Древней Греции значительно позже того, как во многих частях света были освоены методы довольно изощренного обращения с огнем, его получением и тушением, сохранением огня и рациональным использованием топлива.

На протяжении многих лет огонь поддерживался путем сжигания растительных энергоносителей (древесины, кустарников, камыша, травы, сухих водорослей и т.п.), а затем была обнаружена возможность использовать для поддержания огня ископаемые вещества: каменный уголь, нефть, сланцы, торф.

На сегодняшний день энергия остается главной составляющей жизни человека. Она дает возможность создавать различные материалы, является одним из главных факторов при разработке новых технологий. Попросту говоря, без освоения различных видов энергии человек не способен полноценно существовать.

Производство электроэнергии.

Типы электростанций.

Тепловая электростанция (ТЭС), электростанция, вырабатываю­щая электрическую энергию в результате пре­образования тепловой энергии, выделяю­щейся при сжигании органического топлива. Первые ТЭС появились в конце 19 века и получили преимущественное распространение. В середине 70-х годов 20 века ТЭС - основной вид элек­трической станций.

На тепловых электростанциях химическая энергия топлива преобразуется сначала в механическую, а затем в электрическую. Топливом для такой электростанции могут служить уголь, торф, газ, горючие сланцы, мазут.

Тепловые электрические стан­ции подразделяют на конденсационные (КЭС), предназначенные для выработки только электрической энергии, и теплоэлектро­централи (ТЭЦ), производящие кроме электрической тепловую энергию в виде горячей воды и пара. Крупные КЭС районного значения получили название государственных районных электро­станций (ГРЭС).

Простейшая принципиальная схема КЭС, работающей на угле, представлена на рисунке. Уголь подается в топливный бункер 1, а из него - в дробильную установку 2, где превраща­ется в пыль. Угольная пыль поступает в топку парогенератора (парового котла) 3, имеющего систему трубок, в которых цир­кулирует химически очищенная вода, называемая питательной. В котле вода нагревается, испаряется, а образовавшийся насы­щенный пар доводится до температуры 400-650 °С и под дав­лением 3-24 МПа поступает по паропроводу в паровую турби­ну 4. Параметры пара зависят от мощности агрегатов.

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. При этом потребители электроэнергии могут находиться на значи­тельном расстоянии от стан­ции.

Теплоэлектроцентраль отли­чается от конденсационной станции установленной на ней специальной теплофикационной турбиной с отбором пара. На ТЭЦ одна часть пара полностью используется в турбине для выработки электроэнергии в генераторе 5 и затем поступает в конденсатор 6, а другая, имеющая большую температуру и давление, отбирается от промежуточной ступени турбины и исполь­зуется для теплоснабжения. Конденсат насосом 7 через деаэра­тор 8 и далее питательным насосом 9 подается в парогенератор. Количество отбираемого пара зависит от потребности предприя­тий в тепловой энергии.

Коэффициент полезного действия ТЭЦ достигает 60-70%. Такие станции строят обычно вблизи потребителей - про­мышленных предприятий или жилых массивов. Чаще всего они работают на привозном топливе.

Значительно меньшее распространение полу­чили тепловые станции с газотурбинными (ГТЭС), парогазовыми (ПГЭС) и дизельными установками.

В камере сгорания ГТЭС сжигают газ или жидкое топливо; продукты сгорания с темпера­турой 750-900 ºС поступают в газо­вую турбину, вращающую электрогене­ратор. Кпд таких ТЭС обычно составляет 26-28%, мощность - до нескольких со­тен МВт. ГТЭС обычно применяются для покрытия пиков электрической нагрузки. Кпд ПГЭС может достигать 42 - 43%.

Наиболее экономичными яв­ляются крупные тепловые паро­турбинные электростанции (сокра­щенно ТЭС). Большинство ТЭС нашей страны используют в ка­честве топлива угольную пыль. Для выработки 1 кВт-ч электроэнергии затрачивается несколько сот грам­мов угля. В паровом котле свыше 90% выделяемой топливом энергии передается пару. В турбине кине­тическая энергия струй пара пере­дается ротору. Вал турбины жестко соединен с валом генератора.

Современные паровые турбины для ТЭС - весьма совершенные, быстроходные, высокоэкономичные машины с большим ресурсом работы. Их мощность в одновальном исполнении достигает 1 млн. 200 тыс. кВт, и это не является пределом. Такие машины всегда бывают многоступенчатыми, т. е. имеют обыч­но несколько десятков дисков с рабочими лопат­ками и такое же количество, перед каждым диском, групп сопел, через которые протекает струя пара. Давление и температура пара постепенно снижаются.

Из курса физики из­вестно, что КПД тепловых двига­телей увеличивается с ростом на­чальной температуры рабочего тела. Поэтому поступающий в турбину пар доводят до высоких параметров: температуру - почти до 550 °С и давление - до 25 МПа. Коэффи­циент полезного действия ТЭС дости­гает 40%. Большая часть энергии теряется вместе с горячим отрабо­танным паром.

Гидроэлектрическая станция (ГЭС), комплекс сооружений и оборудования, посредством которых энергия потока воды преобразуется в электрическую энергию. ГЭС состоит из последовательной цепи гид­ротехнических сооружений, обеспечи­вающих необходимую концентрацию по­тока воды и создание напора, и энергетического оборудования, преобразующего энергию движущейся под напором воды в механическую энергию вращения, которая, в свою очередь, преобразуется в электрическую энергию.

Напор ГЭС создается концентрацией падения реки на используемом участке плотиной, либо деривацией, либо плотиной и дери­вацией совместно. Основное энергетическое оборудование ГЭС размещается в здании ГЭС: в машинном зале электростанции - гидроагрегаты, вспомогательное оборудование, устройства автоматического управления и контроля; в центральном посту управления - пульт оператора-диспетчера или автооператор гидро­электростанции. Повышающая транс­форматорная подстанция размещается как внутри здания ГЭС, так и в отдельных зда­ниях или на открытых площадках. Рас­пределительные устройства зачастую располагаются на открытой площадке. Здание ГЭС может быть разделено на секции с одним или несколькими агрегатами и вспомогательным оборудованием, отделённые от смежных частей здания. При здании ГЭС или внутри него создаётся монтаж­ная площадка для сборки и ремонта раз­личного оборудования и для вспомогательных операций по обслуживанию ГЭС.

По установленной мощности (в МВт) различают ГЭС мощные (св. 250), сред­ние (до 25) и малые (до 5). Мощность ГЭС зависит от напора (разности уровней верхнего и нижнего бьефа), расхода воды, используемого в гидротурбинах, и кпд гидроагрегата. По ряду причин (вследствие, например, сезонных изменений уровня воды в во­доёмах, непостоянства нагрузки энерго­системы, ремонта гидроагрегатов или гидротехнических сооружений и т. п.) напор и расход воды непрерывно меняются, а, кроме того, меняется расход при регули­ровании мощности ГЭС. Различают го­дичный, недельный и суточный циклы режима работы ГЭС.

По максимально используемому напо­ру ГЭС делятся на высоконапорные (более 60 м), средненапорные (от 25 до 60 м) и низконапорные (от 3 до 25 м). На равнинных реках напоры редко пре­вышают 100 м, в горных условиях посредством плотины можно создавать напоры до 300 м и более, а с помощью дерива­ции - до 1500 м. Подразделение ГЭС по используемому напору имеет при­близительный, условный характер.

По схеме использования водных ре­сурсов и концентрации напоров ГЭС обыч­но подразделяют на русловые , приплотинные , деривационные с напорной и без­напорной деривацией, смешанные, гидроаккумулирующие и приливные .

В русловых и приплотинных ГЭС напор воды создаётся плотиной, пе­регораживающей реку и поднимающей уровень воды в верхнем бьефе. При этом неизбежно некоторое затопление долины реки. Русловые и приплотинныс ГЭС строят и на равнинных многоводных реках и на горных реках, в узких сжатых долинах. Для русловых ГЭС характерны напоры до 30-40 м.

При более высоких напорах оказывает­ся нецелесообразным передавать на зда­ние ГЭС гидростатичное давление воды. В этом случае применяется тип плотиной ГЭС, у которой напорный фронт на всём протяжении перекрывается плотиной, а здание ГЭС располагается за пло­тиной, примыкает к нижнему бьефу.

Другой вид компоновки приплотинная ГЭС соответствует горным усло­виям при сравнительно малых рас­ходах реки.

