Основной структурной единицей на большинстве электростан­ций является цех . На тепловых станциях различают цеха основно­го, вспомогательного производства и непромышленных хозяйств.

· Цеха основного производства производят продукцию, для выпуска которой создано предприятие. На тепловых станциях основными являются цеха, в которых протекают производственные процессы по превращению химической энергии топлива в тепловую и элек­трическую энергию.

· Цеха вспомогательного производства промышленных предприя­тий, в том числе и электростанций, непосредственно не связаны с изготовлением основной продукции предприятия: они обслу­живают основное производство, способствуют выпуску продук­ции и обеспечивают основному производству необходимые усло­вия для нормальной работы. Эти цеха осуществляют ремонт обо­рудования, снабжение материалами, инструментом, приспособ­лениями, запасными частями, водой (промышленной), различ­ными видами энергии, транспортом и т. п.

· Непромышленными являются хозяйства, продукция и услуги которых не относятся к основной деятельности предприятия. В их функции входит обеспечение и обслуживание бытовых нужд пер­сонала предприятия (жилищные хозяйства, детские учреждения и т.п.).

Производственные структуры тепловой станции определяются соотношением мощности основных агрегатов (турбоагрегатов, па­ровых котлов, трансформаторов) и технологическими связями между ними. Решающим при определении структуры управления является соотношение мощностей и связи между турбинами и котельными агрегатами. На существующих электростанциях сред­ней и малой мощности однородные агрегаты соединяются между собой трубопроводами для пара и воды (пар из котлов собирается в общих сборных магистралях, из которых он распределяется между отдельными котлами). Такую технологическую схему называют централизованной . Широко применяют также секционную схему, при которой турбина с одним или двумя обеспечивающими ее паром котлами, образует секцию электростанции.

• При таких схемах оборудование распределяется по цехам, объе­диняющим однородное оборудование: в котельном цехе - котель­ные агрегаты со вспомогательным оборудованием; турбинном - турбоагрегаты со вспомогательным оборудованием и т.д. По этому принципу на крупных тепловых электростанциях организуются сле­дующие цеха и лаборатории: топливно-транспортный, котельный, турбинный, электрический (с электротехнической лабораторией), цех (лаборатория) автоматики и теплового контроля, химический (с химической лабораторией), механический (при выполнении ремонта самой электростанцией этот цех становится ремонтно-механическим), ремонтно-строительный.

В настоящее время из-за особенностей технологического про­цесса производства энергии станций с агрегатами мощностью 200...800 МВт и выше применяют блочную схему связей оборудо­вания. На блочных электростанциях турбина, генератор, котел (или два котла) со вспомогательным оборудованием образуют блок; тру­бопроводов, связывающих агрегаты, для пара и воды между блока­ми, нет, резервные котлоагрегаты на электростанциях не устанав­ливаются. Изменение технологической схемы электростанции при­водит к необходимости реорганизации производственной структу­ры управления, в которой основным первичным производствен­ным подразделением является блок.

· Для станций блочного типа наиболее рациональной структурой управления является бесцехо­вая (функциональная) с организацией службы эксплуатации и служ­бы ремонта, возглавляемых начальниками служб - заместителями главного инженера станции. Функциональные отделы подчиняют­ся непосредственно директору станции, а функциональные служ­бы и лаборатории - главному инженеру станции.

· На крупных станциях блочного типа используется промежу­точная структура управления - блочно-цеховая . Котельный и тур­бинный цеха объединяют в один и организуют следующие цеха: топливно-транспортный, химический, тепловой автоматики и измерений, централизованного ремонта и др. При работе станции на газе топливно-транспортный цех не организуется.

Организационно-производственная структура гидроэлектростанций

На ГЭС имеет место как управление отдельными ГЭС, так и ее объединениями, расположенными на одной реке (кана­ле) или просто в каком-либо административном или хозяйствен­ном районе; такие объединения называются каскадными (рис. 23.2).

