Раздел 2. Топливно-энергетический комплекс

1. Топливно-энергетический комплекс - совокупность отраслей пром-сти, осуществляющих добычу и переработку разл. видов первичных топливных и энергетич. ресурсов (угольных, нефтяных, газовых, гидравлич., ядерных, геотермальных, биол. и др.), a также преобразующих эти первичные энергоресурсы в тепловую и электрич. энергию или в моторное топливо.

В состав ТЭК входят отрасли по добыче и переработке различных видов топлива (топливная промышленность) и электроэнергетика (производство, транспортировка и распределение электроэнергии).

 Топливно-энергетический комплекс играет огромную роль в хозяйстве. Снабжая топливом и электроэнергией все отрасли, он обеспечивает развитие хозяйства.

Важным показателем, характеризующим работу ТЭК, является топливно-энергетический баланс (ТЭБ) — соотношение добычи различных видов топлива, выработанной из них энергии и использование их в хозяйстве. Энергия, получаемая при сжигании разного топлива, неодинакова.

2. Топливно-энергетический баланс - баланс получения, преобразования и использования (потребления) всех видов энергии: минерального, органического сырья, кинетической энергии водных потоков, приливов и отливов, ветра, энергии Солнца, энергии геотермальных источников и др.

Топливно-энергетический баланс является важным инструментом анализа функционирования энергетического сектора экономики страны. Он отражает соотношение добычи различных видов топлива и выработанной энергии и использование их в народном хозяйстве. Пропорции в добыче различных ресурсов, производстве энергии и распределении их между различными потребителями, характеризуется топливно-энергетическими балансами (ТЭБ). ТЭБ называется соотношение добычи разных видов топлива и выработанной электроэнергии (приход) с использованием их в народном хозяйстве (расход). Для того, чтобы рассчитать этот баланс, разные виды топлива, обладающие неодинаковой теплотворной способностью, переводят в условное топливо, теплота сгорания которого равна 7 тыс. ккал.

Сводный топливно-энергетический баланс (ТЭБ) России за 1991-1995гг. характеризовался падением объемов добычи и производства энергоресурсов на 460 млн. т. у. т. (24,7%), по сравнению с периодом 1985-1990гг., или в среднем на 4,5% в год. За 1996-1998 гг. добыча и производство ТЭР сократились еще на 28,5 млн. т. у. т. В 1999 г. произошло увеличение добычи органического топлива на 15 млн. т. и производства электроэнергии на ГЭС и АЭС на 5,9 млн. т. у.т. (в пересчете на условное топливо). В 2002 г. рост добычи топлива продолжился (на 4,1 % за год), однако производство электроэнергии на ГЭС и АЭС снизилось на 10,1 млн. т. у. т. (на 6,7%).

Топливно-энергетический Баланс России на сегодняшний день выглядит следующим образом: более 50% – газ, 30% – нефть, 14% – уголь, нетрадиционные источники – менее 2%.

По «Энергетической стратегии России до 2025 года» наш баланс должен стать угольно-атомным.

3. Способы бурения

А) ударное бурение (60м)

Б) вращательное бурение (роторное)

В) фонтанный способ (пластовое давление) 10-12%

Г) насосный

Д) искусственное повышение пластового давления

Виды буровых инструментов

долото

корона

марожка

Современные способы бурения

-турбобуры (это разновидность бурового оборудования, гидравлический забойный двигатель, в котором гидравлическая энергия потока промывочной жидкости (бурового раствора) преобразуется в механическую энергию вращения вала, соединенного с породоразрушающим инструментом (буровым долотом). Рабочим органом, в котором происходит преобразование энергии, служит многоступенчатая турбина осевого типа)

-электробуры (вращается толь бур, толщина труб от 10 до 30). 30% сухих(впустую) на шельфе (40% сухих) ,70% продуктивных.