В деривационных ГЭС кон­центрация падения реки создаётся по­средством деривации; вода в начале ис­пользуемого участка реки отводится из речного русла водоводом, с уклоном, зна­чительно меньшим, чем средний уклон реки на этом участке и со спрямлением изги­бов и поворотов русла. Конец деривации подводят к месту расположения здания ГЭС. Отработанная вода либо возвраща­ется в реку, либо подводится к следующей де­ривационной ГЭС. Деривация выгодна тогда, когда уклон реки велик.

Особое место среди ГЭС занимают гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) и приливные электростанции (ПЭС). Сооружение ГАЭС обусловлено ростом потребности в пиковой мощности в крупных энергетических системах, что и определяет генераторную мощность, тре­бующуюся для покрытия пиковых на­грузок. Способность ГАЭС аккумулиро­вать энергию основана на том, что сво­бодная в энергосистеме в некоторый пе­риод времени электрическая энергия используется агрегатами ГАЭС, которые, работая в ре­жиме насоса, нагнетают воду из водохра­нилища в верхний аккумулирующий бас­сейн. В период пиков нагрузки аккуму­лированная энергия возвращается в энергосистему (вода из верхнего бассей­на поступает в напорный трубопровод и вращает гидроагрегаты, работающие в режиме генератора тока).

ПЭС преобразуют энергию морских приливов в электрическую. Электроэнер­гия приливных ГЭС в силу некоторых особенностей, связанных с периодичным ха­рактером приливов и отливов, может быть использована в энергосистемах лишь совместно с энергией регулирующих электростанций, которые восполняют про­валы мощности приливных электростан­ций в течение суток или месяцев.

Важнейшая особенность гидроэнергетических ресурсов по сравнению с топливно-энергетическими ресурсами - их непрерывная возобновляемость. Отсутствие потребности в топливе для ГЭС определяет низ­кую себестоимость вырабатываемой на ГЭС электроэнергии. Поэтому сооруже­нию ГЭС, несмотря на значительные, удельные капиталовложения на 1 кВт установлен­ной мощности и продолжительные сроки строи­тельства, придавалось и придаётся боль­шое значение, особенно когда это связано с размещением электроёмких производств.

Атомная электростанция (АЭС), электростанция, в которой атомная (ядер­ная) энергия преобразуется в элект­рическую. Генератором энергии на АЭС является атомный реактор. Тепло, которое выделя­ется в реакторе в результате цепной реакции деления ядер некоторых тяжёлых элементов, затем так же, как и на обыч­ных тепловых электростанциях (ТЭС), преобразуется в электроэнергию. В отли­чие от ТЭС, работающих на органическом топливе, АЭС работает на ядерном горю­чем (в основе 233 U, 235 U, 239 Pu). Установлено, что мировые энергетические ресурсы ядерного горючего (уран, плутоний и др.) существенно превышают энергоресурсы природных запасов органического, топлива (нефть, уголь, природный газ и др.). Это открывает широкие перспективы для удовлетворе­ния быстро растущих потребностей в топ­ливе. Кроме того, необходимо учиты­вать всё увеличивающийся объём потреб­ления угля и нефти для технологических целей мировой химической промышленности, которая становится серьёзным конкурентом тепло­вых электростанций. Несмотря на откры­тие новых месторождений органического топ­лива и совершенствование способов его добычи, в мире наблюдается тенденция к относительному, увеличению его стоимости. Это создаёт наиболее тяжёлые условия для стран, имеющих ограниченные запасы топлива органического происхождения. Очевидна необходимость быстрейшего развития атомной энергетики, которая уже занимает заметное место в энергетическом балансе ряда промышленных стран мира.

Принципиальная схема АЭС с ядерным реактором, имеющим водяное охлаждение, приведена на рис. 2. Тепло, выделяемое в активной зоне реактора теплоносителем, вбирается водой 1-го контура, которая прокачивается через реактор циркуляционным насосом.Нагретая вода из реактора поступает в теплообменник (парогенератор) 3, где передаёт тепло, полученное в реакторе воде 2-го контура. Вода 2-го контура испаряется в парогенераторе, и образуется пар, который затем поступает в турбину 4.

Наиболее часто на АЭС применяют 4 типа реакторов на тепловых нейтронах:

1) водо-водяные с обычной водой в качестве замедлителя и теплоносителя;

2) графитоводные с водяным теплоносителем и графитовым замедлителем;

3) тяжеловодные с водяным теплоносителем и тяжёлой водой в качестве замедлителя;

4) граффито - газовые с газовым теплоноси­телем и графитовым замедлителем.

Выбор преимущественно применяемого типа реактора определяется главным образом на­копленным опытом в реактороносителе, а также наличием необходимого промышленного оборудования, сырьевых запасов и т. д.

К реактору и обслуживающим его си­стемам относятся: собственно реактор с биологическойзащитой, теплообменни­ки, насосы или газодувные установки, осуществляющие циркуляцию теплоноси­теля, трубопроводы и арматура циркуляции контура, устройства для перезагруз­ки ядерного горючего, системы специальной вентиляции, аварийного расхолаживания и др.

Для предохранения персонала АЭС от радиационного облучения реактор окружают биологической защитой, основным материалом для которой служат бетон, вода, серпантиновый песок. Оборудование реакторного контура должно быть полностью герме­тичным. Предусматривается система конт­роля мест возможной утечки теплоноси­теля, принимают меры, чтобы появление не плотностей и разрывов контура не приводило к радиоактивным выбросам и загрязнению помещений АЭС и окружаю­щей местности. Радиоактивный воздух и не­большое количество паров теплоносителя, обусловленное наличием протечек из контура, удаляют из необслуживаемых помещений АЭС специальной системой вентиляции, в которой для исключения возможно­сти загрязнения атмосферы предусмот­рены очистные фильтры и газгольдеры выдержки. За выполнением правил ра­диационной безопасности персоналом АЭС сле­дит служба дозиметрического контроля.

Наличие биологической защиты, систем специальной вентиляции и аварийного расхо­лаживания и службы дозиметрического контро­ля позволяет полностью обезопасить обслуживающий персонал АЭС от вред­ных воздействий радиоактивного облу­чения.

АЭС, являющиеся наиболее современным видом электростанций, имеют ряд существенных преимуществ перед другими видами электростанций: при нормальных условиях функционирования они абсолютно не загрязняют окружающую среду, не требуют привязки к источнику сырья и соответственно могут быть размещены практически везде. Новые энергоблоки имеют мощность практически равную мощности средней ГЭС, однако коэффициент использования установленной мощности на АЭС (80%) значительно превышает этот показатель у ГЭС или ТЭС.

Значительных недостатков АЭС при нормальных условиях функционирования практически не имеют. Однако нельзя не заметить опасность АЭС при возможных форс-мажорных обстоятельствах: землетрясениях, ураганах, и т. п. - здесь старые модели энергоблоков представляют потенциальную опасность радиационного заражения территорий из-за неконтролируемого перегрева реактора.

Альтернативные источники энергии.

Энергия солнца.

В последнее время интерес к проблеме использования солнечной энергии резко возрос, ведь потенциальные возможности энергетики, основанной на использование непосредственного солнечного излучения, чрезвычайно велики.

Простейший коллектор солнечного излучения представляет собой зачерненный металлический (как правило, алюминиевый) лист, внутри которого располагаются трубы с циркулирующей в ней жид­костью. Нагретая за счет солнечной энергии, поглощенной кол­лектором, жидкость поступает для непосредственного использова­ния.

Солнечная энергетика относится к наиболее материалоемким видам производства энергии. Крупномасштабное использование солнечной энергии влечет за собой гигантское увеличение пот­ребности в материалах, а, следовательно, и в трудовых ресурсах для добычи сырья, его обогащения, получения материалов, изготовления гелиостатов, коллекторов, другой аппаратуры, их перевозки.

Пока еще электрическая энергия, рожденная солнечными луча­ми, обходится намного дороже, чем получаемая традиционными способами. Ученые надеются, что эксперименты, которые они прове­дут на опытных установках и станциях, помогут решить не только технические, но и экономические проблемы.

Ветровая энергия.

Огромна энергия движущихся воздушных масс. Запасы энергии ветра более чем в сто раз превышают запасы гидроэнергии всех рек планеты. Постоянно и повсюду на земле дуют ветры. Климатические условия позволяют развивать ветроэнергетику на огромной территории.

Но в наши дни двигатели, использующие ветер, покрыва­ют всего одну тысячную мировых потребностей в энергии. Потому к созданию конструкций ветроколеса-сердца любой ветроэнергетической установки привлекаются специалисты-са­молетостроители, умеющие выбрать наиболее целесообразный про­филь лопасти, исследовать его в аэродинамической трубе. Усили­ями ученых и инженеров созданы самые разнообразные конструкции современных ветровых установок.

