Материал: Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции (1994 г., 5-е издание)

осуществления промежуточного перегрева пара. Для БН-600 он осуществлен в пределах парогенератора до температуры свежего пара по аналогии с обычными ТЭС. Это, в частности, позволило применить серийные паровые турбины перегретого пара. Однако опыт эксплуатации показал, что при этом осложняются режимы останова и особенно пуска установки, Когда могут возникнуть тепловые удары при поступлении "холодного" пара из ЦВД в промежуточный пароперегреватель. На рис. 16.7а, б, в для энергоблоков с реакторами БН представлены варианты выполнения промежуточного перегрева пара, повышающие надежность работы, но при этом температура перегрева перед ЦСД будет ниже температуры свежего пара, обычно применяемой для серийных блоков. Это потребует некоторых изменений в конструкции ЦСД (а возможно, и ЦНД) в сравнении с серийными машинами.

Дальнейшим развитием блоков БН высокого давления стал блок БН-800. К сожалению, и для него был принят вариант прямоточного парогенератора, то есть периодически парогенераторы должны останавливаться на химические очистки. Но известно, что блоки с жидкометаллическим теплоносителем самые дорогие и потому их следует использовать возможно большее число часов в году.

Блок БН-800 будет установлен на Белоярской АЭС (4-й блок), так как в эксплуатации целесообразно иметь на станции однотипное оборудование.

Рис. 16.5. Принципиальная тепловая схема паротурбинной установки третьего блока БАЭС: 1 —

ЦВД; 2 — ЦСД; 3 — ЦНД; 4 — конденсатор; 5 — конденсатный насос первого подъема; 6 — конденсатоочистка; 7 — конденсатный насос второго подъема; 8 — ПНД; 9 — дренажный насос; 10 — деаэраор; 11 — питательный насос; 12 — ПВД

257

Рис. 16.6. Компоновка главного корпуса АЭС с реактором БН-600 (продольный разрез)

Рис. 16.7. Варианты осуществления промежуточного перегрева пара для энергоблоков с реактором

БН: а — до температуры свежего пара, натриевый; б, в — ниже температуры свежего пара (б — натриевый, в — паровой)

258

Г л а в а 1 7

АТОМНЫЕ СТАНЦИИ С ГАЗОВЫМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ

17.1. Преимущества и недостатки газового теплоносителя для АЭС

Главное преимущество газового теплоносителя — возможность получения высокой температуры после реактора. Это открывает возможность использования на двухконтурной АЭС серийных высокоэффективных турбин обычной теплоэнергетики, что удешевляет АЭС, а в перспективе — создание одноконтурной АЭС с газовыми турбинами.

Высокая температура газового теплоносителя позволяет рассматривать АЭС как объект, вырабатывающий электроэнергию с одновременным снабжением промышленности высокопотенциальной и низкопотенциальной теплотой, высвобождая значительные количества органических топлив, затрачиваемых на эти цели в настоящее время.

Все действующие АЭС с газовым теплоносителем работают как двухконтурные с реакторами на тепловых нейтронах с графитовым замедлителем. Из числа радиационностойких газовых теплоносителей можно рассматривать СO2 и гелий. Использование графита в качестве замедлителя ограничивает предельную температуру для СО2, так как при высокой температуре она в процессе диссоциации взаимодействует с графитом. Это приводит к выносу графита из активной зоны и восстановлению СО2 до СО с соответствующим ухудшением свойств теплоносителя. От этого недостатка свободен гелий. В связи с этим именно гелийохлаждаемые реакторы (см. 17.3) называют

высокотемпературными газовыми реакторами (ВТГР), позволяющими снабжать промышленность не только электроэнергией, но и высокопотенциальной теплотой. Что же касается АЭС с углекислотным охлаждением, то их промышленное назначение ограничивается выработкой электроэнергии.

