Зорин В.М. Атомные электростанции
.pdf2 |
|
16 |
|
|
|
|
|
|
|
3 |
11 |
17 |
G |
|
|
3 |
|||
|
|
18 |
~ |
|
|
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
12 |
|
|
|
|
19 |
|
|
|
|
|
|
|
1
|
6 |
|
13 |
20 |
|
|
|
||
8 |
7 |
14 |
22 |
21 |
|
|
|
||
|
|
|
23 |
|
|
9 |
|
15 |
|
10
Рис. 13.1. Принципиальная тепловая схема энергоблока АЭС «Колдер-Холл» (показана одна из четырех петель):
1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — пароперегреватель высокого давления (в.д.);
4 — вторая ступень водяного экономайзера в.д.; 5 — парогенерирующая поверхность в.д.; 6 — пароперегреватель низкого давления (н.д.); 7 — парогенерирующая поверхность н.д.; 8 — регулирующий клапан питания (РКП) в.д.; 9 — водяной экономайзер; 10 — газодувка; 11 — барабан-сепаратор в.д.; 12 — циркуляционный насос в.д.; 13 — барабан-сепаратор н.д.; 14 — циркуляционный насос н.д.; 15 —
РКП н.д.; 16 — пар в.д. от второго ПГ; 17 — паровая турбина; 18 — пар н.д. от второго ПГ; 19 — конденсатор; 20 — конденсатный насос; 21 — конденсатор пара эжектора; 22 — вакуумный деаэратор; 23 — питательный насос
с паром высокого давления, уже совершившим определенную часть работы. При этом начальный перегрев пара низкого давления должен быть не ниже, чем остаточный перегрев пара высокого давления. В противном случае работа суммарного потока в последних ступенях турбины будет совершаться в условиях большей влажности пара и с меньшим внутренним относительным КПД.
Были приняты следующие давления рабочего тела в парогенера-
торе: р |
= 0,46 МПа (t |
= 148,7 °С) и р |
= 1,47 МПа (t |
= |
|
|
п.н.д |
s н.д |
|
п.в.д |
s в.д |
= 197,3 °С); конечные температуры перегрева пара составили: t |
= |
||||
|
|
|
|
п.н.д |
|
= 182 °С и t |
= 322 °С. Минимальные температурные напоры |
||||
|
|
п.в.д |
|
|
|
в испарительных и пароперегревательных частях парогенератора приняты сравнительно небольшими (на уровне 20 °С) для повышения КПД цикла. Эти решения обусловили особенности компоновки АЭС. Достаточно громоздкие парогенераторы (четыре на один энер-
191
гоблок), покрытые тепловой изоляцией и водонепроницаемым составом, располагались под открытым небом по сторонам реакторного здания; оборудование паротурбинных установок (две на один блок) размещалось в отдельном помещении. На рис. 13.2 представлена t, Q-диаграмма паропроизводительной установки энергоблока АЭС «Колдер-Холл».
Давление углекислого газа было выбрано сравнительно небольшим (0,78 МПа), что позволило разместить активную зону в металлическом корпусе с приемлемой толщиной стенки (51 мм). При выборе давления теплоносителя учитывалась также и металлоемкость парогенератора.