Энергия Земли.

Издавна люди знают о стихийных проявлениях гигантской энергии, таящейся в недрах земного шара. Память человечества хранит предания о катастрофических извержениях вулканов, унес­ших миллионы человеческих жизней, неузнаваемо изменивших облик многих мест на Земле. Мощность извержения даже сравнительно небольшого вулкана колоссальна, она многократно превышает мощ­ность самых крупных энергетических установок, созданных руками человека. Правда, о непосредственном использовании энергии вулканических извержений говорить не приходится, нет пока у лю­дей возможностей обуздать эту непокорную стихию.

Энергия Земли пригодна не только для отопления помещений, как это происходит в Исландии, но и для получения электроэнергии. Уже давно работают электростанции, использующие горячие подземные источники. Первая такая электростанция, совсем еще маломощная, была построена в 1904 году в небольшом итальянском городке Лардерелло. Пос­тепенно мощность электростанции росла, в строй вступали все новые агрегаты, использовались новые источники горячей воды, и в наши дни мощность станции достигла уже внушительной величи­ны-360 тысяч киловатт.

Передача электроэнергии.

Трансформаторы.

Вы приобрели холодильник ЗИЛ. Продавец вас предупредил, что холодильник рассчитан на напряжение в сети 220 В. А у вас в доме сетевое напряжение 127 В. Безвыходное положение? Ничуть. Просто придется сделать дополнительную затрату и приобрести трансформатор.

Трансформатор - очень простое устройство, которое позволяет, как повышать, так и понижать напряжение. Преобразование переменного тока осуществляется с помощью трансформаторов. Впервые трансформаторы были использованы в 1878 г. русским ученым П. Н. Яблочковым для питания изобре­тенных им «электрических свечей» - нового в то время источника света. Идея П. Н. Яблочкова была развита сотрудником Москов­ского университета И. Ф. Усагиным, сконструировавшим усовершенствованные трансформаторы.

Трансформатор состоит из замкнутого железного сердечника, на который надеты две (иногда и более) катушки с проволочны­ми обмотками (рис. 1). Одна из обмоток, называемая первич­ной, подключается к источнику переменного напряжения. Вторая обмотка, к которой присоединяют «нагрузку», т. е. приборы и устройства, потребляющие электроэнергию, называется вторич­ной.

Действие трансформатора основано на явлении электромаг­нитной индукции. При прохождении переменного тока по первич­ной обмотке в железном сердечнике появляется переменный маг­нитный поток, который возбуждает ЭДС индукции в каждой обмотке. Причем мгновенное значение ЭДС индукции е в любом витке первичной или вторичной обмотки согласно закону Фарадея определяется формулой:

е = - Δ Ф/ Δ t

Если Ф = Ф 0 соsωt, то

е = ω Ф 0 sin ω t , или

е = E 0 sin ω t ,

где E 0 = ω Ф 0 - амплитуда ЭДС в одном витке.

В первичной обмотке, имеющей п 1 витков, полная ЭДС индук­ции e 1 равна п 1 е.

Во вторичной обмотке полная ЭДС. е 2 равна п 2 е, где п 2 - чис­ло витков этой обмотки.

Отсюда следует, что

e 1 е 2 = п 1 п 2 . (1)

Сумма напряжения u 1 , приложенного к первичной обмотке, и ЭДС e 1 должна равняться падению напряжения в первичной обмотке:

u 1 + e 1 = i 1 R 1 , где R 1 - активное сопротивление обмотки, а i 1 - сила тока в ней. Данное уравнение непосредственно вытекает из общего урав­нения. Обычно активное сопротивле­ние обмотки мало и членом i 1 R 1 можно пре­небречь. Поэтому

u 1 ≈ -e 1 . (2)

При разомкнутой вторичной обмотке трансформатора ток в ней не течет, и имеет место соотношение:

u 2 ≈ - e 2 . (3)

Так как мгновенные значения ЭДС e 1 и e 2 изменяются синфазно, то их отношение в формуле (1) можно заменить отношением дей­ствующих значений E 1 и E 2 этих ЭДС или, учитывая равенства (2) и (3), отношением действующих значений напряжений U 1 и U 2 .

U 1 /U 2 = E 1 / E 2 = n 1 / n 2 = k . (4)

Величина k называется коэффициентом трансформации. Ес­ли k >1, то трансформатор является понижающим, при k <1 - повышающим.

При замыкании цепи вторичной обмотки в ней течет ток. Тогда соотношение u 2 ≈ - e 2 уже не выполняется точно, и соответ­ственно связь между U 1 и U 2 становится более сложной, чем в уравнении (4).

Согласно закону сохранения энергии, мощность в первичной цепи должна равняться мощности во вторичной цепи:

U 1 I 1 = U 2 I 2, (5)

где I 1 и I 2 - действующие значения силы в первичной и вто­ричной обмотках.

Отсюда следует, что

U 1 /U 2 = I 1 / I 2 . (6)

Это означает, что, повышая с помощью трансформатора на­пряжение в несколько раз, мы во столько же раз уменьшаем си­лу тока (и наоборот).

Вследствие неизбежных потерь энергии на выделение тепла в обмотках и железном сердечнике уравнения (5) и (6) вы­полняются приближенно. Однако в современных мощных транс­форматорах суммарные потери не превышают 2-3%.

В житейской практике часто приходится иметь дело с трансформаторами. Кроме тех трансформаторов, которыми мы пользуемся волей-неволей из-за того, что промышленные приборы рассчитаны на одно напряжение, а в городской сети используется другое, - кроме них приходится иметь дело с бобинами автомобиля. Бобина - это повышающий трансформатор. Для создания искры, поджигающей рабочую смесь, требуется высокое напряжение, которое мы и получаем от аккумулятора автомобиля, предварительно превратив постоянный ток аккумулятора в переменный с помощью прерывателя. Нетрудно сообразить, что с точностью до потерь энергии, идущей на нагревание трансформатора, при повышении напряжения уменьшается сила тока, и наоборот.

Для сварочных аппаратов требуются понижающие трансформаторы. Для сварки нужны очень сильные токи, и трансформатор сварочного аппарата имеет всего лишь один выходной виток.

Вы, наверное, обращали внимание, что сердечник трансформатора изготовляют из тонких листиков стали. Это сделано для того, чтобы не терять энергии при преобразовании напряжения. В листовом материале вихревые токи будут играть меньшую роль, чем в сплошном.

Дома вы имеете дело с маленькими трансформаторами. Что же касается мощных трансформаторов, то они представляют собой огромные сооружения. В этих случаях сердечник с обмотками помещен в бак, заполненный охлаждающим маслом.

Передача электроэнергии

Потребители электроэнергии имеются повсюду. Производит­ся же она в сравнительно немногих местах, близких к источникам топливных и гидроресурсов. Поэтому возникает необходимость передачи электроэнергии на расстояния, достигающие иногда сотен километров.

Но передача электроэнергии на большие расстояния связана с заметными потерями. Дело в том, что, протекая по линиям электропередачи, ток нагревает их. В соответствии с законом Джоуля - Ленца, энергия, расходуемая на нагрев проводов ли­нии, определяется формулой

где R - сопротивление линии. При большой длине линии переда­ча энергии может стать вообще экономически невыгодной. Для уменьшения потерь можно, конечно, идти по пути уменьшения сопротивления R линии посредством увеличения площади попе­речного сечения проводов. Но для уменьшения R, к примеру, в 100 раз нужно увеличить массу провода также в 100 раз. Ясно, что нельзя допустить такого большого расходования дорогостоя­щего цветного металла, не говоря уже о трудностях закрепления тяжелых проводов на высоких мачтах и т. п. Поэтому потери энергии в линии снижают другим путем: уменьшением тока в ли­нии. Например, уменьшение тока в 10 раз уменьшает количество выделившегося в проводниках тепла в 100 раз, т. е. достигается тот же эффект, что и от стократного утяжеления провода.

Так как мощность тока пропорциональна произведению силы тока на напряжение, то для сохранения передаваемой мощности нужно повысить напряжение в линии передачи. Причем, чем длиннее линия передачи, тем выгоднее использовать более высо­кое напряжение. Так, например, в высоковольтной линии переда­чи Волжская ГЭС - Москва используют напряжение в 500 кв. Между тем генераторы переменного тока строят на напряжения, не превышающие 16-20 кв., так как бо­лее высокое напряжение потребовало бы принятия более слож­ных специальных мер для изоляции обмоток и других частей генераторов.

