Как производится электроэнергия на тепловой электростанции. Производство электроэнергии в России

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.

Электричество делает жизнь людей лучше, ярче и чище. Но прежде, чем пойти по проводам высоковольтных ЛЭП, а затем распределиться по домам и предприятиям, электрическая энергия должна быть сгенерирована электростанцией.

Как генерируется электроэнергия

В 1831 году М. Фарадей обнаружил, что когда магнит вращается вокруг катушки с проводом, в проводнике течет электроток. Генератор электроэнергии – устройство, преобразующее другую форму энергии в электрическую. Эти агрегаты работают на основе взаимосвязи электрического и магнитного полей. Практически всю потребляемую мощность производят генераторы, преобразующие механическую энергию в электрическую.

Производство электроэнергии обычным способом осуществляется генератором с электромагнитом. Он имеет серию изолированных катушек из проволоки, образующих неподвижный цилиндр (статор). Внутри цилиндра находится вращающийся электромагнитный вал (ротор). При вращении электромагнитного вала в катушках статора возникает электроток, который и передается затем через линии электропередач к потребителям.

На электростанциях для производства электрической энергии используются турбины в качестве генераторов, которые бывают различного типа:

• паровые;
• турбины газового сгорания;
• водяные;
• ветряные.

В турбогенераторе движущаяся жидкость или газ (пар) попадают на лопатки, установленные на валу, и вращают вал, соединенный с генератором. Таким образом, механическая энергия воды или газа превращается в электрическую.

Интересно. В настоящее время 93% электроэнергии в мире дают паровые, газовые и водяные турбины, использующие биомассу, уголь, геотермальную, ядерную энергию, природный газ.

Другие типы устройств, которые генерируют электричество:

• электрохимические батареи;
• топливные устройства;
• солнечные фотогальванические элементы;
• термоэлектрические генераторы.

История электроэнергетики

До появления электричества люди сжигали растительное масло, восковые свечи, жир, керосин, газифицированный уголь для освещения домов, улиц и мастерских. Электричество позволило иметь чистое, безопасное, яркое освещение, для которого и была построена первая электростанция. Томас Эдисон запустил ее в нижнем Манхэттене (Нью-Йорк) в 1882 году и навсегда отодвинул тьму, открыв новый мир. Станция Pearl Street, работающая на угле, стала прототипом для всей развивающейся энергетики. Она состояла из шести динамо-генераторов, каждый весом 27 тонн и мощностью 100 кВт.

В России первые электростанции начали появляться в конце 80-х-90-х годов 19-го века в Москве, Санкт-Петербурге и Одессе. По мере развития передачи электроэнергии электрические станции укрупнялись и переносились ближе к источникам сырья. Мощный толчок к производству и использованию электрической энергии дал план ГОЭЛРО, принятый в 1920 г.

Станции на ископаемом топливе

Ископаемое топливо – это остатки растительной и животной жизни, подвергшиеся воздействию высоких температур, высоких давлений в течение миллионов лет и оказавшиеся в форме углеродов: торфа, угля, нефти и природного газа. В отличие от самого электричества ископаемое топливо может храниться в больших количествах. Электростанции, работающие на ископаемом топливе, в целом надежны, они эксплуатируются десятилетиями.

Недостатки тепловых электростанций:

1. Сжигание топлива приводит к загрязнениям двуокисью серы и азотно-оксидному, требующим дорогостоящих систем очистки;
2. Сточные воды от использованного пара могут переносить загрязняющие вещества в водоемы;
3. Текущие трудности – большое количество углекислого газа и золы от угля.

Важно! Добыча и транспортировка ископаемых ресурсов создают экологические проблемы, которые могут привести к катастрофическим последствиям для экосистем.

КПД тепловых электростанций ниже 50%. Для его повышения применяются ТЭЦ, в которых тепловая энергия использованного пара идет на отопление и снабжение горячей водой. При этом КПД увеличивается до 70%.

Газовые турбины и станции на биомассе

Некоторые агрегаты на природном газе могут производить электроэнергию без пара. Они используют турбины, очень похожие на турбины реактивных самолетов. Однако вместо авиационного керосина они сжигают природный газ, приводя в действие генератор. Такие установки удобны, потому что их можно быстро запускать в ответ на временные скачки спроса на электроэнергию.