По типу «Колдер-Холл» в 60-е годы XX в. были построены АЭС в ряде европейских стран, в том числе шесть электростанций в Великобритании. Опыт эксплуатации позволил проектировать новые АЭС с большей допустимой температурой оболочки твэлов. Повышение тепловой экономичности электростанций было результатом в основном следующих мероприятий:
•совершенствовалось оребрение твэлов, что позволило интенсифицировать теплоотдачу, снизить температурный запас до допустимой температуры оболочки и повысить температуру газа на выходе из реактора (до 370 °С и несколько выше);
•повышалось давление газа (до 1,95 МПа на энергоблоках «Данджнесс А», 1965 г., и до 2,7 МПа на АЭС «Уильфа», 1970 г.), что позволило снизить расход энергии на газодувки (примерно до 10 %)
иуменьшить теплопередающую поверхность парогенератора;
t , |
C |
|
|
|
t max |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
400 |
|
|
|
|
об |
|
|
|
|
|
|
|
|
δtп.в.д |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
t1' |
|
|
300 |
|
|
|
|
|
|
tп.в.д |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
δtи.н.д |
|
δtп.н.д |
δtи.в.д |
|
|
|
|
200 |
|
|
|
ts в.д |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ts н.д |
|
|
|
|
|
|
t'' |
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
100 |
|
Qп.н.д |
|
Qэк.в.д |
Qп.в.д |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
Qэк |
Qи.н.д |
|
|
|
Qи.в.д |
|
|
0 |
|
40 |
80 |
|
120 |
160 |
200 Q, МВт |
Рис. 13.2. t, Q-диаграмма ППУ АЭС «Колдер-Холл»: |
192
• для цикла двух давлений была принята одинаковая температура перегрева пара в результате перекомпоновки поверхностей нагрева в парогенераторе (перестройки t, Q-диаграммы); повышалась температура питательной воды (до 180 °С на АЭС «Данджнесс А»).
В результате электрический КПД нетто энергоблоков увеличился примерно до 31 % (значительно по сравнению с АЭС «КолдерХолл»), снизились удельные капиталовложения. Шагом вперед стало также использование железобетонных корпусов для реакторов, которые стали применяться при давлении газа, большем 2 МПа. Это мероприятие позволило уменьшить стоимость АЭС, что при возрастании их мощности имело все большее значение.
Дальнейшее усовершенствование ППУ с реакторами, охлаждаемыми диоксидом углерода, было связано с решением задачи достижения параметров пара, которые применялись на ТЭС и на которые было создано и освоено в эксплуатации оборудование паротурбинных установок.
Вусовершенствованных газографитовых реакторах типа АGR оболочки твэлов изготовлялись из нержавеющей стали аустенитного класса (типа Х18Н9Т), что позволило в проектах АЭС повысить максимальную температуру оболочки до 825—840 °С.
Вкачестве топлива применялся диоксид урана с обогащением до 2,5 %. Совершенствовалась технология создания корпусов из предварительно напряженного железобетона (ПНЖБ), их целесообразность для газоохлаждаемых реакторов в настоящее время считается бесспорной.
Препятствием для дальнейшего развития реактора типа АGR стала значительная коррозия углеродистой стали (из которой изготовляются многие элементы оборудования первого контура, включая парогенератор) в углекислом газе при высоких температурах. Поэтому температура газа снижалась, по крайней мере, до 600 °С, вследствие чего уменьшались мощность энергоблока и его КПД.
Начиная с 70-х годов прошлого века и вплоть до настоящего времени перспективы развития газоохлаждаемых реакторов связаны с применением гелия. Созданы и прошли опытно-промышленную эксплуатацию (США, Германия) высокотемпературные газовые реакторы (НТGR) на тепловых нейтронах. Перечислим основные особенности таких реакторов.
1. Гелий как теплоноситель обладает термической и радиационной стойкостью, минимальным поглощением и рассеиванием нейтронов. Уже при давлении 4—5 МПа он имеет достаточно хорошую теплоотводящую способность, что позволяет получить приемлемое
значение среднего энерговыделения в активной зоне (6—8 МВт/м3) при сравнительно небольших затратах энергии на перекачку.
193
2. В качестве замедлителя, отражателя и конструкционного материала активной зоны используются графит, карбиды и оксиды тяжелых ядер (U, Th, Pu), т.е. материалы с малым поглощением нейтронов. Это позволяет улучшить баланс нейтронов (по сравнению с АGR), достигнуть высоких температур, обеспечить глубокое выгорание топлива (не менее 100 МВтæсут/кг).
