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

Рис. 17.2. Упрощенная тепловая схема АЭС "Колдер-Холл":

1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — пароперегреватель повышенного давления; 4 — водяной экономайзер второй ступени повышенного давления; 5 — парообразующая поверхность повышенного давления; 6 — пароперегреватель низкого давления; 7 — парообразующая поверхность низкого давления; 8 — регулирующий клапан питания повышенного давления; 9 — водяной экономайзер повышенного давления (общий); 10 — газодувка; 11 — барабан-сепаратор повышенного давления; 12 — циркуляционный насос повышенного давления; 13 — циркуляционный насос низкого давления; 14 — регулирующий клапан питания низкого давления; 15 — питательный насос повышенного давления; 16 — паровой коллектор повышенного давления; 17 — паровая турбина; 18 — паровой коллектор низкого давления; 19 — конденсатор; 20 — конденсатный насос; 21 — подогреватель на сбросе пара эжекторов; 22 — вакуумный деаэратор

а питательный насос (15 на рис. 17.1) — общий для обеих частей, так же как и водяной экономайзер 9. После него питательный трубопровод раздваивается на линии низкого и повышенного давлений, с установкой отдельных регулирующих клапанов питания. Общее взаимное направление потоков теплоносителя и рабочей среды принято противоточным. Стремление к компактности всей установки предопределило использование многократной принудительной циркуляции, осуществляемой насосами 13 и 12. На АЭС общей мощностью 46 МВт установлены четыре парогенератора и две турбины. Все парогенераторы работают на общие паровые коллекторы повышенного 16 и низкого давления 18, расположенные в машинном зале. Малая коррозионная агрессивность СО2 позволила поверхности нагрева парогенераторов и паропроводов выполнить из простой углеродистой стали. Поэтому для добавочной воды не требуется обессоливания — достаточно только умягчения. Пар повышенного давления подводится к головной части турбины, а низкого — к одной из ее промежуточных ступеней.

Один из недостатков реакторов с газовым теплоносителем — большой расход электроэнергии на перекачку газа. Для уменьшения этих затрат теплоноситель (углекислота) прокачивается через реактор газодувкой, установленной на "холодной" стороне. Температура газа на выходе из газодувки поддерживается постоянной — 135 , давление СО2 — 0,7 МПа. Производительность газодувки регулируется изменением

262

Рис. 17.3. t, Q — диаграмма для АЭС с газовым теплоносителем:

a — без водяного экономайзера и без пароперегревателя; б — с водяным экономайзером и без пароперегревателя; в — с водяным экономайзером и с пароперегревателем при выработке пара двух давлений; 1 — водяной экономайзер общий; 2 — парообразование низкого давления; 3 — перегрев пара низкого давления; 4

— вторая ступень водяного экономайзера; 5 — парообразование повышенного давления; 6 — перегрев пара повышенного давления

частоты вращения ее ротора. Расход электроэнергии на собственные нужды только на привод газодувки составляет 17%.

Рис. 17.4. Упрощенная тепловая схема АЭС "Данджнесс А":

1 — реактор; 2 — циркуляционный насос среднего давления; 3 — барабан-сепаратор среднего давления; 4 — парогенератор; 5 — вторичный пароперегреватель; 6 — пароперегреватель среднего давления; 7 — пароперегреватель высокого давления; 8 — парообразующая поверхность среднего давления; 9 — парообразующая поверхность высокого давления; 10 — водяной экономайзер среднего давления; 11 — водяной экономайзер высокого давления; 12 — газодувка; 13 — барабан-сепаратор высокого давления; 14 — циркуляционный насос высокого давления; 15 — питательный насос высокого давления; 16 — паровой привод газодувки; 17 — деаэратор; 18 — питательный насос среднего давления; 19 — ПНД; 20 — ПВД; 21 — паровая турбина; 22 — конденсатор; 23 — конденсатный насос

В процессе работы возможно проникновение в теплоноситель графитовой пыли и оксидов железа, поэтому около 2% расхода теплоносителя отводится из напорной линии газодувки в фильтрационную установку с возвратом к всасу газодувки. Всего в контуре

263

содержится 25 т СO2. Для заполнения реактора и всего первого контура газом, а также для восполнения потерь имеется хранилище теплоносителя. Углекислоту в жидком виде привозят на станцию в автоцистернах и хранят при давлении 2,46 МПа в жидком состоянии (с помощью фреонового охлаждения) в четырех резервуарах емкостью 4 т каждый. Перед поступлением в систему теплоноситель переводят в газообразное состояние и затем подают в контур под давлением 1,05 МПа. Компоновка атомной электростанции "Колдер-Холл" разомкнутая. Она принята полуоткрытой — каждый реактор расположен в отдельном помещении, а снаружи, по сторонам реакторного здания, под открытым небом установлены парогенераторы, покрытые тепловой изоляцией и водонепроницаемым составом. Турбогенераторы расположены в отдельном помещении.