Доказанные запасы - разведанные. По разведанным запасам нефти Россия на 8 месте , после Венесуэлы

Вторичный способ – разработка энергетически истощённых нефтяных пластов нагнетанием в них воды или газа.

4. Первичная очистка нефти

отделяют летучие углеводороды (нефтяной газ)-Скруберы

-отстаивают нефть, чтобы отделить от воды

-очистить от солей и механических примесей

-освобождение от серы (химическое)

Переработка нефти (физ переработка)

1) перегонка (разделение на фракции) нейтральный эффект-всполаг газы; светлые нефтепродукты- бензин, лигроин, керосин, газом). Остаток мазут- механическое масло(парафи ), остается гудрон

2) Очищают с помощью кислот от сернистых и смольных соединений.

Химическая переработка

Термический крекинг (от 460-500градусов).

Каталитический крекинг

5. В России в зависимости от стадии метаморфизма различают: бурые угли, каменные угли, антрациты и графиты.

1. Бурые угли. Содержат много воды (43 %), и поэтому имеют низкую теплоту сгорания. Кроме того, содержат большое кол-во летучих веществ (до 50 %). Образуются из отмерших органических остатков под давлением нагрузки и под действием повышенной температуры на глубинах порядка 1 километра.

2. Каменные угли. Содержат до 12 % влаги (3-4 % внутренней), поэтому имеют более высокую теплоту сгорания. Содержат до 32 % летучих веществ, за счёт чего неплохо воспламеняются. Образуются из бурого угля на глубинах порядка 3 километров.

3. Антрациты. Почти целиком (96 %) состоят из углерода. Имеют наибольшую теплоту сгорания, но плохо воспламеняются. Образуются из каменного угля при повышении давления и температуры на глубинах порядка 6 километров. Используются в основном в химической промышленности

4. Графиты

Марки каменных углей:

Разряд марки угля		Марка угля
Наименование	Обозначение	Наименование	Обозначение
Длиннопламенный	Д	Длиннопламеный	Д
		Длиннопламенный газовый	ДГ
Газовый	Г	Газовый	Г
		Газовый спекающийся	ГС
Газовый жирный отощенный	ГЖО	Газовый жирный слабоспекающийся	ГЖС
		Газовый жирный отощенный	ГЖО
Жирный	Ж	Газовый жирный	ГЖ
		Жирный	Ж
		Жирный второй	ЖВ
		Коксовый жирный	КЖ
Коксовый	К	Коксовый	К
Отощенный коксовый	ОК	Отощенный коксовый	ОК
		Отощенный спекающийся	ОС
Коксовый слабоспекающийся	КС	Коксовый слабоспекающийся	КС
		Низкометаморфизованный	КСН
Слабоспекающийся	СС	Слабоспекающийся	СС
Тощий	Т	Тощий спекающийся	ТС
		Тощий	Т

6. Шахтная разработка месторождений

        полезных ископаемыx - добыча полезных ископаемых на шахтах.

Первоначально подземная добыча угля начиналась с проходки подходных туннелей или штолен, которые бурились от поверхностных выходов месторождений. Однако на глубину проходки этих шахт накладывались определенные ограничения из-за несовершенства средств транспортировки угля к поверхности и увеличением риска воспламенения метана от свечей и другого открытого пламени.

Угольная шахта состоит из трех главных составных частей: зона добычи угля; зона транспортировки угля к основанию шахтного ствола или наклонной выработки и зона подъема угля к поверхности (на подъемнике или транспортером). Добыча включает в себя и подготовительные работы, которые необходимы, чтобы получить доступ к будущим зонам добычи в шахте. Поэтому эта часть работы самая опасная.

Шахты:

Главные – для транспорта людей и техники, породы, вентиляции, коммуникации

Вспомогательные – для вентиляции + система безопасности

Выработки –

1. Транспортно-вентиляционные

2. Добычные (очистные, временные)

Кровлю пласта можно засыпать, либо посадить. Единица выработки – лава.