3. Применяется керамическое ядерное топливо в виде сферических частиц (микротвэлы диаметром 200—600 мкм) с многослойным защитным покрытием из пироуглерода* и карбида кремния (толщиной δ = 150…200 мкм), которое практически полностью удерживает твердые и газообразные продукты деления, обеспечивает малую активность теплоносителя и имеет рабочую температуру до 1500 °С. Из микротвэлов собираются твэлы большего диаметра, как правило,
вформе призм или шаров.
4.Отрицательный температурный коэффициент реактивности керамического ядерного топлива приводит к тому, что цепная ядерная реакция прекращается при повышении температуры в аварийных ситуациях без расплавления топлива даже в отсутствие теплоносителя, что обеспечивает высокую ядерную безопасность реактора.
При высоких температурах возможна реакция между углеродом (графитом) и диоксидом углерода с переносом углерода с горячих поверхностей контура циркуляции теплоносителя на холодные. Сис-
тема очистки гелия должна в первую очередь удалять СО, СО , Н
2 2
и Н О. Один из возможных способов очистки — окисление Н и СО
2 2
на мелкодисперсном оксиде меди при температуре примерно 150 °С до Н О и СО с последующим удалением паров воды и диоксида
22
углерода адсорбцией на силикагеле**.
Изменение параметров паропроизводительных установок АЭС
сгазоохлаждаемыми реакторами можно проследить по табл. 13.1.
Внашей стране имеется 50-летний опыт научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ для высокотемпературных газовых реакторов на тепловых (ВТГР) и на быстрых нейтронах.
На рис. 13.3 показаны возможные способы использования теплоты гелия, полученной в ВТГР. Из технологических процессов, которые требуют высокопотенциальной теплоты и на основе кото-
*
Пироуглерод (пирографит) — продукт пиролиза (разложения под действием высоких
температур) углеводородов.
**
Силикагель — диоксид кремния с микропористой структурой, хороший адсорбент.
194
рых осуществляется производство нужной для хозяйства страны промышленной продукции, назовем следующие:
|
|
|
|
|
Оптимальная |
Технологический процесс |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
температура, °С |
Регенерация тяжелых фракций нефти, выделение нефти |
|
|
|||
из нефтяных песков ............................................................................ |
|
|
|
|
750 |
Рафинирование нефти ............................................................................ |
|
|
|
850 |
|
Газификация паром бурых углей ........................................................... |
|
|
800 |
||
То же каменных углей |
............................................................................ |
|
|
|
900 |
Прямое восстановление железной руды ................................................ |
|
|
900 |
||
Получение водорода термохимическим разложением воды ................. |
900 |
||||
Паровая конверсия метана ................................................................. |
|
|
|
830 |
|
1 |
2 |
4 |
1 |
2 |
4 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
|
|
5 |
|
|
|
7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
3 |
|
|
|
|
6 |
|
|
|
|
|
|
|
6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
а) |
|
|
б) |
|
8 |
|
|
|
8 |
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
4 |
1 |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
5 |
7 |
|
|
3 |
|
|
3 |
|
|
|
|
6 |
|
|
|
|
в) |
|
|
г) |
|
Рис. 13.3. Варианты использования теплоты теплоносителя на АЭС с ВТГР:
а — только для выработки электроэнергии; б — для выработки электроэнергии и низкопотенциальной теплоты; в — для выработки электроэнергии и высокопотенциальной теплоты; г — для выработки высоко- и низкопотенциальной теплоты без производства электроэнергии; 1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — газодувка; 4 —