Поэтому на крупных электростанциях ставят повышающие трансформаторы. Трансформатор увеличивает напряжение в ли­нии во столько же раз, во сколько уменьшает силу тока. Потери мощности при этом невелики.

Для непосредственного использования электроэнергии в дви­гателях электропривода станков, в осветительной сети и для дру­гих целей напряжение на концах линии нужно понизить. Это до­стигается с помощью понижающих трансформаторов. Причем обычно понижение напряжения и соответственно увеличение силы тока происходит в несколько этапов. На каждом этапе напряжение становится все меньше, а территория, охватываемая электрической сетью, - все шире. Схема передачи и распределения электроэнергии приведена на рисунке.

Электрические станции ряда областей страны соединены высоковольтными линиями передач, образуя общую электросеть, к которой присоединены потребители. Такое объединение называется энергосистемой. Энергосистема обеспечивает бесперебойность подачи энергии потребителям не зависимо от их месторасположения.

Использование электроэнергии.

Использование электроэнергетики в различных областях науки.

ХХ век стал веком, когда наука вторгается во все сферы жизни общества: экономику, политику, культуру, образование и т.д. Естественно, что наука непосредственно влияет на развитие энергетики и сферу применения электроэнергии. С одной стороны наука способствует расширению сферы применения электрической энергии и тем самым увеличивает ее потребление, но с другой стороны в эпоху, когда неограниченное использование невозобновляемых энергетических ресурсов несет опасность для будущих поколений, актуальными задачами науки становятся задачи разработки энергосберегающих технологий и внедрение их в жизнь.

Рассмотрим эти вопросы на конкретных примерах. Около 80% прироста ВВП (внутреннего валового продукта) развитых стран достигается за счет технических инноваций, основная часть которых связана с использованием электроэнергии. Все новое в промышленность, сельское хозяйство и быт приходит к нам благодаря новым разработкам в различных отраслях науки.

Большая часть научных разработок начинается с теоретических расчетов. Но если в ХIХ веке эти расчеты производились с помощью пера и бумаги, то в век НТР (научно-технической революции) все теоретические расчеты, отбор и анализ научных данных и даже лингвистический разбор литературных произведений делаются с помощью ЭВМ (электронно-вычислительных машин), которые работают на электрической энергии, наиболее удобной для передачи ее на расстояние и использования. Но если первоначально ЭВМ использовались для научных расчетов, то теперь из науки компьютеры пришли в жизнь.

Сейчас они используются во всех сферах деятельности человека: для записи и хранения информации, создания архивов, подготовки и редактирования текстов, выполнения чертежных и графических работ, автоматизации производства и сельского хозяйства. Электронизация и автоматизация производства - важнейшие последствия "второй промышленной" или "микроэлектронной" революции в экономике развитых стран. С микроэлектроникой непосредственно связано и развитие комплексной автоматизации, качественно новый этап которой начался после изобретения в 1971 году микропроцессора - микроэлектронного логического устройства, встраиваемого в различные устройства для управления их работой.

Микропроцессоры ускорили рост робототехники. Большинство применяемых ныне роботов относится к так называемому первому поколению, и применяются при сварке, резании, прессовке, нанесении покрытий и т.д. Приходящие им на смену роботы второго поколения оборудованы устройствами для распознавания окружающей среды. А роботы-"интеллектуалы" третьего поколения будут "видеть", "чувствовать", "слышать". Ученые и инженеры среди наиболее приоритетных сфер применения роботов называют атомную энергетику, освоение космического пространства, транспорта, торговлю, складское хозяйство, медицинское обслуживание, переработку отходов, освоение богатств океанического дна. Основная часть роботов работают на электрической энергии, но увеличение потребления электроэнергии роботами компенсируется снижением энергозатрат во многих энергоемких производственных процессах за счет внедрения более рациональных методов и новых энергосберегающих технологических процессов.

Но вернемся к науке. Все новые теоретические разработки после расчетов на ЭВМ проверяются экспериментально. И, как правило, на этом этапе исследования проводятся с помощью физических измерений, химических анализов и т.д. Здесь инструменты научных исследований многообразны - многочисленные измерительные приборы, ускорители, электронные микроскопы, магниторезонансные томографы и т.д. Основная часть этих инструментов экспериментальной науки работают на электрической энергии.

Очень бурно развивается наука в области средств связи и коммуникаций. Спутниковая связь используется уже не только как средство международной связи, но и в быту - спутниковые антенны не редкость и в нашем городе. Новые средства связи, например волоконная техника, позволяют значительно снизить потери электроэнергии в процессе передачи сигналов на большие расстояния.

Не обошла наука и сферу управления. По мере развития НТР, расширения производственной и непроизводственной сфер деятельности человека, все более важную роль в повышении их эффективности начинает играть управление. Из своего рода искусства, еще недавно основывавшегося на опыте и интуиции, управление в наши дни превратилось в науку. Наука об управлении, об общих законах получения, хранения, передачи и переработки информации называется кибернетикой. Этот термин происходит от греческих слов "рулевой", "кормчий". Он встречается в трудах древнегреческих философов. Однако новое рождение его произошло фактически в 1948 году, после выхода книги американского ученого Норберта Винера "Кибернетика".

До начала "кибернетической" революции существовала только бумажная Информатика, основным средством восприятия которой оставался человеческий мозг, и которая не использовала электроэнергию. "Кибернетическая" революция породила принципиально иную - машинную информатику, соответствующую гигантски возросшим потокам информации, источником энергии для которой служит электроэнергия. Созданы совершенно новые средства получения информации, ее накопления, обработки и передачи, в совокупности образующие сложную информационную структуру. Она включает АСУ (автоматизированные системы управления), информационные банки данных, автоматизированные информационные базы, вычислительные центры, видеотерминалы, копировальные и фототелеграфные аппараты, общегосударственные информационные системы, системы спутниковой и скоростной волокнисто-оптической связи - все это неограниченно расширило сферу использования электроэнергии.

Многие ученые считают, что в данном случае речь идет о новой "информационной" цивилизации, приходящей на смену традиционной организации общества индустриального типа. Такая специализация характеризуется следующими важными признаками:

· широким распространением информационной технологии в материальном и нематериальном производстве, в области науки, образования, здравоохранения и т.д.;

· наличием широкой сети различных банков данных, в том числе общественного пользования;

· превращение информации в один из важнейших факторов экономического, национального и личного развития;

· свободной циркуляцией информации в обществе.

Такой переход от индустриального общества к "информационной цивилизации" стал возможен во многом благодаря развитию энергетики и обеспечению удобным в передаче и применении видом энергии - электрической энергией.

Электроэнергия в производстве.

Современное общество невозможно представить без электрификации производственной деятельности. Уже в конце 80-х годов более 1/3 всего потребления энергии в мире осуществлялось в виде электрической энергии. К началу следующего века эта доля может увеличиться до 1/2. Такой рост потребления электроэнергии прежде всего связан с ростом ее потребления в промышленности. Основная часть промышленных предприятий работает на электрической энергии. Высокое потребление электроэнергии характерно для таких энергоемких отраслей, как металлургия, алюминиевая и машиностроительная промышленность.

Электроэнергия в быту.

Электроэнергия в быту неотъемлемый помощник. Каждый день мы имеем с ней дело, и, наверное, уже не представляем свою жизнь без нее. Вспомните, когда последний раз вам отключали свет, то есть в ваш дом не поступала электроэнергия, вспомните, как вы ругались, что ничего не успеваете и вам нужен свет, вам нужен телевизор, чайник и куча других электроприборов. Ведь если нас обесточить навсегда, то мы просто вернемся в те давние времена, когда еду готовили на костре и жили в холодных вигвамах.

Значимости электроэнергии в нашей жизни можно посветить целую поэму, настолько она важна в нашей жизни и настолько мы привыкли к ней. Хотя мы уже и не замечаем, что она поступает к нам в дома, но когда ее отключают, становится очень не комфортно.

Цените электроэнергию!

Список используемой литературы.

1. Учебник С.В.Громова «Физика, 10 класс». Москва: Просвещение.

2. Энциклопедический словарь юного физика. Состав. В.А. Чуянов, Москва: Педагогика.

3. Эллион Л., Уилконс У.. Физика. Москва: Наука.

4. Колтун М. Мир физики. Москва.

5. Источники энергии. Факты, проблемы, решения. Москва: Наука и техника.

6. Нетрадиционные источники энергии. Москва: Знание.

7. Юдасин Л.С.. Энергетика: проблемы и надежды. Москва: Просвещение.

8. Подгорный А.Н. Водородная энергетика. Москва: Наука.