Существуют агрегаты, работа которых основана на сжигании биомассы. Этот термин применяется к древесным отходам или другим возобновляемым растительным материалам. Например, станция Okeelanta во Флориде сжигает отходы травы, образовавшиеся в процессе переработки сахарного тростника, в одну часть года и древесные отходы – в оставшееся время.

Гидроэлектростанции

В мире работает два типа гидроэлектростанций. Первый тип берет энергию от быстро движущегося потока, чтобы вращать турбину. Поток воды в большинстве рек может широко варьироваться в зависимости от количества осадков, и существует несколько подходящих мест вдоль русла реки для строительства электростанций.

Большинство гидроэлектростанций использует резервуар для компенсации периодов засухи и повышения давления воды в турбинах. Эти искусственные водохранилища покрывают большие площади, создавая живописные объекты. Необходимые массивные плотины также удобны для борьбы с наводнениями. В прошлом мало кто сомневался, что выгоды от их строительства превышают издержки.

Однако сейчас точка зрения изменилась:

1. Теряются огромные земельные площади под водохранилища;
2. Плотины вытеснили людей, уничтожили ареал дикой природы и археологические объекты.

Некоторые издержки можно компенсировать, например, строить проходы для рыбы в плотине. Однако другие остаются, и строительство гидроэлектростанций вызывает широкие протесты местных жителей.

Второй тип гидроэлектростанций – ГАЭС, или гидроаккумулирующие. Агрегаты в них работают в двух режимах: насосном и генераторном. ГАЭС используют периоды низкого спроса (ночь) для перекачивания воды в резервуар. Когда спрос возрастает, часть этой воды направляется в гидротурбины для выработки электроэнергии. Эти станции экономически выгодны, так как используют для перекачки дешевую электроэнергию, а вырабатывают дорогую.

АЭС

Несмотря на некоторые важные технические различия, атомные электростанции являются тепловыми и производят электроэнергию во многом так же, как и установки на ископаемом топливе. Разница в том, что они генерируют пар, используя тепло атомного деления, а не от сжигания угля, нефти или газа. Затем пар работает так же, как и в тепловых агрегатах.

Особенности АЭС:

1. Атомные установки не используют много топлива и редко заправляются, в отличие от угольных, в которые топливо грузится вагонами;
2. Парниковые газы и вредные выбросы минимальны при правильной эксплуатации, что делает атомную энергетику привлекательной для людей, обеспокоенных качеством воздуха;
3. Сточные воды более горячие, большие градирни предназначены для решения этой проблемы.

Наметившееся было стремление к ядерной энергетике дрогнуло перед лицом социальных проблем, связанных с вопросами безопасности окружающей среды и экономики. Создание лучших механизмов безопасности увеличивает затраты на строительство и эксплуатацию. До сих пор не решена проблема утилизации отработавшего ядерного топлива и загрязненных аксессуаров, которые могут оставаться опасными тысячи лет.

Важно! Авария на острове Три-Майл в 1979 г. и в Чернобыле в 1986 г. были серьезными катастрофами. Продолжающиеся экономические проблемы сделали АЭС менее привлекательными. Несмотря на то, что они производят 16% мировой электроэнергии, будущее ядерной энергетики не определено и горячо обсуждается.

Ветровая энергия

Ветровые электростанции не нуждаются в хранилищах воды и не загрязняют воздух, который несет гораздо меньше энергии, чем вода. Поэтому требуется построить либо очень большие агрегаты, либо много маленьких. Затраты на строительство могут быть высокими.

Кроме того, существует немного мест, где ветер дует предсказуемо. Турбины проектируются с помощью специальной передачи для вращения ротора с постоянной скоростью.

Альтернативные виды энергии

1. Геотермальная. Яркий пример тепла, доступного под землей, виден при извержении гейзеров. Недостаток геотермальных электростанций – необходимость строительства в районах с сейсмической опасностью;
2. Солнечная. Солнечные батареи сами являются генератором. Они используют возможность превращения солнечного излучения в электроэнергию. До недавнего времени солнечные элементы были дорогими, повышение их КПД – также сложная задача;

1. Топливные элементы. Используются, в частности, в космических аппаратах. Там они химически объединяют водород и кислород для образования воды и получения электроэнергии. Пока такие установки дороги и не нашли широкого применения. Хотя в Японии уже создана центральная электростанция на топливных элементах.

