Зорин В.М. Атомные электростанции

t, C

Рис. 12.3. t, Q-диаграмма парогенератора для энергоблока БРЕСТ при различ-

ных давлениях генерируемого пара:

1 — 18 МПа; 2 — 24,5 МПа; 3 — 32 МПа; t — температура теплоносителя

Рв

межконтурной неплотности может иметь серьезные последствия. Отработанность конструкторских решений для ПТУ К-1200-23,5-3 также говорит в пользу сделанного вывода.

Параметры ППУ блока БРЕСТ при различных давлениях пара показаны на t, Q-диаграмме (рис. 12.3). С учетом гидравлического сопротивления паропроводов давление в парогенераторе выше давления свежего пара (принятые значения указаны в подписи к рис. 12.3).

При выбранных параметрах ППУ предъявляются дополнительные требования к оборудованию второго контура. Отметим основные особенности паротурбинной установки. Наибольшую температуру промперегрева обеспечивает свежий пар ПТУ закритического давления. Так как греющая среда — однофазная, необходимо специальное устройство для регулирования ее расхода. Промежуточный перегреватель оказывается, по сути, паро-паровым теплообменником.

Подогрев питательной воды до конечной температуры около 340 °С предложено осуществлять в подогревателе высокого давления смешивающего типа (ПВДС), обогреваемом греющей средой после ППТО. После ПВДС установлен питательный насос второго подъема ПН2. Схема включения ППТО и ПВДС и их t, Q-диаграммы показаны на рис. 12.4. Оба элемента тепловой схемы — ППТО и ПВДС — не имеют аналогов в действующих ПТУ.

Тепловая схема системы регенеративного подогрева питательной воды — бездеаэраторная, что позволяет изготавливать как ПНД, так и ПВД из нержавеющей стали и применять пассивационный кислородный водный режим для всего конденсатно-питательного тракта.

181

Рис. 12.4. Фрагмент принципиальной тепловой схемы ПТУ энергоблока БРЕСТ(а) и t, Q-диаграмма (б) процессов теплообмена в ППТО и ПВДС:

1 — охлаждение греющего пара; 2 — снижение его давления (и температуры) в дроссельном устройстве (Др); 3 — конденсация пара; 4 — подогрев питательной воды; 5 — промежуточный перегрев пара турбины

182

12.2. Свинцово-висмутовая реакторная установка

Как одна из перспективных в настоящее время рассматривается ядерно-энергетическая технология, базирующаяся на использовании свинцово-висмутовых быстрых реакторов малой мощности (СВБР-75/100): реактор обеспечивает электрическую мощность установки 75—100 МВт в зависимости от параметров пара. Данная ЯЭТ опирается на реальный опыт разработки и эксплуатации реакторов атомных подводных лодок. Она имеет более высокие технико-эконо- мические показатели, чем технология, основанная на применении легководных реакторов, что видно, в частности, из данных, приведенных ниже (см. табл. 12.1). Температура плавления сплава свинец-висмут (56,5 % Bi) составляет 125 °С.

Перспективы использования СВБР подтверждаются результатами технико-экономического обоснования организации крупнотоннажного производства висмута в России, это обоснование относительно недавно было выполнено специализированными предприятиями атомной отрасли. Было показано, что на базе разведанных месторождений висмута в Читинской области может быть обеспечено его производство в количестве, достаточном для ввода около 70 тыс. МВт электрических мощностей АЭС с БР со свинцово-висмутовым теплоносителем (СВТ).

Относительно малая мощность реактора СВБР была выбрана с целью уменьшить требуемую удельную массу СВТ, который имеет более высокую стоимость по сравнению с другими жидкометаллическими теплоносителями. Анализ результатов выполненных разработок реакторных установок [16] различной номинальной мощности показал, что при ее уменьшении снижается масса СВТ в расчете на 1 кВт мощности.

