Атомные электростанции. Технические особенности аэс

Основные технические характеристики энергоблоков АЭС. Конструкции и параметры отечественных реакторов

материалы и Конструкции ЭЛЕМЕНТОВ ядерных энергетических установок (третья лекция из трёх)

Содержание:

1. Основные технические характеристики энергоблоков АЭС

1.1. АЭС мира

1.2. АЭС России

2. Конструкции и параметры отечественных реакторов

2.1. Конструкция и параметры РБМК

2.2. Конструкция и параметры ВВЭР

2.3. Конструкция и параметры БН-600

1. Основные технические характеристики энергоблоков АЭС

1.1. АЭС мира

Первая в мире АЭС была сооружена в 1954 году под Москвой в закрытом городе Обнинске. Ее мощность составляла всего лишь 5 МВт, но она обозначила лидирующую роль СССР в мирном использовании атомной энергии.

По состоянию на 7 августа 2011г. в 29 в странах мира мире эксплуатируют 437 ядерных энергетических реакторов различной мощности (табл. 3.8.1.1) [5]. Совокупный опыт их эксплуатации составил 14570 лет. Их вклад в мировую электроэнергетику равен ~ 13%. По абсолютной мощности АЭС лидируют США, Франция, Япония, Германия, Россия. Основной вклад вносят корпусные водо-водяные реакторы с водой под давлением (PWR, ВВЭР), далее следуют корпусные водо-водяные реакторы с кипящей водой (BWR), канальные тяжеловодные реакторы (CANDU) и канальные уран-графитовые реакторы (РБМК).

В большинстве случаев мощность единичного энергоблока составляет ~ 1000 МВт-эл, хотя обозначилась и реализуется тенденция к увеличению единичной мощности с целью снижения удельных затрат на сооружение и эксплуатацию энергоблока. Уже имеются блоки мощностью 1200-1300 МВт-эл, завершается разработка проектов реакторов мощностью 1500-1700 МВт-эл. Следует отметить, что СССР с большим опережением первым в мире построил два реактора РБМК-1500 мощностью по 1500 МВт-эл, которые уже 20 лет успешно отработали на Игналинской АЭС в Литве. Сейчас их закрыли по чисто политическим мотивам как условие членства в Литвы в Евросоюзе.

Тяжёлая авария на японской АЭС «Фукусима-1» в марте 2011года ещё раз (после Чернобыльской аварии 1986 года) наглядно продемонстрировала, что масштаб негативных последствий аварии тесно связан с уровнем мощности аварийного энергоблока. Поневоле возникает вопрос, полезно ли наращивать единичную мощность энергоблока. Действительно, авария энергоблока меньшей мощности приведёт к менее тяжким последствиям, к тому же он будет иметь другую конструкцию, позволяющую значительно повысить уровень его безопасности. В настоящее время перспективы энергетических реакторов малой и средней мощности стали предметом исследований в ряде национальных программ и международных проектов.

В таблицах 3.8.1.2 – 3.8.1.6 приведены основные технические характеристики ряда действующих энергоблоков, преимущественно зарубежных, так как отечественные установки будут рассмотрены более детально [1].

Для реакторов типа PWR мощность варьируется от 150 до 1300 МВт-эл, к.п.д. возрос по мере эволюции с 28 до 36%. Давление в первом контуре составляет ~ 15 МПа. Температура воды на входе возросла с 266 до 300 °С, а величина подогрева воды уменьшилась с 50 до 30 °С.

Для реакторов типа BWR мощность по мере эволюции увеличилась с 200 до 1300 МВт-эл, давление в первом контуре составляет ~ 7 МПа. К.п.д. изменился с 29 до 34%. Температура воды на входе в активную зону уменьшилась с 260 до 215 °С.

Для тяжеловодных реакторов типа CANDU, охлаждаемых тяжелой водой, мощность варьируется с 200 до 740 МВт-эл, к.п.д. составляет ~ 29%. Давление теплоносителя на выходе из канала равно 9-10 МПа, а температура в процессе эволюции возросла с 290 до 310 °С.

Для реакторов на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем мощность в ходе эволюции возросла с 65 до 1200 МВт-эл, однако следует отметить, что в отличие от французского «Суперфеникса» мощностью 1200 МВт-эл российский БН-600 работает устойчиво уже 25 лет. К.п.д. натриевых реакторов варьируется в диапазоне 35-40%, т.е. превышает к.п.д. водоохлаждаемых реакторов, но уступает к.п.д. современных тепловых энергоустановок, использующих в качестве рабочего тела водяной пар сверхкритических параметров.