Преобразование первичной энергии во вторичную, в частности в электрическую, осуществляется на станциях, которые в своем назва­нии содержат указание на то, какой вид первичной энергии в какой вид вторичной преобразуется на них:

ТЭС – тепловая электрическая станция преобразует тепловую энергию в электрическую;

ГЭС – гидроэлектростанция преобразует механическую энер­гию движения воды в электрическую;

ГАЭС – гидроаккумулирующая станция преобразует механи­ческую энергию движения предварительно накопленной в искус­ственном водоеме воды в электрическую;

АЭС – атомная электростанция преобразует атомную энергию ядерного топлива в электрическую;

ПЭС – приливная электростанция преобразует энергию при­ливов в электрическую, и т. д.

В Республике Беларусь более 95% энергии вырабатывается на ТЭС. По назначению тепловые электро­станции (ТЭС) делятся на два типа:

КЭС – конденсационные тепловые электростанции, предназ­наченные для выработки только электрической энергии;

ТЭЦ – теплоэлектроцентрали, на которых осуществляется со­вместное производство электрической и тепловой энергии .

На рис. 1. представлена тепловая схема ТЭС. Ее основное обору­дование состоит из котла-парогенератора ПГ, турбины Т и генератора Г. В котле при сжигании топлива выделяется теп­ловая энергия, которая преобразуется в энергию водяного пара. В турбине Т водяной пар превраща­ется в механическую энергию вращения. Гене­ратор Г превращает энер­гию вращения в электри­ческую. Тепловая энергия для нужд потребления может быть взята в виде пара из турбины либо котла. На рис. 1. кроме основного оборудования ТЭС показаны конден­сатор пара К, в котором отработанный пар, отдавая скрытую теплоту парообразования охлаждающей его воде, с помощью циркуляционного насоса Н в виде конденсата вновь подается в котел-парогенератор. Схе­ма ТЭЦ отличается тем, что взамен конденсатора устанавливается теп­лообменник, где пар при значительном давлении нагревает воду, пода­ваемую в главные тепловые магистрали. Технология преобразований энергии на ТЭС может быть представ­лена в виде цепи следующих превращений:

Рис. 1. Тепловая схема ТЭС

Топливо и окислитель, которым обычно служит воздух, непрерывно поступает в топку котла. В качестве топлива чаще всего используются уголь, сланцы, природный газ и мазут (продукт переработки нефти – остаток пос­ле отгонки из нефти бензина, керосина и других легких фракций). Однако использование природного газа и особенно мазута в перспективе должно сокращаться, так как это слишком ценные вещества, чтобы их использо­вать в качестве котельного топлива. За счет тепла, образующегося в резуль­тате сжигания топлива, в паровом котле вода превращается в пар с температурой около 550°С. КПД ТЭС – это отношение полученной электрической энергии к тепловой энергии, образовавшейся при сжигании топлива; он растет при повышении начальной температуры пара. Но при этом для наиболее ответственных деталей установки, испытывающих боль­шие механические нагрузки в сочетании с высокой температурой, прихо­дится применять высококачественные, дорогие стали. Выигрыш в КПД не компенсирует повышенных затрат на металл. В турбине способ преобразования тепловой энергии пара в меха­ническую энергию состоит в следующем. Пар высокого давления и тем­пературы, имеющий большую тепловую энергию, из котла поступает в сопла турбины. Сопла – это неподвижно укрепленные, не вращающие­ся вместе с валом турбины, сделанные из металла каналы, в которых температура и давление пара уменьшаются, а значит, уменьшается и его тепловая энергия, но зато увеличивается скорость движения потока пара. Таким образом, за счет уменьшения тепловой энергии пара возра­стает его механическая (кинетическая) энергия. При этом механическая энергия потока пара превращается в механическую энергию ротора турбины, а точнее – в механическую энергию турбогенератора, так как валы турбины и элек­трического генератора соединены между собой. Современные паровые турбины для ТЭС – весьма совершенные, быстроходные, высокоэкономичные машины. Количество охлаждающей воды должно быть в несколько десятков раз больше, чем количество конденсируемого пара. Поэтому ТЭС стро­ят поблизости от крупных водных источников. Процесс производства электроэнергии на ТЭС условно можно раз­делить на три цикла: химический – горение, в результате которого внутренняя хи­мическая энергия топлива превращается в тепловую и переда­ется пару; механический – тепловая энергия пара превращается в энергию вращения турбины и ротора турбогенератора; электрический – механическая энергия превращается в элект­рическую .

Предприятиями, на которых производится тепловая и электрическая энергии, являются: ТЭС на углеводородном топливе, ТЭЦ производит электрическую и тепловую энергию, АЭС использует энергию ядерного распада. ТЭС включает комплект оборудования, в котором внутренняя химическая энергия топлива (твердого, жидкого или газообразного) превращается в тепловую энергию воды и пара, преобразующуюся в механическую энергию вращения, которая и вырабатывает электрическую энергию. Поступающее со склада в парогенератор топливо при сжигании выделяет тепловую энергию, которая, нагревая подведенную с водозабора воду, преобразует ее в энергию водяного пара с температурой 550˚С. В турбине энергия водяного пара превращается в механическую энергию вращения, передающуюся на генератор, который превращает ее в электрическую. В конденсаторе пара отработанный пар с температурой 123-125˚С отдает скрытую теплоту парообразования охлаждающей его воде и с помощью циркулярного насоса в виде конденсата вновь подается в котел-парогенератор. На ТЭС могут использоваться газотур­бинные установки (ГТУ). Широкое распространение газовые турбины получили на транспорте в качестве основных элементов авиационных двигателей, на железнодорожном транспорте – газотурболокомотивы.

В ГТУ в качестве рабочего тела служит смесь продуктов сго­рания топлива с воздухом или нагретый воздух при большом дав­лении и высокой температуре. По конструктивному исполнению и принципу преобразования энергии газовые турбины не отличаются от паровых. Экономичность работы газовых турбин примерно такая же, как и двигателей внутрен­него сгорания, а при очень высоких температурах рабочего тела их экономичность выше. Газовые турбины более компактны, чем паро­вые турбины и двигатели внутреннего сгорания аналогичной мощно­сти. Важнейшим преимуществом газовой турбины является ее высокая маневренность: время запуска составляет 1–1,5 мин. ТЭС с газотурбинными установками более маневренна, чем паротурбинная, легко пускается, останавливается, регулируется. Недостаток ГТУ заключается в том, что газовые турбины работают, в основном, на жидком высокосортном топливе или на газообразном (природный газ; искусственный газ, по­лучаемый при особом сжигании твердых топлив). Тем не менее, ана­литические исследования перспективных направлений развития ми­ровой энергетики называют ГТУ в числе наиболее прогрессивных преобразователей энергии XXI века. На рис. 2. представлена принципиальная схема ТЭС с газотурбин­ной установкой.

Рис. 2. Схема ТЭС с газотурбинной установкой (ГТУ)

В камеру сгорания 1 подается жидкое или газообраз­ное топливо и воздух. Образующиеся в ней газы 2 высокого давления при температуре 750-770°С направляются на рабочие лопатки турби­ны 3. Турбина 3 вращает электрический генератор 4, вырабатывающий электрическую энергию, и компрессор 5, служащий для подачи под дав­лением воздуха 6 в камеру сгорания. Сжатый в компрессоре 5 воздух 6 перед подачей в камеру сгорания 1 подогревается в регенераторе 7 от­работанными в турбине горючими газами 8. Подогрев воздуха позволя­ет повысить эффективность сжигания топлива в камере сгорания. Для повышения экономической эффективности использования ГТУ на ТЭС применяют парогазовые установки – совмещение газотур­бинных и паротурбинных агрегатов. Они являются высокоманеврен­ными и служат для покрытия пиковых нагрузок в энергосистеме. Принципиальная схема ТЭС с парога­зовой установкой приведена на рис. 3. На ней обозначены: 1– паро­генератор, 2 – компрессор, 3 – газовая турбина, 4 – генератор, 5 – паровая турбина, 6 – конденсатор, 7 – насос, 8 – экономайзер. Экономайзер по­зволяет отработанные в турбине газы использовать для подогрева пита­тельной воды, что дает возможность уменьшить расход топлива и по­высить КПД до 44%.

Рис. 3. Схема ТЭС с парогазовой установкой

На рис. 4. представлена еще одна возможная схема ТЭС с парогазовой установкой – с выбросом отработанных газов в паровой котел. Здесь 8 – камера сгорания.

