ZAKRES EGZAMINU DYPLOMOWEGO

dla kierunku studiów

ENERGETYKA

studia I stopnia inżynierskie

specjalność energetyka cieplna i jądrowa

3. Zagadnienia eksploatacyjne

   4. Rozruch i odstawianie bloku energetycznego – ogólne zasady

Bezpośrednio przed każdym uruchomieniem kotła należy sprawdzić stan poszczególnych jego układów i urządzeń pomocniczych oraz ich gotowość do uruchomienia. W wypadku stwierdzenia uszkodzeń poszczególnych elementów kotła, lub jego urządzeń pomocniczych, należy powiadomić przełożonych i postępować według ich poleceń. Osobę do sprawdzenia stanu kotła i urządzeń pomocniczych wyznacza kierownik nastawni blokowej. Osoby wyznaczone – personel obchodowy kotła lub bloku są odpowiedzialni za przeprowadzony przegląd.

Przyjęcie kotła do uruchomienia po remoncie winno nastąpić po wykonaniu pisemnych i ustnych poleceń wydanych na prace przy kotle. Zamknięcie i zatwierdzenie poleceń pisemnych należy przeprowadzić zgodnie z Instrukcją Organizacji Bezpiecznej Pracy w Energetyce.

Polecenie uruchomienia kotła po remoncie wydaje Kierownik Oddziału Ruchu na podstawie pozytywnego wyniku inspekcji kotła i urządzeń pomocniczych. Polecenie uruchomienia kotła z rezerwy wydaje Dyżurny Inżynier Ruchu Elektrowni.

Oględziny wnętrza komory paleniskowej, drugiego ciągu i kanałów spalinowych:

Sprawdzić od wewnątrz stan komory paleniskowej oraz kanałów spalinowych na całej długości, sprawdzając czy rury ekranowe przegrzewaczy pary, podgrzewacza wody i podgrzewacza powietrza oraz elementy elektrofiltru nie są uszkodzone, są odpowiednio zamocowanie i nie zmieniły swego pierwotnego położenia. Ponadto szczególną uwagę należy zwrócić na osoby, obce przedmioty i inne przeszkody, które powinny być usunięte z kotła przed jego uruchomieniem.

W oględzinach należy zwrócić na: powierzchnie grzewcze, kanały spalin, podajniki węgla , skrzynię powietrza, stan obmurza , palniki, ekrany, ciąg konwekcyjny, układ odżużlania.

Należy także zamknąć wszystkie włazy do komory paleniskowej, separatora, drugiego ciągu oraz pozamykać kanały powietrza i spalin.

Oględziny zewnętrzne:

Należy sprawdzić całość poszycia kotła oraz kompletność izolacji w obrębie komory paleniskowej oraz drugiego ciągu, rurociągów z armaturą, oraz elektrofiltru. Ponadto należy dokonać szczegółowych oględzin następujących podzespołów: konstrukcja nośna kotła wraz z zawieszeniami komory paleniskowej i II ciągu, oraz podestami obsługowymi, walczak parowy, armaturę kotła oraz układy dostarczania paliwa.

Przed uruchomieniem kotła należy uzyskać odbiór części mechanicznej, obejmującej wszelkie niezbędne próby i przygotowanie protokołów.

Instalacja kotłowa powinna być poddawana kontroli przed każdym uruchomieniem, szczególnie po każdym wyłączeniu kotła, kiedy dokonywane były zmiany i naprawy na szerszą skalę.

Suszenie obmurza:

Przez ostatnie lata rozwoju energetyki w Polsce w związku z wejściem do budowy kotłów powierzchni opromieniowanych, ograniczono znacznie ilości obmurza. Przyspieszyło to znacznie czasy uruchomienia kotłów, skróciło cykle remontowe itd.

Ponieważ grubość obmurza waha się od kilku centymetrów (w przypadku osłon rur przed erozją) do kilkudziesięciu (w przypadku izolacji termicznej), problem suszenia jest kwestią istotną. Pomimo używania znacznie nowocześniejszych materiałów ceramicznych i postępu w sposobie wykonywania

obmurza w kotle, w niewielkim stopniu uległy zmianom zalecenia producentów co do przebiegu procesu. Wykres na rys. 1 przedstawiający nagrzewania obmurza w czasie, w dzisiejszych czasach

nie uległ zmianie.

Pomiar temperatury obmurza wykonywany jest zarówno na jego powierzchni jak i na głębokości od 1,5 do 2 cm od strony ognia. Daje to możliwość bardziej precyzyjnego przewidywania przyrostu temperatur wewnątrz obmurza.

Dla odprowadzenia wilgoci w części kotła gdzie obmurze spełnia rolę izolacji, zaleca się wykonanie niewielkich otworów w opancerzeniu, zamontowanie w nich rurek odprowadzających wodę z powierzchni obmurza przez izolację na zewnątrz.

Przedmuchiwanie kotła:

Celem przedmuchiwania kotłów jest usunięcie zanieczyszczeń pomontażowych z przegrzewaczy kotłowych oraz rurociągów pary świeżej i wtórnej (tam gdzie występuje para wtórna), zabudowanych pomiędzy kotłem a turbiną.

Przedmuchiwanie kotła stanowi drugą, ostateczną część procesu oczyszczania elementów przepływowych kotła z zanieczyszczeń pomontażowych.

Pierwszym wstępnym etapem oczyszczania układu przepływowego kotła jest chemiczne oczyszczanie układu wodno–parowego kotła.

W celu przeprowadzenia przedmuchiwania kotła należy odpowiednio przygotować układ wodno–parowy kotła oraz zaprojektować i wykonać tymczasowe instalacje niezbędne do dokonania przedmuchiwania. Ważnym elementem jest także odpowiednie przygotowanie instalacji pomocniczych kotła (układ wody zasilającej, układ rozpałkowy, układ nawęglania itp.) w takim

stopniu, aby zapewnić ruch kotła w czasie prowadzenia przedmuchiwania.

Najstarszą metodą przedmuchiwania kotłów była tak zwana metoda akumulacyjna. Metoda ta polegała na tym, że po rozpaleniu kotła i osiągnięciu żądanych parametrów kocioł wygaszano, a następnie otwierano armaturę wydmuchową, gwałtownie rozprężając kocioł. Ten sposób postępowania powodował powstawanie niekorzystnych naprężeń w rurociągach, walczaku

i innych elementach kotła. Efekty uzyskiwane tą metodą były niezadowalające. Te przyczyny spowodowały, że zrezygnowano z jej stosowania. Obecnie stosuje się dwie metody dmuchania kotłów parowych:

– metodę przepływową

– metodę pulsacyjną

Metoda przepływowa polega na wytworzeniu w kotle ciągłego przepływu pary, umożliwiającego wyrzucenie na zewnątrz wszelkich zanieczyszczeń pozostałych po montażu i czyszczeniu chemicznym. Cechą charakterystyczną tej metody jest stałe masowe natężenie przepływu przy stałym ciśnieniu. Dla utrzymania właściwego poziomu wody w walczaku kocioł musi być intensywnie „dosilany” wodą. W czasie trwania przedmuchiwania w kotle utrzymywane

jest stałe ciśnienie, a para poprzez tymczasową instalację wypływa ze stałym natężeniem przepływu do atmosfery. Zrzut pary trwa najczęściej 15 ÷ 20 min. Maksymalny czas zrzutu pary zazwyczaj uwarunkowany jest zapasami wody zasilającej kocioł. Z doświadczeń wynika, że dłuższy czas zrzutu

powyżej 20 minut nie poprawia efektywności dmuchania.

W celu ustalenia parametrów dmuchania dla danego kotła należy tak dobrać ciśnienie i temperaturę pary, aby współczynnik zakłócenia był większy od jedności. Współczynnik zakłócenia zależy od natężenia przepływu i gęstości pary w czasie przedmuchiwania. Współczynnik zakłócenia określa również zależność pomiędzy prędkościami przepływu pary w czasie przedmuchiwania

i w czasie normalnej eksploatacji kotła. Jeżeli współczynnik zakłócenia osiąga wartości większe od 1 oznacza to, że prędkość pary podczas przedmuchiwania jest większa od prędkości przepływu pary podczas pracy kotła na parametrach nominalnych.