Охранные целики – уголь, который нельзя извлекать в целях безопасности (дабы не обрушилась шахта)

Своды необходимо укреплять.

7. Способы сжигания угля:

- сжигание кусков угля (сж. В стационарном слое) используется редко.

- измельчение угля до пыли, сжигание пылевидного угля(в спутном потоке)

- Сжигание в кипящем слое. Самый высокий КПД.

8. Под полукоксованием и коксованием понимают нагревание угля без доступа воздуха. При этом масса угля разделяется на газооб­разные углеводороды, способные при охлаждении конденсировать­ся (в пек, смолу, масло), на неконденсирующиеся газообразные соединения и воду; в остатке получается твердый продукт — кокс. В зависимости от температуры различают полукоксование (450—700°С), среднетемпературное коксование (700—900°С) и высокотемпературное коксование (выше 900 °С).

При коксовании угля, то есть при сильном нагревании без доступа воздуха, получают следующие основные продукты:

1) Коксовый газ, содержащий метан, водород, аммиак, этилен, пары бензола и толуола.

2) Каменноугольную смолу, содержащую бензол, толуол, ксилолы, другие гомологи бензола, нафталин, фенол.

3) Надсмольную воду, содержащую аммиак и фенол.

4) Кокс, представляющий собой практически чистый углерод.

9. Конденсационная электростанция (КЭС), тепловая паротурбинная электростанция, назначение которой — производство электрической энергии с использованием конденсационных турбин. На КЭС применяется органическое топливо: твердое топливо, преимущественно уголь разных сортов в пылевидном состоянии, газ, мазут и т. п. Тепло, выделяемое при сжигании топлива, передаётся в котельном агрегате (парогенераторе) рабочему телу, обычно — водяному пару. КЭС, работающую на ядерном горючем, называют атомной электростанцией (АЭС) или конденсационной АЭС (АКЭС). Тепловая энергия водяного пара преобразуется в конденсационной турбине в механическую энергию, а последняя в электрическом генераторе — в электрическую энергию. Отработавший в турбине пар конденсируется, конденсат пара перекачивается сначала конденсатным, а затем питательным насосами в паровой котёл (котлоагрегат, парогенератор). Таким образом создаётся замкнутый пароводяной тракт: паровой котёл с пароперегревателем — паропроводы от котла к турбине — турбина — конденсатор — конденсатный и питательные насосы — трубопроводы питательной воды — паровой котёл. Схема пароводяного тракта является основной технологической схемой паротурбинной электростанции и носит название тепловой схемы КЭС.

Основные технико-экономические требования к КЭС — высокая надёжность, манёвренность и экономичность. Требование высокой надёжности и манёвренности обусловливается тем, что производимая КЭС электроэнергия потребляется сразу же, т. е. КЭС должна производить столько электроэнергии, сколько необходимо её потребителям в данный момент.

10. Газотурбинная установка (ГТУ) — энергетическая установка: конструктивно объединённая совокупность газовой турбины, электрического генератора, газовоздушного тракта, системы управления и вспомогательных устройств (пусковое устройство, компрессор, теплообменный аппарат или котёл-утилизатор для подогрева сетевой воды для промышленного снабжения)

Описание ГТУ

Газотурбинная установка состоит из двух основных частей: силовая турбина и генератор, которые размещаются в одном корпусе. Поток газа высокой температуры воздействует на лопатки силовой турбины (создает крутящий момент). Использование тепла посредством теплообменника или котла-утилизатора обеспечивает увеличение общего КПД установки.

ГТУ может работать как на жидком, так и на газообразном топливе^[1]: в обычном рабочем режиме — на газе, а в резервном (аварийном) — автоматически переключается на дизельное топливо. Оптимальным режимом работы газотурбинной установки является комбинированная выработка тепловой и электрической энергии. ГТУ в энергетике работают как в базовом режиме, так и для покрытия пиковых нагрузок.

