Технологические процессы тепловых и атомных электростанций

1. Теоретические основы преобразования энергии в тепловых двигателях

Электрические станции на органическом топливе всегда используют перегретый пар. В настоящее время температура пара перед турбиной обычно достигает 540…560 ^оС при давлении пара перед турбиной до 23,5 МПа.

Энергия сгораемого топлива идет на нагрев питательной воды и пара в паровом котле. Энергия пара парового котла (теплогенератора) преобразуется в механическую энергию вращения паровой турбины, расходуется на промежуточный перегрев пара, на регенерацию (регенеративный подогрев питательной воды), на теплофикацию самой электростанции и жилых массивов (сетевой подогрев) и др. Устройства, преобразующие внутреннюю энергию топлива собственно в механическую, называют тепловыми двигателями.

Термодинамическое состояние тепловых двигателей характеризуется важными термодинамическими функциями состояния – энтальпией и энтропией.

Энтальпия h – термодинамическая функция, характеризующая теплосодержание системы. Она определяется соотношением

h = U + pV,

где U – внутренняя энергия системы; p – давление пара; V – объем пара. Энтальпия отражает 1-й закон термодинамики – количество теплоты, подведенное к системе, идет на изменение ее внутренней энергии и на совершение системой работы. При постоянном давлении количество теплоты, поглощенной системой при переходе из одного состояния в другое, равно приращению энтальпии.

Энтропия s – термодинамическая функция, характеризующая изменение энергии в процессе перехода из одного равновесного состояния в другое. Энтропия отражает 2-й закон термодинамики, определяющий статистическую направленность изменения состояния системы – замкнутая система самопроизвольно переходит из менее вероятного в более вероятное состояние. В необратимых тепловых процессах, что характерно для любых тепловых двигателей, энтропия определяется соотношением

s ≥ Q/T,

где T – абсолютная температура системы; Q – количество тепла, поглощенного системой.

Преобразование энергии на КЭС производится на основе термодинамического цикла Ренкина, в котором подвод тепла воде и водяному пару в котле и отвод тепла охлаждающей водой в конденсаторе турбины происходят при постоянном давлении, а работа пара в турбине и повышение давления воды в насосах – при постоянной энтропии.

В турбоустановках ТЭС преобразование теплоты в работу осуществляется по циклу Ренкина на перегретом пару, а на АЭС, как правило – на насыщенном пару.

Цикл Ренкина – идеальный термодинамический цикл (круговой процесс), в котором совершается превращение теплоты в работу (или работы в теплоту); принимается в качестве теоретической основы для приближённого расчёта реальных циклов, осуществляемых в паросиловых установках. Назван по имени У. Дж. Ренкина, одного из создателей технической термодинамики.

Цикл Ренкина осуществляется следующим образом: в паровом котле происходит испарение рабочего тела (воды); в пароперегревателе – перегрев пара при постоянном давлении; в паровой турбине пар адиабатически расширяется, совершая работу; в конденсаторе – конденсируется при постоянном давлении; конденсат подаётся насосом в экономайзер, где он подогревается, а затем – в котел, где испаряется. На рис. 1 показан термодинамический цикл Ренкина; работа 1 кг пара, совершаемая в цикле Ренкина, на диаграмме состояния характеризуется площадью. Термический КПД цикла Ренкина равен отношению этой работы ко всему количеству теплоты, подведённому к 1 кг пара. КПД цикла Ренкина с насыщенным паром составляет 0,29…0,36, а с перегретым паром – 0,34…0,46. Цикл Ренкина отличается от цикла Карно тем, что подвод теплоты к воде и перегрев пара идут при постоянном давлении и возрастающей температуре.

Рис. 1. Термодинамический цикл Ренкина, Т-S диаграмма

При идеальном протекании всех процессов, как показано на рис. 1, энергетические показатели цикла на 1 кг перегретого пара определяются следующими соотношениями.

Работа, совершенная паром, равна теоретически располагаемому (адиабатному) теплоперепаду

ω_t = Δh_a = h₀ – h_k.

Теплота, отведенная в конденсаторе от отработавшего пара,

qотв = hk – h1.

Работа сжатия воды в насосе

ω_tн = h₂ – h₁ = ς (p₀ – p_k),

где ς – удельный объем воды.

Теплота, подведенная к рабочему телу (располагаемая теплота турбины),

q₀ = h₀ – h₂ = h₀ – [h₁ + ς (p₀ – p_k)].

Полезная теоретическая работа цикла

ω_tн = ω_t – ω_tн.

Теоретический КПД турбины и термический КПД цикла Ренкина:

η_t = ω_t /q₀;

ηt = 1 – qотв / q0.

В реальных турбинах работа, совершаемая килограммом пара ω_i и называемая удельной внутренней работой, равна действительному теплоперепаду ∆h_i, т. е.

ω_i = Δh_i ≠ h₀ – h_k,

который меньше адиабатного из-за необратимости процесса расширения.

Действительный теплоперепад в турбине определяется либо из детального поступенчатого расчета турбины, либо из соотношения

Δh_i = η_0iΔh_a = η_0i (h₀ – h_k),

где η_0i – внутренний относительный КПД турбины или ее отдельных цилиндров. Если расчет турбины отсутствует, то η_0i обычно определяют по аналогам, эмпирическим формулам или графикам.

Энтальпия пара за турбиной определяется как

h_k =h₀ – Δh_i = h₀ – η_0iΔh_a

и затем находится теплота, отведенная в конденсаторе,

q_отв = h_k – h₁ = h₀ – (ω_i + h₁).

Из конденсатора вода откачивается насосом. В насосе происходит сжатие воды, и ее энтальпия возрастает на величину ∆h_н, равную внутренней работе насоса:

Δh_н = ω_iн = ς (p_н – p_k) / η_гид,

где р_н – давление за насосом на 30…40 % большее, чем перед турбиной, изза потерь давления в пароводяном тракте; η_гид – гидравлический КПД насоса, учитывающий внутренние потери от трения, вихреобразования и т. п. Полная работа насоса ω_н больше внутренней из-за потерь в подшипниках, а также из-за протечек воды и составляет

ω_н = ω_iн / η_мη_об = ς (p_н – p_k) / η_н,

где η_м, η_об – механический КПД насоса, учитывающий потери в подшипниках, и объемный КПД, учитывающий потери из-за протечек через уплотнения; η_н = η_гид η_м η_об – полный КПД насоса.

Работа, затраченная на привод насоса (электроэнергия или энергия пара), частично возвращается в цикл в виде теплоты, а небольшую часть составляют потери в подшипниках и с протечками.

Количество подведенной к 1 кг рабочего тела теплоты равно разности энтальпий пара и воды, поступающей из насоса в котел:

q₀ = h₁ – h₂ = h₀ – (h₁ + Δh_н).

Внутренний абсолютный КПД турбины

η_i = ω_i / q₀ = Δh_i / q₀ = (h_a / q₀) η_0i.

Если турбина вращает генератор мощностью N_э киловатт, а 1 кг пара вырабатывает ω_э килоджоулей электроэнергии, то секундный расход пара на турбину составит

D₀=N_э / ω_э.

Полное количество теплоты, подведенной к турбине за 1 с, измеренной в килоджоулях в секунду, или, что то же самое, в киловаттах,

Q₀ = q₀D₀.

Отношение мощности турбогенератора к количеству подведенной за 1 с теплоты называется КПД турбоустановки по выработке электроэнергии:

η_i = ω_i /D₀ = Δh_i/D₀ = (h_a / D₀) η_0i

Отношение отпущенной мощности к подведенной к турбине теплоте есть КПД турбоустановки по отпуску электроэнергии, или КПД нетто турбоустановки:

ηнт.э = Nнт.э / Q0

Тепловую экономичность турбоустановок часто характеризуют величиной, обратной КПД по выработке электроэнергии и называемой удельным расходом теплоты на выработанную электроэнергию:

q_э = 1/ η_э или q_э = Q₀ / N_э.

Выше рассматривались простые турбоустановки, в которых расход пара через все ступени турбины сохраняется одинаковым (отборы отсутствуют) и промежуточный перегрев пара не производится.

КПД реального термодинамического цикла Ренкина составляет 0,5…0,55; внутренний относительный КПД турбины − 0,8…0,9; механический КПД турбины – 0,98…0,99; КПД электрического генератора – 0,98…0,99; КПД трубопроводов пара и воды – 0,97…0,99; КПД котлоагрегата – 0,9…0,94. Общий КПД современной КЭС – 35…42 %.

Увеличение КПД КЭС достигается главным образом повышением начальных параметров (начальных давления и температуры) водяного пара, совершенствованием термодинамического цикла, а именно – применением промежуточного перегрева пара и регенеративного подогрева конденсата и питательной воды паром из отборов турбины. На КЭС по технико-экономическим основаниям применяют начальное давление пара докритическое 13…14 или сверхкритическое 23…25 МПа, начальную температуру свежего пара и после промежуточного перегрева – 540…570 °С. В России и за рубежом созданы опытно-промышленные установки с начальными параметрами пара 30…35 МПа при 600…650 °С. Промежуточный перегрев пара применяют обычно одноступенчатый, на некоторых зарубежных КЭС сверхкритического давления – двухступенчатый. Число регенеративных отборов пара – 7…9, конечная температура подогрева питательной воды – 260…300 °С. Конечное давление отработавшего пара в конденсаторе – 0,003…0,005 МПа.

Часть вырабатываемой электроэнергии потребляется вспомогательным оборудованием КЭС (насосами, вентиляторами, угольными мельницами и т. д.). Расход электроэнергии на собственные нужды пылеугольной КЭС составляет до 7 %, газомазутной – до 5 %. Значительная часть (около половины энергии на собственные нужды) расходуется на привод питательных насосов. На крупных КЭС применяют паротурбинный привод; при этом расход электроэнергии на собственные нужды снижается. Различают КПД КЭС брутто (без учёта расхода на собственные нужды) и КПД КЭС нетто (с учётом расходов на собственные нужды). Энергетическими показателями, равноценными КПД, служат также удельные (на единицу электроэнергии) расходы тепла и условного топлива с теплотой сгорания 29,3 МДж/кг (7000 кКал/кг), равные для КЭС 8,8…10,2 МДж/кВт·ч (2100…2450 кКал/кВт·ч) и 300…350 г/кВт·ч.

Повышение КПД, экономия топлива и уменьшение топливной составляющей эксплуатационных расходов обычно сопровождаются удорожанием оборудования и увеличением капиталовложений. Выбор оборудования КЭС, параметров пара и воды, температуры уходящих газов котлоагрегатов и т. д. производится на основе технико-экономических расчётов, учитывающих одновременно капиталовложения и эксплуатационные расходы (расчётные затраты).

2. Подготовка твердого топлива к сжиганию: дробление, размол топлива, система пылеприготовления с шаровой барабанной мельницей

Топливоприготовление включает в себя комплекс элементов оборудования и механизмов транспорта, обеспечивающих размол и непрерывную подачу подготовленного для сжигания топлива в горелки парового котла. Подготовка твердого топлива происходит в две стадии: сначала дробление кусков топлива в дробилках до размера частиц 15…25 мм (дробленка), а затем размол в углеразмольных мельницах до мельчайшей угольной пыли (пылеприготовление). Последняя стадия происходит для данного котла непосредственно в котельном отделении, и оборудование пылеприготовления включается в состав котельной установки.

Наиболее универсальной, применимой для всех видов топлив и всего диапазона их твердости при размоле (размолоспособности), является схема с шаровой барабанной мельницей (ШБМ), в которой размол топлива происходит при ее вращении за счет массы металлических шаров, перекатывающихся в барабане. Поскольку ШБМ неэкономична при частичной загрузке топливом, в схеме предусмотрено отделение готовой пыли в циклоне и хранение ее в специальном бункере пыли, после которого питатели пыли обеспечивают подачу необходимого количества пыли в горелки котла в соответствии с его тепловой мощностью.

После отвода основного потока горячего воздуха в горелки оставшаяся часть горячего воздуха (первичный воздух) направляется в углеразмольную шаровую барабанную мельницу. В нее из питателя поступает сырое топливо (дробленка). В мельнице в процессе размола происходит испарение влаги из топлива, затем пыль выносится увлажненным воздухом из мельницы и поступает в сепаратор, где отделяются и возвращаются назад в мельницу грубые фракции пыли. В циклоне пыль отделяется от транспортирующего газообразного агента и поступает в бункер пыли, а влажный воздух с температурой 70…130 °С и остатками тонкой пыли (8…10 %) нагнетается мельничным вентилятором в пылепроводы к горелкам, куда из питателя поступает пыль для сжигания в топке.

Молотковая мельница (ММ) размалывает топливо билами при большой скорости вращения ротора мельницы. Рациональным является использование в ней бурых и каменных углей средней и малой твердости при допустимом для сжигания грубом размоле топлива, содержащего более крупные частицы пыли. Готовая пыль после сепаратора непосредственно поступает в горелки – это так называемая схема с прямым вдуванием пыли в топку котла; регулирование расхода пыли здесь обеспечивает питатель сырого угля на вход в молотковую мельницу.

Валковая среднеходная мельница (СМ) обеспечивает размол топлива за счет раздавливания кусков топлива валками на вращающемся плоском столе. Ее применение рационально для достаточно сухих каменных углей с незначительным вкраплением твердых фракций. Схема пылеприготовления также предусматривает прямое вдувание пыли в топку, но для создания необходимого напора аэропыли в вихревой горелке после сепаратора предусматривается установка мельничного вентилятора.

Для размола сильно влажных и мягких бурых углей применяется мельница-вентилятор (М-В), которая имеет на одной оси размольную часть, подобную молотковой мельнице, и вентилятор, который создает разрежение на входе в сушильную шахту для подвода горячих топочных газов (800…1000 °С) и напор в пылепроводе для подачи топлива в горелки.