Doświadczenia wykazują że, przedmuchiwanie przepływowe kotłów energetycznych

dużej mocy daje pozytywne efekty przy następujących parametrach technologicznych:

• ciśnienie pary w walczaku 3,5 ÷ 4,0 MPa

• temperatura pary na wylocie z kotła 350 ÷ 400 ℃

• przepływ pary z kotła 0,8 ÷ 1,1 Q_nom

• czas trwania jednego wydmuchu 15 ÷ 20 min

Po zakończeniu zrzutu kocioł zostaje wygaszony i przystępuje się do wychłodzenia kotła i rurociągów. Szybsze wychłodzenie kotła osiąga się przez wywołanie wentylatorami powietrza i spalin przepływu zimnego powietrza przez kocioł. Znaczne i szybkie obniżenie temperatury powodują skurcze materiału, co w konsekwencji prowadzi do oddzielania się zanieczyszczeń przywierających do wewnętrznych powierzchni rurociągów elementów przepływowych kotła. Oddzielone w ten sposób zanieczyszczenia wynoszone są z kotła przy następnym zrzucie pary.

Doświadczenia wykazują, że odpowiednią czystość pary wylotowej uzyskuje się po 7 ÷ 10 cyklach. Realizując 1 lub 2 cykle dziennie (zamiennie), proces dmuchania można przeprowadzić w ciągu 5 ÷ 7 dni.

Cechą charakterystyczną metody pulsacyjnej jest zmiana (spadek) ciśnienia w kotle w zakładanym zakresie, stałe obciążenie cieplne komory paleniskowej oraz częste, krótkotrwałe zrzuty pary przez tymczasowy rurociąg do atmosfery.

Z uwagi na niewielkie obciążenie cieplne komory paleniskowej w czasie całego procesu przedmuchiwanie kotła tą metodą można przeprowadzić przy użyciu wyłącznie instalacji rozpałkowej kotła.

Po uzyskaniu zakładanego ciśnienia w walczaku rozpoczyna się proces przedmuchiwania. Polega to na cyklicznym rozprężeniu kotła do wartości 50% ciśnienia początkowego przez otwarcie zasuwy na rurociągu wydmuchowym, a następnie ponownym wzroście ciśnienia w kotle do wartości zakładanego ciśnienia w walczaku. Przy założonym stałym obciążeniu komory paleniskowej wymagany spadek ciśnienia uzyskuje się po 2÷3 minutach zrzutu.

Czas na ustabilizowanie parametrów i odbudowanie ciśnienia w kotle wynosi około pół godziny. Cykl dmuchania kończy się po 8÷12 godzinach (16÷20 zrzutów ciśnienia) wygaszeniem i wystudzeniem kotła.

Przedmuchiwanie pulsacyjne przeprowadza się przy następujących parametrach technologicznych:

• ciśnienie pary w walczaku 3,5 ÷ 5,5 MPa

• temperatura pary na wylocie z kotła 350 ÷ 400 ℃

• przepływ pary z kotła 0,6 ÷ 0,8 Q_nom

• czas trwania jednego wydmuchu 2 ÷ 3 min

Szybsze wychłodzenie kotła osiąga się przez wywołanie przepływu zimnego powietrza przez kocioł za pomocą wentylatorów powietrza i spalin. Doświadczenia wykazują, że odpowiednią czystość pary wylotowej uzyskuje się po 250 ÷ 350 zrzutach ciśnienia. Realizując 10 ÷ 20 zrzutów dziennie proces dmuchania można przeprowadzić w ciągu około 20 dni.

Rodzaj rozruchu	Temperatura metalu turbiny
Rozruch ze stanu zimnego	< 170°C
Rozruch ze stanu ciepłego	170°C - 465°C
Rozruch ze stanu gorącego	465°C

Przed każdym uruchomieniem ze stanu zimnego, po samoczynnym odcięciu podawania paliwa (MFT) , lub gdy palniki rozruchowe nie pracują, kocioł musi być przewietrzony.

W celu zapewnienia drożności przepływu powietrza i spalin, dostatecznej ilości powietrza do wyprowadzania gazów palnych oraz odcięcia komory paleniskowej od wszystkich źródeł jej zasilania paliwem, przewidziana jest procedura przewietrzania oraz podstawowe warunki jej dopuszczenia. Po zakończeniu cyklu przewietrzania następuje automatyczne resetowanie stanu MFT (ręcznie przez operatora) i komora paleniskowa jest gotowa na przyjęcie paliwa.

URUCHOMIENIE KOTŁA ZE STANU ZIMNEGO

(* na przykładzie kotła CFB firmy Foster Wheeler)

Rozruch ze stanu zimnego oznacza, że w kotle nie występuje żadne ciśnienie pary,
a temperatura części metalowych turbiny jest niższa lub równa 170°C w momencie rozpoczęcia procedury rozruchu. Zwykle osiągnięcie tych warunków wymaga więcej niż dwóch dni postoju kotła. W próbach rozruchowych ze stanu zimnego czynnikiem limitującym jest tempo wzrostu temperatury walczaka i ogniotrwałej wymurówki.

Po rozpaleniu pierwszego palnika, obciążenie kotła jest zwiększane w oparciu o krzywą rozruchu. Ciśnienie pary świeżej i pary wtórnie podgrzanej kotła są zwiększane na podstawie przepływu pary wykorzystując wysokoprężne zawory kotła i zawór rozruchowy, które znajdują się w stałej pozycji. Zawór rozruchowy zamknie się, kiedy zawory niskoprężne kotła zostaną uruchomione, tzn. jak tylko kondensator będzie gotowy na przyjęcie pary. Jeśli zawory niskoprężne zostały uruchomione zanim ciśnienie podgrzanej pary osiągnęło wartość nastawioną na zaworze niskoprężnym, zawory te powinny zostać otwarte w stałej pozycji tak, by ciśnienie rosło wraz z obciążeniem kotła, a przepływ przez podgrzewacz był bardziej stabilny. Temperatura za zaworami wysokoprężnymi jest sterowana automatycznie w oparciu o przepływ pary świeżej.

Temperatury pary świeżej i podgrzanej są podnoszone do 400°C (*) i utrzymywane na stałym poziomie, dopóki turbina nie zostanie zsynchronizowana. Przed synchronizacją obciążenie kotła winno wynosić przynajmniej 42 kg/s (*) w celu zagwarantowania wystarczającej ilości pary do minimalnego obciążenia turbiny.

Po synchronizacji turbiny dane pary świeżej i podgrzanej są utrzymywane na stałym poziomie, dopóki temperatura obudowy turbiny nie osiągnie 300°C (*). Po osiągnięciu wymaganej temperatury obudowy turbiny, temperatura pary świeżej i podgrzanej są podnoszone o 1,2°C/min (*) dopóki nie osiągnie się nominalnej temperatury pary w wysokości 565°C (*).

Kiedy zawory wysokoprężne kotła są zamknięte wskutek zwiększonego przepływu pary do turbiny, sterownik turbiny zaczyna kontrolować ciśnienie pary świeżej zwiększając je o (*) 0,07 MPa/min do osiągnięcia ciśnienia nominalnego w wysokości 16,97 MPa (*). Ciśnienie pary podgrzanej zależy od obciążenia turbiny.

Można zwiększyć obciążenie kotła po zamknięciu wysokoprężnych zaworów obejściowych w oparciu o limit obciążenia turbiny oraz przedstawione ograniczenia temperatury.

Przedstawione poniżej kroki umożliwią uruchomienie wentylatorów spalin, wentylatorów powietrza wtórnego i pierwotnego w odpowiedniej kolejności oraz dostosowanie przepływu powietrza w przygotowaniu do przedmuchiwania kotła. Poniższe czynności opisują działania operatora, wymagane jedynie przy sekwencji uruchomienia ręcznego. Dostępne jest również automatyczne sterowanie sekwencją układu powietrza i będzie opisane w następnym rozdziale niniejszego dokumentu.

Trzy główne wentylatory: wentylator spalin, wentylator powietrza wtórnego i wentylator powietrza pierwotnego muszą być uruchomione w określonej kolejności, ale operator może wybrać, którą parę wentylatorów uruchomić najpierw. Wentylator spalin musi być uruchomiony jako pierwszy. Następnie dmuchawa wysokoprężna, wentylator powietrza wtórnego jako trzeci, a za nim wentylator powietrza pierwotnego.