Применение ГТУ

В настоящее время газотурбинные установки начали широко применяться в малой энергетике ^{[источник не указан 958 дней]}.

ГТУ предназначены для эксплуатации в любых климатических условиях как основной или резервный источник электроэнергии и тепла для объектов производственного или бытового назначения. Области применения газотурбинных установок практически не ограничены: нефтегазодобывающая промышленность, промышленные предприятия, муниципальные образования.

Блочно-модульное исполнение ГТУ обеспечивает высокий уровень заводской готовности газотурбинных электростанций. Степень автоматизации газотурбинной электростанции позволяет отказаться от постоянного присутствия обслуживающего персонала в блоке управления. Контроль работы станции может осуществляться с главного щита управления, дистанционно

Парогазовая установка — электрогенерирующая станция, служащая для производства электроэнергии. Отличается от паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД

Принцип действия и устройство

Парогазовая установка состоит из двух отдельных установок: паросиловой и газотурбинной. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива. Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (мазут, солярка). На одном валу с турбиной находится первый генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток. Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают ей лишь часть своей энергии и на выходе из газотурбины все ещё имеют высокую температуру. С выхода из газотурбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500 градусов по Цельсию позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор.

Существуют парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае устанавливается только один генератор.

Иногда парогазовые установки создают на базе существующих старых паросиловых установок. В этом случае уходящие газы из новой газовой турбины сбрасываются в существующий паровой котел, который соответствующим образом модернизируется. КПД таких установок, как правило, ниже, чем у новых парогазовых установок, спроектированных и построенных «с нуля».

Преимущества ПГУ

-Парогазовые установки позволяют достичь электрического КПД более 60 %. Для сравнения, у работающих отдельно паросиловых установок КПД обычно находится в пределах 33-45 %, для газотурбинных установок — в диапазоне 28-42 %

-Низкая стоимость единицы установленной мощности

-Парогазовые установки потребляют существенно меньше воды на единицу вырабатываемой электроэнергии по сравнению с паросиловыми установками

-Короткие сроки возведения (9-12 мес.)

-Нет необходимости в постоянном подвозе топлива ж/д или морским транспортом

-Компактные размеры позволяют возводить непосредственно у потребителя (завода или внутри города), что сокращает затраты на ЛЭП и транспортировку эл. энергии

-Более экологически чистые в сравнении с паротурбинными установками

11. Гидроэлектроста́нция (ГЭС) — электростанция, в качестве источника энергии использующая энергию водного потока. Гидроэлектростанции обычно строят на реках, сооружая плотины и водохранилища.

Для эффективного производства электроэнергии на ГЭС необходимы два основных фактора: гарантированная обеспеченность водой круглый год и возможно большие уклоны реки.

Гидроэлектрические станции разделяются в зависимости от вырабатываемой мощности: – мощные – вырабатывают 250 Мвт и выше; – средние – до 25 Мвт; – малые гидроэлектростанции – до 5Мвт.

Гидроэлектростанции также делятся в зависимости от максимального использования напора воды: – высоконапорные – более 60 м; – средненапорные – от 25 м; – низконапорные – от 3 до 25 м.

Гидроэлектрические станции также разделяются в зависимости от принципа использования природных ресурсов, и, соответственно, образующейся концентрации воды. Здесь можно выделить следующие ГЭС: – русловые и приплотинные ГЭС. Это наиболее распространенные виды гидроэлектрических станций. Напор воды в них создается посредством установки плотины, полностью перегораживающей реку, или поднимающий уровень воды в ней на необходимую отметку. Такие гидроэлектростанции строят на многоводных равнинных реках, а также на горных реках, в местах, где русло реки более узкое, сжатое. – плотинные ГЭС. Строятся при более высоких напорах воды. В этом случае река полностью перегораживается плотиной, а само здание ГЭС располагается за плотиной, в нижней её части. Вода, в этом случае, подводится к турбинам через специальные напорные тоннели, а не непосредственно, как в русловых ГЭС. – деривационные гидроэлектростанции. Такие электростанции строят в тех местах, где велик уклон реки. Необходимая концентрация воды в ГЭС такого типа создается посредством деривации. Вода отводится из речного русла через специальные водоотводы. Последние – спрямлены, и их уклон значительно меньший, нежели средний уклон реки. В итоге вода подводится непосредственно к зданию ГЭС.