3. Классификация паровых котлоагрегатов: котлы барабанного и прямоточного типов. Выполнение и принцип работы парогенераторов прямоточного и барабанного типов

На тепловых паротурбинных электростанциях в качестве рабочих сред применяются вода и водяной пар, в промышленности и в жилищно-коммунальном хозяйстве в качестве основного теплоносителя используются пар и подогретая паром или продуктами сгорания топлива вода. Процессы нагрева воды и ее испарения сосредоточены в котлоагрегатах, которые потребляют более 30 % всего добываемого топлива.

При рациональной организации процессов сжигания топлива и теплообмена в котельных агрегатах удается привести к минимуму затраты первичной энергии топлива, снизить экологическую нагрузку на среду обитания и повысить надежность энергоснабжения.

Находящиеся в эксплуатации энергетические, промышленные и отопительные котельные агрегаты изготовлены по разнообразным конструктивным схемам, что связано, с одной стороны, с различием в требованиях потребляющих установок, а с другой стороны, – с различием в рабочих характеристиках топлива, что требует адекватной организации процессов горения и теплообмена. Обычно котельный агрегат конструируют таким образом, чтобы максимальная надежность и эффективность работы достигалась на номинальном режиме, но в процессе эксплуатации часто наблюдаются отклонения от номинального режима. Для того чтобы принимать решения по изменению режима работы котельных агрегатов, адекватные изменившимся условиям эксплуатации, необходимо достаточно полно и ясно представлять тепловое и гидродинамическое взаимодействие элементов котельного агрегата.

Простейшим котлом, производящим насыщенный пар низкого давления, является цилиндрический котел (рис. 2), имеющий топку с колосниковой решеткой, на которой сжигается сортированный кусковой уголь, а воздух для горения поступает снизу через решетку. Поверхностью нагрева является нижняя часть горизонтального цилиндра (барабана) диаметром 1,2…1,6 м, заполненного на 3/4 объема водой, которую омывают горячие газы после сжигания топлива.

Котел имеет самую простую конструкцию, при этом выдает относительно небольшое количество насыщенного пара и имеет низкий КПД из-за высокой температуры газов, уходящих из котла (200…300 °С). Развитием этого типа котлов стала серия водотрубных котлов (рис. 3) c тепловоспринимающей поверхностью, выполненной в виде большого числа труб малого диаметра (80…60 мм), находящихся непосредственно в потоке горячих газов (рис. 3, а, б).

Рис. 2. Цилиндрический водотрубный котел: 1 – топка; 2 – барабансепаратор; 10 – колосниковая решетка; 13 – вход воды; 14 – выход пара

В результате значительно возросли паропроизводительность котла и давление насыщенного пара, большая доля теплоты газов используется полезно – на нагрев и испарение воды. В конструкции рис. 3, б в опускном газоходе после выхода из теплообменной парообразующей трубной поверхности установлена трубная змеевиковая поверхность для подогрева поступающей в барабан воды – экономайзер. В экономайзере уходящие газы дополнительно отдают теплоту воде и удаляются из котла при 150…180 °С, что приводит к повышению КПД котла.

Современным типом котла является вертикально-водотрубный котел (рис. 3, в), в котором обеспечивается получение перегретого пара в змеевиковой поверхности пароперегревателя, а сжигание топлива осуществляется во взвешенном состоянии в большом свободном объеме топочной камеры. Все стены камеры закрыты вертикальными трубами, где нагревается и частично испаряется вода при высоком давлении.

Подача топлива и воздуха для сжигания производится через горелки, обеспечивающие необходимое смешение топлива и воздуха в топочном объеме на выходе из горелки. При этом уголь предварительно измельчается до состояния мелкой взвешенной в воздухе пыли. Для улучшения сжигания топлива воздух подогревается в опускном газоходе котла в воздухоподогревателе, что приводит к дополнительному снижению температуры газов на выходе из котла.

Как следует из краткого описания развития конструкций барабанных котлов, при докритическом давлении современный котел имеет три типа теплообменных поверхностей: экономайзерные, обеспечивающие подогрев питательной воды до температуры, близкой к насыщению; испарительные (парообразующие), производящие необходимое количество насыщенного пара, и пароперегревательные, повышающие температуру и работоспособность пара. Все типы поверхностей связаны с барабаном и конструктивно зафиксированы: их размер не изменяется в зависимости от нагрузки.

Рис. 3. Схема развития типов водотрубных котлов: а – камерный горизонтально-водотрубный; б – двухбарабанный вертикально-водотрубный; в – однобарабанный факельный вертикально-водотрубный; 1 – топка; – барабан-сепаратор; 3 – нижний барабан; 4, 5 – раздающая и отводящая плоские камеры; 6 – обогреваемые парообразующие трубы; 7 – экономайзер; 8 – пароперегреватель; 9 – воздухоподогреватель; 10 – колосниковая решетка; 11 – горелка; 12 – распределительный коллектор; 13 – вход воды в котел; 14 – выход пара

Дальнейшим развитием типов паровых котлов явилось создание так называемых прямоточных котлов (рис. 4).

Рис. 4. Прямоточный водотрубный котел: 1 – топка; 2 – барабан-сепаратор; 3 – нижний барабан; 4, 5 – раздающая и отводящая плоские камеры; – обогреваемые парообразующие трубы; 7 – экономайзер; 8 – пароперегреватель; 9 – воздухоподогреватель; 10 – колосниковая решетка; 11 – горелка; 12 – распределительный коллектор; 13 – вход воды в котел; 14 – выход пара

Такой котел не имеет барабана, в нем вода, а затем пароводяная смесь и пар последовательно проходят все поверхности нагрева котла; в котле нет четкой границы между экономайзерной, испарительной и перегревательной поверхностями.

Прямоточные котлы, в отличие от барабанных, могут работать и при сверхкритическом давлении рабочей среды, при котором нет процесса испарения и исключается сепарация пара от воды. Таким образом, при сверхкритическом давлении нет необходимости в наличии барабана – сепаратора.

На рис. 5 и 6 показаны конструктивное выполнение и графические схемы барабанных котлов докритического давления для сжигания твердого топлива, а также газа и мазута.

Рис. 5. Конструктивное выполнение и схемы барабанных паровых котлов: а – для сжигания твердого топлива; б – то же, схема котла; 1 – топливный бункер (бункер сырого топлива); 2 – скребковый питатель мельницы; 3 – углеразмольная мельница с сепарационной шахтой; 4 – горелка; 5 – топочная камера; 6 – холодная воронка для удаления шлака; 7 – шлакоприемная ванна; 8 – настенные трубные экраны; 9 – многорядный пучок труб (фестон); 10, 11 – вторая и первая ступени конвективного пароперегревателя; 12, 14 – то же конвективного экономайзера; 13, 15 – то же воздухоподогревателя; 16 – барабан; 17 – регулятор перегрева пара; 18 – выходная камера пароперегревателя; 19 – нижний коллектор топочного экрана; 20 – каркас котла; 21 – короб подвода горячего воздуха; 22 – обмуровка котла; 23 – горизонтальный под топки; 24 – опускные трубы; 25 – выносной циклон-сепаратор

Топливо сжигается во взвешенном состоянии в большом объеме топочной камеры, стены которой закрыты (экранированы) одним рядом плотно расположенных труб (испарительная поверхность), внутри которых движется вверх, в барабан, кипящая вода и образующийся насыщенный пар высокого давления. В барабане большого диаметра (1,6…2,0 м) происходит их разделение. Далее насыщенный пар поступает в пароперегреватель, состоящий из большого числа согнутых Uобразных труб (змеевиков) диаметром 32…42 мм, объединенных входным и выходным коллекторами.

Рис. 6. Конструктивное выполнение и схемы барабанных паровых котлов: а – для сжигания газа и мазута; б – то же, схема котла; 1 – топливный бункер (бункер сырого топлива); 2 – скребковый питатель мельницы; 3 – углеразмольная мельница с сепарационной шахтой; 4 – горелка; 5 – топочная камера; 6 – холодная воронка для удаления шлака; 7 – шлакоприемная ванна; 8 – настенные трубные экраны; 9 – многорядный пучок труб (фестон); 10, 11 – вторая и первая ступени конвективного пароперегревателя; 12, 14 – то же конвективного экономайзера; 13, 15 – то же воздухоподогревателя; 16 – барабан; 17 – регулятор перегрева пара; 18 – выходная камера пароперегревателя; 19 – нижний коллектор топочного экрана; 20 – каркас котла; 21 – короб подвода горячего воздуха; 22 – обмуровка котла; 23 – горизонтальный под топки; 24 – опускные трубы; 25 – выносной циклон-сепаратор

Продукты сгорания на выходе из топки при температуре около 1000 °С омывают змеевиковые трубные поверхности перегревателя, а затем змеевиковые поверхности экономайзера. Нагрев воздуха, поступающего в горелки, происходит в трубчатом воздухоподогревателе, где обеспечивается перекрестное движение воздуха по отношению к газам.

Воздухоподогреватель состоит из вертикальных труб диаметром 40 мм, внутри которых движутся горячие газы, а снаружи между трубами в поперечном направлении перемещается воздух. Многократность пересечения газовых труб воздухом обеспечивается установкой промежуточных трубных досок и коробов воздуха, перебрасывающих поток воздуха на следующий проход. Продукты сгорания после воздухоподогревателя называются уходящими газами, их температура составляет 120…160 °С.

Дальнейшая утилизация теплоты продуктов сгорания в котельной технологии становится экономически нецелесообразной.

Котел для сжигания твердого топлива имеет в нижней части топки устройство для удаления шлаков, образующихся в зоне ядра горящего факела. Охлаждение шлаков достигается сближением двух противоположных экранов топки, охлаждаемых изнутри на этом участке водой. Это устройство называется холодной воронкой. При сжигании газа и мазута отсутствует холодная воронка и нижняя часть топки имеет горизонтальный под, выложенный огнеупорным материалом (рис. 6, б).

В паровых котлах сверхкритического давления нет четкой границы раздела в процессе перехода рабочей среды из состояния воды к состоянию пара. Зона постепенного перехода, в которой, по мере получения теплоты рабочей средой, плавно меняется плотность, теплоемкость, теплопроводность и другие физические характеристики, приближаясь к характеристикам пара, называется зоной фазового перехода (ЗФП). По происходящему процессу зона фазового перехода соответствует области парообразования при докритическом давлении.

Котел сверхкритического давления (рис. 7), естественно, не имеет барабана-сепаратора. Топочные экраны, как правило, разделяются на два типа по конструкции – нижняя радиационная часть (НРЧ), в пределах которой находится радиационная часть экономайзера и зона фазового перехода, и верхняя радиационная часть (ВРЧ), где обеспечивается начальный этап перегрева пара. Далее располагаются последующие поверхности перегрева пара с преимущественным конвективным тепловосприятием.

По конструкции типовой паровой котел чаще всего имеет П-образный профиль, в котором выделяются основные элементы:

• топочная камера (топка), в которой во взвешенном состоянии сжигается органическое топливо и создается наиболее высокая температура продуктов сгорания. Тепловоспринимающие поверхности в виде труб (топочные экраны) расположены на ограждающих камеру стенах из огнеупорных материалов и получают теплоту из газового объема за счет радиации (радиационный теплообмен);
• горизонтальный газоход, где движение газов от подъемного изменяется на горизонтальное. В объеме этого газохода располагаются поверхности пароперегревателя, в которых происходит радиационноконвективный (на выходе из топки) и конвективный теплообмен между газовыми продуктами сгорания (газами) и рабочей средой внутри труб;
• конвективная шахта, где газы имеют опускное движение, а объем шахты заполнен плотными пакетами поверхностей промежуточного пароперегревателя и экономайзера; в них преобладает конвективный теплообмен.

Рис. 7. Прямоточный котел сверхкритического давления: 1 – нижняя радиационная часть; 2 – верхняя радиационная часть; 3 – ширмовый полурадиационный пароперегреватель; 4 – конвективный  ароперегреватель; 5 – промежуточный пароперегреватель среднего давления; 6 – экономайзер; 7 – регенеративный воздухоподогреватель; 8 – дутьевой вентилятор; 9 – прямоточные горелки; 10 – колонны каркаса котла; 11 – верхняя балка каркаса; 12 – подвески конструкций котла

В нижней части конвективной шахты располагается поверхность воздухоподогревателя, которая обеспечивает более глубокое охлаждение газов перед их удалением в окружающую среду и нагрев воздуха, необходимый для интенсивного горения топлива и его полного сжигания за короткое время пребывания газов в топке. В котлах большой мощности воздухоподогреватель выносят за пределы опускной конвективной шахты.

Тепловосприятие рабочей среды в поверхностях нагрева, расположенных в газоходах котла, распределяется следующим образом: в экранах топочной камеры – 45…50 %, горизонтальном газоходе – около 20 %, в конвективной шахте – 30…35 %, в том числе тепловосприятие воздуха в воздухоподогревателе – около 10 % общего полезного тепловосприятия от газового потока. Как видно, наибольшее количество теплоты рабочая среда получает в поверхностях топочного экрана.

Паротурбинная установка, используемая для получения электрической энергии за счет теплоты сгорающего топлива, называется энергоблоком. Энергоблок состоит из трех основных агрегатов: парового котла, паровой турбины и электрогенератора (рис. 8).

Рис. 8. Принципиальная тепловая схема паротурбинной энергоустановки: a – без промежуточного перегрева пара; б – с промежуточным перегревом пара; 1 – паровой котел; 2 – паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор; 5 – регенеративный подогреватель воды; ПН – питательный насос; КН – конденсатный насос; ПП – промежуточный пароперегреватель

Тепловую эффективность работы энергоблока ТЭС можно оценить, если построить термодинамический цикл преобразования энергии (цикл Ренкина).

Прямоточный паровой котел. Прямоточный котел характеризуется последовательным включением и однократным прохождением рабочей средой всех поверхностей нагрева (рис. 7). Вода, поступающая в экономайзер, практически с тем же расходом проходит прямотоком одним ходом все поверхности, включая топочные экраны, полностью испаряется, перегревается в пароперегревателе и затем перегретый пар по паропроводу направляется к турбине. В такой конструкции котла в общем случае отсутствует четкое разделение экономайзерной, парообразующей и перегревательной поверхностей, отчего при переменных режимах работы изменяется положение границ между ними, что влияет на выходные параметры пара, и прежде всего на температуру пара.