Рис. 4. Схема ТЭС с парогазовой установкой с выбросом отработанных газов в паровой котел

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), где осуществляется комплексная вы­работка электрической и тепловой энергии, обладают КПД в 1,5-1,7 раз выше, достигающим 60-65%. Комплексная выработка электро­энергии и тепла очень выгодна. Многим отраслям промышленности: химической, металлургичес­кой, текстильной, пищевой и др. тепло необходимо для технологичес­ких целей. Примерно 50% добываемого топлива расходуется на тепло­вые нужды предприятий. Отработанный в турбинах КЭС пар имеет температуру 25-30°С и давление около 0,04 бара (0,04-10~7МПа) и не­пригоден для использования в технологических целях на предприяти­ях. Тре­буется горячая вода и для отопления жилых зданий. Тепловая энергия в виде пара указанных параметров и горячей воды может производиться централизованно на ТЭЦ и в крупных ко­тельных или децентрализованно на заводских мини-ТЭЦ и в индиви­дуальных котельных. На ТЭЦ для получения пара с необходимыми потребителю парамет­рами используют специальные турбины с промежуточными отборами пара. В них, после того как часть энергии пара израсходуется на приведе­ние в движение турбины и параметры его понизятся, производится отбор некоторой доли пара для потребителей. Оставшаяся доля пара обычным способом используется в турбине для приведения ее во вращение и затем поступает в конденсатор. Поскольку для части пара перепад давления оказывается меньшим, то несколько возрастает расход топлива на выра­ботку электроэнергии. Однако это увеличение в конечном счете меньше по сравнению с расходом топлива в случае раздельной выработки элект­рической энергии и тепла на небольших котельных. При сжигании топ­лива только для получения тепла, например для отопления, весь «темпе­ратурный напор» примерно от 1500°С до 100°С, т.е. от температуры, получаемой при сжигании топлива, до температуры, нужной для отопле­ния, никак не используется. Выгоднее использовать этот температурный интервал больше 1000°С для получения из тепловой энергии механичес­кой, а тепло (около 100°С) направить на отопление. Конечно, в этом слу­чае механической энергии при том же количестве сжигаемого топлива получится меньше за счет повышения конечной температуры примерно на 70°С (с 30 до 100°С). Такое повышение необходимо для обеспечения температуры воды на нужды отопления. Горячая вода и пар под давлени­ем до 3 МПа доставляются потребителям по трубопроводам. Совокуп­ность трубопроводов для передачи тепла называется тепловой сетью. Передача тепла в виде пара неэкономична на расстояние более 5–7 км .

Централизованное теплоснабжение на базе комплексной выработ­ки тепловой и электрической энергии обеспечивает в настоящее время основную долю потребности в тепле промышленного и жилищно-ком­мунального хозяйства, уменьшает расход топливно-энергетических ре­сурсов, а также материальных и трудовых затрат в системах теплоснаб­жения, имеет экологические преимущества. Однако при максимальной централизации теплоснабжения на ТЭЦ можно выработать только 25-30% требуемой электрической энер­гии. Работа же конденсационных станций определяется условиями вы­работки электроэнергии, которую технологически и экономически возможно передавать на значительные расстояния. Это делает благо­приятным концентрацию больших электрических мощностей и позво­ляет быстро наращивать электроэнергетический потенциал страны. Поэтому в национальной энергетической системе необходимо и целе­сообразно сочетание КЭС и ТЭЦ.

В качестве весьма энергоэффективного решения снабжения крупных производств элект­роэнергией и теплом рассматриваются мини-ТЭЦ. Атомная электростанция (АЭС) по своей сути также является теп­ловой электростанцией. Однако вместо котла, где сжигается органическое топливо, использует­ся ядерный реактор. Внутриядерная энергия превращается в тепловую энергию пара, которая затем – в механическую энергию вращения тур­богенератора и в электрическую энергию. Наличие термодинамическо­го цикла на АЭС ограничивает КПД этой станции, как и обычных теп­ловых станций. Недостаток АЭС заключается также в отсутствии маневренности: пуск и останов блоков и агрегатов этих станций требу­ет значительных затрат времени и труда.

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 КЭС 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).

Рис.1. Общий вид современной КЭС
1 - главный корпус, 2 - вспомогательный корпус,
3 - открытое распределительное устройство, 4 - склад топлива

Рис.2. 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.

На рис.1 показан общий вид современной КЭС, а на рис.2 - упрощенная принципиальная технологическая схема энергоблока КЭС. 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. Построение КЭС по блочному принципу дает определенные технико-экономические преимущества, которые заключаются в следующем:

• облегчается применение пара высоких и сверхвысоких параметров вследствие более простой системы паропроводов, что особенно важно для освоения агрегатов большой мощности;
• упрощается и становится более четкой технологическая схема электростанции, вследствие чего увеличивается надежность работы и облегчается эксплуатация;
• уменьшается, а в отдельных случаях может вообще отсутствовать резервное тепломеханическое оборудование;
• сокращается объем строительных и монтажных работ; уменьшаются капитальные затраты на сооружение электростанции;
• обеспечивается удобное расширение электростанции, причем новые энергоблоки при необходимости могут отличаться от предыдущих по своим параметрам.

Технологическая схема КЭС 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 (рис.2).

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 даже для самых современных КЭС не более 40-42%.

Электроэнергия, вырабатываемая электростанцией, выдается на напряжении 110-750 кВ 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 рис.3.

Рис. 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 в настоящее время имеют мощность до 4 млн кВт. Сооружаются электростанции мощностью 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. Влияние на атмосферу сказывается 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.

Теплофикационные электростанции - теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

Этот вид электростанций предназначен для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. Являясь, как и КЭС, тепловыми электростанциями, они отличаются от последних использованием тепла «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления, кондиционирования воздуха и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, т.е. выработкой электроэнергии на КЭС и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблением тепла и электроэнергии. В целом на ТЭЦ производится около 25% всей электроэнергии, вырабатываемой в России.

Рис.4. Особенности технологической схемы ТЭЦ
1 - сетевой насос; 2 - сетевой подогреватель

Особенности технологической схемы ТЭЦ показаны на рис.4. Части схемы, которые по своей структуре подобны таковым для КЭС, здесь не указаны. Основное отличие заключается в специфике пароводяного контура и способе выдачи электроэнергии.

Специфика электрической части ТЭЦ определяется расположением электростанции вблизи центров электрических нагрузок. В этих условиях часть мощности может выдаваться в местную сеть непосредственно на генераторном напряжении. С этой целью на электростанции создается обычно генераторное распределительное устройство (ГРУ). Избыток мощности выдается, как и в случае КЭС, в энергосистему на повышенном напряжении.

Существенной особенностью ТЭЦ является также повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции. Это обстоятельство предопределяет больший относительный расход электроэнергии на собственные нужды, чем на КЭС.

Размещение ТЭЦ преимущественно в крупных промышленных центрах, повышенная мощность теплового оборудования в сравнении с электрическим повышают требования к охране окружающей среды. Так, для уменьшения выбросов ТЭЦ целесообразно, где это возможно, использовать в первую очередь газообразное или жидкое топливо, а также высококачественные угли.

Размещение основного оборудования станций данного типа, особенно для блочных ТЭЦ, соответствует таковому для КЭС. Особенности имеют лишь те станции, у которых предусматривается большая выдача электроэнергии с генераторного распределительного устройства местному потребителю. В этом случае для ГРУ предусматривается специальное здание, размещаемое вдоль стены машинного зала (рис.5).

Рис.5. Вариант размещения основного оборудования
на площадке ТЭЦ с отдельным зданием ГРУ
1 - дымовые трубы; 2 - главный корпус; 3 - многоамперные токопроводы;
4 - здание ГРУ; 5 - трансформатор связи; 6 - ОРУ;
7 - градирни (склад топлива для ТЭЦ не показан)

Атомные электростанции (АЭС)

АЭС - это по существу тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций.

Один из основных элементов АЭС - реактор. В России, как и во многих странах мира, используют в основном ядерные реакции расщепления урана U-235 под действием тепловых нейтронов. Для их осуществления в реакторе, кроме топлива (U-235), должен быть замедлитель нейтронов и, естественно, теплоноситель, отводящий тепло из реактора. В реакторах типа ВВЭР (водо-водяной энергетический) в качестве замедлителя и теплоносителя используется обычная вода под давлением. В реакторах типа РБМК (реактор большой мощности канальный) в качестве теплоносителя используется вода, а в качестве замедлителя - графит. Оба эти реактора нашли широкое применение на АЭС в России.