паровая турбина; 5 — конденсатор; 6 — насос; 7 — низкопотенциальный теплообменник; 8 — высокопотенциальный теплообменник
195
196
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 13.1 |
|
|
Основные характеристики ППУ с газоохлаждаемыми реакторами [4, 17] |
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АЭС |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Характеристика |
«Колдер-Холл» |
«Уильфа» |
«Данджнесс Б» |
«Форт-Сент-Врейн» |
ВГР-400 |
|
БГР-300 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Великобритания |
|
США |
СССР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Год ввода |
1956 |
1971 |
1983 |
1977 |
Проект |
|
Проект |
|
в эксплуатацию |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Тип реактора |
GCR |
GCR |
AGR |
HTGR |
ВТГР |
|
ВТГБР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Топливо |
Природный уран |
Природный уран |
UO (1,5—2 %) |
UO + UC (93 %) |
UO (6,5 %) |
|
UO + PuO |
|
|
|
|
2 |
2 |
2 |
|
2 |
2 |
(обогащение) |
|
|
|
|
|
|
(6,5 %) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Глубина выгора- |
< 4 |
3,6 |
18 |
100 |
70 |
|
100 |
|
ния, МВтæсут/кг |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Энергонапряжен- |
0,55 |
0,9 |
2,4 |
6,3 |
6,9 |
|
450 |
|
ность, МВт/м3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Материал |
Магниевыйсплав |
Магниевыйсплав |
Нержавеющая |
Пироуглерод + |
Пироуглерод + |
|
— |
|
оболочки |
(магнокс) |
(магнокс) |
сталь |
+карбид кремния |
+карбид кремния |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Максимальная |
~ 400 |
451 |
815 |
830 |
~ 1500 |
|
> 750 |
|
температура |
|
|
|
|
|
|
|
|
оболочки, °С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Корпус реак- |
Марганцовистая |
ПНЖБ (сфера) |
ПНЖБ (цилиндр) |
ПНЖБ (цилиндр) |
ПНЖБ |
|
ПНЖБ |
|
тора: материал |
сталь (цилиндр) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Высота, м |
21,6 |
— |
17,7 |
4,75* |
4,0* |
|
1,0* |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Внутренний |
11,3 |
29,3 |
20 |
5,94* |
6,4* |
|
2,0* |
|
|
|
|
|
|
||||
диаметр, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Толщина стенки, м |
0,051 |
3,36 |
3,8 |
— |
— |
|
— |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Теплоноситель |
CO |
СО |
CO |
Не |
Не |
Не |
|
2 |
2 |
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Давление, МПа |
0,78 |
2,7 |
3,36 |
4,8 |
5,0 |
16 |
|
|
|
|
|
|
|
Температура на |
145/345 |
251/403 |
320/675 |
400/770 |
350/750 (950) |
260/650 и 850 |
входе/выходе, °С |
|
|
|
|
|
(для стержневых |
|
|
|
|
|
|
и сферических |
|
|
|
|
|
|
твэлов) |
|
|
|
|
|
|
|
Генерируемый |
1,47/0,46 (цикл |
4,6 |
16,9 |
16,6 |
17,5 |
17,0 |
пар: давление, |
двух давлений) |
|
|
|
|
|
МПа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Температура, °С |
322/182 |
Перегретый пар |
571 |
538 |
535 |
535 |
|
|
|
|
|
|
|
Температура |
40 |
134 |
163 |
204 |
— |
— |
питательной |
|
|
|
|
|
|
воды, °С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Генерируемая |
46 |
327 |
770 |
342 |
300—400 |
348 |
электрическая |
|
|
|
|
(+20—30 тыс. т |
|
мощность, МВт |
|
|
|
|
Н /ч) |
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Расход энергии |
17 |
10 |
8 |
> 6 |
— |
— |
на собственные |
|
|
|
|
|
|
нужды, % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Электрический |
22,9/18,7 |
34,9/31,4 |
41,5 |
≈ 40/– |
70**/40 |
43/40,3 |
КПД |
|
|
|
|
|
|
(брутто/нетто), % |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
*
Для активной зоны.
**
С учетом использования высокопотенциальной теплоты.
197
Для обеспечения указанных температур технологических процессов температура гелия на выходе из реактора должна быть выше примерно на 200 °С.
Из названных процессов прокомментируем лишь один, связанный с проблемой передачи теплоты на большие расстояния (дальнее теплоснабжение).