Поддержание параметров пара обеспечивается постоянным соотношением между расходом топлива (тепловыделением) и расходом воды. В связи с этим прямоточный котел требует применения более совершенной быстродействующей системы автоматического регулирования расходов топлива и воды.

При движении воды и пара в трубах возникает гидравлическое сопротивление, которое преодолевается избыточным напором питательного насоса. Приближенно полное гидравлическое сопротивление рабочего тракта прямоточного котла СКД составляет ΔР_П.К = (0,2…0,25) Р_П.П, в том числе сопротивление тракта пароперегревателя 0,1 Р_П.П и экономайзера (0,02…0,03) Р_П.П, где Р_П.П – давление перегретого пара; при Р_П.П = 25,5 МПа давление питательной воды на входе в котел (в экономайзер) составит Р‘_ЭК = 1,22 Р_П.П = 1,22·25,5 = 31,1 МПа. Компоновка поверхностей нагрева в прямоточном паровом котле показана на рис. 9.

Рис. 9. Общая схема прямоточного парового котла: 1 – нижняя радиационная часть; 2 – верхняя радиационная часть; 3 – ширмовый полурадиационный пароперегреватель; 4 – конвективный пароперегреватель; 6 – экономайзер; 13 – трубчатый воздухоподогреватель; 14 – вихревая горелка; 15 – тепловая изоляция котла (обмуровка); ГВ – горячий воздух

Поверхность экономайзера в конвективной шахте обеспечивает нагрев поступающей из турбинного отделения питательной воды до температуры, близкой к насыщению при рабочем давлении воды. После прохождения поверхности экономайзера питательная вода поступает в нижние коллекторы топочных экранов. Окончательный догрев воды до кипения и испарение происходят в топочном экране. Полное экранирование стен топочной камеры достигается в этом случае соединением нескольких самостоятельных панелей из труб, по которым организуется последовательное движение рабочей среды. По высоте топочная камера разделяется на две или три части (на рис. 9 – две таких части) с перемешиванием потока рабочей среды в коллекторах для выравнивания температур. В каждой из частей конструкция экранирующих панелей может быть различной.

В прямоточном котле также экранируются панелями из пароперегревательных труб боковые стены горизонтального газохода, поворотной камеры и потолочное перекрытие котла, после чего пар на котлах большой мощности поступает в полурадиационную ширмовую поверхность, расположенную в горизонтальном газоходе, и затем в выходную конвективную поверхность, откуда перегретый пар направляется в паровую турбину.

Отсутствие процесса отделения пара от воды в рабочем тракте котла позволяет использовать котел не только при докритическом, но и при сверхкритическом давлении рабочей среды. В связи с этим прямоточные котлы являются универсальными, применимыми для любых давлений пара и в настоящее время широко используются в энергетике.

В отечественной энергетике применяется два типа паровых котлов: прямоточные и с естественной циркуляцией; в промышленной теплоэнергетике, как отмечалось, применяются котлы-утилизаторы с принудительной циркуляцией. В зарубежной практике наравне с прямоточными широко используются котлы с принудительной циркуляцией.

Питательная вода, поступающая в котел с температурой 230…270 °С, содержит небольшое остаточное количество взвешенных и растворенных веществ. В прямоточном котле докритического давления по мере движения воды в трубах топочных экранов увеличивается паросодержание потока и соответственно повышается концентрация примесей в оставшейся воде вплоть до насыщения, в результате чего начинается выпадение твердой фазы на внутренних стенках труб (накипь из солей жесткости и оксидов металлов, прежде всего железа). Малая теплопроводность отложений в десятки раз меньше теплопроводности стали, ухудшает теплоотдачу от стенки к воде, и при интенсивном обогреве труб возможен их перегрев. Под воздействием внутреннего давления это может привести к разрыву труб.

Наибольшее количество отложений концентрируется в области завершения испарения. Поверхность нагрева, включающую эту стадию процесса (конец испарения – начало перегрева), называют переходной зоной и для надежности работы металла иногда размещают в области относительно низких тепловых нагрузок конвективной шахты.

В прямоточных котлах СКД обеспечивают высокую степень очистки питательной воды, в этом случае переходную зону от воды к пару (зону фазового перехода) оставляют в топочной камере, но размещают в области относительно низких тепловых потоков.

В котлах с естественной и принудительной циркуляцией при относительно малом парообразовании заметных отложений на стенках труб не допускается. Накопление примеси в котловой воде (пар практически не имеет загрязнений в сравнении с поступающей в котел питательной водой) исключается выводом небольшой части более загрязненной котловой воды из барабана (непрерывная продувка) и из нижних барабанов и коллекторов (периодическая продувка).

4. Ядерные энергетические установки и типы ядерных реакторов

При работе реактора в тепловыводящих элементах (ТВЭЛах), а также во всех его конструктивных элементах в различных количествах выделяется теплота. Это связано прежде всего с торможением осколков деления, бета- и гамма-излучением их, а также ядер, испытывающих взаимодействие с нейронами, и, наконец, с замедлением быстрых нейронов. Осколки при делении ядра топлива классифицируются по скоростям, соответствующим температуре в сотни миллиардов градусов. Действительно, Е = mv² = 3RT, где Е – кинетическая энергия осколков, МэВ; R = 1,38·10^-23 Дж/К – постоянная Больцмана. Учитывая, что 1 МэВ = 1,6·10^-13 Дж, получим 1,6·10⁶ Е = 2,07·10¹⁶ Т, Т = 7,7·10⁹ Е.

Наиболее вероятные значения энергии для осколков деления равны 97 МэВ для легкого осколка и 65 МэВ – для тяжелого. Тогда соответствующая температура для легкого осколка равна 7,5·10¹¹ К, тяжелого – 5·10¹¹ К. Хотя достижимая в ядерном реакторе температура теоретически почти неограниченна, практически ограничения определяются предельно допустимой температурой конструкционных материалов и тепловыделяющих элементов. Особенность ядерного реактора состоит в том, что 94 % энергии деления превращается в теплоту мгновенно, т. е. за время, в течение которого мощность реактора или плотность материалов в нем не успевает заметно измениться. Поэтому при изменении мощности реактора тепловыделение следует без запаздывания за процессом деления топлива; однако при выключении реактора, когда скорость деления уменьшается более чем в десятки раз, в нем остаются источники запаздывающего тепловыделения (гамма- и бета-излучение продуктов деления), которые становятся преобладающими. Мощность ядерного реактора пропорциональна плотности потока нейронов в нем, поэтому теоретически достижима любая мощность. Практически же предельная мощность определяется скоростью отвода теплоты, выделяемой в реакторе. Удельный теплосъем в современных энергетических реакторах составляет 10²…10³ МВт/м³, в вихревых – 10⁴…10⁵ МВт/м³. От реактора теплота отводится циркулирующим через него теплоносителем. Характерной особенностью реактора является остаточное тепловыделение после прекращения реакции деления, что требует отвода теплоты в течение длительного времени после остановки реактора. Хотя мощность остаточного тепловыделения значительно меньше номинальной, циркуляция теплоносителя через реактор должна обеспечиваться очень надежно, т. к. остаточное тепловыделение регулировать нельзя. Удаление теплоносителя из работавшего некоторое время реактора категорически запрещено во избежание перегрева и повреждения тепловыделяющих элементов.

Устройство энергетических ядерных реакторов. Энергетический ядерный реактор – это устройство, в котором осуществляется управляемая цепная реакция деления ядер тяжелых элементов, а выделяющаяся при этом тепловая энергия отводится теплоносителем. Главным элементом ядерного реактора является активная зона 2 (рис. 10).

В нем размещается ядерное топливо и осуществляется цепная реакция деления. Активная зона представляет собой совокупность определенным образом размещенных тепловыделяющих элементов, содержащих ядерное топливо. В реакторах на тепловых нейтронах используется замедлитель. Через активную зону прокачивается теплоноситель, охлаждающий тепловыделяющие элементы. В некоторых типах реакторов роль замедлителя и теплоносителя выполняет одно и то же вещество, например обычная или тяжелая вода.

Для управления работой реактора в активную зону вводятся регулирующие стержни из материалов, имеющих большое сечение поглощения нейтронов. Активная зона энергетических реакторов окружена отражателем нейтронов – слоем материала замедлителя для уменьшения утечки нейтронов из активной зоны. Кроме того, благодаря отражателю происходит выравнивание нейтронной плотности и энерговыделения по объему активной зоны, что позволяет при данных размерах зоны получить большую мощность, добиться более равномерного выгорания топлива, увеличить продолжительность работы реактора без перегрузки топлива и упростить систему теплоотвода. Отражатель нагревается за счет энергии замедляющихся и поглощаемых нейтронов и гаммаквантов, поэтому предусматривается его охлаждение. Активная зона, отражатель и другие элементы размещаются в герметичном корпусе или кожухе, обычно окруженном биологической защитой.

Рис. 10. Схема реактора: 1 – корпус реактора; 2 – активная зона; – компенсатор объема; 4 – теплообменник; 5 – выход пара; 6 – вход питательной воды; 7 – циркуляционный насос

Активная зона реактора должна быть спроектирована так, чтобы исключалась возможность непредусмотренного перемещения ее составляющих, приводящего к увеличению реактивности. Основной конструктивной деталью гетерогенной активной зоны является ТВЭЛ, в значительной мере определяющий ее надежность, размеры и стоимость. В энергетических реакторах, как правило, используются стержневые ТВЭЛы с топливом в виде прессованных таблеток двуокиси урана, заключенных в оболочку из стали или циркониевого сплава. ТВЭЛы для удобства собираются в тепловыделяющие сборки (ТВС), которые устанавливаются в активной зоне ядерного реактора.

В ТВЭЛах происходит генерация основной доли тепловой энергии и передача ее теплоносителю. Более 90 % всей энергии, освобождающейся при делении тяжелых ядер, выделяется внутрь ТВЭЛов и отводится обтекающим ТВЭЛы теплоносителем. ТВЭЛы работают в очень тяжелых тепловых режимах: максимальная плотность теплового потока от ТВЭЛа к теплоносителю достигает (1…2) 10⁶ Вт/м², тогда как в современных паровых котлах она равна (2…3) 10⁵ Вт/м². Кроме того, в сравнительно небольшом объеме ядерного топлива выделяется большое количество теплоты, т. е. энергонапряженность ядерного топлива также очень высока. Удельное тепловыделение в активной зоне достигает 10⁸…10⁹ Вт/м³, в то время как в современных паровых котлах оно не превышает 10⁷Вт/м³. Большие тепловые потоки, проходящие через поверхность ТВЭЛов, и значительная энергонапряженность топлива требуют исключительно высокой стойкости и надежности ТВЭЛов.

Помимо этого, условия работы ТВЭЛов осложняются высокой рабочей температурой, достигающей 300…600 °С на поверхности оболочки, возможностью тепловых ударов, вибрацией, наличием потока нейтронов (флюенс достигает 10²⁷ нейтрон/м²). К ТВЭЛам предъявляются высокие технические требования: простота конструкции; механическая устойчивость и прочность в потоке теплоносителя, обеспечивающая сохранение размеров и герметичности; малое поглощение нейтронов конструкционным материалом ТВЭЛа и минимум конструкционного материла в активной зоне; отсутствие взаимодействия ядерного топлива и продуктов деления с оболочкой ТВЭЛов, теплоносителем и замедлителем при рабочих температурах. Геометрическая форма ТВЭЛа должна обеспечивать требуемое соотношение площади поверхности и объема и максимальную интенсивность отвода теплоты теплоносителем от всей поверхности ТВЭЛа, а также гарантировать большую глубину выгорания ядерного топлива и высокую степень удержания продуктов деления.

ТВЭЛы должны обладать радиационной стойкостью, иметь требуемые размеры и конструкцию, обеспечивающие возможность быстрого проведения перегрузочных операций; обладать простотой и экономичностью регенерации ядерного топлива и низкой стоимостью. В целях безопасности надежная герметичность оболочек ТВЭЛов должна сохраняться в течение всего срока работы активной зоны (3…5 лет) и последующего хранения отработавших ТВЭЛов до отправки на переработку (1…3 года). При проектировании активной зоны необходимо заранее установить и обосновать допустимые пределы повреждения ТВЭЛов (количество и степень повреждения). Активная зона проектируется таким образом, чтобы при работе на протяжении всего ее расчетного срока службы не превышались установленные пределы повреждения ТВЭЛов. Выполнение указанных требований обеспечивается конструкцией активной зоны, качеством теплоносителей, характеристиками и надежностью системы теплоотвода.

В процессе эксплуатации возможно нарушение герметичности оболочек отдельных ТВЭЛов. Различают два вида такого нарушения: 1) образование микротрещин, через которые газообразные продукты деления выходят из ТВЭЛа в теплоноситель (дефект типа газовой плотности); 2) возникновение дефектов, при которых возможен прямой контакт топлива с теплоносителем. Условия работы ТВЭЛов в значительной мере определяются конструкцией активной зоны, которая должна обеспечивать проектную геометрию размещения ТВЭЛов и необходимое с точки зрения температурных условий распределения теплоносителя. Через активную зону, при работе реактора, из мощности должен поддерживаться стабильный расход теплоносителя, гарантирующего надежный теплоотвод.