– гидроаккумулирующие электростанции. Такие ГАЭС способны аккумулировать вырабатываемую электроэнергию, и пускать её в ход в моменты пиковых нагрузок. Принцип работы таких электростанций следующий: в определенные моменты (времена не пиковой нагрузки), агрегаты ГАЭС работают как насосы, и закачивают воду в специально оборудованные верхние бассейны. Когда возникает потребность, вода из них поступает в напорный трубопровод и, соответственно, приводит в действие дополнительные турбины.

12. Гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС) — гидроэлектростанция, используемая для выравнивания суточной неоднородности графика электрической нагрузки.

Принцип работы

ГАЭС использует в своей работе либо комплекс генераторов и насосов, либо обратимые гидроэлектроагрегаты, которые способны работать как в режиме генераторов, так и в режиме насосов. Во время ночного провала энергопотребления ГАЭС получает из энергосети дешёвую электроэнергию и расходует её на перекачку воды в верхний бьеф (насосный режим). Во время утреннего и вечернего пиков энергопотребления ГАЭС сбрасывает воду из верхнего бьефа в нижний, вырабатывает при этом дорогую пиковую электроэнергию, которую отдаёт в энергосеть (генераторный режим).

В крупных энергосистемах большую долю могут составлять мощности тепловых и атомных электростанций, которые не могут быстро снижать выработку электроэнергии при ночном снижении энергопотребления или же делают это с большими потерями. Этот факт приводит к установлению существенно большей коммерческой стоимости пиковой электроэнергии в энергосистеме, по сравнению со стоимостью электроэнергии, вырабатываемой в ночной период. В таких условиях использование ГАЭС экономически эффективно и повышает как эффективность использования других мощностей (в том числе и транспортных), так и надёжность энергоснабжения.^[1]

Опыт использования ГАЭС в целях регулирования электрических режимов показал, что они являются не только генерирующим источником, но и источником оказания системных услуг, способствующих как оптимизации суточного графика нагрузок, так и повышению надёжности и качества электроснабжения.

Малая гидроэлектростанция или малая ГЭС (МГЭС) — гидроэлектростанция, вырабатывающая сравнительно малое количество электроэнергии. Общепринятого для всех стран понятия малой гидроэлектростанции нет, в качестве основной характеристики таких ГЭС принята их установленная мощность.

Классификация МГЭС

Чаще к малым гидроэлектростанциям относят гидроэнергетические установки, установленная мощность которых не превышает 5 МВт (Австрия, Германия, Польша, Испания и др.). В Латвии и Швеции, малыми считают ГЭС с установленной мощностью до 2 МВт, в некоторых других странах — до 10 МВт (Греция, Ирландия, Португалия). Также в соответствии с определением Европейской Ассоциации Малой Гидроэнергетики считаются малыми ГЭС до 10 МВт. ^[1]

Время от времени происходят смены классификации: в США, где были принятые меры стимулирования развития малой гидроэнергетики (путём упрощения лицензионной процедуры оформления проектов здания малых ГЭС), изначально к ним относили ГЭС с установленной мощностью до 5 МВт, затем верхняя граница был увеличена до 15 МВт, а в 1980 их максимальная установленная мощность была ограничена 30 МВт. В СССР согласно СНиП 2.06.01-86 к малым относились ГЭС, с установленной мощностью до 30 МВт при диаметре рабочего колеса турбины до 3 м. Среди малых ГЭС условно выделяют микро-ГЭС, установленная мощность которых не превышает 0,1 МВт.