1.2. АЭС России

С момента пуска первой в стране (и в мире, если подразумевается включение реактора в энергосистему) АЭС, состоявшегося в 1954 году под Москвой в городе Обнинске, прошло более 55 лет. За это время ядерная энергетика России нарастила установленную мощность с 5 до 24288 МВт-эл.

В России на конец 2010 г. действовали 10 АЭС, эксплуатирующих 32 энергоблока суммарной установленной мощностью 24288 МВт-эл. Состав этих АЭС приведен в нижеследующей таблице:

ВВЭР-440

ВВЭР-1000

РБМК-1000

Кольская АЭС – 4 блока

Нововоронежская АЭС– 2 блока

Балаковская АЭС – 4 блока

Калининская АЭС – 3 блока

Ростовская АЭС – 2 блока

Нововоронежская АЭС – 1 блок

Ленинградская АЭС – 4 блока

Курская АЭС – 4 блока

Смоленская АЭС – 3 блока

Белоярская АЭС - 1 блок с реактором БН-600

Билибинская АЭС - 4 блока с реактором ЭГП-6

vunivere.ru

Технические характеристики энергоблоков Ленинградской АЭС

Проектная годовая выработка электроэнергии - 28 млрд. кВт·ч.На собственные нужды потребляется 8,0 - 8,5 % от выработанной электроэнергии. ЛАЭС успешно занимается реконструкцией энергоблоков, связанной с внедрением мероприятий по повышению безопасности в соответствии с международными и национальными правилами Госатомнадзора России. Каждый энергоблок включает в себя следующее основное оборудование:

реактор РБМК с контуром циркуляции и вспомогательными системами,
2 турбоустановки типа К-500-65/3000 с паровым и конденсатно-питательным трактом.
2 генератора типа ТВВ-500-2.

Реактор и его вспомогательные системы размещены в отдельных корпусах. Машинный зал является общим на 2 энергоблока. Вспомогательные цеха и системы для двух энергоблоков являются общими и территориально расположены вблизи каждой из очередей (2 энергоблока) станции. Общая площадь, занимаемая Ленинградской АЭС, 454 га.

Принципиальная схема АЭС

Тепловая схема каждого энергоблока АЭС — одноконтурная. Канальный реактор РБМК с кипящим теплоносителем, в качестве которого применена обычная вода, обеспечивает паром две турбины К-500-65/3000. Циркуляция теплоносителя через реактор осуществляется по двум независимым циркуляционным петлям контура многократной принудительной циркуляции (МПЦ). К каждой петле подключена половина топливных каналов реактора (около 840 каналов). Циркуляционная петля имеет 4 главных циркуляционных насоса (три постоянно находятся в работе, один стоит в резерве), которые через систему коллекторов и трубопроводов подают воду в каждый топливный канал. Вода в каналах нагревается до кипения и частично испаряется. Пароводяная смесь из топливных каналов реактора по трубам пароводяных коммуникаций направляется в барабан-сепараторы, где разделяется на пар и воду. Всего на энергоблоке имеется 4 горизонтальных гравитационных барабан-сепаратора. Из каждого барабан-сепаратора насыщенный пар поступает в 2 паросборных коллектора и далее по 8 паропроводам направляется к турбинам конденсационного типа.После стопорно-регулирующих клапанов пар поступает в цилиндр высокого давления турбины. После цилиндра высокого давления пар сепарируется и перегревается свежим паром в промежуточных сепараторах-перегревателях и далее поступает в 4 цилиндра низкого давления, откуда сбрасывается в конденсаторы, охлаждаемые морской водой.Конденсат отработанного в турбине пара из конденсаторов каждой турбины подается конденсатными насосами первой ступени на установку конденсатоочистки, где весь поток конденсата проходит химическую очистку для обеспечения требуемого качества питательной воды. Конденсатные насосы второй ступени обеспечивают подачу конденсата в деаэраторы через установку регенерации. Это пять подогревателей низкого давления, которые осуществляют подогрев конденсата паром из промежуточных отборов турбины. Конденсат греющего пара смешивается с потоком основного конденсата по каскадной схеме. В схеме энергоблока предусмотрено 4 деаэратора, где происходит удаление коррозионно-активных газов из конденсата и создается рабочий запас питательной воды. Питательная вода из деаэратора питательными насосами подается в барабан-сепараторы каждой циркуляционной петли через свой питательный узел. В питательном узле, имеющем 3 параллельных нитки (2 — в работе, 1 — в резерве), установлены механические фильтры и автоматические клапаны, регулирующие подачу питательной воды в барабан-сепараторы путем поддержания в них номинального уровня воды. В целях обеспечения сброса пара из барабан-сепараторов в режимах с отключением турбин, предусмотрены паросбросные и пароприемные устройства.Для поддержания требуемого водно-химического режима в контуре МПЦ предусмотрена байпасная очистка производительностью 200 т/час. Контурная вода отбирается из напорных коллекторов главных циркуляционных насосов каждой петли. Предварительно перед поступлением на фильтры байпасной очистки вода охлаждается до 50 С в регенераторах и доохладителях. После очистки возвращаемая в контур МПЦ вода предварительно подогревается в регенераторах контурной водой, поступающей на очистку.