Активная зона должна быть оснащена датчиками внутриреакторного контроля, которые дают информацию о распределении мощности, нейтронного потока, температурных условиях ТВЭЛов и расходе теплоносителя. Активная зона энергетического реактора должна быть спроектирована так, чтобы внутренний механизм взаимодействия нейтронно-физических и теплофизических процессов при любых возмущениях коэффициента размножения устанавливал новый безопасный уровень мощности. Практически безопасность ядерной энергетической установки обеспечивается, с одной стороны, устойчивостью реактора (уменьшением коэффициента размножения с ростом температуры и мощности активной зоны), а с другой стороны, – надежностью системы автоматического регулирования и защиты. С целью обеспечения безопасности в глубину конструкция активной зоны и характеристики ядерного топлива должны исключать возможность образования критических масс делящихся материалов при разрушении активной зоны и расплавлении ядерного топлива.

При конструировании активной зоны должна быть предусмотрена возможность введения поглотителя нейтронов для прекращения цепной реакции в любых случаях, связанных с нарушением охлаждения активной зоны. Активная зона, содержащая большие объемы ядерного топлива для компенсации выгорания, отравления и температурного эффекта, имеет как бы несколько критических масс, поэтому каждый критический объем топлива должен быть обеспечен средствами компенсации реактивности. Они должны размещаться в активной зоне таким образом, чтобы исключить возможность возникновения локальных критических масс.

Классификация реакторов. Реакторы классифицируют по уровню энергии нейтронов, участвующих в реакции деления, по принципу размещения топлива и замедлителя, целевому назначению, виду замедлителя и теплоносителя и их физическому состоянию.

По уровню энергетических нейтронов реакторы могут работать на быстрых нейтронах, на тепловых и на нейтронах промежуточных (резонансных) энергий и в соответствии с этим делятся на ректоры на тепловых, быстрых и промежуточных нейтронах (иногда для краткости их называют тепловыми, быстрыми и промежуточными).

В реакторе на тепловых нейтронах большая часть деления ядер происходит при поглощении ядрами делящихся изотопов тепловых нейтронов. Реакторы, в которых деление ядер производится в основном нейтронами с энергией больше 0,5 МэВ, называются реакторами на быстрых нейтронах. Реакторы, в которых большинство делений происходит в результате поглощения ядрами делящихся изотопов промежуточных нейтронов, называются реакторами на промежуточных (резонансных) нейтронах.

В настоящее время наибольшее распространение получили реакторы на тепловых нейтронах. Для тепловых реакторов характерны концентрации ядерного топлива ²³⁵U в активной зоне от 1 до 100 кг/м³ и наличие больших масс замедлителя. Для реактора на быстрых нейтронах характерны концентрации ядерного топлива ²³⁵U или ²³⁹U порядка 1000 кг/м³ и отсутствие замедлителя в активной зоне.

В реакторах на промежуточных нейтронах в активной зоне замедлителя очень мало, и концентрация ядерного топлива ²³⁵U в ней – от 100 до 1000 кг/м³.

В реакторах на тепловых нейтронах деление ядер топлива происходит также при захвате ядром быстрых нейтронов, но вероятность этого процесса незначительна (1…3 %). Необходимость замедлителя нейтронов вызывается тем, что эффективные сечения деления ядер топлива намного больше при малых значениях энергии нейтронов, чем при больших.

В активной зоне теплового реактора должен находиться замедлитель – вещество, ядра которого имеют малое массовое число. В качестве замедлителя применяют графит, тяжелую или легкую воду, бериллий, органические жидкости. Тепловой реактор может работать даже на естественном уране, если замедлителем служит тяжелая вода или графит. При других замедлителях необходимо использовать обогащенный уран. От степени обогащения топлива зависят необходимые критические размеры реактора, с увеличением степени обогащения они меньше. Существенным недостатком реакторов на тепловых нейтронах является потеря медленных нейтронов в результате захвата их замедлителем, теплоносителем, конструкционными материалами и продуктами деления, поэтому в таких реакторах в качестве замедлителя, теплоносителя и конструкционных материалов необходимо использовать вещества с малыми сечениями захвата медленных нейтронов.

В реакторах на промежуточных нейтронах, в которых большинство актов деления вызывается нейтронами, с энергией, выше тепловой (от 1 эВ до 100 кэВ), масса замедлителя меньше, чем в тепловых реакторах. Особенность работы такого реактора состоит в том, что сечение деления топлива с ростом энергии нейтронов в промежуточной области уменьшается слабее, чем сечение поглощения конструкционных материалов и продуктов деления. Таким образом, растет вероятность актов деления по сравнению с актами поглощения. Требования к нейтронным характеристикам конструкционных материалов менее жесткие, их диапазон шире. Следовательно, активная зона реактора на промежуточных нейтронах может быть изготовлена из более прочных материалов, что дает возможность повысить удельный теплосъем с поверхности нагрева реактора. Обогащение топлива делящимся изотопом в промежуточных реакторах вследствие уменьшения сечения должно быть выше, чем в тепловых. Воспроизводство ядерного топлива в реакторах на промежуточных нейтронах больше, чем в реакторе на тепловых нейтронах.

В качестве теплоносителей в промежуточных реакторах используется вещество, слабо замедляющее нейтроны, например жидкие металлы. Замедлителем служит графит, бериллий и т. д.

В активной зоне реактора на быстрых нейтронах размещаются ТВЭЛы с высокообогащенный топливом. Активная зона окружается зоной воспроизводства, состоящей из ТВЭЛов, содержащих топливное сырье (обедненный уран, торий). Вылетающие из активной зоны нейтроны захватываются в зоне воспроизводства ядрами топливного сырья, в результате образуется новое ядерное топливо. Особым достоинством быстрых реакторов является возможность организации в них расширенного воспроизводства ядерного топлива, т. е. возможность одновременно с выработкой энергии производить вместо выгоревшего ядерного топлива новое. Для быстрых реакторов не требуется замедлитель, а теплоноситель не должен замедлять нейтроны.

Для обеспечения высокой концентрации ядерного топлива необходимо достижение максимального тепловыделения на единицу объема активной зоны. Это можно осуществить только с помощью жидкометаллических теплоносителей, например: натрия, калия или энергоемких газовых теплоносителей, обладающих наилучшими теплотехническими и теплофизическими характеристиками, таких как гелий и диссоциирующие газы. В качестве теплоносителя можно использовать и пары воды. Паразитный захват быстрых нейтронов ядрами конструкционных материалов и продуктов деления крайне незначительный, поэтому для быстрых реакторов существует широкий выбор конструкционных материалов, позволяющих повысить надежность активной зоны. Следовательно, в них можно достичь высокой степени выгорания делящихся веществ.

В зависимости от способа размещения топлива в активной зоне реакторы делятся на гомогенные и гетерогенные.

В гомогенном реакторе ядерное топливо, теплоноситель и замедлитель (если они есть) тщательно перемешаны и находятся в одном физическом состоянии, т. е. активная зона полностью гомогенного реактора представляет жидкую, твердую или газообразную однородную смесь ядерного топлива, теплоносителя или замедлителя. Гомогенные реакторы могут быть как на тепловых, так и на быстрых нейтронах. В таком реакторе вся активная зона находится внутри стального сферического корпуса и представляет жидкую однородную смесь горючего и замедлителя в виде раствора или жидкого сплава (например: раствор уранилсульфата в воде, раствор урана в жидком висмуте), который одновременно выполняет и функцию теплоносителя.

Ядерная реакция деления происходит в топливном растворе, находящемся внутри сферического корпуса реактора, в результате температура раствора повышается. Горючий раствор из реактора поступает в теплообменник, где отдает теплоту воде второго контура, охлаждается и циркулярным насосом направляется опять в реактор. Для того чтобы ядерная реакция не произошла вне реактора, объемы трубопроводов контура, теплообменника и насоса подобраны так, чтобы объем горючего, находящегося на каждом участке контура, был намного ниже критического. Гомогенные реакторы имеют ряд преимуществ по сравнению с гетерогенными. Это несложная конструкция активной зоны и минимальные ее размеры, возможность в процессе работы без остановки реактора непрерывно удалять продукты деления и добавлять свежее ядерное топливо, простота приготовления горючего, а также то, что управлять реактором можно, изменяя концентрацию ядерного топлива.

Однако гомогенные реакторы имеют и серьезные недостатки. Гомогенная смесь, циркулирующая по контуру, испускает сильное радиоактивное излучение, что требует дополнительной защиты и усложняет управление реактором. Только часть топлива находится в реакторе и служит для выработки энергии, а другая часть – во внешних трубопроводах, теплообменниках и насосах. Циркулирующая смесь вызывает сильную коррозию и эрозию систем и устройств реактора и контура. Образование в гомогенном реакторе в результате радиолиза воды взрывоопасной гремучей смеси требует устройств для ее дожигания. Все это привело к тому, что гомогенные реакторы не получили широкого распространения.

В гетерогенном реакторе (рис. 11) топливо в виде блоков размещено в замедлителе, а топливо и замедлитель пространственно разделены.

Рис. 11. Гетерогенный реактор: 1 – топливо; 2 – замедлитель; 3 – теплоноситель; 4 – отражатель; 5 – корпус и биологическая защита; 6 – вход теплоносителя; 7 – выход теплоносителя; 8 – стержни регулирования

В настоящее время для энергетических целей проектируют только гетерогенные реакторы. Ядерное топливо в таком реакторе может использоваться в газообразном, жидком и твердом состояниях. Однако сейчас гетерогенные реакторы работают только на твердом топливе.

В зависимости от замедляющего вещества гетерогенные реакторы делятся на графитовые, легководные, тяжеловодные и органические. По виду теплоносителя гетерогенные реакторы бывают легководные, тяжеловодные, газовые и жидкометаллические. Жидкие теплоносители внутри реактора могут быть в однофазном и двухфазном состояниях. В первом случае теплоноситель внутри реактора не кипит, а во втором – кипит.

Реакторы, в активной зоне которых температура жидкого теплоносителя ниже температуры кипения, называются реакторами с водой под давлением, а реакторы, внутри которых происходит кипение теплоносителя – кипящими.

В зависимости от используемого замедлителя и теплоносителя гетерогенные реакторы выполняются по разным схемам. В России основные типы ядерных энергетических реакторов – водо-водяные и водографитовые.

По конструктивному исполнению реакторы подразделяются на корпусные и канальные. В корпусных реакторах давление теплоносителя несет корпус. Внутри корпуса реактора течет общий поток теплоносителя. В канальных реакторах теплоноситель подводится к каждому каналу с топливной сборкой раздельно. Корпус реактора не нагружен давлением теплоносителя, это давление несет каждый отдельный канал. В зависимости от назначения ядерные реакторы бывают энергетические, конверторы и размножители, исследовательские и многоцелевые, транспортные и промышленные.

Ядерные энергетические реакторы используются для выработки электроэнергии на атомных электростанциях, в судовых энергетических установках, на атомных теплоэлектроцентралях (АТЭЦ), а также на атомных станциях теплоснабжения (АСТ).

Реакторы, предназначенные для производства вторичного ядерного топлива из природного урана и тория, называются конверторами или размножителями. В реакторе-конверторе вторичного ядерного топлива образуется меньше первоначально израсходованного.

В реакторе-размножителе осуществляется расширенное воспроизводство ядерного топлива, т. е. его получается больше, чем было затрачено.

Исследовательские реакторы служат для исследований процессов взаимодействия нейтронов с веществом, изучения поведения реакторных материалов в интенсивных полях нейтронного и гамма-излучений, радиохимических и биологических исследований, производства изотопов, экспериментального исследования физики ядерных реакторов.

Реакторы имеют различную мощность, стационарный или импульсный режим работы. Наибольшее распространение получили водоводяные исследовательские реакторы на обогащенном уране. Тепловая мощность исследовательских реакторов колеблется в широком диапазоне и достигает нескольких тысяч киловатт.

Многоцелевыми называются реакторы, служащие для нескольких целей, например для выработки энергии и получения ядерного топлива.

5. Промежуточные пароперегреватели

Пароперегреватель предназначен для перегрева поступающего в него насыщенного пара до заданной температуры. Он является одним из наиболее ответственных элементов установки, т. к. температура пара здесь достигает наибольших значений, и размещается он в зоне высокой температуры газов.

По виду тепловосприятия пароперегреватели различают конвективные, располагаемые в конвективном газоходе и получающие теплоту конвекцией, и радиационные, устанавливаемые на стенах топочной камеры и получающие теплоту радиацией. Имеются еще и полурадиационные ширмовые пароперегреватели; их располагают в верхней части топки и частично в горизонтальном газоходе между радиационными и конвективными поверхностями нагрева.

По назначению они делятся на основные, в которых перегревается пар ВД или СКД, и промежуточные, в которых перегревается пар, частично отработавший в турбине.

Конвективные пароперегреватели выполняют из стальных труб внутренним диаметром 20…30 мм. В промежуточных пароперегревателях внутренний диаметр достигает 50 мм.

Обычно для пароперегревателей применяют гладкие трубы. Они технологичны и дешевле ребристых. Гладкие трубы меньше подвержены наружным отложениям и легче подвергаются очистке. Недостаток гладкотрубных поверхностей нагрева – ограниченное тепловосприятие при умеренных скоростях газового потока. Учитывая, что теплопередача через поверхность нагрева лимитируется наружным теплообменом, предложили конструкции с наружным оребрением труб. Различают продольное оребрение и поперечное оребрение.

На мощных энергетических блоках применяют промежуточный перегрев пара. Поскольку давление вторично-перегретого пара невелико (3…4 МПа), гидравлическое сопротивление промежуточного пароперегревателя должно быть небольшим (0,2…0,3 МПа). Это ограничивает массовую скорость пара и соответственно требует применения труб значительного диаметра, что снижает коэффициент теплоотдачи на внутренней стенке. Низкие значения коэффициента теплоотдачи при интенсивном обогреве поверхности промперегревателя, особенно на выходе из него, вызывают в ряде случаев недопустимое повышение температуры перлитной стали, из которой выполняется пароперегреватель, и требуют перехода на дорогую и технологически более сложную аустенитную сталь. Уменьшить температуру стенки промежуточного перегревателя можно, расположив его в зоне умеренного обогрева, однако это связано со значительным увеличением его поверхности нагрева, что экономически невыгодно. Интенсифицировать внутренний теплообмен в выходной («горячей») части перегревателя можно применением труб с внутренним продольным оребрением. Такая конструкция, развивая внутреннюю поверхность, существенно уменьшает температуру стенки.

