Для производства электроэнергии промышленных целях используется. Производство электроэнергии в россии

Все технологические процессы любого производства связаны с потреблением энергии. На их выполнение расходуется подавляющая часть энергетических ресурсов.

Важнейшую роль на промышленном предприятии играет электрическая энергия – самый универсальный вид энергии, являющейся основным источником получения механической энергии.

Преобразование энергии различных видов в электрическую происходит на электростанциях .

Электростанциями называются предприятия или установки, предназначенные для производства электроэнергии. Топливом для электрических станций служат природные богатства – уголь, торф, вода, ветер, солнце, атомная энергия и др.

В зависимости от вида преобразуемой энергии электростанции могут быть разделены на следующие основные типы: тепловые, атомные, гидроэлектростанции, гидроаккумулирующие, газотурбинные, а также маломощные электрические станции местного значения – ветряные, солнечные, геотермальные, морских приливов и отливов, дизельные и др.

Основная часть электроэнергии (до 80 %) вырабатывается на тепловых электростанциях (ТЭС). Процесс получения электрической энергии на ТЭС заключается в последовательном преобразовании энергии сжигаемого топлива в тепловую энергию водяного пара, приводящего во вращение турбоагрегат (паровую турбину, соединённую с генератором). Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для электростанций служат каменный уголь, торф, горючие сланцы, естественный газ, нефть, мазут, древесные отходы.

При экономичной работе ТЭС, т.е. при одновременном отпуске потребителем оптимальных количеств электроэнергии и теплоты, их КПД достигает более 70 %. В период, когда полностью прекращается потребление теплоты (например, в неотопительный сезон), КПД станции снижается.

Атомные электростанции (АЭС) отличаются от обычной паротурбинной станции тем, что на АЭС в качестве источника энергии используется процесс деления ядер урана, плутония, тория и др. В результате расщепления этих материалов в специальных устройствах – реакторах, выделяется огромное количество тепловой энергии.

По сравнению с ТЭС атомные электростанции расходуют незначительное количество горючего. Такие станции можно сооружать в любом месте, т.к. они не связаны с местом расположения естественных запасов топлива. Кроме того, окружающая среда не загрязняется дымом, золой, пылью и сернистым газом.

На гидроэлектростанциях (ГЭС) водная энергия преобразуется в электрическую при помощи гидравлических турбин и соединённых с ними генераторов.

Различают ГЭС плотинного и деривационного типов. Плотинные ГЭС применяют на равнинных реках с небольшими напорами, деривационные (с обходными каналами) – на горных реках с большими уклонами и при небольшом расходе воды. Следует отметить, что работа ГЭС зависит от уровня воды, определяемого природными условиями.

Достоинствами ГЭС являются их высокий КПД и низкая себестоимость выработанной электроэнергии. Однако следует учитывать большую стоимость капитальных затрат при сооружении ГЭС и значительные сроки их сооружения, что определяет большой срок их окупаемости.

Особенностью работы электростанций является то, что они должны вырабатывать столько энергии, сколько её требуется в данный момент для покрытия нагрузки потребителей, собственных нужд станций и потерь в сетях. Поэтому оборудование станций должно быть всегда готово к периодическому изменению нагрузки потребителей в течении дня или года.

Большинство электростанций объединены в энергетические системы , к каждой из которых предъявляются следующие требования:

• Соответствие мощности генераторов и трансформаторов максимальной мощности потребителей электроэнергии.
• Достаточная пропускная способность линий электропередач (ЛЭП).
• Обеспечение бесперебойного электроснабжения при высоком качестве энергии.
• Экономичность, безопасность и удобство в эксплуатации.

Для обеспечения указанных требований энергосистемы оборудуют специальными диспетчерскими пунктами, оснащёнными средствами контроля, управления, связи и специальными схемами расположения электростанций, линий передач и понижающих подстанций. Диспетчерский пункт получает необходимые данные и сведения о состояниях технологического процесса на электростанциях (расходе воды и топлива, параметрах пара, скорости вращения турбин и т.д.); о работе системы – какие элементы системы (линии, трансформаторы, генераторы, нагрузки, котлы, паропроводы) в данный момент отключены, какие находятся в работе, в резерве и т.д.; об электрических параметрах режима (напряжениях, токах, активных и реактивных мощностях, частоте и т.д.).