Есть и ограничения «снизу»: чтобы обеспечить КВ в активной зоне на уровне единицы, как следует из расчета, ее диаметр должен быть не менее 1600 мм при высоте 900 мм. Именно такие размеры активной зоны были приняты для СВБР-75/100, при этом удельная масса висмута составила 1,1 кг/кВт. Продолжительность кампании топлива в этом реакторе равна около 80 тыс. ч (эфф.), и КВ ≥ 1 при применении смешанного уран-плутониевого нитридного топлива. При работе реактора на оксидном урановом топливе продолжительность кампании составляет около 53 тыс. ч (эфф.) и КВ = 0,87.

В проекте реакторной установки реализованы следующие технические решения [16], характеризующие высокий уровень разработок.

1. Компоновка оборудования первого контура — моноблочная бассейнового типа (интегральная) с полным исключением трубопроводов СВТ и арматуры. В металлическом корпусе моноблока размещены (рис. 12.5, б) активная зона, 12 парогенераторных модулей с поверхностью теплообмена из трубок Фильда, два главных циркуля-

183

ционных насоса (ГЦН) осевого погружного типа. На крышке корпуса расположены камеры парогенераторных модулей с входом и выходом рабочего тела, исполнительные механизмы СУЗ, приводы ГЦН (герметичные асинхронные электродвигатели). Габаритные размеры моноблока: диаметр — 4,53 м, высота — 7,55 м. Кроме того, моноблок комплектуется двумя барабанами-сепараторами пара, соединенными с камерами парогенераторных модулей подъемными трубами с пароводяной смесью и опускными трубами с водой (рис. 12.5, а).

2. Цилиндрическая активная зона набирается из бесчехловых тепловыделяющих сборок с твэлами и поглощающих элементов. Твэлы представляют собой четырехреберную трубку с диаметром по гладкой части 12 мм и толщиной стенки 0,4 мм, внутри которой размещаeтся топливная композиция. Материал трубки — нержавеющая сталь с допустимой температурой 650 °С, что позволяет вырабатывать перегретый пар. Так как СВТ по сравнению с другими жидкометаллическими теплоносителями имеет более высокую стоимость, разработаны меры по уменьшению его удельной массы в реакторной установке: применена сравнительно «тесная» решетка твэлов с объемной долей СВТ 25—30 % и с объемной долей топлива 55—60 %.

11

10

8

3

7

6

1

2

5

Рис. 12.5. Общий вид реакторной установки СВБР-75/100 (а) и разрез реакторного моноблока (б):

1 — моноблок; 2 — бак СПОТ; 3 — барабан-сепаратор; 4 — конденсатор системы расхолаживания; 5 — бетонная шахта; 6 — активная зона; 7 — защитная пробка;

8 — исполнительные механизмы СУЗ; 9 — защитный кожух; 10 — парогенераторный модуль; 11 — электропривод ГЦН

184

Пространство над уровнем СВТ в моноблоке заполнено инертным газом.

3. Схема теплоотвода от активной зоны — двухконтурная. Для гарантированного исключения попадания пара в активную зону и недопустимого повышения давления в корпусе необходимы условия беспрепятственного всплытия пузырей пара из СВТ на его свободный уровень при возникновении межконтурной неплотности в трубной системе парогенератора. С этой целью контур циркуляции СВТ разработан таким образом, что 90 % общего гидравлического сопротивления приходится на активную зону и только 10 % — на парогенератор, где скорость теплоносителя наименьшая.

4.Уровень естественной циркуляции СВТ достаточен для расхолаживания реактора без опасного перегрева твэлов: для этого при останове ГЦН обеспечивается перевод реактора на мощность 5—7 % номинальной.

5.Снаружи корпуса моноблока имеется защитный кожух (страховочный корпус). В полости между корпусом и защитным кожухом расположены трубопроводы парового обогрева. Моноблок размещается в баке системы пассивного отвода теплоты (СПОТ), заполненного водой и выполняющего, кроме того, функцию нейтронной защиты. В свою очередь, бак СПОТ находится в бетонной шахте. Для предотвращения кипения воды в баке СПОТ в нормальных условиях эксплуатации теплота от нее отводится воде промежуточного контура и далее технической воде СТВС.

