Альтернативні джерела енергоносіїв для виробництва електроенергії

Теплові електростанції перетворюють хімічну енергію палива (вугілля, нафти, газу тощо) послідовно в теплову, механічну і електричну енергію. Основний фактор розміщення – наявність сировини.

Основи технологій виробництва електроенергії тепловими електростанціями (ТЕС, ТЕЦ), гідроелектростанціями (ГЕС), гідроакумулюючими електростанціями (ГАЕС), атомними електростанціями (АЕС).

Виробництво електроенергії тепловими електростанціями

Основне призначення електричних станцій - забезпечення електричною енергією підприємств промислового і сільськогосподарського виробництва, комунального господарства і транспорту. Електростанції можуть також забезпечувати підприємства і житлові будинки водяною парою і гарячою водою.

Електростанції (залежно від енергії, що споживається)

- конденсаційні, тобто теплові станції, що відпускають лише електричну енергію (ККД=35-40%);

- теплоелектроцентралі, тобто теплові станції, що відпускають і теплову, і електричну енергію. Більш повно використовується теплота палива, ККД=60-70%). Бувають промислові та опалювальні.

Електростанції (залежно від характеру споживання енергії)

- районні - забезпечують електроенергією великі райони, обласні міста і мають великі потужності. Вони розподіляють енергію високої напруги і, як правило, подають її в загальну електричну мережу, створюючи енергетичну систему району.

- місцевого значення – постачають енергією найближчі райони, не охоплені енергосистемою, і мають відносно невелику потужність. До них належать: комунальні (забезпечують енергією підприємства, комунальні та побутові потреби населення) та промислові (забезпечують енергією потреби окремих підприємств, залізничних вузлів та інших об’єктів місцевого значення).

Сучасна ТЕС - це складне підприємство, яке включає в себе велику кількість різного устаткування (теплосилового, електричного, електронного тощо) і будівельних конструкцій. Основним устаткуванням ТЕС є котельна і теплосилова установка. За типом теплосилової установки (теплового двигуна) теплові електричні станції бувають: паротурбінні (основний вид електростанцій), газотурбінні і парогазові ТЕС, а також електростанції з двигунами внутрішнього згорання (ДВЗ).

Паротурбінні електростанції (ПТЕС) – основне енергетичне устаткування: котлоагрегати чи парогенератори, парові турбіни, турбогенератори, а також пароперегрівачі, постачальні, конденсаторні та циркуляційні насоси, конденсатори, повітро-підігрівачі, генератори, електричне розподільне обладнання.

Паротурбінні електростанції поділяють на конденсаційні електростанції (КЕС) та теплоелектроцентралі (ТЕЦ).

Теплоелектроцентралі (ТЕЦ) - Теплоелектроцентра́ль (ТЕЦ) — електростанція, що використовує пару, котру отримують в парогенераторі для вироблення електроенергії і теплофікації споживачів.

Частина пари для споживачів відбирається після того, як частина енергії пари буде використано для приведення у рух парової турбіни і параметри її зменшаться. Інша частина пари використовується в турбіні і поступає в конденсатор. Відібрана гаряча вода та пара поступає до споживачів системою трубопроводів.

Конденсаційні електроцентралі (КЕС) - Конденсаці́йні електроста́нції (КЕС) - розрізняють за типом енергії, що відпускається (енергетичним призначенням). На КЕС тепло, яке отримали при спалюванні палива, передається у парогенератори водяної пари, котра потрапляє у конденсаційну турбіну.

Внутрішня енергія пари перетворюється в турбіні у механічну енергію, а потім електричним генератором в електричний струм. Відпрацьована пара відводиться у конденсатор, звідки конденсат пари перекачується насосами знов у парогенератор.

Газотурбінні електростанції (ГТЕС) використовуються як резервні джерела енергії (25-110 мвт) для покривання навантаження в години «пік» або у разі виникнення в енергосистемах аварійних ситуацій. Також застосовують комбінування парогазового обладнання (ПГО), в якому продукти спалювання та нагріте повітря потрапляють у газову турбіну, а тепло відпрацьованих газів використовується для підігріву води або виробництва пари для парової турбіни низького тиску. ККД ГТЕС звичайно становить 26-28 %, потужність – до кількох сотень МВт.