По типу атомной электростанции "Колдер-Холл" в Великобритании было построено еще шесть других. Они характеризовались усовершенствованием активной зоны и некоторым повышением давления и выходной температуры углекислоты (см. рис. 17.1). В связи с этим удалось несколько улучшить параметры пара и снизить расход электроэнергии на газодувку до 12%. Кроме того, температура перегрева пара для обеих ступеней давления была принята одинаковой, что повысило тепловую экономичность этих станций по сравнению со станцией "Колдер-Холл". Турбины также имеют подвод пара двух давлений. Несколько отличается только тепловая схема атомной электростанции "Данджнесс А" (рис. 17.4). Парогенератор производит пар двух давлений

— высокого и среднего, но турбина 21 работает на перегретом паре только среднего давления. Конденсат турбины проходит через систему регенеративного подогрева и затем при температуре 180 питательными насосами 18 и 15 подается соответственно в водяные экономайзеры среднего и высокого давления. Пар из пароперегревателя высокого давления 7 поступает на вспомогательную турбину 16, приводящую в движение газодувку 12. Турбина имеет противодавление, отвечающее пару среднего давления, на котором работает основная турбина. Пар после вспомогательной турбины поступает во вторичный пароперегреватель 5 и перегревается до той же температуры, что и свежий пар среднего давления. Оба эти потока смешиваются и направляются для работы в основную турбину. У электростанции "Данджнесс А" КПД 33% (см. рис. 17.1), что заметно выше, чем у станции "Колдер-Холл".

Из рис. 17.1 видно, что развитие рассмотренных АЭС шло по пути повышения температуры газа перед реактором. Для того чтобы при этом не было увеличения объема перекачиваемого теплоносителя, давление его повышалось. Это же обстоятельство в сочетании с улучшенным оребрением твэлов позволило интенсифицировать теплообмен в реакторе, допустило поэтому увеличение температуры газа после реактора и соответственно температуры пара. Результатом явился существенный рост КПД нетто станции, а применение железобетонных корпусов реакторов вместо стальных удешевило АЭС, особенно при большой мощности.

Дальнейшее совершенствование АЭС с углекислотным охлаждением и графитовым замедлителем было практически исчерпано для условий применения оболочек твэлов из магниевого сплава. Для существенного совершенствования необходимо значительно повысить температуру углекислоты на входе и выходе. Это позволило бы повысить КПД всей установки за счет перехода к циклу одного давления с высокими начальными параметрами пара. Такое повышение температуры после реактора могло быть осуществлено только при переходе к другим конструкционным материалам оболочек твэлов и, следовательно, к обогащению урана (с применением двуокиси урана).

264

Вначале этот путь был опробован на экспериментальной АЭС в Уиндскейле с электрической мощностью 33 МВт (тепловая мощность 100 МВт), на которой давление углекислоты было доведено до 1,9 МПа; для оболочек твэлов была использована нержавеющая сталь; топливом принята двуокись урана с обогащением 1,75%; температура углекислоты на входе в реактор 250 — 325 и на выходе 500 — 575 . Первой мощной АЭС такого типа была атомная электростанция "Данджнесс В", КПД которой 41,5%. Она имеет электрическую мощность 1200 МВт — два реактора мощностью 600 МВт каждый. Реактор, газодувки и прямоточные парогенераторы размещены в общем корпусе из предварительно-напряженного железобетона. Стены корпуса изнутри защищены нержавеющей сталью и имеют водяное охлаждение. На один реактор установлены четыре парогенератора, каждый со своей газодувкой. Давление углекислоты 3,2 МПа — наивысшее из всех английских станций. Турбогенераторы мощностью 600 МВт каждый работают на перегретом паре с давлением 16,3 МПа и 565. Промежуточный перегрев осуществляется до той же температуры при давлении 3,9 МПа. Температура теплоносителя перед активной зоной 320 , после активной зоны 675. Топливо — обогащенная (2%) двуокись урана в оболочке из нержавеющей стали. В дальнейшем были введены еще две такие АЭС, однако последующее строительство таких электростанций в Великобритании было прекращено.