13. ВВЭР (Водо-Водяной Энергетический Реактор) — водо-водяной корпусной энергетический ядерный реактор с водой под давлением, одна из наиболее удачных ветвей развития ядерных энергетических установок, получившая широкое распространение в мире.

Двухконтурный реактор. Теплоноситель – обессоленная вода. Она вносит энергию в теплообменник. Во втором контуре в машинный зал поступает пар. Очень водоемкий. Для охлаждения нужно либо озеро либо градирня

Характеристика	ВВЭР-210	ВВЭР-365	ВВЭР-440	ВВЭР-1000	ВВЭР-1200
Тепловая мощность реактора, МВт	760	1325	1375	3000	3200
К. п. д., %	27,6	27,6	32,0	33,0	>35,0
Давление пара перед турбиной, кг/см²	29,0	29,0	44,0	60,0	-
Давление в первом контуре, кг/см²	100	105	125	160,0	-
Температура воды, °C:
на входе в реактор	250	250	269	289	298,6
на выходе из реактора	269	275	300	322	329,7
Диаметр активной зоны, м	2,88	2,88	2,88	3,12	-
Высота активной зоны, м	2,50	2,50	2,50	3,50	-
Диаметр ТВЭЛа, мм	10,2	9,1	9,1	9,1	-
Число ТВЭЛов в кассете	90	126	126	312	-
Загрузка урана, т	38	40	42	66	-
Среднее обогащение урана, %	2,0	3,0	3,5	3,3—4,4	4,71-4,85
Среднее выгорание топлива, МВт-сут/кг	13,0	27,0	28,6	40	>50

14. Реактор Большой Мощности Канальный (РБМК) — серия энергетических ядерных реакторов, разработанных в Советском Союзе. Реактор РБМК канальный, гетерогенный, графито-водный, кипящего типа, на тепловых нейтронах. Теплоноситель — кипящая вода.

Характеристика	РБМК-1000	РБМК-1500	РБМКП-2400 (проект)	МКЭР-1500 (проект)
Тепловая мощность реактора, МВт	3200	4800	5400	4250
Электрическая мощность блока, МВт	1000	1500	2000	1500
К. п. д. блока, %	31,3	31,3	37,0	35,2
Давление пара перед турбиной, атм	65	65	65	65?
Температура пара перед турбиной, °C	280	280	450
Размеры активной зоны, м:
высота	7	7	7,05	7
диаметр (ширина×длина)	11,8	11,8	7,05×25,38	14
Загрузка урана, т	192	189	220
Обогащение, % 235U
испарительный канал	2,6-3,0	2,6-2,8	1,8	2-3,2
перегревательный канал	—	—	2,2	—
Число каналов:
испарительных	1693-1661[3]	1661	1920	1824
перегревательных	—	—	960	—
Среднее выгорание, МВт·сут/кг:
в испарительном канале	22,5	25,4	20,2	30-45
в перегревательном канале	—	—	18,9	—
Размеры оболочки твэла (диаметр×толщина), мм:
испарительный канал	13,5×0,9	13,5×0,9	13,5×0.9	-
перегревательный канал	—	—	10×0,3	—
Материал оболочек твэлов:
испарительный канал	Zr + 2,5 % Nb	Zr + 2,5 % Nb	Zr + 2,5 % Nb	-
перегревательный канал	—	—	Нерж. сталь	—

Есть каналы, выложенные графитом, он замедляет скорость заряженных частиц до тепловой скорости. Теплоноситель – вода. Стальной кожух – защитная крышка. Бетонная оболочка. Одноконтурный реактор.