Дизельні електростанції (ДЕС) – енергетична установка, обладнана одним або декількома електричними генераторами з приводом від дизелів. Великі ДЕС мають потужність до 5000 кВт і більше. Використовуються у сільському господарстві, в лісовій промисловості у пошукових партіях тощо як основне, резервне або аварійне джерело електропостачання силових та освітлювальних мереж. На транспорті дизельні електростанції застосовуються як основне енергетичне обладнання (дизель-електровози, дизель-електроходи)

Структура ТЕС:

- паливне господарство та система підготовки палива до спалювання;

- котельне обладнання (котел та допоміжне устаткування);

- установки водопідготовки та конденсатоочистки;

- система технічного водопостачання;

- система золошлаковидалення;

- електротехнічне господарство;

- система управління енергообладнанням.

Техніко-економічні показники ефективності роботи ТЕС:

- показники теплової економічності (ККД агрегатів, цехів і всієї електростанції загалом, а також витрати теплоти і палива на одиницю виробленої енергії), які оцінюють досконалість теплових процесів;

- показники режиму (співвідношення конденсаційного і комбінованого виробництва електроенергії, коефіцієнт використання і кількість годин використання встановленої потужності);

- показники чисельності персоналу (витрати праці);

- показники вартості спорудження електростанції (капітальні витрати).

Найбільш важливими показниками роботи ТЕС є собівартість електроенергії і теплоти.

Теплова економічність КЕС, яка виробляє тільки електроенергію, характеризується ККД станції, який являє собою співвідношення виробленої електроенергії до хімічної енергії (теплоти згорання) витраченого палива

На діючій станції показник теплової економічності визначають витратами палива, кількістю виробленої та відпущеної електроенергії.

Вплив об'єктів теплоенергетики на навколишнє середовище:

1. Газові та аерозольні забруднюючі викиди - СО2, NО2, SО2, NО, СО, бенз(а)пірен, зола, сажа тощо (призводять до погіршення прозорості атмосфери, утворення опадів і кислотних дощів, парникового ефекту);

2. Тепловий вплив на довкілля

3. Шумовий вплив

4. Вплив трансформаторних підстанцій та ліній електропередач (утворення електростатичних і електромагнітних полів)

Шляхи підвищення енерго-екологічної ефективності теплоенергетичних об'єктів:

1. Впровадження заходів щодо енергозбереження та здійснення природоохоронних заходів (комплексне використання сировини, створення замкнутих газо- і водооборотних систем, розробка принципово нових і вдосконалення діючих процесів виробництва, переробка і використання енергетичних відходів (теплоти, золи, шлаків, продуктів очищення димових газів тощо).

2. Застосування екологічного моніторингу.

3. Стимулювання розвитку наукових досліджень і практичного використання новітніх наукових досягнень і науково-технічних розробок

Виробництво електроенергії гідроелектростанціями

Гідроелектростанції – це комплекс силових установок і споруд, призначений для перетворення механічної води в електричну.

Переваги ГЕС перед ТЕС:

- Не потребують палива;

- Порівняно просте обладнання;

- Просте обслуговування;

- Дешевші в експлуатації

- Забезпечують високу маневреність та надійність електропостачання

- Допускають повну автоматизацію роботи

- Порівняно нижча собівартість електроенергії

Недоліки ГЕС:

- Питома вага капіталовкладень у будівництво великих гідроелектростанцій у 2-3 рази вища, ніж при спорудженні ТЕС;

- Строки будівництва гідроелектростанцій у 2,5-3 рази перевищують строки для спорудження ТЕС

На ГЕС для одержання електроенергії використовується енергія водних джерел. Первинними двигунами на ГЕС є гідротурбіни, які приводять в рух синхронні гідрогенератори. Потужність ГЕС визначається витратами і напором води. Водяний простір перед греблею називається ветхім б’єфом, нижче греблі – нижнім б’єфом. Різниця цих рівнів – напір Н. верхній б’єф утворює водосховище, в якому накопичується вода, що використовується за необхідності для вироблення електроенергії.

Характерною особливістю ГЕС невелике споживання електроенергії на власні потреби, що як правило в декілька разів менше, ніж ТЕС. Це пояснюється відсутністю на ГЕС крупних механізмів в системі власних потреб. ККД ГЕС =85-90%. За рахунок менших експлуатаційних витрат собівартість електроенергії на ГЕС, як правило в декілька разів нижча, ніж на теплових.