6.Обеспечен высокий уровень ядерной и радиационной безопасности реактора. Проблема нераспространения делящихся материалов решается, в частности, отсутствием перегрузок топлива в течение достаточно длительной кампании топлива.

Основные технические характеристики реакторной установки следующие:

•номинальная тепловая мощность — 280 МВт;

•давление генерируемого насыщенного пара — 9,5 МПа;

•паропроизводительность — 161 кг/с;

•средняя энергонапряженность активной зоны — 146 кВт/дм3;

•загрузка топлива — 9,14 т UO с обогащением 235U 16,1 %;

2

•продолжительность эффективной кампании топлива —53 тыс. ч (6 лет);

•объем свинцово-висмутового теплоносителя в моноблоке —

18м3;

•мощность и давление ГЦН — 450 кВт и 0,55 МПа;

•масса моноблока с теплоносителем — 495 т.

185

Основные возможные направления использования реакторной установки следующие.

1. Разработан проект двухблочной АЭС. В состав каждого энергоблока входит ППУ, состоящая из 16 реакторных модулей СВБР-75/100, размещаемых под защитной оболочкой, и одна ПТУ электрической мощностью 1600 МВт. Теплоноситель в активной зоне реакторного модуля нагревается от 320 до 482 °С.

ВППУ вырабатывается насыщенный пар с давлением 9,5 МПа

ирасходом в номинальном режиме 2580 кг/с. Температура питательной воды после системы регенерации ПТУ равна 241 °С. Сравнительно большая мощность энергоблока выбрана с учетом того, что, во-первых, она может быть обеспечена одной быстроходной турбиной с одним двухпоточным ЦВД и четырьмя двухпоточными ЦНД при повышенных начальных параметрах пара. Во-вторых, проектными расчетами показано, что удельные капитальные затраты по реакторному отделению с возрастанием мощности энергоблока уменьшаются. Сравнение основных технико-экономических показателей двухблочных АЭС и ТЭС с современными парогазовыми установками представлено в табл. 12.1.

Из данных таблицы видно, что АЭС с двумя энергоблоками с ППУ, созданной на основе СВБР-75/100, будет иметь лучшие тех- нико-экономические показатели по сравнению с АЭС на базе легководного реактора; она будет лучше по стоимости отпускаемой электроэнергии, в которой учитываются эксплуатационные расходы, по сравнению с ТЭС с ПГУ, работающими на природном газе.

2. Разработаны проекты по реновации АЭС с ВВЭР, исчерпавших проектный и продленный срок службы реакторной установки, — это

186

достаточно новое направление в ядерной энергетике. Дело в том, что на этих энергоблоках строительные конструкции, гидротехнические сооружения, системы второго контура могут работать значительно дольше обоснованных для РУ сроков с учетом их продления.

Так, например, основные решения по реновации энергоблоков АЭС с ВВЭР-440 заключаются в размещении нескольких РУ СВБР-75/100 (четырех или более) в реконструируемых помещениях парогенераторов и ГЦН. Проведенные расчеты показали, что удельные капиталовложения в реновацию энергоблоков будут по крайней мере в 2 раза меньше, чем в строительство новых АЭС с ВВЭР-1000.

3. Реакторные установки СВБР-75/100 могут использоваться: на атомных ТЭЦ и АС промышленного теплоснабжения, размещаемых в непосредственной близости от городов; на плавучих АС и в транспортабельных паропроизводящих энергоблоках для применения, например, в целях опреснения воды. Такие энергоблоки малой и средней мощности, удовлетворяющие требованиям безопасности, экономичности и нераспространения, могли бы продаваться и в зарубежные страны. Возможность расширения экспортных поставок атомной отраслью обусловлена монопольным владением Россией в настоящее время реакторной свинцово-висмутовой технологией.

Приведенные данные говорят о том, что реакторная установка со свинцово-висмутовым теплоносителем может иметь хорошие перспективы по крайней мере до середины XXI в., когда могут появиться ЯЭТ с лучшими характеристиками, чем достигнуты в настоящее время.