Использование электроэнергии

1. Две трети от получаемой энергии идет на нужды промышленности;
2. Второе главное направление – использование электроэнергии в транспорте. Электротранспорт: железнодорожный, трамваи, троллейбусы, метро работают на постоянном и переменном токе. В последнее время появляется все больше электромобилей, для которых строится сеть заправочных станций;
3. Меньше всего потребляет электроэнергии бытовой сектор: жилые дома, магазины, офисы, образовательные учреждения, больницы и др.

По мере совершенствования технологий электрогенерации и повышения экологической безопасности сама концепция строительства крупных централизованных станций ставится под сомнение. В большинстве случаев уже экономически невыгодно обогревать дома из центра. Дальнейшее развитие топливных элементов и солнечных батарей могут полностью изменить картину производства и передачи электроэнергии. Эта возможность тем более привлекательна, если учитывать стоимость и возражения при строительстве крупных электростанций и ЛЭП.

Видео

Производство электроэнергии

Производство электроэнергии

Большую часть электроэнергии, производимой в мире, вырабатывают тепловые электростанции (ТЭС), и мы как раз прибыли на одну из них. Обратите внимание на огромные резервуары цилиндрической формы. В этих впечатляющих «сосудах», объем которых может достигать 14 000 м³, хранится - тяжелая фракция нефти, служащая одним из видов топлива в энергетической промышленности.

Из нефти сегодня вырабатывают около 7% мировой электроэнергии. Это существенная доля, если учесть высокую стоимость нефтяного топлива. Его целесообразно использовать в районах, куда природный газ и каменный уголь доставить сложнее. В нашей стране на мазуте в основном работают электростанции, расположенные на Севере и на Дальнем Востоке. Кроме того, часто применяют в качестве резервного топлива на ТЭС, использующих газ как основное . В России доля таких электростанций составляет 35%.

Принцип работы ТЭС основан на преобразовании тепловой энергии в механическую, а затем - в электрическую. В топке котельного агрегата сжигают , чтобы привести в движение первичный двигатель, который, в свою очередь, заведет электрогенератор. Так, в самых распространенных в мире паротурбинных ТЭС, сжигая , получают водяной пар высокого давления. Он приводит в движение паровой турбины, соединенный с ротором электрического генератора.

Надо сказать, что мазут - не единственный нефтепродукт, который используют для получения электроэнергии. Для привода электрогенераторов можно применять бензиновые или дизельные двигатели внутреннего сгорания. Их малая мощность и низкий КПД компенсируются компактным размером станции и низкими расходами на установку и обслуживание. Более того, такие электростанции бывают передвижными - и если нужно обеспечить энергией геологическую экспедицию или оказать помощь в месте бедствия, они становятся настоящим спасением.

Что же до мазута, то его использование в качестве топлива для электростанций постепенно сокращается. Это во многом связано с модернизацией нефтеперерабатывающих заводов, где планируют увеличить выработку легких нефтепродуктов, соответственно, уменьшая выход тяжелых. В будущем будет активнее использоваться в качестве ценнейшего сырья для химической промышленности. А электроэнергетическая отрасль сделает ставку на альтернативные источники энергии.

Пожалуй, активнее всего сейчас развивают использование ветрогенераторов. Пока они дают менее 1% от потребляемой в мире энергии, но ситуация быстро меняется. Так, в Испании доля «ветроэнергии» уже достигла 40%, а британское правительство планирует к 2020 году перевести на нее все домохозяйства страны. Относительная дешевизна, доступность и экологическая чистота - несомненные плюсы этого направления. Но есть и недостатки: сильный шум, неровный выход энергии, необходимость в больших площадях для того, чтобы огромные лопасти современных мельниц не мешали друг другу. И, конечно же, необходимы постоянные ветра, а значит, технология подходит далеко не для всех территорий.

Впрочем, то же можно сказать и про гелиостанции. Солнечные батареи становятся частью повседневной жизни именно в южных странах, где в году много ясных дней. Теперь это не только источник электроэнергии для космических кораблей, но и свет и тепло для жителей домов, на крышах которых установлены панели фотоэлементов. В Москве солнечные батареи можно увидеть на крыше высотного здания Академии наук. Несомненно, у этой технологии большое будущее, ведь звезда по имени Солнце поставляет Земле примерно в 100 тысяч больше энергии, чем нашей цивилизации необходимо на сегодняшний день.