Класифікація ГЕС

За висотою напору води (Н), що створюється висотою греблі:

- низьконапірні (Н до 30 м);

- середньонапірні (Н до 50 м);

- високонапірні (Н більше 50 м).

За складом і компоновкою споруд:

- річкові – працюють від струменя води, створюваного за рахунок спорудження греблі поперек річки. На таких гідроелектростанціях машинне відділення встановлюю по довжині греблі, гідротурбіни працюють при низькому напорі води.

- пригребельні – працюють від середнього або високо напору води. Воду подають за допомогою напорних трубопроводів і споруд для спуску надлишку води.

- дериваційні – працюють від середнього або високого напору води, створеного за рахунок відведення води з русла річки обхідним водоводом. Для створення напору обхідний фодовід проводять із значно меншим ухилом, ніж ухил річки в цьому місці.

За умовами роботи і рівнем автоматизації:

- напівавтоматичні;

- автоматичні;

- автоматичні дистанційно-керовані

В Україні є ще близько 50 малих ГЕС на малих річках.

Більшість ГЕС Дніпровського каскаду збудовані у 60-70 роках минулого сторіччя. Найстарішу станцію – Дніпрогес – запустили на повну потужність 70 років тому, в 1939-му. Всі великі українські ГЕС належать державі. Вони входять до складу ВАТ «Укргідроенерго», що було утворене 2004 року в результаті злиття державних компаній «Дніпрогідроенерго» та «Дністрогідроенерго».

Дніпровський каскад тривалий час вважали одним із найвидатніших досягнень інженерної думки XX сторіччя, незважаючи на руйнівні для екології наслідки втілення в життя цієї ідеї. Було докорінно змінено природний водообмін, який внаслідок утворення штучних озер значно уповільнився.

Українські ГЕС технічно застарілі, а зношені механізми можуть спричиняти аварії. Обладнання ГЕС за радянських часів практично не оновлювали. Будівництво котеджів, що розпочалося на земляній дамбі Київської ГЕС, може серйозно порушити дренажну систему й спричинити прорив. За розрахунками екологів та інженерів, якщо греблю прорве, Київ змиє за 15 хвилин, а ланцюгова реакція зруйнує й інші міста на Дніпрі. Втім, розмови про «от-от прорве» ведуться вже не перший рік.

Програма переобладнання та реабілітації ГЕС назріла ще наприкінці 1980-х років, проте через економічну скруту початку 1990-х її так і не реалізували. Після експертизи 1994 року гідроенергетичних об’єктів України Світовий банк ухвалив частково профінансувати програму реконструкції Дніпровського каскаду ГЕС, яка передбачає продовження терміну надійної експлуатації електростанцій на 40-50 років.

Перший етап реконструкції тривав із 1996 по 2002 рік, другий закінчиться до 2012 року, а третій заплановано реалізувати до 2017-го. Вартість першого етапу реконструкції ГЕС, упродовж якого реконструювали й частково замінили застаріле обладнання на всьому Дніпровському каскаді електростанцій, становила $126,8 млн. Другий етап реконструкції оцінюють приблизно в $500 млн. Загалом від початку реалізації проекту замінили 35% застарілого обладнання на всіх електростанціях Укргідроенерго, внаслідок чого їх потужність зросла на 118 МВт. Після закінчення третього етапу модернізації очікують, що потужність українських ГЕС зросте на 400 МВт. Нині загальна потужність української гідроенергетики становить 4600 МВт – близько 8% загального виробництва електроенергії. Основні обсяги української електроенергії виробляють на атомних (близько 50%) і теплоелектростанціях (близько 40%).

Гідроакумулююча електростанція (ГАЕС) -гідроелектрична станція, принцип дії якої полягає в перетворенні електричної енергії, що отримується від інших електростанцій, в потенційну енергію води, при зворотному перетворенні накопичена енергія віддається в енергосистему головним чином для покриття піків навантаження.

Таким чином, ГАЕС регулюють (вирівнюють) виробництво і споживання електричної енергії в часі.