Рис.6. Принципиальная технологическая схема АЭС с реактором типа ВВЭР
1 - реактор; 2 - парогенератор;
3 - турбина; 4 - генератор;

7 - конденсатный (питательный) насос;
8 - главный циркуляционный насос

Схемы АЭС в тепловой части могут выполняться в различных вариантах. На рис.6 в качестве примера представлена двухконтурная схема АЭС для электростанций с реакторами ВВЭР. Видно, что эта схема близка к схеме КЭС, однако вместо парогенератора на органическом топливе здесь используется ядерная установка.

АЭС, так же как и КЭС, строятся по блочному принципу как в тепломеханической, так и в электрической части.

Ядерное топливо, запасы которого достаточно велики, обладает очень высокой теплотворной способностью (1 кг U-235 заменяет 2900 т угля), поэтому АЭС особенно эффективны в районах, бедных топливными ресурсами, например в европейской части России.

АЭС выгодно оснащать энергоблоками большой мощности. Тогда по своим технико-экономическим показателям они не уступают КЭС, а в ряде случаев и превосходят их. В настоящее время разработаны реакторы электрической мощностью 440 и 1000 МВт типа ВВЭР, а также 1000 и 1500 МВт типа РБМК. При этом энергоблоки формируются следующим образом: реактор сочетается с двумя турбоагрегатами (реактор ВВЭР-440 и два турбоагрегата по 220 МВт, реактор 1000 МВт и два турбоагрегата по 500 МВт, реактор РБМК-1500 и два турбоагрегата по 750 МВт), или реактор сочетается с турбоагрегатом одинаковой мощности (реактор 1000 МВт и турбоагрегат 1000 МВт единичной мощности).

Рис.7. Принципиальная технологическая схема АЭС с реактором типа БН
а - принцип выполнения активной зоны реактора;
б - технологическая схема:
1 - реактор; 2 - парогенератор; 3 - турбина; 4 - генератор;
5 - трансформатор; 6 - конденсатор турбины;
7 - конденсатный (питательный) насос; 8 - теплообменник натриевых контуров;
9 - насос нерадиоактивного натрия; 10 - насос радиоактивного натрия

Перспективными являются АЭС с реакторами на быстрых нейтронах (БН), которые могут использоваться для получения тепла и электроэнергии, а также и для воспроизводства ядерного горючего. Технологическая схема энергоблока такой АЭС представлена на рис.7. Реактор типа БН имеет активную зону, где происходит ядерная реакция с выделением потока быстрых нейтронов. Эти нейтроны воздействуют на элементы из U-238, который обычно в ядерных реакциях не используется, и превращают его в плутоний Рn-239, который может быть впоследствии использован на АЭС в качестве ядерного горючего. Тепло ядерной реакции отводится жидким натрием и используется для выработки электроэнергии.

Схема АЭС с реактором БН трехконтурная, в двух из них используется жидкий натрий (в контуре реактора и промежуточном). Жидкий натрий бурно реагирует с водой и водяным паром. Поэтому, чтобы избежать при авариях контакта радиоактивного натрия первого контура с водой или водяным паром, выполняют второй (промежуточный) контур, теплоносителем в котором является нерадиоактивный натрий. Рабочим телом третьего контура является вода и водяной пар.

В настоящее время в эксплуатации находится ряд энергоблоков типа БН, из них наиболее крупный БН-600.

АЭС не имеют выбросов дымовых газов и не имеют отходов в виде золы и шлаков. Однако удельные тепловыделения в охлаждающую воду у АЭС больше, чем у ТЭС, вследствие большего удельного расхода пара, а следовательно, и больших удельных расходов охлаждающей воды. Поэтому на большинстве новых АЭС предусматривается установка градирен, в которых теплота от охлаждающей воды отводится в атмосферу.

Важной особенностью возможного воздействия АЭС на окружающую среду является необходимость захоронения радиоактивных отходов. Это делается в специальных могильниках, которые исключают возможность воздействия радиации на людей.

Чтобы избежать влияния возможных радиоактивных выбросов АЭС на людей при авариях, применены специальные меры по повышению надежности оборудования (дублирование систем безопасности и др.), а вокруг станции создается санитарно-защитная зона.

Возможное размещение основных сооружений АЭС на примере станции с блоками ВВЭР-1000 показано на рис.8.

Рис.8. Вариант размещения основных узлов АЭС с реакторами типа ВВЭР-1000
1 - помещение реактора; 2 - машинный зал; 3 - площадка трансформаторов;
4 - сбросной канал (закрытый); 5 - насосные станция;
6 - водоподводящий канал (открытый); 7 - ОРУ; 8 - щит ОРУ;
9 - объединенный вспомогательный корпус; 10 - дизель-электрическая станция;
11 - здание специальной водоподготовки; 12 - административно-бытовой комплекс

Гидроэлектростанции (ГЭС)

На ГЭС для получения электроэнергии используется энергия водных потоков (рек, водопадов и т.д.). В настоящее время на ГЭС вырабатывается около 15% всей электроэнергии. Более интенсивное строительство этого вида станций сдерживается большими капиталовложениями, большими сроками строительства и спецификой размещения гидроресурсов по территории России (большая часть их сосредоточена в восточной части страны).

В настоящее время водные ресурсы используются в основном путем строительства мощных гидроэлектростанций, таких как Красноярская ГЭС (6 млн. кВт), Братская ГЭС (4,5 млн. кВт), Саяно-Шушенская ГЭС (6,4 млн. кВт), Усть-Илимская ГЭС (4,32 млн. кВт) и др.

Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины, которые приводят во вращение синхронные гидрогенераторы. Мощность, развиваемая гидроагрегатом, пропорциональна напору Н и расходу воды Q, т.е.

Таким образом, мощность ГЭС определяется расходом и напором воды.

Рис.9. Принципиальная технологическая схема ГЭС

На ГЭС, как правило, напор воды создается плотиной (рис.9). Водное пространство перед плотиной называется верхним бьефом, а ниже плотины - нижним бьефом. Разность уровней верхнего (УВБ) и нижнего бьефа (УНБ) определяет напор Н.

Верхний бьеф образует водохранилище, в котором накапливается вода, используемая по мере необходимости для выработки электроэнергии.

В состав гидроузла на равнинной реке входят: плотина, здание электростанции, водосбросные, судопропускные (шлюзы), рыбопропускные сооружения и др.

На горных реках сооружаются ГЭС, которые используют большие естественные уклоны реки Однако при этом обычно приходится создавать систему деривационны, сооружений. К ним относятся сооружения, направляющие воду в обход естественного русла реки деривационные каналы, туннели, трубы.

В электрической части ГЭС во многом подобны конденсационным электростанциям. Как и КЭС, гидроэлектростанции обычно удалены от центров потребления, так как место их строительства определяется в основном природными условиями. Поэтому электроэнергия, вырабатываемая ГЭС, выдается на высоких и сверхвысоких напряжениях (110-500 кВ). Отличительной особенностью ГЭС является небольшое потребление электроэнергии на собственные нужды, которое обычно в несколько раз меньше, чем на ТЭС. Это объясняется отсутствием на ГЭС крупных механизмов в системе собственных нужд.

При сооружении ГЭС одновременно с энергетическими решаются важные народнохозяйственные задачи: орошение земель и развитие судоходства, обеспечение водоснабжения крупных городов и промышленных предприятий и т.д.

Технология производства электроэнергии на ГЭС довольно проста и легко поддается автоматизации. Пуск агрегата ГЭС занимает не более 50с, поэтому резерв мощности в энергосистеме целесообразно обеспечить именно этими агрегатами.

Коэффициент полезного действия ГЭС обычно составляет около 85-90%.

Благодаря меньшим эксплуатационным расходам себестоимость электроэнергии на ГЭС, как правило, в несколько раз меньше, чем на тепловых электростанциях.

Рис.10. Схема ГАЭС

Особую роль в современных энергосистемах выполняют гидроаккумулирующие станции (ГАЭС). Эти электростанции имеют как минимум два бассейна - верхний и нижний с определенными перепадами высот между ними (рис.10). В здании ГАЭС устанавливаются так называемые обратимые гидроагрегаты. В часы минимума нагрузки энергосистемы генераторы ГАЭС переводят в двигательный режим, а турбины - в насосный. Потребляя мощность из сети, такие гидроагрегаты перекачивают воду по трубопроводу из нижнего бассейна в верхний В период максимальных нагрузок, когда в энергосистеме образуется дефицит генераторной мощности, ГАЭС вырабатывает электроэнергию. Срабатывая воду из верхнего бассейна, турбина вращает генератор, который выдает мощность в сеть.

Таким образом, применение ГАЭС помогает выравнивать график нагрузки энергосистемы, что повышает экономичность работы тепловых и атомных электростанций.