ROZRUCH KOTŁA ZE STANU CIEPŁEGO

(* na przykładzie kotła CFB firmy Foster Wheeler)

Warunki dla rozruchu ze stanu ciepłego są uzyskiwane po około 36 godzinach odstawienia. Jeśli kocioł jest zamknięty, ciśnienie nadal może być dość wysokie. Temperatura złoża fluidalnego wynosi między 300 a 500°C. Temperatura obudowy turbiny wynosi od 170°C do 465°C. Jeśli ciśnienie w kotle nadal wynosi powyżej 7,5 MPa, to ręczne otwarcie obejściowych zaworów wysokoprężnych i zaworu rozruchowego powinno to zredukować. Maksymalne tempo redukcji ciśnienia pary świeżej wynosi 0,2 MPa/min.

Przed rozpaleniem pierwszego palnika sterowniki obejściowych zaworów wysokoprężnych powinny być przestawione na tryb pracy automatycznej. Obciążenie kotła jest zwiększane utrzymując tempo wzrostu ciśnienia poniżej 0,07 MPa/min.

Temperatury pary świeżej i wtórnie przegrzanej są zwiększane do wysokości 400°C i wtedy utrzymywane na stałym poziomie. Przed synchronizacją turbiny, obciążenie kotła powinno wynieść przynajmniej 42 kg/s w celu zapewnienia wystarczającej ilości pary potrzebnej do minimalnego obciążenia turbiny.

Po zsynchronizowaniu turbiny, procedura rozruchu jest identyczna jak dla rozruchu ze stanu zimnego.

ROZRUCH ZE STANU GORĄCEGO

(* na przykładzie kotła CFB firmy Foster Wheeler)

Warunki dla rozruchu ze stanu gorącego są spełnione po maksymalnie 8 godzinach postoju. Jeśli kocioł jest zamknięty, ciśnienie nadal może być dość wysokie. Temperatura złoża fluidalnego wynosi około 400 do 600°C. Temperatura metalu turbiny wynosi ponad 465°C. Wykres rozruchu jest załącznikiem do dokumentacji kotła.

Ciśnienie pary świeżej przed rozruchem turbiny powinno wynosić 11 MPa. Jeśli to konieczne należy wykorzystać zawory obejścia WP i zawór rozruchowy do zredukowania ciśnienia w kotle.

Temperatury pary świeżej i wtórnie przegrzanej są zwiększane do 490°C a następnie zwiększane w tempie 1,2°C/min. Przed zsynchronizowaniem turbiny, obciążenie kotła powinno wynosić przynajmniej 58 kg/s.

ROZRUCH PO WYŁĄCZENIU SAMOCZYNNYM

(* na przykładzie kotła CFB firmy Foster Wheeler)

Rozruch kotła po wyłączeniu samoczynnym można przeprowadzić zaraz po usunięciu przyczyny, która spowodowała wyłączenie awaryjne. Nie ma potrzeby przewietrzania komory paleniskowej, jeśli temperatura złoża wynosi nie mniej niż 600°C. Po uruchomieniu wentylatorów, można załączyć podawanie węgla przez DCS. Wszystkie podajniki zostaną uruchomione w trybie automatycznym . Zaleca się rozpalić palniki rozpałkowe, które będą wspomagać rozpalanie węgla na początku.

Upewnić się, że para przepływa przez przegrzewacze podczas rozruchu.

Przybliżone czasy rozruchu:

Uruchomienie ze stanu:	Odpowiada wyłączeniu kotła około:	Czas uruchomienia kotła i turbiny do chwili osiągnięcia 100% wydajności	Czas od chwili trącenia turbiny do osiągnięcia 100% wydajności
Zimnego	> 36h	670 min^2)	240 min
Ciepłego	8 ÷ 36h	270 min^1)	160 min
Gorącego	< 8h	120 min^1)	65 min

¹⁾ system kotła gotowy do zapłonu palników, próżnia osiągnięta, obejście wysokociśnieniowe i niskociśnieniowe w pracy

²⁾ wszystkie systemy gotowe do pracy, próżnia zerwana

4. Pomiary energetyczne silników lub urządzeń cieplnych, ocena niepewności pomiarów – na wybranym przykładzie

Ocena energetyczna pracy – oszacowanie czy urządzenie bądź maszyna pracuje z odpowiednią sprawnością. Sprawdzenia dokonuje się najczęściej poprzez sporządzenie bilansu strumieni energii (wpływającej i wypływającej). Dzięki temu można wyznaczyć straty zachodzące w procesach przemiany energii. Aby tego dokonać, należy najpierw zmierzyć wielkości charakteryzujące pracę danego urządzenia, tzw. parametry podstawowe ( np. temperatura, ciśnienie, przepływ). Pomiary takie mają szczególne znaczenie w przypadkach obiektów, w których zachodzi konwersja energii chemicznej (paliwa) na cieplną, a następnie mechaniczną. Procesy przemiany powinny się odbywać jak najbardziej ekonomicznie – z najwyższym poziomem sprawności i najmniejszymi stratami energii. Ocena energetyczna służy nie tylko do zdiagnozowania pracy urządzenia, ale również pozwala na jego optymalną eksploatację (np. regulacja parametrów w zależności od obciążenia, kontrola emisji zanieczyszczeń).

Jednym z głównych problemów jest to, że pomiary muszą być przeprowadzone w określonych warunkach. Często nie można zastosować danego przyrządu pomiarowego czy metody pomiarowej z różnych względów. Zależy to głównie od rodzaju samej maszyny czy urządzenia cieplnego, ale również od szeregu innych warunków, takich jak:

• Cel i zakres pomiaru, rodzaj obiektu badanego i jego stan techniczny.

• Wszystkie mechanizmy i elementy wchodzące w skład obiektu muszą poprawnie funkcjonować podczas przeprowadzania pomiarów.

• Ruch maszyny w czasie pomiaru powinien być ustalony – stałe powinno być obciążenie i charakterystyczne parametry ruchowe (np. ciśnienie, temperatura), a ich wahania nie powinny wykraczać poza dopuszczalne granice.

• Energia doprowadzona do maszyny czy urządzenia ma być równa energii opuszczającej to urządzenie, a przyrost energii wewnętrznej powinien być równy 0. E₁=E₂, ΔE_u=0

• Czas trwania pomiaru powinien zależeć od rodzaju badanego obiektu oraz od rodzaju pomiaru. Maszyny i urządzenia cieplne (jak np. kotły parowe o dużej pojemności wodne) dla uzyskania ruchu ustalonego wiąże się z koniecznością pracy przy stałym obciążeniu przez dłuższy okres (np. kilka godzin). Najbardziej długotrwałe są cieplne pomiary bilansowe zakładów pracujących w systemie zmianowym i przy zmiennych obciążeniach, wynikających z realizowanego procesu technologicznego.

• Odpowiedni dobór przyrządów i metod pomiarowych. Niekiedy zastosowanie wybranej aparatury wymaga dokonania pewnych przeróbek umożliwiających ich zainstalowanie. Ponadto przyrządy pomiarowe powinny zapewniać dostateczną dokładność pomiaru oraz posiadać odpowiedni zakres skali. Jeśli parametry otoczenia wpływają na wyniki pomiarów, należy stosować układy kompensacyjne.

Kolejnym problemem przy oszacowaniu sprawności energetycznej maszyn i urządzeń cieplnych jest trudność w oszacowaniu wartości niektórych strat. Często jest to wręcz niemożliwe. W takich przypadkach wyznacza się tylko najważniejsze pozycje w sumie strat ΣE_str, a pozostałe traktuje łącznie nazywając „resztą strat” lub „resztę bilansową” i oblicza się jako różnicę między energią doprowadzoną, a pozostałymi wyznaczonymi wyrazami równaniami bilansowymi. Jest to niestety spore uproszczenie.

Sprawność kotła określa się najczęściej metodą pośrednią, rzadziej bezpośrednią. Metoda pośrednia polega na określeniu strat ciepła w kotle. Jego sprawność wyraża równanie:

%

gdzie:

S_k, % - strata wylotowa (kominowa), ->jest największa i rośnie wraz ze wzrostem temp. Spalin i λ

S_g, % - strata ciepła w wyniku niezupełnego spalania (w spalinach pozostają: CO, H₂, CH₄),

S_n, % - strata ciepła w wyniku niecałkowitego spalania (w żużlu pozostaje C),

S_pr, % - strata wskutek promieniowania powierzchni zewnętrznych komory paleniskowej i kanałów kotła,

S_z, % - strata w gorącym (ciekłym) żużlu oraz wodzie chłodzącej elementy paleniska, nie włączonej w obieg parownika.

