Материал: Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции (1994 г., 5-е издание)

станций с большими капиталовложениями и низкой топливной составляющей в общей стоимости электроэнергии, поэтому их предпочтительнее загружать возможно полнее.

Еще более высокая ступень научно-технического развития энергетики — объединение отдельных энергетических систем (ОЭС). Одна из крупнейших в мире — Объединенная энергетическая система Центра СССР, вместе с объединенными системами Северо-Запада Европейской части СССР, Юга Европейской части, Сибири, Средней Волги, Урала, Северного Кавказа, Закавказья и Казахстана, была соединена в единую энергетическую систему СССР. Предполагалось завершить подсоединение к ней также системы Средней Азии. Систему Дальнего Востока присоединять не предполагалось, так как ее мощность невелика, а расстояния для линий электропередачи значительны. Энергетическая система соединяла 11 мощных систем-объединений (ОЭС) и являлась огромным достижением бывшего СССР.

К сожалению, с распадом СССР некоторые объединенные системы оказались за пределами России. Так, вышла из объединенной энергосистемы самая мощная система — система Юга, через которую осуществлялась передача электроэнергии на Украину и Молдову, а также производился экспорт электроэнергии в страны бывшего СЭВ и в другие страны. Оказались вне СНГ еще три энергообъединения — Закавказья (Азербайджан, Грузия и Армения), Казахстана (вместе с периодически присоединявшейся к нему системой Средней Азии (Узбекистан, Кыргизстан, Таджикистан и Туркмения) и республики Прибалтики, а также часть Северо-Запада. Остальные семь объединений (см. табл. 1.4) действуют в России, образовав Единую энергосистему России, утвержденную в декабре 1992 года как акционерное общество. Из всех семи систем, приведенных в табл. 1.4, три системы несут значительную нагрузку, составляющую 3/4 производства электроэнергии всей энергосистемы России.

Определенные сложности возникли при расчетах за электроэнергию. В связи с этим, по-видимому, придется создавать новые линии электропередачи. В первую очередь это потребует сооружения электропередачи Урал — Сибирь, так как в системе

Таблица 1.4. Единая энергетическая система России — производство и потребление

в ней за 1991 год

бывшего СССР такой линии электропередачи не было — Урал и Сибирь соединялись между собой через Казахстан. Предполагается подсоединение Северного Кавказа к системе Средняя Волга, так как ранее Северный Кавказ получал электроэнергию через систему Юг. В отдельных случаях электростанции могут работать и изолированно. К числу таких электростанций относится, например, Билибинская АТЭЦ в малонаселенном районе Чукотки. Аналогичное решение может применяться и в других, особенно северных районах, испытывающих трудности с доставкой топлива. Опыт работы Билибинской АТЭЦ оказался положительным.

Сооружаемые крупные АЭС будут действовать, как и в настоящее время, в составе крупных энергообъединений. Однако существовавший в нашей стране опыт участия крупных АЭС в регулировании нагрузки привел к выводу о целесообразности поддержания нагрузки АЭС практически постоянной, то есть в базовом режиме без участия в регулировании мощности. Изменения нагрузки в энергосистемах будут происходить предпочтительно с привлечением специальных маневренных блоков, работающих на органическом топливе, например с помощью газовых турбин. Пример такого графика показан на рис. 1.7.

Рис. 1.7. Суточный график электрической нагрузки Европейской части страны (на перспективу)

а и б — постоянная и переменная части графика электрических нагрузок; 1 — дальняя электропередача от мощных ГЭС и ТЭС с востока, 2 — АЭС; 3 — ТЭС и ТЭЦ; 4 — регулирующие электростанции

ОСНОВЫ АТОМНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

2.1. О составе ядерного горючего

Атомная энергетика реализует в своей схеме внутриядерную энергию деления урана. В зависимости от типа реактора АЭС в ее системе может быть реализовано основное количество этой энергии или ее весьма малая часть. На обычной ТЭС, работающей на органическом топливе, химически связанная в нем теплотворная способность может практически полностью выделяться в процессе его горения в топке. В последующих газоходах происходит реализация теплоты продуктов горения, температура которых

23

достигает после котла довольно низких значений — для современных котлов примерно 140 . При такой температуре дальнейшее использование продуктов горения нерентабельно и они выбрасываются в атмосферу, повышая так называемый "парниковый эффект". Таким образом, для ТЭС всегда имеется разомкнутый цикл, точнее — цикла для органического топлива вообще не существует. Выгружаемое из активной зоны отработанное топливо не может выбрасываться, так как оно представляет большую энергетическую ценность. К тому же оно высокорадиоактивно. В этом главное отличие атомной энергетики от ее обычного (традиционного)исполнения.

В процессе использования ядерного горючего, добытого на соответствующем предприятии, происходят значительные изменения в его составе, если речь идет о наиболее распространенных реакторах, активная зона которых охлаждается водным теплоносителем. Эти изменения показаны на рис. 2.1 для реактора типа ВВЭР-1000 (для иных условий данные будут иными).