Работа электростанций в системе даёт возможность за счёт большого количества параллельно работающих генераторов повысить надёжность электроснабжения потребителей, полностью загрузить наиболее экономические агрегаты электростанций, снизить стоимость выработки электроэнергии. Кроме того, в энергосистеме снижается установленная мощность резервного оборудования; обеспечивается более высокое качество электроэнергии, отпускаемой потребителям; увеличивается единичная мощность агрегатов, которые могут быть установлены в системе.

В России, как и во многих других странах, для производства и распределения электроэнергии применяется трёхфазный переменный ток частотой 50Гц (в США и ряде других стран 60Гц). Сети и установки трёхфазного тока более экономичны по сравнению с установками однофазного переменного тока, а также дают возможность широко использовать в качестве электропривода наиболее надёжные, простые и дешевые асинхронные электродвигатели.

Наряду с трёхфазным током в некоторых отраслях промышленности применяют постоянный ток, который получают выпрямлением переменного тока (электролиз в химической промышленности и цветной металлургии, электрифицированный транспорт и др.).

Электрическую энергию, вырабатываемую на электростанциях, необходимо передать в места её потребления, прежде всего в крупные промышленные центры страны, которые удалены от мощных электростанций на многие сотни, а иногда и тысячи километров. Но электроэнергию недостаточно передать. Её необходимо распределить среди множества разнообразных потребителей – промышленных предприятий, транспорта, жилых зданий и т.д. Передачу электроэнергии на большие расстояния осуществляют при высоком напряжении (до 500кВт и более), чем обеспечиваются минимальные электрические потери в линиях электропередачи и получается большая экономия материалов за счёт сокращения сечений проводов. Поэтому в процессе передачи и распределения электрической энергии приходится повышать и понижать напряжение. Этот процесс выполняется посредством электромагнитных устройств, называемых трансформаторами. Трансформатор не является электрической машиной, т.к. его работа не связана с преобразованием электрической энергии в механическую и наоборот; он преобразует лишь напряжение электрической энергии. Повышение напряжения осуществляется при помощи повышающих трансформаторов на электростанциях, а понижение – при помощи понижающих трансформаторов на подстанциях у потребителей.

Промежуточным звеном для передачи электроэнергии от трансформаторных подстанций к приёмникам электроэнергии являются электрические сети .

Трансформаторная подстанция – это электроустановка, предназначенная для преобразования и распределения электроэнергии.

Подстанции могут быть закрытыми или открытыми в зависимости от расположения её основного оборудования. Если оборудование находится в здании, то подстанция считается закрытой; если на открытом воздухе, то – открытой.

Оборудование подстанций может быть смонтировано из отдельных элементов устройств или из блоков, поставляемых в собранном для установки виде. Подстанции блочной конструкции называются комплектными.

В оборудование подстанций входят аппараты, осуществляющие коммутацию и защиту электрических цепей.

Основной элемент подстанций – силовой трансформатор. Конструктивно силовые трансформаторы выполняются так, чтобы максимально отвести тепло, выделяемое ими при работе от обмоток и сердечника в окружающую среду. Для этого, например, сердечник с обмотками погружают в бак с маслом, делают поверхность бака ребристой, с трубчатыми радиаторами.

Комплектные трансформаторные подстанции, устанавливаемые непосредственно в производственных помещениях мощностью до 1000 кВА, могут оснащаться сухими трансформаторами.

Для увеличения коэффициента мощности электроустановки на подстанциях устанавливают статические конденсаторы, компенсирующие реактивную мощность нагрузки.

Автоматическая система контроля и управления аппаратами подстанции следит за процессами, происходящими в нагрузке, в сетях электроснабжения. Она выполняет функции защиты трансформатора и сетей, отключает при посредстве выключателя защищаемые участки при аварийных режимах, осуществляет повторное включение, автоматическое включение резерва.