Важное преимущество газообразного теплоносителя — отсутствие взаимодействия с конструкционными материалами. Однако, как это показано в 17.2, для углекислоты это имеет место только в отсутствие еѐ взаимодействия с влагой. Имеющиеся другие недостатки АЭС с газообразным, особенно углекислотным, теплоносителем связаны с его невысокой плотностью. Для получения достаточно высокого коэффициента теплопередачи необходимы высокая скорость газа и специальное профилирование поверхности теплообмена. Это вызывает значительные сопротивления газового тракта. Невысокая плотность газа приводит также к большому объему перекачиваемого теплоносителя, что само по себе увеличивает затраты на перекачку теплоносителя; значительное сопротивление (см. выше) способствует тому же. В результате расход электроэнергии только на привод газодувки, например для углекислотного теплоносителя, в 2 — 3 раза превышает полный расход электроэнергии на собственные нужды АЭС с водным теплоносителем.

Малая теплоемкость газа требует большего расхода газового теплоносителя в сравнении с водой. Это, в свою очередь, вызывает значительные габариты как самих

259

реакторов, так и парогенераторов, соответственно удорожая и оборудование АЭС и ее строительные конструкции. Поэтому газоохлаждаемые АЭС — самые дорогие из АЭС с реакторами на тепловых нейтронах.

17.2.АЭС с углекислотным теплоносителем

Вкачестве теплоносителя двуокись углерода СО2 была применена прежде всего на первой АЭС Великобритании ("Колдер-Холл"), что объяснялось назначением этой станции — получением плутония при использовании в активной зоне природного урана. Положительный опыт работы этой станции побудил сохранить этот тип и на последующих АЭС. Несколько АЭС с углекислотным теплоносителем действовали также во Франции и по одной АЭС в Японии, Италии и Испании.

Основные характеристики АЭС "Колдер-Холл" приведены на рис. 17.1, а упрощенная ее тепловая схема — на рис. 17.2. Применение магниевого сплава ("магнокс"), благоприятного по своим ядерно-физическим характеристикам, ограничивает температуру оболочек твэлов (400 ). В связи с этим температура СO2 после реактора АЭС "Колдер-Холл" составляла всего 336 . Так как расход СO2 через реактор тем меньше, чем больше перепад температуры газа на выходе и входе реактора, то температура СO2 после парогенератора, то есть при входе в реактор, принята равной 140. Это предопределило отказ от регенеративного подогрева после деаэратора, что снизило тепловую экономичность АЭС. Вторым обстоятельством, также способствовавшим низкой экономичности АЭС, явилась невысокая температура СO2 после реактора и соответственно низкие параметры пара после парогенератора. В результате КПД брутто АЭС "Колдер-Холл" составил всего 25,6%, а КПД-нетто (с учетом всех собственных нужд и прежде всего расхода на привод газодувки) — 18,5%. Для достижения даже этих невысоких показателей тепловой экономичности на станции пришлось применить пароводяной цикл двух давлений, причем для каждого из них использованы не только парообразующие, но и экономайзерные и перегревательные поверхности нагрева. Причины этого видны из рис. 17.3. В сравнении с водным теплоносителем (30 для ВВЭР) перепад температуры СО2 в реакторе существенно выше (200 ), поэтому применение насыщенного пара одного давления как при отсутствии (рис. 17.3а), так и при наличии водяного экономайзера (рис. 17.3б) привело бы к низкому давлению пара перед турбиной. Для достижения указанной выше тепловой экономичности АЭС "Колдер-Холл" на ней применен цикл с перегретым паром двух давлений, преимущества которого видны из рис. 17.3в. Соответствующее расположение отдельных поверхностей нагрева в парогенераторе показано на рис. 17.2. Параметры пара перед турбиной для части повышенного давления — 1,4 МПа, 310 , для низкого давления — 0,37 МПа, 170 .

260

Рис. 17.1. Основные показатели английских АЭС с теплоносителем CO$sub$2$/sub$ и магноксовыми оболочками твэлов

Из рис. 17.3в видна необходимость низкой температуры питательной воды (40 ) на входе в парогенератор, что потребовало установки вакуумного деаэратора и ограничения регенеративного подогрева одним ПНД (см. рис. 17.2). В эксплуатации параметры части парогенератора повышенного давления поддерживаются постоянными, а остальная часть парогенератора работает при переменном давлении, причем при минимальной нагрузке давление становится почти таким же, как и в части повышенного давления. Поэтому вся парогенераторная установка рассчитана на повышенное давление,

261