Геотермальные электростанции используют тепловую энергию, выделяемую земной корой в вулканических зонах - например, в Исландии, на Камчатке, в Новой Зеландии. Такие объекты достаточно дороги, зато их эксплуатация весьма экономична. В Исландии уже сейчас используют этот энергоресурс для отопления около 90% домов.

В приморских зонах можно строить приливные электростанции, использующие колебания уровня воды. Залив или устье реки перегораживают специальной плотиной, задерживающей воду при отливе. Когда воду выпускают, она вращает турбину. Еще более удивительный метод добычи энергии - использование разницы температур океанской воды. Теплая вода нагревает легко испаряющуюся жидкость (аммиак), пары приводят в движение турбину, а затем их конденсируют при помощи холодной воды. Такая электростанция работает, в частности, на Гавайях.

По оптимистичным прогнозам, во второй половине нашего столетия доля возобновляемых и альтернативных источников в мировой энергетике может достигнуть 50%.

Чтобы узнать больше о нефтяном топливе и о новых методах получения энергии, можно отправиться на АЗС.

Интересные факты

В наши дни, когда львиная доля электроэнергии вырабатывается за счет невозобновляемых ресурсов, в том числе из драгоценной нефти, наш долг - соблюдать элементарные правила экономии. Они ничуть не сложнее традиционного «Уходя, гасите свет». Несколько фактов для тех, кто хочет прямо сейчас стать более сознательным и бережливым жителем Земли:

• Энергосберегающая лампочка потребляет две третьих от количества энергии, необходимого для обычной лампочки, а служит на 70% дольше.
• Эффективность отопительных приборов и кондиционеров падает на 20% из-за банальных щелей в оконных рамах.
• Если зарядное устройство для мобильного телефона постоянно подключено к сети, 95% энергии тратится впустую.
• Неправильно выбранная программа стирки приводит к 30% перерасхода энергии.
• Современные электроприборы маркируются в соответствии с классом энергоэффективности. Самые экономичные - приборы класса «А».

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. - М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина . М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик . 2004 .

Смотреть что такое "Производство электроэнергии" в других словарях:

производство электроэнергии - — EN electrical industry Industry for the production of electric energy. (Source: CED) Тематики охрана окружающей среды EN …

производство электроэнергии фотоэлектрическими установками - производство электроэнергии фотогальваническими установками — [Я.Н.Лугинский, М.С.Фези Жилинская, Ю.С.Кабиров. Англо русский словарь по электротехнике и электроэнергетике, Москва, 1999 г.] Тематики электротехника, основные понятия Синонимы… … Справочник технического переводчика

производство электроэнергии из энергии Солнца - — [Я.Н.Лугинский, М.С.Фези Жилинская, Ю.С.Кабиров. Англо русский словарь по электротехнике и электроэнергетике, Москва, 1999 г.] Тематики электротехника, основные понятия EN solar electric generationsolar power generation … Справочник технического переводчика

распределенное производство электроэнергии - включает в себя небольшие электростанции, расположенные в распределительной сети электроэнергетического предприятия с целью покрытия местной или региональной пиковой нагрузки (на уровне подстанции) или для того, чтобы отказаться от модернизации… … Справочник технического переводчика

внутризаводское производство электроэнергии - (для собственных нужд) [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN in house generation … Справочник технического переводчика

комбинированное производство электроэнергии и тепла - — [В.А.Семенов. Англо русский словарь по релейной защите] Тематики релейная защита EN cogeneration … Справочник технического переводчика

комбинированное производство электроэнергии с использованием сухого льда - (для улавливания диоксида углерода) [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN dry ice cogeneration … Справочник технического переводчика

крупномасштабное производство электроэнергии в комбинированном цикле (на тепловом потреблении) - (более 10 МВт) [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN СНР sector electricity large scale generation … Справочник технического переводчика

маломасштабное производство электроэнергии в комбинированном цикле (на тепловом потреблении) - (менее 1 МВт) [А.С.Гольдберг. Англо русский энергетический словарь. 2006 г.] Тематики энергетика в целом EN СНР sector electricity small scale generation … Справочник технического переводчика

Сложно переоценить значение электричества. Скорее, мы подсознательно недооцениваем его. Ведь практически вся окружающая нас техника работает от электросети. Об элементарном освещении и говорить не приходится. А вот производство электроэнергии нас практически не интересует. Откуда берется и как сохраняется (и вообще, возможно ли сохранить) электричество? Сколько реально стоит выработка электроэнергии? И насколько это безопасно для экологии?