Metoda bezpośrednia – polega na wyznaczeniu mocy użytecznej kotła oraz energii doprowadzonej do kotła w paliwie. W ten sposób można wyznaczyć sprawność kotła (gdy istnieje możliwość pomiaru ilości spalanego paliwa, ilości żużla oraz lotnego popiołu). Aby określić moc użyteczną kotła, należy dokonać pomiaru ilości czynnika (woda) na dopływie do kotła oraz za kotłem (woda – kocioł wodny, para nasycona – kocioł parowy bez przegrzewu, para przegrzana) oraz parametrów czynnika (ciśnienia i temperatury) na wejściu i wyjściu z kotła.

gdzie:

- energia doprowadzona do kotła (B, kg/s – strumień paliwa, Q^r_i, kJ/kg – wartość opałowa paliwa),

- moc użyteczna kotła (D, kg/s – strumień czynnika (woda, para itd.), Δi, kJ/kg – różnica entalpii czynnika na wejściu i wyjściu dla odpowiedniej temperatury i ciśnienia.

UWAGA: dla kotła na parę przegrzaną z przegrzewem międzystopniowym:

gdzie:

D, kg/s – wydajność kotła, ilość pary pierwotnie przegrzanej,

D_m, kg/s – ilość pary międzystopniowej,

D_wtr, kg/s – ilość wody wtryskowej do przegrzewacza międzystopniowego,

i_p, kJ/kg - entalpia pary pierwotnej,

i_z, kJ/kg – entalpia wody zasilającej,

i_pm2, i_pm1, kJ/kg – entalpia pary międzystopniowej na wlocie i wylocie.

Przykład – bilans cieplny kotła parowego:

Najprościej byłoby go zbilansować metodą bezpośrednią, niestety zmierzenie strumienia doprowadzanego paliwa jest niemożliwe. Dlatego w większości przypadków, w szczególności dla dużych kotłów energetycznych (gdzie ilości podawanego paliwa są tak duże, że ich pomiar jest praktycznie niemożliwy) stosuje się metodę pośrednia, wylicza poszczególnie najważniejsze straty.

Jest to niestety metoda przybliżona. Co do samych pomiarów podstawowych parametrów, są one uzależnione od samej konstrukcji kotła. Przed przeprowadzenie pomiarów wykonuje się wiele czynności wstępnych – należy dokładnie wyczyścić powierzchnie ogrzewalne, kanały spalinowe, usunąć nieszczelności obmurza i przewodów wodnych oraz parowych, a także urządzeń odcinających (zawory). Wszystkie urządzenia pomocnicze (wentylatory, pompy, młyny) również muszą zostać sprawdzone. Następnie należy urządzenie doprowadzić do stanu równowagi cieplnej. Czas trwania pomiarów nie powinien być krótszy niż 4 godziny ( w przypadku metody pośredniej), a stan kotła na początku i końca pomiaru powinien być możliwie taki sam (chodzi o warunki spalania w komorze paleniskowej, strumień obj. dopływu paliwa, λ, str. wody zasilającej).

4. Zagadnienia dotyczące budowy i eksploatacji siłowni cieplnych - konwencjonalnych

Elektrownia cieplna konwencjonalna to zakład przemysłowy wytwarzający energię elektryczną z paliw organicznych (konwencjonalnych).

Podobnie jak na początku rozwoju energetyki, tak i dzisiaj podstawowym czynnikiem roboczym elektrowni jest para wodna przegrzana. Obecnie odznaczająca się temperaturą często przekraczającą 600ºC i ciśnieniem rzędu 25-30 MPa (~250-300 atmosfer). Dzięki tak wysokim parametrom sprawność elektrowni kondensacyjnej wzrosła z początkowej wartości kilkunastu procent do blisko 50-ciu procent.

Schemat przemian energii w elektrowni konwencjonalnej

Podstawowymi urządzeniami klasycznej tj. konwencjonalnej elektrowni kondensacyjnej są: kocioł parowy, turbina parowa z upustami regeneracyjnymi i skraplaczem oraz generator czyli prądnica prądu przemiennego trójfazowego. Sprzężone razem turbina i generator wykonują 3000 lub 3600 obrotów na minutę, dzięki czemu prąd przemienny ma częstość 50 lub 60 herców. Proces technologiczny elektrowni konwencjonalnej tzn. proces przetwarzania energii jest trójstopniowy. W kotle parowym energia chemiczna paliwa zamienia się w ciepło wyprowadzane w strumieniu pary (1. stopień), w turbinie parowej rozprężająca się para wytwarza moc mechaniczną (2. stopień), z którą wirujący wał turbiny napędza prądnicę przetwarzającą moc mechaniczną w moc elektryczną (3. stopień). Wymienione urządzenia tworzą współcześnie tzw. blok energetyczny, którego działanie wynika z pracy czterech najistotniejszych układów:

- układ paliwo – powietrze – spaliny

- układ cieplny (parowo-wodny)

- układ chłodzenia

- układ wyprowadzenia mocy.

Nowoczesne elektrownie kondensacyjne mają budowę blokową, są zatem złożone z wielu odrębnych zespołów wytwórczych – bloków energetycznych.

Układ paliwo – powietrze – spaliny:

W palenisku kotła doprowadzone paliwo i powietrze uczestniczą w procesie spalania. Wydzielające się ciepło jest przejmowane przez czynnik roboczy (wodę, parę). Spaliny ochładzają się i wraz z odpadowymi produktami spalania (żużlem, lotnym popiołem) są usuwane z kotła. Układ cieplny (parowo-wodny). Wewnątrz rur kotłowych tworzących tzw. powierzchnie ogrzewalne, woda o wysokim ciśnieniu podgrzewa się, wrze – paruje, a powstała para przegrzewa się. Przegrzana para przepływa rurociągiem do turbiny, w której rozpręża się do możliwie najniższego ciśnienia, co pozwala na najpełniejsze wykorzystanie energii cieplnej zawartej w parze. W turbinie następuje przemiana mocy cieplnej strumienia pary w moc mechaniczną ruchu obrotowego wirnika turbiny. Wykorzystana para odpływa do skraplacza (kondensatora), w którym jest skraplana przy użyciu dużych ilości wody chłodzącej. Powstałe skropliny (kondensat) są przetłaczane pompą skroplin (kondensatu) przez niskoprężne podgrzewacze regeneracyjne do odgazowywacza ze zbiornikiem wody zasilającej. Ze zbiornika pompa wody zasilającej tłoczy wodę do wysokoprężnych podgrzewaczy regeneracyjnych i następnie do kotła. W ten sposób zamyka się główny obieg energetyczny – obieg czynnika roboczego. W podgrzewaczach regeneracyjnych woda zasilająca jest podgrzewana parą pobieraną z upustów turbin

Układ chłodzenia:

Działa w bezpośrednim powiązaniu z układem cieplnym (parowo-wodnym). Jego zadaniem jest odprowadzanie ciepła skraplania pary, która wykonała pracę w turbinie. Tworzą go skraplacz, pompa wody chłodzącej, rurociągi i kanały oraz chłodnia kominowa lub wysokowydajne źródło wody (rzeka, jezioro, morze). W układzie z chłodnią tzw. obiegowym – zamkniętym krążenie wody wymusza pompa wody chłodzącej, przy czym woda ochłodzona w chłodni wraca do skraplacza. W układzie chłodzenia przepływowym – otwartym woda pobierana jest ze źródła za pomocą pompy wody chłodzącej i przetłaczana przez skraplacz, po czym wraca do źródła w sposób wykluczający ponowne zassanie podgrzanej wody.

Układ wyprowadzenia mocy:

Zadaniem układu jest wyprowadzenie mocy elektrycznej wytwarzanej przez turbozespół do sieci elektroenergetycznej przesyłowej i na potrzeby własne elektrowni. Składa się on z napędzanej przez turbinę prądnicy, transformatora blokowego podwyższającego napięcie prądnicy do wartości napięcia rozdzielnicy głównej i sieci przesyłowej oraz transformatora potrzeb własnych tzw. zaczepowego obniżającego napięcie prądnicy do zasilania potrzeb własnych (odbiorników energii elektrycznej w elektrowni).