www.goodstudents.ru

Атомные электростанции

Общие вопросы производства электроэнергии на АЭС.

АЭС – это по существу тепловая электростанция, которая использует тепловую энергию ядерной реакции. Центральным элементом АЭС является ядерный реактор, в котором происходит ядерная реакция деления U-235. Для отвода тепла, выделяющегося в этой реакции, используют теплоноситель, в качестве которого чаще всего выступает вода. Кроме того, для осуществления управления ядерной реакцией необходимо использование замедлителя нейтронов.

Так, в реакторах типа ВВЭР (водо – водяной энергетический) в качестве теплоносителя и замедлителя используется вода под давлением. В реакторах типа РБМК (реактор большой мощности канальный) в качестве теплоносителя используется вода, а в качестве замедлителя – графит. Оба эти реактора нашли широкое применение на АЭС Украины и России.

По технологическому принципу производства электроэнергии АЭС очень похожа на КЭС. Так же как и КЭС, АЭС строятся по блочному принципу в электрической и тепловой части. Однако, существует ряд особенностей в технологическом процессе, что накладывает существенное влияние на электрическую часть станции.

АЭС выгодно оснащать блоками большой мощности, тогда по своим технико-экономическим показателям они не уступают КЭС. В настоящее время широко используются реакторы электрической мощностью 440 и 1000 МВт типа ВВЭР, а также 1000 и 1500 МВт типа РБМК. При этом энергоблоки формируются следующим образом:

1. Реактор ВВЭР - 440 и два турбоагрегата по 220 МВт.

2. Реактор ВВЭР – 1000 и два турбоагрегата по 500 МВт.

3. Реактор ВВЭР – 1000 и один турбоагрегат 1000 МВт.

4. Реактор РБМК – 1500 и два турбоагрегата по 750 МВт.

Оценим теперь влияние АЭС на экологию. АЭС не имеет выбросов дымовых газов и не имеет отходов в виде золы и шлаков. Однако, удельные тепловыделения в воду на атомной станции выше, вследствие большого удельного расхода пара, а следовательно большого расхода охлаждающей воды. Поэтому, все современные АЭС оборудуются градирнями, для отвода тепла охлаждающей воды в атмосферу.

Важная особенность эксплуатации АЭС – радиоактивные отходы, которые захораниваются в специальных могильниках, исключающих воздействие радиации на людей.

Чтобы избежать влияния возможных радиоактивных выбросов на людей, вокруг станции создается санитарно – защитная зона.

Выше уже отмечалось, что построение электрической части АЭС тесно связано с технологическим циклом производства АЭС с различными типами реакторов. Поэтому, рассмотрим принципиальные технологические схемы АЭС с реакторами ВВЭР и РБМК.

Специфика электрической части аналогична КЭС. Центры электрических нагрузок располагаются на значительном расстоянии от АЭС, поэтому станция выдаёт электроэнергию на высоких и сверхвысоких напряжениях. Для удобства наращивания мощности, повышения надёжности используется блочный принцип построения.

Мы видим, что особенность технологического процесса на АЭС предъявляет специфические требования к питанию электрооборудования.

Все потребители АЭС образуют, как и на КЭС, систему собственных нужд, которая в нормальных режимах получает питание от трансформатора собственных нужд основного (ОТСН). Этот трансформатор получает питание от генератора станции. Для обеспечения резервирования питания собственных нужд применяют резервные трансформаторы (РТСН), получающие питание от шин среднего напряжения своей или соседней ЭС.