Принцип роботи ГАЕС:

в певні моменти (часи не пікового навантаження), агрегати ГАЕС працюють як насоси, і закачують воду в спеціально обладнані верхні басейни. Коли виникає потреба, вода з них поступає в напірний трубопровід і, відповідно, приводить в дію додаткові турбіни.

Електроенергія, що виробляється недовантаженими електростанціями енергосистеми (в основному вночі), використовується ГАЕС для перекачування насосами води з нижнього водоймища у верхнє. У періоди піків навантаження вода з верхнього басейну по трубопроводу підводиться до гідроагрегатів ГАЕС, включеним на роботу в турбінному режимі, вироблена при цьому електроенергія віддається в мережу енергосистеми, а вода накопичується в нижньому водоймищі. Кількість акумульованої електроенергії визначається ємкістю басейнів і робочим напором ГАЕС. Верхній басейн ГАЕС може бути штучним або природним (наприклад озеро), нижнім басейном часто служить водоймище, що утворилося унаслідок перекриття річки греблею. Одне з достоїнств ГАЕС полягає в тому, що вони не схильні до дії сезонних коливань стоку. Гідроагрегати ГАЕС залежно від напору обладнуються поворотно-лопатевими, діагональними, радіально-осьовими чи ковшовими гідротурбінами. Час пуску і зміни режимів роботи ГАЕС вимірюється декількома хвилинами, що зумовлює їх високу експлуатаційну маневреність.

Широке будівництво ГАЕС почалося в другій половині XX ст., коли стали вводитись в експлуатацію теплові та атомні електростанції з великими агрегатами. Вже у 1970 р. потужність ГАЕС склала 16 млн. кВт, у 1985 р. – більш 40 млн. кВт, а у 2000 р. у світі експлуатувалося більше 350 ГАЕС сумарною потужністю біля 125 млн. кВт.

За схемою акумулювання ГАЕС поділяються:

ГАЕС простого акумулювання, або «чисті» ГАЕС, характерною ознакою яких є практично повна відсутність припливу води у верхню водойму (мал. 2.8, а). Така схема використовується на більшості ГАЕС, наприклад на Київській потужністю 235 МВт, Ладингтон (США) – 1872 МВт (мал. 2.9), Дністровській – 2270 МВт (мал. 2.10), Загорській (Росія) – 1200 МВт (мал. 2.11), Динорвик (Англія) – 1800 МВт, Tianhuangping (Китай) – 1836 МВт (мал. 2.12).

ГАЕС змішаного типу, або ГЕС–ГАЕС, із припливом води у верхню водойму, при спрацюванні якої у турбінному режимі забезпечується додаткове вироблення електроенергії (див. мал. 2.8, б).

ГАЕС із неповною висотою підкачування води у верхню водойму. Такі ГАЕС використовуються при перекиданні стоку з однієї ріки в іншу шляхом накачування води насосною станцією у верхову водойму на вододіл та скидання її через агрегати ГЕС у низову водойму на іншій річці (див. мал. 2.8, в), а також при влаштуванні на річці двох поряд розташованих водоймищ із перекачуванням води агрегатами ГАЕС із верхнього водоймища на річці в найвищу водойму, розміщену на більш високих відмітках, і скиданням води через агрегати ГАЕС у нижнє водоймище на річці.

Істотною перевагою ГАЕС простого акумулювання є можливість їх будівництва не тільки на великих річках з використанням уже існуючих водоймищ як нижньої водойми, але й вдалині від великих річок на невеликих річках, де є сприятливі топографічні умови для створення напору, поблизу від великих ТЕС і АЕС, що дозволяє підвищити надійність роботи в енергосистемі, знизити витрати на спорудження ЛЕП.

За тривалістю циклу акумулювання (періоду спрацювання та наповнення водойм) ГАЕС підрозділяються так:

ГАЕС добового акумулювання, які застосовуються найчастіше та характеризуються добовим циклом наповнення та спрацювання водойми.

За тривалістю роботи у турбінному режимі їх підрозділяють на пікові з роботою у турбінному режимі до 5 годин на добу й напівпікові з роботою від 5 до 15 годин на добу. Пікові та напівпікові ГАЕС у насосному режимі працюють в основному у період нічного провалу в графіку навантажень протягом 6–7 годин на добу.