Экономическое значение

Со школьной скамьи нам известно, что электроэнерговооруженность – один из основных факторов получения высокой производительности труда. Электроэнергетика – стержень всей деятельности человека. Нет ни одной отрасли, которая бы обходилась без нее.

Развитость этой отрасли свидетельствует о высокой конкурентоспособности государства, характеризует темпы роста производства товаров и услуг и почти всегда оказывается проблемным сектором экономики. Затраты на производство электроэнергии зачастую складываются из значительных первоначальных инвестиций, которые будут окупаться долгие годы. Несмотря на все свои ресурсы, Россия не исключение. Ведь значительную долю экономики составляют именно энергоемкие отрасли.

Статистика говорит нам о том, что в 2014 году производство электроэнергии Россией еще не вышло на уровень советского 1990 года. По сравнению с Китаем и США РФ производит - соответственно - в 5 и в 4 раза меньше электричества. Почему так происходит? Специалисты утверждают, что это очевидно: высочайшие непроизводственные расходы.

Кто потребляет электричество

Конечно, ответ очевиден: каждый человек. Но ведь сейчас нас интересуют промышленные масштабы, а значит, те отрасли, которым в первую очередь необходима электроэнергия. Основная доля приходится на промышленность – около 36%; ТЭК (18%) и жилой сектор (чуть больше 15%). Оставшийся 31% выработанного электричества приходится на непроизводственные отрасли, железнодорожный транспорт и потери в сетях.

При этом стоит учитывать, что в зависимости от региона структура потребления существенно меняется. Так, в Сибири действительно более 60% электричества используется промышленностью и ТЭК. А вот в европейской части страны, где расположено большее количество населенных пунктов, самым мощным потребителем оказывается жилой сектор.

Электростанции – основа отрасли

Производство электроэнергии в России обеспечивается почти 600 электростанциями. Мощность каждой превышает 5 МВт. Общая мощность всех электростанций составляет 218 ГВт. Как же мы получаем электроэнергию? В России используются такие типы электростанций:

• тепловые (их доля в общем объеме производства около 68,5%);
• гидравлические (20,3%);
• атомные (почти 11%);
• альтернативные (0,2%).

Когда речь заходит об альтернативных источниках электроэнергии, на ум приходят романические картинки с ветряками и солнечными батареями. Тем не менее, в определенных условиях и местностях это наиболее выгодные виды производства электроэнергии.

Тепловые электростанции

Исторически сложилось так, что тепловые электростанции (ТЭС) занимают основное место в производственном процессе. На территории России обеспечивающие производство электроэнергии ТЭС классифицируются по таким признакам:

• источник энергии – органическое топливо, геотермальная или солнечная энергия;
• вид вырабатываемой энергии – теплофикационная, конденсационная.

Еще одним важнейшим показателем считается степень участия в покрытии графика электронагрузки. Здесь выделяются базовые ТЭС с минимальным временем использования в году 5000 час; полупиковые (их еще называют маневренные) – 3000-4000 час в году; пиковые (используются только в часы максимальной нагрузки) – 1500-2000 час в году.

Технология производства энергии из топлива

Конечно, в основном производство, передача и использование электроэнергии потребителями происходит за счет работающих на органическом топливе ТЭС. Их различают по технологии производства:

• паротурбинные;
• дизельные;
• газотурбинные;
• парогазовые.

Паротурбинные установки самые распространенные. Они работают на всех видах топлива, включая не только уголь и газ, но и мазут, торф, сланцы, дрова и древесные отходы, а также продукты переработки.

Органическое топливо

Самый большой объем производства электроэнергии приходится на Сургутскую ГРЭС-2, мощнейшую не только на территории РФ, но и на весь Евразийский континент. Работая на природном газе, она выдает до 5600 МВт электроэнергии. А из угольных наибольшей мощностью обладает Рефтинская ГРЭС – 3800 МВт. Более 3000 МВт могут давать еще Костромская и Сургутская ГРЭС-1. Следует отметить, что аббревиатура ГРЭС не изменилась со времен Советского Союза. Она расшифровывается, как государственная районная электростанция.

Во время реформы отрасли производство и распределение электроэнергии на ТЭС должно сопровождаться техническим перевооружением действующих станций, их реконструкцией. Также среди первоочередных задач стоит строительство новых генерирующих энергию мощностей.

Электричество из возобновляемых ресурсов

Электроэнергия, полученная с помощью ГЭС, является важнейшим элементом стабильности единой энергосистемы государства. Именно гидроэлектростанции могут за считаные часы увеличить объемы производства электроэнергии.

Большой потенциал российской гидроэнергетики заключается в том, что на территории страны расположено почти 9% мировых запасов воды. Это второе место в мире по наличию гидроресурсов. Такие страны, как Бразилия, Канада и США, остались позади. Производство электроэнергии в мире за счет ГЭС несколько осложняется тем, что наиболее благоприятные места для их строительства существенно удалены от населенных пунктов или промышленных предприятий.

Тем не менее, благодаря электроэнергии, произведенной на ГЭС, стране удается сэкономить около 50 млн тонн топлива. Если бы удалось освоить весь потенциал гидроэнергетики, Россия могла бы экономить до 250 млн тонн. А это уже серьезная инвестиция в экологию страны и гибкую мощность энергетической системы.

Гидростанции

Строительство ГЭС решает множество вопросов, не связанных с выработкой энергии. Это и создание систем водоснабжения и водоотведения целых регионов, и строительство ирригационных сетей, столь необходимых сельскому хозяйству, и контроль паводков и т. д. Последнее, кстати, имеет немаловажное значение для безопасности людей.

Производство, передача и распределение электроэнергии в настоящее время осуществляется 102 ГЭС, единичная мощность которых превышает 100 МВт. Общая же мощность гидроустановок России приближается к 46 ГВт.

Страны по производству электроэнергии регулярно составляют свои рейтинги. Так вот, Россия сейчас занимает 5-е место в мире по выработке электричества из возобновляемых ресурсов. Наиболее значимыми объектами следует считать Зейскую ГЭС (она не только первая из построенных на Дальнем Востоке, но еще и довольно мощная – 1330 МВт), каскад Волжско-Камских электростанций (общее производство и передача электроэнергии составляет более 10,5 ГВт), Бурейскую ГЭС (2010 МВт) и т. д. Отдельно хочется отметить и Кавказские ГЭС. Из нескольких десятков работающих в этом регионе наиболее выделяется новая (уже введенная в эксплуатацию) Кашхатау ГЭС мощностью более 65 МВт.

Особого внимания заслуживают и геотермальные ГЭС Камчатки. Это очень мощные и мобильные станции.

Самые мощные ГЭС

Как уже отмечалось, производство и использование электроэнергии затруднено удаленностью основных потребителей. Тем не менее, государство занято развитием этой отрасли. Не только реконструируются имеющиеся, но и строятся новые ГЭС. Они должны освоить горные реки Кавказа, многоводные уральские реки, а также ресурсы Кольского полуострова и Камчатки. Среди самых мощных отметим несколько ГЭС.

Саяно-Шушенская им. П. С. Непорожнего построена в 1985 году на реке Енисей. Ее нынешняя мощность пока не достигает расчетных 6000 МВт в связи с реконструкцией и ремонтом после аварии 2009 года.

Производство и потребление электроэнергии Красноярской ГЭС рассчитано на Красноярский алюминиевый завод. Это единственный «клиент» введенной в эксплуатацию в 1972 году ГЭС. Ее расчетная мощность - 6000 МВт. Красноярская ГЭС единственная, на которой установлен судоподъемник. Он обеспечивает регулярное судоходство по реке Енисей.

Братская ГЭС введена в эксплуатацию в далеком 1967 году. Ее плотина перекрывает реку Ангару недалеко от города Братска. Как и Красноярская ГЭС, Братская работает на нужды Братского алюминиевого завода. Ему уходят все 4500 МВт электроэнергии. А еще этой гидростанции поэт Евтушенко посвятил поэму.

На реке Ангаре расположилась еще одна ГЭС – Усть-Илимская (мощность чуть более 3800 МВт). Строительство ее началось в 1963 году, а закончилось в 1979-м. Тогда же и началось производство дешевой электроэнергии для основных потребителей: Иркутского и Братского алюминиевых заводов, Иркутского авиастроительного завода.

Волжская ГЭС расположена севернее Волгограда. Ее мощность почти 2600 МВт. Эта крупнейшая в Европе гидроэлектростанция работает с 1961 года. Неподалеку от Тольятти функционирует самая «старая» из крупных ГЭС – Жигулевская. Она введена в эксплуатацию еще в 1957 году. Мощность ГЭС в 2330 МВт покрывает потребности в электричестве Центральной части России, Урала и Средней Волги.

А вот необходимое для нужд Дальнего Востока производство электроэнергии обеспечивает Бурейская ГЭС. Можно сказать, что она совсем еще «юная» - ввод в эксплуатацию состоялся только в 2002 году. Установленная мощность этой ГЭС – 2010 МВт электроэнергии.

Экспериментальные морские ГЭС

Гидроэнергетическим потенциалом обладают и множественные океанические и морские заливы. Ведь перепад высот во время прилива в большинстве из них превышает 10 метров. А это значит, что можно вырабатывать огромное количество энергии. В 1968 году была открыта Кислогубская экспериментальная приливная станция. Ее мощность составляет 1,7 МВт.

Мирный атом

Российская атомная энергетика является технологией полного цикла: от добычи урановых руд до производства электроэнергии. Сегодня в стране работает 33 энергоблока на 10 АЭС. Общая установленная мощность составляет чуть больше 23 МВт.

Максимальное количество электроэнергии АЭС было выработано в 2011 году. Цифра составила 173 млрд кВт/ч. Производство электроэнергии на душу населения атомными станциями выросло на 1,5% по сравнению с предыдущим годом.

Конечно, приоритетным направлением развития атомной энергетики является безопасность эксплуатации. Но и в борьбе с глобальным потеплением АЭС играют значительную роль. Об этом постоянно говорят экологи, которые подчеркивают, что только в России удается сократить выброс углекислого газа в атмосферу на 210 млн тонн в год.

Атомная энергетика получила свое развитие в основном на Северо-Западе и в европейской части России. В 2012 году всеми АЭС было выработано около 17% всей произведенной электроэнергии.

Атомные электростанции России

Крупнейшая АЭС России расположена в Саратовской области. Ежегодная мощность Балаковской АЭС составляет 30 млрд кВт/ч электроэнергии. На Белоярской АЭС (Свердловская обл.) сейчас работает только 3-й блок. Но и это позволяет назвать ее одной из самых мощных. 600 МВт электроэнергии получают благодаря реактору на быстрых нейтронах. Стоит отметить, что это был первый в мире энергоблок с быстрыми нейтронами, установленный для получения электричества в промышленных масштабах.

На Чукотке установлена Билибинская АЭС, которая вырабатывает 12 МВт электроэнергии. А Калининскую АЭС можно считать недавно построенной. Ее первый блок был введен в эксплуатацию в 1984 году, а последний (четвертый) лишь в 2010-м. Суммарная мощность всех энергоблоков составляет 1000 МВт. В 2001 году была построена и введена в эксплуатацию Ростовская АЭС. С момента подключения второго энергоблока - в 2010 году - ее установленная мощность превысила 1000 МВт, а коэффициент использования мощности составил 92,4%.

Энергия ветров

Экономический потенциал ветровой энергетики России оценивается в 260 млрд кВт/ч в год. Это почти 30% всей производимой сегодня электроэнергии. Мощность всех работающих в стране ветроустановок составляет 16,5 МВт энергии.

Особенно благоприятны для развития этой отрасли такие регионы, как побережье океанов, предгорные и горные районы Урала и Кавказа.

Тепловые электростанции подразделяют на станции:

по виду приводного двигателя - паротурбинные, газотурбинные, с двигателями внутреннего сгорания;

по виду топлива - с твердым органическим топливом (уголь, дрова, торф), жидким топливом (нефть, бензин, керосин, дизельное топливо), работающие на газе.

На тепловых электростанциях энергия сжигаемого топлива преобразуется в тепловую энергию, которая используется для нагрева воды в котле и образования пара. Энергия водяного пара приводит во вращение паровую турбину, соединенную с генератором.

Тепловые электростанции, в которых пар полностью используется для получения электроэнергии, называются конденсационными электростанциями (КЭС). Мощные КЭС располагаются вблизи районов добычи топлива, удалены от потребителей электроэнергии, поэтому передача электроэнергии осуществляется при высоких напряжениях (220 - 750 кВ). Строятся электростанции блоками.

В городах широко используются теплофикационные электростанции или теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). На этих электростанциях пар, частично отработавший в турбине, используется для технологических нужд, а также для отопления и горячего водоснабжения в жилищно-коммунальном хозяйстве. Одновременное производство электрической и тепловой энергии снижает затраты на электро- и теплоснабжение по сравнению с раздельным производством электрической и тепловой энергии.

На тепловых электростанциях, для получения из воды большого количества пара под высоким давлением, используют тепло, образуемое в процессе сжигания органического топлива, такого как нефть, газ, уголь или мазут. Как понимаете, пар тут хотя и выступает теплоносителем из эпохи паровых машин, тем не менее он вполне способен вращать турбогенератор.

Пар из котла подается в турбину, с валом которого соединен генератор трехфазного переменного тока. Механическая энергия вращения турбины преобразуется в электрическую энергию генератора и передается потребителям на генераторном напряжении либо на повышенном напряжении через повышающие трансформаторы.

Давление подаваемого к турбине пара составляет порядка 23,5 МПа, при этом его температура может доходить до 560°С. А вода применяется на тепловой электростанции именно потому, что разогревается она типичным для таких станций ископаемым органическим топливом, запасы которого в недрах нашей планеты пока еще достаточно велики, хотя и дают огромный минус в виде вредных выбросов, загрязняющих окружающую среду.

Так вот, вращающийся ротор турбины сопряжен здесь с якорем турбогенератора огромной мощности (несколько мегаватт), который в конечном счете и генерирует электроэнергию на данной тепловой электростанции.

По энергоэффективности тепловые электростанции в принципе таковы, что преобразование тепла в электроэнергию осуществляется на них с КПД порядка 40%, при том очень большое количество тепла оказывается в худшем случае просто сброшенным в окружающую среду, а в лучшем - сразу же подается в системы отопления и горячего водоснабжения близлежащих потребителей. Таким образом, если высвобождаемое на электростанции тепло тут же используется для теплоснабжения, то КПД такой станции в целом достигает уже 80%, а станция называется теплоэлектроцентралью или ТЭЦ.

Самая обычная турбина генератора тепловой электростанции содержит на своем валу множество колес с лопатками, разнесенных в две отдельные группы. Пар под наиболее высоким давлением - тот, что выбрасывается из котла, он сразу попадает на проточную часть генераторной установки, где и вращает первую группу рабочих колес с лопатками. Далее этот же пар дополнительно подогревается в пароподогревателе, после чего попадает уже на вторую группу колес, работающих при давлении пара пониже.

В итоге турбина, напрямую связанная с ротором генератора, совершает 50 оборотов в секунду (с соответствующей частотой вращается и магнитное поле якоря, пересекающее обмотку статора генератора). Чтобы генератор не нагревался бы в процессе работы сверх меры, на станции реализована система охлаждения генератора, предотвращающая его перегрев.

Внутри котла тепловой электростанции установлена горелка, на которой сгорает топливо, образуя высокотемпературное пламя. К примеру, сжигаться может угольная пыль с подачей кислорода. Пламя охватывает большую площадь трубопровода сложной конфигурации с движущейся по нему водой, которая разогреваясь становится паром, вырывающимся наружу под высоким давлением.

Вырывающийся под высоким давлением водяной пар подается на лопатки турбины, передавая ей свою механическую энергию. Турбина вращается, и энергия механическая преобразуется в электрическую. Преодолев систему лопаток турбины, пар направляется в конденсатор, где попадая на трубы с холодной водой, он конденсируется, то есть снова становится жидкостью - водой. Такая тепловая электростанция называется конденсационной электростанцией (КЭС).

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), в отличие от конденсационных электростанций (КЭС), содержат в своем составе систему отбора тепла у пара, после того как он прошел через турбину и уже поспособствовал выработке электроэнергии.

Пар отбирается с разными параметрами, что зависит от вида конкретной турбины, при том количество отбираемого от турбины пара также регулируется. Отобранный для получения тепла пар конденсируется в сетевых подогревателях воды, где он отдает свою энергию воде из сети, а вода насосами направляется в пиковые водогрейные котельные и тепловые пункты. Далее вода подается в систему тепломагистралей.

При необходимости отбор тепла у пара на ТЭЦ может быть полностью перекрыт, тогда теплоэлектроцентраль превратится в обычную КЭС. Таким образом ТЭЦ способна работать в одном из двух режимов: в тепловом режиме - когда приоритет на выработку тепла или в электрическом - когда приоритет электричеству, например летом.