4. Zagadnienia dotyczące budowy i eksploatacji siłowni jądrowych

W elektrowni jądrowej nie spala się paliwa jak to ma miejsce w elektrowni węglowej lecz dokonuje się rozszczepień pierwiastków rozszczepialnych. Dla utrzymania tego procesu nie dostarcza się paliwa jądrowego w sposób ciągły, lecz pewną ilość zapewniającą produkcję energii w założonym czasie np. jednego roku. Nie trzeba dostarczać do tego procesu w sposób ciągły tlenu ani innych komponentów. Nie emitowane są również produkty spalania, jak to ma miejsce w elektrowni konwencjonalnej, która zanieczyszcza środowisko przez emisję tlenków siarki i azotu, a także produktami stałymi (pył, popiół i żużel).

Dzięki ogromnej koncentracji energii w paliwie jądrowym masa zużywanego paliwa na wyprodukowanie jednostki energii jest bardzo mała w porównaniu z elektrownią węglową. Produkty rozszczepienia są promieniotwórcze dlatego muszą być odpowiednio zabezpieczone, przechowywane i docelowo składowane w głębokich wyrobiskach skalnych. Jak dochodzi do wykorzystania energii jądrowej. Wraz ze wzrostem liczby atomowej nadmiar neutronów w stosunku do protonów w jądrze atomowym wzrasta. Po zaabsorbowaniu neutronu przez jądro ciężkiego pierwiastka rozszczepialnego np. U23592 staje się on niestabilny i po krótkim czasie rozpada się na dwa jądra (fragmenty rozszczepienia) zupełnie nowych pierwiastków o pośrednich liczbach atomowych o mniejszym nadmiarze neutronów. W wyniku rozszczepienia uzyskuje się zatem dwa fragmenty rozszczepienia i neutrony, które mogą dokonać rozszczepień następnych jąder zapewniając ciągłość reakcji.

Reakcja rozszczepienia

Masa substratów jest większa od masy produktów o wartość m. W wyniku takiej reakcji wyzwala się energia E=m*c2, gdzie: c-prędkość światła, która zamieniana jest w ciepło w rdzeniu reaktora jądrowego.

Wydobycie i wstępna obróbka uranu

Uran jest metalem ciężkim występującym powszechnie w przyrodzie, nie tylko w skałach ale też w wodzie, roślinach, zwierzętach a nawet w człowieku. Dla celów wydobywczych największe znaczenie mają bloki skalne z dużą zawartością minerałów uranowych.

Najważniejszymi minerałami uranu są:

• blenda uranowa UO₂

• uraninit U₃O₈

• karnotyt K₂(UO₂)₂(VO₄)₂ • 3H₂O

• uranofan (H₃O)Ca[UO₂][SiO₄]₂ • 3H₂O

Istnieją 3 główne metody wydobywania uranu:

• odkrywkowa

• głębinowa (czyli typowa kopalnia, podobna do polskich kopalni węgla kamiennego na Śląsku)

• otworowa, inaczej trawienia podziemnego (ISL - In Situ Leaching) - polega na ługowaniu, upłynnaniu skały i wypompowywaniu jej na powierzchnię

Ruda wydobyta w kopalniach lub odkrywce musi być poddana wieloetapowej obróbce zanim zostanie z niej wyprodukowane paliwo jądrowe.

Pierwszym etapem obróbki po wydobyciu jest kruszenie bloków skalnych, mielenie i ługowanie - w rezultacie otrzymujemy tzw. yellowcake, czyli oczyszczony uraninit U₃O₈. Składa się on w ponad 99% z nierozszczepialnego izotopu U-238 i w mniej niż 1% (ok. 0,7%) z rozszczepialnego U-235 (a tylko ten może być wykorzystany jako normalne paliwo jądrowe). Warto tu dodać, że yellowcake jest towarem, którym handluje się na nowojorskiej giełdzie towarowej NYMEX.

Konwersja i wzbogacanie uranu

Żeby móc wyprodukować paliwo do reaktora trzeba podnieść zawartość procentową U-235 (nie dotyczyło to pierwszych reaktorów CANDU) w wytworzonym tlenku uranu. Rozszczepialny izotop U-235 stanowi tylko 0,7% we wstępnie przerobionej rudzie (reszta to nierozszczepialny U-238), natomiast po przeprowadzeniu wzbogacania będzie stanowił 3-5% (oczywiście można wzbogacać uran nawet do 100%, jednak dla celów energetyki jądrowej wystarczy jedynie 3-5%).

KONWERSJA

Najpierw uran łączy się z fluorem w sześciofluorek uranu UF₆, który jest gazem - proces ten nazywamy konwersją, ponieważ konwertujemy uran z postaci U₃O₈ do UF₆.

 

WZBOGACANIE

Następnie przeprowadza się właściwy proces wzbogacania, najczęściej metodą dyfuzyjną lub wirówkową. Po tym procesie uran nadal znajduje się w gazowej postaci UF₆.

Metoda dyfuzji gazowej polega na przepuszczaniu UF₆ przez specjalne membrany z malutkimi porami. Atomy U-235 są lżejsze i przechodzą przez membrany szybciej i częściej niż cięższe atomy U-238. W rezultacie otrzymujemy lekko wzbogacony UF₆. Całą sekwencję powtarza się ok. 1500 razy, żeby otrzymać gaz wzbogacony do wartości 3-5%. Taka instalacja nazywana jest kaskadą. Wzbogacanie metodą dyfuzyjną jest bardzo energochłonne i mało wydajne dlatego technologia ta jest stopniowo wycofywana. Jest to jedna z najstarszych metod wzbogacania izotopowego. W 2007 r. metodą dyfuzji wzbogacono 25% UF₆. Do 2017 r. metoda ta będzie wycofana (zgodnie z prognozami WNA).

Metoda wirówkowa polega na wpuszczaniu UF₆ do specjalnych wirówek. Wirnik w postaci próżniowego cylindra o bardzo wytrzymałym korpusie, osadzony jest na łożyskach i napędzany silnikiem elektrycznym do wysokich obrotów: od 50000 obr./min. do70000 obr/min. Długość wynosi od 1 m do 2 m, a średnica - od 15 cm do20 cm. Sześciofluorek uranu doprowadza się do środka wirnika, gdzie uzyskuje prędkość wirowania bliską prędkości obrotowej wirnika. Pod wpływem siły odśrodkowej cięższe cząsteczki (²³⁸UF₆) dążą w kierunku korpusu, a lżejsze (²³⁵UF₆) gromadzą się wokół osi. Ten początkowy efekt rozdzielenia w kierunku promieniowym, zostaje następnie wzmocniony przez konwekcję wywołaną różnicą temperatury wzdłuż osi wirnika. Powstałe siły , tysiąckrotnie większe od sił pola grawitacyjnego, stwarzają gradient ciśnienia wzdłuż promienia.

Pod wpływem różnicy ciśnień między wejściem gazu a wyjściami frakcji zubożonej i wzbogaconej, sześciofluorek uranu jest wtłaczany do zewnętrznego systemu rurociągów. Nie jest do tego potrzebna ani sprężarka, ani pompa. Dzięki temu zapotrzebowanie na energię jest znacznie mniejsze , niż w procesie dyfuzji gazowej.

Wartość zużywanej energii na jednostkę pracy potrzebnej do rozdzielenia jest wyrażana w kilogramach - siły; w jęz. ang.: "separative work unit - kGSWU". O ile w procesie dyfuzji gazowej zużycie energii wynosi 2500 kWh/kGSWU, to w nowoczesnych zakładach wzbogacania opartych na pracy wirówek, osiąga się 40 kWh/kGSWU, tj. prawie o 98 % mniej.

Rozwój wydajniejszych wirówek zależy od zwiększenia wytrzymałości materiałów przeznaczonych na konstrukcje korpusów oraz od rozwiązania problemów dynamiki długich wirników.

Jednym z ważniejszych - a zarazem trudniejszych do wykonania - systemów technicznych zakładu wzbogacania opartego na wirówkach, jest system zasilania energią elektryczną. Problem polega na tym, że prąd zmienny pobierany z sieci o częstotliwości 50 Hz, lub 60 Hz trzeba zamienić na prąd o częstotliwości znacznie większej, zazwyczaj o wartości 600 Hz, gdyż obroty silnika napędzającego wirnik wirówki są proporcjonalne do częstotliwości prądu. Przetwornica częstotliwości musi spełniać wysokie wymagania odnośnie do niskiej zawartości harmonicznych i precyzyjnej regulacji częstotliwości.