Организационная структура управления ГЭС:

а - 1-я и 2-я группы; 1 - директор ГЭС; 2 - зам. директора по административ­но-хозяйственной деятельности; 3 - зам. директора по капитальному строитель­ству; 4 - отдел кадров; 5 - главный инженер; 6 - бухгалтерия; 7 - плановый отдел; 8 - отдел гражданской обороны; 2.1 - транспортный участок; 2.2 - отдел материально-технического обеспечения; 2.3 - административно-хозяй­ственный отдел; 2.4 - жилищно-коммунальный отдел; 2.5 - охрана ГЭС; 5.1 - зам. гл. инженера по оперативной работе; 5.2 - начальник электроцеха; 5.3 - начальник турбинного цеха; 5.4 - начальник гидроцеха; 5.5 - производственно-технический отдел; 5.6 - служба связи; 5.7 - инженер по эксплуатации и техни­ке безопасности; 5.2.1 - электротехническая лаборатория; б - 3-я и 4-я группы; 1 - отдел материально-технического снабжения; 2 - производственно-техни­ческий отдел (ПТО); 3 - бухгалтерия; 4 - гидротехнический цех; 5 - элект­ромашинный цех

Организационная структура управления каскадом ГЭС: а - вариант 1; 1 - начальник электроцеха каскада; 2 - начальник турбинного цеха каскада; 3 - начальник гидроцеха каскада; 4 - начальник ПТО; 5 - на­чальник ГЭС-1; 6 - начальник ГЭС-2; 7 - начальник ГЭС-3; 8 - служба связи; 9 - местная служба релейной защиты и автоматики; 10 - инженер-инс­пектор по эксплуатации и технике безопасности; 5.1, 6.1, 7.1 - производствен­ный персонал соответственно ГЭС-1, 2, 3; б - вариант 2; 1 - директор каска­да; 2 - административные подразделения каскада; 3 - главный инженер; 3.1, 3.2, 3.3 - начальник соответственно ГЭС-1, 2, 3; 3.1.1, 3.2.1, 3.3.1 - произ­водственные подразделения, включая оперативный персонал соответственно ГЭС-1, 2, 3

В зависимости от мощности ГЭС и каскадов ГЭС, МВт, по струк­туре управления принято рассматривать шесть групп и столько же каскадов ГЭС:

• В первых четырех группах применяется в основном цеховая организационная структура управления . На ГЭС и ее каскадах 1-й и 2-й групп предусматриваются, как правило, электрический, тур­бинный и гидротехнический цеха; 3-й и 4-й групп - электротур­бинный и гидротехнический;
• На ГЭС малой мощности (5-я группа ) при­меняют бесцеховые структуры управления с организацией соот­ветствующих участков;
• На ГЭС и каскадах мощностью до 25 МВт (6-я группа ) - только оперативно-ремонтный персонал .

При организации каскада ГЭС одна из станций каскада, как правило, наибольшая по мощности, выбирается базовой, на кото­рой размещаются управление каскадом, его отделы и службы, цеха, основные центральные склады и мастерские. При цеховой структу­ре управления каждый цех обслуживает оборудование и сооруже­ния всех ГЭС, входящих в каскад, а персонал находится или на базовой ГЭС, или распределен по станциям каскада. В случаях когда ГЭС каскада расположены на значительном расстоянии друг от друга и соответственно от базовой, необходимо назначать ответ­ственных за работу ГЭС, входящей в каскад.

При объединении в каскад больших по мощности ГЭС целесо­образна централизация только управленческих функций (руководство каскадом, бухгалтерия, снабжение и т.п.). На каждой ГЭС организуются цеха, проводящие полное эксплуатационное и ре­монтное обслуживание. При проведении крупных ремонтных ра­бот, например при капитальном ремонте агрегатов, часть рабочих соответствующего цеха с одной или нескольких ГЭС передается на ту станцию, где это необходимо.

Таким образом, рациональная структура управления в каждом случае принимается исходя из конкретных условий образования каскада. При большом числе ГЭС, входящих в каскад, использу­ется предварительное укрупнение станций, наиболее близко рас­положенных друг к другу, возглавляемых начальником группы ГЭС. Каждая группа самостоятельно ведет эксплуатационное обслужи­вание, включая текущий ремонт оборудования и сооружений.

Тепловые электростанции могут быть с паровыми и газовыми турбинами, с двигателями внутреннего сгорания. Наиболее распространены тепловые станции с паровыми турбинами, которые в свою очередь подразделяются на: конденсационные (КЭС) — весь пар в которых, за исключением небольших отборов для подогрева питательной воды, используется для вращения турбины, выработки электрической энергии;теплофикационные электростанции - теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), являющиеся источником питания потребителей электрической и тепловой энергии и располагающиеся в районе их потребления.