Трансформаторные подстанции промышленных предприятий подключаются к питающей сети различными способами в зависимости от требований надёжности бесперебойного электроснабжения потребителей.

Типовыми схемами, осуществляющими бесперебойное электроснабжение, являются радиальная, магистральная или кольцевая.

В радиальных схемах от распределительного щита трансформаторной подстанции отходят линии, питающие крупные электроприёмники: двигатели, групповые распределительные пункты, к которым присоединены более мелкие приёмники. Радиальные схемы применяются в компрессорных, насосных станциях, цехах взрыво- и пожароопасных, пыльных производств. Они обеспечивают высокую надёжность электроснабжения, позволяют широко использовать автоматическую аппаратуру управления и защиты, но требуют больших затрат на сооружение распределительных щитов, прокладку кабеля и проводов.

Магистральные схемы применяются при равномерном распределении нагрузки по площади цеха, когда не требуется сооружать распределительный щит на подстанции, что удешевляет объект; можно использовать сборные шинопроводы, что ускоряет монтаж. При этом перемещение технологического оборудования не требует переделки сети.

Недостатком магистральной схемы является низкая надёжность электроснабжения, так как при повреждении магистрали отключаются все электроприёмники, присоединённые к ней. Однако установка перемычек между магистралями и применение защиты существенно повышает надёжность электроснабжения при минимальных затратах на резервирование.

От подстанций ток пониженного напряжения промышленной частоты распределяется по цехам с помощью кабелей, проводов, шинопроводов от цехового распределительного устройства до устройств электроприводов отдельных машин.

Перерывы в электроснабжении предприятий, даже кратковременные, приводят к нарушениям технологического процесса, порче продукции, повреждению оборудования и невосполнимым убыткам. В некоторых случаях перерыв в электроснабжении может создать взрыво- и пожароопасную обстановку на предприятиях.

Правилами устройства электроустановок все приёмники электрической энергии по надёжности электроснабжения подразделяются на три категории:

• Приёмники энергии, для которых недопустим перерыв в электроснабжении, поскольку он может привести к повреждению оборудования, массовому браку продукции, нарушению сложного технологического процесса, нарушению работы особо важных элементов городского хозяйства и в конечном счёте – угрожать жизни людей.
• Приёмники энергии, перерыв в электроснабжении которых приводит к невыполнению плана выпуска продукции, простою рабочих, механизмов и промышленного транспорта.
• Остальные приёмники электрической энергии, например цехи несерийного и вспомогательного производства, склады.

Электроснабжение приёмников электрической энергии первой категории в любых случаях должно быть обеспечено и при нарушении его автоматически восстановлено. Поэтому такие приёмники должны иметь два независимых источника питания, каждый из которых может полностью обеспечить их электроэнергией.

Приёмники электроэнергии второй категории могут иметь резервный источник электроснабжения, подключение которого производится дежурным персоналом через некоторый промежуток времени после отказа основного источника.

Для приёмников третьей категории резервный источник питания, как правило, не предусматривается.

Электроснабжение предприятий подразделяется на внешнее и внутреннее. Внешнее электроснабжение – это система сетей и подстанций от источника электропитания (энергосистемы или электростанции) до трансформаторной подстанции предприятия. Передача энергии в этом случае осуществляется по кабельным или воздушным линиям номинальным напряжением 6, 10, 20, 35, 110 и 220 кВ. К внутреннему электроснабжению относится система распределения энергии внутри цехов предприятия и на его территории.

К силовой нагрузке (электродвигатели, электропечи) подводится напряжение 380 или 660 В, к осветительной – 220 В. Двигатели мощностью 200 кВт и более в целях снижения потерь целесообразно подключать на напряжение 6 или 10 кВ.

Наиболее распространённым на промышленных предприятиях является напряжение 380 В. Широко внедряется напряжение 660 В, что позволяет снизить потери энергии и расход цветных металлов в сетях низшего напряжения, увеличить радиус действия цеховых подстанций и мощность каждого трансформатора до 2500 кВА. В ряде случаев при напряжении 660 В экономически оправданным является применение асинхронных двигателей мощностью до 630 кВт.