ГАЕС тижневого акумулювання характеризуються накачуванням у вихідні дні додаткового обсягу води у верхню водойму (що дозволяє в умовах зниження споживання електроенергії в енергосистемі в ці дні зменшити розвантаження ТЕС), яка використовується в робочі дні у турбінному режимі для покриття пікової частини добових графіків навантаження. При такому режимі роботи потрібне збільшення ємності водойм для розміщення додаткового обсягу води.

ГАЕС із сезонним циклом акумулювання характеризується тим, що у літній період, коли споживання електроенергії знижується, накачується додатковий обсяг води у верхню водойму й за рахунок цього в осінньо-зимовий період максимуму навантаження в енергосистемі збільшуються потужність і вироблення ГАЕС. Такий режим застосовується вкрай рідко, тому що вимагає великої ємності водойм.

Гiдроенергiя вважається найбiльш екологічно чистою. На вiдмiну вiд теплових електростанцiй, що працюють на органiчному паливi, гідравлічні та гiдроакумулюючi електростанцiї не викидають в атмосферу шкiдливi речовини, не спускають у водойми забрудненi стоки та пiдiгрiту воду.

Однак гiдроелектростанцiї та їхнi водойми (особливо великi) справляють iншi рiзноманiтнi впливи на довкiлля. Вплив гiдроелектростанцiй на природу пов'язаний насамперед iз будівництвом гiдровузлiв, що перегороджують русло рiк, створюють пiдпiр i змiнюють рiчковий стiк. Це спричиняє порушення цiлого ланцюга природних процесiв, що має як негативнi, так i позитивнi наслiдки.

Негативними наслiдками будiвництва гiдроелектростанцiй та створення їхнiх водойм є: значні вилучення земельних ресурсiв через затоплення та пiдтоплення земель; переформування берегiв i дна водоймищ; розмиви русел i берегів рiк нижче гiдровузлiв; змiни ґрунтового й рослинного покривiв, умов перебування флори та фауни в долинах рiк i самого водотоку, якостi води; iнодi вплив на частоту землетрусiв i деякi iншi негативнi фактори.

До позитивних наслiдкiв впливу гiдроелектростанцiй та їхнiх водойм можна вiднести: перетворення гiдрографiчної мережi; здiйснення необхiдного для народного господарства комплексного перерозподiлу стоку в часi на потреби енергетики, мелiорацiї, водного транспорту тощо; зменшення або повна лiквiдацiя таких шкiдливих явищ природи, як повенi, селi, маловоддя; полiпшення природних умов; оздоровлення прилеглих територiй; пом’якшення клiмату; водний благоустрiй тощо.

Мала гiдроенергетика мiнiмально впливає на довкiлля, тому що не потребує будiвництва великих гребель, водойм, берегових споруджень.

В Україні 47 ГЕС (в тому числі ГАЕС)

В Україні споруджено 1157 водосховищ і 28,8 тис. ставків. До ставків відносять штучні водойми, об'ємом до 1 млн м³ води. Найбільші водосховища в Україні створено на Дніпрі, Дністрі та в басейні Південного Бугу, Сіверського Дінця та Інгульця. Дніпровський каскад водосховищ в Україні складається із 6 водосховищ.

Ядерна енергетика

Ядерна енергетика (атомна енергетика) — галузь енергетики, що використовує ядерну енергію для електрифікації і теплофікації, а також область науки і техніки, що розробляє методи і засоби перетворення ядерної енергії в електричну та теплову.

Атомна електростанція (АЕС) – це електростанція, в якій атомна (ядерна) енергія перетворюється в електричну. Генератором енергії на АЕС є ядерний реактор. Тепло,що виділяється в реакторі в результаті ланцюгової реакції ділення ядер деяких важких елементів, як і на звичайних теплових електростанціях (ТЕС), перетвориться в електроенергію. На відміну від ТЕС(теплоелектростанція), що працюють на органічному паливі, АЕС(атомна електростанція) працює на ядерному пальному АЕС працюють на ядерному паливі - в основному U 233, U 235, Pu 239