Для мировой атомной энергетики с реакторами на тепловых нейтронах характерно использование в основном водного теплоносителя. В последние годы переход к водному теплоносителю начался и в Великобритании. Причиной послужило аварийное положение находящихся в длительной эксплуатации реакторов, связанное с коррозионным разрушением стальных опорных конструкций парогенераторов. Сама по себе газообразная СО2 не вызывает коррозии стали, однако так как давление углекислоты ниже, чем в пароводяной части, то в углекислоту через неплотности проникала влага. Это вызывало коррозию и разрушение многих стальных деталей и узлов несущих конструкций.

17.3.АЭС с гелиевым теплоносителем

Всравнении с СO2 гелий имеет существенные преимущества. Гелий инертен и даже при очень высокой температуре не вступает в химические соединения, не агрессивен по отношению к карбидам, в форме которых возможно использование ядерного горючего в реакторах на быстрых нейтронах. В сравнении с жидкометаллическим теплоносителем (см. гл. 16) гелий упрощает эксплуатацию АЭС на быстрых нейтронах, удешевляет оборудование такой АЭС, ускоряет ее строительство. Теплофизические свойства гелия позволяют получать в активной зоне, особенно при давлении 30,0 МПа, существенно большие теплосъемы, чем при углекислоте. Поэтому гелий рассматривается в настоящее время как возможный теплоноситель для реакторов на быстрых нейтронах, хотя в сравнении с жидкометаллическим теплоносителем интенсивность теплосъема в реакторе на гелии относительно невелика. Динамические особенности и меньшая теплоемкость активной зоны на быстрых нейтронах на гелиевом теплоносителе усложняют ее создание. Соответствующие разработки ведутся, но еще не доведены до промышленной реализации.

Более проработано применение гелия для АЭС с реактором на тепловых нейтронах. Как указывалось в 17.1, при этом возможны как двухконтурная, так и одноконтурная схемы АЭС. Для одноконтурной схемы рекомендуется давление гелия, равное 9,0 МПа, но при этом усложняется забота по снижению утечки теплоносителя (повышенная текучесть

— один из недостатков гелия наряду с его дороговизной), поэтому гелий является пока теплоносителем только для двух-контурной АЭС. В сравнении с водным теплоносителем

265

преимущества гелия заключаются в возможности достижения очень высокой температуры газа (см. 17.1). На рис. 17.5 представлены основные варианты использования высокотемпературного газового реактора (ВТГР) с гелиевым охлаждением.

Рис. 17.5. Варианты использования ВТГР в составе АЭС:

а, б — выработка только электроэнергии турбинами на СКП (а) и ДКП (б); в — выработка электроэнергии и отпуск низкопотенциальной теплоты; г — выработка электроэнергии и отпуск высокопотенциальной теплоты; д

— выработка электроэнергии и отпуск низкопотенциальной и высокопотснциальной теплоты; е — отпуск низкопотенциальной и высокопотенциальной теплоты без выработки электроэнергии; 1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — газодувка; 4 — паровая турбина; 5 — конденсатор; 6 — питательный насос; 7 — низкопотснциальный теплообменник; 8 — высокопотенциальный теплообменник

Как видно из рисунка, ВТГР рассматриваются в качестве источника комплексного производства различных видов энергии. Особое значение они приобретают для вытеснения органического топлива из энергоемких технологических процессов, причем требующих часто высокопотенциальной теплоты (ВПТ). Некоторые технологические процессы используют высокую температуру, равную 950 — 1050 . Получить соответствующие температуры гелия на выходе из реактора пока невозможно. В настоящее время двухконтурная схема позволяет получать после реактора температуру гелия до 750 . При этом можно рассматривать подогрев теплоносителя до более высокой температуры за пределами АЭС, например, в электродуговых установках. В этом случае органическое топливо окажется вытесненным не полностью, но в очень большой мере.

Вытеснение органического топлива за счет АЭС с ВТГР улучшает чистоту воздушного бассейна. Выбор места расположения АЭС с ВТГР зависит от их назначения. При выработке ими ВПТ и низкопотенциальной теплоты (НПТ) следует располагать ВТГР по возможности ближе к потребителям теплоты. Высокий КПД АЭС с ВТГР способствует уменьшению расхода пара на турбину и в конденсатор, то есть уменьшает потребные расходы циркуляционной охлаждающей воды конденсаторов. Соответственно,

266