Зорин В.М. Атомные электростанции. Вводный курс

связанные с этим затраты: энергии на перекачку, металла — на трубопроводы, возможно увеличение размеров активной зоны и т.д. Оптимальный подогрев воды может быть определен только на основе тех- нико-экономической оптимизации, результаты которой зависят от цен на оборудование, на электроэнергию, от значений экономических

5) параметры парогенератора: наличие или отсутствие экономайзерного участка и минимальный температурный напор в испарительной части tи, наличие или отсутствие перегрева пара и, если

перегрев предусматривается, минимальный температурный напор в пароперегревателе tп. Значения названных температурных напоров

зависят от материала, выбранного для поверхностей нагрева парогенератора и должны определяться технико-экономической оптимизацией: при их уменьшении снижаются термодинамические потери, но возрастают поверхности нагрева и стоимость парогенератора. Рекомендуемые в настоящее время значения: tи = 8…15 °С, tп =

= 10…20 °С.

Кроме названных управляемых параметров на экономичность и надежность АЭС оказывают влияние и другие параметры ППУ: тип парогенератора (вертикальный, горизонтальный), характеристики других элементов оборудования. В то же время отметим уникальность такого оборудования, специально созданного, например, для ППУ с ВВЭР-1000, как главные циркуляционные насосы, главные циркуляционные трубопроводы.

Выбранные значения управляемых параметров паропроизводительной установки определяют параметры пара, передаваемого в паротурбинную установку. Их влияние на параметры пара удобно анализировать с помощью t, Q-диаграммы (рис. 10.2). На рисунке не

Рис. 10.2. t, Q-диаграмма паропроизводительной установки с реактором типа ВВЭР

111

учтены различия в температурах теплоносителя на выходе из реактора и на входе в парогенератор, а также на выходе из парогенератора и на входе в реактор, составляющие десятые доли градуса.

Изменение характеристик ППУ с реакторами типа ВВЭР, начиная с первого проекта 1955 г. и кончая ВВЭР-1000, можно проследить по табл. 10.1. Из приведенных данных видно, как повышались давление в реакторе и удельные тепловые потоки, как изменялись температур-

112

ный запас до кризиса кипения, подогрев воды в реакторе и другие управляемые параметры.

На одноконтурной атомной электростанции выделяемая в реакторе теплота передается непосредственно рабочему телу паротурбинной установки, температура которого полностью определяется выбранным давлением.

Особенность водо-водяных корпусных кипящих реакторов (ВК) заключается в том, что по мере увеличения доли пара в рабочем теле, являющемся замедлителем, его плотность уменьшается. Максимум потока тепловых нейтронов и энерговыделения находятся в нижней половине активной зоны при движении воды снизу вверх. Эти особенности ограничивают паросодержание в активной зоне: истинное объемное паросодержание на выходе — не более 40 %, что соответствует массовому паросодержанию при давлении 7 МПа — около 3,5 %. Увеличенные по сравнению с некипящим теплоносителем объемные расходы требуют больших проходных сечений в активной зоне. Диаметр корпуса кипящего реактора существенно (примерно в 1,5 раза) больше, чем для некипящего. При практически равных удельных тепловых потоках с поверхности твэлов объемное энерговыделение в кипящих реакторах примерно в два раза меньше, чем в ВВЭР.

Определяющим при выборе давления в корпусе кипящего реактора являются возможности технологии его изготовления. Существенным оказывается также то, что при увеличении давления (свыше 7 МПа) заметно снижаются критические тепловые потоки, т.е. должна быть уменьшена и объемная энергонапряженность (возрастает диаметр корпуса и толщина его стенки при той же мощности), и замедляется рост КПД цикла насыщенного пара (рис. 10.3). Согласно технико-экономическим расчетам оптимальным оказывается давление в реакторе на уровне 7 МПа: для американских реакторов (BWR) рр = 7,2…7,4 МПа, для японских — рр = 7 МПа.

Пар, образовавшийся в активной зоне, после сепарационных устройств, расположенных в верхней части корпуса реактора или вне его, направляется на турбину, а отсепарированная вода смешивается с питательной водой. Температура на входе в активную зону определяется кратностью циркуляции воды в реакторе и температурой

t, %

35

30

25

Рис. 10.3. Термический коэффициент полезного действия цикла насыщенного пара

113

питательной воды. Температура воды на входе в активную зону для американских реакторов BWR t1″ = 274…278 °С при ts = 286…288 °С.

Циркуляция, как правило, обеспечивается двумя насосами (при мощности реактора порядка 1000 МВт электрических).

В водографитовом кипящем реакторе отсутствует корпус, и это одно из существенных его преимуществ. В то же время размеры его значительно больше, чем реакторов типа ВК (не говоря уже о ВВЭР): диаметр активной зоны реакторов РБМК-1000 и РБМК-1500 равен 11,8 м, высота — 7 м. Также водографитовые реакторы имеют разветвленные канальные коммуникации контура циркуляции рабочего тела, но при разрывах контура ограничиваются масштабы утечек теплоносителя вследствие небольшого диаметра труб.