Рисунок 2.4. Структурная схема электрической части АЭС

В системе собственных нужд для обеспечения надёжного и безопасного функционирования технологического оборудования выделяют 3 подсистемы электроснабжения потребителей собственных нужд:

а) система шин нормальной эксплуатации (С.Ш.Н.Э). От этой системы шин получают питание потребители, не предъявляющие повышенных требований к надёжности электроснабжения, допускающие перерывы питания на время автоматического ввода резервного питания после срабатывания защиты реактора. Эти потребители относятся к потребителям 3 группы (по ПУЭ) потребителей 1 категории. К ним относятся конденсатные, циркуляционные и сетевые насосы, ГЦН с большой инерционностью, насосы технической воды неответственных потребителей, дренажные насосы и т.д.)

б) система шин надёжного питания, для потребителей 2 группы (С.Ш.Н.П. – 2 группы). От этой системы шин получают питание потребители, требующие повышенной надёжности питания и допускающие перерывы питания на время, определяемое условиями аварийного расхолаживания (десятки секунд – десятки минут) и требующие обязательного питания после срабатывания АЗ реактора. К ним относят: электрооборудование САОЗ, САОР, спринклерные насосы, насосы борного регулирования, аварийные питательные насосы, противопожарные насосы, отдельное электрооборудование турбоагрегата и систем биологической и технологической дозиметрии. Для потребителей этой группы в аварийном режиме предусматривается электроснабжение от специальных автономных источников, не связанных с сетью энергосистемы, которые должны обеспечивать питание этих потребителей при МПА и обесточении основных источников электроснабжения. В качестве аварийных источников используются на АЭС автоматизированные дизель генераторы.

в) система шин надёжного питания для потребителей 1 группы (С.Ш.Н.П. – 1 группы). От этой системы шин получают питание потребители, не допускающее перерыв питания более чем на доли секунды во всех режимах, включая режим полного исчезновения напряжения переменного тока от ОТСН и РТСН, и требующие обязательного питания после срабатывания АЗ реактора. К этой группе относятся: КИП и автоматика защиты реактора; приборы технологического контроля; некоторые системы дозиметрии; электропривод быстродействующих клапанов и отсечной арматуры, которая локализует и обеспечивает ликвидацию аварии, часть аварийного освещения; электромагнитных приводов СУЗ, ГЦН с малой инерционностью, а также отдельные насосы турбоагрегата.

В качестве аварийных источников питания для этой группы используют аккумуляторные батареи со статическими преобразователями электроэнергии (выпрямители – С.П.Э.В, инверторы –С.П.Э.И).

11 Технологический процесс производства электроэнергии на гидроэлектростанциях ( ГЭС )

На ГЭС для получения электроэнергии используется энергия водных потоков. Первичными двигателями на ГЭС являются гидротурбины, которые приводят во вращение синхронные генераторы. Мощность, развиваемая агрегатом, пропорциональна напору Н и расходу воды Q

P = H Q.

Напор Н создаётся разностью уровней воды с помощью плотины (рисунок 1.3).

В электрической части ГЭС во многом подобны конденсационным станциям. ГЭС обычно удалены от центров потребления энергии, поэтому электроэнергия выдаётся на высоких и сверхвысоких напряжениях ( 110-500 кВ ).

Отличительная особенность ГЭС – небольшое потребление электроэнергии на собственные нужды, которое в несколько раз меньше, чем на ТЭС. Это объясняется отсутствием на ТЭС крупных механизмов собственных нужд.

Другая отличительная особенность - простая технология производства электроэнергии, что обуславливает лёгкую автоматизацию.

Пуск агрегата ГЭС занимает не более 50 секунд, поэтому резерв мощности в энергосистеме обеспечивается именно гидростанциями. КПД ГЭС обычно составляет 85-90%, а себестоимость электроэнергии в несколько раз меньше, чем на тепловых электростанциях.

Особую роль в современных энергосистемах занимают гидроаккумулирующие станции (ГАЭС). Эти электростанции имеют, как минимум, два бассейна - верхний и нижний с определёнными перепадами высот между ними. На ГАЭС устанавливаются обратимые агрегаты. В часы минимума нагрузки агрегаты переводят в двигательный режим, а турбины – в насосный. Потребляя мощность из сети, гидроагрегаты перекачивают воду из нижнего бассейна в верхний. В часы максимальных нагрузок, когда в системе дефицит мощности ГАЭС вырабатывает электроэнергию за счёт перепада уровней воды в бассейнах. В этот период станция работает как обычная ГЭС. Таким образом, применение ГАЭС позволяет выравнивать график нагрузок энергосистемы, что повышает экономичность тепловых станций.

Дата добавления: 2015-08-27; просмотров: 423 | Нарушение авторских прав

mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.035 сек.)

mybiblioteka.su