Wysokie wymagania stawia się również konstrukcji korpusu, który w przypadku pojawienia się w nim - powstałych wskutek uszkodzenia - cięższych fragmentów, powinien móc je zatrzymać w swej przestrzeni. W przeciwnym bowiem razie, wskutek "efektu domina" mogą ulec zniszczeniu sąsiednie wirówki.

Wprawdzie pojemność pojedynczej wirówki jest znacznie mniejsza niż pojedynczego stopnia dyfuzji gazowej, to jednak jej wydajność znacznie przewyższa urządzenia do dyfuzji. Podobnie jak w przypadku tych ostatnich, zakład wzbogacania oparty na wirówkach pracuje kaskadowo. Każdy stopień zawiera wielką liczbę wirówek połączonych w układ równoległy, w którym frakcja z uranem wzbogaconym zasila następną wirówkę, a z uranem zubożonym jest kierowana z powrotem do poprzedniej. Liczba stopni waha się w przedziale od 10 do 20, natomiast w zakładzie dyfuzji sięga nawet ponad tysiąc.

Kaskada wirówek w zakładzie wzbogacania uranu metodą wirówkową w Gronau w Niemczech, należącym do firmy Urenco

W 2007 r. metodą wirówkową wzbogacono 65% UF₆, a w 2017 r. będzie to już 96% (zgodnie z prognozami WNA).

Istnieją jeszcze inne metody wzbogacania (np. kilka metod laserowych), które w przyszłości będą miały zapewne duże znaczenie. Obecnie są one w fazie testów.
Największe zakłady wzbogacania znajdują się we Francji, Niemczech, Japonii, USA, Rosji i Chinach.

Produkcja paliwa i jego wykorzystanie w elektrowni

Nazwa "paliwo", mimo iż jest prawidłowa, to jednak niezbyt trafna w języku polskim, ponieważ sugeruje spalanie, a paliwo jądrowe nie ulega procesowi spalania (czyli utleniania) w reaktorach, jak np. benzyna w silnikach samochodowych. "Spalanie" lub "wypalanie" paliwa jądrowego oznacza wykorzystywanie go w reaktorach do przeprowadzania reakcji rozszczepień jąder atomowych aż do momentu, kiedy zabraknie jąder nadających się do rozszczepienia.

Paliwo jądrowe to umieszczony w specjalnych pojemnikach (zwykle prętach lub kulach) związek chemiczny, zawierający określone ilości izotopu rozszczepialnego jakiegoś pierwiastka, zwykle U-235.

Najczęściej jest to tlenek uranu UO₂.

Po konwersji i wzbogaceniu UF₆ zamieniany jest w tlenek uranu UO₂ (ponowna konwersja). Ze sproszkowanego UO₂ wypieka się w temperaturze ponad 1400°C pastylki o przeciętnej długości 1,5 cm i średnicy 1 cm, które umieszcza się w cyrkonowych rurkach zwanych koszulkami.

Wypełniona i szczelnie zamknięta koszulka określana jest mianem pręta paliwowego. Kilkadziesiąt, a nawet kilkaset takich prętów wraz z prętami regulacyjnymi tworzy tzw. zestaw paliwowy (inaczej "wiązka paliwowa"), który umieszczany jest w reaktorze i umożliwia produkcję energii dzięki reakcji rozszczepienia jąder atomowych.

W reaktorach PWR każdy zestaw paliwowy (jest ich 100-200) liczy z reguły 179-264 prętów paliwowych. W takim zestawie znajduje się miejsce na wsunięcie wiązki prętów regulacyjnych. Długość zestawu paliwowego to ok. 4 m.

Zestawy paliwowe dla reaktorów BWR są podobne, z tym, że w reaktorach BWR pręty regulacyjne mają kształt krzyża i są wsuwane od dołu do góry (odwrotnie niż w PWR).

Trochę inaczej wygląda wiązka paliwa dla reaktorów CANDU - jej długość nie przekracza 50 cm a średnica 30 cm. Kilkanaście takich wiązek jest umieszczonych jedna za drugą w kanale chłodzącym wypełnionym ciężką wodą D₂O (zob. CANDU/ACR). Uran dla reaktorów CANDU nie wymaga wzbogacania, pozostawia się go w naturalnej formie 0,7% U-235, aczkolwiek w najnowszych wersjach tego typu reaktorów - ACR - używa się już uranu lekko wzbogaconego, co pozwala zmniejszyć rozmiary reaktora (chłodzenie zapewnia zwykła woda). Podobny rodzaj paliwa stosują Indie w swoich reaktorach ciężkowodnych PHWR (Pressurized Heavy Water Reactor) i AHWR (Advanced Heavy Water Reactor), wzorowanych zresztą na CANDU.

W przypadku reaktorów wysokotemperaturowych (jak np. niemiecki THTR-300 oraz budowany obecnie w RPA reaktor PBMR) stosuje się paliwo umieszczone w kulach przypominających kule bilardowe. W tym przypadku rdzeń reaktora stanowi tzw. złoże usypane.

Po osiągnięciu projektowego wypalenia paliwa (zwykle okres 1-2 lat) pręty paliwowe są wyjmowane z reaktora i umieszczane na kilka lat w basenie z wodą (tzw. mokry przechowalnik wypalonego paliwa). Zużyte pręty zawierają bardzo duże ilości silnie promieniotwórczych produktów rozpadu jąder które wydzielają stosunkowo duże ilości ciepła. Złożenie ich do basenu z wodą i przechowywanie przez dłuższy czas (od kilku do kilkudziesięciu lat) powoduje, że ich aktywność drastycznie spada a z czasem wydzielane są też coraz mniejsze ilości ciepła. Woda w basenie pełni rolę chłodziwa, które uniemożliwia samoistne przegrzanie się zużytych prętów.

Następnie transportuje się je do zakładu przerobu wypalonego paliwa (termin "wypalone paliwo" oznacza po prostu paliwo zużyte, nie nadające się już do wykorzystania w reaktorze), gdzie oddziela się produkty roszczepienia nie nadające się do ponownego użytku od plutonu (w czasie pracy każdego reaktora z U-238 powstają pewne ilości plutonu, przede wszystkim Pu-239) i resztek uranu, które można ponownie wykorzystać jako paliwo jądrowe (w wypalonym paliwie znajduje się 95% U-235, 1% Pu-239 i 4% produktów rozszczepienia, co oznacza że prawie całe wypalone paliwo nadaje się do wtórnego przerobu). Przerób wypalonego paliwa określa się też angielskim słowem reprocessing.

Reprocessing polega na rozpuszczaniu w kwasie koszulek z pastylkami paliwowymi, a następnie rozseparowaniu wszystkich składników (łącznie z materiałem z którego były wykonane koszulki).

Oprócz uranu można stosować również izotop plutonu Pu-239. Mieszane paliwo uranowo-plutonowe (UO₂+PuO₂) nazywane jest MOX (Mixed OXide fuel). Pluton pochodzi głównie z przerobu wypalonego paliwa jednak w najbliższych latach wykorzystywany będzie również pluton wojskowy, pochodzący z likwidowanych arsenałów broni jądrowej. W 2010 r. udział paliwa MOX w paliwach reaktorowych dla EJ wyniesie 5%.

Dotychczas istniały 3 zakłady produkujące paliwo MOX: dwa we Francji i jeden w Belgii (zamknięty w 2006). W 2005 roku wyprodukowano ok. 200 ton paliwa MOX, zawierającego ok. 12 ton plutonu. W roku 2008 światowa zdolność produkcyjna wynosiła 235 ton rocznie. Ocenia się, że od 1963 roku zużyto do produkcji paliwa MOX ok. 400 ton plutonu.

Obecnie w Europie jest ok. 40 reaktorów energetycznych przystosowanych do pracy na paliwie MOX. Również w Japonii wykorzystuje się MOX na coraz większą skalę. Paliwo to mogą wykorzystywać także reaktory EPR i AP-1000.