Конденсационные электростанции

Конденсационные электростанции часто называют государственными районными электрическими станциями (ГРЭС). КЭС в основном располагаются вблизи районов добычи топлива или водоемов, используемых для охлаждения и конденсации пара, отработавшего в турбинах.

Характерные особенности конденсационных электрических станции

1. в большинстве своем значительная удаленность от потребителей электрической энергии, что обуславливает необходимость передавать электроэнергию в основном на напряжениях 110-750 кВ;
2. блочный принцип построения станции, обеспечивающий значительные технико-экономические преимущества, заключающиеся в увеличении надежности работы и облегчении эксплуатации, в снижении объема строительных и монтажных работ.
3. Механизмы и установки, обеспечивающие нормальное функционирование станции, составляют систему ее .

КЭС могут работать на твердом (уголь, торф), жидком (мазут, нефть) топливе или газе.

Топливоподача и приготовление твердого топлива заключается в транспортировке его из складов в систему топливоприготовления. В этой системе топливо доводится до пылевидного состояния с целью дальнейшего вдувания его к горелкам топки котла. Для поддержания процесса горения специальным вентилятором в топку нагнетается воздух, подогретый отходящими газами, которые отсасываются из топки дымососом.

Жидкое топливо подается к горелкам непосредственно со склада в подогретом виде специальными насосами.

Подготовка газового топлива состоит в основном в регулировании давления газа перед сжиганием. Газ от месторождения или хранилища транспортируется по газопроводу к газораспределительному пункту (ГРП) станции. На ГРП осуществляется распределение газа и регулирование его параметров.

Процессы в пароводяном контуре

Основной пароводяного контур осуществляет следующие процессы:

1. Горение топлива в топке сопровождается выделением тепла, которое нагревает воду, протекающую в трубах котла.
2. Вода превращается в пар с давлением 13…25 МПа при температуре 540..560 °С.
3. Пар, полученный в котле, подается в турбину, где совершает механическую работу - вращает вал турбины. Вследствие этого вращается и ротор генератора, находящийся на общем с турбиной валу.
4. Отработанный в турбине пар с давлением 0,003…0,005 МПа при температуре 120…140°С поступаетв конденсатор, где превращается в воду, которая откачивается в деаэратор.
5. В деаэраторе происходит удаление растворенных газов, и прежде всего кислорода, опасного ввиду своей коррозийной активности.Система циркуляционного водоснабжения обеспечивает охлаждение пара в конденсаторе водой из внешнего источника (водоема, реки, артезианской скважины). Охлажденная вода, имеющая на выходе из конденсатора температуру, не превышающую 25…36 °С, сбрасывается в систему водоснабжения.

Интересное видео о работе ТЭЦ можно посмотреть ниже:

Для компенсации потерь пара в основную пароводяную систему насосом подается подпиточная вода, предварительно прошедшая химическую очистку.

Следует отметить, что для нормальной работы пароводяных установок, особенно со сверх критическими параметрами пара, важное значение имеет качество воды, подаваемой в котел, поэтому турбинный конденсат пропускается через систему фильтров обессоливания. Система водоподготовки предназначена для очистки подпиточной и конденсатной воды, удаления из нее растворенных газов.

На станциях, использующих твердое топливо, продукты сгорания в виде шлака и золы удаляются из топки котлов специальной системой шлака- и золоудаления, оборудованной специальными насосами.

При сжигании газа и мазута такой системы не требуется.

На КЭС имеют место значительные потери энергии. Особенно велики потери тепла в конденсаторе (до 40..50 % общего количества тепла, выделяемого в топке), а также с отходящими газами (до 10 %). Коэффициент полезного действия современных КЭС с высокими параметрами давления и температуры пара достигает 42 %.

Электрическая часть КЭС представляет совокупность основного электрооборудования (генераторов, ) и электрооборудования собственных нужд, в том числе сборных шин, коммутационной и другой аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.

Генераторы станции соединяются в блоки с повышающими трансформаторами без каких-либо аппаратов между ними.

В связи с этим на КЭС не сооружается распределительное устройство генераторного напряжения.

Распределительные устройства на 110-750 кВ в зависимости от количества присоединений, напряжения, передаваемой мощности и требуемого уровня надежности выполняются по типовым схемам электрических соединений. Поперечные связи между блоками имеют место только в распределительных устройствах высшего или в энергосистеме, а также по топливу, воде и пару.

В связи с этим каждый энергоблок можно рассматривать как отдельную автономную станцию.