Из труб пароперегревателя образуют змеевики с радиусами гибов не менее 1,9dⁿ. Концы змеевиков приваривают к коллекторам круглого сечения. Различают змеевики одно- и многозаходные. В котлах большой мощности пароперегреватели выполняют с большим числом заходов змеевиков. При этом затрудняются условия крепления концов труб в коллекторе, уменьшается его прочность. Поэтому в многозаходных поверхностях нагрева применяют «перчаточную» конструкцию присоединения змеевиков к коллекторам.

В зависимости от направления движения потоков пара и продуктов сгорания различают прямоточные, противоточные и смешанные схемы пароперегревателей.

В противоточном пароперегревателе достигается максимальный температурный напор между продуктами сгорания и паром, что уменьшает поверхность нагрева и расход металла. Недостатком схемы является опасность пережога последних по пару змеевиков, т. к. здесь пар наиболее высокой температуры встречается с продуктами сгорания, также имеющими наибольшую температуру, и металл труб находится в тяжелых температурных условиях. При прямотоке температурный напор меньше, чем при противотоке, однако условия работы металла лучше, т. к. змеевики с наибольшей температурой пара обогреваются продуктами сгорания, уже частично охлажденными на входном участке пароперегревателя. Оптимальных условий надежности и умеренной стоимости конвективного пароперегревателя достигают в смешанной схеме. Змеевики пароперегревателей располагают вертикально и горизонтально. Вертикальные пароперегреватели более удобны в конструктивном отношении, проще и надежнее их крепление, они меньше подвержены шлакованию, но недренируемы, т. е. невозможен непосредственный слив конденсата, что вызывает стояночную коррозию и некоторые трудности при растопке котла. Горизонтальные пароперегреватели конструктивно более сложны в части креплений, но допускают полный слив конденсата, что упрощает эксплуатацию.

Радиационные пароперегреватели. При небольшой поверхности нагрева радиационный пароперегреватель барабанных котлов обычно занимает потолок топки, а если этого недостаточно, то его размещают и на вертикальных ее стенах. В прямоточных котлах радиационный пароперегреватель обычно занимает потолок, ВРЧ, СРЧ и стены горизонтального газохода.

Крепления труб вертикальных и горизонтальных радиационных пароперегревателей такие же, как у парообразующих экранов, и должны обеспечивать свободное термическое удлинение труб при их нагревании. Преимущества радиационных пароперегревателей: малое гидравлическое сопротивление (доли мегапаскалей), отсутствие загромождений газохода и сопротивления по газовой стороне.

Ширмовые пароперегреватели. Они обычно представляют собой систему труб, образующих плоские плотные ленты с входными и выходными коллекторами. Ширмы размещают на расстоянии 600…1000 мм одна от другой вертикально или горизонтально. В вертикальной конструкции ширмы подвешиваются своими коллекторами. Основные преимущества ширм – сочетание лучистого и конвективного теплообмена, что обеспечивает им высокую тепловую эффективность при незначительном сопротивлении с газовой стороны. Ширмовые пароперегреватели воспринимают до 50 % теплоты, идущей на перегрев. Размягченные частицы золы непрерывно налипают на ширмы и затвердевают на трубах. Но вследствие вибрации труб ширмы самоочищаются, и отложения не достигают большой толщины. Лишь в случае сильно шлакующих топлив могут образоваться плотные отложения. Недостаток вертикальных ширм с верхним расположением коллекторов – недренируемость. Горизонтальные ширмы подвешивают на трубах, выделяемых из пакетов самих ширм.

По длине и конфигурации трубы ширм резко различаются между собой. Параллельно включенные трубы обогреваются неодинаково. Особенно сильному обогреву по сравнению с остальными подвержены лобовые трубы. Все это приводит к тому, что наиболее аварийными оказываются внешние трубы ширм. Повышение надежности ширм достигается изготовлением одного или нескольких наиболее теплонапряженных труб из более жаропрочной стали или большего диаметра, закорачиванием внешних труб, защитой внешних труб обрамляющими трубами другой, более низкотемпературной, поверхности нагрева.

Обычно ширмовые поверхности выполняются из гладких труб. На ряде станций опробованы мембранные ширмы из плавниковых труб. Они меньше шлакуются, легче очищаются от наружных загрязнений, трубы ширм не выходят из ранжира. Горизонтальные мембранные ширмы могут выполняться с опорой по краям, без промежуточных опор и подвесок, т. к. представляют собой жесткую плоскую систему.

7. Установки для подготовки питательной воды

Питательная вода котельных агрегатов энергетических установок обычно состоит в основном из турбинного конденсата. В теплосиловом цикле станции всегда бывают потери пара и конденсата, не превышающие в нормальных условиях эксплуатации 1…3 % от номинальной паропроизводительности котельного цеха. Поэтому на конденсационных электрических станциях (КЭС), где общестанционные потери конденсата и продувка котлов невелики, питательная вода котлов состоит из 96…98 % турбинного конденсата и 2…4 % добавочной воды. На теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) количество добавочной воды к турбинному конденсату может колебаться в очень широких пределах и в отдельных случаях достигать даже 80…100 %.

При отпуске станцией тепла только на отопительные цели потери конденсата пара невелики, и поэтому на чисто отопительных ТЭЦ, так же как и на КЭС, количество добавочной воды составляет несколько процентов. На ТЭЦ с производственными потребителями пара часто имеет место неполный возврат конденсата производственного пара. Кроме того, возвращаемый на станцию конденсат пара иногда загрязнен и без специальной, зачастую дорогостоящей, очистки применяться в качестве питательной воды котельных агрегатов не может. Поэтому потери конденсата и, следовательно, количество добавочной воды на ТЭЦ с промышленными потребителями пара может достигать весьма больших значений.

Природная вода без соответствующей подготовки не может служить добавкой к турбинному конденсату. Подготовку добавочной воды осуществляют различными методами: умягчением, умягчением с частичным обескремниванием или глубокой деминерализацией (обессоливанием и обескремниванием). Наиболее простым и в подавляющем большинстве случаев более выгодным для электростанций решением является использование в качестве добавки умягченной воды. Только в случае высоких требований к питательной воде приходится применять пока еще дорогостоящий способ водоподготовки – химическое обессоливание и обескремнивание. При очень высоком солесодержании исходной воды более целесообразным является подготовка добавочной воды путем термического обессоливания, т. е. при помощи испарителей. При небольшом количестве добавочной воды затраты на водоподготовку, даже при использовании дорогостоящих методов, не дают значительного возрастания себестоимости тонны производимого котельным агрегатом пара. Вместе с тем это позволяет обойтись без усложнения конструкции и эксплуатации котлоагрегата. При большой добавке часто более рациональным оказывается применение наиболее простых и, следовательно, дешевых методов водоподготовки, но с усложнением водно-сепарационной схемы котлоагрегата (ступенчатое испарение, промывка пара), сепарационной схемы котлоагрегата (ступенчатое испарение, промывка пара).

Питательная вода содержит главным образом натриевые соединения. Тем не менее в ней всегда может быть и некоторое количество солей жесткости. Они попадают в питательную воду как с добавочной водой, так и с конденсатом. Добавочная вода, в зависимости от способа ее подготовки, имеет большую или меньшую остаточную жесткость. Кроме того, в условиях эксплуатации может быть некоторое увеличение количества солей жесткости в добавочной воде за счет проскока их в ионитовых фильтрах водоподготовительных устройств % или повышенного уноса влаги с паром в испарителях.

В конденсат соли жесткости могут попадать следующим образом: вопервых, с присосом охлаждающей воды турбинных конденсаторов; вовторых, с присосом сетевой воды в теплофикационных подогревателях на ТЭЦ. Образующиеся в эксплуатации неплотности вальцовочных соединений конденсаторных трубок обусловливают переток части охлаждающей воды в турбинный конденсат. Так как в качестве охлаждающей воды конденсаторов используется обычно природная вода без какой-либо подготовки, если не считать хлорирования, имеющего целью умертвить в ней микроорганизмы, то с присосом охлаждающей воды в турбинный конденсат поступают преимущественно соли жесткости. При использовании в конденсаторах природной воды средней минерализации допустимая величина присоса составляет 0,01…0,05 % (а при прямоточных котлах даже меньше) количества пара, поступающего в конденсатор. При больших солесодержаниях охлаждающей воды следует добиваться повышенной плотности конденсаторов. В теплофикационных подогревателях давление греющего пара обычно ниже давления сетевой воды, и поэтому при наличии неплотностей в трубных досках вследствие подмешивания некоторого количества воды к потоку конденсата происходит ухудшение его качества. Хотя вода тепловых сетей и подвергается предварительному умягчению, содержание в ней солей жесткости все же довольно значительно. Таким образом, общее солесодержание питательной воды зависит от солесодержания, поступающего в турбину пара, величины присоса и качества охлаждающей воды в конденсаторе, величины присоса и качества сетевой воды в теплофикационных подогревателях, солесодержания возвращаемого от теплового потребителя конденсата и, наконец, количества и качества добавочной воды. Солесодержание питательной воды для энергетических котлов средней и большой мощности в зависимости от их водного режима может быть очень низким или высоким.

8. Установки для химической подготовки воды

Природная вода даже с наименьшим содержанием солей является непригодной для использования в паровых котлах и тепловых сетях, т. к. не удовлетворяет предъявляемым требованиям по качеству. Поэтому на электростанциях предусмотрено специальное оборудование и цех химической подготовки воды.

При химической подготовке природная вода проходит через ряд установок, в которых происходит:

• осветление (отстаивание и фильтрация) – удаление механических и органических примесей;
• катионирование, или умягчение, воды – удаление из воды солей жесткости (Са, Mg) с заменой на легкорастворимые соли щелочных металлов (Na);
• общее обессоливание в системе выпарных установок с получением обессоленного конденсата;
• обескремнивание;
• дегазация – удаление из воды растворенных в ней газов путем ее подогрева, например в деаэраторах.

В задачи цеха водоподготовки входят восполнение потерь конденсата и химическая очистка питательной воды от загрязнений, вносимых при ее движении в паровом котле, турбине, конденсаторе. Потери конденсата зависят от типа станции. Наибольшие потери (до 30 % и более) имеются в теплоэлектроцентралях, поэтому на этих станциях установки химической водоподготовки значительны как по занимаемой площади, так и по стоимости.

Водоподготовительные установки обеспечивают обособленные стадии обработки воды: предварительную, называемую предочисткой, и окончательную – ионитную обработку. Осветления воды, т. е. удаления из нее грубодисперсных и коллоидных примесей, достигают методом коагуляции. Обычно одновременно стремятся достичь снижения щелочности воды, частичного ее умягчения, удаления кремнекислых соединений и т. д. Для этого совместно с коагуляцией применяют, например, известкование и магнезиальное обескремнивание. Сущность коагуляции заключается в добавке в воду сернокислого алюминия. При гидролизе сернокислого алюминия образуется труднорастворимое соединение [гидроокись алюминия А1(ОН)₃], выпадающее в осадок в виде хлопьев, задерживающих на своей поверхности взвешенные частицы. При большой щелочности наряду с коагуляцией проводят известкование, вводя гашеную известь Са(ОН)₂.

При такой обработке воды снижается щелочность и жесткость воды, удаляются взвешенные частицы, органические соединения и частично соединения железа. Для удаления из воды кремнекислых соединений наряду с известью вводится магнезит или обожженный доломит и коагулянт. Образующаяся в процессе химического процесса гидроокись магния Mg(OH)₂ взаимодействует с кремнекислыми соединениями и осаждает их на поверхности хлопьев. Эти методы обработки воды называют методами осаждения, т. к. взвешенные вещества и соли удаляются в виде осадка. При предварительной обработке не обеспечивается полное удаление из воды солей.

Обработка воды методом ионного обмена осуществляется в фильтрах через слой зернистого материала – ионита. В процессе фильтрования ионы солей, содержащихся в воде, заменяются ионами, которыми насыщен ионит. В качестве обменных ионов в практике водоподготовки применяют катионы натрия (Na+), водорода (Н+), аммония (NH₄+) и анионы гидроксильные (ОН−). Если зернистый материал содержит катионы, он называется катионитом, а фильтрация воды через слой катионита – катионированием воды; если анионы – анионитом, а обработка воды – анионированием.

При натрий-катионировании катионит поглощает из воды ионы Са и Mg, переводя в раствор эквивалентное количество ионов Na.

При водород-катионировании вода имеет кислую реакцию. Сочетая обе схемы обработки, можно получить воду с нейтральной реакцией. Если последовательно с этими схемами установить анионитовые фильтры, то можно добиться полного химического обессоливания воды и получить воду, близкую по своему составу к конденсату пара с очень низким общим солесодержанием.

Вода насосом подается в осветлитель. В него же из расходных баков насосами-дозаторами подаются растворы коагулянта и едкого натра. Осветленная вода собирается в промежуточном баке осветленной воды и далее насосом направляется на механические фильтры, где окончательно осветляется. Затем вода проходит через натрий-катионитовые фильтры ступеней для химической очистки и далее по трубопроводу направляется на питание паровых котлов.

Качество питательной воды, подготовленной по этой схеме, недостаточно для питания котлов высокого давления и прямоточных. Для их питания вода, кроме указанной очистки, проходит дополнительную обработку. Вода после натрий-катионитовых фильтров ступени направляется на водород-катионитовые фильтры ступени, слабоосновные анионитовые фильтры I ступени и поступает в декарбонизатор, где происходит выделение углекислоты, образовавшейся в результате химических реакций. Из декарбонизатора вода сливается в промежуточный бак и насосом последовательно пропускается через водород-катионитовые фильтры II ступени и сильноосновные анионитовые фильтры. После такой обработки вода становится обессоленной. Схемы водоподготовки могут видоизменяться в зависимости от качества исходной воды, типа котлов и потерь конденсата.