Odpady

Odpadami promieniotwórczymi nazywamy odpady stałe, ciekłe lub gazowe, zawierające substancje promieniotwórcze lub skażone tymi substancjami:

• Filtry wody w reaktorach jądrowych i zużyte wymieniacze jonowe (jonity)

• Materiały i narzędzia używane w rutynowej pracy przy instalacjach jądrowych, jak np. zawory, części pomp, fragmenty rurociągów

• Wyposażenie pracowni naukowych

• Pokrowce na buty, fartuchy, ściereczki, ręczniki papierowe itp., używane wszędzie tam, gdzie człowiek spotyka się z materiałami promieniotwórczymi

• Filtry używane do testów zanieczyszczenia powietrza materiałami promieniotwórczymi, a także ciecze używane czasem do rozpuszczania tych filtrów

• Pojemniki, ubrania, papier, wata, lignina, płyny i wyposażenie, które miały kontakt z materiałami promieniotwórczymi stosowanymi w medycynie

• Materiały biologiczne używane w badaniach naukowych w różnych działach medycyny i farmacji.

Klasyfikacja odpadów:

1. Odpady wysokoaktywne HLW (od High-Level Waste): przerobione wypalone paliwo z reaktorów jądrowych i niektórych procedur podczas produkcji broni jądrowej. Zawierają silnie promieniotwórcze, krótko- i długo-życiowe fragmenty rozszczepienia, niebezpieczne związki chemiczne, toksyczne metale ciężkie. Mogą mieć postać ciekłą, np. z przerobu wypalonego paliwa

2. Odpady niskoaktywne LLW (od Low-Level Waste): z reaktorów, a także ze źródeł promieniotwórczych (nauka, przemysł i medycyna)

3. Odpady transuranowe TRU (od TRansUranium), których dostarczają fabryki przerobu paliwa oraz nuklearny przemysł zbrojeniowy

4. Odpady o pośredniej aktywności ILW (od Intermediate Level Waste), w Wielkiej Brytanii materiały o aktywności właściwej beta i gamma większej od 1,2x107 Bq/kg oraz aktywności alfa ponad 4x106 Bq/kg

5. Odpady o bardzo niskiej aktywności VLLW (od Very Low Level Waste), aktywność właściwa alfa, beta i gamma < 400 Bq/kg

 

Postępowanie z odpadami promieniotwórczymi spoza przemysłu jądrowego (unieszkodliwianie) ma trzy cele: maksymalnie zmniejszyć objętość odpadów, zapewnić im odporność na działanie wody i rozpraszanie oraz przechować w sposób nie zagrażający środowisku.

System barier zapobiegających rozprzestrzenianiu się substancji promieniotwórczych oraz pochłaniających promieniowanie składa się z 6 elementów:

1. Tworzenie trudno rozpuszczalnych związków chemicznych (koncentratów) wiążących izotopy promieniotwórcze

2. Materiał wiążący (spoiwo), który służy do zestalania odpadów, co przeciwdziała rozsypaniu, rozproszeniu, rozpyleniu i wymywaniu substancji promieniotwórczych, np. beton (osłona biologiczna), asfalt, polimery organiczne i masy ceramiczne

3. Opakowanie odpadów, zabezpieczające je przed uszkodzeniami mechanicznymi, działaniem czynników atmosferycznych i kontaktem z wodą. Stałe lub zestalone odpady zamykane są w pojemnikach metalowych lub betonowych i w tej postaci przewożone i składowane

4. Betonowa konstrukcja składowiska, zabezpiecza odpady przed dzialaniem czynników atmosferycznych, zapobiega korozji opakowań oraz migracji substancji promieniotwórczych z miejsca ich składowania

5. Struktura geologiczna terenu. Teren. asejsmiczny, niezatapialny (np. w czasie powodzi) mało przydatny gospodarczo i oddalony od skupisk ludzkich. Poziom wód gruntowych niższy od poziomu składowiska, a skład podłoża musi przeciwdziałać migracji radionuklidów

6. Impregnująca warstwa bitumiczna pokrywająca wierzchnią warstwę betonu, zapobiega m.in. przenikaniu wód opadowych do strefy składowania odpadów, uniemożliwia korozję opakowań oraz wymywanie substancji promieniotwórczych

 

Wyboru lokalizacji składowiska nie dokonuje się przypadkowo. Muszą istnieć sprzyjające warunki geologiczne i hydrogeologiczne terenu, ludność musi mieć zagwarantowaną ochronę przed uwolnieniem się odpadów promieniotwórczych, należy zabezpieczyć składowisko przed przypadkowym wejściem na jego teren osób postronnych a także należy zagwarantować bezpieczeństwo ludności zarówno w okresie działania składowiska jak i po jego zamknięciu.

Schemat głębokiego składowiska geologicznego w Clab w Szwecji (grafika: Jan M. Rojmar, źródło: SKB)

Likwidacja EJ (ang. decomissioning):

W amerykańskiej energetyce jądrowej wyróżnia się trzy poziomy likwidacji. Pierwsze dwa mogą być zarówno poziomem końcowym jak i pośrednim (to znaczy można na nich poprzestać). W zależności od konstrukcji samej elektrowni, jej wielkości jak i dostępu do infrastruktury transportowej, składowisk i przepisów, czas potrzebny na likwidację może się nieznacznie różnić.

• Poziom I – zamknięcie elektrowni pod nadzorem urzędu dozoru jądrowego. Procedura sprowadza się do odstawienia bloku, wyładowania paliwa z reaktora i usunięcia materiałów eksploatacyjnych. Budynek główny reaktora zostaje zamknięty, a pozostałe pomieszczenia znajdują się pod kontrolą służb zakładowych. Przeprowadzenie tego typu działań skutkuje obniżeniem promieniotwórczości na terenie zakładu o 99,9%. Czas potrzebny na wykonanie powyższych prac wynosi od 2 do 5 lat.

• Poziom II – częściowa likwidacja. Etap ten obejmuje demontaż wszystkich urządzeń i instalacji (z możliwymi wyjątkami), a budynki w których nie stwierdzono skażeń promieniotwórczych przekazywane są zewnętrznym użytkownikom. Skutkuje to zmniejszeniem terenu pozostającego pod stałą kontrolą do około 10%. Przeprowadzenie tego etapu wymaga kolejnych 5 – 10 lat.

• Poziom III – całkowita likwidacja elektrowni do poziomu tzw. „zielonej trawy”, (green-field conditions), czyli likwidacja do spełnienia warunków czystego, zielonego terenu. Jest to ostatni, finalny etap likwidacyjny. Skutkuje całkowitym usunięciem budynków i infrastruktury elektrowni. Po elektrowni nie pozostaje nic.

Koszty likwidacji EJ są relatywnie wysokie ale w całości pokrywa je właściciel elektrowni (jedyny wyjątek dotyczy sytuacji, gdy elektrownie wybudowało i eksploatowało państwo i jednocześnie nie zabezpieczono funduszy na ich przyszłą likwidację). Koszty te, łącznie z unieszkodliwianiem powstających przy tym odpadów radioaktywnych, maleją w ostatnich latach i stanowią tylko małą część całkowitego kosztu wytwarzania energii elektrycznej. W USA wiele przedsiębiorstw energetycznych dokonało aktualizacji ocen kosztów obniżając je w stosunku do ocen pierwotnych na podstawie zyskanego doświadczenia. Obecnie średni koszt likwidacji wycenia się na 325 milionów USD (z 1988r.) na wodny reaktor energetyczny. Według raportu OECD (Organizacji Współpracy Gospodarczej i Rozwoju) z roku 2003, koszty likwidacji reaktorów przedstawiają się następująco: PWR 200 – 500$/kWe, WWER – 330$/kWe, BWR 300 – 550$/kWe, CANDU 270 – 430$/kWe. Dla reaktorów grafitowo-gazowych koszty są znacznie wyższe w związku z dużą ilością znajdujących się w nich materiałów radioaktywnych, sięgając 2600 $/kWe dla niektórych reaktorów typu Magnox. Łatwo można policzyć, że likwidacja elektrowni o mocy 1000 MWe może pochłonąć około 500 milionów dolarów. Koszty te jednak w różnych przypadkach mogą znacznie się różnić.

Najpopularniejszym sposobem pokrycia kosztów likwidacji jest odkładanie pewnej niedużej kwoty otrzymywanej ze sprzedaży każdej kilowatogodziny na specjalny fundusz. Pieniądze te odkładane są przez cały czas pracy elektrowni. W przypadku USA kwota ta wynosi od 0,1 do 0,2 centa z każdej kWh. Do 2001 roku w ten sposób udało się odłożyć 23,7 miliarda dolarów, a w najbliższych latach wpłynie jeszcze kolejne 11,6 miliarda, dając w ten sposób kwotę potrzebną na likwidację wszystkich działających obecnie reaktorów (średnie koszty likwidacji przyjęto na 320 mln dolarów na jeden reaktor).