Выбор давления в реакторах этого типа полностью определяется непроизводительным захватом нейтронов материалом технологических каналов, внутри которых находятся тепловыделяющие элементы и проходит теплоноситель: с ростом давления увеличивается толщина стенки трубы канала, масса металла и захват нейтронов. Наилучшим оказывается давление, равное 7 МПа. Как и в реакторах типа ВК, здесь также принимается во внимание снижение критических тепловых потоков при увеличении давления свыше 7 МПа.

Температура питательной воды для РБМК-1000 принята равной 165 °С, т.е. от установки подогревателей высокого давления (ПВД) после деаэратора отказались. Такое решение объясняется, во-пер- вых, стремлением снизить температуру воды на входе в ГЦН и тем самым обеспечить больший кавитационный запас, во-вторых, уменьшить поступление с питательной водой продуктов коррозии. Существенной представляется третья причина — недостаточная надежность спирально-коллекторных ПВД с поверхностью нагрева из углеродистой стали, в основном применявшихся на электростанциях в период ввода головного энергоблока с РБМК. Реактор РБМК-1000 работает по схеме дубль-блока — с двумя турбинами, и отключение ПВД одной турбины приводило бы к вынужденному отключению ПВД другой турбины из-за нежелательности температурного перекоса на входе воды в активную зону. В соответствии с технико-эко- номическими расчетами оптимальное значение температуры питательной воды для реакторов этого типа находится на уровне 210 °С.

10.2. Расчет тепловой схемы паропроизводительной установки

Поскольку целью расчета тепловой схемы является определение расходных и термодинамических параметров теплоносителей на входе и выходе из элементов оборудования, то основу расчета

114

составляют уравнения тепловых балансов. Эти уравнения позволяют рассчитать расходы теплоносителей или рабочего тела, так как все термодинамические параметры определяются при составлении t, Q- диаграммы ППУ (см. рис. 10.2) заданием значений управляемых параметров. Тепловая мощность, отведенная от одного элемента схемы (например, реактора), будет отличаться от подведенной к другому элементу (парогенератору) на величину тепловых потерь в трубопроводах, их соединяющих. Тепловая мощность, отведенная от одного теплоносителя (воды I контура, т.е. воды, проходящей через реактор), отличается от подведенной к другому (рабочему телу) на величину тепловых потерь в соответствующем элементе оборудования (парогенераторе). Таким образом, расчет тепловой схемы паропроизводительной установки сводится к определению тепловых потерь.

Тепловая мощность, подведенная к паротурбинной установке, отличается от мощности, полученной в результате реакций деления в реакторе на суммарную величину потерь в ППУ:

Q0 = Qp – QППУ .

Для двухконтурной АЭС общие тепловые потери QППУ можно разделить по составным частям ППУ следующим образом:

В правой части последнего равенства складываются тепловые потери реактора, I контура, парогенератора и паропроводов (последние здесь отнесены к ППУ). Каждое из слагаемых — это суммарные потери, включающие потери теплоты конвекцией, излучением и с выводом (продувка, утечки) теплоносителя или рабочего тела.

Для одноконтурной АЭС слагаемые QIк и QПГ в правой части

уравнения (10.1) будут отсутствовать. Для трехконтурной АЭС дополнительно войдут потери теплоты в промежуточном теплообменнике QПТО и во II контуре QIIк.

Тепловые потери обычно в расчетах учитываются коэффициентами полезного использования теплоты (или тепловыми коэффициентами) соответствующих частей ППУ. Применительно к двухконтурной АЭС эти коэффициенты определяются следующим образом:

115

Глава 11

НИЗКОПОТЕНЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Низкопотенциальная часть электростанции — это система, непосредственно передающая теплоту отработавшего в турбине пара окружающей среде. Наиболее часто для этой цели используется вода. В этом случае конденсаторы турбин являются основными потребителями охлаждающей воды на электростанции: через них проходит до 90 % ее полного расхода. По потреблению охлаждающей воды выделяются паротурбинные установки на насыщенном паре среднего давления (6…7 МПа). В конденсаторах таких ПТУ конденсируется примерно в 1,6 раза пара больше, чем в ПТУ той же мощности, но на сверхкритические параметры пара, что требует и большего расхода охлаждающей воды. Так, для блока атомной электростанции с ВВЭР-1000 расход охлаждающей воды через кон-

денсаторы равен примерно 150 тыс. т/ч (более 40æ103 кг/с), а для атомной электростанции с пятью такими блоками — 750 тыс. т/ч или

более 200 м3/с, что соответствует дебиту′ хорошей реки.

Втепловой схеме ПТУ охлаждающая вода используется также в газоохладителях электрогенератора (отводится теплота, в которую превращается часть механической энергии в процессе ее преобразования в электрическую) и в маслоохладителях турбины (отводится теплота от подшипников турбины, в которую превращается часть механической энергии, затрачиваемой на вращение турбогенератора). Потребность этих устройств в охлаждающей воде составляет соответственно 2…4 % и 1,2…2,5 % расхода на конденсаторы турбин.