Распределение электроэнергии производится с помощью электропроводок – совокупности проводов и кабелей с относящимися к ним креплениями, поддерживающими и защитными конструкциями.

Внутренняя проводка – это электропроводка, проложенная внутри здания; наружная – вне его, по наружным стенам здания, под навесами, на опорах. В зависимости от способа прокладки, внутренняя проводка может быть открытой, если она проложена по поверхности стен, потолков и т.д., и скрытой, если она проложена в конструктивных элементах зданий.

Проводка может быть проложена изолированным проводом или небронированным кабелем сечением до 16 кв.мм. В местах возможного механического воздействия электропроводку заключают в стальные трубы, герметизируют, если среда помещения взрывоопасная, агрессивная. На станках, полиграфических машинах проводка выполняется в трубах, в металлических рукавах проводом с полихлорвиниловой изоляцией, не разрушающейся от воздействия на неё машинными маслами. Большое количество проводов системы управления электропроводом машины укладывается в лотках. Для передачи электроэнергии в цехах с большим количеством производственных машин применяются шинопроводы.

Для передачи и распределения электроэнергии широко применяются силовые кабели в резиновой, свинцовой оболочке; небронированные и бронированные. Кабели могут укладываться в кабельные каналы, укрепляться на стенах, в земляных траншеях, заделываться в стены.

Рассмотрим движение проводника в плоскости, перпендикулярной направлению поля, когда один конец проводника неподвижен, а другой описывает окружность. Электродвижущая сила на концах проводника определяется формулой закона электромагнитной индукции. Машина, работающая...

Под производством энергии следует понимать преобразование энергии из «неудобной» для использования человеком формы в «удобную». К примеру, солнечный свет можно использовать, принимая непосредственно от Светила, а можно выработать из него , которая в свою очередь будет преобразована в свет внутри помещения. Можно сжигать газ в двигателе внутреннего сгорания, преобразуя в – вращение вала. А можно сжигать газ в топливном элементе, преобразуя ту же химическую энергию связей в электромагнитную энергию, которая затем будет преобразована в механическую энергию вращения вала. КПД различных алгоритмов преобразования энергии различается. Однако, это не следствие «ущербности» тех или иных энергетических цепочек. Причина различия КПД в разном уровне развития технологий. К примеру, КПД больших дизельных двигателей, устанавливаемых на океанских нефтеналивных танкерах и контейнеровозах существенно выше, чем КПД автомобильного дизеля. Однако с автомобильного двигателя снимают в разы больше лошадиных сил, и платить в итоге приходится снижением КПД.

Вообще, централизованная энергетика выглядит привлекательно лишь на первый взгляд

К примеру, ГЭС дают множество дармовой электроэнергии, но они очень дороги в постройке, оказывают разрушительное воздействие на экологию региона, вынуждают переносить поселки и строить города. А в засушливых странах последствия строительства ГЭС приводят к обезвоживанию целых регионов, где жителям не хватает воды даже для питья, а не то, что для сельского хозяйства. Атомные станции выглядят привлекательно, но производство , создает проблему утилизации и захоронения высокорадиоактивных отходов. Тепловые станции тоже не так плохи, ведь они составляют подавляющую часть производства и электричества. Но они выбрасывают в атмосферу углекислый газ и сокращают запасы полезных ископаемых. Но почему мы строим все эти станции, передаем, преобразуем и теряем огромные объемы энергии. Дело в том, что нам нужна конкретная энергия – электричество. Но ведь возможно построение таких производственных и жизненных процессов, когда не потребуется ни производить энергию в значительном удалении от потребителя, ни передавать ее на большие расстояния. Например, проблема получения водорода будет очень сложной, если начать производить его как топливо для автомобилей в мировых масштабах. Выделение водорода из воды электролизом – очень энергетически затратный процесс, который потребует удвоения мирового производства электроэнергии, в случае перевода всех авто на водород.

Но разве обязательно «сажать» водородное производство на старые мощности?