15. Реактор на быстрых нейтронах — ядерный реактор, использующий для поддержания цепной ядерной реакции нейтроны с энергией > 10⁵ эВ

Реакторы на быстрых нейтронах:

-С ртутным теплоносителем

- C натриевым теплоносителем

- C жидкометаллическим (свинцово-висмутовым или свинцовым) теплоносителем

- С газовым теплоносителем

Реакторы на быстрых нейтронах

В коммерческих проектах реакторов на быстрых нейтронах как правило используется жидкометаллический теплоноситель. Обычно это или расплав натрия или эвтектический сплав свинца с висмутом. В качестве теплоносителей рассматривались расплавы солей (фториды урана), однако их применение было признано бесперспективным.

Принцип действия

В активную зону и отражатель реактора на быстрых нейтронах входят в основном тяжёлые материалы. Замедляющие ядра вводят в активную зону в составе ядерного топлива (карбид урана UC, двуокись плутония PuO₂ и пр.) и теплоносителя. Концентрацию замедлителя в активной зоне стремятся уменьшить до минимума, так как лёгкие ядра смягчают энергетический спектр нейтронов. Прежде чем поглотиться, нейтроны деления успевают замедлиться в результате неупругих столкновений с тяжёлыми ядрами лишь до энергий 0,1—0,4 МэВ.

Сечение деления в быстрой области энергий не превышает 2 барн. Поэтому для осуществления цепной реакции на быстрых нейтронах необходима высокая концентрация делящегося вещества в активной зоне — в десятки раз больше концентрации делящегося вещества в активной зоне реактора на тепловых нейтронах. Несмотря на это, проектирование и строительство дорогостоящих реакторов на быстрых нейтронах оправданно, так как на каждый захват нейтрона в активной зоне такого реактора испускается в 1,5 раза больше нейтронов деления, чем в активной зоне реактора на тепловых нейтронах. Следовательно, для переработки ядерного сырья в реакторе на быстрых нейтронах можно использовать значительно бо́льшую долю нейтронов. Это главная причина, из-за которой проводят широкие исследования в области применения реакторов на быстрых нейтронах.

Отражатель реакторов на быстрых нейтронах изготовляют из тяжёлых материалов: ²³⁸U, ²³²Th. Они возвращают в активную зону быстрые нейтроны с энергиями выше 0,1 МэВ. Нейтроны, захваченные ядрами ²³⁸U, ²³²Th, расходуются на получение делящихся ядер ²³⁹Pu и ²³³U.

Мощность реактора регулируется подвижными тепловыделяющими сборками, ТВЭЛами со стержнями из природного урана или тория. В небольших реакторах более эффективен как регулятор подвижный отражатель: ходом цепной реакции управляют, изменяя утечку нейтронов. Если слой отражателя удалять из реактора, то утечка нейтронов увеличивается, вследствие чего тормозится развитие цепного процесса, и наоборот. Наиболее эффективны подвижные слои отражателя на границе с активной зоной.

Выбор конструкционных материалов для реакторов на быстрых нейтронах практически не ограничивается сечением поглощения, так как эти сечения в области быстрых энергий у всех веществ очень малы по сравнению с сечением деления. По этой же причине захват нейтронов продуктами деления мало влияет на загрузку ядерного топлива в реактор.

16. Состав ядерного топливного цикла (добыча-переработка-использование) и характеристики отдельных стадий.

1. Добыча урановых руд. В основном шахтным способом.

2. Обогащение руды. Получение уранового концентрата. Большое количество отходов. На 200т урана 10⁵ т жидких радиоактивных отходов.

3. Разделение изотопов. Уран переводят в газообразное состояние и разделяют на изотопы.

Диоксид урана спекают при высокой температуре в таблетки. Их помещают в циркониевые трубки ТВЭЛ. Кассета из трубок называется сборка.

Ядерный топливный цикл описывает путь, по которому топливо попадает в ядерный реактор, и по которому его покидает.