Впаропроизводительной установке потребителями охлаждающей воды являются теплообменники систем расхолаживания, доохладители продувочной воды и многие др. Необходимый расход для этих целей — 3…6 % расхода воды на конденсаторы. Требуют охлаждения также отдельные помещения АЭС. Использование для этих целей воды (а не воздуха) объясняется стремлением обеспечить компактность теплообменных поверхностей и устройств. В целом на АЭС функционирует достаточно большое число охлаждающих водяных контуров. Все они объединяются в единую систему технического водоснабжения (СТВС).

Система технического водоснабжения — это совокупность теплообменных устройств, насосов, трубопроводов, арматуры, очист-

117

ных установок, предназначенных для отвода теплоты от различных агрегатов и установок электростанции с последующей передачей его в окружающую среду. Низкопотенциальная часть — это часть системы технического водоснабжения, если для отвода теплоты от конденсаторов турбин используется техническая вода. Схема трубопроводов технической воды в пределах ПТУ дана на рис. 11.1.

Системы технического водоснабжения, прежде всего, подразделяются на прямоточные и оборотные.

В прямоточных СТВС вода забирается из природных водоемов (рек, озер, морей и т.п.) и после прохождения соответствующих теплообменных устройств сбрасывается обратно (таким образом, чтобы не изменялась температура забираемой воды). Установлены пределы допустимого повышения температуры воды в природном водоеме после сброса. Разрешен сброс в природные водоемы без предвари-

Рис. 11.1. Пример схемы трубопроводов системы технической воды в пределах паротурбинной установки:

1 — отработавший пар после турбины; 2 — конденсатор; 3 — маслоохладители; 4 — механический сетчатый фильтр; 5 — перемычка между напорными трубопроводами; 6 — задвижка на перемычке; 7 — циркуляционный насос; 8 — перемычка между сливными трубопроводами; 9 — задвижка на сливном трубопроводе; 10 — линия рециркуляции; 11 — насосы газоохладителя; 12 — газоохладитель электрогенератора; 13 — водоструйный эжектор; 14, 15 — трубопроводы к другим потребителям технической воды и от них; 16 — сброс промывочной воды механических фильтров; 17 — вода от охлаждающего устройства или природного водоема

118

тельной обработки (очистки) только охлаждающей воды, прошедшей через конденсаторы турбин.

Использование для целей охлаждения соленых вод (например, вод морей) связано с интенсивными коррозионными процессами и образованием отложений, что требует специальных мероприятий по обеспечению требуемых показателей работы (надежность, коэффициент теплопередачи, гидравлическое сопротивление). В числе таких мероприятий — применение коррозионно-стойких материалов, регулярная очистка труб и др.

Оборотные системы технического водоснабжения выполняются с прудами (водохранилищами)-охладителями, с брызгальными бассейнами и с градирнями.

Тенденция применения тех или иных СТВС, прослеживаемая по данным табл. 11.1, в настоящее время принципиально не изменилась.

Рост мощностей электростанций (как единичных, так и суммарной установленной) привел к тому, что практически оказались исчерпанными возможности рек по обеспечению прямоточного водоснабжения. Повышение стоимости земли оказывается не в пользу широкого строительства водохранилищ. Все большее число электростанций, особенно на Европейской части России, вводится с СТВС с градирнями. Некоторые характеристики оборотных систем технического водоснабжения даны в табл. 11.2.

В прудах-охладителях охлаждение воды осуществляется с поверхности водоема, движение воды в котором организуется с помощью специальных дамб и расположением водозаборных и водосбросных устройств. Сравнительно небольшая удельная тепловая нагрузка требует значительной поверхности охлаждения. О нежелательности использования водохранилищ на АЭС говорит печальный опыт Чер-

нобыля: проблема очистки пруда-охладителя площадью 25 км2 и глубиной 4 м оказалась не разрешенной.

119

Брызгальные бассейны — это искусственные водоемы, как правило, с бетонированным дном, глубиной 2…2,5 м, но не менее 1,5 м, чтобы вода не прогревалась солнцем. Для удобства чистки и ремонта бассейны секционируются (разделяются на несколько частей). Над поверхностью воды прокладывается сеть распределительных труб с группами сопл, распыляющих воду преимущественно в вертикальном направлении. Требование к соплам: возможно более тонкое распыление воды при меньшем требуемом напоре, большая производительность, простота и незасоряемость конструкции. По сравнению с водохранилищами брызгальные бассейны более эффективны: требуется меньшая площадь бассейна при той же отводимой мощности. В то же время здесь может быть значительным унос (потеря) воды в виде капель, особенно при сильном ветре (рис. 11.2).

Рис. 11.2. Разрез брызгального бассейна (размеры даны в метрах):

1 — стальные опорные конструкции; 2 — распределительная труба; 3 — сопла; 4 — роликовые опоры; 5 — нормальный уровень воды

120