Для обеспечения электроэнергией собственных нужд станции выполняются отпайки от генераторов каждого блока. Для питания мощных электродвигателей (200 кВт и более) используется генераторное напряжение, для питания двигателей меньшей мощности и осветительных установок - система 380/220 В. Электрические схемы собственных нужд станции могут быть различными.

Ещё одно интересное видео о работе ТЭЦ изнутри:

Теплоэлектроцентрали

Теплоэлектроцентрали, являясь источниками комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, имеют значительно больший, чем КЭС, (до 75 %). Это объясняется тем. что часть отработавшего в турбинах пара используется для нужд промышленного производства (технологии), отопления, горячего водоснабжения.

Этот пар или непосредственно поступает для производственных и бытовых нужд или частично используется для предварительного подогрева воды в специальных бойлерах (подогревателях), из которых вода через теплофикационную сеть направляется потребителям тепловой энергии.

Основное отличие технологии производства энергии на в сравнении с КЭС состоит в специфике пароводяного контура. Обеспечивающего промежуточные отборы пара турбины, а также в способе выдачи энергии, в соответствии с которым основная часть ее распределяется на генераторном напряжении через генераторное распределительное устройство (ГРУ).

Связь с другими станциями энергосистемы выполняется на повышенном напряжении через повышающие трансформаторы. При ремонте или аварийном отключении одного генератора недостающая мощность может быть передана из энергосистемы через эти же трансформаторы.

Для увеличения надежности работы ТЭЦ предусматривается секционирование сборных шин.

Так, при аварии на шинах и последующем ремонте одной из секций вторая секция остается в работе и обеспечивает питание потребителей по оставшимся под напряжениям линиям.

По таким схемам сооружаются промышленные с генераторами до 60 мВт, предназначенные для питания местной нагрузки в радиусе 10 км.

На крупных современных применяются генераторы мощностью до 250 мВт при общей мощности станции 500-2500 мВт.

Такие сооружаются вне черты города и электроэнергия передается на напряжении 35-220 кВ, ГРУ не предусматривается, все генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами. При необходимости обеспечить питание небольшой местной нагрузки вблизи блочной предусматриваются отпайки от блоков между генератором и трансформатором. Возможны и комбинированные схемы станции, при которых на имеется ГРУ и несколько генераторов соединены по блочным схемам.

ТЭС – электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива (рис.Д.1).

Различают тепловые паротурбинные электростанции (ТПЭС), газотурбинные (ГТЭС) и парогазовые (ПГЭС). Подробнее остановимся на ТПЭС.

Рис.Д.1 Схема ТЭС

На ТПЭС тепловая энергия используется в парогенераторе для получения водяного пара высокого давления, приводящего во вращение ротор паровой турбины, соединённый с ротором электрического генератора. В качестве топлива на таких ТЭС используют уголь, мазут, природный газ, лигнит (бурый уголь), торф, сланцы. Их КПД достигает 40%, мощность – 3 ГВт. ТПЭС, имеющие в качестве привода электрогенераторов конденсационные турбины и не использующие тепло отработавшего пара для снабжения тепловой энергией внешних потребителей, называют конденсационными электростанциями (официальное название в РФ – Государственная районная электрическая станция, или ГРЭС). На ГРЭС вырабатывается около 2/3 электроэнергии, производимой на ТЭС.

ТПЭС оснащенные теплофикационными турбинами и отдающие тепло отработавшего пара промышленным или коммунально-бытовым потребителям, называют теплоэлектроцентралями (ТЭЦ); ими вырабатывается около 1/3 электроэнергии, производимой на ТЭС.

Известны четыре типа угля. В порядке роста содержания углерода, а тем самым и теплотворной способности эти типы располагаются следующим образом: торф, бурый уголь, битуминозный (жирный) уголь или каменный уголь и антрацит. В работе ТЭС используют в основном первые два вида.

Уголь не является химически чистым углеродом, также в нем содержится неорганический материал (в буром угле углерода до 40%), который остается после сгорания угля в виде золы. В угле может содержаться сера, иногда в составе сульфида железа, а иногда в составе органических компонентов угля. В угле обычно присутствуют мышьяк, селен, а также радиоактивные элементы. Фактически уголь оказывается самым грязным из всех видов ископаемого топлива.

При сжигании угля образуются диоксид углерода, оксид углерода, а также в больших количествах оксиды серы, взвешенные частицы и оксиды азота. Оксиды серы повреждают деревья, различные материалы и оказывают вредное влияние на людей.