Контрольные вопросы и задания

1.В чем заключается принцип естественной (внутренне присущей) безопасности реакторной установки?

2.Каким образом основные особенности реактора БРЕСТ обеспечивают его естественную безопасность?

3.Каковы основные недостатки свинцового теплоносителя?

4.Какие факторы определяют конечную температуру перегрева пара в ППУ с реактором БРЕСТ?

5.Назовите основные особенности ПТУ энергоблока БРЕСТ.

6.Почему для реактора со свинцово-висмутовым теплоносителем СВБР-75/100 выбрана сравнительно небольшая тепловая мощность?

7.Назовите основные технические решения, обеспечивающие высокий уровень экономичности и надежности реакторной установки СВБР-75/100.

8.Назовите основные направления возможного использования РУ СВБР-75/100.

9.По данным, приведенным в § 12.2, постройте t, Q-диаграмму ППУ и определите расход теплоносителя в одном реакторном модуле для энергоблока мощностью 1600 МВт (эл.). Теплоемкость эвтектики Pb-Bi при средней температуре

вактивной зоне примите равной 0,146 кДж/(кгæК).

187

Глава 13

ПАРОПРОИЗВОДИТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ

С ГАЗООХЛАЖДАЕМЫМИ РЕАКТОРАМИ

Охлаждение активной зоны газом имеет определенные преимущества по сравнению с охлаждением другими теплоносителями:

высокие температуры теплоносителя могут достигаться при произвольно выбираемом давлении в первом контуре;

газы-теплоносители совместимы с ядерным горючим и конструкционными материалами, т.е. нежелательные химические взаимодействия отсутствуют;

при преобразовании теплоты в электроэнергию с помощью паротурбинной установки применима двухконтурная схема АЭС.

В то же время газы обеспечивают малые коэффициенты теплоотдачи, имеют малые объемные теплоемкости и плотности. Такие свойства газов обусловливают необходимость прокачки больших объемных расходов, требуют больших затрат энергии на газодувки, значительных поверхностей нагрева в реакторе и парогенераторе, увеличения объемов соответствующего оборудования.

Значительные габаритные размеры реактора и парогенератора, другого оборудования, большие диаметры циркуляционных трубопроводов приводят к удорожанию как оборудования, так и строительных конструкций. Газоохлаждаемые ППУ оказываются наиболее дорогими из паропроизводительных установок с реакторами на тепловых нейтронах.

Из радиационно стойких газов в качестве теплоносителей для

АЭС рассматриваются углекислый газ СО и гелий. Именно гелиевый

2

теплоноситель дает возможность достижения высоких температур. Что касается диоксида углерода (углекислого газа), то в реакторах на тепловых нейтронах он при высоких температурах взаимодействует с графитом, применяемым в качестве замедлителя. Это приводит

к восстановлению СО до СО, выносу графита из активной зоны

2

с осаждением его на относительно холодной поверхности парогенератора и снижением ее теплопередающих свойств. Поэтому предель-

ная температура для СО ограничена.

2

Углекислый газ не взаимодействует с конструкционными материалами контура только при условии отсутствия в нем влаги, что требует хорошей герметичности парогенератора, в котором давление рабочего тела превышает давление отдающего теплоту тепло-

188

носителя. Несмотря на указанные недостатки, доступность и невысо-

кая стоимость СО обусловили его применение на первых АЭС.

2

Газоохлаждаемые реакторы за сравнительно короткий срок развития ядерной энергетики претерпели наибольшие изменения по сравнению с другими типами реакторов. В настоящее время можно назвать следующие типы газоохлаждаемых реакторов в той последовательности, как они создавались исторически:

•магноксовые (от названия сплава для оболочек твэлов — магнокс);

•усовершенствованные газоохлаждаемые (AGR);

•высокотемпературные на тепловых (ВТГР) и на быстрых (ВТГБР) нейтронах.