Воздействие ГЭС и ГАЭС на окружающую среду связано с сооружением плотин и водохранилищ. Это обстоятельство, кроме отчуждения больших площадей земли с их природными богатствами, сказывается на изменении ландшафта, уровня грунтовых вод, на переформировании берегов, увеличении испарения воды и т.д. При сооружении крупных водохранилищ ГЭС, кроме того, создаются условия для развития тектонической активности.

Размещение основных объектов, входящих в состав электростанций, показано на примере приплотинной ГЭС (рис.11).

Рис. 11. Размещение основных объектов приплотинной ГЭС
а - план:
1 - здание ГЭС; 2 - станционная бетонная плотина; 3 - бетонный водослив;
4 - право- и левобережная каменно-набросные плотины; 5 - ОРУ ВН и СВН;
б - разрез по станционной плотине:
1 - плотина; 2 - водовод;
3 - площадка электротехнического оборудования высокого напряжения;
4 - здание машинного зала ГЭС

Газотурбинные электростанции

Основу современных газотурбинных электростанций составляют газовые турбины мощностью 25-100 МВт. Упрощенная принципиальная схема энергоблока газотурбинной электростанции представлена на рис.12.

Рис.12. Принципиальная технологическая схема электростанции с газовыми турбинами
КС - камера сгорания; КП - компрессор; ГТ - газовая турбина;
G - генератор; Т - трансформатор; М - пусковой двигатель

Топливо (газ, дизельное горючее) подается в камеру сгорания, туда же компрессором нагнетается сжатый воздух. Горячие продукты сгорания отдают свою энергию газовой турбине, которая вращает компрессор и синхронный генератор. Запуск установки осуществляется при помощи разгонного двигателя и длится 1-2 мин, в связи с чем газотурбинные установки (ГТУ) отличаются высокой маневренностью и пригодны для покрытия пиков нагрузки в энергосистемах. Основная часть теплоты, получаемая в камере сгорания ГТУ, выбрасывается в атмосферу, поэтому общий КПД таких электростанций составляет 25-30%.

Для повышения экономичности газовых турбин разработаны парогазовые установки (ПГУ), В них топливо сжигается в топке парогенератора, пар из которого направляется в паровую турбину. Продукты сгорания из парогенератора, после того как они охладятся до необходимой температуры, направляются в газовую турбину. Таким образом, ПГУ имеет два электрических генератора, приводимых во вращение: один - газовой турбиной, другой - паровой турбиной.

Нетрадиционные типы электростанций

Это в первую очередь электростанции с магнитогидродинамическими генераторами (МГД-генераторами). МГД-генераторы планируется сооружать в качестве надстройки к станции типа КЭС. Они используют тепловые потенциалы в 2500-3000 К, недоступные для обычных котлов.

Рис.13. Принципиальная схема КЭС с МГД-генератором
1 - камера сгорания; 2 - МГД-канал; 3 - магнитная система;
4 - воздухоподогреватель; 5 - парогенератор (котел); 6 - паровые турбины;
7 - компрессор; 8 - конденсатный (питательный) насос

Принципиальная схема ТЭС с МГД-установкой показана на рис.13. Газообразные продукты сгорания топлива, в которые вводится легкоионизируемая присадка (например, К 2 СО 3), направляются в МГД-канал, пронизанный магнитным полем большой напряженности. Кинетическая энергия ионизированных газов в канале преобразуется в электрическую энергию постоянного тока, который, в свою очередь, преобразуется в трехфазный переменный и направляется в энергосистему потребителям.

Выхлоп МГД-канала при температуре около 2000 К направляется в котел и используется по обычной схеме на парообразование с применением энергии пара в паровой турбине ТЭС.

Вот уже много лет во многих передовых и технически развитых странах мира проводятся работы по овладению энергией термоядерного синтеза. Сущность термоядерной реакции, в которой может быть высвобождено колоссальное количество энергии, состоит в слиянии двух атомов (ионов) легких элементов (обычно ионов изотопов водорода - дейтерия и трития либо водорода и дейтерия). В результате образуется частица с массой, меньшей, чем суммарная масса исходных элементов, а высвобождающаяся энергия соответствует разности масс.

Реакция может быть осуществлена при весьма специфических условиях: температура исходного вещества должна быть около 10 8 К, т.е. оно находится в состоянии высокотемпературной плазмы; давление в плазме несколько сот мегапаскаль; время ее удержания не менее 1с. При использовании энергии реакции в промышленных целях эти условия должны создаваться циклически. Осуществить эти требования чрезвычайно сложно. В настоящее время видны два основных пути достижения поставленной цели: удержание плазмы мощным статическим магнитным полем или инерционное удержание, при котором топливо в виде малых порций нагревается и сжимается сконцентрированными лучами лазера или пучками электронов.

Рис. 14. Принципиальная схема термоядерной электростанции на базе реактора типа «Токамак»
1 - дейтерий-тритиевая плазма; 2 - вакуумное пространство;
3 - сверхпроводящий магнит; 4 - бланкет;
5 - теплообменник первого контура; 6 - теплообменник второго контура;
7 - трансформатор разогрева плазмы

Бывший СССР являлся одним из лидеров в разработке способов магнитного удержания плазмы в установках типа Токамак. Прообраз термоядерной электростанции на основе реактора этого типа показан на рис.14. Основу реактора и блока электростанции представляет тороидальная камера, по оси которой в вакууме 2 концентрируется плазма 1, где и происходит термоядерная реакция. Удержание плазмы осуществляется мощным сверхпроводящим магнитом 3, разогрев - трансформатором 7.

Рассматривается реакция дейтерий + тритий. Если дейтерий может быть выделен из природной воды, то тритий получают искусственно, что требует больших затрат энергии и труда. Чтобы воспроизвести тритий, который расходуется в процессе реакции, в камере реактора сооружается бланкет из лития 4. Литий, облученный нейтронами в процессе реакции, частично образует гелий и тритий, который может быть выделен из лития и возвращен в реактор. Так может быть осуществлено его воспроизводство.

Литий бланкета выполняет еще одну функцию - переносит тепло, образующееся при термоядерном синтезе. Будучи в жидком состоянии, он циркулирует через теплообменник 5 и отдает тепло промежуточному жидкометаллическому теплоносителю (например, калию), а тот, в свою очередь, нагревает воду в следующем теплообменнике 6, работающем подобно паровому котлу ТЭС или парогенератору АЭС. Рассмотренная схема дает лишь очень упрощенное представление об одном возможном пути создания станции такого типа.

Создание термоядерной электростанции поднимает ряд серьезных теоретических и практических проблем, требующих проведения сложных исследований, и поэтому окончательное овладение термоядерным синтезом является делом, может быть, не столь отдаленного, но все же будущего. Как показывает опыт, это одна из самых трудных технологических задач, за которую когда-либо бралось человечество. Однако в случае успеха будет обеспечено практически безграничное количество энергии.

Наряду с поисками новых мощных источников энергии ведется разработка и строительство станций на возобновляемых энергоресурсах экологически «чистого» типа, воздействие которых на окружающую среду минимально. Это станции, использующие энергию солнца, ветра, приливов и т.д.

Энергию солнца можно использовать через фотоэлементы путем прямого получения электроэнергии, или путем использования теплового излучения солнца, сфокусированного зеркалами на парогенераторе, пар из которого вращает турбину с генератором. Первый вид гелиостанций используется пока ограниченно и лишь в специальных установках, но по мере снижения стоимости и повышения отдачи фотоэлементов появится возможность широкого использования их в большой энергетике. Второй тип гелиостанций проще в реализации. Так, в СССР была построена опытно-промышленная станция мощностью 5 МВт.

Ветроэлектростанций (ВЭС) в России не получили еще распространения для удовлетворения нужд энергосистем. Они используются для сравнительно небольших автономных потребителей. Однако в пользу ВЭС говорят исследования по мощным электростанциям такого типа, выполненные в России (до нескольких десятков мегаватт в комплекте) и за рубежом (до нескольких мегаватт в единице с диаметром двухлопастного ветроколеса до 100 м).

О достоинствах приливных электростанций можно судить по факту успешной эксплуатации при высоте приливов до 13 м Кислогубской ПЭС, сооруженной на Кольском полуострове. Выявлен ряд районов России, где возможно и целесообразно сооружение ПЭС мощностью от десятков до сотен мегаватт.

Геотермальные электростанции используют энергию подземных термальных вод. В России есть районы, где можно строить ГеоТЭС (Камчатка, Кавказ и др.). Работоспособность таких станций доказана опытом их эксплуатации в США, Италии, Новой Зеландии, Мексике и других странах. На Камчатке успешно работает Паужетская ГеоТЭС.