Частицы, выбрасываемые в атмосферу при сжигании угля на электростанциях, называются «летучей золой». Выбросы золы строго контролируются. Реально попадает в атмосферу около 10% взвешенных частиц.

Работающая на угле электростанция мощностью 1000 МВт сжигает 4-5 млн. т угля в год.

Поскольку в Алтайском крае отсутствует добыча угля, то будем считать, что его привозят из других регионов, и для этого прокладывают дороги, тем самым, изменяя природный ландшафт.

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

У этой паровой турбины хорошо видны лопатки рабочих колес.

Тепловая электростанция (ТЭЦ) использует энергию, высвобождающуюся при сжигании органического топлива - угля, нефти и природного газа - для превращения воды в пар высокого давления. Этот пар, имеющий давление около 240 килограммов на квадратный сантиметр и температуру 524°С (1000°F), приводит во вращение турбину. Турбина вращает гигантский магнит внутри генератора, который вырабатывает электроэнергию.

Современные тепловые электростанции превращают в электроэнергию около 40 процентов теплоты, выделившейся при сгорании топлива, остальная сбрасывается в окружающую среду. В Европе многие тепловые электростанции используют отработанную теплоту для отопления близлежащих домов и предприятий. Комбинированная выработка тепла и электроэнергии увеличивает энергетическую отдачу электростанции до 80 процентов.

Паротурбинная установка с электрогенератором

Типичная паровая турбина содержит две группы лопаток. Пар высокого давления, поступающий непосредственно из котла, входит в проточную часть турбины и вращает рабочие колеса с первой группой лопаток. Затем пар подогревается в пароперегревателе и снова поступает в проточную часть турбины, чтобы вращать рабочие колеса с второй группой лопаток, которые работают при более низком давлении пара.

Вид в разрезе

Типичный генератор тепловой электростанции (ТЭЦ) приводится во вращение непосредственно паровой турбиной, которая совершает 3000 оборотов в минуту. В генераторах такого типа магнит, который называют также ротором, вращается, а обмотки (статор) неподвижны. Система охлаждения предупреждает перегрев генератора.

Выработка энергии при помощи пара

На тепловой электростанции топливо сгорает в котле, с образованием высокотемпературного пламени. Вода проходит по трубкам через пламя, нагревается и превращается в пар высокого давления. Пар приводит во вращение турбину, вырабатывая механическую энергию, которую генератор превращает в электричество. Выйдя из турбины, пар поступает в конденсатор, где омывает трубки с холодной проточной водой, и в результате снова превращается в жидкость.

Мазутный, угольный или газовый котел

Внутри котла

Котел заполнен причудливо изогнутыми трубками, по которым проходит нагреваемая вода. Сложная конфигурация трубок позволяет существенно увеличить количество переданной воде теплоты и за счет этого вырабатывать намного больше пара.

Гилев Александр

Достоинства ТЭС:

Недостатки ТЭС:

Например :

Скачать:

Предварительный просмотр:

СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЭС И АЭС С ТОЧКИ ЗРЕНИЯ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ ПРОБЛЕМЫ.

Выполнил: Гилев Александр, 11 «Д» класс, лицей ФГБОУ ВПО «Дальрыбвтуз»

Научный руководитель: Курносенко Марина Владимировна, преподаватель физики высшей квалификационной категории, лицей ФГБОУ ВПО «Дальрыбвтуз»

Тепловая электростанция (ТЭС), электростанция, вырабатывающая электрическую энергию в результате преобразования тепловой энергии, выделяющейся при сжигании органического топлива.

На каком топливе работают ТЭС?!

• Уголь: В среднем, сжигание одного килограмма этого вида топлива приводит к выделению 2,93 кг CO2 и позволяет получить 6,67 кВт·ч энергии или, при КПД 30 % - 2,0 кВт·ч электричества. Содержит 75-97% углерода,

1,5-5,7% водорода, 1,5-15% кислорода, 0,5-4% серы, до 1,5% азота, 2-45%

летучих веществ, количество влаги колеблется от 4 до 14%.В состав газообразных продуктов (коксового газа) входят бензол,

толуол, ксиолы, фенол, аммиак и другие вещества. Из коксового газа после

очистки от аммиака, сероводорода и цианистых соединений извлекают сырой

бензол, из которого выделяют отдельные углеводороды и ряд других ценных

веществ.