Рассмотрение ППУ с газовым теплоносителем целесообразно начать с созданных первыми, поскольку здесь решалась своего рода уникальная и интересная задача выбора параметров пара и других управляемых параметров.

Первый энергоблок с диоксидом углерода в качестве теплоносителя был введен в эксплуатацию в Великобритании в 1956 г. на АЭС «Колдер-Холл». С 1957 по 1959 г. на этой АЭС были построены и введены в эксплуатацию еще три однотипных энергоблока. Помимо выработки электроэнергии при их создании преследовалась и вторая цель — наработка плутония при использовании в качестве топлива реактора природного урана.

То, что АЭС такого типа создавалась впервые, а также ее двухцелевое назначение определили достаточно низкие параметры ППУ и электрическую мощность энергоблока — 46 МВт брутто и примерно 38 МВт нетто. Невысокими были и технико-экономические

показатели энергоблока: электрический КПД η = 22,9 %, электри-

э

ческий КПД нетто ηнт = 18,9 %. Расход электроэнергии на собствен-

э

ные нужды достигал 18 % выработанной, причем значительная его часть приходилась на газодувки.

Специфика паропроизводительной установки определялась конструкционным материалом оболочек тепловыделяющих элементов — сплавом на основе магния.

Магний и его сплавы, в частности магнокс (А-12), обладают хорошими ядерными свойствами, сечение поглощения тепловых нейтронов

магнием очень малó (σ = 0,063 барн), меньше только у бериллия.

а

Другие преимущества — хорошая совместимость с ядерным топли-

вом и газовым теплоносителем (СО , 4Не), отсутствие существенных

2

изменений механической прочности и пластичности под облучением. Недостатком магния является его сравнительно низкая темпе-

189

ратура плавления (650 °С). Магний и его сплавы коррозионно-стойки

к окислению на воздухе и в среде СО до температуры 400 °С или

2

несколько выше. Этим определяются низкие температуры теплоносителя и малые удельные энерговыделения магноксовых реакторов.

Для энергоблоков «Колдер-Холл» максимальная температура оболочки твэлов была принята 400 °С. Теплогидравлическим расчетом реактора определялась разность температур оболочки и теплоносителя на выходе из активной зоны — температурный запас:

где q — тепловой поток с поверхности твэла; α — коэффициент теп-

ратура газового теплоносителя на выходе из реактора. Для улучшения теплоотдачи оболочки твэлов изготавливались с оребрением.

Таким образом, наибольшая температура газа оказалась равной

t ′ = 345 °С. Подогрев теплоносителя в реакторе был принят достаточно

1

большим: t = 200 °С, чтобы уменьшить его расход и затраты энергии

р

на перекачку. Давление за газодувкой р = 0,78 МПа, и подогрев в

1

ней газа составил примерно 5 °С. Температура теплоносителя на выходе из парогенератора равнялась 140 °С.

Если при таких температурах газа передачу теплоты производить в парогенераторе без выделенного экономайзерного участка, то давление полученного пара равнялось бы 0,25—0,3 МПа, а КПД преобразования энергии в ПТУ был бы чрезвычайно мал. Чтобы повысить давление пара, был введен экономайзер, а температура питательной воды принята равной 40 °С, т.е. система регенерации в тепловой схеме ПТУ практически отсутствовала. В этих условиях давление пара после парогенератора могло быть не более 0,4 МПа при мини-

мальном температурном напоре в испарителе δt = 8 °С.

и

Выход был найден посредством использования цикла двух давлений. Здесь, помимо традиционной задачи — выбора наилучших значений минимальных температурных напоров в испарителе и пароперегревателе, возникла еще одна — установление наилучшего соотношения между расходами пара высокого и низкого давлений. При постоянной тепловой мощности, передаваемой газом в парогенераторе, с увеличением расхода пара высокого давления уменьшается расход пара низкого давления, что, может быть, и неплохо, но при этом снижается и уровень «высокого» давления, приближаясь к низкому. Пар низкого давления, поступая к одной из промежуточных ступеней турбины (рис. 13.1), смешивается

190