Ведь можно выделять водород из океанской воды на плавучих платформах, используя для этого энергию солнца. Тогда получится, что солнечная энергия надежно «консервируется» в водородном топливе и перевозится куда необходимо. Ведь это куда выгоднее, нежели передавать и хранить электроэнергию. Сегодня для производства энергии применяются следующие устройства и сооружения: печи, двигатели внутреннего сгорания, электрогенераторы, турбины, солнечные батареи , Ветровые установки и электростанции, дамбы и ГЭС, приливные станции, геотермальные станции, атомные станции, термоядерные реакторы.

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

Наименование	№	Мощность генератора,	Начало строительства	Дата пуска
Запорожская АЭС	1	1000	04.1980	10.12.1984
	2	1000	04.1981	22.07.1985
	3	1000	04.1982	10.12.1986
	4	1000	01.1984	18.12.1987
	5	1000	07.1985	14.08.1989
	6	1000	06.1986	19.10.1995
Южно-Украинская АЭС	1	1000	03.1977	31.12.1982
Ровенская АЭС	1	440	08.1976	22.12.1980
	2	440	10.1977	22.12.1981
	4	1000	10.1993	10.10.2004
Хмельницкая АЭС	1	1000	11.1981	22.12.1987
	2	1000	10.1993	08.08.2004

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

Место аварии	Кыштым, Южный Урал Рейтинг: 6 (серьезная авария)	Виндкейл, Англия Рейтинг: 5 (авария с риском для окружающей среды)	Три Мейл Айленд, штат Пенсильвания, США окружающей среды)	Чернобыль, СССР	Фукусима-1, Япония.
Дата	1957	1957	28.03.79	26.04.86	30.09.1999
Причина	Взрыв хранилища	Горение графита	Расплавление активной зоны	Разгрузка реактора	Землетрясение, цунами, ошибка проекта – расплавление активной зоны реакторов на энергоблоках 1-3
Выбросы радионуклидов (радиоактивность)	20, в т.ч. 54 Кu от стронция	30, в т.ч. 20 Кu от стронция	20 Кu от иода-131	1000 Кu , в т.ч. ~150 Кu от иода-131	йод -131 – 1,5⋅1017 Бк, цезий-137 – 1,2⋅1016 Бк
Площадь загрязнения, км2	15000	500	1000	20000	Вся территория страны и морские акватории
Эвакуировано, тыс. чел	1,0	данных нет	данных нет	1200	Данных нет, Зона отчуждения 30 км
Погибших, тыс. чел.	данных нет	данных нет	данных нет	3-4	Свыше 10 тыс. Информация не полная
Заболевших, тыс. чел.	данных нет	данных нет	данных нет	200	данных нет

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.

Информация для данного раздела подготовлена на основании данных АО «СО ЕЭС».

Энергосистема Российской Федерации состоит из ЕЭС России (семь объединенных энергосистем (ОЭС) – ОЭС Центра, Средней Волги, Урала, Северо-Запада, Юга и Сибири) и территориально изолированных энергосистем (Чукотский автономный округ, Камчатский край, Сахалинская и Магаданская область, Норильско-Таймырский и Николаевский энергорайоны, энергосистемы северной части Республики Саха (Якутия)).

Потребление электрической энергии

Фактическое потребление электроэнергии в Российской Федерации в 2018 г. составило 1076,2 млрд кВт∙ч (по ЕЭС России 1055,6 - млрд кВт∙ч), что выше факта 2017 г. на 1,6% (по ЕЭС России - на 1,5%).

В 2018 г. увеличение годового объема электропотребления ЕЭС России из‑за влияния температурного фактора (на фоне понижения среднегодовой температуры относительно прошлого года на 0,6°С) оценивается величиной около 5,0 млрд кВт-ч. Наиболее значительное влияние температуры на изменение динамики электропотребления наблюдалось в марте, октябре и декабре 2018 г.,
когда соответствующие отклонения среднемесячных температур достигали максимальных значений.