Топливный цикл — это комплекс мероприятий по производству, переработке и утилизации отработанного ядерного топлива.

Термин «топливный цикл» подразумевает возможность повторного использования отработанного ядерного топлива на атомных установках в ТВЭЛах после специальной обработки.

Выделяют открытые и закрытые топливные циклы.

Закрытый топливный цикл

Приблизительно 96 % урана-238, который используется в реакторе, выводится с отработанным ядерным топливом (расходуется около 1 %). Оставшаяся часть топлива преобразуется в теплоту, радиоактивные продукты распада или образует изотопы плутония и других актиноидов. Переработка уменьшает объём высокоактивных РАО, и может приносить экономическую выгоду.

В ОЯТ содержится около 1 % изотопов плутония^[1] , на основе которого в смеси с обеднённым ураном изготавливается MOX-топливо.

фрагмент статьи^[2] посвященный замкнутому циклу по переработке урана:

…будет фактически реализован замкнутый цикл по переработке природного урана. На радиохимическом заводе осуществляется переработка урана различного происхождения с целью его очистки для дальнейшего использования. На сублиматном заводе очищенный уран переводится в состояние, пригодное для его обогащения. На заводе разделения изотопов урановые потоки делятся на обогащенную и обедненную составляющие. Обогащенный уран направляется на производство ТВЭЛ, а обедненный — на изготовление МОКС-топлива.

Считается, что подобные схемы переработки ядерного топлива не получили распространения, ввиду относительно низких цен на уран

17. . Нетрадиционные технологии в энергетике, возможности их использования.

Работает на возобновимых ресурсах, 2 % от общей выработки энергии.

Источники:

-Механические: речной сток, энергия волн, приливов и отливов, ветра.

-Тепловые – геотермальные источники

-Лучистая энергия Солнца

-Химические - биомасса растительного происхождения

Дания 70% энергии

Исландия

Португалия 16 % (РФ 0,2% - не позволяют природные условия)

нетрадиционная энергетика:

-Возобновляемые источники энергии (солнечная энергия, ветровая, биомасса, геотермальная, низкопотенциальное тепло земли, воды, воздуха, гидравлическая, включая мини-ГЭС, приливы, волны). Подчеркнем, что большие ГЭС обычно не включаются в возобновляемые источники энергии.

-Вторичные возобновляемые источники энергии (твердые бытовые отходы - ТБО, тепло промышленных и бытовых стоков, тепло и газ вентиляции).

-Еще одно направление: нетрадиционные технологии использования невозобновляемых и возобновляемых источников энергии (водородная энергетика; микроуголь; турбины в малой энергетике; газификация и пиролиз; каталитические методы сжигания и переработки органического топлива; синтетическое топливо - диметиловый эфир, метанол, этанол, моторные топлива).

-Следующее направление - это энергетические установки (или преобразователи), которые существуют обычно независимо от вида энергии. К таким установкам следует отнести: тепловой насос, машину Стирлинга, вихревую трубку, гидропаровую турбину и установки прямого преобразования энергии - электрохимические установки и, прежде всего, топливные элементы, фотоэлектрические преобразователи, термоэлектрические генераторы, термоэмиссионные установки, МГД-генераторы.

К нетрадиционным технологиям в первую очередь следует отнести водородную энергетику. Она интересна прежде всего тем, что применяется водород, который имеет теплотворную способность в 2,5 раза выше, чем природный газ, и запасы его неограничены, он экологичен, единственный продукт сгорания - это вода. И еще очень важно, что его можно применять в топливных элементах, где осуществляется прямое преобразование химической энергии в электрическую.

К водородной энергетике как таковой следует отнести:

-крупномасштабное производство водорода из ископаемых и возобновляемых источников энергии;

-производство топливных элементов и энергоустановок на их основе;

-хранение и транспортировку водорода;

-использование водорода для получения энергии в промышленности, на транспорте, в быту;

-водородную безопасность.