Известно, что делящимся на тепловых нейтронах изотопом урана является 235U, но его в природном уране всего 0,7%, то есть 7 кг/т природного урана. Реакторы на тепловых нейтронах требуют загрузки в них, а также для дальнейшей подпитки существенно большей концентрации 235U. Так, для ВВЭР-1000 (см. рис. 2.1) требуется обогащение подпитки, равное 4,4%, то есть после требуемого обогащения из одной тонны природного урана получают 100 кг обогащенного, содержащего 4,4 кг

Рис. 2.1. Изменения состава ядерного горючего в открытом (разомкнутом) топливном цикле для ВВЭР-1000

24

235U, а в отвал уходит 900 кг обедненного урана. Иными словами, ~90% добытого урана уходит в отвал и не может использоваться в реакторах на тепловых нейтронах. Известно, что обедненный уран, так же как и природный уран, может участвовать в процессе деления в реакторах на быстрых нейтронах, по при этом требуется загрузка в их активную зону или сильно обогащенного урана (до 25%), или плутония, причем последнее более предпочтительно. Это означает, что требуется в течение некоторого времени одновременная, совместная работа и "тепловых", и "быстрых" реакторов, чтобы можно было обеспечить быстрые реакторы необходимым количеством плутония, получая его в реакторах на тепловых нейтронах. Иными словами, требуется длительная работа реакторов обоих типов, учитывая, что в мире скопилось более миллиона тонн обедненного урана.

Во введении было сказано, что основным типом реактора на АЭС являются реакторы на тепловых нейтронах и, особенно, при их работе на водном теплоносителе; реакторов на быстрых нейтронах в мире всего пять — по два в СНГ (в Казахстане и России) и во Франции, и один в Великобритании. Эти реакторы работают на жидком натрии; они являются наиболее дорогими и наиболее сложными в эксплуатации.

Из рис. 2.1 следует, что:

из реактора выгружается тоже 100 кг, как и было в него загружено;

вместо ядерного топлива из реактора выгружается 3,97 кг продуктов деления;

по отношению к природному урану из реактора выгружается только 0,397%, а все остальное уходит на хранение, ожидая переработки.

Из сказанного следует, что отсутствует какая-либо аналогия между расходом органического топлива на ТЭС и расходом ядерного горючего на АЭС. Поэтому расчет экономичности делается различно, а именно — для ТЭС важнейшее значение имеет расход топлива и к его величине относят количество электроэнергии. Что же касается АЭС, то полезно полученное количество электроэнергии относят к тепловыделению в активной зоне, но не к расходу ядерного топлива. Напомним, что действительный расход ядерного горючего вообще не может быть определен на АЭС; для этого потребовалось бы выгруженную радиоактивную массу подвергнуть разделению на специальном химическом предприятии.

2.2. Классификация атомных электростанций

Наиболее важной классификацией для АЭС является их классификация по числу контуров. Различают АЭС одноконтурные, двухконтурные и трехконтурные. В любом случае на современных АЭС в качестве двигателя применяют паровые турбины.

В системе АЭС различают теплоноситель и рабочее тело. Рабочим телом, то есть средой, совершающей работу, с преобразованием тепловой энергии в механическую, является водяной пар. Требования к чистоте пара, поступающего на турбину, настолько высоки, что могут быть удовлетворены с экономически приемлемыми показателями только при конденсации всего пара и возврате конденсата в цикл. Поэтому контур рабочего тела для АЭС, как и для любой современной тепловой электростанции, всегда

25

замкнут и добавочная вода поступает в него лишь в небольших количествах для восполнения утечек и некоторых других потерь конденсата.

Назначение теплоносителя на АЭС — отводить теплоту, выделяющуюся в реакторе. Для предотвращения отложений на тепловыделяющих элементах необходима высокая чистота теплоносителя. Поэтому для него также необходим замкнутый контур и в особенности потому, что теплоноситель реактора всегда радиоактивен.

Если контуры теплоносителя и рабочего тела не разделены, АЭС называют одноконтурной (рис. 2.2а). В реакторе происходит парообразование, пар направляется в турбину, где производит работу, превращаемую в генераторе в электроэнергию. После конденсации всего пара в конденсаторе конденсат

Рис. 2.2. Классификация АЭС в зависимости от числа контуров:

а — одноконтурная; б — двухконтурная; в — трехконтурная; 1 — реактор; 2 — паровая турбина; 3 — электрический генератор; 4 — конденсатор; 5 — питательный насос; 6 — циркуляционный насос; 7 — компенсатор объема; 8 — парогенератор; 9 — промежуточный теплообменник

насосом подается снова в реактор. Такие реакторы работают с принудительной циркуляцией теплоносителя, для чего устанавливают главный циркуляционный насос.

В одноконтурной схеме все оборудование работает в радиационных условиях, что осложняет его эксплуатацию. Большое преимущество таких схем — простота и большая экономичность. Параметры пара перед турбиной и в реакторе отличаются лишь на значение потерь в паропроводах. По одноконтурной схеме работают Ленинградская, Курская и Смоленская АЭС.

Если контуры теплоносителя и рабочего тела разделены, то АЭС называют двухконтурной (рис. 2.2б). Соответственно контур теплоносителя называют первым, а контур рабочего тела — вторым. В такой схеме реактор охлаждается теплоносителем, прокачиваемым через него и парогенератор главным циркуляционным насосом. Образованный таким образом контур теплоносителя является радиоактивным, он включает в себя не все оборудование станции, а лишь его часть. В систему первого контура входит компенсатор объема, так как объем теплоносителя изменяется в зависимости от температуры.

Пар из парогенератора двухконтурной АЭС поступает в турбину, затем в конденсатор, а конденсат из него насосом возвращается в парогенератор. Образованный таким образом второй контур включает в себя оборудование, работающее в отсутствие радиации; это упрощает эксплуатацию станции. На двухконтурной АЭС обязателен

26