9. Паровые и газовые турбины

Паровая или газовая турбина является силовым двигателем, в котором потенциальная энергия пара или газа превращается в кинетическую, а кинетическая, в свою очередь, преобразуется в механическую энергию вращения вала. Вал турбины непосредственно или при помощи зубчатой передачи соединяется с рабочей машиной. В зависимости от назначения рабочей машины паровая или газовая турбина может быть применена в самых различных областях промышленности: в энергетике, на транспорте, в морском и речном судоходстве, в авиации и т. д. Паровые и газовые турбины, как силовые двигатели, в промышленности и энергетике могут быть использованы только в сочетании с другим энергетическим оборудованием.

Преобразование потенциальной энергии пара или газа в механическую энергию вращения вала турбины осуществляется различным образом, и в зависимости от характера преобразования потенциальной энергии рабочего тела в кинетическую энергию струи различают активные и реактивные турбины.

Типичная паровая турбина показана на рис. 12. Для того чтобы увидеть внутреннее устройство турбины, при ее изображении «вырезана» передняя верхняя четверть. Точно так же показана лишь задняя часть кожуха 2.

Рис. 12. Конструкция паровой турбины

Турбина состоит из трех цилиндров (ЦВД, ЦСД и ЦНД), нижние половины корпусов которых обозначены соответственно 39, 24 и 18. Каждый из цилиндров состоит из статора, главным элементом которого является неподвижный корпус, и вращающегося ротора. Отдельные роторы цилиндров (ротор ЦВД 47, ротор ЦСД 5 и ротор ЦНД 11) жестко соединяются муфтами 31 и 21. К полумуфте 12 присоединяется полумуфта ротора электрогенератора (не показан), а к нему – ротор возбудителя. Цепочка из собранных отдельных роторов цилиндров, генератора и возбудителя называется валопроводом. Его длина при большом числе цилиндров (а самое большое их число в современных турбинах – 5) может достигать 80 м.

Валопровод вращается во вкладышах 42, 29, 23, 20 и т. д. опорных подшипников скольжения на тонкой масляной пленке и не касается металлической части вкладышей подшипников. Как правило, каждый из роторов размещают на двух опорных подшипниках. Иногда между роторами ЦВД и ЦСД устанавливают только один общий для них опорный подшипник (поз. 29 на рис. 12). Расширяющийся в турбине пар заставляет вращаться каждый из роторов, возникающие на них мощности складываются и достигают на полумуфте 12 максимального значения.

К каждому из роторов приложено осевое усилие. Они суммируются, и их результирующая осевая сила передается с гребня 30 на упорные сегменты, установленные в корпусе упорного подшипника.

Каждый из роторов помещают в корпус цилиндра (см., например, поз. 24). При больших давлениях (а в современных турбинах оно может достигать 30 МПа, или 300 ат) корпус цилиндра (обычно ЦВД) выполняют двухстенным (из внутреннего 35 и внешнего 46 корпусов). Это уменьшает разность давлений на каждый из корпусов, позволяет сделать его стенки более тонкими, облегчает затяжку фланцевых соединений и позволяет турбине при необходимости быстро изменять свою мощность.

Все корпуса в обязательном порядке имеют горизонтальные разъемы 13, необходимые для установки роторов внутри цилиндров при монтаже, а также для легкого доступа внутрь цилиндров при ревизиях и ремонтах. При монтаже турбины все плоскости разъемов нижних половин корпусов устанавливают специальным образом (для простоты можно считать, что все плоскости разъема совмещают в одной горизонтальной плоскости). При последующем монтаже ось валопровода помещают в эту плоскость разъема, что обеспечивает центровку – ось валопровода будет точно совпадать с осью кольцевых расточек корпусов. Этим будут исключены задевания ротора о статор, которые могут привести к тяжелой аварии.

Пар внутри турбины имеет высокую температуру, а ротор вращается во вкладышах на масляной пленке, температура масла которой, как по соображениям пожаробезопасности, так и из-за необходимости иметь определенные смазочные свойства, не должна превышать 100 °С (а температура подаваемого и отводимого масла должна быть еще ниже). Поэтому вкладыши подшипников выносят из корпусов цилиндров и размещают их в специальных строениях – опорах (поз. 45, 28, 7 на рис. 12). Таким образом, вращающиеся концы каждого из роторов соответствующего цилиндра необходимо вывести из невращающегося статора, причем так, чтобы, с одной стороны, исключить какие-либо (даже малейшие) задевания ротора о статор, а с другой – не допустить значительную утечку пара из цилиндра в зазор между ротором и статором, т. к. это снижает мощность и экономичность турбины. Поэтому каждый из цилиндров снабжают концевыми уплотнениями (см. поз. 40, 32, 19 на рис. 12) специальной конструкции.

Турбина устанавливается в главном корпусе ТЭС на верхней фундаментной плите 36. В плите выполняются прямоугольные окна по числу цилиндров, в которых размещаются нижние части корпусов цилиндров, а также осуществляется вывод трубопроводов, питающих регенеративные подогреватели, паропроводы свежего и вторично перегретого пара, переходный патрубок к конденсатору.

После изготовления турбина проходит контрольную сборку и опробование на заводе-изготовителе. После этого ее разбирают на более-менее крупные блоки, доводят до хорошего товарного вида, консервируют, упаковывают в деревянные ящики и отправляют для монтажа на ТЭС.

Монтаж турбины осуществляют в следующем порядке. Сначала устанавливают нижнюю половину ЦНД 18 опорным поясом 15, расположенным по периметру обоих выходных патрубков ЦНД. ЦНД имеет собственные вваренные в них опоры ротора. Затем на перемычке между окнами под ЦВД и ЦСД и слева от окна под ЦВД размещают нижние половины корпусов опор соответственно 28 и 41. После этого на опоры подвешивают нижние половины корпусов наружных цилиндров 39 и 24, в них помещают статорные элементы и осуществляют центровку всех цилиндров турбины.

В опоры ротора вставляются нижние половины опорных вкладышей 42, 29, 23, 20 и 16, и на них опускают отдельные роторы. Их строго прицентровывают друг к другу и соединяют с помощью муфт 31 и 21.

Затем в верхние половины корпусов помещают необходимые внутренние статорные элементы и турбину закрывают. Для этого в отверстия на горизонтальные разъемы корпусов ввинчивают шпильки и опускают верхние половины (крышки – см., например, поз. 46 на рис. 12), после чего с помощью шпилек и специальных приспособлений верхние и нижние половины корпусов плотно стягиваются по фланцевым разъемам.

Аналогичным образом закрываются опоры роторов. После изоляции турбины, ограждения кожухом и многочисленных проверок ее доводят до состояния, пригодного к несению нагрузки.

При работе турбины пар из котла по одному или нескольким паропроводам (это зависит от мощности турбины) поступает сначала к главной паровой задвижке, затем к стопорному (одному или нескольким) и, наконец, к регулирующим клапанам (чаще всего 4). От регулирующих клапанов пар по перепускным трубам 1 (на рис. 12 их четыре: две из них присоединены к крышке 46 внешнего корпуса ЦВД, а две других подводят пар в нижние половины корпуса) подается в паровпускную камеру 33 внутреннего корпуса ЦВД. Из этой полости пар попадает в проточную часть турбины и, расширяясь, движется к выходной камере ЦВД 38. В этой камере (в нижней половине корпуса ЦВД) имеются два выходных патрубка 37. К ним приварены паропроводы, направляющие пар в котел для промежуточного перегрева.

Вторично перегретый пар по трубопроводам поступает через стопорный клапан к регулирующим клапанам 4, а из них – в паровпускную полость ЦСД 26. Далее пар расширяется в проточной части ЦСД и поступает в его выходной патрубок 22, а из него – в две перепускные трубы 6 (иногда их называют ресиверными), которые подают пар в паровпускную камеру ЦНД 9. В отличие от однопоточных ЦВД и ЦСД, ЦНД почти всегда выполняют двухпоточными: попав в камеру 9, пар расходится на два одинаковых потока и, пройдя их, поступает в выходные патрубки ЦНД 14. Из них пар направляется вниз, в конденсатор. Перед передней опорой 41 располагается блок регулирования и управления турбиной 44. Его механизм управления 43 позволяет пускать, нагружать, разгружать и останавливать турбину.

Общая классификация. Из большого разнообразия используемых паровых турбин прежде всего можно выделить турбины транспортные и стационарные.

Транспортные паровые турбины чаще всего используются для привода гребных винтов крупных судов.

Стационарные паровые турбины – это турбины, сохраняющие при эксплуатации неизменным свое местоположение. Такие паровые турбины можно классифицировать по ряду признаков:

1. По назначению различают турбины энергетические, промышленные и вспомогательные.

Энергетические турбины служат для привода электрического генератора, включенного в энергосистему, и отпуска тепла крупным потребителям, например: жилым районам, городам и т. д. Их устанавливают на крупных ГРЭС, АЭС и ТЭЦ. Энергетические турбины характеризуются прежде всего большой мощностью, а их режим работы – постоянной частотой вращения, определяемой постоянством частоты сети.

Основным производителем энергетических паровых турбин в России является Ленинградский металлический завод (Санкт-Петербург). Он выпускает мощные паровые турбины для ТЭС (мощностью 1200, 800, 500, 300 и 200 МВт), ТЭЦ (мощностью 180, 80 и 50 МВт и менее), АЭС (мощностью 1000 МВт).

Другим крупным производителем энергетических паровых турбин является Турбомоторный завод (ТМЗ, г. Екатеринбург). Он выпускает только теплофикационные турбины (мощностью 250, 185, 140, 100 и 50 МВт и менее).

На ТЭС России установлено достаточно много мощных паровых турбин Харьковского турбинного завода (ХТЗ, Украина) мощностью 150, 300 и 500 МВт. Им же произведены все паровые турбины, установленные на АЭС России мощностью 220, 500 и 1000 МВт.

Таким образом, в настоящее время в России функционирует всего два производителя мощных паровых турбин. Если говорить о зарубежных производителях турбин, то их число также является небольшим. Большинство из них являются транснациональными объединениями. В Европе главными производителями паровых турбин являются компании Siemens (Германия), Acea Brown Bovery (ABB, германскошвейцарское объединение), GEC-Alsthom (англо-французское объединение), Scoda (Чехия). В США производителями мощных энергетических турбин являются компании General Electric и Westinghouse, в Японии – Hitachi, Toshiba, Mitsubisi. Все перечисленные производители выпускают паровые турбины вплоть до мощности 1000 МВт и выше. Технический уровень некоторых из них не только не уступает нашим производителям, но и превосходит их.

Промышленные турбины также служат для производства тепловой и электрической энергии, однако их главной целью является обслуживание промышленного предприятия, например: металлургического, текстильного, химического, сахароваренного и др. Часто генераторы таких турбин работают на маломощную индивидуальную электрическую сеть, а иногда используются для привода агрегатов с переменной частотой вращения, например воздуходувок доменных печей. Мощность промышленных турбин существенно меньше, чем энергетических. Основным производителем промышленных турбин в России является Калужский турбинный завод (КТЗ).

Вспомогательные турбины используются для обеспечения технологического процесса производства электроэнергии – обычно для привода питательных насосов и воздуходувок котлов.

Питательные насосы энергоблоков мощностью вплоть до 200 МВт приводятся электродвигателями, а мощностью выше – с помощью паровых турбин, питаемых паром из отбора главной турбины. Например, на энергоблоках мощностью 800 и 1200 МВт установлено соответственно по два и три питательных турбонасоса мощностью 17 МВт каждый, на энергоблоках мощностью 250 (для ТЭЦ) и 300 МВт – один питательный турбонасос мощностью 12 МВт; на энергоблоках мощностью 1000 МВт для АЭС используется два питательных насоса мощностью 12 МВт.

Котлы энергоблоков мощностью 800 и 1200 МВт оборудованы соответственно двумя и тремя воздуходувками, привод которых осуществляется также паровыми турбинами мощностью по 6 МВт каждая. Основным производителем вспомогательных паровых турбин в России является КТЗ.

2. По виду энергии, получаемой от паровой турбины, их делят на конденсационные и теплофикационные.

В конденсационных турбинах (типа К) пар из последней ступени отводится в конденсатор, они не имеют регулируемых отборов пара, хотя, как правило, имеют много нерегулируемых отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды, а иногда и для внешних тепловых потребителей. Главное назначение конденсационных турбин – обеспечивать производство электроэнергии, поэтому они являются основными агрегатами мощных ТЭС и АЭС. Мощность самых крупных конденсационных турбоагрегатов достигает 1000…1500 МВт.

Теплофикационные турбины имеют один или несколько регулируемых отборов пара, в которых поддерживается заданное давление. Они предназначены для выработки тепловой и электрической энергии, и мощность самой крупной из них составляет 250 МВт. Теплофикационная турбина может выполняться с конденсацией пара и без нее.

В первом случае она может иметь отопительные отборы пара (турбины типа Т) для нагрева сетевой воды для обогрева зданий, предприятий и т. д., или производственный отбор пара (турбины типа П) для технологических нужд промышленных предприятий, или тот и другой отборы (турбины типа ПТ и ПР). Во втором случае турбина носит название турбины с противодавлением (турбины типа Р). В ней пар из последней ступени направляется не в конденсатор, а обычно производственному потребителю. Таким образом, главным назначением турбины с противодавлением является производство пара заданного давления (в пределах 0,3…3 МПа). Турбина с противодавлением может также иметь и регулируемый теплофикационный или промышленный отбор пара, и тогда она относится к типу ТР или ПР.

Теплофикационные турбины с отопительным отбором пара (типа Т) спроектированы так, чтобы при максимальной теплофикационной нагрузке ступени, расположенные за зоной отбора, мощности не вырабатывали. В последние годы ряд турбин проектируются так, что даже при максимальной нагрузке последние ступени вырабатывают мощность. Такие турбины относятся к типу ТК.