При діленні 1 г ізотопів урану або плутонію вивільняється 22 500 квт ч, що еквівалентно енергії, що міститься в 2800 кг умовного палива. Встановлено, що світові енергетичні ресурси ядерного пального (уран, плутоній і ін.) істотно перевищують енергоресурси природних запасів органічного палива (нафта, вугілля, природний газ і ін.). Це відкриває широкі перспективи для задоволення швидко зростаючих потреб в паливі. Крім того, необхідно враховувати об'єм вжитку вугілля, що все збільшується, і нафти для технологічних цілей світової хімічної промисловості, яка стає серйозним конкурентом теплових електростанцій. Не дивлячись на відкриття нових родовищ органічного палива і вдосконалення способів його видобутку, в світі спостерігається тенденція до відносить збільшенню його вартості. Це створює найбільш важкі умови для країн, що мають обмежені запаси палива органічного походження. Очевидна необхідність якнайшвидшого розвитку атомної енергетики яка вже займає помітне місце в енергетичному балансі низки промислових країн світу.

За відкритого ЯПЦ відпрацьоване ядерне паливо використовується одноразово, не переробляється і після тривалого зберігання (з метою зменшення його активності) підлягає остаточному захороненню. За замкненого ЯПЦ використане ядерне паливо переробляється за допомогою радіохімічних методів, з нього вилучають уран і плутоній, які йдуть на виробництво змішаного ядерного палива UO2-PuO2 (MOX) для повторного використання.

Нормальне функціонування атомної енергетики країни може бути забезпечене за наявності розвиненої мережі підприємств ЯПЦ. Такі підприємства існували в колишньому СРСР, проте в основному за межами України. У нас після здобуття незалежності проблема ЯПЦ набула неабиякої гостроти.

Організація виробництва ядерного палива розглядалась у Кабінеті Міністрів України, Комісії при Президентові України з питань ядерної політики й знайшла своє відображення у відповідному Указі Президента України в 1994 р. На його основі було розроблено "Комплексну програму створення ядерного паливного циклу в Україні", але вона досі залишається на папері.

Тим часом Україна має непогані передумови для організації виробництва національного ядерного палива. У нас є родовища і виробничі потужності з видобутку і концентрації уранової руди; виробничі потужності з переробки уранового концентрату; родовища і виробничі потужності з видобутку цирконієвих руд і виробництва цирконієвого концентрату; дослідне виробництво цирконієвих сплавів; дослідно-промислова база для виготовлення необхідних комплектуючих виробів. Крім того, у нас є установи, здатні забезпечити належну науково-технічну, технологічну і проектну підтримку повного ядерного паливного циклу.

У загальній структурі організації виробництва ядерного палива в Україні проблематичним лишається тільки здійснення ізотопного збагачення урану. Схематично структуру можливого повного ядерного паливного циклу представлено на рис. 3.

Рис. 3. Схема можливого ЯПЦ України.

Реалізація цієї схеми посильна й вигідна Україні.

Потребує свого розв'язання і проблема відпрацьованого ядерного палива. Його кількість, утворена в результаті експлуатації АЕС у світі, невпинно зростає і в 2000 р. досягла 220 тис. тонн [10]. З них на наявних потужностях перероблено лише 75 тис. тонн. До 2015 р. кількість ВЯП сягне 400 тис. тонн, з яких необхідно переробити 130 тис. тонн.

Проблема подальшого поводження з ВЯП після його тривалого зберігання розв'язується по-різному. Деякі країни (Франція, Англія, Росія) використовують сучасну промислову технологію переробки і вважають такий шлях економічно вигідним. Він дає змогу отримувати, крім додаткового ядерного палива, цінні хімічні елементи для новітніх технологій.

Більшість країн, включаючи Україну, використовує відкритий ЯПЦ. У середньому з одного реактора потужністю 1000 МВт щорічно вивантажується 30 тонн ВЯП. На наших АЕС, загальний термін роботи яких у 2000 р. становив приблизно 170 реакторо-років, уже накопичилося приблизно 5 тис. тонн ВЯП, що загострює проблему поводження з ним. Нині використане ядерне паливо після попереднього зберігання у приреакторних басейнах витримки надсилається для проміжного зберігання і наступної переробки до Росії. Проте останнім часом постійно зростає вартість його транспортування та переробки. Тим часом на АЕС України заповнюються місткості приреакторних басейнів. З огляду на це, на ряді АЕС доводиться вдаватися до додаткових заходів, пов'язаних із зберіганням ВЯП. Так, на енергоблоках Рівненської, Хмельницької, Південно-Української та Запорізької АЕС встановлено стелажі ущільненого зберігання ВЯП у приреакторних басейнах витримки.