Паровую конверсию метана (достаточно сложный процесс) можно описать формулой
CH + H O + Q → CO + 3H .
4 |
2 |
2 |
Конвертированный газ (водород и оксид углерода) транспортируется по трубопроводам в район потребления теплоты. Затем в специальных установках — метанаторах — происходит каталитическая реакция синтеза метана из конвертированного газа. Реакция синтеза сопровождается выделением теплоты при 400 — 650 °С. Благодаря отсутствию потерь теплоты при транспортировке этот способ позволяет обеспечивать теплотой потребителей, удаленных на сотни километров.
Подводя итог рассмотрению паропроизводительных установок АЭС, следует отметить, что создание и промышленное освоение в нашей стране реакторных установок с водным теплоносителем с КПД АЭС на уровне 30—33 % явилось первым шагом на пути развития ядерной энергетики. Второй шаг — это создание реактора-раз- множителя на быстрых нейтронах с натриевым охлаждением, практически показавший возможность решения проблемы обеспечения ядерным горючим на длительную перспективу. Наиболее вероятный третий шаг — создание высокотемпературных реакторов с гелиевым охлаждением.
И если в структуре ядерной энергетики будущего ВТГР отводится роль производителя высокопотенциальной теплоты или комплексного производителя различных видов энергии, то на ВТГБР возлагаются функции наработчика ядерного горючего.
Реактор на быстрых нейтронах с гелиевым охлаждением обладает несколько лучшим коэффициентом воспроизводства (~1,6) по сравнению с реактором, охлаждаемым натрием. В нем возможно достижение больших температур, а схема преобразования теплоты в электроэнергию более простая: оказываются ненужными промежуточный контур, система разогрева контура и теплоносителя, система, смягчающая последствия взаимодействия теплоносителя с водой, и др. В то же время на пути создания энергетических установок с высокотемпературными гелийохлаждаемыми реакторами имеются технические проблемы, которые в настоящее время до конца не решены. Это проблемы выбора и разработки новых конструкционных матери-
198
алов, создания высокотемпературной тепловой изоляции для корпу-
сов из ПНЖБ, высокотемпературных теплообменников, газодувок,
трубопроводной арматуры, эффективной системы очистки теплоно-
сителя и др.
Контрольные вопросы
1.Сформулируйте основные особенности газоохлаждаемых реакторов.
2.Что такое паротурбинный цикл двух давлений и чем может быть вызвана его необходимость?
3.Назовите основные особенности магноксовых реакторов.
4.Что дает повышение давления газа в газоохлаждаемых реакторах?
5.Каковы недостатки углекислотного газового теплоносителя?
6.Назовите основные особенности высокотемпературных газовых реакторов.
7.Каковы основные преимущества быстрого реактора, охлаждаемого гелием, по сравнению с реактором, охлаждаемым натрием?
199
Р а з д е л III
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
Преобразование теплоты в электроэнергию, т.е. достижение конечной цели функционирования электростанции, происходит в паротурбинной установке. Паротурбинная установка по числу и разнообразию установленного оборудования, по числу технологических связей — наиболее сложная из основных технологических установок электростанции.
Ввиду сложности тепловой схемы ПТУ и в соответствии с системным подходом ее целесообразно изучать, как и исследовать или проектировать, по частям, имеющим определенное технологическое назначение. Эти части следующие (рис. III.1):
1 — паровая турбина — основной элемент оборудования ПТУ, по отношению к которому остальные части играют вспомогательную роль; турбина рассматривается как совокупность отсеков или отдельных ступеней, поскольку именно для них при расчете тепловой схемы
|
5 |
|
|
От ППУ |
|
|
|
ЦВД |
ЦНД |
G |
|
~3 |
|||
|
1 |
||
|
|
3 4
2
3a
В ППУ
Рис. III.1. Принципиальная тепловая схема ПТУ К-220-4,3
200