4. По используемым начальным параметрам пара паровые турбины можно разделить на турбины докритического и сверхкритического начального давления, перегретого и насыщенного пара, без промежуточного перегрева и с промежуточным перегревом пара.

Критическое давление для пара составляет примерно 22 МПа, поэтому все турбины, начальное давление пара перед которыми меньше этого значения, относятся к паровым турбинам докритического начального давления. В России стандартное докритическое давление для паровых турбин выбрано равным 130 ат (12,8 МПа), кроме того, имеется определенный процент турбин на начальное давление 90 ат (8,8 МПа). На докритические параметры выполняются все паровые турбины для АЭС и ТЭЦ (кроме теплофикационной турбины мощностью 250 МВт), а также турбины мощностью менее 300 МВт для ТЭС. Докритическое начальное давление зарубежных паровых турбин обычно составляет 16…17 МПа, а максимальная единичная мощность достигает 600…700 МВт.

Все мощные конденсационные энергоблоки (300, 500, 800, 1200 МВт), а также теплофикационный энергоблок мощностью 250 МВт выполняют на сверхкритические параметры пара (СКД) – 240 ат (23,5 МПа) и 540 °С. Переход от докритических параметров пара к СКД позволяет экономить 3…4 % топлива.

Все турбины ТЭС и ТЭЦ работают перегретым паром, а АЭС – насыщенным (с небольшой степенью влажности).

Все мощные конденсационные турбины на докритические и сверхкритические параметры пара выполняют с промежуточным перегревом. Из теплофикационных турбин только турбина ЛМЗ на докритические параметры мощностью 180 МВт и турбина ТМЗ на СКД мощностью 250 МВт имеют промежуточный перегрев. Устаревшие конденсационные турбины мощностью 100 МВт и менее и многочисленные теплофикационные паровые турбины вплоть до мощности 185 МВт строятся без промперегрева.

5. По зоне использования турбин в графике электрической нагрузки паровые турбины можно разделить на базовые и полупиковые. Базовые турбины работают постоянно при номинальной нагрузке или близкой к ней. Они проектируются так, чтобы и турбина, и турбоустановка имели максимально возможную экономичность. К этому типу турбин следует, безусловно, отнести атомные и теплофикационные турбины. Полупиковые турбины создаются для работы с периодическими остановками на конец недели (с ночи пятницы до утра в понедельник) и ежесуточно (на ночь). Полупиковые турбины (и турбоустановки), с учетом их малого числа часов работы в году, выполняют более простыми и соответственно более дешевыми (на сниженные параметры пара, с меньшим числом цилиндров). Электроэнергетика России в силу ряда причин всегда страдала от недостатка в энергосистеме полупиковых мощностей. Примерно 25 лет назад ЛМЗ спроектировал полупиковую конденсационную турбину мощностью 500 МВт на параметры 12,8 МПа, 510 °С/510 °С. Головной образец этой турбины предполагалось установить на Лукомльской ГРЭС (б. Белоруссия). Однако до сих пор ни одной специальной полупиковой турбины в России не работает. Вместе с тем в Японии и США работают десятки полупиковых турбин упрощенной конструкции.

6. По конструктивным особенностям паровые турбины можно классифицировать по числу цилиндров, частоте вращения и числу валопроводов.

По числу цилиндров различают турбины одно- и многоцилиндровые. Количество цилиндров определяется объемным пропуском пара в конце процесса расширения. Чем меньше плотность пара, т. е. меньше его конечное давление, и чем больше мощность турбины, т. е. больше массовый расход, тем больше объемный пропуск и соответственно требуемая площадь для прохода пара через рабочие лопатки последней ступени. Однако если рабочие лопатки делать длиннее, а радиус их вращения больше, то центробежные силы, отрывающие профильную часть лопатки, могут возрасти настолько, что лопатка оторвется. Поэтому с увеличением мощности сначала переходят на двухпоточный ЦНД, а затем увеличивают их число. Конденсационные турбины можно выполнить одноцилиндровыми вплоть до мощности 50…60 МВт, двухцилиндровыми – до 100…150 МВт, трехцилиндровыми – до 300 МВт, четырехцилиндровыми – до 500 МВт, пятицилиндровыми – вплоть до 1300 МВт.

По частоте вращения турбины делятся на быстроходные и тихоходные. Быстроходные турбины имеют частоту вращения 3000 об/мин = 50 об/с. Они приводят электрогенератор, ротор которого имеет два магнитных полюса, и поэтому частота вырабатываемого им тока равна 50 Гц. На эту частоту строят большинство паровых турбин для ТЭС, ТЭЦ и частично для АЭС в нашей стране и почти во всем мире. В Северной Америке и на части территории Японии быстроходные турбины строят на частоту вращения 3600 об/мин = 60 об/с, т. к. там принятая частота сети равна 60 Гц. Поскольку из-за низких начальных параметров работоспособность пара в турбинах АЭС мала, а снижение капитальных затрат требует увеличения мощности, т. е. массы пропускаемого пара, то объемный расход на выходе из турбины оказывается столь значительным, что оказывается целесообразным переход на меньшую частоту вращения. Так как число магнитных полюсов в электрогенераторе должно быть целым и четным, то переход на использование четырехполюсного электрогенератора и получение той же частоты сети, что и при двухполюсном электрогенераторе, требует снижения частоты вдвое. Тихоходные турбины в нашей стране имеют частоту вращения 1500 об/мин = 25 об/с.

По числу валопроводов различают турбины одновальные (имеющие один валопровод – соединенные муфтами роторы отдельных цилиндров и генератора) и двухвальные (имеющие два валопровода каждый со своим генератором и связанные только потоком пара). На российских тепловых электростанциях используют только одновальные турбины (в начале 70-х гг. на Славянской ГРЭС на Украине построена единственная двухвальная турбина мощностью 800 МВт, да и то потому, что в то время не было электрогенератора мощностью 800 МВт).

Для обозначения типов турбин ГОСТ предусматривает специальную маркировку, состоящую из буквенной и числовой частей. Буквенная часть указывает тип турбины, следующее за ней число – номинальную мощность турбины в мегаваттах. Если необходимо указать и максимальную мощность турбины, то ее значение приводят через косую черту. Следующее число указывает номинальное давление пара перед турбиной в МПа; для теплофикационных турбин далее через косую черту указывают давление в отборах или противодавление в МПа. Наконец, последняя цифра, если она имеется, указывает номер модификации турбины, принятый на заводе-изготовителе.

Приведем несколько примеров обозначений турбин.

• Турбина К-210-12,8-3 – типа К, номинальной мощностью 210 МВт с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа (130 кгс/см²), третьей модификации.
• Трубина П-6-3,4/0,5 – типа П, номинальной мощностью 6 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 3,4 МПа и абсолютным давлением отбираемого пара 0,5 МПа.
• Турбина Т-110/120-12,8 – типа Т, номинальной мощностью 110 МВт и максимальной мощностью 120 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа.
• Турбина ПТ-25/30-8,8/1 – типа ПТ, номинальной мощностью 25 МВт и максимальной мощностью 30 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 8,8 МПа (90 ат) и абсолютным давлением отбираемого пара 1 МПа.
• Турбина Р-100/105-12,8/1,45 – типа Р, номинальной мощностью 100 МВт, максимальной мощностью 105 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа и абсолютным противодавлением 1,45 МПа.
• Турбина ПР-12/15-8,8/1,45/0,7 – типа ПР, номинальной мощностью 12 МВт и максимальной мощностью 15 МВт, с начальным абсолютным давлением 8,8 МПа, давлением в отборе 1,45 МПа и противодавлением 0,7 МПа.

Традиционная современная газотурбинная установка (ГТУ) – это совокупность воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины, а также вспомогательных систем, обеспечивающих ее работу. Совокупность ГТУ и электрического генератора называют газотурбинным агрегатом.

Необходимо подчеркнуть одно важное отличие ГТУ от ПТУ. В состав ПТУ не входит котел, точнее, котел рассматривается как отдельный источник тепла; при таком рассмотрении котел – это «черный ящик»: в него входит питательная вода с температурой t_п.в, а выходит пар с параметрами р₀, t₀. Паротурбинная установка без котла как физического объекта работать не может. В ГТУ камера сгорания – это ее неотъемлемый элемент. В этом смысле ГТУ – самодостаточна.

Газотурбинные установки отличаются чрезвычайно большим разнообразием, пожалуй, даже большим, чем паротурбинные. Ниже рассмотрим наиболее перспективные и наиболее используемые в энергетике ГТУ простого цикла.

Принципиальная схема такой ГТУ показана на рис. 13. Воздух 2 из атмосферы поступает на вход воздушного компрессора 1, который представляет собой роторную турбомашину с проточной частью 15, состоящей из вращающихся и неподвижных решеток 3. Отношение давления за компрессором р_b к давлению перед ним р_a называется степенью сжатия воздушного компрессора и обычно обозначается как p_к (p_к = p_b/p_a). Ротор компрессора приводится во вращение газовой турбиной 11. Поток сжатого воздуха подается в одну, две (как на рис. 13) или более камер сгорания 7. При этом в большинстве случаев поток воздуха, идущий из компрессора, разделяется на два потока. Первый поток направляется к горелочным устройствам, куда также подается топливо (газ или жидкое топливо). При сжигании топлива образуются продукты сгорания топлива высокой температуры. К ним подмешивается относительно холодный воздух второго потока с тем, чтобы получить газы с допустимой для деталей газовой турбины температурой.

Рис. 13. Принципиальная схема ГТУ

Рабочие газы с давлением р_с (р_с < р_b ) из-за гидравлического сопротивления камеры сгорания) подаются в проточную часть газовой турбины, принцип действия которой ничем не отличается от принципа действия паровой турбины (отличие состоит только в том, что газовая турбина работает на продуктах сгорания топлива, а не на паре). В газовой турбине рабочие газы расширяются практически до атмосферного давления p_d, поступают в выходной диффузор 14 и из него – либо сразу в дымовую трубу, либо предварительно в какой-либо теплообменник, использующий теплоту уходящих газов ГТУ.

Вследствие расширения газов в газовой турбине последняя вырабатывает мощность. Весьма значительная ее часть (примерно половина) тратится на привод компрессора, а оставшаяся часть – на привод электрогенератора. Это и есть полезная мощность ГТУ, которая указывается при ее маркировке.

Главным преимуществом ГТУ является ее компактность. Действительно, в ГТУ отсутствует паровой котел – сооружение, достигающее большой высоты и требующее для установки отдельного помещения. Связано это обстоятельство прежде всего с высоким давлением в камере сгорания (1,2…2 МПа); в котле горение происходит при атмосферном давлении, и соответственно объем образующихся горячих газов оказывается в 12…20 раз больше. Далее, в ГТУ процесс расширения газов происходит в газовой турбине, состоящей всего из 3…5 ступеней, в то время как паровая турбина, имеющая такую же мощность, состоит из 3…4 цилиндров, заключающих 25…30 ступеней. Даже с учетом и камеры сгорания, и воздушного компрессора ГТУ мощностью 150 МВт имеет длину 8…12 м, а длина паровой турбины такой же мощности при трехцилиндровом исполнении в 1,5 раза больше. При этом для паровой турбины, кроме котла, необходимо предусмотреть установку конденсатора с циркуляционными и конденсатными насосами, систему регенерации из 7…9 подогревателей, питательные турбонасосы (от одного до трех), деаэратор. Как следствие, ГТУ может быть установлена на бетонное основание на нулевой отметке машинного зала, а ПТУ требует рамного фундамента высотой 9…16 м с размещением паровой турбины на верхней фундаментной плите и вспомогательного оборудования – в конденсационном помещении.

Компактность ГТУ позволяет осуществить ее сборку на турбинном заводе, доставить в машинный зал железнодорожным или автодорожным транспортом для установки на простом фундаменте. Так, в частности, транспортируется ГТУ с встроенными камерами сгорания. При транспортировке ГТУ с выносными камерами последние транспортируются отдельно, но легко и быстро присоединяются с помощью фланцев к модулю компрессор – газовая турбина. Паровая турбина поставляется многочисленными узлами и деталями, монтаж как ее самой, так и многочисленного вспомогательного оборудования и связей между ними занимает в несколько раз больше времени, чем ГТУ.

ГТУ не требует охлаждающей воды. Как следствие, в ГТУ отсутствует конденсатор и система технического водоснабжения с насосной установкой и градирней (при оборотном водоснабжении). В результате все это приводит к тому, что стоимость 1 кВт установленной мощности газотурбинной электростанции значительно меньше. При этом стоимость собственно ГТУ (компрессор + камера сгорания + газовая турбина) из-за ее сложности оказывается в 3…4 раза больше, чем стоимость паровой турбины такой же мощности.

Важным преимуществом ГТУ является ее высокая маневренность, определяемая малым уровнем давления (по сравнению с давлением в паровой турбине) и, следовательно, легким прогревом и охлаждением без возникновения опасных температурных напряжений и деформаций.

Однако ГТУ имеют и существенные недостатки, из которых, прежде всего, необходимо отметить меньшую экономичность, чем у паросиловой установки. Средний КПД достаточно хороших ГТУ составляет 37…38 %, а паротурбинных энергоблоков – 42…43 %. Потолком для мощных энергетических ГТУ, как он видится в настоящее время, является КПД на уровне 41…42 % (а может быть и выше с учетом больших резервов повышения начальной температуры). Меньшая экономичность ГТУ связана с высокой температурой уходящих газов.

Другим недостатком ГТУ является невозможность использования в них низкосортных топлив, по крайней мере в настоящее время. Она может хорошо работать только на газе или на хорошем жидком топливе, например дизельном. Паросиловые энергоблоки могут работать на любом топливе, включая самое некачественное.

Низкая начальная стоимость ТЭС с ГТУ (и одновременно сравнительно низкая экономичность) и высокие стоимость используемого топлива и маневренность определяют основную область индивидуального использования ГТУ: в энергосистемах их следует применять как пиковые или резервные источники мощности, работающие несколько часов в сутки.