Але це тимчасовий захід. Проблему необхідно розв'язувати у повному обсязі. Цьому сприятиме розроблена за дорученням Кабінету Міністрів України програма поводження з ВЯП АЕС України [11], в якій передбачається детальне планування діяльності у цій галузі і, зокрема, створення сховищ ВЯП на майданчиках кожної АЕС. Велика увага приділяється розробці інфраструктури поводження з ВЯП під час технологічних і транспортних операцій з ним.

· 1977-й рік - рік народження української атомної енергетики. В промислову експлуатацію введено перший енергоблок Чорнобильської АЕС з реактором РБМК-1000 (1000 МВт). Зростаюча потреба в електроенергії, прагнення замінити теплові та гідроелектростанції на потужніші - атомні, сприяли їх швидкому будівництву. На час техногенної аварії на 4-му блоці Чорнобильської АЕС (квітень 1986) в Україні перебувало в експлуатації 10 енергоблоків, 8 з яких потужністю 1000 МВт.

Найбільша перешкода для розвитку ядерної енергетики пов'язана з проблемами безпеки. За час використання атомних реакторів відбулася низка техногенних катастроф, найбільшою з яких була Чорнобильська катастрофа. Ядерна енергетика належить до невідновлюваних джерел енергії — вона використовує ядерне пальне, в основному уран, запаси якого не безмежні. Важливою проблемою залишається заховання радіоактивних відходів — впродовж роботи ядерного реактора в ньому накопичується велика кількість радіоактивних ізотопів із значним періодом напівпрозпаду, які продовжуватимуть випромінювати ще тисячі років.

Ядерний реактор – пристрій для здійснення і підтримання ядерної реакції поділу ядер важких елементів вільними нейтронами. Поділ супроводжується виділенням енергії, яка перетворюється в теплову в результаті зупинення осколків ядер.

У центральній частині реактора розташована активна зона, в якій проходить ядерна реакція. Вона складається з уповільнювача з технологічними каналами, всередині яких знаходяться тепловиділяючі зборки (ТВЗ). ТВЗ складаються з тепловиділяючих елементів, стержнів, серцевина яких вироблена з ядерного палива, охоплених оболонкою, або конструкційним матеріалом. Теплота, яка виділяється в ТВЕЛах і складає більше 90 % усієї ядерної енергії поділу, виводиться з реактора потоком рідкої чи газоподібної речовини – теплоносієм по системі тепловідбору. Активній зоні надають форму кулі або циліндра і поміщають її в корпус, що дозволяє робити ТВЕЛи однакових розмірів. Щоб реакція не зупинилась і не стала надкритичною, в активну зону вводять компенсуючі стержні з матеріалів, які добре поглинають нейтрони. Пуск і зупинка реактора, перехід з одного рівня потужності на інший і підтримання його в критичному стані забезпечуються регулюючими стержнями. При аварійних ситуаціях в роботу вступають стержні аварійного захисту. Ядра U238, які не розділились після захоплення нейтронів, перетворюються в ядра Pl239. З метою отримання якомога більшої кількості Pl239 активну зону екранують і називають зоною відновлення. Для зниження радіації до безпечного рівня і створення нормальних умов праці реактор екранують біологічним екраном, до складу якого входить сповільнювач “швидких” нейтронів. Це може бути вода, свинець, залізо чи бетон, який містить залізну руду.

На АЕС отримана в реакторі теплота перетворюється в електроенергію за допомогою парових турбін і електричних генераторів. У парових турбінах використовують водяний пар як робоче тіло. Принцип отримання теплової енергії в реакторах різних типів однаковий, але використання теплоти в залежності від призначення – різне.

За числом контурів циркуляції для передачі виділеної теплоти по робочо-

му тілу виділяють одно-, дво- та триконтурні теплові схеми.

Одноконтурні АЕС. Теплоносій, який приймає теплоту в активній зоні реактора, надходить в турбіну як робоче тіло. В активній зоні відбувається пароутворення, пара надходить в турбіну, віддає енергію і в конденсаторі знову утворюється вода, яка знов подається в реактор. Основний недолік – турбіни і кон-

денсатори забруднюються радіоактивними речовинами, які потрапляють разом з парою.