• Мазут: Мазу́т (возможно, от арабского мазхулат - отбросы), жидкий продукт темно-коричневого цвета, остаток после выделения из нефти или продуктов ее вторичной переработки бензиновых, керосиновых и газойлевых фракций, выкипающих до 350-360°С. Мазут- это смесь углеводородов (с молекулярной массой от 400 до 1000 г/моль), нефтяных смол (с молекулярной массой 500-3000 и более г/моль), асфальтенов, карбенов, карбоидов и органических соединений, содержащих металлы (V, Ni, Fe, Mg, Na, Ca)
• Газ: Основную часть природного газа составляет метан (CH4) - от 92 до 98 %. В состав природного газа могут также входить более тяжёлые углеводороды - гомологи метана.

Достоинства и недостатки ТЭС:

Достоинства ТЭС:

• Самое главное преимущество- невысокая аварийность и выносливость оборудования.
• Используемое топливо достаточно дёшево.
• Требуют меньших капиталовложений по сравнению с другими электростанциями.
• Могут быть построены в любом месте независимо от наличия топлива. Топливо может транспортироваться к месту расположения электростанции железнодорожным или автомобильным транспортом.
• Использование природного газа в виде топлива практически уменьшает выбросы вредных веществ в атмосферу, что является огромным преимуществом перед АЭС.
• Серьёзной проблемой для АЭС является их ликвидация после выработки ресурса, по оценкам она может составить до 20 % от стоимости их строительства.

Недостатки ТЭС:

• Всё-таки ТЭС, которые используют в качестве топлива мазут, каменный уголь сильно загрязняют окружающую среду. На ТЭС суммарные годовые выбросы вредных веществ, в которые входят сернистый газ, оксиды азота, оксиды углерода, углеводороды, альдегиды и золовая пыль, на 1000 МВт установленной мощности составляют от примерно 13 000 тонн в год на газовых до 165 000 на пылеугольных ТЭС.
• ТЭС мощностью 1000 МВт потребляет 8 миллионов тонн кислорода в год

Например : ТЭЦ-2 за сутки сжигает половину состава угля. Наверное этот недостаток является основным.

А что если?!

• А что если на построенной в Приморье АЭС произойдёт авария?
• Сколько лет планета будет восстанавливаться после этого?
• Ведь ТЭЦ-2, которая постепенно переходит на газ, практически прекращает выбросы сажи, аммиака, азота, и прочих веществ в атмосферу!
• На сегодняшний день выбросы ТЭЦ-2 уменьшились на 20%.
• И конечно будет ликвидирована ещё одна проблема -золоотвал.

Немного о вредности АЭС:

• Достаточно просто вспомнить аварию на Чернобыльской атомной электростанции 26 апреля 1986 года. Всего за 20 лет в этой группе от всех причин умерло примерно 5 тысяч ликвидаторов и это ещё не считая гражданских лиц… И конечно, это всё официальные данные.

Завод «МАЯК»:

• 15.03.1953 - возникла самоподдерживающаяся цепная реакция. Переоблучен персонал завода;
• 13.10.1955 - разрыв технологического оборудования и разрушение частей здания.
• 21.04.1957 - СЦР (самопроизвольная цепная реакция) на заводе № 20 в сборнике оксалатных декантатов после фильтрации осадка оксалата обогащенного урана. Шесть человек получили дозы облучения от 300 до 1000 бэр (четыре женщины и два мужчины), одна женщина умерла.
• 02.10.1958 г. - СЦР на заводе. Проводились опыты по определению критической массы обогащенного урана в цилиндрической емкости при различных концентрациях урана в растворе. Персонал нарушил правила и инструкции по работе с ЯДМ (ядерный делящийся материал). В момент СЦР персонал получил дозы облучения от 7600 до 13000 бэр. Три человека погибло, один человек получил лучевую болезнь и ослеп. В том же году И. В. Курчатов выступил на высшем уровне и доказал необходимость учреждения специального государственного подразделения по безопасности. Такой организацией стала ЛЯБ.
• 28.07.1959 - разрыв технологического оборудования.
• 05.12.1960 - СЦР на заводе. Пять человек были переоблучены.
• 26.02.1962 - взрыв в сорбционной колонне, разрушение оборудования.
• 07.09.1962 - СЦР.
• 16.12.1965 г. - СЦР на заводе № 20 продолжалась 14 часов.
• 10.12.1968 г. - СЦР. Раствор плутония был залит в цилиндрический контейнер с опасной геометрией. Один человек погиб, другой получил высокую дозу облучения и лучевую болезнь, после которой ему были ампутированы две ноги и правая рука.
• 11.02.1976 на радиохимическом заводе в результате неквалифицированных действий персонала произошло развитие автокаталитической реакции концентрированной азотной кислоты с органической жидкостью сложного состава. Аппарат взорвался, произошло радиоактивное загрязнение помещений ремонтной зоны и прилегающего участка территории завода. Индекс по шкале INEC-3.
• 02.10.1984 г. - взрыв на вакуумном оборудовании реактора.
• 16.11.1990 - взрывная реакция в емкостях с реагентом. Два человека получили химические ожоги, один погиб.
• 17.07.1993 г. - Авария на радиоизотопном заводе ПО «Маяк» с разрушением сорбционной колонны и выбросом в окружающую среду незначительного количества α-аэрозолей. Радиационный выброс был локализован в пределах производственных помещений цеха.
• 2.08.1993 г. - Авария линии выдачи пульпы с установки по очистке жидких РАО произошел инцидент, связанный с разгерметизацией трубопровода и попаданием 2 м3 радиоактивной пульпы на поверхность земли (загрязнено около 100 м2 поверхности). Разгерметизация трубопровода привела к вытеканию на поверхность земли радиоактивной пульпы активностью около 0,3 Ки. Радиоактивный след был локализован, загрязненный грунт вывезен.
• 27.12.1993 произошел инцидент на радиоизотопном заводе, где при замене фильтра произошел выброс в атмосферу радиоактивных аэрозолей. Выброс составлял по α-активности 0,033 Ки, по β-активности 0,36 мКи.
• 4.02.1994 зафиксирован повышенный выброс радиоактивных аэрозолей: по β-активности 2-суточных уровней, по 137Cs суточных уровней, суммарная активность 15.7 мКи.
• 30.03.1994 при переходе зафиксировано превышение суточного выброса по 137Cs в 3, β-активности - 1,7, α-активности - в 1,9 раза.
• В мае 1994 по системе вентиляции здания завода произошел выброс активностью 10,4 мКи β-аэрозолей. Выброс по 137Cs составил 83 % от контрольного уровня.
• 7.07.1994 на приборном заводе обнаружено радиоактивное пятно площадью несколько квадратных дециметров. Мощность экспозиционной дозы составила 500 мкР/с. Пятно образовалось в результате протечек из заглушенной канализации.
• 31.08. 1994 зарегистрирован повышенный выброс радионуклидов в атмосферную трубу здания радиохимического завода (238,8 мКи, в том числе доля 137Cs составила 4,36 % годового предельно допустимого выброса этого радионуклида). Причиной выброса радионуклидов явилась разгерметизация ТВЭЛ ВВЭР-440 при проведении операции отрезки холостых концов ОТВС (отработавших тепловыделяющих сборок) в результате возникновения неконтролируемой электрической дуги.
• 24.03.1995 зафиксировано превышение на 19 % нормы загрузки аппарата плутонием, что можно рассматривать как ядерно-опасный инцидент.
• 15.09.1995 на печи остекловывания высокоактивных ЖРО (жидких радиоактивных отходов) была обнаружена течь охлаждающей воды. Эксплуатация печи в регламентном режиме была прекращена.
• 21.12.1995 при разделке термометрического канала произошло облучение четырех работников (1,69, 0,59, 0,45, 0,34 бэр). Причина инцидента - нарушение работниками предприятия технологических регламентов.
• 24.07.1995 произошел выброс аэрозолей 137Сs, величина которого составила 0,27 % годовой величины ПДВ для предприятия. Причина - возгорание фильтрующей ткани.