9. Назначение конденсационной установки, ее схема и состав

Пар, покидающий ЦНД турбины, поступает в конденсатор – теплообменник, по трубкам которого непрерывно протекает охлаждающая вода, подаваемая циркуляционным насосом из реки, водохранилища или специального охладительного устройства (градирни).

На рис. 14, а показан общий вид двухходового конденсатора мощной паровой турбины.

Рис. 14. Конденсатор мощной паровой турбины

Он состоит из стального сварного корпуса 8, по краям которого закреплены трубные доски (видна только передняя трубная доска 14) с отверстиями, в которых закрепляются конденсаторные трубки, совокупность которых образует трубный пучок. Для того чтобы трубки (а их длина может составлять 10…12 м при диаметре 20…24 мм) не провисали и не вибрировали, параллельно основным трубным доскам устанавливают промежуточные перегородки 12 с точно таким же рисунком отверстий, как и в основных трубных досках 14. Установленные промежуточные трубные доски хорошо видны на рис. 14, б. Через одну из трубных досок вводят трубку, протаскивают ее через отверстия всех промежуточных перегородок и вводят в соответствующее отверстие во второй трубной доске. Затем трубка полностью закрепляется в основных (крайних) трубных досках вальцовкой или сваркой.

Совокупная внешняя поверхность всех трубок представляет собой поверхность конденсации пара, поступающего сверху из ЦНД. Конденсат собирается на дне конденсатора и постоянно откачивается из него конденсатными насосами.

Для подвода и отвода охлаждающей воды служит передняя водяная камера 4, разделенная вертикальной перегородкой.

Вода подается снизу в правую часть камеры 4 и через отверстия в трубной доске попадает внутрь охлаждающих трубок и движется внутри них до задней (поворотной) камеры 9. Собравшись в ней, вода проходит через вторую часть трубок и поступает во вторую половину передней водяной камеры, откуда направляется в градирню, реку или пруд-охладитель.

Пар поступает в конденсатор сверху, встречается с холодной поверхностью трубок и конденсируется на ней. Поскольку конденсация идет при низкой температуре, которой соответствует низкое давление конденсации, то в конденсаторе образуется глубокое разрежение (3…5 кПа), что в 25…30 раз меньше атмосферного давления. Конденсатор турбины имеет огромные размеры, увидеть которые легко на рис. 14, б.

10. Энергетический баланс ТЭС и АЭС

Топливно-энергетическим балансом называется соотношение добычи разных видов топлива и выработанной электроэнергии (приход) и использование их в народном хозяйстве (расход). Для того чтобы рассчитать топливно-энергетический баланс, разные виды топлива, обладающие неодинаковой теплотворной способностью, переводят в условное топливо, теплота сгорания 1 кг которого равна 7 тыс. ккал.

В структуре природных ресурсов страны энергетические ресурсы занимают ведущее место. За последние десятилетия топливный баланс существенно изменился – из угольного превратился в газонефтяной. В пересчете на условное топливо потребляется газа – 53 %, нефти – 33 %, угля – 13 %, других видов топлива – 1 %.

В России функционируют 600 ТЭС, 100 ГЭС, 10 действующих АЭС (имеются в виду только крупные электростанции). Структура производимой электроэнергии распределяется следующим образом: ТЭС – 68 %, ГЭС – 18 %, АЭС – 14 %. Основная доля электроэнергии производится тепловыми электростанциями, т. е. работающими на органическом топливе (газ, мазут, уголь).

Тесная комплексообразующая связь между топливной промышленностью и электроэнергетикой позволяет считать совокупность этих двух отраслей межотраслевым комплексом.

Топливная промышленность. Минеральное топливо – основной источник энергии в современном хозяйстве и важнейшее промышленное сырье. Переработка минерального топлива – база формирования промышленных комплексов, в том числе нефтехимических, газохимических, углехимических. Районообразующая роль топливных ресурсов сказывается тем сильнее, чем крупнее их масштабы и выше техникоэкономические показатели использования. Массовое и дешевое топливо притягивает к себе топливоемкие производства, определяя в известной мере направление специализации того или иного района.

Тепловые электростанции (ТЭС). Основной тип электростанций в России – тепловые, работающие на органическом топливе (уголь, газ, мазут, сланцы, торф). Основную роль играют мощные ГРЭС – государственные районные электростанции, обеспечивающие потребности экономического района и работающие в энергосистемах. На размещение тепловых электростанций оказывают основное влияние топливный и потребительский факторы. Наиболее мощные ТЭС расположены, как правило, в местах добычи топлива. Чем крупнее электростанция, тем дальше она может передавать энергию. Тепловые электростанции, использующие местные виды топлива, ориентированы на потребителя и одновременно находятся у источников топливных ресурсов. Потребительскую ориентацию имеют электростанции, использующие высококалорийное топливо, которое экономически выгодно транспортировать. Электростанции, работающие на мазуте, располагаются преимущественно в центрах нефтеперерабатывающей промышленности.

К тепловым электростанциям относятся и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), обеспечивающие теплом предприятия и жилье с одновременным производством электроэнергии. ТЭЦ размещаются в пунктах потребления пара и горячей воды, поскольку радиус передачи тепла невелик.

Положительные свойства ТЭС:

• относительно свободное размещение, связанное с широким распространением топливных ресурсов в России;
• способность вырабатывать электроэнергию без сезонных колебаний. Отрицательные свойства ТЭС:
• используют невозобновимые топливные ресурсы;
• обладают низким КПД (коэффициентом полезного действия);
• оказывают неблагоприятное воздействие на окружающую среду;
• имеют большие затраты на добычу, перевозку, переработку и удаление отходов топлива.

Атомные электростанции (АЭС). В России 10 действующих АЭС, на которых функционирует 30 энергоблоков. На АЭС эксплуатируются реакторы трех основных типов: водо-водяные (ВВЭР), большой мощности канальные – уранографитовые (РБМК) и на быстрых нейтронах (БН).

Крупнейшими атомными электростанциями мира являются «Фукусима» в Японии – 9 млн кВт; «Брюс» в Канаде – 7 млн кВт; «Гравлин» во Франции – 5,7 млн кВт.

Атомные электростанции в России объединены в концерн «Росэнергоатом».

Положительные свойства АЭС:

• их можно строить в любом районе, независимо от его энергетических ресурсов;
• атомное топливо отличается большим содержанием энергии;
• АЭС не делают выбросов в атмосферу при безаварийной работе;
• не поглощают кислород. Отрицательные свойства АЭС:
• существуют трудности в захоронении радиоактивных отходов. Для их вывоза со станций сооружаются контейнеры с мощной защитой и системой охлаждения. Захоронение производится в земле на больших глубинах в геологически стабильных пластах;
• катастрофические последствия аварий на АЭС вследствие несовершенной системы защиты;
• тепловое загрязнение используемых АЭС водоемов.

В отечественной электроэнергетике используются альтернативные источники энергии: солнца, ветра, внутреннего тепла земли, морских приливов. Построены опытные электростанции.

В целях более экономичного, рационального и комплексного использования общего потенциала электростанций создана Единая энергосистема (ЕЭС), в которой работают свыше 700 крупных электростанций, имеющих общую мощность свыше 250 млн кВт.

В перспективе Россия должна отказаться от строительства новых крупных тепловых и гидравлических станций, требующих огромных инвестиций и создающих экологическую напряженность. Предполагается строительство ТЭС малой и средней мощности и малых АЭС в удаленных северных и восточных регионах.

Основные направления развития ТЭК выражаются в следующем:

• в повышении надежности АЭС;
• освоении безопасных и экономичных новых реакторов, в том числе малой мощности;
• повышении эффективности использования энергетических ресурсов;
• увеличении глубокой переработки и комплексном использовании сырья и освоении экологически приемлемых технологий и т. д.

«ГРЭС» (государственные районные электростанции) мощностью более 2 млн кВт расположены в следующих экономических районах: Центральный – Костромская, Рязанская, Конаковская; Уральский – Рефтинская, Троицкая, Ириклинская; Поволжский – Заинская; Восточно-Сибирский – Назаровская; Западно-Сибирский – Сургутские ГРЭС; Северо-Кавказский – Ставропольская; Северо-Западный – Киришская.

Атомные электростанции. Обнинская атомная электростанция. Учеными и специалистами Минатома России создана первая в мире атомная электростанция мощностью 5 МВт, которая дала промышленный ток 27 июня 1954 г. Опыт эксплуатации станции полностью подтвердил технические и инженерные решения, предложенные специалистами отрасли. Это позволило осуществить строительство и пуск в 1964 г. Белоярской атомной электростанции электрической мощностью 300 МВт с реакторами, подобными реактору первой АЭС. Успешная эксплуатация первой АЭС послужила началом бурного развития атомной энергетики в России на основе реакторов различных типов.

Билибинская атомная теплоэлектроцентраль (АТЭЦ). Билибинская АТЭЦ сооружена в 1974–1976 гг. и является комбинированным источником электрической и тепловой энергии. Она обеспечивает энергоснабжение промышленных объектов и поселков Чукотки в автономном режиме. В составе АТЭЦ – четыре энергоблока электрической мощностью по 12 МВт каждый. Для станции был разработан водографитовый канальный ядерный реактор ЭГП-6. При разработке и проектировании реакторной установки учитывались наличие вечной мерзлоты и необходимость работы АТЭЦ в изолированной энергосистеме.

Калининская атомная электростанция. Проектом станции предусмотрено строительство на берегу озера Удомля в Тверской области четырех энергоблоков электрической мощностью 1000 МВт каждый. В настоящее время в эксплуатации находятся два энергоблока первой очереди АЭС с корпусными водо-водяными реакторами ВВЭР- 1000, которые введены в строй в 1984 и 1986 г. Остальные два энергоблока находятся в стадии строительства.

Балаковская атомная электростанция. В 1985–1993 гг. на берегу Саратовского водохранилища р. Волги сооружены четыре энергоблока с модернизированными реакторами ВВЭР-1000. Каждый из энергоблоков электрической мощностью 1000 МВт состоит из реактора, четырех парогенераторов, одной турбины и одного турбогенератора. Балаковская АЭС является самой молодой станцией с энергоблоками нового поколения.

Кольская атомная электростанция. Кольская АЭС построена на берегу озера Имандра – одного из крупнейших и живописных озер Кольского полуострова. Первый энергоблок АЭС пущен в эксплуатацию в 1973 г. Всего на АЭС четыре энергоблока с реакторами ВВЭР-440. Общая установленная мощность составляет 1760 МВт. Опыт сооружения и успешной эксплуатации Кольской и Билибинской АЭС имеет огромное значение для развития атомной энергетики в суровых северных условиях, которые характерны для районов Сибири и Дальнего Востока.

Нововоронежская атомная электростанция. Нововоронежская АЭС является первенцем освоения энергоблоков с реакторами ВВЭР. Первая энергоустановка с этим типом реактора в России была пущена в 1964 г. В настоящее время на Нововоронежской АЭС действуют два энергоблока с реакторами ВВЭР-440 (3 и 4) и один энергоблок с реактором ВВЭР-1000 (5). Блоки 1 и 2 выведены из промышленной эксплуатации. Нововоронежская АЭС является базовой по строительству и эксплуатации первых энергоблоков ВВЭР трех поколений.

Курская атомная электростанция. Станция сооружена в 1976– 1985 гг. в самом центре европейской части страны, в 40 км к юго-западу от города Курска, на берегу р. Сейм. В эксплуатации находятся четыре энергоблока с уранографитовыми кипящими реакторами большой мощности (РБМК), электрической мощностью 1000 МВт каждый. На энергоблоках поэтапно и последовательно проводятся работы по повышению уровня их безопасности.

Смоленская атомная электростанция. В период с 1982 по 1990 г. в 40 км к востоку от райцентра г. Рославль Смоленской области в строй вступили три энергоблока с реакторами РБМК-1000 улучшенной конструкции. Они имеют целый ряд усовершенствованных систем, обеспечивающих безопасную эксплуатацию АЭС. При Смоленской АЭС десятый год работает учебно-тренировочный центр для подготовки персонала АЭС с реакторами РБМК. Центр используется также для информирования населения о развитии атомной энергетики, включая вопросы безопасности, экологии и экономики АЭС.

Ленинградская атомная электростанция. Строительство АЭС началось в 1970 г. на берегу Финского залива (к юго-западу от Ленинграда), в г. Сосновый Бор. С 1981 г. в эксплуатации находятся четыре энергоблока с реакторами РБМК-1000. С пуском Ленинградской АЭС положено начало осуществлению строительства станций с реакторами такого типа. Успешная эксплуатация энергоблоков станции – убедительное доказательство работоспособности и надежности АЭС с реакторами РБМК. С 1992 г. Ленинградская АЭС – самостоятельная эксплуатирующая организация, выполняющая все задачи по обеспечению безопасной эксплуатации энергоблоков атомной станции.

Белоярская атомная электростанция. Строительство первой очереди Белоярской АЭС началось в 1958 г. на Урале, в пос. Заречный, на берегу Белоярского водохранилища (в 40 км восточнее Екатеринбурга). Белоярская АЭС с уникальной реакторной установкой БН-600 наряду с выработкой электроэнергии выполняет функцию воспроизводства ядерного топлива. Это крупнейший в мире энергоблок с реактором на быстрых нейтронах. Опыт эксплуатации реактора БН-600 позволил развить новое направление в реакторостроении – создание реактороввоспроизводителей с жидкометаллическими теплоносителями.

Волгодонская атомная электростанция. 21 января 2001 г. состоялась загрузка ядерного топлива в реактор первого энергоблока Ростовской (Волгодонской) АЭС. Именно с этой операции начал свою работу 30-й энергоблок десятой атомной станции России. Строительство атомной станции на берегу Цимлянского водохранилища началось по решению Правительства СССР в октябре 1979 г. С 1990 по 1998 г. строительство станции было законсервировано. В настоящее время на электростанции работает один энергоблок ВВЭР мощностью 1 млн кВт.