Двоконтурні АЕС. Схема складається з двох контурів, причому контур теплоносія називається першим, а контур робочого тіла – другим. Перший контур призначений для виділення теплоти з ядерного реактора, а другий – для перетворення її в механічну енергію, а потім в електроенергію. Теплообмінна поверхня парогенератора не дозволяє радіоактивним речовинам потрапляти з першого контура в другий.

У триконтурних АЕС (рис. 3.2.1) використовується теплоносій натрій, який потрібен для запобігання контакту в парогенераторі радіоактивного натрію першого контура з водою і викиду їх у приміщення АЕС. Триконтурні АЕС найбільш складні та дорогі тому, що використання рідкометалевого теплоносія ускладнює обладнання. Ці АЕС роблять на реакторах на “швидких” нейтронах, і призначені вони як для отримання електроенергії, так і для отримання плутонію.

Тепловыделяющая сборка – огромный «карандаш», внутри которого находятся ТВЭЛ-ы – тепловыделяющие элементы (на фото – зелееные цилиндры). Внутри ТВЭЛ-ов – урановые «таблетки» (из двуокиси урана UO2). Именно в ТВЭЛ-ах происходит ядерная реакция, сопровождающаяся выделением тепловой энергии, которая затем передаётся теплоносителю. ТВЭЛ реактора представляет собой трубку, заполненную таблетками из двуокиси урана UO2 и герметично уплотненную. Трубка ТВЭЛа изготовлена из циркония, легированного ниобия.

Для управління реактором використовують поглинають стрижні, що вводяться в активну зону, виготовлені з матеріалів, сильно поглинаючих нейтрони (в основному В, Cd і деякі інші) та / або розчин борної кислоти, у певній концентрації додається в теплоносій (борное регулювання). Рух стрижнів управляється спеціальними механізмами, приводами, що працюють за сигналами від оператора або апаратури автоматичного регулювання нейтронного потоку.

На випадок різних аварійних ситуацій в кожному реакторі передбачено екстрене припинення ланцюгової реакції, здійснюване скиданням в активну зону всіх поглинаючих стержнів - система аварійного захисту.

Основні проблеми:

1. Утворення твердих (частини демонтованого обладнання, вiдпрацьованi фiльтри, смiття), рідких (залишки пiсля випаровування радiоактивних вод, дезактивацiйнi розчини тощо) і газоподібних відходів.

2. Потреба у великій кiлькості води для охолодження конденсаторiв турбiн, відповідно здійснюється відведення теплоти в навколишнє середовище.

3. Відведення земельних площ під ставки-охолоджувачі

4. Можливi викиди радiоактивних аерозолiв i витоки води, що містить радіоактивні елементи

5. Захоронення радiоактивних вiдходiв, що утворюються при демонтажi радiоактивних елементiв обладнання при закiнченнi строку їхньої служби або з iнших причин,

6. Утилізація вiдпрацьованого ядерного палива

Перспективи розвитку:

1. Підвищення експлуатаційної безпеки при будівництві, функціонуванні та виведенні з експлуатації об'єктів атомної енергетики (включаючи видобуток ядерного палива, генерацію та ін.), підвищення КВВП, а також контроль над величинами викидів і скидів радіоактивних речовин АЕС.

2. Підвищення безпеки функціонування реакторів, термін експлуатації яких продовжується.

3. Удосконалювання механізмів поводження з радіоактивними відходами, спрямованих на забезпечення повного закінченого циклу переробки радіоактивних відходів з моменту їх створення до моменту поховання.

4. Забезпечення безпеки поводження з відпрацьованим ядерним паливом й ухвалення політики щодо його переробки або поховання.

Актуальність:

- дефіцит традиційних для України паливо-енергетичних ресурсів;

- дисбаланс у розвитку енергетичного комплексу України, орієнтованому, на централізоване електро- і теплопостачання та значне (понад 40 %) виробництво енергії на АЕС. Разом з тим, відсутнє власне виробництво ядерного палива, технології утилізації і переробки відходів АЕС, виробництв для модернізації устаткування діючих АЕС;

- наявність науково-технічної і промислової бази, придатної для виробництва практично усіх видів устаткування нетрадиційної енергетики;

- - сприятливі клімато-метеорологічні умови для використання основних видів нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії.

Дата добавления: 2014-01-07