W przypadku Francji kwota odkładana na likwidację wynosi 0,14 eurocenta z każdej sprzedanej kilowatogodziny. Do 2006 roku zgromadzono 25 miliardów euro, wymagana kwota (35 miliardów euro) pozwalająca na likwidację wszystkich działających obecnie obiektów ma zostać zebrana do 2010 roku.

Składowanie odpadów:

Tab. - Ilości odpadów z EJ z reaktorem PWR

Aktywność odpadów	Objętość m3/GWe-rok
wysoka	3
średnia	22
niska	155

Promieniowanie (dawki)

Jednostki:

Jednostką przyjętą do pomiaru radioaktywności jest bekerel (Bq) odpowiadający jednemu rozpadowi atomu na sekundę. Większa jednostka używana tradycyjnie to 1 Curie, równy 3,7 10¹⁰ Bq.

Siwert (Sv) jest jednostką pochodną układu SI ( J/kg ) wielkości fizycznych odnoszących się do działania promieniowania jonizującego na organizmy żywe. Siwert jest względnie dużą jednostką – u człowieka już po przekroczeniu dawki skutecznej 1 Sv promieniowania gamma dla całego ciała może wystąpić ostry zespół popromienny, mogący prowadzić do śmierci. Dlatego też stosuje się mniejsze jednostki używając przedrostków SI: milisiwerty (1 mSv=10^-3 Sv) i mikrosiwerty (1 μSv=10^-6 Sv).

Dawka skuteczna, dawka efektywna E_H – suma wszystkich równoważników dawki zarówno od narażenia zewnętrznego jak i wewnętrznego, we wszystkich narządach i tkankach z uwzględnieniem współczynników wagowych poszczególnych narządów i tkanek. Dawka skuteczna określa stopień narażenia całego ciała na promieniowanie nawet przy napromieniowaniu tylko niektórych partii ciała.

Elektrownie jądrowe wytwarzają obecnie około 17% energii elektrycznej zużywanej na świecie, a liczba bloków z reaktorami energetycznymi przekroczyła 440 w 32 krajach świata. W najbliższym dwudziestoleciu zaplanowano wzrost mocy globalnej elektrowni jądrowych na świecie o 60%, z 320 GWe w chwili obecnej do 440 GWe w 2025 roku. Mimo to wkład elektrowni jądrowych w ogólny poziom promieniowania jest pomijalnie mały - 0,001 mSv/rok wobec średnio 2,4 mSv/rok jakie otrzymuje człowiek wskutek promieniowania tła naturalnego i zabiegów medycznych.

W badaniach kohorty 64 172 pacjentów kanadyjskich leczonych przez wielokrotne napromieniowania małymi dawkami, które łącznie sięgały od kilkunastu mSv do kilku Sv ale były otrzymywane przy średniej mocy dawki (0,6 mSv/s) okazało się, że wg stwierdzenia autora studium "nie ma żadnego związku między ryzykiem zgonu na raka a dawką". Porównanie z umieralnością na raka Japończyków z tzw. kohorty ABS (Atomic Bomb Survival), którzy przeżyli atak na Hiroszimę i Nagasaki, a więc otrzymali dawki jednorazowo przy wysokiej mocy dawki wykazało, że ryzyko przy małych mocach dawki ma zdecydowanie inny charakter. Na rysunku 10 pokazano umieralność dla grup, które otrzymały łączne dawki promieniowania zawarte w przedziale:

• grupa 1 – 0,01 -0,49 Sv

• grupa 2 – 0,50-0,99 Sv

• grupa 3 – 1,0 - 1,99 Sv

• grupa 4 - 2,00- 2,99 Sv

• grupa 5 - powyżej 3 Sv

W przypadku kohorty ABS ryzyko wyraźnie rośnie z dawką. Natomiast w przypadku kohorty poddanej radioterapii o małych mocach dawki, mimo że łączna dawka otrzymana przez pacjenta była taka jak w kohorcie ABS, przy małych dawkach widać obniżenie umieralności na raka. Dopiero przy wysokich dawkach całkowitych ryzyko wzrasta powyżej średniej dla osób nienapromieniowanych, ale i tak jest bliskie jedności, dużo niższe niż dla kohorty ABS. Podobne wyniki uzyskano w szeregu innych studiów.

W rdzeniu reaktora zachodzi reakcja łańcuchowa rozszczepienia uranu, która wytwarza ciepło, ale też i powoduje emisję promieniowania. Przykład takiej reakcji pokazano na rys Ksenon i Stront to dwa spośród wielu izotopów promieniotwórczych, które mogą powstać po rozszczepieniu uranu i ulegać dalszemu rozpadowi, emitując promieniowanie alfa, beta i gamma.

Produkty rozszczepienia w postaci gazowej (jak ksenon lub krypton) lub takie jak jod czy cez, lotne w wysokich temperaturach (500-2000 ^oC) panujących w paliwie, częściowo wydostają się poza pastylki paliwowe, ale zatrzymywane są przez otaczające paliwo koszulki z cyrkonu, materiału bardzo wytrzymałego i odpornego na wysokie temperatury. Koszulki te stanowią drugą barierę chroniącą przed wyjściem produktów rozszczepienia. Od zewnątrz koszulki omywane są wodą, odbierającą od paliwa energię rozszczepienia w postaci ciepła, przenoszonego na zewnątrz reaktora w celu wytworzenia pary wodnej napędzającej turbogeneratory.

Tabl. - Rozkład względny izotopów promieniotwórczych w elektrowni jądrowej z reaktorem WWER-440/213 np. w EJ Mochovce

Izotop	W paliwie	W szczelinie pod koszulką	W obiegu pierwotnym	We wnętrzu obudowy bezpieczeństwa	W atmosferze, uwolnienia dziennie
J-131	1	0,01	1/100 tys.	1/100 mln	1/ 100 mld
Sr-89	1	0,001	1/10 mln	1/10 mld	1/mln mld

Wydzielenia gazów szlachetnych powstających wskutek rozszczepienia, takich jak ksenon i krypton, są większe, ale ich wpływ na zdrowie człowieka jest niewielki, bo nie zatrzymują się w organizmie człowieka tak jak jod czy stront.

Biorąc pod uwagę ulepszone możliwości techniczne elektrowni jądrowych, urząd dozoru jądrowego Francji ustalił dla ostatnio zbudowanych EJ z reaktorami 1450 MWe limity 10 razy niższe niż dla poprzednich bloków 1300 MWe. Podczas gdy dawne limity dla EJ z dwoma reaktorami o mocy 1300 MWe wynosiły 110 GBq dla jodu i aerosoli łącznie, a 3300 TBq dla gazów szlachetnych łącznie z trytem i C-14, dla nowych EJ w Chooz i Civaux limity te wynoszą odpowiednio 11 GBq i 330 TBq, chociaż moc tych EJ jest zwiększona. Co więcej, wobec tego że EJ emitowały tylko ułamki procenta wielkości granicznych, Francja podjęła akcję ogólnej redukcji dozwolonych limitów emisji. Bloki uzyskujące przedłużenie licencji po 1995 roku mają narzucone limity niższe niż obowiązujące poprzednio. Przykładowe wielkości emisji dozwolonych dla EJ 2 x 1300 MWe wg starych i obecnych przepisów pokazane są w Tabl. 1.

Tab. - Emisje dozwolone i rzeczywiste w EJ we Francji pracujących na podstawie zezwoleń pierwotnych (stare limity) i obecnych, odnowionych na bazie nowych przepisów (nowe limity)

EJ	Golfech, 2x1300 MWe (stare limity)	Flamanville, 2x1300 MWe (nowe limity)
	Limit	Rzeczywiste emisje
Gazy szlachetne, TBq/rok	1650	2,74
Tryt, TBq/rok	1)	1)
Węgiel C-14, TBq/rok	1)	1)
Jod, GBq/rok	55	0,083
Aerosole, GBq/rok	2)	2)

1) Wielkości te były włączone w pozycję "Gazy szlachetne"
2) Wielkości te były włączone w pozycję "Jod i aerosole"