• 14.09.1995 при замене чехлов и смазке шаговых манипуляторов зарегистрировано резкое повышение загрязнения воздуха α-нуклидами.
• 22.10.96 произошла разгерметизация змеевика охлаждающей воды одной из емкостей-хранилищ высокоактивных отходов. В результате произошло загрязнение трубопроводов системы охлаждения хранилищ. В результате данного инцидента 10 работников отделения получили радиоактивное облучение от 2,23×10-3 до 4,8×10-2 Зв.
• 20.11.96 на химико-металлургическом заводе при проведении работ на электрооборудовании вытяжного вентилятора произошел аэрозольный выброс радионуклидов в атмосферу, который составил 10 % от разрешенного годового выброса завода.
• 27.08.97 г. в здании завода РТ-1 в одном из помещений было обнаружено загрязнение пола площадью от 1 до 2 м2 , мощность дозы гамма-излучения от пятна составляла от 40 до 200 мкР/с.
• 06.10.97 зафиксировано повышение радиоактивного фона в монтажном здании завода РТ-1. Замер мощности экспозиционной дозы показал величину до 300 мкР/с.
• 23.09.98 при подъеме мощности реактора ЛФ-2 («Людмила») после срабатывания автоматической защиты допустимый уровень мощности был превышен на 10 %. В результате в трех каналах произошла разгерметизация части твэлов, что привело к загрязнению оборудования и трубопроводов первого контура. Содержание 133Хе в выбросе из реактора в течение 10 дней превысило годовой допустимый уровень.
• 09.09.2000 произошло отключение на ПО «Маяк» энергоснабжения на 1,5 часа, которое могло привести к возникновению аварии.
• В ходе проверки в 2005 году прокуратура установила факт нарушения правил обращения с экологически опасными отходами производства в период 2001-2004 годов, что привело к сбросу в бассейн реки Теча нескольких десятков миллионов кубометров жидких радиоактивных отходов производства ПО «Маяк». По словам замначальника отдела Генпрокуратуры РФ в Уральском федеральном округе Андрея Потапова, «установлено, что заводская плотина, которая давно нуждается в реконструкции, пропускает в водоем жидкие радиоактивные отходы, что создает серьезную угрозу для окружающей среды не только в Челябинской области, но и в соседних регионах». По данным прокуратуры, из-за деятельности комбината «Маяк» в пойме реки Теча за эти четыре года уровень радионуклидов вырос в несколько раз. Как показала экспертиза, территория заражения составила 200 километров. В опасной зоне проживают около 12 тыс. человек. При этом следователи заявляли, что на них оказывается давление в связи с расследованием. Генеральному директору ПО «Маяк» Виталию Садовникову было предъявлено обвинения по статье 246 УК РФ «Нарушение правил охраны окружающей среды при производстве работ» и частям 1 и 2 статьи 247 УК РФ «Нарушение правил обращения экологически опасных веществ и отходов». В 2006 году уголовное дело в отношении Садовникова было прекращено в связи с амнистией к 100-летию Госдумы.
• Теча - река загрязнённая радиоактивными отходами сбрасываемыми Химкомбинатом «Маяк», находящийся на территории Челябинской области. На берегах реки радиоактивный фон превышен многократно. С 1946 по 1956 год сбросы средне- и высокоактивных жидких отходов ПО «Маяк» производили в открытую речную систему Теча-Исеть-Тобол в 6 км от истока реки Течи. Всего за эти годы было сброшено 76 млн м3 сточных вод с общей активностью по β-излучениям свыше 2,75 млн Ки. Жители прибрежных сел подверглись как внешнему облучению, так и внутреннему. Всего радиационному воздействию подверглись 124 тыс. человек, проживающих в населенных пунктах на берегах рек этой водной системы. Наибольшему облучению подверглись жители побережья реки Течи (28,1 тыс. человек). Около 7,5 тыс. человек, переселенных из 20 населенных пунктов, получили средние эффективные эквивалентные дозы в диапазоне 3 - 170 сЗв. В последующем в верхней части реки был построен каскад водоемов. Большая часть (по активности) жидких радиоактивных отходов сбрасывалась в оз. Карачай (водоём 9) и «Старое болото». Пойма реки и донные отложения загрязнены, иловые отложения в верхней части реки рассматриваются как твёрдые радиоактивные отходы. Подземные воды в районе оз. Карачай и Теченского каскада водоёмов загрязнены.
• Авария на «Маяке» в 1957 году, именуемая также «Кыштымской трагедией», является третьей по масштабам катастрофой в истории ядерной энергетики после Чернобыльской аварии и Аварии на АЭС Фукусима I (по шкале INES).
• Вопрос радиоактивного загрязнения Челябинской области поднимался неоднократно, но из-за стратегической важности химкомбината каждый раз оставался без внимания.

ФУКУСИМА-1

• Авария на АЭС Фукусима-1 - крупная радиационная авария (по заявлению японских официальных лиц - 7-го уровня по шкале INES), произошедшая 11 марта 2011 года в результате сильнейшего землетрясения в Японии и последовавшего за ним цунами