Кроме температурного фактора на положительную динамику изменения электропотребления в ЕЭС России в 2018 г. повлияло увеличение потребления электроэнергии промышленными предприятиями. В большей степени этот прирост обеспечен на металлургических предприятиях, предприятиях деревообрабатывающей промышленности, объектах нефте-газопроводного и железнодорожного транспорта.

В течение 2018 г. значительный рост потребления электроэнергии на крупных металлургических предприятиях, повлиявший на общую положительную динамику изменения объемов электропотребления в соответствующих территориальных энергосистемах, наблюдался:

• в энергосистеме Вологодской области (прирост потребления 2,7% к 2017 г.) - увеличение потребления ПАО «Северсталь»;
• в энергосистеме Липецкой области (прирост потребления 3,7% к 2017 г.) - увеличение потребления ПАО «НЛМК»;
• в энергосистеме Оренбургской области (прирост потребления 2,5% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «Уральская сталь»;
• в энергосистеме Кемеровской области (прирост потребления 2,0% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «Кузнецкие ферросплавы».

В составе крупных промышленных предприятий деревообрабатывающей промышленности, увеличивших в отчетном году потребление электроэнергии:

• в энергосистеме Пермской области (прирост потребления 2,5% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «Соликамскбумпром»;
• в энергосистеме Республики Коми (прирост потребления 0,9% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «Монди СЛПК».

Среди промышленных предприятий нефтепроводного транспорта, увеличивших в 2018 г. годовые объемы потребления электроэнергии:

• в энергосистемах Астраханской области (прирост потребления (1,2% к 2017 г.) и Республики Калмыкия (прирост потребления 23,1% к 2017 г.) - увеличение потребления АО «КТК-Р» (Каспийский трубопроводный консорциум);
• в энергосистемах Иркутской (прирост потребления 3,3% к 2017 г.), Томской (прирост потребления 2,4% к 2017 г.), Амурской областей (прирост потребления 1,5% к 2017 г.) и Южно-Якутского энергорайона энергосистемы Республики Саха (Якутия) (прирост потребления 14,9% к 2017 г.) - увеличение потребления магистральными нефтепроводами на территориях указанных субъектов Российской Федерации.

Увеличение объемов потребления электроэнергии предприятиями газотранспортной системы в 2018 г. отмечено на промышленных предприятиях:

• в энергосистеме Нижегородской области (прирост потребления 0,4% к 2017 г.) - увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород»;
• в энергосистеме Самарской области (прирост потребления 2,3% к 2017 г.) - увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Самара»;
• в энергосистемах Оренбургской (прирост потребления 2,5% к 2017 г.) и Челябинской областей (прирост потребления 0,8% к 2017 г.) - увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург»;
• в энергосистеме Свердловской области (прирост потребления 1,4% к 2017 г.) - увеличение потребления ООО «Газпром трансгаз Югорск».

В 2018 г. наиболее значительное увеличение объемов железнодорожных перевозок и вместе с ним увеличение годовых объемов потребления электроэнергии предприятиями железнодорожного транспорта наблюдалось в ОЭС Сибири в энергосистемах Иркутской области, Забайкальского и Красноярского краев и Республики Тыва, а также в границах территорий энергосистем г. Москвы и Московской области и г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

При оценке положительной динамики изменения объема потребления электроэнергии следует отметить рост в течение всего 2018 г. электропотребления на предприятии АО «СУАЛ» филиал «Волгоградский алюминиевый завод».

В 2018 г. с увеличением объема производства электроэнергии на тепловых и атомных электростанциях наблюдалось увеличение расхода электроэнергии на собственные, производственные и хозяйственные нужды электростанций. Для АЭС это проявилось в значительной мере с вводом в 2018 г. новых энергоблоков №5 на Ленинградской АЭС и №4 на Ростовской АЭС.

Производство электрической энергии

В 2018 г. выработка электроэнергии электростанциями России, включая производство электроэнергии на электростанциях промышленных предприятий, составила 1091,7 млрд кВт∙ч (по ЕЭС России - 1070,9 млрд кВт∙ч) (табл. 1, табл. 2).

Увеличение к объему производства электроэнергии в 2018 г. составило 1,7%, в том числе:

• ТЭС - 630,7 млрд кВт∙ч (падение на 1,3%);
• ГЭС - 193,7 млрд кВт∙ч (увеличение на 3,3%);
• АЭС - 204,3 млрд кВт∙ч (увеличение на 0,7%);
• электростанции промышленных предприятий - 62,0 млрд кВт∙ч (увеличение на 2,9%).
• СЭС - 0,8 млрд кВт∙ч (увеличение на 35,7%).
• ВЭС - 0,2 млрд кВт∙ч (увеличение на 69,2%).

Табл. 1 Баланс электрической энергии за 2018 г., млрд кВтч

			Изменение, % к 2017
Выработка электроэнергии, всего
Электростанции промышленных предприятий
Потребление электроэнергии
Сальдо перетоков электроэнергии, «+» - прием, «-» - выдача

Табл. 2 Производство электроэнергии в России по ОЭС и энергозонам в 2018 г., млрд кВтч

			Изменение, % к 2017
Энергозона Европейской части и Урала, в т.ч.: числе:
ОЭС Центра
ОЭС Северо-Запада
ОЭС Средней Волги
ОЭС Урала
Энергозона Сибири, в т.ч.:
ОЭС Сибири
Энергозона Востока, в т.ч.:
ОЭС Востока
Изолированные энергорайоны
Итого по России

* - Норильско-Таймырский энергетический комплекс

Структура и показатели использования установленной мощности

Число часов использования установленной мощности электростанций в целом по ЕЭС России в 2018 г. составило 4411 часов или 50,4% календарного времени (коэффициент использования установленной мощности) (табл. 3, табл. 4).

В 2018 г. число часов и коэффициент использования установленной мощности (доля календарного времени) по типам генерации следующие:

• ТЭС - около 4 075 часов (46,5% календарного времени);
• АЭС - 6 869 часов (78,4% календарного времени);
• ГЭС - 3 791 часов (43,3% календарного времени);
• ВЭС - 1 602 часов (18,3% календарного времени);
• СЭС - 1 283 часов (14,6% календарного времени).

По сравнению с 2017 г. использование установленной мощности на ТЭС и ГЭС увеличилось на 20 и 84 часа соответственно, снизилось на СЭС на 2 часа.

Существенно, на 409 часов снизилось использование установленной мощности АЭС, а использование установленной мощности ВЭС наоборот увеличилось на 304 часа.

Табл. 3 Структура установленной мощности электростанций объединенных энергосистем и ЕЭС России на 01.01.2019

	Всего, МВт					В ЭС
ЕЭС РОССИИ	243 243,2
ОЭС Центра	52 447,3
ОЭС Средней Волги	27 591,8
ОЭС Урала	53 614,3
ОЭС Северо-Запада	24 551,8
	23 535,9
ОЭС Сибири	51 861,1
ОЭС Востока

Табл. 4 Коэффициенты использования установленной мощности электростанций по ЕЭС России и отдельным ОЭС в 2017 и 2018 годах, %

				В ЭС					В ЭС
ЕЭС России
ОЭС Центра
ОЭС Средней Волги
ОЭС Урала
ОЭС Северо- Запада
ОЭС Сибири
ОЭС Востока

Табл. 5 Изменение показателей установленной мощности электростанций объединенных энергосистем, в том числе ЕЭС России в 2018 году

	01.01.2018, МВт	Ввод	Вывод из эксплуатации (демонтаж, длительная консервация)	Перемаркировка		Прочие изменения (уточнение и др.)	На 01.01.2019, МВт
РОССИЯ	246 867,6						250 442,0
ЕЭС РОССИИ	239 812,2						243 243,2
ОЭС Центра	53 077,1						52 447,3
ОЭС Средней Волги	27 203,8						27 591,8
ОЭС Урала	52 714,9						53 614,3
ОЭС Северо-Запада	23 865,2						24 551,8
	21 538,5						23 535,9
ОЭС Сибири	51 911,2						51 861,1
ОЭС Востока
Технологически изолированные территориальные энергосистемы: