А. С. МОНАХОВ
АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ИХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Допущено Министерством энергетики и электрификации СССР в качестве учебного пособия для энергетических и энергостроительных техникумов
1g
МОСКВА ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1986
ББК 31.47
М77
УДК [621.311.25:621.039] (075.32)
Рецензенты: 1. Нововоронежский энергетический техникум
2. Д-р техн, наук, проф. Л. М. Воронин
Монахов А. С.
М 77 Атомные электрические станции и их технологическое оборудование: Учеб, пособие для техникумов.— М.: Энергоатомиздат, 1986. — 224 с.: ил.
Описаны схемы действующих и строящихся АЭС. дана их классификация. Рассмотрены основные физико-химические процессы, протекающие на АЭС. Дана оценка экономичности АЭС, рассмотрены отдельные компоненты тепловых схем, их основные особенности, а также вопросы надежности н безопасности атомных станций.
Для учащихся средних специальных учебных заведений, обучающихся по специальности «Автоматизация тепловых процессов на АЭС».
„2304000000-591 _ „„
М---------------248-86
ББК 31.47
051(01)-86
© Энергоатомиздат, 1986
ПРЕДИСЛОВИЕ
Выполнение Энергетической программы СССР в значительной степени связано с развитием ядерной энергетики. Широкое строительство атомных электростанций требует подготовки инженеров, техников, рабочих, участвующих в монтаже, наладке и эксплуатации оборудования АЭС.
Книга предназначена для учащихся техникумов, специализирующихся по специальности «Автоматизация тепловых процессов на атомных электростанциях». Она знакомит учащихся с тепловыми схемами серийных блоков отечественных АЭС, физико-химическими и теплофизическими процессами, происходящими в элементах оборудования АЭС, конструкциями и характеристиками основного оборудования АЭС, работой АЭС в энергосистеме.
Изучение материала книги позволяет учащимся более целенаправленно и с пониманием рассматривать специальные дисциплины, связанные с разработкой систем автоматизации, автоматического контроля, регулирования и управления на АЭС.
Книга является полезной также для учащихся техникумов других специальностей, связанных с проектированием, строительством и эксплуатацией АЭС.
Автор благодарен рецензентам: профессору, доктору технических наук Л. М. Воронину и коллективу Нововоронежского энергетического техникума, сделавшим ценные замечания при рецензировании книги. Автор благодарен также доценту канд. техн, наук М. Г. Гумилевой за помощь при подготовке рукописи.
Параграфы 10.1—10.4 написаны совместно с доцентом, канд. техн, наук Г. Г. Бартоломеем.
Замечания читателей будут приняты с благодарностью. Их следует присылать по адресу: 113114, Москва, М-114, Шлюзовая набережная, 10, Энергоатомиздат.
Автор
ВВЕДЕНИЕ
После пуска в СССР в 1954 г. Первой АЭС мощностью^ 5000 кВт во всем мире строились АЭС различных типов с целью-отработки тех или иных схем АЭС в соответствии с развитием национальных программ ядерной энергетики.
К настоящему времени накоплен достаточный опыт эксплуатации АЭС, который позволил приступить уже к серийному строительству АЭС. В нашей стране и за рубежом в основном строятся АЭС с реакторами на тепловых нейтронах, с водным теплоносителем (кипящим и некипящим). Будущее же ядерной энергетики связано со строительством АЭС с реакторами на быстрых нейтронах, которые позволят воспроизводить ядерное топливо. В настоящее время построено четыре таких станции, две из них в СССР.
Уже в 60-х годах АЭС доказали свою конкурентоспособность, с электростанциями на органическом топливе (ТЭС).
Такое развитие ядерной энергетики объясняется Не только тем, что человечество получило надежный, высококалорийный источник энергии, позволяющий в значительной степени экономить органическое топливо, но и другими важными ее особенностями.
Это, во-первых, независимость работы АЭС от доставки топлива, поэтому она может строиться в любом районе страны, что очень важно для стран, где существует несоответствие между районами залегания органического топлива и районами потребления электроэнергии. Так, в СССР более 60 % населения проживает в европейской части СССР и здесь потребляется большая (более 75 %) часть энергии, в то время как основные источники топлива находятся в восточных районах страны. Поэтому приходится перевозить с востока на запад либо большие количества органического топлива, либо передавать по электрическим проводам электроэнергию на большие расстояния. Это связано с большими капитальными затратами, а также с потерями топлива и электроэнергии при транспортировке.
Во-вторых, АЭС при нормальной эксплуатации в значительноменьшей степени воздействуют на окружающую среду по сравнению с электростанциями на органическом топливе.
В настоящее время ядерная энергетика СССР развивается на основе следующих типов энергетических блоков:
водо-водяных корпусных энергетических реакторов (ВВЭР-440, ВВЭР-1000);
канальных кипящих реакторов с графитовым замедлителем (РБМК-ЮОО, РБМК-1500);
реакторов на быстрых нейтронах.
Широкое применение ядерной энергии в энергетике, в том числе и для целей теплофикации позволит в значительной степени экономить органическое топливо.
В настоящей книге описаны действующие отечественные АЭС, дана характеристика их основного оборудования и физико-химических процессов, протекающих в системах АЭС.
4
Глава первая
ВЫРАБОТКА, РАСПРЕДЕЛЕНИЕ И ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
1.1.	Типы электростанций
В настоящее время работают различные типы электростанций, различающиеся по типу использования первичных источников энергии. Основным видом являются тепловые электрические станции (ТЭС), использующие в качестве источника энергии органическое топливо — уголь, нефть, газ, торф, дрова. Если ТЭС обслуживает большой промышленный район, то она называется Государственной районной электростанцией (ГРЭС). Наряду с выработкой электроэнергии ТЭС могут отпускать и теплоту для промышленных целей и для коммунально-бытовых нужд.
Тепловые электростанции, работающие на принципе комбинированной выработки электроэнергии и теплоты, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).
Атомные электростанции (АЭС) в качестве источника энергии используют энергию расщепленного ядра.
Если атомная электростанция отпускает наряду с электроэнергией еще и теплоту, то она называется атомной теплоэлектроцентралью (АТЭЦ).
Если тепловая станция отпускает только теплоту, то она называется котельной. Атомная станция, вырабатывающая только теплоту, называется атомной станцией теплоснабжения (ACT).
Электростанция, использующая в качестве источника энергию рек, называется гидравлической электростанцией (ГЭС).
Существуют также электростанции, использующие в качестве источника энергию ветра.
В последнее время все большее распространение получают станции, использующие энергию солнца, горячих подземных вод (геотермальные), энергию морских приливов и отливов.
Как перспективные источники энергии следует рассматривать МГД-генераторы и термоядерные электростанции.
В СССР около 80 % всей вырабатываемой электроэнергии производится на тепловых электростанциях, из них 60 % — по комбинированному способу (ТЭЦ).
Комбинированная выработка электроэнергии и теплоты позволяет существенно экономить топливно-энергетические ресурсы.
5
1.2.	Энергетические системы
Особенностью работы любой электрической станции, как промышленного предприятия, является практическое совпадение количества производимой и отпускаемой электроэнергии, так как существующие в настоящее время типы аккумуляторов электроэнергии малы по мощности, дороги и малоэффективны. Они используются в основном для специальных целей по обеспечению электроэнергией ответственных потребителей при аварийных ситуациях. Не разработано также надежных методов аккумулирования тепловой энергии. Учитывая вышеизложенное, электрические станции должны иметь высокую надежность работы. Перерыв в энергоснабжении промышленных предприятий, сельскохозяйственного производства, электрифицированного транспорта приводит к снижению технико-экономических показателей как самих электростанций, так и предприятий — потребителей электроэнергии. Для более надежного снабжения потребителей электроэнергией электростанции объединяются в энергосистемы.
Это позволяет также уменьшать резерв электроэнергетических мощностей и наиболее рационально использовать специфические особенности различных типов электростанций.
Так, более полно следует загружать электростанции, работающие на дешевом топливе, а также станции с дорогостоящим оборудованием, но с малой топливной составляющей. К таким электростанциям относятся АЭС.
Все электростанции СССР объединены в более чем 100 малых энергетических систем, которые, в свою очередь, образуют 11 крупных энергетических систем. 9 из них с помощью межсистемных связей объединены в единую энергетическую систему СССР (ЕЭС СССР). ЕЭС СССР соединена с энергосистемами стран—членов СЭВ, с энергосистемой Финляндии. Протяженность ЕЭС СССР с Запада на Восток 7 тыс. км, с Севера на Юг около 4 тыс. км. Она является самой мощной в мире. Ее установленная мощность совместно со странами СЭВ составляет 350 млн. кВт.
ЕЭС СССР позволяет более рационально использовать колоссальные энергетические ресурсы Сибири и Средней Азии и передавать в европейскую часть СССР значительные количества электроэнергии. Учитывая поясность СССР, она позволяет также более рационально загружать энергетические мощности.
1.3.	Графики электрических нагрузок
Потребление электроэнергии в течение суток неравномерно, особенно это относится к коммунально-бытовой нагрузке.
Зависимость электропотребления (нагрузки) от времени суток называется суточным графиком электрических нагрузок.
Суточный график промышленной электрической нагрузки при двухсменной работе предприятий для зимнего и летнего времени представлен на рис. 1.1, а, коммунально-бытовой — на рис. 1.1, б 6
Рис. 1.1. Суточный график электрической нагрузки: а _ промышленной; б — осветительно-бытовой; в — суммарной
для европейской части СССР. Высокая плотность населения в этой части страны приводит к существенной доле коммунально-бытовой нагрузки, большая неравномерность графика которой приводит к существенно неравномерному суммарному графику электрической нагрузки (рис. 1.1, в).
Для построения суточного графика полной электрической нагрузки необходимо учесть потребление электроэнергии электрическим транспортом, а также затраты на собственные нужды и потери в электросетях. Потребление электроэнергии на собственные нужды составляет около 7 % в целом по ЕЭС СССР, а потери в электрических сетях — около 10 %.
На рис. 1.2 представлен полный суточный график электрической нагрузки с учетом одно-, двух- и трехсменной работы промышленных предприятий. Для характеристики плотности графика используют коэффициенты а — отношение минимальной нагрузки к максимальной, и Ь — отношение средней нагрузки к максимальной. Чем выше эти коэффициенты, тем более равномерный график электрических нагрузок.
По суточным графикам электрических нагрузок для отдельных районов строят годовые графики электрических нагрузок по продолжительности (рис. 1.3). Для построения годового графика ломаные линии суточных графиков заменяют на ступенчатые и в соответствии с количеством зимних и летних дней в году для данного района определяют число часов в году, в течение которых нагрузка равна определенному значению.
В году тГОд=8760 ч, площадь под кривой Wa=f (т) определяет годовую выработку электроэнергии ЭГОд, кВт-ч, в энергосистеме для данного района.
Из рис. 1.3 видно, что можно выделить три области, где нагрузка в течение определенного времени меняется по-разному. Постоянная нагрузка для наибольшего числа часов работы называется базовой; нагрузка, резко изменяющаяся при небольшом времени
7
Рис. 1.2. Полный суточный график электрической нагрузки:
I, II, III — одно-, двух- и трехсменные промышленные предприятия; /V — электрифнцнро* ванный транспорт; V — осветительно-бытовая; VI — потеря энергии и собственные нужды работы, называется пиковой, средняя область промежуточной нагрузки имеет относительно плавное изменение нагрузки.
Электрические станции, покрывающие базовую нагрузку, называют базовыми. В базовом режиме, т. е. большее число часов в году, должны работать станции с меньшими затратами на топливо. В базовом режиме должны работать и АЭС, так как топливная состав-
О 8	16 Т,ч ляющая из них незначительна. Кро-
ме того, чем больше число часов в году работает АЭС, тем больше выгорание топлива и больше коэффициент воспроизводства ядерного горючего.
Электростанции, покрывающие пиковую нагрузку, называются пиковыми. В СССР значительную часть пиковой нагрузки покрывают гидроэлектростанции. За рубежом для этих .целей широко используются газотурбинные энергетические установки.
Перспективным является применение для этих целей гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). В период минимальных электрических нагрузок ГАЭС работает в насосном режиме, перекачивая воду из нижнего водохранилища в верхнее, используя электроэнергию, вырабатываемую другими электростанциями.
В период увеличения нагрузки ГАЭС работает в режиме обычной ГЭС, срабатывает уровень из верхнего водохранилища. ГАЭС наряду с переходом на трехсменную работу промышленных предприятий позволяет выравнивать суточный график электрических нагрузок, повышая тем самым экономичность энергосистемы.
Электростанции, покрывающие промежуточную нагрузку, работают в переменном режиме. В настоящее время создаются энергетические блоки (ТЭС), которые будут работать в регулируемом режиме для покрытия промежуточной нагрузки. Графики нагрузок, представленные на рис. 1.1 и 1.2, соответствуют рабочим дням недели. В праздничные, субботние и воскресные дни нагрузка резко снижается (почти в 2 раза). В это время можно производить профилактический осмотр и ремонт оборудования и таким образом повышать надежность его работы.
Одной из важных характеристик энергетического блока является его номинальная мощность — это электрическая мощность, при которой блок может работать длительное время в соответствии с техническими условиями на его поставку. 8
Рис. 1.3. Построение графика годовой продолжительности нагрузки
Кратковременно электрогенераторы могут быть перегружены до уровня максимальной мощности, оговоренной техническими условиями.
Сумма всех номинальных мощностей электрогенераторов определяет установленную мощность электростанции 1Густ, кВт.
Таким образом, количество электроэнергии, вырабатываемой за год при работе на номинальной мощности, составит IFyCTX Хтгод, кВт-ч.
Для оценки интенсивности работы электростанции в энергосистеме и полноты использования основного оборудования электростанции пользуются коэффициентом использования установленной мощности ц, который определяется как отношение практически выработанной за год электроэнергии Эгод к той мощности, которую станция выработала бы, если бы она весь год работала с номинальной мощностью:
Руст = у Т ' ’
w уст 1год
Другим показателем работы станции является число часов использования установленной мощности туСт, ч, которое определяется как
Туст = ^год/^Уст-	(1-2)
Оба эти показателя связаны соотношением
Руст = тУст/8760.	(1.3)
Для отечественных АЭС и ТЭС, работающих в базовом режиме, рУст = 0,75-4-0,90, а туст = 6000-4-7000 ч. Для пиковых станций туст может быть 2000 ч и менее.
9
Глава вторая
ТИПЫ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ИХ ОСНОВНОЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
2.1.	Типы атомных электростанций
На любой АЭС различают теплоноситель и рабочее тело' Назначение теплоносителя — отводить тепло, выделившееся в активной зоне реактора в результате деления ядерного топлива. Для надежной работы тепловыделяющих элементов реактора теплоноситель должен иметь высокую степень чистоты. Поэтому контур теплоносителя на АЭС всегда является замкнутым. К этому обязывает также наличие радиоактивности в теплоносителе.
Рабочим телом для АЭСк как и _ длдТЭС, является водяной пар. ТребованйяТ'ЧиСтотё рабочего тела также высоки. Поэтому контур рабочего тела является замкнутым. Отсутствие замкнутости привело бы к большим затратам на водоподготовительные системы, которые при замкнутом контуре восполняют лишь незначительные потери рабочего тела.
Поэтому главная классификация — по числу контуров на АЭС. Различают одноконтурные, двухконтурные и трехконтурные АЭС.
Если контур теплоносителя и рабочего тела совпадают, то такая АЭС называется одноконтурной ,(рис. 2.1, а). Одноконтурными являются АЭС с канальными реакторами РБМК и корпусными кипящими реакторами (ВК — в СССР, BWR— за рубежом). Если контур теплоносителя и рабочего тела разделены, то такие станции называются двухконтурными (рис. 2.1, б). Двухконтурными являются АЭС с ВВЭР (за рубежом — PWR), а также АЭС с газовым теплоносителем. Если контур теплоносителя и рабочего
Рис. 2.1. Принципиальные схемы АЭС:
1 — одноконтурная; 2 — двухконтурная; 3 — трехконтурная
10
тела разделены промежуточным контуром, то такая схема является трехконтурной (рис. 2.1, в). Трехконтурная схема применяется на АЭС с жидкометаллическим теплоносителем (БН-350, БН-600).
На одноконтурной станции (рис. 2.1, а) пароводяная смесь после реактора 1 направляется в барабан-сепаратор 2, из которого насыщенный пар поступает в турбину 3. После турбины отработавший пар идет в конденсатор 4, а оттуда насосом 5 подается обратно в реакторный контур. Циркуляция теплоносителя в реакторном контуре может быть принудительной с помощью насосов 6, или естественной. На АЭС с РБМК применяется только принудительная циркуляция.
Все оборудование на одноконтурной АЭС работает в радиационных условиях, так как контуры теплоносителя и рабочего тела совмещены. Это усложняет эксплуатацию и ремонт оборудования. Однако схема такой станции проста, и параметры рабочего тела равны параметрам теплоносителя.
На двухконтурной АЭС (см. рис. 2.1, б) контур теплоносителя работает в радиационных условиях и называется первым контуром. Теплоноситель — вода под давлением (без кипения) главным циркуляционным насосом 6 подается в реактор 1, где он нагревается и далее поступает в парогенератор 7, где отдает теплоту рабочему телу. Поскольку вода практически несжимаема, то для безопасной работы реактора на контуре циркуляции теплоносителя устанавливают компенсатор давления 8, поддерживающий давление в первом контуре постоянным. Для АЭС с газовым теплоносителем компенсатор давления отсутствует. Контур рабочего тела является не радиоактивным и называется вторым контуром. Пар, вырабатываемый в парогенераторе, направляется на турбину 3, после конденсации отработавшего пара в конденсаторе 4 насосом 5 конденсат подается в парогенератор. Парогенератор, разделяющий первый и второй контуры, в одинаковой степени принадлежит первому и второму контурам. Передача теплоты в парогенераторе через поверхность требует перепада температур между теплоносителем и рабочим телом. Стремление не допустить кипения в реакторе требует создания давления в первом контуре существенно выше давления во втором контуре. По этой причине параметры рабочего тела на двухконтурной АЭС с ВВЭР всегда ниже параметров теплоносителя. На двухконтурной АЭС с газовым теплоносителем давления рабочего тела превышает давление теплоносителя, так как у газов отсутствует зависимость давления от температуры. Свойства воды таковы, что давление и температура жестко связаны.
На трехконтурных АЭС в качестве теплоносителя используют натрий. При взаимодействии его с водой химическая реакция протекает быстро и сопровождается взрывом. Это может привести к выбросу радиоактивности из первого контура. Для предотвращения таких ситуаций первый контур с радиоактивным натрием разделяют от контура рабочего тела промежуточным контуром с
It
нерадиоактивным натрием (рис. 2.1, в). Радиоактивный натрий в первом контуре насосом 6 прокачивается через реактор 1 й далее подается в промежуточный теплообменник 9. В промежуточном контуре нерадиоактивный натрий насосом 6 подается в промежуточный теплообменник 9, затем поступает в парогенератор 7. В первом и в промежуточном контурах натрий не изменяет своего агрегатного состояния, поэтому в этих контурах необходим компенсатор давления 8. В третьем контуре — рабочего тела—пар после парогенератора 7 направляется в турбину 3 и после конденсации выхлопного пара в конденсаторе 4 насосом 5 конденсат поступает в парогенератор.
У жидкометаллического теплоносителя, как и у газового, отсутствует зависимость между давлением и температурой. Поэтому давление рабочего тела (пара) будет выше давления натрия. При разуплотнении парогенератора вода может попадать в натрий и бурная реакция может произойти, но не с радиоактивным натрием.
Кроме классификации по контурам можно также подразделять АЭС и по другим признакам:
•типу теплоносителя: с водой под давлением, газовым, органическим, жидкометаллическим теплоносителем;
типу реактора и энергии нейтронов: корпусные, канальные, на тепловых и быстрых нейтронах;
типу замедлителя: с графитовым, тяжеловодным и другими замедлителями;
параметрам пара и типу турбин: с турбинами на насыщенном и перегретом паре.
Возможна классификация АЭС и по другим признакам. Эта классификация несколько условна. Так, АЭС с ВВЭР-1000 является двухконтурной, с теплоносителем «водой под давлением», с реактором на тепловых нейтронах корпусного типа, турбинами насыщенного пара.
Определяющей является классификация по числу контуров.
2.2.	Основное технологическое оборудование
Теплотехническая схема отражает основной технологический процесс производства электроэнергии. Теплотехническая схема изображает основное теплотехническое оборудование и трубопроводы, его соединяющие. Все теплотехническое оборудование подразделяется на реакторную, парогенераторную, турбогенераторную, конденсационную установки, конденсатно-питательный тракт, включающий деаэрационно-питательную установку.
На рис. 2.2 представлена упрощенная теплотехническая схема второго контура АЭС с ВВЭР, на рис. 2.3 — одноконтурной АЭС.
Рассмотрим двухконтурную АЭС. Реакторная установка является источником генерации теплоты. Теплоноситель передает эту теплоту в парогенераторе рабочему телу. Вырабатываемый в парогенераторе пар поступает в турбину, где при его расширении 12
Рис. 2.2. Схема турбоустановки двухконтурной АЭС:
/ — цилиндр высокого давления (ЦВД); 2 —сепаратор; 3 — первая ступень промпере-гревателя, 4 — вторая ступень промперегревателя; 5 — цилиндр низкого давления (ЦНД);
6 — сетевые подогреватели; 7 — конденсатор; 8 — техническая вода; 9 — конденсатный на» сос; 10 — конденсатоочистка (БОУ); 11 — охладитель основного эжектора; 12 — охладитель эжектора уплотнений; 18 — подогреватели низкого давления (ПНД); 14 — дренаж» ные насосы, 15 — деаэратор, 16 — питательный насос; // — подогреватели высокого давления
тепловая энергия превращается в механическую, последняя в электрогенераторе превращается в электрическую.
Пар поступает в турбину насыщенным, поэтому в процессе расширения он увлажняется. Турбина может работать при определенной влажности пара, ниже допустимой, в противном случае происходит повышенный эрозийный износ лопаток турбин и выход их из строя. По этой причине пар после цилиндра высокого давления (ЦВД) 1 поступает в сепаратор 2, где происходит отделение влаги, затем проходит двухступенчатый промежуточный паропе-> регреватель и направляется в цилиндр низкого давления (ЦНД) 5. Первая ступень промежуточного перегрева 3 осуществляется отборным (из ЦВД) паром, вторая — свежим паром. Конденсат греющего пара промежуточных пароперегревателей направляется в подогреватели высокого давления (ПВД) 17.. Сепаратор и обе ступени промежуточного перегревателя конструктивно выполняются в одном корпусе, и этот элемент называется сепаратором-пром-перегревателем (СПП).
От реактора
Рис. 2.3. Схема турбоустановки одноконтурной АЭС:
1 — ЦВД; 2 — сепаратор; 3 —первая ступень пароперегревателя; 4 — вторая ступень пароперегревателя; 5 —ЦНД, 6 — теплообменники теплофикационной установки; 7 —конденсатор; 8 — техническая вода; 9 — конденсатные насосы- 10 — БОУ; 11— охладитель основного эжектора; 12—охладитель эжектора уплотнений; 13 — ПНД; 14 — охладитель сепа-рата; 15 — испаритель; 16 — деаэратор, 17— питательный насос
Пар после ЦНД поступает в конденсатор 7. Стремление получить большую тепловую экономичность установки вынуждает применять в конденсаторе давление ниже атмосферного (0,004— 0,006 МПа). Конденсация отработавшего в турбине пара и поддержание низкого давления в конденсаторе осуществляются за счет системы технического водоснабжения. Конденсация пара и подогрев за счет этого технической воды в конденсаторе определяет основную потерю теплоты в пароводяном цикле. Конденсат конденсатным насосом (КН) 9 подается в систему регенерации (см. гл. 4). Вначале он проходит ионообменную очистную установку 10, называемую блочной очистной установкой (БОУ), где происходит очистка конденсата от примесей, а затем через охладители основных эжекторов (ОЭ) 11 и эжекторов уплотнений (ЭУ) 12 поступает в подогреватели низкого давления (ПНД) 13, где конденсат подогревается за счет отбора части пара из турбины. Конденсат греющего пара дренажными насосами 14 заводится в поток основного конденсата. После системы ПНД конденсат подается в деаэрационную установку 15 для удаления растворенных
в воде коррозионно-агрессивных газов (кислорода и углекислоты). От конденсатора до деаэратора тракт называется конденсатным, от деаэратора до парогенератора — питательным. Из деаэратора питательным насосом 16 вода через систему подогревателей высокого давления подается в парогенератор. ПВД обогреваются отборным паром из турбины. Конденсат греющего пара ПВД кас-кадно сливается в деаэратор 15. Часть пара из турбины отбирается на теплофикационную установку 6 для обеспечения теплотой и горячей водой помещений АЭС и жилого поселка,
На одноконтурной АЭС пар вырабатывается в кипящем реакторе, и поэтому парогенератор в схеме отсутствует (см. рис. 2.3). Выработанный в реакторе пар является радиоактивным. Следовательно, все оборудование на одноконтурной АЭС работает в радиационных условиях. Если на двухконтурной АЭС биологической защиты требует оборудование только первого контура, то на одноконтурной АЭС — все оборудование.
На одноконтурной АЭС, как правило, отсутствуют ПВД для уменьшения выноса продуктов коррозии в реактор. Для выработки слабо радиоактивного пара в схеме имеется испаритель 15. Конденсат греющих паров ПНД каскадно сбрасывается в конденсатор 7. Это сделано для того чтобы конденсат прошел предварительную очистку на БОУ 10 перед поступлением его в реактор. Конденсат промперегревателя направляется в деаэратор. Более подробно тепловые схемы турбоустановок АЭС рассмотрены в гл. 19.
Тепловые схемы АЭС с жидкометаллическим теплоносителем рассматриваются в гл. 20.
Глава третья
ТЕПЛОВАЯ И ОБЩАЯ ЭКОНОМИЧНОСТЬ АЭС
3.1.	Термодинамические циклы паротурбинных установок на насыщенном паре в Т, s-диаграмме
На АЭС с водным теплоносителем рабочим телом является насыщенный водяной пар. Рассмотрим один из возможных циклов паротурбинных установок на насыщенном паре в Т, s-диаграмме (рис. 3.1 а, б).
Из термодинамики известно, что максимальное значение термического КПД имеет цикл Карно. Полезная работа цикла Карно равна площади ac'de (рис. 3.1, б), а подведенная теплота определяется площадью a'ac'cdee'. Отношение этих площадей определяет значение термического КПД цикла Карно
_ пл. ас de _ tK	(3 1) пл. a'ac'cdee' ta
15
Рич. 3.1. Схема цикла н Т, s-днаграмма для турбин с насыщенным паром: 1_парогенератор; 2 — турбина; 3 — конденсатор; 4 — насос
где t0 и tK — начальная и конечная температуры цикла, °C, отвечающие давлениям р0 и рк.
Свойства водяного пара таковы, что цикл Карно трудно осуществить из-за невозможности реализации подогрева воды до верхней температуры цикла. По этой причине идеальным циклом для паротурбинных установок является цикл Ренкина.
Полезно использованная теплота в цикле Ренкина определяется площадью abcde, а подведенная теплота — площадью abcd.ee'а'. Отношение этих площадей определяет термический КПД цикла Ренкина
пл. abcde	л\
T]tp =----7-TV-, •	(3-2)
пл. abcaee a
Разность площадей abcdee'a' и abcde определяет потери теплоты в цикле, равной площади аее'а'. Как видно из рис. 3.1, б, полезно использованную в цикле теплоту можно увеличить за счет повышения Ро (а, следовательно, t0) и понижением рк(Ъ). В соответствии с (3.1) тр увеличится.
3.2.	Выбор начальных и конечных параметров цикла
Как уже отмечалось в § 3.1, увеличение т]/ цикла возможно за счет увеличения начальных (Ро, to) и снижения конечных (рк> tK) параметров, в обоих случаях полезно использованная теплота в цикле возрастает. Зависимость тр цикла от ро для насыщенного пара неоднозначна (кривая 1, рис. 3.2).
Максимальное значение тр достигается при давлениях 14— 15 МПа, в дальнейшем с ростом начального давления оно падает. Это связано со свойствами пара на линии насыщения: начиная с давления 14—16 МПа начальная энтальпия насыщенного пара снижается, и при одних и тех же конечных параметрах пара сработанный теплоперепад в турбине уменьшится.
Наиболее интенсивно тр растет до давлений 10 МПа. Так, из рис. 3.2 видно, что при росте р$ от 5 до 10 МПа гр увеличивается 16
Рис. 3.2. Зависимость термического КПД от начального давления пара:
1 — насыщенный пар; 2, 3, 4 — перегретый пар (соответственно для 300 °C,	400 °C,
500 °C)
Рис. 3.3. Изменение термического КПД паротурбинной установки в зависимости от величины вакуума в конденсаторе
примерно на 3,5 %, ас 10 до 12,5 МПа на 0,6 %- С точки зрения тепловой экономичности следует выбирать такие значения р0, при которых гр является максимальным. Однако увеличение давления вызывает определенные трудности в создании и эксплуатации оборудования. Поэтому на высокие р» следует идти при таком выигрыше в тепловой экономичности, при котором будут значительна перекрыты затраты на создание оборудования.
Так, с точки зрения высокого тр следует применить давление от 10 до 15 МПа, однако при расширении пара в турбине для обеспечения допустимой влажности потребуется многократная сепарация с промперегревом пара, что значительно усложнит турбоустановку. Есть и другие причины ограничения давления насыщенного пара перед турбиной,
Так, для РБМК рабочее давление в каналах реактора выбрано 7 МПа, у турбины р» равно 6,5 МПа. При этом давлении достаточно однократной сепарации и промежуточного перегрева пара. Циркониевые сплавы, применяемые для изготовления технологических каналов и оболочек тепловыделяющих элементов, могут работать в пароводяной смеси до температуры 350 °C и позволяют использовать давление около 10 МПа. Однако в РБМК с графитовым замедлителем технологический канал работает под перепадом давления. Чем выше рабочее давление теплоносителя в реакторе, тем больше толщина стенки технологического канала, тем больше поглощение нейтронов, тем хуже баланс нейтронов. Можно было бы технологические каналы реактора изготавливать из аустенитных нержавеющих сталей, используя более тонкостенные трубы, но тогда баланс нейтронов ухудшился бы за счет большего поглощения нейтронов в нержавеющей стали и пришлось бы идти на большее обогащение топлива. Обогащение топлива резко увеличивает его стоимость.
17
Для АЭС с реактором ВВЭР-1000 давление теплоносителя принято 16 МПа —это то предельное давление, на которое в настоящее время можно изготовить транспортабельный (по железной дороге) корпус реактора. В ВВЭР происходит недогрев воды до температуры насыщения, и для ВВЭР-1000 температура теплоносителя на выходе из реактора составляет 322—325 °C. В парогенераторе вода охлаждается на 25—30 °C и после парогенератора достигает 295—297 °C. При перепаде температур в парогенераторе между теплоносителем и рабочим телом 10 °C температура вырабатываемого в парогенераторе насыщенного пара составит 280—282 °C, что соответствует давлению 6,5 МПа.
Для АЭС с ВВЭР-440 при давлении в первом контуре 12,5 МПа температура теплоносителя на выходе из реактора принимается •300—301 °C и при охлаждении его в парогенераторе на 30—33 °C после парогенератора составит около 270 °C. При перепаде температур между теплоносителем и рабочим телом 10 °C температура вырабатываемого в парогенераторе насыщенного пара составит 260 °C, что соответствует давлению насыщения 4,7 МПа. Соответственно, давление насыщенного пара перед турбиной равно 4,4 МПа.
Таким образом, на АЭС с водным теплоносителем параметры свежего пара, идущего на турбину, являются относительно низкими.
В отличие от АЭС ТЭС работают с использованием перегретого пара высоких давлений, вплоть до закритических. Следовательно, при одном и том же давлении пара в конденсаторе использованный теплоперепад 1 кг пара в турбинах на АЭС будет существенно меньше, а следовательно, расход пара в 1,5—1,7 раза больше по сравнению с ТЭС. Это отражается на размерах турбины и ее вспомогательного оборудования.
Применение перегрева пара существенно повышает тр цикла, о чем свидетельствуют кривые 2—4 на рис. 3.2. Начальный перегрев пара на АЭС с водным теплоносителем затруднен. Значительный начальный перегрев пара возможен только на АЭС с канальными реакторами за счет ядерного перегрева, как это было сделано на первом и втором блоках Белоярской АЭС.
На ТЭС наряду с первоначальным перегревом применяется и промежуточный перегрев пара, причем температура начального и промежуточного перегрева одинакова. Для АЭС с начальным ядерным перегревом пара промежуточный ядерный перегрев не применяется из-за невозможности его осуществления. Для таких АЭС параметры свежего пара (давление и температура перегрева) должны быть такими, чтобы в последней ступени турбины не достигалась допустимая влажность. Такие параметры пара называются сопряженными. Так, для давления пара в конденсаторе 0,004 МПа при допустимой влажности 13 %, сопряженными параметрами являются: 5 МПа — 410 °C, 7 МПа — 450 °C, 9 МПа— 480 °C, 12,5 МПа — 515 °C. При температуре пара ниже сопряженной требуется промежуточный перегрев пара. На АЭС с газовым 18
и жидкометаллическим теплоносителем применяется как начальный, так и промежуточный перегрев пара.
Тепловая экономичность цикла существенным образом зависит от конечных параметров пара — давления в конденсаторе рк-Свойства водяного пара таковы, что при расширении пара в турбине до давления ниже атмосферного можно существенно увеличить использованный в турбине теплоперепад и, таким образом, повысить тр цикла. Так, при уменьшении давления с 0,004 до 0,003 МПа можно на 2% увеличить тр (рис. 3.3). Однако с уменьшением Рк резко возрастают удельные объемы отработавшего в турбине пара (см. рис. 12.3) и увеличивается его влажность. Учитывая повышенный расход пара у турбин насыщенного пара, давление в конденсаторе на АЭС выбирается несколько выше по сравнению с ТЭС. Если на ТЭС рк принимается на уровне 0,0035 МПа, то на АЭС 0,004—0,0045 МПа.
3.3.	Основные показатели тепловой экономичности АЭС
Тепловая экономичность АЭС определяется в основном значением КПД и удельным расходом теплоты q [кДж/(кВт-ч)].
Рассмотрим определение основных показателей тепловой экономичности для второго контура двухконтурной АЭС (см. рис. 3.1, а). Проанализируем процесс расширения насыщенного пара в турбине в h, s-диаграмме. На рис. 3.4 ниже граничной кривой располагается область влажного пара, где нанесены линии сухости пара (х). На пограничной кривой на линии насыщения х=1. Выше пограничной кривой располагается область перегретого пара.
При идеальном расширении пара в турбине по адиабате от Ро до рк использованный теплоперепад называется удельным располагаемым, или адиабатным теплоперепадом,
(3-3>
Рис. 3.4. Процесс расширения пара в турбине в h, s-диаграмме
19
Значение На определяет внутреннюю работу турбины
wa = Нл.	(3.4)
В конденсаторе происходит конденсация пара. Теплота конденсации этого пара Нк отводится с технической водой и является для цикла потерей
(3.5)
где //„.а— энтальпия конденсата при температуре насыщения в конденсаторе, кДж/кг.
При повышении давления насосом от рк до ро энтальпия конденсата возрастает от й'к.а до h'K.B,a. Адиабатный перепад энтальпий на насосе
=	(3.6)
Он равен внутренней работе насоса
®н.а = ^Н.а-	(3.7)
В парогенераторе осуществляется подвод теплоты и конденсат превращается в пар, энтальпия возрастает от й'кна до йо-
Разность энтальпий h0 и h'K. н а определяет удельный располагаемый теплоподвод цикла
Уо ~ Йо Йк.н.а-	(3-8)
Отношение На к q0 определяет термический КПД идеального цикла Ренкина
= Jb. = Ла..	(3.9)
Яо Яо
В реальном процессе расширения пара в турбине часть энергии пара теряется, и использованный теплоперепад Н{ будет меньше На. В этом случае он называется действительным теплоперепадом, соответственно и внутренняя удельная работа будет меньше wa. Отношение Н^На характеризует совершенство проточной части турбины и ее паровпускных и выхлопных устройств. В стопорном клапане турбины при дросселировании пара давление снижается от ро до ро, ро'=0,95ро.
Отношение Н{'!На характеризует совершенство работы дроссельного устройства стопорного клапана
=	(З.Ю)
За счет потерь в проточной части турбины Н"<Н/. Отношение H"lHi характеризует совершенство проточной части турбины
т)т = Я;/Я;.	(3.11)
Отношение Н^Н" характеризует потери с выхлопными скоростями пара
Лвых
(3.12)
20
Отношение называется внутренним относительным КПД турбины
T]oi=	(3.13)
При расширении пара в турбине часть его (0,5—1,0 %) теряется с протечками и, не участвуя в производстве работы, является для цикла потерей:
w\ = Wi(l — gnp),	(3.14)
где gnp — коэффициент потерь с протечками.
Внутренний абсолютный КПД турбины т]г будет равен
т]г =	= ^Р-Г-Лр). .	(3.15)
Яо	Яо
Выражение (3.15) можно преобразовать
= = (1 ). (ЗЛ6)
'*	<7о®а
Удельная эффективная работа ше на валу турбины будет меньше Wi на величину механических потерь, она определяется коэффициентом механических потерь
Пмех = w\lwe,
(3-17)
Пиех = 0.96 -г- 0,98.
Относительный эффективный КПД турбины
Пое = 1Ъ>г(1 — £пр)Пм-	(3.18)
Абсолютный эффективный КПД турбины
т]е=—= ПЛое =	(1 — £пр) Пи.	(3.19)
Яо
Удельная энергия, снимаемая с шин электрогенератора &уэ, будет меньше we на величину потерь в электрогенераторе
т]г = w3/we.	(3.20)
Значение т]г зависит от способа охлаждения генератора: цг=
= 0,974-0,98 при воздушном охлаждении и 0,984-0,99 при водородном.
Относительный электрический КПД турбоустановки
Лрэ = TJoi (1 £пр) ПмПг-	(3.21)
Абсолютный электрический КПД турбоустановки
"Пэ ~	= ’It'Hoi (1 £пр)	(3.22)
Яо
Все определенные нами КПД турбоустановки, КПД брутто не учитывают потери на собственные нужды (в основном, на привод питательных, конденсатных, дренажных и других насосов).
21
Таблица 3.1. Зависимость между КПД турбоустановки
Наименование КПД	Относительный КПД	Абсолютный КПД	
		брутто	нетто
Термический Внутренний турбины Электрический турбинной установки	По 1 Цоэ=Т]о гПм11г(1— £пр)	Л/ ’П1=т1г’По i (1“Впр) Лэ—Л^Ло гЛмЛг(1 ?пр)	Ч/ нт=П«Х Не рассматривается Пэ нт=1Ш1о гПмПгХ X (1 —и>н) (1 —5пр)
Если потери энергии на собственные нужды а>с.н, то удельная выработка нетто
W3.ii= wa — wc.H	(3.23>
и электрический КПД нетто
Ъ.н.т = — = --~а,с'я .	(3.24}
Яо	Яо
Для определения КПД всей АЭС необходимо учесть потери теплоты во всех элементах АЭС — в реакторной и парогенераторных устройствах, в трубопроводах. Для двухконтурных АЭС
Паэс = Пэ.нПрП^ Ппг.	(3.25}
где т]р учитывает потери в реакторе, т]пг—в парогенераторе, г^р1 и т]трп — в трубопроводах первого и второго контуров, т]тр= = 0,9854-0,988.
Для одноконтурной АЭС
‘ЛдЭС = Т1э.нт1рт1тр-
Удельный расход теплоты, q, кДж/(кВт-ч), является другим важным показателем тепловой экономичности АЭС.
Для турбоустановки
<7э = ?о/^а = 3600/т]э.	(3.26}
Для АЭС в целом
7аэс = ЗбОО/Пдэс	(3.27}
Рассмотренный на рис. 3.3 процесс расширения пара в турбине не учитывает конечной влажности пара. На самом деле, при расширении пара в турбине предельно допустимая влажность достигается достаточно быстро, и для современных турбин применение промежуточной сепарации является обязательным. Наряду с сепарацией обязательным является также промежуточный перегрев пара, так как он позволяет сократить число ступеней сепарации и повысить КПД цикла.
22
Рис;. 3.5. Процесс расширения пара в турбине с учетом сепарации и промпере-грева в Л, s-диаграмме
Необходимость промежуточной сепарации и промперегрева пара иллюстрируется на рис. 3.5. Начальная точка расширения 1 соответствует ро, to, ho. За счет дросселирования в паровпускных устройствах в точке 2 имеем ро, t0\, h0. При расширении пара в турбине от 2 до 3 достигается допустимая влажность (допустимая степень сухости хдоп). Далее пар осушается в сепараторе от 3 до 4 (до уровня сухости 0,99). Если процесс расширения в турбине продолжается от 4 до 5, то опять достигается допустимая влажность, и пар снова осушается во второй ступени сепарации от 5 до б и только затем расширяется в турбине от 6 до давления в конденсаторе 8. Второй ступени сепарации можно избежать, если пар после первой ступени сепарации 4 направлять в промежуточный пароперегреватель и перегреть пар до точки 7, а затем расширить в турбине по линии 7—8. (Реальные процессы расширения пара в турбине приведены на рис. 12.4.)
Современные схемы турбоустановки используют также регенеративный подогрев питательной воды (см. гл. 4). С учетом указанных факторов при определении основных показателей тепловой экономичности АЭС
Яо ~ ^0 “F ®п.п ’ А^п.п 9п.в ^к.н.а,	(3.28)
где аПп — доля пара, прошедшего промежуточный перегрев; А^п.п — приращение энтальпии пара в промежуточном перегревателе; да.ъ — количество теплоты, подведенной к питательной воде в системе регенерации.
К числу основных показателей тепловой экономичности для ТЭС относится удельный расход топлива, г/(кВт-ч). Для АЭС удельный расход топлива неоднозначно определяет тепловую экономичность. Это связано с тем, что в результате выгорания ядер-ного топлива образуется новое ядерное горючее. На ТЭС удель-
23
„	• I
Отпущено
с шин станции
Получена в парогенераторах
Преобразовано в электроэнергию
Получено 8 активной зоне реактора
Расход на садстВенные нужды
Отводится в конденсаторах турбин
Тепловые потери главных циркуляционных насосов 1 контура и. питательных насосов 11 контура
Рис. 3.6. Тепловой баланс двухконтурной АЭС с ВВЭР.
Тепловые потери I контура: 1 — трубопроводов; 2 — шахты реактора- 3 — в защите реактора; 4 — с продувкой. Тепловые потери II контура: 5 — парогенераторов; 6 — трубопроводов; Z — с продувкой; в — с утечкой пара
ный расход топлива определяется однозначно, так как в результате сгорания органического топлива образуются продукты сгорания, которые повторно в цикле не используются.
Показателем тепловой экономичности в какой-то степени является и удельный расход пара d, кг/(кВт-ч). Однако, как будет показано в гл. 4, в цикле с регенерацией удельные расходы пара возрастают, а основные показатели тепловой экономичности т]аэс и аэс более благоприятны.
3.4.	Баланс теплоты на АЭС
Рассмотрим баланс теплоты в системе двухконтурной АЭС (рис. 3.6). Часть выделившейся в активной зоне реактора теплоты теряется в первом контуре в трубопроводах циркуляционного контура 1, в шахте реактора 2, в защите реактора 3, на линии продувочной воды реактора 4. Из переданной в парогенераторе во второй контур теплоты часть теряется в боксах парогенераторов 5, в трубопроводах 6, с продувочной водой парогенератора 7, с утечками пара 8.
Часть выработанной на АЭС электроэнергии расходуется иа собственные нужды (5—7%). Наиболее значительные затраты электроэнергии на собственные нужды имеют АЭС с газовым теплоносителем (10—20 %).
24
Как видно из рис. 3.6, самые значительные потери теплоты происходят в конденсаторе. Теплота конденсации 1 кг пара при давлении в конденсаторе 0,004 МПа составляет 2195 кДж/кг.
На современных АЭС 60 % пара, поступающего в турбину, конденсируется в конденсаторе и 40 % в системе регенерации.
Как уже отмечалось, в связи с низкими начальными параметрами расходы пара на турбоустановки АЭС значительны, отсюда и значительны потери теплоты в конденсаторе Это и определило низкую тепловую экономичность АЭС (29—33у%). Тепловая экономичность ТЭС выше (39—42 %) за счет более высоких начальных параметров. В этом плане АЭС производит большее по сравнению с ТЭС тепловое загрязнение окружающей среды.
3.5.	Показатели общей экономичности АЭС
Затраты на сооружение АЭС определяют ее стоимость, поэтому одним из экономических показателей АЭС, как и ТЭС, является стоимость 1 кВт установленной мощности, определяемая как отношение полной стоимости АЭС к ее установленной мощности, руб/кВт.
Стоимость 1 кВт установленной мощности, или удельные капитальные затраты, существенно зависит от типа АЭС, ее мощности, параметров пара и теплоносителя. При одних и тех же параметрах удельные капитальные затраты снижаются с увеличением единичной мощности отдельных блоков и станции в целом.
На сегодняшний день наиболее дорогостоящими являются АЭС с газовым и жидкометаллическим теплоносителями. Одноконтурные АЭС с РБМК, казалось бы, должны иметь преимущество перед двухконтурными АЭС с ВВЭР ввиду отсутствия в схеме парогенератора. Однако работа всего оборудования на одноконтурной АЭС в радиоактивных условиях требует сооружения биологической защиты. По этой причине на одноконтурных АЭС с РБМК и двухконтурных АЭС с ВВЭР одинаковой установленной мощности удельные капитальные затраты близки. Другим важным показателем общей экономичности АЭС является себестоимость отпускаемой электроэнергии, коп/(кВт-ч). Себестоимость отпускаемой электроэнергии есть отношение годовых затрат на производство электроэнергии к выработанной за год электрической энергии. Годовые затраты на производство электроэнергии включают в себя топливную составляющую (затраты на топливо), а также составляющие, зависящие от начальных капитальных затрат и расходов на эксплуатационный персонал.
Удельные капитальные затраты на сооружение АЭС выше по сравнению с ТЭС, однако топливная составляющая на АЭС имеет существенно меньшее значение. Поэтому, несмотря на более низкие параметры пара на АЭС и более низкую их тепловую экономичность, АЭС по себестоимости электроэнергии .конкурентоспособны с ТЭС, а на некоторых типах АЭС она ниже по сравнению с ТЭС.
25
Глава четвертая
РЕГЕНЕРАТИВНЫЙ ПОДОГРЕВ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ НА АЭС
4.1. Основы регенеративного подогрева питательной воды
При рассмотрении баланса теплоты на АЭС (см. § 3.4) отмечалось, что основная потеря теплоты в цикле происходит в конденсаторе за счет отвода теплоты конденсирующегося после турбины пара с охлаждающей водой. Если осуществить расширение пара в турбине ступенчато с чередованием отвода его на подогрев питательной воды, как это показано на рис. 4.1, а, и взять бесконечно большое число таких ступеней, то цикл Ренкина — площадь abode на рис. 4.1, б превращается в обобщенный цикл Карно площадью abcdg, термический КПД которого максимален и определяется начальной и конечной температурами (3.1). Как видно из рис. 4.1, б, потери теплоты в конденсаторе уменьшаются на площадь gee'g', частично снижается и полезно использованная в цикле теплота (на площадь ged). Соотношение этих площадей показывает, что снижение использованной в цикле теплоты происходит в меньшей степени по сравнению с уменьшением потери теплоты в конденсаторе. Таким образом, гц возрастает.
Процесс нагрева питательной воды за счет отбора части расширяющегося в турбине пара называется регенеративным подогревом питательной воды. Элементы тепловой схемы, где происхо-
Рис. 4.1. Регенеративный подогрев питательной воды при полном отводе пара из турбины:
а —схема контура; б —цикл в Т, 5-диаграмме
1 — парообразующая установка; 2 — турбина; 3 — конденсатор; 4 — насос; 5 — регенеративные подогреватели, То —температура свежего пара, Тк — температура пара в конденсаторе
26
дит подогрев питательной воды, называются регенеративными подогревателями.
Регенеративный подогрев питательной воды является мощным фактором повышения тепловой экономичности АЭС и осуществляется на АЭС всех типов.
Чем больше температура питательной воды tnB, тем выше тепловая экономичность. В пределе /пв может быть равна температуре кипения to' воды в парогенераторе. Однако чем выше £п.в, тем большее число ступеней регенеративного подогрева нужно применять, что увеличивает капитальные затраты на сооружение регенеративной схемы (теплообменники, трубопроводы, арматура и т. д.).
Практически регенеративный подогрев воды осуществляется ие так, как показано на рис. 4.1, а, где весь пар отбирается из турбины и после подогрева питательной воды в регенеративных подогревателях возвращается обратно в турбину дли последующего расширения. При такой схеме влажность пара быстро возрастает и достигает предельно допустимых значений. Кроме того, многократный пропуск всего пара требует большого расхода металла на трубопроводы и усложняет турбоустановку.
В реальных условиях отбираемая из турбины часть пара для регенеративного подогрева питательной воды обратно в турбину не возвращается и полностью конденсируется в регенеративных подогревателях.
Отборный пар в турбине срабатывает не весь свой теплоперепад, а только часть его. Для обеспечения выработки необходимого количества электроэнергии необходимо увеличить расход пара на турбину. Удельный расход пара возрастает, но цаэс при этом увеличивается, a q аэс уменьшается. По этой причине, как отмечалось в § 3.3, удельный расход пара не является основным показателем тепловой экономичности АЭС.
Температура питательной воды на АЭС зависит от типа реактора. Так, на АЭС с ВВЭР и жидкометаллическим теплоносителем регенерация может быть использована в полной мере. Для АЭС с РБМК и низкотемпературным газовым теплоносителем /п. п ограничена, следовательно, имеются ограничения в осуществлении регенерации.
4.2. Типы регенеративных подогревателей и схемы их включения в тепловую схему АЭС
Весь тракт регенеративного подогрева питательной воды от конденсатора до парогенерирующей установки (парогенератора или кипящего реактора) делится на две части. От конденсатора до деаэратора тракт называется конденсатным. Все оборудование и трубопроводы работают при относительно низком давлении воды, определяемом давлением в деаэраторе и гидравлическим сопротивлением конденсатного тракта. Регенеративные подогреватели, устанавливаемые на конденсатном тракте, называются подогрева-
27
Рис 4.2. Схема включения регенеративных подогревателей поверхностного типа в тепловую схему с одним дренажным насосом (а), с дренажными насосами у каждого подогревателя (б):
/ — парообразующая установка: 2 — турбина, 3 — электрогенератор, 4 — конденсатор; 5 — конденсатный насос; 6 — регенеративные подогреватели; 7 — дренажные насосы. 8— точка смешения дренажей н потока основного конденсата
телями низкого давления (ПНД). Тракт от деаэратора до парогенерирующей установки называется питательным. На нем устанавливаются регенеративные подогреватели высокого давления (ПВД).
Заметим, что нумерация отборов пара на регенерацию идет по ходу расширения пара в турбине, т. е. от головы машины к ее выхлопу, а нумерация регенеративных подогревателей — в обратном порядке, по ходу потока конденсата.
Регенеративные подогреватели бывают смешивающего типа, когда отборный пар и подогреваемая вода смешиваются, и поверхностного типа, когда отборный пар передает свою теплоту подогреваемой воде через змеевиковую поверхность.
Преимуществом теплообменников поверхностного типа является независимость давлений греющего отборного пара и подогреваемой воды и возможность прокачки воды через все подогреватели одним насосом 5, как это показано на рис. 4.2.
Давление в регенеративных подогревателях смешивающего типа равно давлению отборного пара, и для прокачки воды необходима установка насоса 6 после каждого подогревателя (рис. 4.3).
В поверхностных подогревателях пар конденсируется, и конденсат этого пара, называемый иногда дренажем, дренажными насосами 6 возвращается в основной поток конденсата (см. рйс. 4.2). Схема слива дренажа поверхностных подогревателей, как это будет показано ниже, существенным образом влияет на тепловую экономичность паротурбинного цикла.
28
Рис. 4.3. Схема включения регенеративных подогревателей смешивающего типа: 1__деаэратор; 2 —турбина; 3 — конденсатор,
4 — конденсатный насос; 5 — регенеративные подогреватели; « — перекачивающие насосы
Если температура воды в смешивающем подогревателе равна температуре насыщения, отвечающей давлению отборного пара, то для получения той же температуры воды в поверхностном подогревателе необходимо отбирать пар из турбины больших параметров. Это увеличивает недовыработку электроэнергии отборным
паром в турбине. Увеличение давления отборного пара определяется перепадом температур б/ в подогревателе между температурой насыщения отборного пара и температурой подогреваемой воды после подогревателей. Оптимизация значения б/ является
одной из задач правильного выбора параметров регенерации.
Значение б£ определяется стоимостью конструкционных материалов, используемых для изготовления поверхностей теплообмена ПНД и ПВД. Для латунных сплавов и углеродистых сталей 8t = 1,5-^-2,0 °C, для аустенитных нержавеющих сталей б/ = 3,5-г-7,0 °C, для высоконикелевых сплавов типа инконель 6£ = 5-=-10 °C. Увеличение б/ приводит к уменьшению поверхности теплообмена и, следовательно, удешевлению подогревателей, но при этом параметры отборного пара возрастают и увеличивается недовыработка электроэнергии.
Слив дренажа греющих паров и подача его в основной поток
конденсата могут осуществляться различными путями. Каскадный слив дренажей из последующего подогревателя в предыдущий с заводом его в основной поток конденсата дренажным насосом показан на рис. 4.2, а. Возможна установка дренажного насоса у каждого подогревателя, как показано па рис. 4.2, б. Возможен также каскадный слив дренажа с заводом его в конденсатор без установки дренажного насоса (см. рис. 2.3).
При каскадном сливе дренажей по схеме рис. 4.2, а тепловая экономичность будет ниже по сравнению со схемой рис. 4.2, б. Проиллюстрируем это на примере рис. 4.4.
Рис 4 4 Схема каскадного слива дренажей:
1 — конденсатор;	2 — на-
сос 3 — регенеративные подогреватели, 4 — дренажный насос
29*
Расходы пара в отборы обычно выражают в долях от расхода пара на турбину £>0, т/ч:
а=^,	(4-1)
Do
где Дотб —расход отборного пара, т/ч.
На рис. 4.4 соотношение энтальпий отборного пара и дренажей следующее:	и hx'>h2'>hi'.
При каскадном сливе дренажей, например, из ПЗ в П2, количество теплоты, поступающей с дренажем, равно аДй/—h2). В П2 эта теплота расходуется на частичное испарение сливаемого конденсата. Количество получаемого пара будет равно
gi (^i	(4 2^
г2
где г2— теплота парообразования при давлений отборного пара в П2, кДж/кг. Это приводит к уменьшению количества отбираемого пара ct2, так как вода частично будет подогреваться паром, полученным по (4.2) из отбора с параметрами пара /ц. Тепловая экономичность уменьшится.
Еще большее снижение тепловой экономичности происходит при каскадном сливе дренажей в конденсатор, где образовавшийся по (4.2) пар конденсируется за счет охлаждающей воды. В тепловой схеме со смешивающими подогревателями вся теплота отборного пара используется для подогрева воды, и увеличение тепловой экономичности будет максимальным.
Однако несмотря на простоту схемы со смешивающими подогревателями ее практически не используют, так как установка после каждого подогревателя перекачивающего насоса, работающего на воде с высокой температурой, увеличивает потребление электроэнергии на собственные нужды. Уменьшается также надежность работы насосов и схемы в целом. Практически, один или два смешивающих ПНД устанавливают после конденсатора, как это принято для турбины К-1000-60/3000 для АЭС с реактором В В ЭР-1000.
Для ПВД используют только поверхностн&е подогреватели с каскадным сливом дренажей греющих паров в деаэратор (см. рис. 2.2).
Для поверхностных ПНД обычно принимают каскадный слив попарно с установкой дренажного насоса на два ПНД (рис. 2.2).
4.3. Оптимальное распределение регенеративного подогрева по ступеням, выбор числа регенеративных подогревателей и температуры питательной воды для АЭС различных типов
Рассмотрим вначале влияние регенерации на основные показатели тепловой экономичности. Доля пара, прошедшего через турбину в конденсатор ак = О^/О0, и работа, производимая этим паром
30
в турбине,
№k = «k(^o —Лк).	(4-3>
где h0 и hK — энтальпии свежего и выхлопного пара, кДж/кг. Количество теплоты, затрачиваемой в цикле для выработки ак пара с параметрами h0,
<7о = «к(Л0 —Лк),	(4.4)
где hK' — энтальпия конденсата после конденсатора.
Теряется в конденсаторе
<7к =Ок(Лк—Лк).	(4.5)
Доля пара, идущего в регенеративные отборы 2ар=2£>0тбг/До, и работа, произведенная этим паром в турбине
= 2 ар (Лс ~ Л0Тб i)-	(4.6)
Количество теплоты, подводимое в цикле для производства Sap пара
<7Р 2 ®р (Ло Лотд ,•),	(4-7)
поскольку потери теплоты отсутствуют и весь пар отборов конденсируется в регенеративных подогревателях.
Термический КПД цикла с регенерацией
= . 4
Яо + Яр
Преобразуем это выражение
/ »р \
TjC/p = —V----.	(4.9)
Л , Ч?'\
Отношение wKlq0 определяет термический КПД цикла без регенерации
Т)б/Р = Лд<	(4.10)
Яо
Обозначим жр/йУк=Л, и учитывая, что wp = qp, уравнение (4.9) запишем в виде
7]С/р = ^б/Р — (1-+Л) - .	(4.11)
*	*	/	т/ч Л
Преобразуем это выражение:
TjC/p = TjCi/p-<1_± л2-= TjS/P -J-1 + л)—	(4 12}
/ WPWK \	(1+ДПб/Р)
\ 1 + ШкЯо J
3.8
р»лв>1>в
Рис. 4.5. Схема регенерации с одним регенеративным подогревателем смешивающего типа:
1 — турбина; 2 — конденсатор, 3 — насос; 4 — смешивающий подогреватель; 5 — парообразующая установка
Поскольку Л>0, то т]//р > Т1?/Р> и удельные расходы теплоты 7с/р<7б/р. При Л = 0 (при отсутствии регенерации) т1//р = т1</р • Таким образом, регенерация улучшает основные показатели тепловой экономичности.
Из уравнения (4.12) видно, что чем больше значение величины А, тем большеrj//p и, следовательно, тем выше Лаэс-
Для определения оптимального подогрева питательной воды по ступеням необходимо найти условия, при которых значение Л является максимальным. Для простоты возьмем схему с одним регенеративным подогревателем смешивающего типа (рис. 4.5).
Составим уравнение теплового баланса для смешивающего подогревателя 4:
«1	— hi) = ак (7in.B — h’K) = оск (hl — h'K),	(4.13)
где ai—доля пара, идущего в отбор; ак — доля пара, прошедшего через турбину в конденсатор; hi и А/ — энтальпии отборного пара и конденсата, кДж/кг; /гп.в— энтальпия питательной воды, численно равная /г/, кДж/кг; hK'—энтальпия конденсата после конденсатора, кДж/кг.
Для упрбщения обозначим количество теплоты, передаваемое 1 кг отборного пара в регенеративном подогревателе, через q
q1 = h1 — h'i,	(4.14)
а подогрев воды обозначим т:
Т1 = /гп.в — ^к= h'l— h'K.	(4.15)
С учетом (4.14) и (4.15) уравнение (4.13) запишется:
ViJ	(4.16)
учитывая, что аП1<=1, ак=1—аь
«Л -=(1 — «1)1!= Tjt — ajTp	Л-17)
отсюда
а,---5—	(4.18)
91 +Т;
32
и
^=1—^ = 1---------------‘71—.	(4.19)
<7i + Ti <7i + Ti
Запишем выражение для величины А:
д __ ai (fy> М __ aiHi	(4 20)
ак (^0 ^к)	®к77к
здесь Ль— энтальпия пара после турбины, кДж/кг; H} = h0—hi — использованный в турбине теплоперепад 1 кг пара, идущего в отбор; HK = h0—hlt— полный, использованный в турбине теплоперепад 1 кг пара, идущего в конденсатор.
Значение Нк является постоянной величиной, так как определяется начальными и конечными параметрами пара. Значение <71 (теплота конденсации или теплота испарения 1 кг пара) имеет пологую зависимость от давления, и поэтому в области отыскания максимального значения величины А ее можно принять постоянным.
Итак, для нахождения максимального значения величины А нужно, чтобы
= 0.	(4.21)
Из (4.14) hi'=hi—qx; подставляя это выражение в (4.15), по-
лучим:	Ti — hi — — hR,	(4.22)
откуда	hi = Ъ + + h’K.	(4.23)
Тогда	Hi = Ло	~	Ti — <7i.— Лк	(4.24)
и	= (^o — <7i — Лк) Tj — т?.	(4.25)
Уравнение (4.21) запишется:
= 0
dx±
Из этого уравнения
h0 — ft — hR — 2т°пт = 0.	(4.27)
Используя уравнение (4.24), можем записать
ГГОПТ ОПТ	.
П1 =?! .	(4.28)
Итак, оптимальный подогрев воды в регенеративном подогре-
2 Зак. 1452	„о
вателе должен быть равен использованному теплоперепаду отборного пара в турбине.
Из уравнения (4.27)
По аналогии с (4.14) можем записать
<7о =	^о>	(4.30/
где h0' — энтальпия конденсата при давлении р0 (при давлении в парогенераторе), кДж/кг.
Памятуя, что <7о~<7ь выражение (4.29) запишем в виде
ОПТ	41	\	^0	11 QJY
г, _----------------------— .	(4.31>
Итак, весь интервал подогрева питательной воды от hK' до h0' должен быть равномерно распределен между регенеративным подогревателем и парогенератором.
Можно показать, что в случае наличия z подогревателей в схеме подогрев воды в каждом подогревателе должен быть равномерным и
□пт fy) —
Т = -------------
Z + 1
(4.32>
Оптимальное значение энтальпии питательной воды
/in" = hK + гт0ПТ.	(4.33}
(4.34}
Равномерное распределение регенеративного подогрева по ступеням позволяет использовать для всех подогревателей однотипное оборудование. Обычно т0ПТ= 154-30 °C.
Из (4.33) видно, что температура питательной воды всегда будет ниже температуры насыщения в парогенераторе.
Степень недогрева питательной воды до температуры насыщения определяется степенью регенерации
^П.В О =-------—
ho~h'K
На рис. 4.6 показано повышение тепловой экономичности в зависимости от о. При z=oo имеем максимальный выигрыш, при этом tnB=t0' и о=1.
При 2=1, о=0 и о=1 мы не имеем выигрыша в тепловой экономичности, так как это означает осуществление регенерации выхлопным и свежим паром. При любом другом значении о мы имеем повышение тепловой экономичности и при о=0,5 имеем максимальный выигрыш 0,5.
34
Рис 4.6 Повышение тепловой экономичности цикла в зависимости от числа дегенеративных подогревателей и степени регенерации
Из рис. 4.6 видно, что с увеличением числа ступеней регенерации z КПД возрастает, но с каждой последующей ступенью выигрыш уменьшается. Поэтому обычно количество z ограничено: 4—5 ПНД на конденсатном и 2—3 ПВД на питательном трактах.
Для АЭС с РБМК ПВД на питательном тракте отсутствуют. Это связано с желанием не увеличивать вынос продуктов коррозии в реактор. Поэтому £пв на АЭС с РБМК равна температуре насыщения при давлении в деаэраторе /д'. Для некоторых АЭС (например, с РБМК-1500) после деаэратора устанавливают охладитель дренажа пара промежуточного пароперегревателя (смешивающего или поверхностного типа). В этом случа	Более
низкие на АЭС с РБМК по сравнению с АЭС с ВВЭР температуры питательной воды благоприятно сказываются на работе ГЦН контура циркуляции теплоносителя. Питательная вода, смешиваясь с водой контура, находящейся при температуре насыщения t0', понижает температуру воды на входе в ГЦН, и в случае захвата пара в опускной участок происходит его конденсация, и надежность работы ГЦН возрастает. Снижение температуры на входе в технологические каналы реактора позволяет также снимать большую тепловую мощность с реактора при одном и том же па-росодержании на выходе из реактора.
Существует также ограничение регенерации на АЭС с низкотемпературным газовым теплоносителем, например, на АЭС Колдер-Холл (Англия). При низкой температуре газа на выходе из реактора (336 °C) для уменьшения затрат на перекачку теплоносителя берут большой перепад температур на реакторе (темпера-
2*	35
тура газа на входе в реактор равна 135°C). Для достижения такой температуры необходимо иметь низкую температуру питательной воды.
4.4. Конструкции регенеративных подогревателей
В поверхностных подогревателях давление подогреваемой воды всегда больше давления отборного пара. При нарушении плотности в трубной системе в результате коррозионных процессов, вибраций и т. п. может иметь место заброс воды в турбину по линии отборного пара, что может привести к ее разрушению. Для защиты турбины от заброса в нее воды на линии отборного пара устанавливают обратный клапан. При каскадном сливе дренажей должен быть обеспечен отвод только конденсата. Протечки пара снижают тепловую экономичность, так как это вызовет недовыработку электроэнергии в турбине. Для этих целей подогреватели оборудованы специальными устройствами, обеспечивающими слив; только дренажей и не пропускающими пар. Уровень конденсата в подогревателях также должен быть определенным. При повышении его уровня часть поверхности не участвует в теплообмене, и исключается возможность подогрева воды до определенного уровня, определяемого оптимальным разбиением подогрева по ступеням.
Кроме того, уровень конденсата может подняться до места отвода газов, и вместе с газами будет удаляться часть конденсата. При резких повышениях уровня конденсата, например при разрушении сразу нескольких трубок подогревателя, последний отключается из системы регенерации за счет байпасной линии. Если такое нарушение плотности произойдет в одном из ПВД, то сразу отключаются все ПВД, и питательная вода поступает по байпасной линии, минуя ПВД.
В процессе конденсации греющего пара в подогревателях скапливаются несконденсировавшиеся газы, в основном воздух, а на одноконтурной АЭС добавляются еще продукты радиолиза воды и благородные газы — продукты деления топлида.
В ПВД газы каскадно сбрасываются в последний по ходу пара ПВД, а оттуда в деаэратор. Из ПНД газы каскадно сбрасываются в первый ПНД, а затем они поступают в конденсатор. Вместе с газами уходит часть греющих паров, что снижает тепловую экономичность.
Поверхностные регенеративные подогреватели выпускаются, как правило, в вертикальном исполнении. Вертикальные подогреватели наиболее удобны при компоновке оборудования в машинном зале. Кроме того, на вертикальной теплообменной поверхности облегчается отвод пленки конденсата, что повышает коэффициент теплопередачи и уменьшает теплообменную поверхность.
ПВД и ПНД работают в различных условиях и при различных температурах. Для конденсатного тракта, т. е. для ПНД, характерны относительно низкие температуры, когда коррозионные 36
Рис 4.7. Конструкция ПНД с поверхностью теплообмена из аустенитной нержавеющей стали
/—трубная система, 2 —вход воды; 3 — выход воды; 4— отсос парогазовой смеси; 5 — штуцеры к водоуказательному стеклу; $ — шздщер опорожнения трубной- системы» 7 — выход конденсата греющего пара; 8 — вход конденсата греющего пара от последующего подогревателя; 9 — вход греющего отборного пара
процессы протекают достаточно интенсивно. Кроме того, в подогреваемом конденсате до деаэратора содержатся коррозионно-агрессивные газы — кислород и углекислота, способствующие усилению коррозионных процессов. По этим причинам материал поверхности теплообмена ПНД должен выполняться из коррозионностойких материалов — латуни, аустенитных нержавеющих сталей, высоко-
37
никелевых сплавов. Для ПНД одноконтурных АЭС применение латунных сплавов исключено, так как попадание продуктов коррозии латуни, в основном меди, в воду кипящих реакторов приводит к ее осаждению на тепловыделяющих элементах. Медь интенсивно оседает на теплопередающих поверхностях с высокими удельными тепловыми потоками, которые характерны для активной зоны реактора. По этой причине латунные сплавы применяются в ПНД только двухконтурных АЭС.
ПВД устанавливаются на питательном тракте, где температуры питательной воды выше, да и сама вода прошла деаэрацию. Потому их можно изготавливать из обычных углеродистых сталей. Если ПВД имеются в составе одноконтурной АЭС, то они должны выполняться из аустенитных нержавеющих сталей для уменьшения выноса продуктов коррозии в реактор.
Реже выпускаются поверхностные подогреватели горизонтального типа. К конструкциям поверхностных подогревателей предъявляются определенные требования:
обеспечение доступа к поверхности теплообмена для ремонта и осмотра, для чего предусматривается выемка трубной системы из корпуса. Компоновка подогревателей в машинном зале должна предусматривать такую возможность;
для уменьшения металлоемкости, а следовательно, и стоимости корпуса регенеративных подогревателей среда с меньшим давлением (греющий пар) направляется в межтрубное пространство, а подогреваемая среда (конденсат, питательная вода) направляется внутрь труб;
греющий пар направляется сверху вниз для улучшения отвода конденсата и отсоса воздуха. Движение пара организуется без застойных зон, в противном случае будет скопление газов и снижение коэффициента теплопередачи;
змеевиковая поверхность выполняется наиболее компактно.
На рис. 4.7 представлена конструкция ПНД из аустенитной нержавеющей стали со встроенным охладителем дренажа. Подогреваемая вода через патрубок 2 поступает в верхнюю водяную камеру, далее по трубам 1 поверхности теплообмена проходит и делает поворот в нижней водяной камере и по правой половине труб поверхности теплообмена попадает во вторую половину водяной верхней камеры и через патрубок 3 покидает подогреватель. Греющий пар 9 поступает в межтрубное пространство, конденсируется и отводится по трубопроводу F. Трубопровод 8 предназначен для приема дренажа греющего пара более высокого давления при каскадном сливе.
Из табл. 4.1 и 4.2 следует, что регенеративные подогреватели по производительности выпускаются в широком ассортименте. Габаритные размеры подогревателей значительны — до 10 м. Обычно на каждую турбоустановку сооружают по одной нитке подогревателей и только для мощных турбин берут две параллельные нитки.
38
Таблица 4.1. Основные характеристики ПНД системы регенерации турбин на АЭС
Типоразмер	Площадь поверхности теплообмена, м2	Номинальный расход воды, кг/с	Максимальная температура пара, СС	Гидравлическое сопротивление при номинальном расходе воды, м вод. ст.	Габаритные размеры, мм		Масса сухого, т
					высота	диаметр корпуса	
ПН-800-29-7-ПА	800	216,7	200	3,6	7 424	1856	19,9
ПН-800-29-7-ША	800	263,9	200	4,5	7 424	1856	19,6
ПН-800-29-7-УА	800	291,7	200	4,7	7 424	1856	19,5
ПН-950-42-8А	950	350	170	1,5	9 300	2632	36,9
ПН-1300-25-6-IA	1324	483,3	200	3,3	10 100	2664	44,0
ПН-1400-25-6-ПА	1473	567,2	200	4,1	10 600	2564	48,0
ПН-1600-25-16-IV А	1600	724,4	200	4,0	9675	2672	51,0
ПН-1800-42-8-IA	1800	700	170	12,5	9 650	3032	60,0
ПН-1800-42-8-1УА	1800	700	170	15,8	9 550	3032	’ 60,0
ПН-1200-25-6-1А	1200	311,4	160	4,0	9 640	2672	49,0
ПН-3000-26-16-1УА	3000	1448,3	200	5,0	10 542	3672	100,0
Подогреватели смешивающего типа конструктивно выполняются как и деаэраторы (см. гл. 5), но они пока не получили широкого распространения. Для некоторых типов турбин используют один или два подогревателя смешивающего типа (как, например, для турбины К-1000-60/3000), а остальные ПНД и ПВД—поверхностные.
При компоновке подогревателей на одноконтурных АЭС следует иметь в виду то обстоятельство, что отборный пар турбин является радиоактивным, в водяных емкостях, где скапливаются дренажи греющих паров, идет накопление радиоактивности. По этой причине водяные части подогревателей точно так же, как и водяные емкости сепараторов-пароперегревателей и конденсатора, должны иметь биологическую защиту. Наибольшая радиоактивность наблюдается у первых по ходу отборного пара подогревателей. К выхлопу турбины радиоактивность отборного пара, а следовательно, и у подогревателей, снижается.
Таблица 4.2. Основные характеристики ПВД паротурбинных установок АЭС
Типоразмер	Площадь поверхности теплообмена, м2	Номинальный расход воды, кг/с	Максимальная температура, С	1 Гидравлическое сопротивление ! при номинальном расходе, м вод ст. 1				Габаритные размеры, мм		Масса сухого, т
					высота	диаметр корпуса	
ПВ-2000-120-17А	2000	900	200	3,8	12 420	2040	63
ПВ-2000-120-24А	2180	900	220	3,8	13 510	2060	71
ПВ-2000-120-36А	2180	900	240	4,0	13 520	2072	75
39
Глава пятая
ДЕАЭРАЦИОННО-ПИТАТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ
5.1. Назначение деаэрационной установки
В воде конденсатно-питательного тракта могут присутствовать различные примеси: газообразные (кислород, углекислота, азот, аммиак, а на одноконтурных АЭС добавляются радиолитические и благородные газы), твердые (продукты коррозии конструкционных материалов), естественные '(хлориды, кремнекислоты и другие.)
Рассмотрим пути поступления примесей в цикл. Газообразные примеси поступают в основном за счет присосов воздуха в конденсаторе и в первых ПНД, работающих при давлениях ниже атмосферного. На одноконтурных АЭС радиолитические газы (продукты радиолиза воды) и благородные газы (газовые осколки деления ядерного топлива) поступают вместе с паром в регенеративные подогреватели и в конденсатор. Продукты коррозии поступают в воду в результате взаимодействия конструкционных материалов с водной средой, образования окислов металлов и перехода их в воду. Поступление естественных примесей происходит в основном в конденсаторе за счет присосов охлаждающей воды в неплотностях теплообменной поверхности. Давление охлаждающей воды всегда выше давления конденсирующего пара в конденсаторе, и при наличии неплотностей происходит переток охлаждающей воды в конденсат. Практически присосы охлаждающей воды всегда имеют место, если даже с завода конденсатор поставлен достаточно плотным. В процессе эксплуатации в результате протекания коррозионных, эрозионных и других процессов происходит нарушение плотности, и присосы охлаждающей воды увеличиваются. Охлаждающая вода расходуется в больших количествах (см. гл. 3) и никакой предварительной обработке не подвергается (по этой причине она называется технической, см. гл. 7). Поэтому даже незначительные присосы охлаждающей воды привносят значительные количества примесей.
Присутствие в воде примесей вызывает ряд физико-химических процессов, и, в первую очередь, взаимодействие их с конструкционными материалами и усиление протекания коррозионных процессов с выносом продуктов коррозии в воду.
Продукты коррозии, а также некоторые естественные примеси (например, жесткость — кальций и магний) выпадают в отложения на теплопередающих поверхностях, что приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи и возникновению под отложениями местных, наиболее опасных видов коррозионных повреждений. Это снижает экономичность, надежность и безопасность работы АЭС.
Из газовых примесей наибольшую опасность представляют кислород и углекислота. Поступление углекислоты с присосами 40
воздуха незначительно. Она образуется в конденсатно-питательном тракте за счет термического разложения бикарбонатов, поступающих с присосами технической воды
2NaHCO3 Na2CO3 + Н2О + СО2	(5.1)
и последующего гидролиза карбонатов
Na2CO3 + Н2О -> 2NaOH + СО2.	(5.2)
Кислород и углекислота являются коррозионно-агрессивными агентами.
Воздух и другие газы удаляются из конденсатора с помощью эжекторов (см. гл. 6), часть их вместе с конденсатом поступает в конденсатный тракт. Часть примесей может поступать с подпиточной водой. Однако на современных АЭС добавочная вода готовится по принципу полного химического или термического обессоливания. Добавочная вода, как правило, поступает в конденсатор. Для уменьшения коррозионных процессов, как уже указывалось в § 4.4, поверхности нагрева ПНД выполняются из коррозионно-стойких материалов — латунных сплавов, нержавеющих аустенитных сталей и высоконикелевых сплавов.
Для того чтобы иметь возможность выполнять ПНД из более дешевых углеродистых сталей, необходимо удалить из воды коррозионно-агрессивные газы и, в первую очередь, кислород и углекислоту. Для этих целей применяют деаэрационную установку, делящую весь тракт от конденсатора до парогенерирующей установки на конденсатный и питательный тракты. Частично кислород удаляется при деаэрации конденсата в конденсаторе (см. гл. 6).
5.2. Способы деаэрации воды и конструктивное выполнение деаэраторов
Для удаления газов из воды могут быть использованы химические и термические методы. Химические методы основаны на избирательном взаимодействии удаляемых газов с дозируемыми реагентами. Практически химический метод применим только для удаления кислорода. Для этого используют гидразин N2H4, и то не как самостоятельный метод, а для удаления микроколичеств кислорода. Вместе с гидразином в воду могут поступать другие примеси. Кроме того, гидразин является токсичным веществом. На АЭС применяют в основном термическую деаэрацию. Термические деаэраторы позволяют удалять из воды любые растворенные в воде газы и не вносят никаких дополнительных примесей в воду.
Рассмотрим принцип работы термического деаэратора. В соответствии с законом Генри количество растворенного в воде газа, например кислорода, пропорционально парциальному давлению этого газа над жидкостью
Go, = k0j)02,	(5.3)
41
где Go, —количество растворенного в воде кислорода: ko, —коэффициент абсорбции кислорода жидкостью, зависящий от температуры; ро, — парциальное давление кислорода над жидкостью.
Суммарное давление над уровнем воды
Р ~ Рн,о +Ро, + 2Рг.	(5.4)
где рн о—парциальное давление водяных паров; Sp2— сумма парциальных давлений других, кроме кислорода, газов.
С учетом (5.4) уравнение (5.3) можно записать:
Go, = ko, (Р~^РТ — Рн,о)•	(5.5)
На рис. 5.1 представлена зависимость растворимости кислорода (кривая 1) от температуры, определяемая k0,. Несмотря на уменьшение количества кислорода в воде с повышением температуры оставшаяся его часть значительна. Так, при изменении температуры воды от 20 до 50 °C количество растворенного в воде кислорода уменьшается с 9 до 5 мг/кг. Оставшаяся часть кислорода (5 мг/кг) в сотни раз превышает допустимые уровни.
Из уравнения (5.5) следует, что для сведения к нулю содержания кислорода в воде необходимо выполнение условия
Р = Рн2о-	(5.6)
Это условие выполняется при повышении температуры воды до температуры насыщения, т. е. до кипения. Из рис. 5.1 видно, что при атмосферном давлении воздуха 4 парциальное давление кислорода 3 и количество рас-
Рис 5 1 Зависимость парциальных давлений воздуха, кислорода, водяных паров и растворимости кислорода от температуры при атмосферном давлении:
1 — содержание кислорода в воде, 2, 3, 4 — парциальные давления водяных паров, кислорода и воздуха
творенного в воде кислорода 1 равны нулю и давление над водой определяется давлением насыщенных паров воды 2.
Устройство, где происходит прогрев воды до температуры кйпения с целью удаления газов, называется деаэратором. Подогрев воды в деаэраторе осуществляется за счет отборного пара из турбины.
Для надежного удаления из воды газов необходимо прогревать всю массу воды до температуры насыщения. Недогрев воды на 1—3°С увеличивает остаточное содержание газов в воде.
Для выполнения условия (5.6) необходимо постоянно
42
Рис. 5 2. Общий вид деаэрационной колонки:
/ — подвод основного конденсата; 2 — подвод конденсата ПВД;
3— отвод выпара; 4 — подвод греющего пара, 5 —тарелка
из из
fra
удалять выделившиеся воды газы. Отводимая деаэратора парогазовая смесь называется выпаром. Чем больше выпар, тем эффективнее будет работать деаэратор. Для возврата в цикл уходящего с выпаром пара на линии сброса выпара устанавливают охладитель выпара (см. рис. 5.3, поз. 3). Конденсация пара в охладителе выпара происходит за счет пропуска воды 1, идущей на деаэрацию. Конденсат выпара возвращается в деаэратор, а нес-конденсировавшиеся газы по линии 2 выбрасываются либо в атмосферу (для __________________,_____________
двухконтурных АЭС), либо	1
в конденсатор (для одно-
контурных АЭС). Использование выпара значительно упрощается, если его применить как рабочее тело для эжекторов турбин.
Деаэраторы могут быть смешивающие, поверхностные и перегретой воды. Наибольшее распространение получили смешивающие деаэраторы. Поверхностные деаэраторы используются в том случае, если греющий пар изменяет материальный баланс установки. Так, например поверхностные деаэраторы устанавливаются на линии подпитки первого контура АЭС с ВВЭР-1000. В деаэраторах перегретой воды подаваемая на деаэрацию вода подогревается в теплообменнике до температуры, превышающей температуру насыщения в деаэраторе. Избыточная теплота этой воды расходуется на парообразование. Недостатком деаэратора перегретой воды является сложность осуществления одновременной деаэрации потоков воды с разными энтальпиями, поэтому они не получили практического применения.
Деаэраторы подразделяются по давлению на вакуумные, атмосферные, повышенного давления. Вакуумные деаэраторы устанавливаются на подпитке теплосети, атмосферные — на линии подачи добавочной воды и деаэраторы повышенного давления — на основном потоке конденсата.
43
Само деаэрационное устройство представляет из себя деаэрационную колонну, в которой подогреваемая вода стекает сверху вниз, а навстречу ей снизу подается греющий пар. Деаэрационная колонна устанавливается на бак — аккумулятор питательной воды, куда стекает продеаэрированная вода. В зависимости от мощности турбины на один деаэраторный бак устанавливают одну, две, реже три деаэрационные колонны. В эксплуатации под деаэратором понимают совокупность деаэрационных колонн и деаэрационного бака.
Для улучшения процесса деаэрации в деаэраторах смешивающего типа необходимо обеспечить большую поверхность контакта подогреваемой среды с паром. Поэтому конструкции термических деаэраторов подразделяются, в первую очередь, по способу дробления воды. Различают деаэраторы: сопловые, с насадками, пленочные, струйные и барботажные. В сопловых деаэраторах распыление воды идет с помощью сопел. Сопловые, с насадками и пленочные деаэраторы широкого распространения не получили, так как сопловые — малоэффективны, а с насадками (установка большого количества металлических насадок) и пленочные (вода стекает в виде пленки по концентрическим стальным кольцам) дают дополнительное количество продуктов коррозии в воду. На АЭС широкое распространение получили струйные деаэраторы. На рис. 5.2 представлена деаэрационная колонна струйного деаэратора. Сверху по линии 1 конденсат после ПНД подается на устройства 5, называемые «тарелками». Через отверстия в нижней части «тарелок» вода струями стекает вниз на следующий этаж «тарелок». Снизу в паровую камеру по трубопроводу 4 подается пар из отбора турбины. Пар, двигаясь снизу вверх, пересекает струи воды и подогревает ее до температуры насыщения. По мере подъема пара его количество уменьшается за счет конденсации. Выпар отводится по трубопроводу 3. За счет дробления воды на струи
Таблица 5.1. Основные характеристики смешивающих деаэраторных колонок
Тип	Производительность но воде, т/ч	Наружный диаметр, мм	Полная высота, мм
ДСХ-50	50	1112	2530
ДСЛ-75	75	1292	2760
ДСЛ-100	100	1492	2790
ДСУ-150	150	1712	2950
ДСУ-200	200	1892	2990
ДС \-300	300	2092	3680
ДСП-160	1G0	1820	3415
ДСП-225	225	1820	3415
ДСП-320	320	2032	3000
ДСП-500	500	2430	2650
ДСП-800	800	2430	4000
ДСП-1000	1009	2500	4000
Примечание ДСА—деаэратор смешивающий атмосферного давления; ДСП—деаэратор смешивающий повышенного давления.
44
Рис. 5.3. Схема подключения деаэратора к тепловой схеме:
/ — поток конденсата после ПНД; 2 — выброс несконденсировавшихся газов; 3 — охладитель выпара 4 — выпар; 5 — деаэратор; 6 — питательный насос; 7 — ПВД, 8 — отборный нар на ПВД, 9 — пар от постороннего источника, 10 — клапан регулятора давления образуется большая поверхность контакта воды с паром. По линии 2 подается конденсат греющих паров ПВД. В табл. 5.1 приведены основные данные выпускаемых в СССР деаэрационных колонн. Для увеличения времени контакта пара с водой и глубины разложения бикарбонатов струйную деаэрацию можно дополнить барботажной, подавая часть пара под уровень воды в деаэраторном баке. Пар, барботируя через воду, способствует более полному удалению газов. Емкость деаэраторных баков выбирается из расчета трехминутной работы питательных насосов после прекращения подачи воды в деаэратор. Уровень воды в деаэраторе должен быть определенным и контролироваться с помощью водомерного стекла. При достижении предельно допустимого уровня, избыток воды сливается через переливное устройство. Повышение уровня свыше максимально допустимого ухудшает работу деаэрационной колонки. Давление в деаэраторе необходимо поддерживать постоянным. Это связано с тем, что после деаэратора вода, нагретая до температуры насыщения, питательным насосом 6 (рис. 5.3) подается в питательную магистраль. При резком изменении давления в деаэраторе может произойти вскипание воды, и работа насоса нарушается.
При изменении нагрузки на турбину давление пара в отборах изменится, изменится давление и в деаэраторе. Если турбина имеет регулируемые отборы пара, то деаэратор следует подключать к этому отбору. Регулируемые отборы пара у турбин на АЭС, как правило, отсутствуют. Для обеспечения постоянства давления деаэратор по пару подсоединяется к нескольким отборам турбин (см. рис. 5.3). При изменении нагрузки турбины от 100 до 70%, давление рз обеспечивается отборным паром 8 с давлением р2, идущим на ПВД сразу после деаэратора. Давление р2 превышает Рз на 40—50%. Снижение давления происходит за счет работы
45
клапана давления 10. При снижении нагрузки на турбине от 70 до 40 % снабжение паром переключается на отбор с более высоким давлением р\. При режимах пуска и холостого хода используют либо свежий пар, либо пар от постороннего источника 9. Постоянство давления в деаэраторе нарушает оптимальный подогрев, питательной воды по ступеням. Но при недогреве воды, идущей в деаэратор, на 8—10 °C это влияние незначительно, и подогрев в деаэраторе и в последующем ПВД можно рассматривать как общую ступень подогрева, тем более, что питаются они от одного и того же отбора пара. В деаэратор могут поступать другие потоки пара и конденсата. Так, в деаэратор второго контура АЭС с ВВЭР поступает пар из расширителя продувки парогенератора (см. рис. 9.3). В деаэратор одноконтурных АЭС сливается конденсат греющих паров промежуточных пароперегревателей турбины. Через деаэратор можно также вести расхолаживание первого контура реактора, если на линии сброса свежего пара в деаэратор установить технологический конденсатор.
В условиях АЭС могут применяться бездеаэраторные схемы. Если в системе регенерации имеются смешивающие регенеративные подогреватели, то их можно проектировать по принципу работы деаэратора и осуществлять удаление газов. Кроме того, на всех типах АЭС в соответствии с Правилами технического проектирования установка 100%-ной очистки турбинного конденсата является обязательной. Это означает, что все примеси, поступающие с присосами охлаждающей воды в конденсаторе, в том числе и бикарбонаты, будут удаляться на ионно-обменных фильтрах конденсатоочистки. Появление углекислоты исключается, кислород, как уже указывалось, частично удаляется в деаэрационном устройстве конденсатора. Кроме того, кислород в воде высокой чистоты с электропроводимостью менее 0,3 мкСи/см выполняет положительную функцию. При взаимодействии с углеродистыми сталями кислород образует защитную окисную пленку, уменьшающую коррозионные процессы и вынос продуктов коррозии в воду. Коррозия латунных сплавов в присутствии кислорода даже в воде высокой чистоты не снижается.
Отсутствие деаэратора упрощает тепловую схему АЭС, однако, возникают и некоторые проблемы, в частности, со сливом дренажей греющих паров ПВД, сбором второстепенных потоков пара и конденсата, приемником которых является деаэратор. Если возникает необходимость исключения деаэрации, то это можно сделать и в схеме с деаэратором, перекрыв линию на отводе выпара. Без-деаэраторная схема пока что ни на одном блоке АЭС не реализована.
5.3.	Питательные установки
Питательная установка является ответственным элементом тепловой схемы АЭС. Известная авария на американской АЭС «Тримайл Айленд» началась с неполадок в системе питательной 46
JB парообразующую установку
5)
Pz
2
рз
Pl
2
zl
Рис. 5.4. Схема включения питательных насосов:
•а — одноподъемная с общим насосом; б — одноподъемная с бустерным насосом; • — двухподъемная, 1 — деаэраторный бак; 2 — ПВД; 3 — одноподъемный питательный насоч;
4 — бустерный насос, 5 — питательный насос второго подъема
Рис 5 5. Схема подачи пара на приводную турбину питательного насоса-
1 — цилиндр высокого давления турбины; 2 —СПП; 3 —цилиндр низкого давления турбины; 4 — основной конденсатор; 5 — деаэратор; 6 — питательный насос; 7 — турбопри-вод питательного насоса; 8 — конденсатор турбопривода; 9 — конденсатный насос
установки. Расход питательной воды должен компенсировать убыль воды в парогенерирующей установке:
Яп.в = Do + D^,	(5.7)
где Do — расход пара на турбину; Дщ,— расход продувочной воды на очистку.
Расход питательной воды в течение года не остается постоянным при одной и той же выработке электроэнергии. Это связано с тем, что летом температура охлаждающей воды, поступающей в конденсатор, выше по сравнению с зимним периодом. Значит, давление в конденсаторе будет выше и использованный в турбине теплоперепад рабочего пара уменьшится. Для выработки того же количества электроэнергии нужно увеличить расход пара на турбину Dg, следовательно, возрастает и Дп.в. Поэтому Опв нужно выбирать по летнему графику работы АЭС.
Питательные насосы, подающие питательную воду в парогенерирующую установку, должны иметь давление на напоре выше
47
давления в парогенерирующей установке на величину гидравлического сопротивления питательного тракта.
Имеются три схемы включения питательных насосов: одноподъемная, одноподъемная с бустерным насосом и двухподъемная. При одноподъемной системе (рис. 5.4, а) все сопротивление питательного тракта преодолевается одним питательным насосом 3 и подогреватели высокого давления 2 рассчитаны на полное давление, развиваемое насосом. В двухподъемной схеме (рис. 5.4, в) гидравлическое сопротивление ПВД преодолевается питательным насосом 3 первого подъема и питательными насосами 5 второго подъема.
В такой схеме ПВД рассчитываются на меньшее давление и металлоемкость их будет ниже. Однако питательный насос второго подъема работает на воде с высокой температурой. Это снижает надежность его работы и увеличивает расход электроэнергии на собственные нужды. Поэтому наибольшее распространение получила одноподъемная система. Необходимость одноподъемной системы (рис. 5.4, б) с бустерным насосом 4 может возникнуть при значительных рабочих параметрах парогенерирующей установки. Смысл бустерного насоси состоит в следующем. При увеличении производительности питательных насосов для мощных турбин необходимо повышение подпора на всас насоса. Повышение давления на всасе возможно за счет снижения скорости вращения насоса. Уменьшение скорости вращения снижает напор, развиваемый ступенью насоса, по квадратичной зависимости, что увеличивает число ступеней. Это усложняет насос. Назначение бустерного насоса — создать подпор основному питательному насосу. Он имеет малую скорость вращения и не требует большого подпора. Оба насоса монтируются на одном валу с единым приводом с установкой редуктора между ними. Питательные насосы как для двухконтурных, так и для одноконтурных АЭС выбираются центробежными с сальниковыми уплотнениями. Количество и производительность питательных насосов должны выбираться из условия обеспечения 100%-ной производительности парогенерирующей установки с обязательной установкой одного резервного насоса с автоматическим запуском посредством автоблокировки. Если имеются два насоса 50 %-ной производительности каждый, то резервный насос также должен иметь 50 %-ную производительность. Для ВВЭР-440 установлено 4 питательных насоса 25 %-ной производительности и один резервный насос той же производительности. В качестве привода питательных насосов используют электропривод или турбопривод. Электропривод наиболее прост в эксплуатации и поэтому более распространен.
Если используется асинхронный двигатель, то он имеет ограничение по мощности. Синхронный привод не имеет таких ограничений, но у него хуже пусковые характеристики. Поэтому для больших мощностей питательных насосов используется турбопривод (рис. 5.5). На приводную турбину 7 питательного насоса 6 поступает перегретый пар после сепаратора-пароперегревателя 2. 48
Приводная турбина имеет свой конденсатор 8 с подачей конденсата насосом 9 в основной конденсатор турбины 4. Мощность питательных насосов АЭС с реактором ВВЭР-1000 составляет около-25 МВт. Для турбины К-500-60/1500 устанавливаются два питательных насоса с турбоприводом мощностью 12,5 МВт. Насосы с турбоприводом, как правило, не резервируются, так как потребовалось бы постоянно поддерживать паропровод подачи пара на резервный насос в горячем состоянии для быстрого запуска резерва.
Преимуществом турбопривода является его более высокий КПД по сравнению с электроприводом при больших мощностях и. возможность работы питательных насосов при полном обесточивании станции, когда исчезает напряжение на шинах собственных нужд станции. Пар продолжает поступать на приводную турбину, и подача воды продолжается.
Кроме основных питательных насосов устанавливаются еще-аварийные питательные насосы: два из них подключаются, как и-обычные питательные насосы, к деаэраторному баку, а два — к бакам запаса конденсата. Напорные линии этих насосов объединены. Аварийные насосы подключены к системе надежного электропитания.
Питательные насосы забирают воду из деаэратора, где она находится при температуре насыщения. Для обеспечения невскипа-ния этой воды на всасе деаэраторы монтируют на определенной-высоте по отношению к питательному насосу, определяемой рабочим давлением в деаэраторе.
Для атмосферных деаэраторов эта высота составляет не менее 6, для давления 0,35 МПа — не менее 9, д^я .давления 0,7 МПа — не менее 12 м. На напорной линии питательных насосов должен устанавливаться обратный клапан, исключающий распространение давления на напорной стороне на всасывающую линию при остановке насоса, которая не рассчитана на высокое-давление.
Производительность питательных насосов регулируется путем изменения числа оборотов. У турбопривода это происходит за счет изменения числа оборотов приводной турбины, а у электропривода— через гидромуфты.
Глава шестая
ИСПАРИТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ НА АЭС
6.1. Назначение и конструкции испарительных установок
Кроме подогревателей низкого и высокого давления в состав-тепловой схемы АЭС могут входить другие теплообменники, например испарители. Испаритель является обязательным элементом
49
Рис 6.1. Схема одноступенчатой испарительной установки:
1 — подвод первичного пара; 2 — греющая секция; 3 — корпус; 4 — отвод вторичного пара, 5 — конденсатор, в —отвод конденсата; 7 — подвод питательной воды; в —продувка, 9 — опорожнение, 10 — отвод дистиллята
Рис. 6.2. Схема вертикального испарителя с промывкой пара:
/ — выход вторичного пара; 2— жалюзийный сепаратор, 3 — вход греющего пара; 4— вход питательной воды, 5 — паропромывочный дырчатый щит; б — водоуказательный прибор; 7 — «выход конденсата греющего пара, в — спуск воды мз корпуса испарителя, 9 — продувка испарителя; 10 — направляющая перегородка; И — корпус испарителя; 12 — греющая секция; 13 — опускная труба
одноконтурной АЭС для выработки нерадиоактивного пара на уплотнения турбины. На некоторых станциях восполнение утечек производится дистиллятом, получаемым в испарительных установках из предварительно умягченной воды. Этот метод подготовки добавочной воды называется термическим обессоливанием. Пар, подаваемый в испаритель, называется первичным, а образовавшийся из поступающей в испаритель воды — вторичным.
Еслй испаритель предназначен для концентрирования примесей, содержащихся в исходной воде, то он называется выпарным аппаратом. Выпарные аппараты используются на АЭС для концентрирования радиоактивных примесей жидких радиоактивных отходов с целью уменьшения объема примесей, идущих на захоронение.
Если пар, вырабатываемый испарителем, используется для технологических целей на промышленных предприятиях, то такой 50
испаритель называется паропреобразователем. Для АЭС паропре-образователи, как правило, не используются.
На рис. 6.1 приведена схема испарительной установки. Первичный пар 1 из отбора турбины подается в теплообменую поверхность 2. Конденсат греющего пара 6 используется в системе регенерации. Питательная вода 7 поступает в корпус испарителя Образовавшийся в испарителе вторичный пар 4 подается в конденсатор 5 и по линии 10 конденсат этого пара идет на потребление. Для поддержания примесей в воде испарителя на определенном уровне с целью предотвращения образования отложений на теплообменной поверхности по линии 8 осуществляется продувка испарителя.
По конструктивному выполнению испарители подразделяются на горизонтальные и вертикальные. На станциях используются только конструкции вертикального типа. В вертикальных конструкциях легче организовать промывку и сепарацию пара, а также облегчается отвод конденсата греющего пара.
Схемы испарителей выбираются по типу исходной воды: испаритель для слабоминерализованных вод не может использоваться для вод сильноминерализованных.
На рис. 6.2 представлена конструкция испарителя для слабоминерализованной исходной воды (например, умягченная по схеме Н—Na-катионирования воды). Пар из отбора турбины по трубопроводу 3 направляется в межтрубное пространство греющей секции 12. Для лучшего омывания труб паром внутри греющей секции установлена перегородка 10. Конденсат греющего пара па линии 7 отводится в систему регенерации. Исходная вода по линии 4 направляется на промывочный щит 5 и оттуда по опускным трубам 13 поступает под греющую секцию. Проходя внутри труб греющей секции, вода испаряется, пар проходит промывочное устройство 4, сепаратор 2 и через патрубок 1 идет к потребителю. Корпус 11 оборудован водомерным стеклом для наблюдения за уровнем воды в испарителе. По линии 9 осуществляется продувка, по линии 8 — опорожнение испарителя. Греющая секция испарителя находится в свободном состоянии и не требует специальный приспособлений для компенсации температурных расширений.
При получении дистиллята из сильноминеоализованных вод конструкция испарителя должна исключать образование отложений на поверхности теплообмена. Пример такой конструкции приведен на рис. 6.3. Греющий пар из отбора турбины по линии 10 подается в греющую секцию 9 в межтрубное пространство. Конденсат греющего пара по линии 8 отводится в систему регенерации турбины. Питательная вода поступает по линии 6, смешивается с циркуляционной водой и поступает внутрь труб греющей секции 9. Проходя трубки, вода нагревается, но без парообразования. Для самоторможения испарения вода в греющей секции находится под действием напора столба воды в выносном корпусе /7ППДП. Таким образом, вода на выходе из греющей секции находится в перегретом состоянии по отношению к давлению насыщения в
51
Рис. 6.3 Схема вертикального испарителя при отсутствии парообразования на теплообменной поверхности: 1 — отвод вторичного пара; 2 — жалюзийный сепаратор; 3 — конденсат для промывки пара; 4 — паропромывочный щит; 5 — вывод непрерывной продувки; 6 — питательная вода; 7 — дренаж; 8 — отвод конденсата греющего пара; 9 — теплообменная поверхность; 10 — подвод греющего пара
сепарационном объеме выносного корпуса.Во-да, попадая в выносной корпус, вскипает. Пар проходит вначале промывочное устройство 4, на которое подается часть конденсата 3 (до 10 % от производительности испарителя), а затем сепарационное устройство 2 и отводится по линии 1 на конденсацию. В качестве промывочной воды нельзя использовать исходную воду с высокой минерализацией. По линии 5 осуществляется продувка испарителя.
Выпадение примесей может происходить в выносном корпусе при вскипании воды. Необходимо сделать так, чтобы выпадение примесей шло не на стенках аппарата и деталях корпуса, а в толще воды. Для этого в сепараторный корпус испарителя вводится так называемая «затравка» — обычный мелкодис-
персный мел. Благодаря большой поверхности происходит выпадение примесей на частичках мела. «Затравка» удаляется совместно
с продувкой и после отстаивания используется повторно.
6.2. Схемы включения испарителей в тепловую схему АЭС
Обычно испаритель для термического обессоливания воды по первичному и вторичному парам включается в тепловую схему АЭС. Включение испарителя в тепловую схему не должно уменьшать тепловую экономичность цикла. На рис. 6.4 показаны включение испарителя с конденсатором испарителя (схема а) и с Конденсацией вторичного пара в регенеративном подогревателе (схема б).
В схеме рис. 6.4, а подогрев воды от hi до h2 осуществляется последовательно в конденсаторе испарителя (КИ) и в подогревателе П2. Таким образом, расход пара в отборе 1 не изменится ц тепловая экономичность остается прежней.
Схема включения без отдельного КИ проще (рис. 6.4, б), но тепловая экономичность электростанции будет меньше. Действительно, подогрев воды в П1 и П2 остается прежним, но теперь в отборе 1 расход пара увеличится, так как кроме подогрева воды от hi до h2 требуется дополнительный расход пара на испаритель. Конденсат греющего пара и вторичный пар испарителя поступают в регенеративный подогреватель П1. Расход пара в отборе 2 уменьшается. Таким образом, подогрев воды в П1 частично идет за счет отбора пара на П2. Так как давление в отборе 1 выше 52
Рис 6 4 Схемы включения испарителя в систему регенерации турбины — с отдельным конденсатором (а) и без отдельного конденсатора (б)
1 и 2 — подвод пара от турбины; И — испаритель; П1, П2 — регенеративные подогреватели, КИ — конденсатор испарителя
давления в отборе 2, то будет иметь место недовыработка электроэнергии в турбине
Aw — Daca (h-Y h%) т]мт]г,	(6.1)
где Aw— недовыработка электроэнергии, кВт-ч; h\ и h2— энталь-йии пара в отборах 1 и 2, кДж/кг.
Одноступенчатые испарительные установки применяются при небольших восполнениях потери пара и конденсата на станции. Для увеличения производительности испарительных установок их делают многоступенчатыми, где вторичный пар первой ступени является греющим паром последующей ступени и т. д. При этом количество дистиллята, получаемого в испарителях при одном и том же расходе пара из турбины, возрастает. Это особенно важно, если испарительная установка предназначена для обессоливания высокоминерализованных вод для целей водоснабжения населения, как это сделано, например, на АЭС с реактором БН-350 в г. Шевченко. На этой станции пар расширяется в турбине не до давления в конденсаторе, а до 0,7МПа (такие турбины называются противодавленческими) и далее направляется в ряд параллельных многоступенчатых (обычно 5—6 ступеней) выпарных аппаратов для получения пресной воды из морской воды Каспийского моря.
Важной характеристикой испарителя является отношение количества полученного вторичного пара к первичному. Составим уравнение теплового баланса для одноступенчатой испарительной установки (см. рис. 6.1):
Di {hi — Aj) т)и = Dn(hii — Ап.в) + Dnp (Aji —	(6.2)
где Di и Du — расход первичного и вторичного пара, кг/с; hi, hi— энтальпия пара и воды при температуре насыщения первичного пара, кДж/кг; Ац, hu' — энтальпия пара и воды при температуре насыщения вторичного пара; Ап.в — энтальпия питательной воды.
Учитывая, что am>=Dap/Du, Tjucn^l, уравнение (6.2) запишем в виде:
— =--------------.	(6.3)
^1 (йц — Лп.в) + “пр (^п	^п.в)
53
Рнс. 6.5. Схема испарительной установки с охладителем продувочной воды:
1 — подвод первичного пара; 2 — корпус испарителя, 3 — отвод вторичного пара; 4 — конденсатор вторичного пара; 5 — регулятор уровня; 6 — кон-денсатоотводчик; 7 — сборник конденсата, « — подача питательной воды, 9 — продувка испарителя;. 12 — охладитель конденсата греющего пара
Чем выше отношение DuJDi, тем эффективнее работа испарителя. Для увеличения этого соотношения следует уменьшить hi, hii и повысить /гп.в, т. е. сделать так, как показано на рис. 6.5. Конденсат греющего пара и продувка подогревают питательную воду,, поступающую в испаритель.
Глава седьмая
КОНДЕНСАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
7.1.	Назначение и состав конденсационной установки
Высокая чистота рабочего тела пароводяного цикла предопределяет его замкнутость. Поэтому после расширения пара в турбине необходима его конденсация. Полезно используемый в турбине теплоперепад, как показано в гл. 3, определяется начальными и конечными параметрами. При постоянном давлении пара перед турбиной сработанный в турбине теплоперепад тем больше, чем ниже давление в конденсаторе. Свойства пара таковы, что в зависимости от начальных параметров пара уменьшением, давления в конденсаторе ниже атмосферного можно на 20—40 % увеличить сработанный теплоперепад в турбине. Поэтому основное назначение конденсационной установки — конденсация пара после расширения его в турбине, создание и поддержание давления ниже атмосферного за счет циркуляции через конденсатор охлаждающей воды. Конденсатор выполняет и другие функции — он является приемником пара в аварийных ситуациях, когда пар, минуя турбину, направляется в конденсатор через редукционно-охладительную установку.
Конденсатор является также элементом тепловой схемы, откуда удаляются несконденсированные газы с помощью системы эжекторов.
54
Рис. 7.1. Схема конденсационной устанцв-ки:
1 — пар из турбины; 2 — конденсатор; 3 — подача технической воды; 4 — конденсат охладителей эжекторов* 5 — конденсатный насос;
4—	охладитель пара эжекторов; 7 — пароструйный эжектор; 8 — отсос парогазовой смеси нз конденсатора; Р —подача рабочего пара на эжектор; 10 — отвод неконденснрую-щихся газов
С учетом сказанного схема конденсационной установки представлена на рис. 7.1. Пар после турбины 1 направляется в конденсатор 2 на конденсацию за счет технической воды 3. Несконденси-рованные газы по линии 8 отсасываются эжектором 7 и затем по линии 10 выбрасываются в атмосферу (для двух- и трехконтурных АЭС). Газы предварительно проходят через установку дожигания водорода и систему дезактивации (для одноконтурных АЭС) (см. рис. 7.7). Полученный конденсат с помощью конденсатных насосов 5 направляется в систему регенерации. Отсасываемый вместе с несконденсированными газами часть водяного пара и рабочий пар эжекторов 9 конденсируются в охладителе пара эжекторов 6. По линии 4 конденсат этого пара направляется в конденсатор для повторного использования в цикле.
7.2.	Определение давления в конденсаторе
Напишем уравнение теплового баланса для конденсатора (см. рис. 7.1):
7?к = (^К Лк = ^Т.В^Р (А1Х2	^0X1) = ^Т.в(^0Х2	^0X1)’	(7-1)
где DK—расход пара в конденсаторе, кг/ч; hK и hK' — энтальпии пара на входе в конденсатор и энтальпия конденсата после конденсатора, соответственно; GT.B — расход технической воды, кг/ч; срв— теплоемкость технической воды, кДж/(кг-К); Лох2 и hoxl — энтальпия технической воды после и до конденсатора, кДж/кг; 7]к — коэффициент полезного действия конденсатора. Учитывая, что потеря теплоты в окружающую среду мала, ею можно пренебречь.
Отношение GT.B/DK называется кратностью охлаждения, пг, кг/кг. Из уравнения (7.1)
m = 4^- =	(^ох2 - *0X1)-	(7.2)
Отсюда
/ox2=U+^1-	(7-3^
55
Рис. 72. Зависимость давления в конденсаторе от кратности охлаждения при 8t = 3 °C и /гк=2195 кДж/кг:
;-iOXx“10”C;	2-^-15’С;	3 -	=
=20 °C
Температура охлаждающей воды ^ох1 в зависимости от района расположения АЭС меняется зимой от 0 до 15 °C и от 15 до 33 °C летом. Техническая вода в конденсаторе нагревается приблизительно на 10 °C, следовательно, (Ох2 достигает 24—43 °C. Поскольку теплообмен в конденсаторе происходит через поверхность, то между температурой охлаждающей и подогреваемой среды существует разница б/. В зависимости от материала конденсаторных труб 8t выбирается в пределах 3—10°С. С учетом этого tK'= =Тох2+б^, и уравнение (7.3) можно записать:
(7.4>
Значение tK' будет зависеть от температуры охлаждающей воды toxi на входе в конденсатор, кратности охлаждения т и перепада температур 6Л
На рис. 7.2 показано влияние т на изменение давления в конденсаторе при б£=3°С и трех значений toxi: 10, 15 и 20°С.
Значение hK—hv' для давлений в конденсаторе от 0,0033— 0,006 МПа можно принять равным 2430 кДж/кг, а свР в указанных пределах температур 4 кДж/(кг-К).
Из рис. 7.2 видно, что практически можно ограничиться кратностью охлаждения на уровне 40—60 кг/кг.
При выборе конечного давления в конденсаторе необходимо-учитывать совместную работу конденсатора и турбины. Чем ниже давление в конденсаторе, т. е. чем глубже вакуум, тем больше сработанный в турбине теплоперепад, тем выше тепловая экономичность турбины, меньше расход пара на турбину и расход его в конденсатор, меньше поверхность нагрева конденсатора и капитальные затраты на его сооружение. Уменьшаются также расходы электроэнергии на конденсатные насосы и циркуляционные насосы технической воды. В то же время увеличение глубины вакуума приводит к увеличению потерь энергии в турбине с выходной скоростью пара и повышению влажности выходного пара. Это приводит к эрозионному износу лопаток выхлопных ступеней турбины, увеличивает число выхлопов и количество цилиндров низкого давления турбины. Поэтому давление в конденсаторе должно выбираться путем технико-экономических сопоставлений конденсационной и турбинной установок.
56
7.3.	Теплотехнические схемы конденсаторов. Отсос парогазовой смеси
По мере конденсации пара при прохождении его через конденсатор газосодержание в парогазовой смеси возрастает, и максимальное его значение достигается в конце конденсации пара. Это обстоятельство следует учитывать при определении места отсоса месконденсировавшихся газов из конденсатора. На рис. 7.3 показано изменение парциальных давлений пара и газов от пути прохождения пара через конденсатор. Парциальное давление газа в конце конденсации будет максимальным, здесь и необходимо выбирать место отсоса газов (место подсоединения эжекторов).
Присутствие газов существенным образом влияет на работу конденсатора. Давление в конденсаторе рк равно сумме парциальных давлений газов и водяных паров рк=Рп+Рг- Чем больше парциальное давление газов, тем в большей степени рк отличается от рп, при котором происходит конденсация пара. Из уравнения (7.3) температура tK' определяет давление рк в конденсаторе при условии, что рк = рп. Если Рп<Рк, то конденсация будет идти при температуре /п', меньшей tK', и таким образом, будет «переохлаждение» конденсата по отношению к рк и tK'. Тепловая экономичность цикла снизится за счет дополнительных потерь теплоты в конденсаторе.
Наличие газов отрицательно сказывается также на коэффициенте теплопередачи. Так, при концентрации газов в газопаровой смеси 1 % коэффициент теплопередачи уменьшается в 2 раза.
На рис. 7.4 представлены возможные теплотехнические схемы конденсаторов. Схема рис. 7.4, а является наиболее компактной, однако конденсат, стекающий с верхних рядов труб конденсатора, будет переохлаждаться на нижних пучках труб и, таким образом, тепловая экономичность такой схемы будет ниже. Схемы рис. 7.4, б, в и. г исключают переохлаждение конденсата, так как стекающий с верхних рядов конденсат подогревается поступающим снизу паром. Такие схемы называются регенеративными, и им следует отдавать предпочтение.
Состав газов в конденсаторе зависит от тепловой схемы АЭС. Основную часть этих газов составляет воздух, попадающий в кон-
Рис. 7 3. Изменение давления в конденсаторе по мере движения пара к месту отсоса:
/>к-давление в конденсаторе- рп— парциальное давление водяных паров, рВ0зд—парциальное давление некон-денснрующихся газов; — потери давления на паровое сопротивление конденсатора, Sp — суммарное давление пара
« газов
57
Рис. 7.4. Теплотехнические схемы конденсаторов
возди/л г)
денсатор через неплотности. Для одноконтурных АЭС в составе газов будут присутствовать благородные газы, как продукты деления топлива, и радиолитические газы, как продукты радиолиза воды в реакторе. Поэтому из конденсаторов одноконтурных АЭС отсасываемые эжектором газы непосредственно выбрасывать в атмосферу запрещено.
Вначале эти газы направляются на контактный аппарат, (рис. 7.5) для сжигания водорода, для исключения образования гремучей смеси. Электронагреватель 7 позволяет ускорить реакцию в контактном аппарате 8. До контактного аппарата предотвращение образования гремучей смеси происходит за счет разбавления отсасываемых газов отборным паром по линии 14. После установки сжигания водорода и дезактивации газы выбрасываются в атмосферу. Газы из конденсатора должны отсасываться постоянно, для чего устанавливаются пароструйные эжекторы (рис. 7.6). Расход пара на эжекторы составляет 0,5—0,8 % расхода пара на турбину. Рабочим паром эжекторов может быть отборный пар турбины, пар испарителей (если они имеются в тепловой схеме), выпар деаэраторов, а также редуцированный свежий пар (во время пуска).
Имеются две группы эжекторов — основные эжекторы (два работающих и один резервный) и пусковые. Для уменьшения расхода рабочего пара на основные эжекторы их делают многоступенчатыми. Пусковые эжекторы работают кратковременно только при пуске для первоначальной откачки воздуха из конденсатор^ и турбины, поэтому они выполняются одноступенчатыми.
Использование теплоты отработавшего пара эжекторов в тепловой схеме АЭС является обязательным. Обычно эжекторы имеют охладители пара эжекторов, устанавливаемые на основном потоке конденсаты сразу после конденсатных насосов за блочной очистной установкой. Конденсат этого пара сбрасывается в конденсатор (поз. 11 и 6, рис. 7.8). В зависимости от тепловой схемы подогрев конденсата в охладителях пара эжекторов составляет 3—5 для конденсационных станций и 7—10 °C для теплофикацион-
Рис. 7 5. Схема установки для сжигания водорода после конденсатора	на
одноконтурной АЭС:
2 — подвод рабочего	па
ра к эжектору: 2 — отсос парогазовой смеси из конденсатора, 3 — трехсту пенчатый эжектор, 4 — охладитель пара эжекто ров; 5 — отвод конденсата охладителей пара эжек торов в конденсатор. 6 — основной поток	конден
-сата после первой ступени конденсатных насп сов; 7 — электронагрева тель контактного аппарата; 8 — контактный аппарат; 9 — конденсатор контактного аппарата; 10 — отвод конденсата в конденсатор, // — подвод КОН’ денсата после второй ступени конденсатных насосов на конденсатор контактного аппарата; 12 — отвод несконденсиоую щнхея	газов иа дезакти-
вацию; 13 — подача основного потока конденсата на БОУ; М —подвод пара при необходимости разбавления газовой смеси
il
Рис. 7.6 Схема эжекторной установки для конденсаторов:
1 — подвод рабочего пара. 2 — выпуск газов; 3 — вторая ступень парового эжектора, 4 — перемычка для возможности работы одной ступени при пуске, 5 — первая ступень парового эжектора, 6 — сброс конденсата в конденсатор; 7 — пусковой эжектор, 8 — отсос газов из конденсатора; 9 — конденсатор турбины; 10 — конденсатный насос; 11 — кас кадный сброс конденсата нз второй ступени эжектора в первую, 12 — трубопровод рециркуляции конденсата; 13— ПНД
59
ных в связи с уменьшением расхода конденсата, связанного с уменьшением пара в конденсаторе.
7.4.	Конструктивное выполнение конденсаторов
Конденсаторы современных АЭС, как правило, имеют прямоугольную форму и собираются из отдельных секций непосредственно на монтажных площадках. Расходы пара в конденсаторы на АЭС (см. гл. 3) в 1,8—2 раза выше по сравнению с ТЭС той же мощности. Это связано с более низкими начальными параметрами пара на АЭС с водным теплоносителем.
По ходу технической воды в конденсаторе последние подразделяются на одно-, двух- и трехходовые (рис. 7.7). В одноходовом конденсаторе техническая вода проходит через конденсатор однократно, в двух- и трехходовом делает два или три хода. Наиболее удобно компонуются двухходовые конденсаторы, так как подвод и отвод технической воды осуществляется с одной стороны.
При аварийных сбросах нагрузки на турбину и в пусковых режимах пар сбрасывается в конденсатор, минуя турбину. Для этих целей в переходных патрубках конденсатора расположены приемно-сбросные устройства.
* В нижней части конденсаторов имеются конденсатосборники, оборудованные деаэрационными устройствами для удаления растворенных в воде газов, в основном, кислорода. Для улучшения теплоотвода и стока конденсата используется компоновка трубного пучка в виде многократно свернутой ленты (рис. 7.8). Работа конденсатора при давлениях ниже атмосферного приводит к присосам не только воздуха, но и технической воды. Наиболее вероятными узлами присоса технической воды являются места заделки труб в трубные доски. Для уменьшения присосов технической воды в местах заделки труб в трубные доски применяются различного рода обмазки.
Абсолютно бесприсосные конденсаторы сделать не удается, так как в процессе работы происходит нарушение плотности труб
Рис. 7.7. Схемы конденсаторов:
а — одноходовая; б — двухходовая; / — пар из ЦНД турбины; 2 — теплообменная поверхность; 3 — трубная доска; 4 —выход охлаждающей воды; S'—отвод конденсата, 6 — вход охлаждающей воды
60
Рис. 7 8. Конденсаторы турбин типа К-220-44/3000 и К-500-65/3000:
I — трубный пучок, 2 — сливные трубы, 3 —тупиковый канал для пара; 4 — боковой канал для пара. 5 — паровые щиты; 6 — воздухоохладитель; 7 — правый конденсатор, 8 — левый конденсатор, 9— конденсатосборник; 10— задняя водяная камера; 11— пружинная опора; /2 — передняя водяная камера; 13 — переходной патрубок. 14 — приемо-сбросное устройство; 15 — перепускной патрубок, I — отработанный пар; 7/ — сбрасываемый пар, III — паровоздушная смесь, IV, V— охлаждающая вода; VI— конденсат
61
поверхности теплообмена за счет коррозионных и эрозионных процессов, а также «перетирание» труб в местах дистанционирования труб. Применявшиеся ранее для уменьшения присосов двойные трубные доски, «соленые» отсеки усложняли конструкцию и были малоэффективны, поэтому в настоящее время не используются. По мере увеличения времени работы конденсаторов присосы возрастают и составляют в среднем 0,002—0,005 % от расхода пара на турбину. Такие присосы практически не влияют на материальный баланс турбоустановки, но в значительной степени определяют солевой баланс цикла.
Для предотвращения вредного влияния присосов применяется обессоливание всего конденсата на ионообменной установке, которая является обязательной не только на одноконтурных, но и на двухконтурных АЭС при использовании в качестве технической как морской, так и речной воды.
Конденсаторы, как правило, располагаются под турбинами в проеме фундамента (подвальное расположение). Для турбин К-500-60/1500 для V блока Нововоронежской АЭС (ВВЭР-1000) впервые в СССР были применены ЦНД с боковым расположением конденсаторов. Это позволяет в корпусах конденсатора располагать большие поверхности, так как не существует ограничений, связанных с размещением конденсаторов в проеме фундамента турбин.
7.5.	Выбор конденсатных насосов
Конденсатные насосы преодолевают гидравлическое сопротивление всего конденсатного тракта от конденсатора до деаэратора, включая давление в деаэраторе (см. гл. 5).
Если применена блочная очистная установка, то конденсатные насосы устанавливаются в два подъема (рис. 7.9, б). Насосы первого подъема (КН1) преодолевают сопротивление БОУ, охладителей пара основных эжекторов и эжекторов уплотнений. Насо-•сы второй ступени (КН2) преодолевают гидравлическое сопротивление оставшегося участка конденсатного тракта, включая давление в деаэраторе. При отсутствии БОУ применяется одноподъемная схема конденсатных насосов (рис. 7.9, а).
Если в тепловой схеме турбоустановки используются подогреватели смешивающего типа (как правило, первые два по ходу •основного потока конденсата), то вторая ступень конденсатных насосов (рис. 7.9, в) располагается за вторым смешивающим подогревателем. Такое решение принято для турбин К-1000-60/3000.
Для повышения надежности работы конденсатных насосов их устанавливают с определенным подпором по отношению к конденсатору. Такой подпор легче осуществить при боковом расположении конденсаторов и сложнее при «подвальном». В последнем случае сопротивление всасывающего участка должно быть минимальным.
62
Рис. 7.9. Схемы включения конденсатных насосов:
а — одноподъемная без БОУ; б'— двухподъемная с БОУ и смешивающими подогревателями низкого давления (в); 1— поверхностный конденсатор, 2—техническая вода; 3 — конденсатные насосы;
4 — охладители пара эжекторов; S — поверхностные подогреватели иизкбго давления; 6 — БОУ; 7 — смешивающие подогреватели низкого давления
В качестве конденсатных насосов применяют сальниковые-центробежные насосы с электрическим приводом. Обычно на одну турбину устанавливают два рабочих насоса и один резервный, каждый по 50 % производительности.
Расход пара в конденсатор, а следовательно, и расход конденсата в течение года не постоянен и зависит от температуры технической воды. Как указывалось в § 7.1, температура охлаждающей воды в летний период выше, а значит, вакуум в конденсаторе ухудшается. Для выработки той же мощности необходимо увеличивать расход пара через турбину, и следовательно, при этом увеличивается расход пара в конденсатор. Производительность конденсатных насосов должна выбираться по летнему графику работы турбоустановки.
В настоящее время разрабатываются схемы турбоустановок без установки деаэратора на основном потоке конденсата (без-деаэраторные схемы). В этом случае конденсатные и питательные насосы должны выбираться совместно, так как в бездеаэраторной схеме конденсатный насос создает подпор для питательного насоса. В схеме с деаэратором работа конденсатных и питательных насосов не зависит друг от друга.
63
Глава восьмая
СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ НА АЭС
8.1. Потребители технической воды на АЭС
Потребление технической воды на АЭС значительно больше по сравнению с ТЭС одинаковой мощности. Это связано, во-первых, с большим расходом пара в конденсаторы за счет низких начальных параметров и с наличием других охлаждающих устройств, не характерных для ТЭС. Все системы охлаждения на АЭС объединяют в единую и называют системой технического водоснабжения.
Техническое водоснабжение во многом определяет надежность и экономичность работы АЭС. Капиталовложения в ее сооружение оцениваются на уровне 10 % от стоимости киловатта установленной мощности.
Основными потребителями технической воды на АЭС являются: а) конденсаторы паровых турбин (основных и вспомогательных); б) маслоохладители и воздухоохладители турбогенераторов; •в) подшипники насосов и других вспомогательных агрегатов; г) теплообменники вентиляционных систем; д) теплообменники доохлаждения продувочной воды парогенератора; е) теплообменники бассейнов выдержки и перегрузки; ж) теплообменники расхолаживания реактора; з) теплообменники доохлаждения продувочной воды реактора; и) теплообменники автономных контуров охлаждения ГЦН; к) охладители радиоактивных проб воды и пара, отбираемых для анализа; л) санитарно-бытовые устройства (прачечные, душевые); л<) система водоподготовки добавочной воды для первого и второго контуров; н) для подпитки тепловой сети.
На рис. 8.1 представлена схема обеспечения различных потребителей технической речной водой. Потребности отдельных агрегатов в расходах и напорах технической воды различны. Как
Потребители, л, м, к
Потребители,
На босполнение убыли при оборотной системе
Промежуточный контур охлаждения реакторного зала
Потребители . б,г,д
Речная бода (прямоточной или оборотной системы бодоснсбжения)
Потребители / е,ж,з,и,к
Услобие Рз>Рг Р^Рг
Рл
Рис 8 1. Схема обеспечения водой потребителей технической воды
64
видно из рис. 8.1, наиболее ответственные потребители имеют охлаждение через промежуточный контур. Соотношение давлений потребителей в промежуточном контуре и в системе технического водоснабжения должно быть таким, чтобы исключить распространение радиоактивности за пределы станции, как это показано на рис. 8.1. Если в качестве источника технического водоснабжения используется морская вода, то по прямому назначению она может использоваться лишь для охлаждения конденсаторов турбин, масло- и воздухоохладителей, у всех остальных потребителей охлаждение должно идти через промежуточный контур.
Более 90 % расхода технической воды на АЭС потребляют конденсаторы турбин, поэтому схему технического водоснабжения можно было бы построить так: от напорного трубопровода охлаждения турбин брать воду насосами на другие потребители. Схема проста, но она связывает работу охлаждающих устройств реактора с охлаждением турбин. Но специфика охладителей элементов реакторного контура такова, что и при остановленной турбине они продолжают работать и требуют расхода технической воды. Поэтому для того чтобы не затрачивать дополнительную электроэнергию на циркуляцию технической воды, охлаждение конденсаторов турбин осуществляется по не зависимой от других охладителей системе и называется системой технического водоснабжения низкого давления. Для охлаждения ответственных потребителей сооружаются свои системы среднего и высокого давления, не зависящие от работы системы низкого давления Насосы технической воды ответственных потребителей должны быть подключены к источникам надежного энергопитания.
Учитывая большие потребности в технической воде, источник технического водоснабжения является определяющим при выборе места строительства АЭС. Чем ниже температура охлаждающей воды, тем меньше затраты на перекачку и тем выше экономичность и надежность АЭС.
8.2. Схемы технического водоснабжения
Рассмотрим возможные схемы технического водоснабжения на примере охлаждения конденсаторов паровых турбин, поскольку они являются основными потребителями технической воды.
Наиболее простой является схема с забором холодной воды из естественного источника (море, река, водохранилище, озеро и т. п.) и сбросом в него нагретой воды. Такая система называется прямоточной. При этом следует иметь в виду, что повышение температуры в источнике не должно превышать 5 °C летом и 3°С зимой. Для этого запас воды, или мощность (дебит), источника должен в 3—4 раза превышать потребности станции в охлаждающей воде. Если прямоточную систему применить не удается, то используют систему циркуляционного, замкнутого (оборотного) водоснабжения, когда техническая вода проходит через теплообменные устрой
3 Зак 1452	65
ства многократно. В состав систем замкнутого технического водоснабжения входят охладители технической воды: пруды, брыз-гальные бассейны, градирни. Возможно применение смешанных схем прямоточного и замкнутого водоснабжения. От выбранной системы технического водоснабжения существенным образом зависит температура воды на входе в конденсатор, а в соответствии с соотношением (7.4) и давление в конденсаторе — один из параметров, от которго зависит тепловая экономичность АЭС.
Расход охлаждающей воды зависит от кратности охлаждения (рис. 7.2). Суммарный расход технической воды должен выбираться с учетом потребителей, оговоренных в § 8.1.
Производительность циркуляционных насосов технической воды для охлаждения конденсаторов определяется с учетом расхода на масло- и воздухоохладители турбогенератора:
GT.B = nmDK -f- GM.r,	(8.1>
где п — число конденсаторов; т — кратность охлаждения, кг/кг; DK — расход воды в конденсатор, кг/с; GM.r — расход воды на масло- и газоохладители, кг/с.
Расход пара в конденсатор £>к должен приниматься максимальным, т. е. при ухудшенном вакууме (по летнему графику работы АЭС).
Циркуляционные насосы технической воды работают на воде-низкой температуры, напор их относительно невелик. Поэтому применяются одноступенчатые центробежные насосы с электроприводом. Обычно на один блок выбираются 2 насоса без резерва, обеспечивающих 100%-ный расход технической воды. При выходе из строя одного из насосов второй обеспечивает 60 % производительности. Вакуум в конденсаторе несколько ухудшается.
На рис. 8.2 представлена блочная схема включения циркуляционных насосов. Каждый насос 12 подает воду на свою половину
Рис. 8.2. Блочная схема включения? циркуляционных насосов:
1 — маслоохладители; 2 — конденсатор;
3 —эжектор циркуляционной системы;
4— газоохладитель генератора; S — подъемные иасосы газоохладителей;
€ — линия рециркуляции; 7 — задвижки на сливных водоводах- 8 — задвижка на перемычке; 9— сброс промывочной воды механических фильтров; 10— перемычка напорных водоводов; 11 — механические фильтры; 12— циркуляционные-насосы
66
конденсатора 2. От главных водоводов через фильтры 11 подается авода на маслоохладители 1 и с помощью насосов 5 на газоохлади-тели генератора 4. Установка насосов 5 второго подъема вызвана -более высоким гидравлическим сопротивлением газоохладителей генератора. В периоды резкого снижения температуры наружного воздуха включается линия рециркуляции 6 для исключения выпадения кристаллов льда в газоохладителях.
Охлаждающая вода системы разомкнутого технического водоснабжения проходит только грубую первичную очистку от крупных предметов. Поэтому внутри трубок конденсаторов могут быть •отложения, увеличивающие б/ [уравнение (7.3)], что ухудшает вакуум и тепловую экономичность АЭС. Обычно отложения из конденсатора удаляются механической чисткой при останове станции или при отключении одной половины конденсатора при работающей другой его части. Разработаны также способы очистки конденсаторов «на ходу» без останова конденсатора за счет организации циркуляции совместно с технической водой резиновых шариков, которые после конденсатора улавливаются и многократно используются с помощью специальной байпасной системы. Особую опасность представляют отложения микроорганизмов, и в первую •очередь для конденсаторов, охлаждаемых морской водой теплых морей. Отложения ракообразных микроорганизмов требуют устройства специальных приспособлений для их удаления.
Прямоточная система технического водоснабжения в 2—4 раза дешевле оборотной, температура охлаждающей воды ниже и, значит, обеспечивается более глубокий вакуум.
При прямоточной системе можно применять большие кратно--сти охлаждения (т=100) с использованием одноходовых конденсаторов (рис. 7.8, а), если высота подъема воды мала (не более 10 м). При т = 50 и высоте подъема 20—25 м применяются двухходовые конденсаторы (рис. 7.8, б). При прямоточной схеме •обычно на берегу водоема устраивают береговую насосную станцию. Если источником водоснабжения является река, то сброс
Рис. 8.3 Схема технического водоснабжения с сифонным устройством:
1 — приемный колодец;
2 — всасывающий трубопровод; 3 — циркуляционный иасос; 4 — напорный трубопровод; 5 — конденсатор; 6 — сифонная труба;
7 — сливной колодец
3*	67
Машинный зал станции
Рис. 8 4. Схема прудового технического водоснабжения:
/ — направляющая дамба, 2 — водонрнемннк, 3— перепускной канал; 4 — приемные? самотечные каналы 5 — переключательный колодец; 6 — сливные колодцы; 7 — циркуляционные насосы, 3 — приемные колодцы, 9— конденсаторы; 10—елнвной канал
нагретой воды осуществляется ниже по течению от насосной станции.
Для уменьшения напора, развиваемого циркуляционными насосами, и снижения расхода электроэнергии на собственные нужды на линии сброса нагретой воды устанавливают сифонные устройства (рис. 8.3). Циркуляционный насос 3 по всасывающему трубопроводу от водозаборника 1 подает воду по водоводу 4 на охлаждение конденсатора 5. Далее по сбросному водоводу 6 вода сбрасывается под уровень сливного колодца 7. При этом используется сифонное действие сбросного водовода, и насос должен преодолевать не всю высоту Нпол, а только часть ее: Нг = Нп ол—77сиф 77сиф принимается 7,5—8 м, в противном случае при больших высотах в сбросных водоводах может возникать разряжение и, как следствие, подсос воздуха и ухудшение работы сифонного устройства.
Замкнутые системы охлаждения применяются при недостаточности дебита естественного источника технического водоснабжения или при значительном его удалении от АЭС. Вода в таких системах циркулирует по замкнутому контуру.
На рис. 8.4 представлена схема оборотного водоснабжения с прудом-охладителем. Вода через водоприемник 2 по самотечному подводящему каналу поступает к водозаборным колодцам 8. С помощью циркуляционных насосов 9 вода проходит через конденсатор 7 и сбрасывается в сливные колодцы. По отводящему каналу 10 нагретая вода сбрасывается обратно в пруд-охладитель.
68
Часть нагретой воды может через переключательный колодец по перепускаемому каналу 3 поступать к водоприемнику 7. Необходимость в этом возникает при образовании в зимнее время мелкого льда (шуги), препятствующей работе водоприемника.
8.3. Типы и принцип работы охладителей оборотных систем технического водоснабжения
Тип используемого охладителя определяется местом расположения АЭС, наличием свободных площадей и источника технического водоснабжения.
Пруды-охладители — достаточно распространенный тип охладительных устройств. Пруд-охладитель обычно создается на базе имеющейся поблизости реки с небольшим дебитом путем устройства на ней плотины. Необходимая площадь пруда составляет 8— 10 м2 на 1 кВт установленной мощности. Пруды-охладители имеют преимущества перед брызгальными бассейнами и градирнями. Они требуют меньше электроэнергии на привод циркуляционных насосов, так как отсутствует гидравлическое сопротивление самого охладителя и высота подъема воды небольшая. Использование прудов-охладителей позволяет решать ряд других вопросов, связанных с выполнением Государственной продовольственной программы (рыболовство, птицеводство и др.).
С другой стороны, создание прудов-охладителей вынуждает решать вопрос о затоплении пригодных для сельского хозяйства земель. Пруды-охладители следует устраивать таким образом, чтобы большая часть массы воды участвовала в процессе теплообмена. Циркуляция воды в пруде зависит от его формы. Для направленной организации движения воды устраиваются специальные дамбы (поз. 1, рис. 8.4). Глубина пруда выбирается не менее 3— 4 м во избежание зарастания водорослями и заметного прогревания солнечными лучами. Под активной площадью пруда понимают такую поверхность условного пруда, в которой -имеются только транзитные (движущиеся) потоки:
Sa = kS,	(8.2)
где S — полная поверхность пруда, м2; k — коэффициент, учитывающий использование пруда и равный 0,8—0,9 для вытянутой формы пруда; 0,6—0,75 — для неправильной формы и 0,4—0,5 — при круглых очертаниях.
В пруде-охладителе часть воды теряется за счет испарения в результате нагревания в конденсаторах, а также за счет естественного испарения и фильтрации через грунт. Если пополнение воды за счет реки и осадков не восполняют убыль, то необходимо искусственное ее восполнение.
В брызгальных бассейнах циркуляционная вода разбрызгивается в воздухе соплами над специально сооруженными бассейнами. Охлаждение воды происходит за счет конвективного теплообмена и испарения части воды в воздухе. Бассейн делается
69
Рис. 8.5. Схема циркуляции воды при охлаждении ее в градирне-
1 — градирня; 2 — выход влажного нагретого воздуха; 3 — вход холодного воздуха, 4 — циркуляционный насос- 5 — конденсатор, 6 — оросительное устройство
Рис. 8 6. Оросительные устройства башенных градирен: а — капельных, б — пленочных
секционным для опорожнения и отключения отдельных секций для осмотров и ремонтов. Глубина бассейна 1,5—2 м. Эффективность охлаждения воды зависит от степени дробления воды на капли. Более тонкое распыление воды требует больших затрат электроэнергии на насосы.
Брызгальные бассейны занимают меньше площади по сравнению с прудами-охладителями, и на АЭС они могут применяться, например для воды, охлаждающей промежуточные контуры реактора.
Принципиальная схема оборотного водоснабжения с использованием градирни представлена на рис. 8.5. Циркуляционными насосами 4 вода из сборного бассейна после пропуска через конденсатор 5 направляется на оросительное устройство 6 башни градирни 1. Снизу за счет естественной тяги или работы вентилятора подается воздух 3. В оросительном устройстве за счет контакта воды с воздухом и испарения части воды происходит ее охлаждение. Паровоздушная смесь выбрасывается в атмосферу 2. По способу организации движения воздуха градирни подразделяются на башенные, вентиляторные и открытые. Открытые градирни используются редко и только для небольших мощностей. Наибольшее распространение получили башенные градирни, где тяга создается за счет башни. Для увеличения конвективного теплообмена применяют градирни с установкой вентиляторов, что требует дополнительного расхода электроэнергии на собственные нужды.
По способу дробления воды в оросительном устройстве градирни подразделяются на пленочные, капельные и смешанные. Наи
70
большую поверхность контакта воды и воздуха обеспечивают пленочные и капельно-пленочные градирни.
В башенных капельных градирнях оросительное устройство обычно выполняется в виде трехгранных реек (рис. 8.6, а), расположенных в шахматном порядке. Вода подается на рейки и, стекая с одной рейки 'на другую, проходит все оросительное устройство, попадает в бассейн, расположенный под градирней. В пленочных градирнях вода стекает в виде пленки по щитам (рис. 8.6, б), установленных с небольшим наклоном. В капельных и пленочных градирнях через окна в нижней части башни поступает воздух, и в оросительном устройстве идет охлаждение воды в основном за счет испарения воды.
При испарении части воды концентрация примесей в циркуляционном контуре возрастает. Для уменьшения вероятности их отложения на оросительном устройстве и в трубках конденсаторов часть воды из бассейна отбирается на продувку. Потери воды за счет испарения и продувки должны быть восполнены:
Оподп = п^исп ~h ^пр>	(8-3)
где СИСп — потери воды на испарение, кг/с, в расчете на один конденсатор; Gnp — расход воды на продувку, кг/с; п — число конденсаторов. Продувку Gnp принимают на уровне 5 % от nGHCn.
Определим G„cn. Запишем уравнение теплового баланса для всех конденсаторов турбоустановки:
= ^1GT.B (/iOx2 ^0X1),	(3-4)
где DK — расход пара в конденсатор, кг/с; гн — теплота парообразования при давлении в конденсаторе, кДж/кг; хк — степень сухости пара, поступающего в конденсатор, в долях; GTB — расход воды на конденсатор, кг/с; ЛОх2 и /iOxi—энтальпии охлаждающей воды на входе и выходе из охладителя.
С учетом, что m=GmIDK, уравнение (8.4) запишется:
nDKr*xK = nmDK (h0T2 — Лох1).	(8.5)
Запишем тепловой баланс охладительной установки:
ntnDK (/lox2 ^0X1) = ^GHcn^OX-''CX>	(8.6)
где хОх — степень сухости пара, образующегося в охладителе, в долях; гОх — теплота парообразования для условий охладителя, кДж/кг; хОх« 1, хк=0,83—0,93.
В интервале давлений 0,003—0,1 МПа значение г почти не меняется, поэтому
Xqx^ox ~ GfXK,	(8.7)
отсюда
£K~GHon,	(8.8)
т. е. потери технической воды равны количеству поступающего в конденсатор пара.
71
В оборотных системах водоснабжения для ббрьбы с отложениями в конденсаторах и оросительных устройствах применяют хлорирование добавочной воды, а для борьбы с карбонатными отложениями при жесткости воды более 5 мг-экв/кг применяют подкисление циркуляционной воды.
В соответствии с уравнением (7.1) подогрев технической воды происходит в конденсаторе от ZOxi до tm2, °C.
В охладителях оборотных систем водоснабжения вода охлаждается ОТ ^ох2 ДО ^ох1» И
= 4x2	4x1	(8-9)
называется зоной охлаждения. Чем ниже /Охь тем глубже вакуум в конденсаторе, тем выше тепловая экономичность.
Определим, от чего зависит уровень охлаждения воды ZOxi в охладителе. Содержание водяных паров в воздухе характеризуется относительной влажностью <р, равной отношению парциальных давлений водяных паров к давлению насыщения. Парциальное давление водяных паров соответствует температуре смоченного термометра т, °C, давление насыщения соответствует температуре воздуха ^возд. Если т = 0, то <р = 100 % и т = /Возд и испарительное охлаждение невозможно.
Значит, теоретически циркуляционную воду можно охладить До Л>х1=т, и чем меньше <р, тем более глубоко можно охладить воду. Однако практически за счет несовершенства работы охладительных УСТРОЙСТВ /Ох!>Т и
4xi~ Т=6,	(8.10)
где б — относительный предел охлаждения.
Степень совершенства охладительного устройства определяется соотношениями
4x2	4x1 __	/g J 1 у
/0Х2 —т	д/ + 6
или
4x2	4x1 _	(g 12)
4xi т 6
Чем тоньше распыл охлаждающей воды в охладительном устройстве, тем интенсивнее отводятся водяные пары, т. е. чем меньше <р, тем эффективнее работа охладительного устройства.
Из рис. 8.7 видно, что при одной и той же температуре наружного воздуха можно получить различные температуры охлаждающей воды на входе в конденсатор. Рис. 8.8 иллюстрирует соотношение (8.10). При оценке охладительных устройств следует учитывать их габариты и стоимость. Для характеристики габаритов установки пользуются понятием площади орошения 5ОрОш, м2, понимая под ней сечение места встречи охлаждающей воды с воздухом.
Чем больше поверхность контакта охлаждающей воды с возду-
72
Рис. 8.7. Зависимость теоретического предела охлаждения от температуры воздуха
Рис,. 8 8. Зависимость температуры воды до и после охладителя в зависимости от температуры воздуха в сравнении с теоретическим пределом охлаждения: Д/— зона охлаждения; б — относительный предел охлаждения
хом, тем эффективнее при одной и той же 50р0П1 охладительное устройство.
Для оценки эффективности работы охладительных устройств используют предельную тепловую нагрузку, равную Qox/Soponr, кДж/(м2-ч), где Qox — количество теплоты, отводимое в охладителе, кДж/ч, и удельную гидравлическую нагрузку W/Sopom, м3/(м2-ч), где W— суммарный расход технической воды на оросительное устройство, мэ/ч.
Таблица 8.1. Характеристики охладителей оборотных систем технического водоснабжения
Тип охладителя	Удельная гидравлическая нагрузка *7*оРош, м8/(м2*ч)	Удельная тепловая нагрузка ^ох/^орош, кДж/(м2-ч)	Удельная площадь орошения ^орош/^э. уст, м*/кВт
Пруды-охладители	0,025—0,05	800—1 600	14—7
Брызгальные бассейны	1—1,5	30 000—50 000	0,35—0,2
Открытые градирни	2—5	65 000—170 000	0,2—0,07
Башенные деревянные капельные градирни Башенные железобетонные градирни с естественной вентиляцией:	2—5	65 000—170 000	0,2—0,07
капельные	3—7,5	100 000—250 000	0,1—0,05
пленочные Башенные железобетонные градирни с искусственной вентиляцией:	7—10	200 000—350 000	0,05—0,03
капельные	Ь—— 7	170 000—200 000	0,07—0,05
пленочные	10—14	300 000—450 000	0,04—0,025
73
Таблица 8.2. Число ходов воды и кратность охлаждения конденсатора
Водоснабжение	Число ходов воды	Кратность охлаждения т	Примечание
Прямоточное	1 2	75—100 60—65	
Брызгальный бассейн	1	75	Уменьшение A t и рост т улучшают охлаждающий эффект
Градирня	2	50—60	Уменьшение А / и рост т ухудшают эффект градирни
В табл. 8.1 приведены удельные характеристики для различных типов охладительных устройств. Максимальные значения относятся к башенным пленочным градирням с искусственной вентиляцией, минимальные—к прудам-охладителям.
В табл. 8.2 приведены рекомендуемые кратности охлаждения для различных охладительных устройств и число ходов в конден
саторах.
В районах строительства АЭС с большим дефицитом охлажда-
ющей воды возможно применение так называемых «сухих» градирен (рис. 8.9). В этом случае в тепловой схеме турбоустановки используют конденсатор смешивающего типа 6, Конденсат пара насосом 4 подается в набор батарей 3, охлаждаемых наружным воздухом и далее поступает по трубопроводу 2 на впрыск в кон
денсатор. Поступающий в конденсатор выхлопной пар 1 конденсируется на струях воды, часть его (Пк) конденсатным насосом
Рис. 8.9. Схема установки «сухой» градир-
ии со смешивающим конденсатором:
1 — пар из турбины; 2 — возврат охлажденного конденсата; 3 — «сухая» градирня; 4 — циркуляционный насос конденсата; 5 — отвод конденсата в регенеративную систему; 6 — конденсатор смешивающего типа
по линии 5 направляется в систему регенерации. Преимуществом такой схемы является отсутствие поверхности теплообмена в конденсаторе. Однако наличие больших радиаторных поверхностей дает значительное поступление продуктов коррозии в конденсат.
Как уже указывалось в §7.1, конденсаторы турбин
могут также принимать свежий редуцированный пар в аварийных ситуациях. Однако при аварии, связанной
74
Рис. 8.10. Самотечная схема подачи охлаждающей воды на ‘ конденсаторы с валорным бассейном:
1 — подводящий канал. 2 — циркуляционный насос технической воды; 3 — сифонный водовыпуск, 4— напорный бассейн, 5 — водозабор; 6 — вращающаяся очистная сетка, 7 — аварийно-ремонтный затвор; 8 — самотечный напорный водовод; 9 — конденсатор; 10 — сливной водовод, 11 — сбросный канал
с обесточиванием станции, циркуляционные насосы не работают и конденсаторы не охлаждаются. Выход мог бы быть найден подсоединением приводов циркуляционных насосов к системе надежного энергоснабжения. Но при существующих мощностях циркуляционных насосов (так, для ВВЭР-1000 их мощность составляет 3000 кВт) это невозможно сделать. Решение этого вопроса может быть найдено, если охлаждение конденсаторов турбин будет не зависеть от работы циркуляционных насосов. Если на пути подачи охлаждающей воды в конденсатор установить напорный бассейн (рис. 8.10), то при остановке циркуляционных насосов вода самотеком поступает некоторое время в конденсатор. Схема работает следующим образом. Из подводящего канала 1 циркуляционными насосами охлаждающая вода подается по водоводу 3 в напорный бассейн 4. Из бассейна через водозаборное устройство 5, очистную вращающуюся сетку 6 и затвор 7 по самотечному водоводу 8 поступает в конденсаторы турбин 9, а оттуда по сливному водоводу направляется в сбросный канал. В отсутствие таких напорных бассейнов для сброса радиоактивного пара при полном обесточивании станции для реактора РБМК-Ю00 устанавливают 4 бака-барботера (см. § 10.11). В схеме с напорным бассейном таких барботеров только два.
БАЛАНС ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ И РАБОЧЕГО ТЕЛА
НА АЭС
9.1. Потери пара и конденсата
Как уже отмечалось в гл. 2, контуры теплоносителя и рабочего тела на АЭС являются замкнутыми. Несмотря на замкнутость контуров, все же имеются протечки и потери теплоносителя и рабочего тела. Протечки могут быть организованными и неорганизо-
75
ванными. Если протечки теплоносителя являются радиоактивными, то они должны быть собраны, дезактивированы с последующим возвратом в цикл. Организованные и неорганизованные протечки радиоактивного теплоносителя должны быть сведены к минимуму и относятся они к внутренним потерям. Внешние потери для АЭС нехарактерны. Протечки могут возникать в неплотностях в насосах и арматуре. Часть теплоносителя используется для отбора проб при химических анализах для контроля водно-химического режима реакторов.
В пароводяном тракте турбоустановки потери рабочего тела могут происходить через уплотнения турбины, с выпаром деаэратора и с влагой в паровоздушной смеси эжекторов турбин.
Дренажи оборудования и трубопроводов, как правило, собирают в дренажный бак для последующего возврата в цикл.
Все безвозвратные потери £>ут пара и конденсата должны быть восполнены добавочной водой £>ДОб. Для этих целей на АЭС имеется специальный цех водоподготовки.
Мощность водоподготовительной системы определяется не только £>доб. Она должна обеспечивать подготовку воды в больших количествах для первоначального заполнения контуров и для баков запаса конденсата. Мощность водоподготовительной установки составляет 5—7 % паропроизводительности парогенерирующих установок АЭС. Для поддержания на определенном уровне чистоты теплоносителя и рабочего тела часть воды отбирается на очистку (продувка). На ТЭС продувочная вода обычно сбрасывается в канализацию без очистки и повторного использования и является прямой потерей для цикла. Эта потеря должна быть компенсирована добавочной водой. На АЭС продувочная вода реакторов и парогенераторов проходит очистку на ионообменных фильтрах с полным возвратом ее в цикл.
На рис. 9.1 представлена принципиальная схема очистки продувочной воды ВВЭР-440. Продувочная вода из всех шести петель собирается в продувочном коллекторе 8, а оттуда через регенера-
Рис. 91. Схема очистки продувочной воды ВВЭР-440:
1 — реактор; 2 — компенсатор давления; 3 — парогенератор; 4 — ГЦН; 5 — регенеративный подогреватель, 6 — доохладитель; 7 — ионообменные фильтры, 8 — продувочный коллектор
76
Рис. 9.2. Схема очистки продувочной воды ВВЭР-1000.
/ — реактор; 2— парогенератор; 3— ГЦН; 4 — электропривод ГЦН. 5 — регенеративный теплообменник; 6 — дроссельное устройство, 7 — доохладитель; 8 — механический фильтр; 9 — катнонитный фильтр;	tO — анионнтный
фильтр; 11 — механический фильтр, 12—подпиточные насосы, 13 — деаэратор
тивный теплообменник 5 и доохладитель 6 поступает на очистную ионообменную установкиу (фильтры) 7 и далее возвращается в циркуляционный контур на всас ГЦН.
Как видно из рис. 9.1, для прокачки продувочной воды через •очистную установку используется перепад давления на ГЦН, и установка каких-либо дополнительных насосов не требуется.
Все оборудование установки работает при давлении первого контура 12,5 МПа. Температура продувочной воды перед фильтром 7 не должна превышать 60—70 °C, так как применяемые в настоящее время иониты в составе фильтров 7 не выдерживают высоких температур. По этой причине перед фильтрами установлен доохладитель 6. Для реакторов ВВЭР-1000 очистная установка работает при давлениях ниже давления теплоносителя в реакторе. Давление в реакторе 16 МПа, у очистной установки 2 МПа.
На рис. 9.2 представлена схема очистки реакторной воды ВВЭР-1000. Продувочная вода через регенеративный теплообменник 5 поступает к дросселю 6, где происходит снижение давления с 16 до 2 МПа. После доохлаждения воды в доохладителе 7 вода проходит механический фильтр 8, катионит 9, анионит 10. Для
77
Рис. 9.3. Схема очистки продувочной воды парогенераторов АЭС с ВВЭР:
1 — парогенератор; 2 — пар в деаэратор; 3 — расширитель продувки; 4 — регенеративный теплообменник;
5 — подача очищенной воды в ПНД; 6 — доохладитель, 7 — охлаждающая вода; 8 — ионообменные* фильтры
-«А-ЕДХ*--------- улавливания вымываемых сорбентов.
р4 гЦ (ионообменных смол) установлены меха-
л J" I нические фильтры 11. Очищенная вода / lSj g LJ поступает в деаэратор 13, куда также ‘ L—*-----------1	вводятся реагенты (борная кислота,
аммиак, щелочь, гидразин) для корректировки водно-химического режима реактора (см. гл. 17). Из деаэратора с помощью подпиточных насосов 12 вода с реагентами поступает в контур циркуляции реактора. Часть воды используется на охлаждение электропривода 4 главного циркуляционного насоса 3. В такой схеме большая часть оборудования очистной установки работает при более низких давлениях, и металлоемкость его и стоимость будет меньше. Но* в схеме требуется установка подпиточных насосов 12, что увеличивает расход электроэнергии на собственные нужды.
Продувочная вода парогенераторов не является радиоактивной. Но в случае нарушения плотности парогенератора радиоактивный теплоноситель попадает во второй контур. Для того чтобы радиоактивность не распространялась по всему пароводяному контуру, ее следует выводить на фильтрах продувочной воды. По этой причине они устанавливаются в спецкорпусе очистки радиоактивных вод.
Схема продувки парогенератора представлена на рис. 9.3. Продувочная вода из всех парогенераторов направляется вначале в расширитель продувки 3. Давление в расширителе выбирается несколько выше давления в деаэраторе. Поскольку продувочная вода имеет температуру значительно выше по сравнению с температурой воды в расширителе, то избыточная теплота продувки используется на частичное испарение. Пар 2 направляется в деаэратор, а оставшаяся вода проходит регенеративный теплообменник 4, доохладитель 6, ионообменные фильтры 8 и по линии 5-поступает в один из подогревателей низкого давления системы регенерации.
9.2. Баланс воды и примесей в пароводяном контуре АЭС
При составлении материального баланса в тепловой схеме продувка не учитывается, так как после очистки продувочная вода полностью возвращается в цикл. В материальном балансе не учитываются также присосы q технической воды в конденсаторе (см. гл. 7), которые составляют 0,004—0,01 % от расхода пара на турбину. Но они должны быть учтены при сведении солевого баланса в тепловой схеме. Основные потери воды и пара имеют место в 78
элементах, находящихся при
высоких давлениях, поэтому условно все утечки относят к свежему пару. Для компенсации потерь в контур подается добавочная вода. Добавочная вода направляется, как правило, в конденсатор. Она могла бы направляться в деаэратор, но тогда из-за большого перепада температур между деаэратором и добавочной водой деаэрация добавочной воды будет затруднена. При подаче ее в конденсатор она вначале проходит деаэрацию в деаэрационном устройстве конденсатора, а затем проходит дополнительную очистку на БОУ.
На рис. 9.4 представлена расчетная схема второго контура АЭС с ВВЭР для баланса расходов и примесей воды. Все расходы по
Рис. 9.4. Схема второго контура АЭС с ВВЭР для баланса расходов и примесей воды
элементам тепловой схемы D:i выражаются в долях а, от расхода пара на турбину, До-
Материальный баланс пароводяного контура запишется в виде:
Оут — аД0б>
(9.1)
где аут — ПуТ/£)ц, ад.в — Пд b/£)q.
При расчете тепловой схемы составляются уравнения материального баланса для отдельных элементов тепловой схемы.
Для парогенератора материальный баланс запишется:
100 +ад.в + аПвП -f- р ₽аиг4- р,	(9.2)
где ап.п — доля пара, идущего на промежуточный пароперегреватель; р — доля воды, идущей на очистку (продувка); p = Dnp/D0, «иг — паропроизводительность парогенератора:
сСщ, = 100 -р а7Т + ац.п.	(9.3)
Материальный баланс деаэратора запишется:
100 4- ад.в 4- «п.и4- Р = «н 4- 2апнд 4- ав.п 4- «с 4- 2апвд 4-р4-“д.в»
(9.4)
где ак — доля пара, идущего в конденсатор, ак=Ок/Да; 2а пнди 2апвд—доли пара, отбираемых на регенеративные подо
79
греватели низкого и высокого давлений; 2апнд =*£7)ПНд/Дь £а вд=^пвд/Д>> “с — количество отводимого сепаратора, ас = =£>С/О0.
Материальный баланс турбины
100 = 2 апвд + ас 4" 2 апнд + «к-	(9.5)
Кроме материальных балансов составляются солевые балансы (балансы по примесям). При составлении балансов по естественным примесям (хлоридам, кремнекислоте, солям жесткости и др.) необходимо учитывать присосы технической воды в конденсаторе, так как они являются основным источником поступления естественных примесей в цикл.
Баланс естественных примесей для парогенератора:
(100 -}- Ид.в 4~ ®п.п 4- р) Sn.B = Р^пг 4~ “пг 4~ anrSn =
= pSDr + (100 4- аут 4- ап-п) Sn,	(9.6)
где Sit в, Snr, Sn — концентрация естественных примесей в питательной и продувочной водах и паре, мг/кг.
Уравнение солевого баланса для деаэратора запишется:
(100 4- ад-в 4- апп 4- р) = (2апвд 4- 2 апнд 4- ас 4- °4) Sn 4-
4- Р^пг.оч 4- ^ST-в,	(9-7)
где Snr. оч—концентрация примесей после фильтров, мг/кг; St.b — концентрация примесей в охлаждающей (технической) воде, мг/кг.
Солевой баланс для всего пароводяного контура запишется так:
^ST>B 4- o^д,вSд,в — р (Snr SnroOB) -J- o£yiSn.	(9.8)
Добавочная вода в настоящее время приготавливается по принципу двух- или трехступенчатого обессоливания, поэтому можно принять, что ад,в5д.в = аут5п, и (9.8) запишется:
р — Я^т-в $пг — ^пг. оч
Если в схеме имеется БОУ, то
р = fo-оч—,	(9,10)
$пг ^пг. оч
где SK оч — концентрация примесей после БОУ, мг/кг.
Для определения концентрации продуктов коррозии, поступающих в цикл, необходимо знать скорости коррозии конструкционных материалов и коэффициенты перехода продуктов коррозии в воду. Количество продуктов коррозии железа, поступающих в цикл, будет равно 2#FeT)Fe%Fe, мг/ч, где Же— суммарная поверхность перлитных и углеродистых сталей, контактирующая с водой, м2;
80
Y]Fe — скорость КОррОЗИИ СТЭЛеЙ, мг/(м2-ч); /Fe—коэффициент перехода продуктов коррозии в воду.
Таким образом, концентрация окислов железа в питательной воде будет равна
= 2 'ПреХре^п-в’	(9-1
на тракте от конденсатора до деаэратора можно принять T]FeXFe= = 5 мг/(м2-ч), а на тракте после деаэратора — T]FeXFe=l мг/(м2-ч).
Соответственно концентрация окислов меди в питательной воде определится
= 2 #CuT]cuWDn.B>	(9.12>
где 2Яси — суммарная поверхность латунных сплавов, контактирующая с водой, м2; т]си — скорость коррозии латуни, мг/(м2-ч); Хси — коэффициент перехода окислов меди в воду. Для конденсаторов и ПНД можно рекомендовать T]cuXcu = 5 мг/(м2-ч). Растворимость продуктов коррозии в воде невелика, поэтому большая их часть находится в виде шлама, что затрудняет вывод их из цикла.
Глава десятая
РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ
10.1.	Классификация реакторов
Ядерный реактор — это установка, в которой осуществляется, управляемая самоподдерживающаяся цепная реакция деления ядер. В результате этой реакции высвобождается ядерная энергия^ которая преобразуется в тепловую с последующим использованием ее внешним потребителем.
Современные реакторы достаточно разнообразны по назначению, составу и конструкции и их классифицируют по различным признакам, основные из которых следующие:
1.	По назначению реакторы делятся на:
а)	энергетические — для получения теплоты и электроэнергии;
б)	двухцелевые — для получения электроэнергии и нового ядерного горючего;
в)	исследовательские — для изучения поведения материалов под действием облучения и проведения нейтронно-физических исследований.
В данной книге рассматриваются только энергетические реакторы.
2.	По спектру нейтронов различают реакторы:
а)	на быстрых нейтронах;
б)	на промежуточных нейтронах;
в)	на тепловых нейтронах.
81-
Таблица 10.1. Основные показатели реакторов ВВЭР
Характеристика	ВВЭР-365	ВВЭЦ-440	ВВЭР-1000
Электрическая мощность, МВт	365	440	1000
Давление в корпусе реактора, МПа	10,5	12,5	16,0
Температура воды на входе в реактор, °C	252	268	289
Температура воды на выходе из реактора, °C	280	301	322
Подогрев воды в реакторе, °C	28	33	33
КПД брутто, %	27,6	32,0	33,0
КПД нетто, %	25,7	29,7	31,5
Давление перед турбиной, МПа	2,9	4,4	6,5
Расход воды через реактор, м3/ч	49 500	39 000	76 000
Число петель главного реакторного контура (число парогенераторов), шт.	6	6	4
Производительность главного циркуляционного насоса, м3/ч	6,2.10®	6,5-10®	19-10®
Диаметр корпуса, м Скорость воды, м/с:	3,84	3,84	4,50
в главных трубопроводах	10,0	9,6	9,3
во входных патрубках	10,0	9,6	9,3
в опускной системе	8,9	8,0	6,3
в активной зоне	4,0	3,5	5,3
Средние тепловые нагрузки, Вт/м2	360-103	378-103	545-10®
Высота активной зоны, м	2,5	2,5	3,5
Условный (эквивалентный) диаметр активной зоны, м	2,88	2,88	3,2
Диаметр стержневого твэла, мм	9,1	9,1	9,1
Число стержней в кассете, шт.	126	126	331
Число кассет в активной зоне, шт.	349	349	151
Число механизмов регулирования, шт. Среднее обогащение топлива, %	73	37	109
	3,0	3,5	3,3—4,4
Материал оболочек твэлов	Цирк	ониевый ci	глав
	С	1% ниобия	
Большинство работающих у нас в стране и за рубежом.— это реакторы на тепловых нейтронах.
3.	По конструкционным особенностям реакторы подразделяют на корпусные и канальные. В первых теплоноситель движется сплошным потоком и реактор имеет герметичный корпус, рассчитанный на давление теплоносителя. Во вторых теплоноситель движется внутри труб, проходящих через активную зону; давление теплоносителя в таких реакторах несут трубы.
Примером корпусного реактора является реактор типа ВВЭР — водо-водяной энергетический реактор, в котором теплоносителем и замедлителем служит обычная вода (табл. 10.1). Примером канального реактора является реактор типа РБМК — реактор большой мощности канальный; в этом реакторе замедлитель— графит, а теплоноситель — кипящая вода (табл. 10.2). Эти два типа реакторов получили наибольшее распространение в нашей стране.
82
Таблица 10.2. Развитие канальных реакторов большой мощности
X арактеристика	РБМК-1000	РБМК-1500	РБМКП-2000
Электрическая мощность, МВт Тепловая мощность, МВт	1000	1500	2000
	3200	4800	5400
КПД, %	31,3	31,3	37,0
Размеры активной зоны, м: высота	7	7	6
диаметр или ширинах Длина	11,8	11,8	7,75x24
Число каналов, шт.: испарительных	1693	1661	1774
перегревательных	—-	—	872
Загрузка урана, т	192	189	226
Обогащение, %	1.8	1.8	1,8 в испари-
Средняя глубина выгорания, МВт-сут/кг: в испарительных каналах	18,1	18,1	тельной зоне; 2,2 в перегревательной зоне 20,2
в перегревательных каналах	—	—	18,9
Размеры оболочек твэлов (диаметр; толщина), мм: в испарительных каналах	13,5; 0,9	13,5; 0,9	13,5; 0,9
в перегревательных каналах	—	—	10,0; 0,3
Материалы оболочек твэлов: испарительные каналы	Циркониевый	Циркониевый	Циркониевый
перегревательные каналы	сплав	сплав	сплав Аустенитная
Расход воды, циркулирующей в реактор-	37 500	29000	нержавеющая сталь 39 000
ном контуре, т/ч Давление в барабанах-сепараторах, МПа	7,0	7,0	8,5
Паропроизводительность реактора, т/ч	5800	8800	8580
Расход пара на турбины, т/ч	5400	8200	7580
Параметры пара перед турбиной, МПа/°С	6,5/280	6,5/280	6,5/450
10.2.	Деление ядер
Деление ядер — лишь один из множества процессов, возможных при взаимодействии нейтронов с ядрами. Именно этот процесс лежит в основе работы любого ядерного реактора. Процесс деления тяжелых ядер сопровождается выделением большого количества энергии. Это тепло используется в ядерном реакторе для нагревания рабочего тела (теплоносителя). Для одних ядер деление возможно нейтронами с любой сколь угодно малой кинетической энергией, для других — лишь нейтронами с кинетической энергией, превышающей некоторое пороговое значение. К первой группе относятся ядра с нечетным числом нейтронов: 92<Л	92<Л
э4Ри и др., которые принято называть делящимися; ко второй — с четным числом нейтронов: эоТЬ, 92U, которые называются
83
пороговыми или воспроизводящими. Значения пороговых энергий равны ~ 1 МэВ.
Из пяти рассмотренных ядер только три встречаются в природе (29oTh, 292U, 292U). Природный уран содержит 99,3% 29®U и 0,7% 292U. Плутоний 294Ри получается из ядерной реакции „	238тт	и
нейтрона с нуклидом 92 и по следующей схеме:
238т.т , т /239т ТЦ	239хт	239г»„
92U + o^->(92U)	Г1— 23>5— 93Np	=23сут-	94₽U.
Делящееся ядро 292U получается аналогичным путем при взаимодействии нейтрона с нуклидом эоТй.
Реакция деления ядра сопровождается образованием двух осколков деления с массами тх и т2, вторичных быстрых нейтронов (v/), мгновенных у-квантов и выделением энергии (Q/).
На рис. 10.1 приводится распределение осколков деления по массам при делении 29гН нейтронами с энергией 0,0253 эВ. Распределение нормировано так, чтобы сумма выходов в каждом случае равнялась 200 %. При делении ядер образуется около 30 пар осколков. Самый легкий из них имеет массовое число 73, самый тяжелый—161. Наиболее вероятно деление на осколки с отношением масс 3/2. Выход таких осколков достигает ~6 °/о, в то время как выход осколков с равными массами ~ 10-2 %.
Осколки деления образуются в возбужденных состояниях. Средняя энергия возбуждения равна ~10 МэВ. Переход в основное состояние осуществляется путем испускания нейтронов и
у-квантов.
Образовавшиеся после торможения осколков деления продукты деления перегружены нейтронами и служат началами цепочек
Массовое число
Рис. 10.1. Выход продуктов де-235г т ления для 9aU
P-превращений, заканчивающихся стабильными ядрами. Первые р-частицы испускаются в течение секунд, или долей секунд, в то время как последние могут испускаться спустя много лет после образования осколка.
Число нейтронов V/, образующихся при делении, зависит от делящегося нуклида и энергии налетающего нейтрона и равно в среднем 2,5. Наиболее вероятная энергия нейтронов деления равна 0,7 МэВ, средняя 2 МэВ. Нейтроны, образующиеся при делении ядер, подразделяются на мгновенные и запаздывающие. Мгновенные нейтроны вылетают из осколков деления в промежуток времени около 10~14 с и составляют
S4
<5олее 99 % общего числа нейтронов. Некоторые ядра излучают нейтроны со значительным запаздыванием по отношению к моменту деления исходного ядра. Такие нейтроны называются запаздывающими. Средняя энергия запаздывающих нейтронов составляет около 0,5 МэВ, а их доля — менее 1 %. Несмотря на малый выход, запаздывающие нейтроны играют огромную роль в ядерных реакторах. Благодаря большому запаздыванию эти нейтроны примерно в 100 раз увеличивают время жизни нейтронов одного поколения в реакторе и тем самым создают возможность управления само-поддерживающейся цепной реакцией деления.
При реакции деления возникает у-излучение двух видов: а) мгновенное и б) сопровождающее 0-распад продуктов деления.
Основная доля мгновенных у-квантов излучается за время <10-9 с после деления ядра. Число у-квантов, испускаемых в одном акте деления, равно ~7, полная их энергия составляет около 7 МэВ.
Полная энергия у-квантов, сопровождающих 0-распад продуктов деления, равна 7 МэВ.
При делении ядра освобождается в среднем 200 МэВ. Это соответствует выделению 22-106 кВт-ч при полном делении 1 кг урана, что в 1,9-10s раз превышает теплотворную способность органического топлива. Более 80 % выделяющейся энергии составляет кинетическая энергия осколков деления. Остальная часть распределяется между нейтронами, у-квантами, 0-частицами и антинейтрино.
Энергия осколков деления, 'мгновенных у-квантов и нейтронов превращается в тепло практически мгновенно. Энергия 0-частиц и сопровождающих 0-распад продуктов деления у-квантов (~7О°/о всей энергии деления) выделяется постепенно в течение длительного промежутка времени. Это запаздывание приводит к существованию так называемого остаточного энерговыделения в остановленном ядерном реакторе. Обычно остаточное выделение в реакторе настолько велико, что надо принимать меры для охлаждения реактора.
10.3.	Коэффициент размножения
Основные условия практического применения реакции деления тяжелых ядер определяются возможностью осуществления само-поддерживающейся цепной реакции. Выше уже было указано, что в последнем акте деления образуется в среднем 2,5 нейтрона. Эти нейтроны могут в свою очередь вызвать деление новых ядер горючего, что позволяет осуществить цепную реакцию.
В цепной реакции одно поколение нейтронов сменяется следующим и суммарное число нейтронов во времени может как увеличиваться, так и уменьшаться. Понятно, что далеко не каждый нейтрон, появившийся в результате деления, вызывает деление следующего ядра. Часть нейтронов вылетает за пределы активной
85
зоны, другая часть поглощается в активной зоне топливом без деления, а также замедлителем, теплоносителем и конструкционными материалами. Процесс захвата нейтрона без деления называется процессом радиационного захвата.
Условием самоподдерживающейся цепной реакции можно считать такое условие, когда при делении ядра получается минимум один нейтрон, способный разделить следующее ядро.
Рассмотрим более подробно жизненный цикл одного из поко-• лений нейтронов. Представим себе пока для простоты реактор бесконечно больших размеров (в таком реакторе утечка нейтронов равна нулю), в котором основная масса делений осуществляется тепловыми нейтронами. Для конкретности будем предполагать, что в качестве топлива выбрана смесь 29гП (делящийся нуклид) и 29гП (воспроизводящий нуклид). Допустим, что в поколении п было q быстрых нейтронов, полученных при делении 92U. Примерно 3/4 этих нейтронов имеют энергию, превышающую порог деления 2gfU, и поэтому могут вызвать деление этих ядер. Хотя вероятность такой реакции относительно мала, тем не менее уве-238т т личение числа нейтронов за счет деления 92U заметно и в зависимости от типа реактора составляет 3—7 %.
Увеличение числа быстрых нейтронов за счет деления воспроизводящего нуклида характеризуется величиной ц, которая называется коэффициентом размножения на быстрых нейтронах.
Таким образом, начнет замедляться нейтронов. Не все участвующие в процессе замедления нейтроны достигнут тепловой области. Некоторая часть из них будет захвачена в резонансной области на резонансных пиках 92U. Доля нейтронов, избежавших поглощения в процессе замедления, учитывается сомножителем <р, который называется вероятностью избежать резонансного поглощения. Величина <р зависит в основном от типа реактора и в среднем составляет 0,7—0,8, т. е. 20—30 % нейтронов поглощается в процессе замедления. Оставшиеся нейтроны в количестве <7ШР достигают тепловой области и становятся тепловыми. Все эти нейтроны поглощаются либо в топливе (около 90%), либо в других материалах активной зоны. Доля нейтронов, поглощенных в топливе, называется коэффициентом использования тепловых нейтронов и обозначается 0. Тогда общее число нейтронов, поглощенных в топливе, будет равно QpxpO. При поглощении нейтронов в топливе возможны два конкурирующих процесса: деление 92U, вероятность которого характеризуется макроскопическим сечением „	235т т	238т т
и радиационный захват нейтрона ураном 92U и ураном 92U» вероятность которого определяется макроскопическим сечением радиационного захвата топлива (2с). Таким образом, вероят-ность деления одного ядра равна ——. Поскольку на 2^4-2»
один акт деления выделяется V/ быстрых нейтронов, то число вто-86
ричных нейтронов на один поглощенный нейтрон равно уЭф =
—Vf ~г---:—>	а общее число быстрых нейтронов в следующем
(га+1)-м поколении составит (?р,ф6уЭф. Теперь мы замкнули жизненный цикл нейтронов и введем понятие коэффициента размножения.
Коэффициентом размножения k будем называть отношение числа нейтронов данного (п+1)-го поколения к числу нейтронов в предыдущем п-м поколении. При рассмотрении жизненного цикла нейтронов мы не учитывали утечку нейтронов из реактора и поэтому коэффициенту размножения необходимо приписать индекс бесконечность (&.»). Тогда по определению
=	(юл;
*1
Формула (10.1) называется формулой четырех сомножителей.
Всякий реактор имеет конечные размеры, и поэтому всегда происходит утечка нейтронов из активной зоны.
Для реактора конечных размеров вводится понятие эффективный коэффициент размножения k^, который равен
&ЭФ = k^p,	(10.2)
где р — вероятность избежать утечки нейтронов из реактора.
Утечка нейтронов зависит от формы и размеров реактора и составляет для энергетических реакторов 1—3%, т. е. р = 0,97ч-0,99. Возможны различные состояния реактора:
1)	если /гЭф< 1, то цепная самоподдерживающаяся реакция в такой среде невозможна и реактор находится в подкритическом состоянии;
2)	при /гэф = 1 реактор находится в строго критическом стационарном состоянии; в таком реакторе мощность во времени не меняется;
3)	если &эф>1, то число нейтронов в последующем состоянии больше, чем в предыдущем; это приводит к непрерывному наращиванию мощности реактора; в этом случае говорят, что реактор находится в надкритическом состоянии.
Наряду с коэффициентом размножения часто используется понятие реактивность реактора (р), которая определяется следующим соотношением:
р =	(ю.з)
&эф
и характеризует степень отклонения реактора от критического состояния: при &Эф=1 р = 0. Понятно, что надкритическому состоянию реактора соответствует р>0, подкритическому р<0.
87
10.4.	Плотность потока нейтронов и тепловая мощность реактора
Произведение скорости нейтронов v на их число п в 1 см® называют плотностью потока нейтронов, нейтр./(см2-с):
Ф = по.	(10.4),
Средняя плотность потока нейтронов непосредственно определяет тепловую мощность реактора N, Вт:
N =-----!---Ф	(Ю.5>
3,1-101° т>	\	/
где Ут — объем топлива в активной зоне, см3.
На практике для измерения мощности реактора применяют приборы, регистрирующие поток нейтронов. Сюда относятся ионизационные камеры, камеры деления, детекторы прямой зарядки и т. д., которые позволяют определить не только среднюю мощность реактора, но и ее распределение по объему активной зоны.
Тепловая мощность реактора может быть также определена, если знать расход теплоносителя через активную зону и его энтальпии на входе и выходе:
Ут = A/iGt/h.	(10.6>
Однако этот метод не обладает необходимой оперативностью и требует высокой точности измерений.
В реакторе имеется система управления и защиты реактора (СУЗ), которая должна обеспечить нужное изменение мощности установки и поддержание правильного режима ее работы. К этой системе предъявляются чрезвычайно высокие требования, поскольку выход реактора из-под контроля связан с чрезвычайно серьезной аварией. Сущность регулирования мощности сводится к воздействию на эффективный коэффициент размножения &Эф-
Мощность реактора N(t) в момент времени t так связана с мощностью реактора No в момент времени f=0:
(Ч-1)
N(t) = Noe х t.	(10.7)
Здесь т — среднее время жизни одного поколения нейтронов.
Из формулы (10.7) видно, что мощность N(t) зависит от избыточного эффективного коэффициента размножения Айэф=^эф—1 и времени жизни нейтрона в реакторе.
Время жизни нейтрона в реакторе без учета запаздывающих нейтронов оценивается значением т= 1 • 10^* с.
Следовательно, если эффективный коэффициент размножения увеличится, например, на 0,001, то уже через 1 с мощность реактора возрастет в
Д*эф °.
У/У0 = е т /=еЬ1°’4	= (2,71)’« 2-104 раз,
т. е. катастрофически быстро.
88
Рис. 10 2. Тепловыделяющий элемент:
1 — нижняя заглушка, 2— разрезная втулка; 3— таблетка топлива; 4 — оболочка; =5— втулка, 6 — наконечник
Совершенно естественно, что управлять такими быстродействующими процессами практически невозможно. Однако в действитёльности такого быстрого роста мощности не наблюдается, что объясняется наличием запаздывающих нейтронов.
Ядерное топливо загружается в реактор в виде тепловыделяющих элементов (твэлов) (рис. 10.2). Ядерное топливо в виде таблеток 4 помещают в оболочку твэла, выполняемую из циркониевых сплавов. Трубка герметизируется с помощью заглушек-наконечников 5 и /. Твэлы собираются в шестигранные тепловыделяющие сборки (рис. 10.3). Активная зона реактора состоит из таких тепловыделяющих сборок (ТВС).
10.5 Методика теплового и физического расчета реактора
При проектировании и создании ядерного реактора проводится большое количество расчетов, чтобы определить оптимальный вариант. Оптимальным считается вариант с минимальными топливной и капитальной составляющими приведенных затрат. Все эти расчеты между собой тесно увязываются и выполняются в определенной последовательности.
Для проведения нейтронно-физического расче-7а необходимы исходные данные, которые можно получить из теплового расчета. Поэтому физическому расчету предшествует теплогидравлический расчет реактора.
Рис. 10 3. Тепловыделяющая сборка для ВВЭР: 1 — выход теплоносителя, 2 — верхняя головка ТВС, 3 — верхняя решетка, 4 — корпус ТВС, 5 — тепловыделяющие элементы; 6 — нижняя решетка; 7 — хвостовик, 8 — вход теплоносителя
89
Для заданного типа реактора на основе опыта эксплуатации и многочисленных литературных данных принимаются (выбираются) основные конструктивные решения: диаметр и высота активной зоны, конструкция и размеры топливной кассеты и твэла, шаг решетки (расстояние между твэлами), способы регулирования реактора, схема отвода тепла и др. При проведении вариантных расчетов необходимо задаваться несколькими значениями основных исходных данных. В первую очередь это относится к шагу решетки, который определяет собой отношение объемов замедлителя и топлива. Шаг решетки существенно влияет на физические и теплогидравлические характеристики реактора. Поэтому оптимальный шаг выбирается обычно на основе вариантных нейтроннофизических и теплогидравлических расчетов.
В зависимости от типа и назначения реактора последовательность теплового расчета может быть различной. Обычно в начале проводится расчет наиболее напряженного («горячего») канала и сопоставление полученных теплофизических параметров с допустимыми значениями.
Расчет сводится к определению распределения температур по высоте топливного канала и по сечению ячейки. Ячейка включает в себя твэл с прилегающими к нему теплоносителем и замедлителем.
Температура теплоносителя по высоте канала определяется из выражения
t	/ I	I ^^эф . л	/1АО\
ЗД = ?Вх + ------Н  ------SIH —— ,	(10.8)
UftCpIl	“эф
где /Вх — температура теплоносителя на входе, °C; Go — расход теплоносителя через центральный канал, кг/с; Н, НЭф— действительная и эффективная высота активной зоны, м; — теплоемкость теплоносителя, кДж/(кг-°С); qi — среднее тепловыделение по высоте канала, кВт/м; д®— тепловыделение в центре активной зоны, кВт/м.
Температура наружной поверхности оболочки твэла равна
W)=4u>+-^--	(Ю.9)
X
Здесь а = 0,023—Re°’8-Pr0,43—коэффициент теплоотдачи, кВт/(м2Х d
Х°С); Re= —число Рейнольдса; Pr = v/a— число Прандтля;
л — коэффициент теплопроводности теплоносителя, кВт/(м-°C); х= = 0,93 — коэффициент, учитывающий тепловыделение в твэле; 77т — тепловой периметр твэла.
Уравнение (10.9) перепишем в виде
<1о.к»
Z/>pCZ>	“эф
90
Температура в центре топливного сердечника вычисляется из «следующего уравнения:
/с(г> = ^(г) +	COS—-у—- ,	(10.11)
"эф
где Ао0 = —— (—------1--—— Н—-т------1----—'j —полный тем-
2л \ fgCt	гоб^об	63Л3 2ZC /
пературный перепад между сердечником и теплоносителем в центре активной зоны; гь г2—внутренний и наружный радиусы твэла, м; ХОб — теплопроводность оболочки, кВт/(м-°С); Л>б= (г1 + г2)/2; 8о5 = г2—п; б3=Г1—г0- г3= (и + г0)/2, г0 — радиус твэла, м; Хс — теплопроводность сердечника, кВт/(м-°C).
Расчет критического теплового потока проводится по формуле, кВт/м2:
= 0,65-103 (ро?)0,2 (1 —х)1,2 (1,3 — 0,0436/?),	(10.12)
где pw— массовый расход теплоносителя, кг/(м2-с); х — относительная энтальпия потока; р — давление, МПа.
Существует ряд факторов, которые ограничивают мощность реактора. Сюда относятся ограничения по температурам в центре твэла и на его поверхности, плотности теплового потока, скорости движения теплоносителя, термическим напряжениям в твэлах и других элементах активной зоны и корпуса реактора, паросодержа-Нию (в кипящих реакторах) и др. Так, например максимальная температура топливного сердечника из UO2 не должна превышать 2400—2500 °C, а оболочки из сплава циркония 360 °C. Для реакторов с водным теплоносителем максимальное значение плотности теплового потока должно быть меньше критического теплового потока, при котором происходит разрушение целостности оболочки твэла. Этот запас берется не менее 1,5.
Далее проводится аналогичный расчет «среднего» канала и определяются средние значения температуры сердечника и оболочки твэла, теплоносителя и замедлителя.
В заключение этого этапа проводится гидравлический расчет реактора, который сводится к определению перепада давления на отдельных участках контура.
Сопротивление активной зоны равно
Дра.э = ДРтр “Ь &Рм.а “I- ^Руск,	(10.13)
где АрТр, Арм.с, Аруск — сопротивление трения, местные сопротивления и сопротивление ускорения.
Сопротивление трения на участке с однофазным теплоносителем определяется по формуле:
2“
АРтр=^^‘	(Ю.14)
аг "S
Здесь |= (1,82 1g Re—1,64)_2 — коэффициент сопротивления тре
91
ния; Яа.з — высота активной зоны, м; dT — гидравлический диаметр, м; w0 — скорость жидкости на входе в активную зону, м/с; р — средняя плотность теплоносителя, кг/м3.
Местные сопротивления рассчитывают по аналогичной формуле:
И)?
дРм.с=£ — Р-	(10.15>
2g
Здесь ?м—коэффициент местных сопротивлений, принймается па таблицам в зависимости от вида сопротивления.
Сопротивление, связанное с ускорением потока, равно
.	“’выхЬых <Увх	/Щ
ДРуск =----------------’	(10.16)-
S g
где и>вых, и>вх — скорости теплоносителя на выходе и входе, м/с;. Твых,, Увх — плотности теплоносителя на выходе и на входе, кг/м3.
Величина АрУск в случае однофазного потока мала и обычно в расчете не учитывается. Сопротивление других участков контура принудительной циркуляции определяется совершенно аналогично.
Для реакторов с кипением в активной зоне гидравлический расчет усложняется. Для проведения расчета необходимо знать плотность двухфазного потока, которая определяется из теплового расчета. Поэтому в этом случае тепловой и гидравлический расчеты проводятся совместно.
В задачу физического расчета реактора входит определение размножающих свойств среды в любом состоянии реактора, выгорания топлива (определение выработанной энергии за время кампании реактора с 1 кг топлива) и эффективности стержней управления и защиты и системы ядерной безопасности. Для решения этих задач проводятся весьма многочисленные расчеты по специальным программам с привлечением ЭВМ. Здесь приводится методика элементарного физического расчета по определению коэффициента размножения по формуле четырех сомножителей (10.1) и эффективного коэффициента размножения &эф (10.2) для реакторов типа ВВЭР.
Физический расчет реактора проводится для холодного и горячего состояний и начинается с определения геометрических характеристик элементарной ячейки и ядерной плотности понентов ячейки. Далее проводится расчет отдельных телей формулы (10.1). Коэффициент размножения на нейтронах в водо-водяных реакторах рассчитывается по
. ,	0,168
ц = 1 Ч--------------------,
21’5Жо^
Tvo2 Vo (1 — cs)
где ун о, yv0 —плотности воды и топлива, г/см3; Vj/Vo—водо-урановое отношение; с5— обогащение топлива ураном-235, отн. доля.
92
всех ком-сомножи-быстрых формуле:
(10.17)
Вероятность избежать резонансного поглощения
М-
(10.18>
Здесь No—ядерная плотность топлива, ядер/см3; Vo, У\— объемы топлива и замедлителя в элементарной ячейке соответственно; (gS,)i—замедляющая способность замедлителя, см-1.
Эффективный резонансный интеграл есть
а, эф --
5,55 + 26.6 А [1 +Р(УГ -V300)], (10.19)
где ур — коэффициент затенения в решетке; ориентировочно его-значение равно 0,4 в холодном состоянии и 0,34 в горячем; S/M— отношение площади поверхности твэла к массе топлива, см2/г; Р= [0,535+ 0,47(S/M)] - IO-2; "I/71 —средняя по активной зоне температура топлива, К, берется из теплового расчета.
Коэффициент использования тепловых нейтронов 0 определяется по следующему уравнению:
0 =--------—----------------------------=2--------(10.20>
+<+<+0 +	1 +	+ ^2*++
2O0M>i 2ао^Ф
(индексы 0, 1, 2 относятся соответственно к топливу, замедлителю-и оболочке); здесь 2а,— макроскопическое сечение поглощения;. Ф?— средний поток тепловых нейтронов в /-м компоненте ячейки.
Макроскопические сечения 2, вычисляются через микроскопические Oj по формуле: 2j = o,-—W,-, где Nj— число ядер /-го материала в единице объема, ядер/см3.
Микроскопические сечения любого вида взаимодействя ядра с нейтронами в] берутся из соответствующих таблиц.
Макроскопическое сечение поглощения при любой температуре равно
1а (Л =
2а (Л)
/ 0,0253 kTlt
(10.21)
где
'	+ V^ai (TQ) / 293,6 I
Jr Л I ’
(10.22)
где To— температура нейтронного газа, К; 2ai— табличное значение макроскопического сечения поглощения, см-1; k — константа Больцмана; Т\ — средняя температура замедлителя, К.
Отношения средних потоков тепловых нейтронов рассчитываются по следующим соотношениям:
= 1,5b,, 2ао^ +	. ,	(10.23)
Фо	2/1 (х0,2)
93-
где t — толщина оболочки, см; г2— радиус твэла, см; Strj—транспортное сечение для оболочки, см-1;
х0 ~	Sfr. 0-
Л, h — функции Бесселя от мнимого аргумента нулевого и перво-
! ДЛЯ ТОП-
го порядка соответственно; Str,о — транспортное сечение , лива, см-1.
ф1	Лл fl 4.	\ Уо2®> .
-zr- —	+ <71 1 т-------— ,, 7"  ’
®о фо \ 2ао-^оФо /
xi ri f ’I’2 1 1	3 .	11
2 Lt —1	4	4t2 J
xi = 1^3^01'5t2i’
^> — rilr2 — отношение радиуса ячейки к радиусу твэла. вторичных нейтронов на один поглощенный нейтрон определяется по формуле (10.2).
Эффективный коэффициент размножения &Эф рассчитывается по формуле (Ю.2), где р может быть определена из выражения Р = 1 Ал42~-	<10’26)
1 + В2М2
Здесь В2=(2,405/7?)2+(л/Я)2 — геометрический параметр (R и Н — эффективные радиус и высота активной зоны соответственно); Л42=т+£2 — квадрат длины миграции нейтронов (эта величина определяет утечку нейтронов из реактора).
Величина т для реакторов типа ВВЭР равна 27(1 + У0/Уг+ У2/У,)2 (Тн,О+ 0.8270/^+ 0,4^/^	•
7нао — плотность воды, г/см3.
Параметр L2 равен:
£2 = о --зГТ-0-°Ап2'/г1
Расчет выполняется обычно для трех шагов решетки Ь, и строится зависимость k^ = f{b), далее выбирается оптимальный вариант, для которого повторно проводится детальный тепловой расчет.
(10.24)
(10.25)
Число
(10.27)
(10.28)
10.6. Состав реакторной установки
В реакторную установку входят главный реакторный контур — контур циркуляции теплоносителя, и вспомогательные реакторные системы. К последним относятся системы компенсации давления (только для ВВЭР), очистки реакторной воды, подпитки и расхолаживания реактора, воздушников, дренажей, газовых сдувок, бассейн выдержки и перегрузки топлива, система периодической дезактивации, система газового заполнения графитовой кладки
•94
2 4
3 2-
От ионообменной устанобки на линии продубки
Питательная бода.
Рис. 10.4. Схема главного циркуляционного контура АЭС с ВВЭР:
/ — реактор; 2 — парогенератор; 3— главный циркуляционный насос", 4— главные задвижки
Рис. 10.5. Главный циркуляционный контур многократной принудительной циркуляции (КМПЦ) реактора РБМК-1000:
1 — барабаны-сепараторы; 2 — всасывающий коллектор ГЦН; 3 — главный циркуляционный насос, 4— напорный коллектор ГЦН; 5 — раздаточный групповой коллектор. 6 — испарительные технологические каналы, 7 — реактор канальный; 3 — линия рециркуляции; 9 — пар на турбину
(для реакторов РБМК), система аварийного охлаждения активной зоны реактора, системы локализации аварии и другие. В состав главного реакторного контура входят: реактор, трубопроводы с главными запорными задвижками, главные циркуляционные насосы, парогенераторы.
Главный реакторный контур ВВЭР вместе со вспомогательными системами образуют первый контур. Главный реакторный контур для ВВЭР представлен на рис. 10.4. Реактор корпусного типа без кипения теплоносителя имеет несколько контуров циркуляции. Подогрев воды при прохождении ее через реактор небольшой: 28—33°С (см. табл. 10.1). Для снятия большого количества теплоты с активной зоны реактора необходимо перекачивать большие количества теплоносителя. Сделать это одним контуром циркуляции не представляется возможным. Поэтому ВВЭР — всегда реактор многопетлевой. Так, у реакторов ВВЭР-365 и ВВЭР-440 шесть петель циркуляции, у ВВЭР-1000 четыре петли.
Для реакторов РБМК-1000 имеются два контура многократной принудительной циркуляции (КМПЦ) (рис. 10.5). Основные характеристики реакторов РБМК представлены в табл. 10.2.
10.7. Характеристика основного оборудования реакторных
контуров
Корпус реактора ВВЭР работает в исключительно сложных условиях: при высоких температурах и давлениях теплоносителя, под воздействием всех видов излучения в реакторе. При этом ма
95
териал должен надежно работать в течение всего периода работы АЭС (25—30 лет). Поэтому к качеству изготовления корпуса реактора предъявляются самые жесткие требования с применением современных методов контроля за качеством металла и сварных швов. Для изготовления корпусов используют специальные корпусные стали. Для уменьшения воздействия теплоносителя на корпус последний изнутри имеет наплавку из аустенитной нержавеющей стали. Одним из требований к корпусу реактора является его транспортабельность по железной дороге, поэтому максимальные размеры диаметра корпуса с патрубками ограничиваются 4,5 м (для ВВЭР-1000). Энергонапряженность активной зоны таких реакторов достаточно велика (см. табл. 10.1). Высота современного реактора ВВЭР-1000 в сборе составляет 18 770 мм.
Диаметры циркуляционных трубопроводов, несмотря на много-контурность реакторной установки и значительные скорости теплоносителя (9—10 м/с), также велики: 550 мм для ВВЭР-440 и 850 мм для ВВЭР-1000. Циркуляционные трубопроводы для ВВЭР-440 изготовляются из аустенитной нержавеющей стали ОХ18НЮТ, а для ВВЭР-1000 — из перлитной малолегированной стали с внутренней планировкой из стали ОХ18НЮТ.
Главный циркуляционный насос (ГЦН) перекачивает воду, которая может иметь высокую температуру, радиоактивность и быть под давлением. Поэтому вначале применялись герметичные, бессальниковые (без протечек радиоактивного теплоносителя) ГЦН. Рабочее колесо, электродвигатель и вал герметизированы в едином корпусе, соединенном с трубопроводами контура циркуляции. Несмотря на очевидные преимущества таких, насосов они имеют и существенные недостатки. К ним относятся: меньший КПД (60— <65 % по сравнению с 80—82 % для сальниковых насосов), большая стоимость, сложность ремонта и обслуживания, малоинерцион-ность. Последнее обстоятельство приводит к практически мгновенному останову насоса при прекращении электропитания. Это
Таблица 10.3. Основные характеристики главных циркуляционных насосов для ВВЭР-1000 (ГЦН-195) и РБМК-1000 (ЦВН-8)
Параметр	ГЦН-195	ЦВН-8
Подача, м3/ч	20000	8000
Рабочая температура воды, °C	300	290
Давление на вал, МПа	15,6	7,0
Напор, МПа	0,675± 0,0025	1,56
Частота вращения, с-1	16,7	16,7
Потребляемая мощность, МВт	5,3	4,5
Протечка, м3/ч	0,3—3,0	0,1—0,5
Масса с электродвигателем, т	118	106
Размеры в плане, мм	4700x5000	3070x2750
Высота, мм	11500	9850
96
Рис. 10.6. ГЦН для ВВЭР-1000:
1 — гидравлическая шаровая опора; 2 — площадки обслуживания; 3 — электропривод;
4 — вал двигателя; 5 — маховик; , 6 — торсионный вал;
7 — соединительная муфта;
8 — радиально-осевой подшипник; 9 — опорные лапы, 10 — узел уплотнения; 11 — нижний радиальный гидростатический подшипник; 12 — вал насоса; 13— рабочее колесо 14 — корпус, 15 — шпильки уплотнения главного разъема; 16 — мембрана для герметизации междуэтажного перекрытия
обстоятельство затрудняет процесс расхолаживания реактора прн обесточивании станции.
В настоящее время Для реакторов ВВЭР-440 и всех реакторов ВВЭР-1000 используются ГЦН с механическим уплотнением вала с контролируемыми протечками теплоносителя. КПД таких насосов на 12—15 % выше герметичных. В табл. 10.3 приведены характеристики ГЦН для ВВЭР-1000 и РБМК-1000.
Независимо от типа ГТН все они выполняются вертикальными, что значительно упрощает обслуживание и съем электроприводов. В качестве привода ГЦН используется только электропривод (рис. 10.6).
Напор, развиваемый ГЦН, необходим Для преодоления гидрав-4 Зак. 1452	97
лических сопротивлений контура циркуляции и составляет для реактора ВВЭР-1000 до 1,0 МПа при производительности 19Х Х103 м3/ч, для. ВВЭР-440 — 0,6 МПа при производительности 6,5-103 м3/ч. С учетом большей стоимости и сложности ГЦН они устанавливаются по одному на циркуляционную петлю без резерва.
Устанавливаемые на циркуляционных петлях (см. рис. 10.4> главные запорные задвижки (ГЗЗ) предназначены для отключения одной петли при работающих других петлях реактора, при этом мощность реактора уменьшается на мощность отключенной петли. Несмотря на существование такой возможности отключение одной петли при работающих других петлях может иметь и негативные последствия с точки зрения надежности работы реакторной установки. В самом деле, при отключении и расхолаживании одной петли в контуре циркуляции в районе подсоединения ГЗЗ к трубопроводам могут возникать значительные перепады температур, что может привести к чрезмерным температурным напряжениям в металле и появлению трещин.
Отключение одной петли большой мощности (для ВВЭР-1000 мощность петли 250 МВт электрических) приводит к неравномерному перемешиванию теплоносителя на входе в активную зону» что ухудшает работу реактора.
В последнее время на реакторах ВВЭР-1000 отказываются от установки ГЗЗ на главных циркуляционных петлях, что удешевляет и упрощает контур циркуляции. Однако вопрос отказа от ГЗЗ в реакторах ВВЭР-1000 нельзя считать окончательным решением, так как ГЗЗ могут быть необходимы для аварийного отключения петли при появлении неплотностей в парогенераторе и значительных перетечках активного теплоносителя во второй нера-диактивный контур.
Парогенератор является также элементом главного циркуляционного контура. Но он в равной степени принадлежит и второму контуру и поэтому требует отдельного рассмотрения (см. гл. 11).
Главный циркуляционный контур должен быть компактным» малой протяженности. Это упрощает компенсацию температурных расширений при работе реактора.
КМПЦ реакторов РБМК-1000 (см. рис. 10.5) включает в себя барабан-сепаратор (их два на одну КМПЦ) диаметром 2,3 м и длиной 30 м. От барабана-сепаратора вода по 24 опускным трубам диаметром 300 мм поступает во всасывающий коллектор ГЦН диаметром 900 мм, от ГЦН (3) по четырем трубопроводам диаметром 800 мм вода направляется в напорный коллектор диаметром 900 мм, а оттуда — в распределительные групповые коллекторы S’ (их 22 шт. диаметром 300 мм). Далее вода поступает по 836 трубам 6 диаметром 50 мм в технологические каналы реактора, от которых по 836 трубам диаметром 70 мм пароводяная смесь (среднее массовое паросодержание 15%) направляется в барабан-сепаратор 1. От барабана-сепаратора насыщенный пар при давлении 7 МПа по восьми паропроводам 9 диаметром 400 мм идет к двум1 98
турбинам К-500-65/3000. Все трубопроводы диаметром до 400 мм выполняются из аустенитной нержавеющей стали, коллекторы и ^барабан-сепаратор — из перлитной малолегированной стали. На каждый КМПЦ установлено четыре ГЦН производительностью 7000 м3/ч и напором 2 МПа.
10.8. Вспомогательные реакторные системы
Вспомогательные реакторные системы должны иметь минимальное количество точек их подсоединения к главному реакторному контуру. Для этого при проектировании они должны рассматриваться совместно.
Рассмотрим одну из важных реакторных систем — систему поддержания (компенсации) давления (КД) в первом контуре АЭС с ВВЭР.
Теплоноситель (вода под давлением), проходя через реактор, подогревается, не изменяя своего агрегатного состояния. Вода практически несжимаема, поэтому любое изменение температуры -связано с изменением ее удельного объема, и следовательно, с изменением давления. Система компенсации давления поддерживает давление в контуре постоянным при любом изменении температуры теплоносителя. С помощью этой системы создается первоначальное давление в первом контуре при пуске.
КД устанавливается один на реактор и подключается к контуру циркуляции к неотключаемой горячей части одной из петель.
В зависимости от газовой среды, находящейся над уровнем воды в компенсаторе давления, последние подразделяются на газовые и паровые. В качестве газа используется азот. Азот может влиять на водный режим первого контура. Газовые КД не получили широкого распространения из-за их сложности и необходимости иметь емкости с азотом. Основным типом КД является паровой (рис. 10.7). Основным его элементом является сосуд 4, нижняя часть которого заполнена водой при температуре насыщения и соединена с «горячей» ниткой циркуляционного контура реактора, а верхняя паровая часть соединена с «холодной» ниткой циркуляционного контура. Эта линия служит для подачи «холодной» воды при регулировании давления пара. К нижней части корпуса приварены штуцера, через которые вводятся блоки электронагревателей 5.
Регулируемыми параметрами являются давление и уровень воды в КД. Регулятор давления воздействует на клапан впрыска 2 «холодной» воды 4 на автотрансформатор электронагревателей 5. Регулятор уровня управляет работой подпиточного насоса.
Если происходит незначительное повышение температуры теплоносителя, то часть его выталкивается в КД, уровень воды повышается, паровая подушка сжимается, давление пара возрастает. Из-за несоответствия давления пара и температуры насыщения воды часть пара конденсируется, и давление восстанавливается. 1хли произойдет незначительное уменьшение температуры тепло-
4*	99
Рис. 10.7. Система парового компенсатора давления:
1 — запорный клапан, 2 — регулирующий клапан; 3 — подвод азота; 4 — компенсатор давления; 5 — трубчатые электронагреватели; 6 — отбор проб парогазовой смеси, 7 — отбор проб воды; 8 — предохранительные клапаны; 9 — реактор; 10 — охлаждающая вода промконтура, И — газовая сдувка; 12 — подвод воды; 13 — барботер
носителя, то уровень воды в КД снизится, произойдет уменьшение давления пара в паровой части. Из-за несоответствия давления и температуры насыщения часть воды превратится в пар, и давление восстановится. Но это только при малых изменениях температуры теплоносителя. При значительном положительном возмущении в первом контуре для уменьшения давления в КД открывается клапан на *впрыск «холодной» воды. За счет прогрева этой воды до температуры насыщения часть пара конденсируется и давление восстанавливается. При значительном отрицательном возмущении в первом контуре для восстановления давления включаются электронагреватели, с помощью которых образуется необходимое количество пара для восстановления давления.
Так, изменение температуры теплоносителя на 1—2 °C в реакторе ВВЭР-440 влечет за собой изменение объема воды в КД на 0,5—1,0 м3. В случае резкого увеличения температуры, а следовательно, и объема теплоносителя (например, при одновременном отключении нескольких ГЦН) предусмотрен непосредственный сброс воды из горячей петли в паровое пространство КД. Если по какой-либо причине давление в КД превысит предельное значение, срабатывают предохранительные клапаны 8 на линии сброса пара в барботер 13. Пар в барботере конденсируется за счет нагрева находящейся в нем воды, а радиоактивные газы, разбавленные азотом 3 для предотвращения образования гремучей смеси из
100
Рис. 10.8. Паровой КД для ВВЭР-440:
1 — шины подвода электропитания; 2 — опорная обечайка, 3 — электронагреватели; 4 — защитный экран; 5 — лестница; 6 — полость для контроля протечки; 7 — смотровой люк;
8—	патрубок впрыска; 9 — отвод к переливной трубе; 10 — отвод к предохранительным клапанам; 11 — отвод к линии сдувки. 12 — сопла распиливания; 13 — защитный кожух, 14— корпус; /5 —патрубки подсоединения к первому контуру, 10 — опоры
продуктов радиолиза воды (водорода и кислорода), удаляются в систему дезактивации газообразных радиоактивных отходов 12. При превышении предельного давления в барботере пар через взрывной клапан 11 сбрасывается в систему локализации аварии (для реакторов ВВЭР-1000 в оболочку реактора). Корпус КД выполнен из углеродистой стали. Внутренняя поверхность плакирована нержавеющей сталью. Для предотвращения больших термических напряжений в стенке КД в районе впрыска «холодной» воды в паровой части устанавливается цилиндрический экран,
предотвращающий попадание холодной воды на стенки корпуса КД (рис. 10.8).
Электронагреватели КД используются также для создания первоначального давления в первом контуре при пуске реакторной установки в работу.
Полный объем КД для реактора ВВЭР-1000 составляет 79 м3, из них водой при номинальной нагрузке заполнено 55 м3. Мощность всех электронагревателей (пусковых, регулировочных, резервных) составляет 2520 кВт.
10.9.	Вопросы безопасности АЭС
Радиационная безопасность работы АЭС определяется надежностью работы реакторной установки. Вопросы безопасности АЭС должны рассматриваться уже при выборе конструкционных и
101
реакторных материалов, при проектировании, а также при выборе места строительства АЭС, при изготовлении, монтаже и наладке оборудования, при эксплуатации АЭС.
Для этих целей должны проводиться мероприятия организационного и технического плана. К мероприятиям технического плана относятся: высокое качество изготовления оборудования; разработка систем неразрушающего непрерывного и периодического контроля работы оборудования; доступность для осмотра и заменяемость оборудования; разработка страхующих и защитных систем, предотвращающих аварии либо уменьшающих их развитие.
К организационным мероприятиям относятся: рассмотрение вопросов и систем безопасности на всех этапах создания АЭС от проектирования до ремонта оборудования; нормирование всех мероприятий по надежности и безопасности; стандартизация оборудования; строгий, независимый от отдельных ведомств контроль за соблюдением всех мер по безопасности АЭС.
Основным в вопросах ядерной безопасности является исключение возможности облучения обслуживающего персонала и распространения радиоактивности за пределы станции. Предусматриваются четыре категории устройств и мероприятий, обеспечивающих безопасную работу АЭС: устройства нормальной эксплуатации, защитные устройства, системы аварийного охлаждения реактора, локализующие устройства.
Устройства нормальной эксплуатации обеспечивают безопасную работу оборудования и обслуживающего персонала станции. Системы аварийного' охлаждения и локализующие устройства обеспечивают целостность тепловыделяющих элементов реактора, нераспространение радиоактивности за пределы станции при любых аварийных ситуациях.
Существуют три барьера, препятствующих распространению радиоактивности за пределы АЭС. Это — оболочка тепловыделяющего элемента, контур циркуляции теплоносителя, система локализации аварии.
При рассмотрении вопросов безопасности могут быть два подхода: статистический, на основе сбора и анализа информации аварийных ситуаций и предельно-возможный аварийный случай — максимально возможная проектная авария (МПА). Статистический подход в настоящее время затруднен и поэтому при проектировании систем безопасности исходят из возможности МПА. В качестве МПА для ВВЭР. принимается мгновенный разрыв главного циркуляционного трубопровода с двухсторонним истечением жидкости, а для РБМК — разрыв всасывающего или напорного и раздаточных коллекторов.
10.10.	Системы аварийного охлаждения активной зоны и локализации аварии для ВВЭР
Назначение системы аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ) реактора — не допустить расплавления активной зоны 102
5 энергосистему
йй
Т }> к парогенераторам ?
*
20
ГА №3
MS2
системы№1
’Ji
tttttttttt  1.
№2
Ч
Охладители Воды G
rets 2
В fft
КИП Защитная арма-д л	тура
Технологический канал
Электропитание потреби телей собственных мджд
электропитание механизмов техно-' логического канала -------N91--------
76 7*
Рис 10.9. Принципиальная схема систем безопасности АЭС с ВВЭР-1000:
1 — реактор; 2— парогенератор, 3 — ГЦН; 4— компенсатор давления; 5 — турбина; 6— конденсатор; 7 — конденсатный насос; 8 — группа ПНД; 9 — деаэратор; 10 — питательный насос; 11— группа ПВД; 12— генератор, 13— гидроаккумулирующая емкость; 14 — бак запаса гидразингидрата; 15 — бак аварийного запаса раствора бора; 16 — бак запаса борного концентрата; 17 — теплообменник САОЗ,; 18 — иасос высокого давления аварийкой подачи раствора бора; 19— спринклерный насос; 20—насос аварийного расхолаживания низкого давления; 21 — теплообменники промежуточного контура технической воды; 22 — иасос подачи технической воды; 23 — шины электропитания первой категории, 24 — дизель генератор; 25 — шины электропитания второй категории; 26 — аккумуляторная батарея
реактора и исключить непосредственный контакт теплоносителя с ядерным топливом при аварийных ситуациях, когда системы нормальной эксплуатации охлаждения активной зоны реактора не в состоянии это сделать.
Для реакторов ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 САОЗ выполняются одинаковым способом, поэтому достаточно рассмотреть одну из систем, например для ВВЭР-1000 (рис. 10.9). САОЗ включает в
103
5 s
Рис. 10.10. Система локализации аварии для АЭС с ВВЭР-440:
1 — ионообменный фильтр; 2 — помещение первого контура; 3 — спринклерное устройство, 4— конденсационные устройства; 5 — патрубок для прохода воздуха, 6 — запорноотсечная арматура; 7 — помещение для удержания воздуха (газгольдер), 8 — камера, 9 — кожух с наклонным скатом, 10 — лоток, 11 — стояк для прохода паровоздушной смеси, 12— соединительный канал, 13— насос; 14 — охладитель
себя пассивные и активные системы. Пассивные системы представляют из себя гидроемкости (гидроаккумулятор — ГА) с борированной водой (поз. 13, рис. 10.9).
Активные системы — это системы насосов высокого и низкого давления (поз. 18, 20), имеющие электропривод и подключенные к бакам запаса борированной воды (поз. 15, 16). ГА находятся при давлении 6 МПа- и подсоединены непосредственно к корпусу реактора (к опускному и подъемному участкам). Давление в ГА создается и поддерживается азотом. Это дает возможность заливать активную зону реактора сверху или снизу в зависимости от того, потеряла плотность «холодная» или «горячая» часть реакторного контура циркуляции. На линии подсоединения ГА к реактору устанавливаются обратные клапаны. На реактор устанавливаются четыре ГА объемом 60 м3 каждый (объем воды — 50 м3). При разрыве главного циркуляционного трубопровода (МПА) активная зона реактора охлаждается также за счет воды, находящейся в компенсаторе давления. Подаваемая вода с высокой концентрацией бора позволяет обеспечивать надежное подкритическое состояние реактора.
Все оборудование первого контура заключено в герметичную цилиндрическую оболочку, рассчитанную на давление 0,45 МПа. Диаметр оболочки 47,4 м, высота — 67,5 м. При МПА теплоноситель превращается в пар и поступает в оболочку. Для уменьшения 104
расчетного давления оболочки последние снабжаются спринклерными системами. Вода насосами 19 (см. рис. 10.9) подается на разбрызгивающее устройство спринклерной системы, происходит конденсация пара на струях этой воды. Конденсат пара и подаваемая вода собираются в приямке и через теплообменник 17 используются для дальнейшего расхолаживания реактора.
Для ВВЭР-440 системы локализации МПА выполняются по-разному. Так, для советского реактора ВВЭР-440 на АЭС «Ловиса» (Финляндия) так же, как и для реактора ВВЭР-1000, используется герметичная оболочка. При МПА паровоздушная смесь проходит в оболочку через ледовый конденсатор. Лед находится при температуре —7-.—12 °C. Пар, проходя через ледовый конденсатор, конденсируется, а воздух поступает в герметичную оболочку, рассчитанную на давление 0,17 МПа.
Для АЭС с ВВЭР-440, построенных в СССР и странах — членах СЭВ, используется система локализации МПА с газгольдером и «мокрым» конденсатором (устройство барботажного типа, рис. 10.10).
При МПА пар выходит в помещения боксов 2, оборудованные спринклерными системами 3. Далее паровоздушная смесь через соединительный клапан 12 поступает в помещение с конденсирующими устройствами. Проходя через стояки И и барботируя через слой воды на лотке 10, пар конденсируется, а вода через трубу 5 и запорно-отсечную арматуру 6 направляется в газгольдер 7. Далее расхолаживание продолжается по контуру: насос 13, охладитель 14, ионообменный фильтр 1, спринклерная система 3, помещения первого контура 2, насос 13. Наиболее важным преимуществом такой системы локализации является возможность образования и поддержания вакуума в реакторном помещении, что исключает выброс радиоактивности за пределы АЭС, так как поступивший в газгольдер воздух отсекается от реакторного помещения и удерживается там с помощью запорно-отсечной арматуры 6.
10.11.	Системы аварийного охлаждения РБМК
При обесточивании АЭС с ВВЭР пар через редукционно-охладительную установку (РОУ) можно сбрасывать в атмосферу, так как он не является радиоактивным. На АЭС с РБМК пар радиоактивен и выбрасывать его в атмосферу нельзя. Для этих целей имеются пароприемные устройства — баки-барботеры (поз. 2, рис. 10.11), в сочетании с технологическими конденсаторами (поз. 1). Таких баков-барботеров для блока РБМК-1000 устанавливают либо четыре, либо два, в зависимости от схемы технического водоснабжения (см. гл. 8). Если схема технического водоснабжения имеет промежуточный напорный бассейн, то часть пара подается в конденсаторы (поз. 7), а часть на баки-барботеры через РОУ (поз. 3).
Реакторный контур РБМК в отличие от ВВЭР имеет значительно большие размеры. Размещение всего реакторного оборудо-
105
Рис. 10.11. (иема сброса пара одноконтурной АЭС в конденсационное устройство
Рис 10.12. Устройство локализации аварии (бассейн-барботер) для реактора РБМК-1000:
1, 13 — спринклерные установки; 2, 8 — боксы верхних коммуникаций КМПЦ; 3, 7 — боксы нижних коммуникаций КМПЦ, 4 — клапаны; 5 — парораспределительный коридор; S, 10 — обратные клапаны, 9 — перепускные трубы; И, 14 — охладители; 12 — насос высокого давления; 15— насос спринклерной системы; 15 — паровой объем барботера; 17 — водяной объем барботера
вания в герметичной оболочке не представляется возможным. Поэтому все оборудование реакторного контура РБМК располагается в отдельных боксах, а в качестве устройства для локализации аварии при МПА используются бассейн-барботер, располагающийся под реактором (рис. 10.12), система аварийного охлаждения реактора РБМК (САОР) также имеет в своем составе пассивные элементы (гидроаккумуляторы) и активные системы. Давление 106
в гидроаккумуляторах выбирается 10 МПа, т. е. выше, чем для ВВЭР. Это связано с большой разветвленностью трубной системы РБМК.
Трубы и коллекторы большого диаметра КМПЦ расположены в боксах 2 и 8, рассчитанных на давление 0,45 МПа. Раздаточные групповые коллекторы и трубы нижних водяных коммуникаций (диаметром 300 мм и 50 мм) расположены в помещении 3 и 7, рассчитанные на давление 0,8 МПа. Помещения 2 и 8 снабжены спринклерными установками 1, в которые подается вода насосом 15 через охладитель 14.
При МПА в случае разрыва одного из коллекторов (напорного или всасывающего) КМПЦ, например, в бокс 2 открывается клапан 4, пар и воздух поступают в парораспределительный коридор 5 и далее по трубам 9 направляются под уровень воды 17 в барботер. Клапаны 4 боксов 8, 6 и 10 бокса 2 закрыты. Пар, проходя через, воду, конденсируется, а воздух собирается в воздушном пространстве 16 над уровнем воды. Часть пара конденсируется в боксе 2 за счет работы спринклерной системы 1. Вода барботера насосом 12 через охладитель 11 подается в раздаточные коллекторы КМПЦ для расхолаживания реактора.
Глава одиннадцатая
ПАРОГЕНЕРАТОРНЫЕ УСТАНОВКИ АЭС
11.1. Теплотехнические схемы парогенераторов АЭС с ВВЭР
Парогенератор (ПГ) принадлежит как первому, так и второму контурам. Опыт эксплуатации показывает, что надежность работы АЭС существенным образом зависит от надежной работы парогенераторной установки. Теплотехническая схема и конструкция ПГ должны обеспечивать длительную, безаварийную работу АЭС.
ПГ подразделяются на прямоточные и с естественной циркуляцией. ПГ вырабатывают, как правило, насыщенный пар. Разрабатываются также схемы со слабым перегревом пара.
Параметры пара, вырабатываемого в ПГ, определяются параметрами теплоносителя, теплотехнической схемой ПГ, температурным напором между теплоносителем и рабочим телом, перепадом температур теплоносителя на входе и выходе из ПГ. На рис. 11.1 представлены возможные теплотехнические схемы ПГ и изменение температур теплоносителя и рабочего тела в элементах ПГ в t, Q-диаграмме.
Тепловая схема парогенератора с вынесенными водяным экономайзером и пароперегревателем показана на рис. 11.1, а. Теплоноситель после реактора 1 с температурой tT' последовательно проходит пароперегреватель 5, испаритель 3, экономайзер 4 и
107
Рис. 11.1. Теплотехнические схемы парогенераторов АЭС с ВВЭР:
а — с вынесенным водяным экономайзером и пароперегревателем; б — без перегрева пара с совмещенным водяным экономайзером; в — с вынесенным водяным экономайзером; е — с вынесенным пароперегревателем н совмещенным водяным экономайзером; о —с пря-моточным парогенератором
108
возвращается в реактор с температурой Ъ". Питательная вода второго контура с температурой ^п.в поступает в водяной экономайзер. В испарителе генерируется насыщенный пар и в пароперегревателе его температура повышается до tne- На t, Q-диаграмме показано количество теплоты, передаваемой в элементах парогенератора. Тепловой баланс парогенераторной установки
Qt ~ ФпГУ = Св.э + Сисп + Qnn>	(Н.1)
где QT — количество теплоты, передаваемой теплоносителем в парогенераторной установке; Qnry — количество теплоты, воспринимаемой рабочим телом в ПГ; QB.O, QBCn, Qnn — количество теплоты, воспринимаемой в элементах ПГ соответственно в водяном экономайзере, испарителе и пароперегревателе.
Уравнение (11.1) можно выразить через параметры теплоносителя и рабочего тела:
GTCpT (/т — /т) т] =	— ^п,в)>	(И -2)
где 6Т — расход теплоносителя, кг/с; срт — теплоемкость теплоносителя, кДж/(кг-°С); Do—паропроизводительность парогенератора, кг/с; ho, hB.B— энтальпии свежего пара и питательной воды, кДж/кг; т, — КПД парогенераторной установки (0,97—0,98).
Схема ПГ с совмещенными испарителем и водяным экономайзером с выработкой насыщенного пара представлена на рис. 11.1, б. Эта схема принята на отечественных ПГ для АЭС с реакторами ВВЭР-1000 и ВВЭР-440, а также для первых двух блоков Нововоронежской АЭС (ВВЭР-210 и ВВЭР-365). Прогрев воды от А™ до /н происходит в объеме воды парогенератора за счет конденсации части пара, вырабатываемого ПГ. Параметры пара определяются АОп между tT" и ts.
Схема ПГ, вырабатывающей насыщенный пар, при наличии вынесенного водяного экономайзера, показана на рис. 11.1, в. Вынесенный экономайзер позволяет повысить /п, так как будет теперь определяться /т и ts	и при том же Айшн>
tH будет выше, а следовательно выше давление циркулируемого пара.
Схема ПГ с вынесенным пароперегревателем, совмещенными испарителем и водяным экономайзером представлена на рис. 11.1, г. Теплоноситель, как и в схеме рис. 11. 1, а, последовательно проходит пароперегреватель 5 и испаритель 3. В испаритель поступают теплоноситель с температурой и необходимость иметь А^мин приводит к снижению /л. Для предотвращения снижения давления рабочего пара поступление теплоносителя в пароперегреватель и испаритель должно быть не последовательным, а паралельным. Это не относится к прямоточному ПГ, представленному на рис. 11.1,д, где пароперегреватель, испаритель и водяной экономайзер совмещены.
В настоящее время создание прямоточного парогенератора с поверхностью теплообмена из аустенитной нержавеющей стали
109
Таблица 11.1. Характеристики горизонтальных парогенераторов АЭС с ВВЭР
Основной показатель	ВВЭР-365	ВВЭР-440	ВВЭР-1000
Число парогенераторов на один реактор	1 6	6	4
(число петель), шт. Электрическая мощность на один паре-	45,5	73,3	250
генератор, МВт Паропроизводительность парогенератора,	325	452	1409
Температура теплоносителя на входе (вы-	280/252	301/268	322/289
ходе) парогенератора, °C Перепад' температур теплоносителя, °C	28	33	33
Температура питательной воды, °C	195	226	220
Давление/температура насыщенного пара,	3,3/238	4,7/259	6,4/278
МПа/°С Средний логарифмический температурный	25,5	21,2	24,7
напор, °C Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-°С) Удельная тепловая нагрузка, Вт/ма	3760	3710	6400
	96-Ю3	79-Ю3	158-103
Поверхность нагрева парогенератора, м2	1810	2500	5200
Внутренний диаметр корпуса, мм	ЗОЮ	3210	4000
Длина корпуса, мм	11 570	11 950	15000
Давление теплоносителя, МПа	10,5	12,5	16,5
Число/диаметр трубок поверхности натре-	3664/16x1,4	5146/16x1,4	15648/12Х
ва, шт/мм Средняя длина трубок, мм	10100	8700	Х1,5 8900
Скорость теплоносителя в трубках, м/с	3,36	2,70	4,89
Максимальная высота трубного пучка, мм	1600	1900	2200
для АЭС с ВВЭР не представляется возможным. В прямоточном парогенераторе питательная вода, поступающая в трубы, подогревается до температуры насыщения, полностью испаряется и далее полученный пар перегревается. При полном испарении воды в трубах при давлении 5—7 МПа коэффициент распределения примесей между водой и паром мал (см. рис. 17.3) и большая часть примесей выпадает на стенках труб. Концентрирование хлоридов приводит к коррозионному растрескиванию аустенитных нержавеющих сталей. Но это не исключает создание прямоточных парогенераторов на АЭС с газовым и жидкометаллическим теплоносителями, где поверхность теплообмена выполняется из перлитных или углеродистых сталей, не чувствительных к коррозионному растрескиванию в присутствии хлоридов.
В табл. 11.1 приведены характеристики отечественных ПГ для АЭС с ВВЭР. Особенностью отечественных ПГ является применение коллекторной трубной доски и горизонтальное исполнение конструкции. За рубежом в основном применяют вертикальный тип парогенераторов с плоской трубной доской. Эти парогенераторы имеют тот недостаток, что на плоской трубной доске со стороны рабочего тела скапливается коррозионный шлам (продукты коррозии), под слоем которого происходит упаривание воды и концентрирование коррозионно-агрессивных примесей, в том числе хлори-110
Рис. 11.2. Горизонтальный парогенератор с водным теплоносителем с погруженным коллектором:
/ — корпус парогенератора; 2 — поверхность теплообмена; 3. 4 — входной н выходной коллекторы теплоносителя; 5 — сепарационное устройство, 6 — трубопровод главного циркуляционного контура; 7 — сборный паровой коллектор; 8 — лаз; 9 — воздушники коллекторов; 10 — продувочные и дренажные штуцера
дов и щелочи. Это приводит к массовому разрушению трубок и нарушению плотности ПГ.
Сравнение горизонтальных и вертикальных ПГ показывает, что в горизонтальных ПГ нагрузка зеркала испарения (количество пара, снимаемого с 1 м2 уровня воды) меньше и, следовательно, уменьшается унос влаги с паром. Отсутствие плоской трубной доски облегчает вывод коррозионного шлама с продувочной водой. Однако в горизонтальных ПГ часть объема занята сепарационными устройствами, поэтому при одних и тех же размерах корпусов в вертикальных ПГ можно разместить большую поверхность и, следовательно, снимать большую мощность.
На рис. 11.2 представлена конструкция ПГ, установленных на первом и втором блоках Нововоронежской АЭС с реакторами ВВЭР-210 и ВВЭР-365.
В горизонтальном корпусе 1 размещена трубчатая поверхность 2. Теплоноситель поступает в коллектор 3, проходит по трубам поверхности теплообмена 2 и через выходной коллектор 4 по главному циркуляционному трубопроводу 6 возвращается в реактор. Питательная вода по трубопроводу, проходящему вдоль оси парогенератора, подается под поверхность теплообмена со стороны входа теплоносителя. Образующийся пар осушается в сепарационном устройстве 5 и по сборному коллектору 7 направляется в паропровод на турбину. Для осмотра внутренних устройств ПГ имеется лаз 8. Для удаления воздуха из коллекторе ПГ при заполнении первого контура теплоносителем имеются воздушники 9. По линиям 10 отводится часть воды на очистку (продувка). Особенностью конструкции, представленной на рис. 11.2, является расположение коллекторов 3 и 4 под уровнем воды и в одном сечении корпуса и доступ в коллектор для осмотра принят снизу.
В горизонтальных ПГ для АЭС с ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 доступ к коллекторам осуществляется сверху, и коллектор проходит через уровень и располагаются они в разных сечениях корпуса, т. е. смещены по отношению друг к другу. Верхний доступ для осмотра коллекторов упрощает обслуживание. Однако при колебаниях уровня воды в ПГ происходит попеременное смачивание и осушка поверхности коллектора, что приводит к концентрированию примесей и коррозионному повреждению металла коллекторов, выполненных из аустенитных нержавеющих сталей (для ВВЭР-440). Для защиты коллекторов от коррозионного растрескивания на их поверхности в районе уровня воды делают защитные приспособления (наплавку металла, специальные камеры «выгородки»).
На рис. 11.3 представлена конструкция данного ПГ с начальным перегревом пара. Теплоноситель поступает в коллектор 1, где он делится на два потока: один направляется в трубы испарительной поверхности теплообмена 2, а второй — в трубы пароперегревателя 5. Полученный пар вначале проходит сепарационное устройство 4, перегревается в пароперегревателе 5 и патрубком 112
Рис. 11.3. Горизонтальный парогенератор с перегревом пара:
1 — коллектор; 2 — теплообменная испарительная поверхность; 3 — подвод питательной воды; 4 — сепараторы, 5 — поверхность пароперегревателя; 6 — корпус парогенератора;
7 — отвод перегретого пара
7 направляется в паропровод на турбину. Питательная вода по трубопроводу 3 подается на испарение.
Как уже отмечалось, в ПГ вертикального типа при одном и том же диаметре корпуса можно снимать большую мощность. В последнее время прорабатываются варианты вертикальных ПГ с коллекторной трубной доской, одна из конструкций такого ПГ приведена на рис. 11.4. Теплоноситель I поступает в вертикальный коллектор 1, поднимается вверх, раздается по ширмовым трубам 2 и покидает ПГ по трубопроводу I. Питательная вода II подается снизу под поверхность в межтрубиое пространство. Образовавший-
113
Рис. 11.4. Вертикальный шнрмовый паро-

генератор:
1 — коллектор; 2 — ширмы трубного пучка; 3, 4 — сепараторы с жалюзи и циклонные; 5 — штуцер непрерывной продувки; I — теплоноситель; II — питательная вода; III — пар; IV — аварийные подвод питательной воды
ся пар проходит двухступенчатую сепарацию вначале в циклонных 4, а затем в жалюзийном 3 сепараторах. Установка двухступенчатой сепарации в вертикальных ПГ является обязательной из-за больших нагрузок зеркала испарения и повышенного выноса влаги. По трубопроводу III пар отводится на турбину. По линии IV подается аварийный впрыск питательной воды, по линии 5 часть воды отбирается на очистку (продувка).
Вертикальные ПГ на отечественных АЭС пока не реализованы.
11.2. Парогенераторы на АЭС с жидкометаллическим теплоносителем
Имеется большое разнообразие типов ПГ для быстрых реакторов: с естественной, многократно принудительной циркуляцией, прямоточные, с различными конфигурациями теплообменных труб (прямыми, U-образными, спиральными, L-образными, трубками Фильда), выполненными из разных конструкционных материалов (рис. 11.5).
В СССР и за рубежом основным видом жидкометаллического теплоносителя является натрий (Na). Особенностью таких ПГ является работа их на высоких параметрах пара (давление 14— 16 МПа, температура перегретого
пара 500—520 °C) и при значительных удельных тепловых нагруз-
ках. При нарушении плотности ПГ происходит бурное взаимодействие воды с натрием (вплоть до взрыва).
По своему конструктивному оформлению ПГ с Na-теплоноси-
114
Рис. 11.5. Теплотехнические схемы парогенераторов с жидкометаллическим теплоносителем: а__вертикальный с параллельным пучком трубок и температурной компенсацией на
корпусе; б — вертикальный с параллельным пучком трубок и индивидуальной компенсацией; в — вертикальный U-образный (может быть перевернутого типа); г — типа «хоккейной клюшку; д— U-образиый с вертикальным пучком и кожухом; е — U-образиый с горизонтальным пучком и кожухом; ж — вертикальный цилиндрический с U-образиы-ми трубками, з, и — вертикальный цилиндрический с трубками в виде змеевика, имеющий прямоугольный и округленный шаг; к — вертикальный цилиндрический со спиральными трубками; д, м — вертикальный цилиндрический с трубками Фильда
телем подразделяются на корпусные и секционные (модульные).
Корпусной ПГ устанавливается один на реакторную петлю и может включать в бебя все элементы парогенерирующей установки — экономайзер, испаритель, пароперегреватель. Такой ПГ называется однокорпусным интегральным. Расположение вышеуказанных поверхностей в отдельных корпусах приводит к двух-или трехкорпусным конструкциям. Секционные ПГ характеризуются наличием отдельных параллельно включенных секций — модулей. Отдельные секции — модули могут отключаться при работе других секций — в этом большое преимущество таких ПГ. При нарушении плотности в модуле и протекании реакции натрия с водой последствия этого взаимодействия не так ощутимы по сравнению с ПГ корпусного типа, где в реакции взаимодействия принимают участие большие массы натрия. Секционные ПГ просты в изготовлении, из секций можно смонтировать ПГ любой мощности, легко проверить основные теплогидравлические характеристики в стендовых условиях на заводе-изготовителе, удобны в транспортировке и возможно их серийное изготовление. К недостаткам секционных ПГ можно отнести меньшую их компактность по сравнению с корпусными той же мощности, большие габариты и повышенную металлоемкость, большую стоимость н сложность '(трубо-
115
Рис, 11.6. Секционный парогенератор БН-350;
1 — барабан-сепаратор; 2 — подводящая паровая Труба; 3—опускание трубы, 4— подъемные трубы; 5 — раздающий коллектор натрия, 6 — собирающий коллектор перегретого пара: 7 — пароперегрева-,тельная секция, 8 — раздающий паровой коллектор; 9 — испарительная секция; 10 — раздающий водяной коллектор И — собирающий коллектор натрия
проводы обвязки, арматура и др.), возможность неравномерного распределения расхода рабочей среды по параллельным элементам.
На АЭС с реактором БН-350 в г. Шевченко применяются корпусные ПГ с естественной циркуляцией с трубками Фильда. Один ПГ состоит из двух испарительных и двух пароперегревательных элементов. Испаритель представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд диаметром 1,4 м с закрепленными в трубной доске 816 трубками Фильда (см. рис. 11.5, м). Трубки Фильда состоят из наружной трубы 32X2 мм и внутренней трубы 16Х Х1,4 мм. Сепарация пара осуществляется в жалюзийных сепараторах. Полная высота испарителя с сепаратором составляет 12,6 м. Пароперегреватель — кожухотрубный, U-образный с диаметром корпуса 0,8 м. Высота пароперегревателя — 4,5 м.
В последние годы на нескольких петлях реактора ПГ с трубками Фильда заменены на ПГ с естественной циркуляцией рабочего тела с секционной конструкцией испарителя и пароперегревателя и установкой барабана-сепаратора между ними (рис. 11.6). Это-позволяет осуществлять продувку из барабана. Из барабана-сепаратора 1 диаметром 1800X60 мм и длиной 9 м со встроенными сепарационными циклонами вода по опускным трубам 3 подается к раздаточным коллекторам 10 испарительных секций 9. По подъемным трубам 4 пароводяная смесь поступает в циклонные сепараторы. Насыщенный пар из барабана-сепаратора по трубам 2 поступает к раздаточным коллекторам пароперегревательных
116
Рис 11.7. Модуль пароперегревателя парогенератора АЭС с натриевым теплоносителем: 1— крышка камер рабочего тела, 2 — патрубок выхода перегретого пара; 3 — выходная камера папа 4 — теплоизолирующие прокладки; 5 — дистанцнонирующие решетки, 6 — входная камера натрия; 7 — обечайка трубного пучка; 8 — обечайка камеры; 9 — трубы теплопередающей поверхности, 10 — трубные доски-вытеснители, 11— штуцер воздушника, 12 — защитная трубиая доска, 13, 14, 15 — детали крепления крышки, 16— входная камера пара, 17— входной патрубок пара; 18,	20,	2/— дистанционнрующие
элементы обечайки; 19 — патрубок выхода натрия, 22, 23, 25— 27 — элементы дистанпионирова-ния и крепления внутренней обечайки, 24 — входной патрубок натрия. 28 — трубные доски-вытеснители; 29 — штуцер дренажа; 30—место приварки труб трубного пучка к трубной доске
секций 7, и из собирающего коллектора 6 перегретый пар направляется в паропровод на турбину.
Натрий с температурой 453 °C поступает в раздающий коллектор 5 пароперегревателя, а оттуда— в межтрубное пространство пароперегревательных секций 7, последовательно проходит в межтрубное пространство испарительных секций 9 и через собирающий коллектор 11 направляется в промежуточный теплообменник с температурой 273 °C.
Ф620
Питательная вода с температурой 156 °C поступает в барабан-сепаратор. Давление в барабане-сепараторе 5,5МПа. Давление пара после пароперегревателя 5 МПа, температура перегрева 435 °C.
Испарительные секции представляют собой кожухо-трубчатый теплообменник с диаметром корпуса 170 мм, в котором размещены 19 трубок диаметром 22X2,5 мм со средней длиной труб 3,4 м. Пароперегревательные секции аналогичны испарительным, но от
117
личаются размерами труб (19 трубок диаметром 18X2,15 мм_ длиной 6,9 м). При такой конструкции ПГ повышается его надежность.
Секционные парогенераторы с реактором БН-600 установлены на Белоярской АЭС. Каждая секция состоит из трех параллельно расположенных модулей: в центре — испарительный, высотой 16,8 м, и первичного и промежуточного пароперегревателей. Парогенератор состоит из 60 таких секций. Испаритель и пароперегреватель выполнены из стали Х18Н9. Вода и пар движутся в трубах,, натрий — в межтрубном пространстве.
На рис. 11.7 представлен модуль пароперегревателя секционного ПГ реактора БН-600. Натрий с температурой 520 °C направляется в пароперегреватель через патрубок 24 в межтрубное пространство трубной поверхности 9. После пароперегревателя натрий по трубопроводу 19 с температурой 500 °C направляется в. испарительные секции. На выходе из испарителя температура натрия составляет 320 °C. Давление свежего перегретого пара 13,75 МПа, давление пара после промежуточного пароперегревателя 2,45 МПа. Паропроизводительность одного ПГ 178 кг/с.
В испарительной секции пар перегревается на 20—30 °C для исключения возможности заброса капель воды в пароперегреватель. В нижней части теплообменной поверхности имеются гибы труб для самокомпенсации различных температурных удлинений корпуса и труб.
Для защиты корпуса и трубных досок от колебаний температуры натрия, которые из-за высокой его теплопроводности легка передаются элементам конструкции, поток натрия отделен от корпуса кожухом, а от трубных досок — системой вытеснителей 10 и теплоизолирующих прокладок 4. Все элементы пароперегревателей выполняются из аустенитных нержавеющих сталей, испаритель — из хромомолибденовой стали.
11.3. Тепловой расчет парогенераторов
При разработке новой конструкции ПГ проводится полный конструкторский расчет, который включает в себя тепловой, конструктивный, гидравлический расчеты, расчеты на прочность, технико-экономические и др. расчеты. Все эти виды расчетов тесно взаимосвязаны и результаты последующих могут вносить коррективы в ранее проведенные расчеты и вызывать необходимость соответствующих пересчетов.
Рассмотрим тепловой расчет ПГ. Цель теплового расчета — определение поверхности теплообмена Н, м2. Исходными данными для расчета являются: паропроизводительность Do, кг/с; параметры генерируемого пара: р0, МПа, температура to, °C, энтальпия h0, кДж/кг, температура питательной воды /пв, °C, температура теплоносителя на входе tT' и выходе из ПГ /т", °C.
Началу расчета предшествует выбор принципиальной схемы парогенератора, в которой решен комплекс вопросов:
118
выбрано количество элементов;
их расположение по ходу теплоносителя;
определена среда, которая направляется внутрь труб;
выбрано взаимное направление течения сред в элементах, которые с обеих сторон омываются однофазными средами;
определен характер циркуляции рабочего тела в испарителе (однократная принудительная, многократная; естественная, естественная при погруженных поверхностях нагрева);
намечена конфигурация поверхности нагрева и корпуса;
выбран способ раздачи среды по трубам.
Расчет поверхности нагрева проводится отдельно для экономайзера, испарителя, пароперегревателя, если они оформлены самостоятельно или раздельно для участков разного характера теплоотдачи (как это нередко бывает при объединении экономайзерной и испарительных поверхностей нагрева).
Поверхность нагрева (Н) определяется по формуле:
Я=7?7’	<1L3>
где Q — количество теплоты, которое должна передать данная поверхность, Вт; k — коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-К); А/— средний температурный напор между теплоносителем и рабочим телом, °C.
Значение Q определяется на основании уравнения теплового баланса типа (П.2), которое дает количество теплоты, передаваемой в парогенераторе в целом (Qnry) и теплоты, необходимой для экономайзерного подогрева, испарения и перегрева пара (QB. э, Фисп, Qnn) •
Определим расход теплоты по элементам схемы:
=	(11.4)
здесь £>п.в — расход питательной воды, кг/с; h0' — энтальпия воды при температуре кипения в парогенераторе, кДж/кг; значение £>п.в зависит от выбранного характера циркуляции рабочего тела в испарителе.
При однократной принудительной циркуляции DUB=D0, так как вся подводимая питательная вода при прохождении через поверхность полностью превращается в пар.
При многократной циркуляции
Da.B = DQ + Dnp,	(11.5)
где Дпр — расход воды, отбираемой на очистку (продувка), кг/с;
^исп =	(^о ^о)>	(11 -6)
здесь Ло и V — энтальпии пара и воды при температуре кипения, кДж/кг; величина h0—h0' представляет скрытую теплоту парообразования, кДж/кг;
119
QBa = D0(h1№-h9),	(11.7}
где /:Пе — энтальпия перегретого пара, кДж/кг.
Если в схеме парогенератора имеется промежуточный пароперегреватель, то аналогичное уравнение составляется и для этого элемента.
После решения уравнения теплового баланса определяется расход теплоносителя через парогенератор из уравнения (11.2):
GT=—(Н.8> срт Vt М
Далее строится t, Q-диаграмма (см. рис. 11.1, а). На этой диаграмме учитывается как расположение элементов по ходу теплоносителя, так и характер взаимного направления течения сред в-элементах. Она позволяет для каждого элемента определить значения А/б и А/м (°C) — большего и меньшего температурных напоров, где по рис. 11.1, a At(, = t^'—tH,	—t^.
В случае параллельного движения обеих сред при AWA^m^C ^1,7 средний температурный напор А/, °C определяется как среднеарифметическая величина
At = (А/б + Ау/2.	(11.9}
При А^б/А/М>1,7 для тех же условий
А/ = - А<б—А<“—.	(11.10)
2,31§А*б/А/м
При сложных схемах омывания поверхности нагрева, °C, At = вд/А^^,	(П-11>
где ед/ —коэффициент, отражающий степень приближения харак-. тера омывания к противотоку; А/щ>от — средний температурный напор, определенный для противотока.
Определение коэффициента теплопередачи k, Вт/(м2-К), для ПГ АЭС в подавляющем большинстве случаев проводится в соответствии с формулой, отражающей теплопередачу через плоскую стенку:
где си — коэффициент теплоотдачи от однофазной среды к стенке, Вт/(м2-К); ач — коэффициент теплоотдачи от стенки к рабочему телу, зависящий от характера теплоотдачи, Вт/(м2-К); б; — толщина слоев многослойной стенки (металла труб, окисных пленок, пленки отложений), м; X/ — теплопроводность слоев многослойной стенки, Вт/(м-К).
Формулой (11.12) нельзя пользоваться для расчета коэффициента теплопередачи оребренных и ошипованных труб. Она приемлема только для гладких труб.
Для определения си необходимо знать диаметр и скорость теплоносителя.
120
Этими значениями первоначально задаются. Впоследствии при выполнении конструктивного расчета проверяется возможность осуществления принятых значений.
При турбулентном течении однофазной среды (Re^lO4) при движении теплоносителя внутри трубы или в межтрубном пространстве параллельно оси трубы
а, = 0,021 — Re°’8Pr°’43c(c;,	(11.13)
d
где си — коэффициент теплоотдачи от стенки к однофазной среде за счет конвективной теплоотдачи, Вт/(м2-К); X — коэффициент теплопроводности воды, Вт/(м-К); d — внутренний диаметр при течении среды в трубах и эквивалентный при течении в межтрубном пространстве, м; Re — критерий Рейнольдса; Рг — критерий Прандтля; ct= (Ргст/Ргж)0’25 — коэффициент, учитывающий переменность физических свойств вещества; Ргст — критерий Прандтля при температуре стенки; Ргж — критерий Прандтля при температуре жидкости; Ci — величина, учитывающая отношение длины канала (/) к его диаметру (d), при Z/d>50, С;=1.
Формула (11.13) дает хорошие результаты для теплоносителей вода под давлением и газа, но она неприемлема для жидкометаллических теплоносителей. В последнем случае следует пользоваться экспериментальными зависимостями, рекомендуемыми для конкретных условий омывания.
Коэффициент теплоотдачи ai при поперечном омывании трубных пучков зависит от характера расположения труб (коридорное, шахматное), от отношения шага труб (расстояние между осями труб) и диаметра труб.
Коэффициент теплоотдачи аг от стенки к рабочему телу зависит от характера теплоотдачи. В экономайзерных поверхностях нагрева а2 определяется по (11.13).
Для испарительных поверхностей нагрева определение величины аг связано с характером работы поверхности нагрева. Для поверхности нагрева погруженного типа расчет аг проводится по формулам для кипения в большом объеме:
3,3 — 0,0113 (Ts — 375)
где Ts — температура кипения, К; <7 — удельный тепловой поток, Вт/м2.
Значение <7 при проведении расчета бывает неизвестно, Вт/м2,
<1115>
п
Значение Н искомое. По этой причине значением q предварительно задаются с последующей проверкой.
При направленном движении рабочего тела с подводом теплоты для испарения определяются аг' по (11.13) и аг" по (11.14).
121
При определении az считается, что течет вода при температуре кипения.
При az'iaz^G,b 102=02';
при 0,5<О2'7а2'<3
а2 — аз J/1 + с (а2/а2)2>
при а2"/а2'>3 а2=са2" (где с — коэффициент, зависящий от давления).
При работе испарительной теплопередающей поверхности в условиях ухудшенного теплообмена в результате наступления кризиса второго рода
0^2 = ССух*
Значение аух определяется по приводимым в справочниках номограммах, построенных на основании экспериментальных данных.
11.4. Конструкционный расчет парогенератора
Цель конструкционного расчета — проверка возможности практического выполнения парогенератора в соответствии с предварительно принятыми в тепловом расчете условиями и определение габаритов парогенератора для оценки возможности и способов ёго транспортировки и компоновки на станции.
По результатам конструкционного расчета ранее принятые значения скоростей однофазных сред, диаметра труб теплопередающей поверхности могут оказаться неприемлемыми. Например, при расчете парогенератора с погруженной поверхностью нагрева, у которого теплоносителем является вода под давлением, при принятых ранее условиях может получиться длина труб, превышающая выпускаемые промышленностью габариты труб. В настоящее время максимально допустимая длина труб может быть принята равной 16 м. Увеличение длины труб за счет стыковой сварки не допускается. Применяемые в настоящее время трубы для изготовления поверхности теплообмена парогенераторов подвергаются полировке и шлифовке.
Количество труб пТр, определяемое по расходу среды, пробегающей внутри труб GTP кг/с с диаметром dBib М, СО СКОРОСТЬЮ ^тр, м/с, определяется по соотношению
«тр = ---(Н.16)
ndBH
Ртр^тр 4
где ртр — средняя плотность среды, кг/м3.
Средняя длина одной трубы /тр, м, определяется по формуле
122
где Н— площадь поверхности теплообмена, определенная в результате теплового расчета, м2; d — диаметр трубы (внешний, внутренний, средний), принятый при расчете коэффициента теплопередачи, м.
Диаметр корпуса парогенератора определяется количеством размещенных в нем труб. Трубы располагаются с определенным шагом s, м, зависящим от диаметра труб d, м. s/d=l,37—1,75. Большие значения относятся к большим диаметрам труб.
Если применяется плоская трубная доска (например, в зарубежных парогенераторах вертикального типа), то при размещении трубок по вершинам правильных треугольников с шагами Sj = = $2 = «т.д и т. д. диаметр трубной доски йт.д, м, можно рассчитать по формуле
= 0,595 (sT.„/dH	(11.18)
где dN—наружный диаметр трубки, м; ф = 0,9 — коэффициент заполнения трубной доски, учитывающий возможность неполного использования площади трубной доски для размещения трубок, например из-за наличия перегородок.
После определения Мтр И /тр ср рассчитывается среднее сечение (площадь) межтрубного пространства для прохода среды, fM.n, м2. Зная /м.п, можно определить скорость среды в межтрубном пространстве, м/с:
^м.п = ^м.п/Рм.п/м.п»	(11.19)
где Омп — расход среды в межтрубном пространстве, кг/с; рм.п — средняя плотность среды, кг/м3.
Более сложно определяется диаметр корпуса парогенератора с теплоносителем с водой под давлением и погруженной поверхностью теплообмена с коллекторной трубной доской.
Трубы могут вводиться в коллектор с шахматным или коридорным расположением (рис. 11.8). На рис. 11.9 представлены вели-
Рис. 11.8. Схемы расположения труб в коллекторе: а •— коридорное; б — шахматное
123
Рис 119 Схема расчетных параметров при конструкторском расчете-
а — вид в плане, б — сечение парогенераторов &п — ширина пучка труб, м, 6 ц - ширина свободного пространства, м; h\ — высота от нижней точки корпуса до нижнего ряда трубного пучка, м; Ла — высота трубного пучка, м; Лз — высота от верхнего ряда трубного пучка до зеркала испарения, м; hi — высота парового пространства от зеркала испарения до жалюзийного сепаратора, м; Л3— высота от нижней точки сепаратора до верхней точки корпуса парогенератора, м; d—диаметр корпуса парогенератора, м, <7К— диаметр коллекторной трубной доски, м
чины, которые необходимо рассчитать для определения диаметра корпуса.
Количество труб п.\, шт., которые располагаются по сечению коллектора, зависит от его диаметра dK, м, и шага расположения труб Si, м,
П1 = ^- .	(11.20)
Ширина пучка Ьп, м:
йп = ^.	(П.21)
Диаметр корпуса парогенератора, м, рассчитывается по формуле
d=2fen + 3&rH;	(11.22)
&св выбирается из условий обеспечения циркуляции среды в опускных участках. Иногда Ьсв увеличивают за счет организации свободных коридоров внутри трубного пучка.
Полученный таким образом диаметр корпуса, а следовательно, и его объем, дблжен быть использован рациональным способом, в соответствии с рис. 11.9.
Высота Л1 выбирается таким образом, чтобы имелось свободное пространство между пучком и корпусом. Значение h2 рассчитывается по формуле:
=	(11.23)
Значение h3 колеблется в интервале от 650 до 250 мм. Значение А4 для гравитационной сепарации выбирается в пределах 400— 124
800 мм. Она определяется конструктивным решением жалюзийного сепаратора.
Если в определенном по формуле (11.22) диаметре корпуса не-удается выдержать размеры в соответствии с рис. 11.9, то производится пересчет количества труб, располагаемых по сеченику коллектора «ь изменив либо Si, либо dK, либо то и другое.
Уменьшение Si может создать трудности при заделке труб в трубные коллекторы методом взрыва, так как толщина металла (перемычка) трубной доски между отверстиями для прохода труб будет незначительной и возможна деформация или разрушение металла.
11.5. Гидродинамический расчет и определение электроэнергии на перекачку
При движении среды в канале любой формы параллельно оси труб сопротивление с достаточной точностью может быть определено по формуле
Др = Дрг ± ДРнив,	(11.24}
где Дрг — гидравлическое сопротивление, Па; ДрПИв— нивелирное сопротивление, Па.
Гидравлическое сопротивление рассчитывается по формуле
ДРг = ДРтр + ДРм,	(11.25)
где Дртр — сопротивление трения, Па; Арм — сумма местных сопротивлений, Па.
I — ГЛ.2
Дртр =£тр^-р^-	(11.26)
где £тр — коэффициент трения; I — длина канала, м; d — диаметр канала (внутренний диаметр при течении среды по трубам, эквивалентный диаметр при течении в межтрубном пространстве), м; р — средняя по длине канала плотность среды, кг/м3; w — средняя по длине канала скорость среды, м/с.
При режимах течения, характерных для парогенераторов АЭС
где г — радиус гиба труб, мм; 6Ш — шероховатость стенки, мм.
Для труб из углеродистой стали 6™ = 0,1 мм, для труб из нержавеющей стали 6ш=0,05 мм эквивалентный диаметр d3 рассчитывается по формуле
d3 = 4/7/7,
где f—площадь проходного сечения, м2; П — смачиваемый периметр, м.
Местные сопротивления определяются по формуле
=	(11.28)
125
где £м — коэффициенты местного сопротивления (находятся по справочникам в зависимости от вида местного сопротивления — изменение сечения, поворот на 90°, поворот на 180° и т. д.), кг/м3.
Нивелирное сопротивление определяется по формуле:
АРнив = АЛ^	(11.29)
где ДЛ— разница высот по вертикали верхней и нижней точки трубы (A/i=/sina; I — длина канала, м; a — угол наклона канала, град), м; g — ускорение свободного падения, м/с2. Дрнив имеет знак плюс, если среда движется снизу вверх, знак минус при движении среды сверху вниз.
При поперечном омывании пучка труб основу сопротивления потоку составляют попеременные сужения и расширения проходного сечения. Сопротивление трения по сравнению с ними имеет незначительную долю, оно отдельно не определяется, подсчитывается суммарное гидравлическое сопротивление трубного пучка, МПа:
ДРч.п = ^пР-7"	(11.30)
где £п — коэффициент сопротивления поперечного пучка, зависит от конструкционных характеристик пучка и режима течения. Значение определяется по эмпирическим формулам, приводимым в в справочной литературе; скорость среды в самом узком сечении.
Приведенные выше формулы для определения Др используются как для определения сопротивления при движении однофазной, так двухфазной среды. Различие при расчете по этим формулам сводится к определению значений плотности и скорости потока. Для однофазных сред плотность р выбирается по таблицам в зависимости от давления и температуры.
Скорость w, м/с, определяется по формуле
,	(11.31)
Pf
где G — массовый расход среды, кг/с.
Для двухфазных потоков, если пренебречь разностью скоростей фаз (воды и пара), плотность среды рСм, кг/м3, может быть определена по формуле
где w0— скорость циркуляции, м/с; w0"— приведенная скорость пара, м/с; рЛ и р"— плотность воды и пара на линии насыщения. кг/м3.
(Н-33)
126
где GCM— массовый расход пароводяной смеси, кг/с.
’ 6п
W0 = —- , p"f
(11.34}
где Gn — массовый расход паровой фазы, кг/с.
Скорость смеси ®см, м/с, рассчитывается по формуле:
wCM = Wo + w'o (1----V	(11.35).
\ Р J
Расчет гидравлических сопротивлений может иметь различные цели:
1.	Определение расхода электроэнергии для перекачки среды.
2.	Определение давления, которое необходимо получить в корпусе парогенератора с многократной циркуляцией, чтобы на выходе из парогенератора рабочее давление сохраняло требуемое значение.
3.	Определение кратности циркуляции при наличии естественной циркуляции.
В настоящее время основным типом парогенератора является парогенератор с теплоносителем вода под давлением, имеющий погруженные поверхности нагрева. Основной гидравлический расчет таких парогенераторов сводится к расчету гидравлических сопротивлений теплоносителя с целью определения затрат электроэнергии на работу насоса.
Мощность насоса N, Вт, определяется по формуле
(11.36}
РЛн
где т)ц — КПД насоса (0,75—0,8).
После завершения гидродинамического расчета для нескольких значений скоростей подсчитывают капитальные и годовые эксплуатационные затраты.
Капитальные затраты подсчитываются с учетом стоимости поверхности теплообмена и корпуса парогенератора. Их суммарная стоимость Кт, руб:
Кпг = (ЗДн + ^трУПмат,	(11.37)
где GK— масса корпуса парогенератора, т; Цк — цена металла корпуса, руб/т; L — суммарная длина труб поверхности теплообмена, м; Дтр — Цена одного погонного метра труб, руб/м; цмат — доля стоимости материала, т)мат = (0,3-н-0,6)/C.r.
Приведенные капитальные затраты Зь, руб/год, определяются по соотношению
Эк =	(11.38)
где ток = 8 лет — нормативный срок окупаемости; эксплуатационные затраты Ээ, руб/год, в данном случае рассматриваются только как
127
Рис. 11.10. Технико-экономический выбор оптимальной скорости теплоносителя:
1 — приведенные капитальные затраты; 2 — эксплуатационные расходы, 3 — суммарные годовые расходы
затраты на перекачку теплоносителя.
$9 = ЛЩ9тУст,	(11.39)
где Цо — цена электроэнергии 1 кВт-ч, руб/(кВт-ч); туст — число часов использования установленной мощности, ч/год. Для АЭС, работающих в базовом режиме, туСт = 7000 ч/год.
Уравнения (11.38) и (11.39) строят в виде графиков для различных скоростей теплоносителя (рис. 11.10), затем кривые 3K=f(w) (кривая 1) и Sa=f(w) (кривая 2) суммируются (кривая 3) и по минимуму суммарной кривой определяют оптимальное значение скорости а>опт.
Глава двенадцатая
ТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ НА АЭС
12.1.	Особенности турбоустановок насыщенного пара
На АЭС с водным теплоносителем устанавливаются турбины насыщенного пара. Низкие начальные параметры вынуждают пропускать большие количества пара. Быстрое нарастание влажности по ступеням турбин приводит к использованию внутритур-бинных и внешних влагоулавливающих устройств. Влажность пара снижает внутренний относительный КПД турбины и вызывает эрозийный износ проточных частей:
По? = noin(xcp/100),	(12.1)
где г| Г?1 и т] "п — внутренние относительные КПД турбины на влажном и перегретом паре; хСр — средняя сухость пара, %.
Из (12.1) следует, что с увеличением влажности на 1 % происходит снижение цо; на 1 %. При т]"'П:= 0,88—0,9 и хср = 0,93т]"п= = 0,8.
Для борьбы с эрозией лопаток турбин проводят упрочнение их поверхности с применением различных способов: закалка, хроми-
128
Рис. 12.1. Основные варианты промежуточной системы турбоагрегата насыщенного пара:
а — однократная промежуточная сепарация, б — двукратная промежуточная сепарация: в — однократная промежуточная сепарация и одноступенчатый перегрей пара; г — однократная промежуточная сепарация и двукратный перегрев пара
рование, электроискровая обработка и др. В последние годы лопатки последних ступеней турбин выполняются из эрозионностойких материалов. Для турбины К-220-44/3000 лопатки последних ступеней цилиндра низкого давления выполнены из стали 1Х12ВНМ, для более мощных турбин — из титановых сплавов. Некоторые турбины насыщенного пара имеют внутренние ловушки для влаги, как это сделано для турбины К-500-65/3000.
Наиболее эффективным способом отвода влаги из турбины является отбор пара на регенеративные подогреватели и, если такие отборы существуют после каждой ступени расширения, то нет необходимости в разработке дополнительных внутритурбин-ных влагоулавливающих устройств.
Допустимая влажность пара зависит от высоты лопатки и скорости вращения турбины, т. е. от окружной скорости и находится в пределах 7—15%. Так, при радиусе лопатки 1500 мм и скорости вращения 25 с~* (1500 об/мин) допустимая влажность щд°п=1з—14 %, а для скорости вращения 50 с-1 (3000 об/мин) тадоп — 7—g % в гл з показана необходимость промежуточной сепарации в сочетании с промежуточным перегревом пара. Схемы промежуточных устройств сепарации и промперегрева могут быть различными и зависят от начальных параметров пара.
На рис. 12.1, а представлена схема только с одной ступенью сепарации. Свежий пар 1 подается в цилиндр высокого давления (ЦВД) 2. После достижения допустимой влажности пар направляется во внешний сепаратор 3. Отсепарированный конденсат 6 направляется в систему регенерации, а осушенный (обычно степень сухости пара после сепаратора принимается 99%) пар на-5 Зак. 1452	1 29
правляется в цилиндр низкого давления (ЦНД) 4. Отработавший пар 5 поступает в конденсатор. Такая схема реализована на турбинах типа К-75-ЗО/ЗООО, установленных на первой н второй очередях Нововоронежской АЭС с реакторами ВВЭР-210 и ВВЭР-365. Здесь: К означает конденсационный тип турбины, 75 — мощность турбины, МВт (эл.), 30 — давление перед турбиной в старой системе единиц, кгс/см2 (3 МПа), 3000 — скорость вращения турбины, об/мин (50 с-1). Для Ро=3 МПа можно ограничиться лишь одной ступенью сепарации, при этом ауД°п=12% при давлении в конденсаторе рк=0,004 МПа. Высота лопатки последней ступени ЦНД — 740 мм. При переходе на давление перед турбиной р0 = 4,5 МПа и выше, одной ступени сепарации недостаточно. В этом случае следует брать либо две ступени сепарации (рис. 12.1, б), либо одну ступень сепарации в сочетании с одноступенчатым (рис. 8.1, в) или двухступенчатым (рис. 12.1, г) промежуточным перегревом пара. На рис. 12.1, б турбоустановка усложняется за счет появления еще одной части турбины — цилиндра среднего давления 7. Такая схема турбины не реализована.
В схеме рис. 12.1, в промперегрев осуществляется свежим паром в поверхностном промежуточном перегревателе 8. Температура перегретого пара tnn будет меньше температуры свежего пара to на значение А/Пп в поверхностном подогревателе.
В схеме с двухкратным перегревом пара (рис. 12.1, г) первая’ ступень подогрева осуществляется отборным паром, вторая ступень— свежим паром. Это уменьшает расход свежего пара на подогрев.
12.2.	Конструктивные схемы турбин
Основные характеристики представлены в табл. 12.1.
Первые турбины насыщенного пара типа АК-70-30/3000 были? установлены на первом блоке Нововоронежской АЭС с реактором ВВЭР-210. В последующем в результате модернизации этой турбины на второй очереди использованы турбины К-75-30/3000 с начальными параметрами пара ро=2,95 МПа и fo=232°C, с расчетным давлением в конденсаторе рк = 3,9 кПа. Турбина работает по циклу с промежуточной сепарацией пара при рСеп=0,2 МПа. После ЦВД влажность пара 12%, после сепаратора — 0,5 % (рис. 12.1, а). Относительно небольшие размеры последней лопатки* турбины (740 мм) позволяют иметь допустимую влажность в конце турбины до 19 %. Тепловая схема турбоустановки включает три ПНД, два ПВД и деаэратор с давлением рд=0,33 МПа. Температура питательной воды /п.в=195°С. Турбина имеет один ЦВД и один двухпоточный ЦНД. Опыт эксплуатации турбин K-75-30/300Q позволил успешно решить задачу по созданию турбин К-220-44/3000 для АЭС с ВВЭР-440. Параметры пара перед турбиной Ро—4,3 МПа, to=255 °C. Турбина работает по схеме рис. 12.1, г с двухкратным перегревом пара /Пе=241 °C при давлении Рсеп = 0,27 МПа. Влажность после ЦНД —7%, после ЦВД —
130
Таблица 12, i. Характёрйстйка отёчёствённых турбин насыщенного napd
Параметр	К-7 5-30/3000	К-220-44/3000	К-500-65/3000	К-750-65/3000	К 1 000-60/3000	К-500-60/1500	К-1000-60/1500-2	К- 1000-60/ 1 500-3
Тип реактора	ВВЭР	ВВЭР-440	РБМК-Ю00	РМВК-1500	ВВЭР-1000	ВВЭР-1000	ВВЭР-1000	ВВЭР-1000
Номинальная мощность, МВт	75	235	500	750	1070	500	1100	1070
Частота вращения ротора, с-1	50	50	50	50	50	25	25	25
Начальное давление пара, МПа	2,95	4,3	6,4	6,4	5,9	5,9	5,9	5,9
Начальная температура пара,	232	254,9	280,4	280,4	274,3	274,3	274,3	274,3
Расчетное давление в конденсаторе, кПа	3,9	3,2	3,9	4 ,4	3,9	5,9	3,9	5,9
Давление после промежуточного перегрева, МПа	—	0,268	0,34	0,52	0,53	1 ,15	1,15	1.12
Температура после промежуточного перегрева, °C	—	241	265	263	260	250	250	250
Расход пара при номинальном режиме, кг/с	137,5	404,2	744,4	1220	1747,2	899,62	1711,1	1710,8
Число регенеративных отборов, шт.	6	8	6	6	7	7	7	7
Структурная формула системы регенерации	3 ПНД+ +d3-5+ + 2 ПВД	5 ПНД+Д’+ + 3 ПВД	5 ПНД+D’	5 ПНД+D12	5 ПНД+О12 + +ПВД	4 ПНД+О’+ + 3 ПВД	4 ПНД+D’+ + 3 ПВД	4 ПНД+Д’+ +3 ПВД
Температура подогрева питательной воды, °C	195	225	165	177	220	225	225	255
Поверхность охлаждения конденсатора, м2	2x3720	2X8170	4ХЮ120	—	4x22500	2X22550	3X26880	2x34690
Удельный расход тепла, кДж/(кВт ч)	13,4-10»	11,5-Ю»	11,1-10»	10-102	10,06 10s	11,4 10»	10,8-Ю3	10,8-10»
Структурная формула турбины Число ступеней:	ЦВД+ИНД	ЦВД+2 ЦНД	ЦВД+4 ЦНД	ЦВД+4 ЦНД	ЦВД+4 ЦНД	ЦВД+ЦСД+ +ЦПД	цвд+3 ЦНД	ЦВД+2 ЦНД
ЦВД	9	6	2x5	2x6	2x5	7	2x7	2X7
ЦСД	—	—-	, 		——	—ч	5	—	
ЦНД	2X4	2Х (2X5)	4Х(2Х5)	4Х (2X5)	4х (2x5)	2X4	Зх(2х7)	2Х(2Х7)
Длина последней ступени, мм	740	1030	850	1030	1200	1450	1450	1450
Средний диаметр последней ступени, мм	2085	2530	2350	2530	3000	4 150	4150	4150
СТ Площадь выпуска, м*	2x4,8а	4x8, 19	8X6,28	8X8,19	8Х 1 1,30	2x18,91	6X18,91	4X18,91
• Длина турбины, м	12,96	23,65	39,96	40,6	49,7	24,8	50,7	38,2
Ширина, м	15,7	—-	8,67	8,67	——					
Высота, м Масса, т:	4,2	—	4,27	5,25	—-	—	—	—
конденсаторов	175	525	1326	1647	2050	1065	1910	1700
•Г!	турбины	257	796	1449	—,	2260	1400	3416	2297
»	ротора ЦНД	28,6	37,5	36,2	37,5	80,8	156	182	182
13%. Тепловая схема турбоустановки включает пять ПНД, три ПВД, деаэратор с давлением 0,59 МПа. Температура питательной воды /Пв = 225°С. Турбина имеет один ЦВД и два двухпоточных ЦНД.
Единичную мощность можно повысить с использованием тихоходных турбин с числом оборотов /г=25 с-1 (1500 об/мин). Переход на пониженное число оборотов позволяет выбирать большую высоту лопаток последних ступеней, что увеличивает площадь выпуска пара.
Для V блока Нововоронежской АЭС мощностью 1000 МВт с реактором ВВЭР-1000 установлены две турбины К-500-60-1500», работающие на параметрах пара р0=5,9 МПа и /0=274°С. Турбина работает по схеме рис. 12.1, г с одной ступенью сепарации при давлении рСеп=1,2 МПа и двухкратным промперегревом с tliC = = 250 °C. Расчетное давление в конденсаторе рк = 5,85 кПа.
Тепловая схема включает четыре ПНД, три ПВД, деаэратор с рд=0,7 МПа, температура питательной воды /Пв=225°С. Особенностью турбины К-500-60/1500 является боковое расположение конденсаторов, что упрощает сооружение фундамента турбины, и кроме ЦВД и ЦНД имеется цилиндр среднего давления (ЦСД). Турбина имеет совмещенный ЦВД и ЦСД и один двухпоточный ЦНД.
На базе турбины К-500-60/1500 для серийного блока 1000 МВт с реактором ВВЭР-1000 создана турбина К-1000-60/1500 с теми: же начальными параметрами пара. Имеется несколько структурных схем таких турбин: один двухпоточный ЦВД, один двухпоточный ЦСД и два двухпоточных ЦНД при рк=5,9 кПа, и вторая схема с одним двухпоточным ЦВД и двумя двухпоточными ЦНД при рк=5,8 кПа.
Тепловая схема турбины К-1000-60/1500 включает четыре ПНД, три ПВД, деаэратор с давлением 0,7 МПа, ^п.в=225°С.
Тихоходные турбины К-1000-60/1500 изготавливаются Харьковским турбостроительным заводом (ХТЗ), Ленинградский металлический завод (ЛМЗ) разработал быстроходную турбину К-1000-60/3000 для работы в моноблоке с реактором ВВЭР-1000. Структурная схема турбины включает один двухпоточный ЦВД и четыре двухпоточных ЦНД при рк=5,9 кПа. Схема турбины имеет одноступенчатую сепарацию рСеп=0,56 МПа и однократный промперегреватель свежим паром, /пе=250—260°C (рис. 12.1, в).
Тепловая схема турбины К-1000-60/3000 включает 5 ПНД, один ЦВД и деаэратор с рд=1,2 МПа, /п.в = 220°С. Конденсат греющего пара промперегревателя насосом закачивается в питательную магистраль после ПВД.
Для блоков мощностью 1000 МВт с канальными кипящими реакторами РБМК-Ю00 на ХТЗ созданы быстроходные турбины К-500-65/3000 на параметры свежего пара ро=6,46 МПа и t0= = 280 °C. В турбине осуществляется однократная сепарация и двухкратный перегрев пара по схеме рис. 12.1, г; рСеп=0,34 МПа, ^пе=265°С. Структурная схема турбины состоит из одного двух-132
поточного ЦВД и четырех двухпоточных ЦНД. Тепловая схема включает 5 ПНД и деаэратор с давлением 0,7 МПа, 1аъ=^'= = 165 °C.
Для блока 1500 МВт с реактором РБМК-1500 ХТЗ разработана турбина К-750-65/3000 на рабочие параметры До=6,46 МПа и 2о=28О°С при рк=4,4кПа. Структурная схема, как и К-500-65/3000, состоит из одного двухпоточного ЦВД и четырех двухпоточных ЦНД. Давление промежуточной сепарации повышено, рСеп= = 0,52 МПа, 1ПО=263°С.
Тепловая схема турбоустановки К-750-65/3000 включает 5 ПНД и деаэратор с рд=1,2 МПа, /п.в=177°С. Особенностью турбин К-500-65/3000 и К-750-65/3000 является работа их на радиоактивном паре. По этой причине все водяные емкости системы регенерации должны иметь биологическую защиту. Все протечки радиоактивного пара должны собираться и направляться на дезактивацию. Для выработки нерадиоактивного пара на уплотнения турбин в тепловых схемах турбоустановок имеется испаритель.
12.3	Выбор параметров промежуточной сепарации и пром перегрева
Из уравнения (3.27) и рис. 3.5 видно, что применение промежуточной сепарации и промперегрева увеличивают тепловую экономичность АЭС. Выигрыш в тепловой экономичности существенно зависит от схемы осуществления промежуточной сепарации и промперегрева. Из рис. 12.2 видно, что при использовании только сепарации (кривая 1) (как это сделано для турбин К-70-30/3000) оптимальное разделительное давление можно выбирать в широком диапазоне от 3 до 20 % начального давления ро-
При использовании однократной сепарации с одноступенчатым перегревом пара (кривая 2) оптимальное разделительное давление находится в пределах 8—22 % от начального давления. В аналогичных пределах находятся оптимальные значения разделительного давления и для одноступенчатой сепарации с двухступенчатым перегревом пара (кривая 3).
Рис 12 2. Повышение экономичности турбоагрегата на насыщенном паре в зависимости от давления в сепараторе (СПП):
Г —только сепарация; 2—сепарация и одноступенчатый перегрев; 3 — сепарация и двухступенчатый перегрев
133
Если сравнить начальные давления р0 перед турбиной и разделительные давления для отечественных турбин, рассмотренных в § 12.2 (см. табл. 12.1), то не у всех турбин оно принято оптимальным. Если давление перед турбиной р0=4,4 МПа, то рСеп= = 0,35—0,77 МПа, для ро=6 МПа Рсеп=0,45—1,3 МПа, для Ро= = 6,5 МПа рСеп=0,48—1,3 МПа.
Для турбин К-220-44/3000 и К-500-65/3000 разделительное давление принято меньше оптимальных значений. Это связано с тем, что для ускорения проектирования и выпуска турбин для АЭС использовались отдельные корпуса турбин, хорошо зарекомендовавшие себя в эксплуатации на ТЭС, работающих на органическом топливе. Так, конструкция ЦНД турбины К-75-30/3000 полностью повторяет ЦНД турбины К-100-90/3000 для ТЭС. Для ЦНД турбины К-220-44/3000 использованы конструкции турбин К-300-240/3000 и К-500-240/3000 для ТЭС.
Выигрыш в тепловой экономичности определяется не только оптимальным значением разделительного давления, но и конечной температурой перегрева пара tm. Чем выше ^пе, тем выше тепло-вая экономичность. Но повышение tm приводит к уменьшению Д^пп=^о—tm. Снижение Afnir увеличивает поверхность теплообмена
Таблица 12.2. Оснозные характеристики (сепараторов-пароперегревателей
Характеристика	СПП-2 20М	СПП-1000	СПП-500 1	СПП-750
Количество на одну турбину Нагреваемая среда:	2	4	4	4
влажность перед сепаратором, %	13	11,6	15,4	13
давление на входе, МПа	0,3	1,13	0,33	0,47
температура на выходе, °C	241	250	263	263
расход на входе, кг/с Греющий пар: давление на входе, МПа:	135,6	327,8	141,1	181,4
первая ступень	1,77	2,7	1,92	6,2
вторая ступень температура на входе, °C:	4,23	5,71	6,27	—
первая ступень	206,2	228,1	210	278
вторая ступень расход, кг/с:	253,5	272,3	278,4	—
первая ступень	8,92	10,47	8,75	31,1
вторая ступень	7,44	18,03	11,7	—•
Число сепарационных блоков	16	20	20	25
Число сепараторов в блоке Число труб пароперегревателя:	5	6	3	5
первая ступень	3478	2960	14 876	8420
вторая ступень Число модулей (кассет):	3440	3959	17 780	—
первая ступень	94	96	60	Один
вторая ступень	93	107	70	пучок
Наружный диаметр корпуса, м	3,48	3,49	4,17	4,0
Высота корпуса, м	13,98	13,35	9,05	13,о
Масса сухого аппарата, т	109	128	119	165
134
промпароперегревателя, что ведет к удорожанию установкижи. Минимальное значение Мши выбирается на основе технико-экожономи-ческих расчетов и оптимальные его значения равны 18—25°<5°С. Из табл. 12.1 видно, что для турбин К-220-44/3000 А^ин состаугавляет 13,9 °C, для К-500-65/3000 он составляет 15,4 °C, для K-750-65-3G-3000— 17,4 °C. Для всех тихоходных турбин Мин = 24,3 СС.
Промежуточные пароперегреватели являются теплообмешенника-ми паро-парового типа, у которых коэффициент теплопередачшчи мал, так как с обеих сторон поверхность обмывается газом (папаром). Поэтому A/Х существенным образом влияет на поверх.рхность теплообмена. Чем меньше АСи, тем больше поверхность, ь, больше его металлоемкость и стоимость.
Увеличение поверхности пароперегревателя ведет к увелишичению его объема. Суммарный объем промежуточных элементов Tt турбины (сепаратора и промперегревателя) вынуждает применятгять дополнительные меры от разгона турбины при отключении ст стопорного клапана. Так, если расход пара в ЦВД прекращается, тс, то пар из объема сепаратора и промперегревателя через ЦНД м может раскручивать турбину до предельно опасных оборотов. По То этой причине для уменьшения объема сепаратора и промперегревгевателя их выполняют в едином элементе и называют сепаратором-прспромпе-регревателем (СПП). Для защиты турбины от разгона после те СПП стоит отсечной клапан для сброса пара помимо ЦНД в конд!нденса-тор или в атмосферу на двухконтурных АЭС и в конденсаторгор или в баки-барботеры для одноконтурных АЭС. В табл. 12.2 пририведе-ны основные характеристики СПП.
12.4.	Выбор числа выхлопов турбин
В гл. 3 было показано, что чем ниже тем больше сработанный теплоперепад,
давление в конденсатсаторе, тем выше тепловая ая эко-
номичность. По этой причине давление в конденсаторе сл следует принимать небольшим. С другой
стороны, как это видно из рис. 12.3, чем ниже давление в конденсаторе, тем больше удельный объем пара. Выходные скорости пара возрастают, увеличиваются потери с выходной скоростью пара (см. рис. 3.3). Для уменьшения потерь с выходной скорости приходится применять большие сечения для выхода пара из последних ступеней турбин. Так как высота лопаток последних сту-
Рис. 12.3. Зависимость удельного объема и температуры насыщения пара от вакуума в конденсаторе
135
Л, кДж/кг
2300 -
2700
2300
2500
-?
9 Цсд
UJ	Прон netponepe- .
Pz x-i гРеЬате-*ь
ЦНД
-,Р
&
& t-26# .<5
06А 1=121
6,0 Л,кДж/кг;
2900 -
Iх «**0,0°' р' °°,9Z9
2700
2500
А,кДж/кг
2900
0.9°
'°'Ъв
°,9з
сепара тор
ЦНД
6,0	6,5	7,0	7,5 $,кДж/|’кг-грав)
/7’кЛж/кг	,п=0ЛЬ9
Промпаропере- / , и*	ере ба тель ^v,
>6’
?Z ЦНД 1
*ЩЭ9 „ц
;0,°°
_______I______I 2300 -7,5 ^кДж/Гкг град) а)
6,5
2700 V-
2300
2100
Промпаропе-<Л регреба.-/ $ тель /
9' 2500
2900
7,5 .^кДж/Скг-град)
2Д82 ~’я /сепара-тор °°,5ог
7,0
t=250 р=0,638 t^193 р ^0,34-0
t=739
-l6 Промпаропере-гребатель^л
2700
2500
2300
ЦСД
|у
р =0,219 t = 180
>=0,11 t=130
f 0»2-Сепаратор ЦНД
ЦНД
р=0,0217
**°,9S
6,0
р -J______1______I___
6,5	7,0	7,5 ^,кДжДкг.гра8)
6,0
6,5	7,0
Рис 12.4. Процессы в h, s-диаграмме для турбин насыщенного пара для АЭС с ВВЭР и РБМК: а — К-220044/3000; б — К-10000-60/1500-2; в — К-1000-60/3000; г — К-500-65/3000; д — К-750-65/3000



t‘1etp$

пеней ограничена во избежание эрозийного износа, то и площадь выхлопа также ограничена. По этой причине для увеличения площади выхода берут несколько ЦНД, как правило, двухпоточных. Чем ниже давление в конденсаторе, тем больше число ЦНД.
Так, для турбины К-1000-60/1500 при высоте лопатки последней ступени 1100 мм при рк=3,9 кПа имеются один ЦВД и три ЦНД, а для такой же турбины с высотой лопатки последней ступени 1070 мм при рк = 5,9 кПа имеются один ПВД и два ЦНД.
Уменьшение количества корпусов турбины сокращает ее размеры, уменьшает затраты на сооружение машинного зала. На
136
рис. 12.4 приведены реальные процессы расширения пара в турбине в h, s-диаграмме для некоторых типов турбин. Здесь же указаны параметры отборного пара на регенерацию и параметры промежуточной сепарации и промперегрева. Как видно из рис. 12.4, в СПП имеется потеря давления на гидравлические сопротивления. Давление перегретого пара составляет рп.п=0,95 Рсеп-
Глава тринадцатая
ТЕПЛОФИКАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ НА АЭС
13.1.	Графики тепловых нагрузок
АЭС даже чисто конденсационного типа наряду с электроэнергией отпускает и теплоту для собственных нужд и для жилого поселка. Для этих целей на электростанции устанавливается теплофикационная установка. Для обеспечения теплотой крупных населенных пунктов строятся электростанции для комбинированной выработки электроэнергии и теплоты (АТЭЦ) и атомные станции теплоснабжения (ACT).
Потребности в теплоснабжении характеризуются графиками тепловых нагрузок. По аналогии с графиками электрических нагрузок (см. гл. 2) зависимость тепловой нагрузки от времени суток называется суточным графиком тепловых нагрузок. Теплота отпускается для промышленных целей и для коммунально-бытовых нужд.
Рис 13.1. График суточной тепловой нагрузки промышленных предприятий, работающих в две смены:
/ — зима, 2 — лето
Рис. 13.2. График годовой тепловой отопительной нагрузки:
1 — максимальные значения; 2 — минимальные значения
137
Рис. 13.3. График годовой тепловой нагрузки
На рис. 13.1 представлен суточный график промышленной нагрузки при двухсменной работе предприятий для зимнего и летнего времени. Промышленная тепловая нагрузка QnpOM в течение рабочего времени изменяется незначительно и не зависит от
температуры наружного воздуха.
Отопительная нагрузка Q0T (рис. 13.2) существенно меняется по месяцам и зависит от температуры наружного воздуха.
Отпуск теплоты для горячего водоснабжения Qr.B практически
в течение года остается постоянным, но может резко изменяться
по дням недели.
АЭС отпускают теплоту также для вентиляционных систем, Qbbht, зависящую от температуры наружного воздуха.
На основании графиков суточных тепловых нагрузок строится годовой график тепловой нагрузки по продолжительности на отопление, горячее водоснабжение и вентиляцию (рис. 13.3). Количество отпускаемой теплоты выражается в ГДж/ч. Как видно из рис. 13.3, максимальное потребление теплоты наблюдается в зимний период. Площадь под кривой определяет годовое потребление теплоты.
Мощность теплофикационной установки выбирается по максимуму тепловой нагрузки. Для оценки степени использования мощности теплофикационной установки вводится число использования установленной мощности
Туст.пром — Фпром/Фпром.макс>
(13.1)
где QnPoM —промышленная годовая нагрузка, ГДж; <2прОм. макс — максимальная мощность установки для отпуска теплоты на промышленные цели, ГДж; тУст.пром достигает 6000 ч и более.
Для коммунально-бытовой нагрузки
Туст.ком-быт = Ском-быт/фком-быт.макс>	(13.2)
где Qkom.owt — количество отпущенной за год теплоты на коммунально-бытовые нужды, ГДж; <2ком.быт.макс — установленная мощность теплофикационной установки, ГДж.
Значение туст. ком-быт находится в пределах от 2500 до 4000 ч.
13.2.	Схема теплофикационной установки и включение ее в тепловую схему АЭС
Теплофикационная установка должна включаться в тепловую схему АЭС, АТЭЦ с использованием конденсата греющих паров в 138
системе регейерации. Для конденсационных АЭС устанавливаются теплофикациойные установки малой мощности и включение их в тепловую сеть оказывает незначительное влияние на основные показатели тепловой экономичности.
На АТЭЦ с большим отпуском теплоты устанавливаются специальные теплофикационные или теплофикационно-конденсационные турбины с регулируемыми отборами пара, т. е. обозначение турбин будет не К, а Т или ТК.
Наряду с покрытием промышленной и коммунально-бытовой нагрузок АЭС могут отпускать теплоту и для обессоливания сильно минерализованных вод (морская вода) для получения питьевой воды. Такая схема реализована на Шевченковской АЭС с реактором БН-350. Станция работает по принципу комбинированной выработки электроэнергии и теплоты. В турбинах станции свежий пар расширяется Ие до давления в конденсаторе, как на обычных АЭС, а до давления 0,7 МПа, и затем весь пар направляется на испарители для обессоливания морской воды Каспийского моря. Такие турбины называются противодавленческими и обозначаются буквой П.
При комбинированной выработке электроэнергии и теплоты на АТЭЦ основными показателями тепловой экономичности являются КПД и удельный расход теплоты. При этом общий расход теплоты, Qo, подводимой в цикле АЭС, нужно разделить на получение электроэнергии W3, кВт-ч, и отдаваемую потребителям теплоту QTn, ГДж/ч. При обеспечении тепловых потребителей количеством теплоты QTn должны быть учтены потери при ее транспортировке, г]тп. Тогда электрический КПД АТЭЦ по производству электроэнергии составит
^эАТЭЦ = (О _ Q /п ) ’	(13.3)
ухо - Чтп/Лтп/
т. е. при определении КПД АТЭЦ все преимущества комбинированной выработки электроэнергии и теплоты относят только к выработке электроэнергии.
Количество электроэнергии, вырабатываемой отборным паром турбины, идущим затем в теплофикационную установку, называется выработкой электроэнергии на тепловом потреблении ®Эт.п. Чем больше удельная выработка на тепловом потреблении ТС^.т.п/Стп, тем выгоднее комбинированная выработка электроэнергии и теплоты.
Если станция отпускает только теплоту (ACT), W9=0, то
Паст = Т1тпт1р>	(13.4)
где т]р — КПД реакторной установки.
На рис. 13.4 преставлена схема теплоснабжения от электростанции. Все оборудование, расположенное в пределах АЭС, называется теплофикационной установкой (рис. 13.4, а). Все оборудование за пределами станции составляет тепловую сеть (рис. 13.4, б). Вода, циркулируемая по контуру, называется сетевой.
139
Рис. 13.4. Схема теплофикационной установки:
а — теплофикационная установка; б —тепловая сеть; 1 — потребитель теплоты; 2 — обратная магистраль; Я — установка подготовки добавочной воды'; 4 — подпиточный сетевой насос; 5 — сетевой насос; 6 — основной подогреватель сетевой воды; 7 — пар из отбора турбины; 5—уликовый сетевой подогреватель, 9 — редуцируемый свежий пар нлн отборный пар; 10 — прямая магистраль
Сетевые насосы 5 подают воду в основные подогреватели сетевой воды 6, на которые подается отборный пар из турбины 7. В периоды резкого снижения температуры наружного воздуха подключаются пиковые подогреватели сетевой воды 8, на которые подается редуцированный острый пар 9. Нагретая сетевая вода с температурой /щ» по трубопроводу 10, называемому прямой магистралью, направляется к потребителям теплоты 1. Охлажденная вода с температурой t06, по трубопроводу 2, называемому обратной магистралью, возвращается в теплофикационную установку. Для первоначального заполнения тепловой сети водой и компенсации потерь воды в тепловой сети имеется подпиточный бак 3 с подпиточным насосом 4.
13.3.	Выбор мощности теплофикационной установки
Определим установленную мощность теплофикационной установки Qot быт.макс, ГДж,
Оот.быт.макс = Фот.макс Овент.макс И- Ог.в-	(13.5)
Отопительная нагрузка Q0T зависит от объема отапливаемых помещений
СоТ=*оТУ(/вн-/иар)10’в.	(13.6)
где Хот — удельная отопительная характеристика здания, определяется как количество теплоты, теряемой 1 м3 здания в единицу времени при перепаде температур в 1 °C. Обычно хот= (1,2— 2,0) 103 кДж/(м3-°С-ч); V — кубатура зданий, м3; taH и /пар — температура внутреннего и наружного воздуха, °C. Температура воздуха внутри помещения /вн=18—20 °C;
Qot.макс	Ю"*’	(13.7)
где /^рЧ —расчетная температура наружного воздуха, принимаемая для данного района как средняя температура наиболее холодной пятидневки из четырех наиболее холодных зим за последние 25 лет.
140
Рис. 13.5. Температурный график теплосети:
J — температура прямей сетевой воды; 2 — темпера-тура обратной сетевой воды, 3 — граница качественного регулирования
Количество теплоты, воспринимаемой сетевой водой на отопление и передаваемое отопительной системе
ОрТ = G0TCj> (/щ, ^обр) Лт.С  Ю	(13.8)
Где Got — расход сетевой воды на отопление, кг/с; ср— теплоемкость сетевой воды, кДж/(кг-°С); t]T. с — КПД тепловой сети; Пт.с=0,9—0,95.
Если отпуск теплоты на отопление происходит за счет изменения расхода сетевой воды, G0T, то такое регулирование называется количественным, если за счет изменения /пр и /Обр, то регулирование называется качественным. Температуры /др и /Обр, отвечающие максимальной тепловой нагрузке Фот.макс, стандартизированы и для тепловых сетей большой протяженности /Пр//обр=150°С/70°С; для сетей небольшой протяженности /щЛобр= 130°С/70°С.
Количественное регулирование используется лишь в малом диапазоне изменения температур наружного воздуха — от +2 °C До + 10°С. Наиболее распространено качественное регулирование (рис. 13.5).
Расход теплоты на вентиляционные установки
Овент = rnVcp (/вн — /дар) 10“*,	(13.9)
где tn — кратность обмена воздуха в помещениях, ч-1; для помещений АЭС т = 1—10. Чем больше кубатура здания, тем меньше т; ср — теплоемкость воздуха, кДж/(кг-°С)
Овент.макс = tnVcp (/вн— /нар.вент) Ю *•	(13.10)
Для промышленных предприятий /нар’вент меньше Йар’от и при резком снижении температуры наружного воздуха снижают пг. Для АЭС в связи с возможным наличием в помещениях радиоактивности изменение пг запрещено и при определении Фвент.макс 4>асч 4расч
ПриНИМЗЮТ *нар.венг — *нар.от«
Количество теплоты для горячего водоснабжения зависит от числа жителей и норм расхода горячей воды на одного жителя:
Qr.B = ^0,-0 10—,	(13.11)
141
где n — число жителей; с — норма, расхода воды на, одного жителя в сутки, л/сут; ср — теплоемкость воды, кДж/(кг*°C); /Гор — температура горячей воды, подаваемой к потребителю, °C; 4ор= = 60—65 °C; — температура водопроводной воды.
Таким образом, мы определили установленную мощность Qot.быт.макс.
Мощность теплофикационной установки распределяется между основным и пиковым сетевыми подогревателями (рис. 13.4)
Сот.быт.макс — Qot.быт.макс ~Ь Qot.быт.макс,	(13.12)
где СотПбыт.макс — мощность основного сетевого подогревателя на отборном паре турбин, ГДж; Сот.быт.ьикс — мощность пикового сетевого подогревателя на свежем паре, ГДж.
Распределение тепловой нагрузки между основным и пиковым подогревателем характеризуется коэффициентом теплофикации
= Qot/Qot.быт.макс.	(13.13)1
Этот коэффициент показывает, что при ^На₽> $аРЧот экономичность работы турбины снижается. Поэтому большую часть нагрузки покрывают за счет отборного пара и только после исчерпания мощности СотПбыт.макс включаются пиковые подогреватели, питаемые редуцированным свежим паром.
Сетевые подогреватели изготовляются только поверхностного типа и могут- быть горизонтальными и вертикальными. Оба типа хорошо компонуются в машинном зале.
Вода в сетевых подогревателях только подогревается, поэтому ее давление должно быть больше давления отборного пара. При неплотностях в трубной системе сетевых подогревателей сетевая вода попадает в конденсат греющего пара и далее в систему регенерации. По этой причине подпиточная сетевая вода должна проходить умягчение.
13.4.	Тепловые схемы АТЭЦ и ACT
АТЭЦ должны быть расположены вблизи городов. По техникоэкономическим соображениям в настоящее время целесообразно использовать на европейской части СССР АТЭЦ с тепловой нагрузкой 1700 МВт и выше, a ACT — с нагрузкой 700—1700 МВт.
В СССР на Чукотском полуострове в поселке Билибино работает первая в СССР АТЭЦ, состоящая из четырех блоков мощностью по 12 МВт каждый. Схема принята трехконтурной. Она обеспечивает электроэнергией и теплотой промышленные и коммунально-бытовые нужды. Тепловая схема блока Билибинской АТЭЦ представлена на рис. 13.6. Теплота из активной зоны уран-графитового канального реактора 1 отводится при естественной циркуляции воды и пароводяной смеси. Тепловая мощность реактора 62 МВт, электрическая — 12 МВт. Паропроизводительность реакторной установки 96 т/ч. Давление пара в барабане-сепарато-
142
Рис. 13.6. Тепловая схема блока Билибинской АТЭЦ:
1 — реактор, 2 — струйный насос; 3 — барабан-сепаратор; 4 — деаэратор; 5 — питательные насосы, 6 — аварийный питательный насос; 7— турбогенератор; 8— промежуточный сепаратор; 9— воздушный охладитель циркуляционной воды; 10 — конденсатор; 11— циркуляционные насосы; 12 — конденсатный насос; 13 — регенеративный подогреватель; 14 — фильтр .для улавливания окнслов железа; 15 — сетевой подогреватель; 16 — пиковый сетевой подогреватель
ре ро=6,37 МПа и А>=279°С. Давление пара перед турбиной 7 .§,88 МПа, давление перед промежуточным сепаратором 8 принято 4),245 МПа. Пар на основной сетевой подогреватель 15 подается ;Из отбора турбины, на пиковый сетевой подогреватель 16 направляется свежий пар. Конденсат после конденсатора 10 конденсатными насосами 12 через регенеративный подогреватель 13 и фильтр 14 направляется в деаэратор 4. Питательные насосы 5 подают воду в струйный насос 2 для организации естественной циркуляции в главном реакторном контуре. Установлен аварийный питательный насос 6. Конденсат греющего пара пикового и основного сетевых подогревателей насосами 12 подается в основной поток конденсата.
Особенностью Билибинской АТЭЦ является использование в системе технического водоснабжения закрытой схемы охлаждения С применением «сухих» градирен 9. Циркуляционные насосы технической воды И прокачивают воду через поверхностный конденсатор и далее в воздушном охладителе («сухая» градирня) 9 Техническая вода охлаждается и возвращается в конденсатор.
В СССР в стадии строительства находятся более мощные АТЭЦ — Одесская и Минская, на основе двухконтурной АЭС с ВВЭР-1000 с двумя теплофикационно-конденсационными турбинами ТК-500-60/3000.
Более простым решением для теплоснабжения является строительство ACT. Давление в реакторах ACT значительно ниже (1,5—2,0 МПа) по сравнению с реакторами на АТЭЦ. Это упрощает их изготовление и повышает безопасность и надежность работы.
143
Рис. 13.7. Принципиальная тепловая схема ACT:
] — реактор; 2 — встроенный теплообменник промконтура; 3 — циркуляционный насос пром-контура; 4 — компенсатор давления промконтура с предохранительным клапаном, 5 — теплообменник расхолаживания; 6 — защитная герметичная оболочка; 7 — обратный клапан; 8 — сетевой подогреватель; 9 — регулирующий клапан; 10 — локализирующая задвижка; Ц — иасос теплосети; 12 — деаэратор подпитки; 13 — насос подпитки теплосети; 14 — насос подпитки промконтура; 15 — система очистки продувочной воды промконтура; 16 — насос спринклерной установки; 17 — система аварийного охлаждения реактора; 18 — деаэратор подпитки первого контура; 19 — насос подпитки первого контура; 20 — насос очистной установки реактора
Работа реактора на низкой температуре теплоносителя, малые затраты на собственные нужды (особенно при использовании естественной циркуляции) обеспечат экономичную работу ACT.
В СССР при сооружении ACT принята интегральная компоновка, когда активная зона реактора и промежуточный теплообменник размещены в едином корпусе реактора. Схема выполняется трехконтурной.
На рис. 13.7 представлена АСТ-500 тепловой мощностью 500 МВт или 1800 ГДж/ч. Принято три промежуточных контура с установкой промежуточных теплообменников в реакторе. При нарушении одной из петель две другие продолжают работать. Давление в промежуточном контуре ниже давления в реакторе и ниже давления сетевой воды. Поэтому при перетечках активного теплоносителя в промконтур, распространение радиоактивности за пределы станции исключено. Основной корпус реактора размещен во втором страховочном корпусе. Зазор между корпусами выбран таким, чтобы при разгерметизации первого корпуса и выхода теплоносителя в страховочный кожух активная зона не оголялась.
В корпусе реактора 1 располагаются теплообменники промкон-туров 2. При превышении давления в корпусе реактора сверх допустимого, вода сбрасывается через предохранительный клапан
144
в барботер 22. Для отвода гремучей смеси имеется система сжигания водорода 21. Все оборудование реакторного контура размещено в защитной оболочке 6 цилиндрической формы диаметром 33 м. Имеется система аварийного охлаждения реактора 17. Защитная герметичная оболочка 6 оборудована сплинклерной системой 16. Подпиточная вода из деаэратора подпитки 18 подпиточным насОсом чеюез систему очистки реакторной воды 20 подается в реактор. Циркуляция теплоносителя в промконтуре — принудительная с помощью насосов 3. Промконтур имеет компенсатор давления 4, и теплообменник расхолаживания 5. Для очистки теплоносителя промконтура имеется очистная установка 15. При работе насоса 3 обратный клапан 7 закрыт. При обесточивании станции насос 3 останавливается, давление на напоре падает и клапан 7 открывается и осуществляется естественная циркуляция через охладитель 5 и промежуточный теплообменник 2 и активная зона охлаждается. Подпитка промконтура осуществляется насосом 14. Сетевая вода насосом 11 подается в основной сетевой подогреватель 8. Подпитка тепловой сети производится через подпиточный деаэратор 12 насосом 13.
Глава четырнадцатая
АКТИВАЦИЯ И ДЕЗАКТИВАЦИЯ НА АЭС
14.1.	Причины радиоактивных загрязнений
Оборудование одноконтурных и первого контура двухконтурных АЭС работает в условиях наличия радиоактивности. Это приводит к радиоактивным загрязнениям как внутренних поверхностей оборудования, так и поверхности помещений, где оно расположено. Основным источником радиоактивного загрязнения являются продукты коррозии и эрозии, газы, дефекты в твэлах. Радиоактивные продукты коррозии появляются как за счет коррозии конструкционных и реакторных материалов, находящихся в активной зоне реактора, так и за счет продуктов коррозии контура циркуляции при выпадении их в теплоноситель и прохождении через активную зону. В гл. 17 приведены типы реакций, происходящих в активной зоне, реакции при прохождении продуктов коррозии через активную зону.
Продукты коррозии могут оседать на поверхностях контура циркуляции различными путями: механическое осаждение, сорбция, диффузия и химические взаимодействия.
Механические отложения образуются, как правило, в местах с вялой циркуляцией теплоносителя и застойных зонах. Механические отложения можно предотвратить путем конструирования контура циркуляции без застойных зон с применением скоростей теплоносителя, предотвращающих отложения, а также за счет
145
правильной организации водно-химического режима, когда большая часть продуктов коррозии находится в растворенном состоянии, а не в виде шлама.
Наиболее трудно удаляемыми являются отложения, образующиеся в результате сорбционно-диффузионных процессов и химического взаимодействия. Радиоактивные нуклиды при этом внедрены в окисную пленку и удаление их с повеохности связано с удалением окисной пленки.
В процессе работы реактора радиоактивность теплоносителя определяется в основном газовой радиоактивностью азота-16, кислорода-19, азота-13 и других. Газовая радиоактивность является короткоживущей и после останова реактора быстро спадает и радиоактивность оборудования в основном определяется отложениями продуктов коррозии. Таким образом, в процессе работы АЭС •образуются твердые, жидкие и газообразные радиоактивные отходы, требующие перед удалением их со станции дезактивации.
Под дезактивацией понимают удаление и обезвреживание радиоактивных отходов.
В качестве основной характеристики эффективности дезактивации принят коэффициент дезактивации
£Д=ЛН/ЛК,	(14.1)
где ЛЕ— начальная активность дезактивируемого объекта; Лк — конечная его активность.
14.2.	Дезактивация оборудования от твердых радиоактивных отложений
Дезактивация твердых радиоактивных отложений связана, в первую очередь, с удалением из контура отложений радиоактивных продуктов коррозии. Опыт эксплуатации АЭС показывает, что радиоактивные нуклиды продуктов коррозии, попадающие в теплоноситель, разносятся по контуру и 40—50% из них в результате сорбционно-диффузионных процессов внедряются в окисную пленку на поверхностях оборудования и трубопроводов, около 40 % их откладывается механически в местах с малыми скоростями теплоносителя и в застойных зонах (щелях, тупиковых участках и т. д.) и небольшая часть, 10—20 %, выносится из контура с продувочной водой и организованными и неорганизованными протечками.
Приходится дезактивировать также съемное оборудование перед ремонтом, инструменты, спецодежду. Периодической дезактивации подлежат также поверхности помещений, где располага--ется ремонтное оборудование, имеющие радиоактивность в результате попадания на них радиоактивной пыли или аэрозолей.
Дезактивация оборудования в сборе — это всегда процесс химической очистки оборудования с применением реагентов. Дезактивации может подвергаться как весь контур, так и отдельные 146
его части. Циркуляция отмывочного раствора осуществляется специальными насосами.
Для дезактивации съемного оборудования (задвижки, насосы и др.), инструментов используются специальные ванны. Для удаления окисных пленок с дезактивируемого оборудования необходимо применять реагенты с реализацией окислительно-восстановительных реакций. Для этого поверхности попеременно обрабатываются щелочными и кислотными растворами с применением водных промывок после каждого этапа. Применяемые реагенты зависят от состава удаляемых отложений и конструкционного материала, на котором они отложились. Для дезактивации с использованием аустенитных нержавеющих сталей нельзя применять реагенты, содержащие хлориды, например, соляную кислоту. Хлор-ион вызывает коррозионное растрескивание аустенитных сталей. Дезактивация обычно проводится в несколько циклов. Наиболее распространенной является технология дезактивации с применением на первом этапе 2—4 % едкого кали (КОН) с 0,2— 0,4 % перманганата калия (KMnOt) и по 0,5—1 % щавелевой кислоты (Н2С2О4) с добавками лимонной кислоты на втором этапе. Время дезактивации—1—3 ч при температуре раствора 85— 100 °C. В последние годы для дезактивации широкое применение находят композиции с комплексонами, например, соли этилендиаминтетр ауксусной кислоты и лимонная кислота. Для дезактивации больших поверхностей (баков, стен помещений и др.) применяют пароэмульсионный метод. В качестве дезактивирующего раствора используют щавелевую кислоту концентрацией 20 г/кг, поверхностно-активное вещество ОП-7 концентрацией 5 г/кг и гексафосфат натрия 5 г/кг. Раствор в виде паровой эмульсии наносится на стенки с помощью специальных пистолетов, к которым подводится пар с давлением 0,8—1,2 МПа.
Вышедшее из строя высокоактивное оборудование, инструмент и спецодежда, дезактивацию которой проводить нецелесообразно, обезвреживают путем захоронения. Перед захоронением необходимо максимально уменьшить их объем. Захоронение идет в специальных хранилищах.
Дезактивационные растворы после дезактивации являются жидкими радиоактивными отходами и, в свою очередь, требуют их дезактивации.
14.3.	Дезактивация жидких радиоактивных отходов
Жидкими радиоактивными отходами на АЭС являются: продувочные воды реактора, организованные и неорганизованные протечки теплоносителя реакторного контура, вода бассейнов выдержки и перегрузки, дренажи, трапные и обмывочные воды, дезактивационные растворы, воды прачечных и душевых, продувочная вода парогенераторов. Жидкие радиоактивные отходы подразделяются на высокоактивные (с активностью выше 10~4 Ки/л) и слабоактивные (менее IO-4 Ки/л). Существует много способов обезвре-
147
вега
Рис 14.1. Схема дезактивации и хранения жидких радиоактивных отходов:
1 — подвод воды к рабочей установке; 2 — подвод воды к резервной установке; 3 — выпарной аппарат, 4 — подогреватель, 5 — подвод сжатого воздуха; 6 — доупариватель, 7 — сброс кубового остатка в ХЖО; 8 —дегазатор; S —насос; 10 — охладитель; // — подвод воды для выгрузки фильтрующих материалов; 12, 13, 14 — механический, катнонитный и анионитный фильтры, 15 — контрольный бак, 16 — перекачивающий насос, 17 — линия от резервной установки, 18 — в бак чистого конденсата (БЧК); 19 — линия сброса сорбентов в ХЖО, 20 —бак хранения жидких отходов; 21 — резервный бак ХЖО; 22 — бак хранения фильтрующих материалов; 23 — вакуумная емкость; 24 — подвод к вакуумному насосу; 25 — трубопроводы подвода и отвода газа; 26 — линия к бакам трапных вод
живания жидких радиоактивных отходов. Наибольшее распространение получили метод ионного обмена и термический метод (упаривание). Дезактивация жидких радиоактивных отходов опирается на два основных принципа: раздельная дезактивация вод, различающихся по радиоактивности и физико-химическим показателям, и возможно полный возврат очищенных вод в цикл АЭС. Очистка продувочных вод реакторов и парогенераторов осуществляется на ионно-обменных фильтрах с полным возвратом очищенной воды в цикл (см. гл. 17). Эти установки более компактны и проще в эксплуатации по сравнению с выпарными аппаратами. Выпарные аппараты дают наиболее высокий коэффициент очистки, но для их работы требуется постоянный расход пара из отборов турбины. Это является прямой энергетической потерей для цикла. Для уменьшения расхода пара на выпарные аппараты их выполняют многоступенчатыми, что значительно осложняет обстановку. По этой причине выпарные аппараты для очистки продувочных вод не применяются.
Жидкие радиоактивные отходы протечек, дренажей, трапных и обмывочных вод и другие собираются в баках «грязного» конденсата. Для их обработки используются одноступенчатые выпарные аппараты с дополнительной очисткой полученного конденсата на ионообменных фильтрах. На рис. 14.1 представлена схема дезактивации жидких радиоактивных отходов с применением вы-148
парного аппарата и связь его с хранилищем жидких и твердых радиоактивных отходов («могильником»).
Вода из бака «грязного» конденсата 1 (на вторую параллельную установку по линии 2) подается в основной корпус выпарного аппарата 3. За счет подвода греющего пара в подогреватель 4 происходит парообразование. Пар направляется в конденсатор 8 и далее насосом 9 через доохладитель 10 подается на ионообменную установку для доочистки, состоящей из механического фильтра 12, катионита 13 и анионита 14. Очищенный конденсат собирается в мерном баке 15, откуда насосом 16 по линии 18 направляется в бак «чистого» конденсата. Несконденсировавшиеся радиоактивные газы из конденсатора направляются на спецгазоочистку (СГО). Часть воды из основного корпуса испарительной установки 3 направляется в доупариватель 6, где за счет работы подогревателя 4 происходит доупаривание воды с доведением содержания примесей в концентрате (так называемом кубовом остатке) до 500—600 г/кг. Таким образом на захоронение подается небольшой объем жидких радиоактивных отходов. Из доупаривателя 6 с помощью сжатого воздуха 5 кубовый остаток направляется по трубопроводу 7 в бак хранилища жидких радиоактивных отходов (ХЖО) 20. Баков устанавливается два: один основной 20 и второй — резервный 21. После заполнения основного бака подача кубового остатка переключается на резервный.
Конструкция баков ХЖО выполняется по принципу бак в баке. Если происходит нарушение плотности основного внутреннего бака, то радиоактивные протечки поступают во второй бак, а оттуда с помощью вакуумной емкости 23 по линии 26 направляются на дезактивацию. При необходимости перекачки воды из бака 20 или 21 вакуумная емкость 23 подключается к вакуумному насосу 24. За счет разрежения вода поступает в емкость 23, а оттуда сжатым воздухом 5 выдавливается по линии 26 на дезактивацию.
Исчерпавшие свою обменную емкость сорбенты из фильтров 12, 13, 14 гидротранспортом 11 (с помощью подачи воды) по линии 19 направляются в бак хранения сорбентов 22. Для отделения фильтрующих материалов от воды в нижней части бака 22 имеется фильтрующий слой из песка и гравия. Прошедшая через фильтрующий слой вода с помощью вакуумной емкости 23 откачивается на дезактивацию по линии 26.
В ХЖО и баке хранения радиоактивных сорбентов в результате вторичных распадов образуются радиоактивные газы. Для их удаления надводные пространства баков 20, 21 и 22 вентилируются с помощью газа (обычно азота или воздуха) по линиям 25.
Хранилища ХЖО рассчитаны на 5 лет работы АЭС. Емкость баков 20 и 21 составляет по 500 м3, бака 22— 150 м3.
Захоронение жидких радиоактивных отходов представляет трудную проблему, при этом должно быть полйостью исключено распространение радиоактивности в окружающую среду. Для упрощения хранения жидких радиоактивных отходов производят их
149
Рис. 14.2. Схема битумирования кубового остатка:
1 — подача кубового остатка; 2 — расходный бак кубового остатка; 3 — насосы подачи кубового остатка; 4 — электронагреватель; 5 — насос подачн смеси битума и кубового остатка; 6 — мешалка; 7 —насосы подачн расплавленного битума; 8 — плавнтель битума; 9 — греющий пар
Рис. 14.3. Схема газгольдерной установки для выдержки газов:
1 — из надводного пространства баков «грязного» конденсата; II — конденсат на дезактивацию; III — в систему непрерывной очистки; IV — в вентиляционную трубу; 1 — охладители; 2 — аэрозольные фильтры. 3 — компрессоры; 4 — газгольдеры
отверждение. Для отверждения используют методы битумирования, цементирования,стеклования.
На рис. 14.2 представлена схема битумирования концентрированных жидких радиоактивных отходов. Концентрированный раствор кубового остатка (рис. 14.1) по линии 1 направляется в расходный бак 2, затем насосами 3 подается в битуматор. С помощью электронагревателей 4 поддерживается необходимая температура в битуматоре. В плавителе битума подогрев его производится за счет отборного пара 9. Смесь битума и кубового остатка насосами 5 подается в отвердитель, затем в виде блоков отправляется на длительное хранение.
14.4.	Дезактивация газообразных радиоактивных отходов
Газообразные радиоактивные отходы появляются в результате работы систем вентиляции, особенно в период перегрузки реактора. Кроме того, на АЭС существует множество технологических сдувок из надводных пространств баков «грязного» конденсата, баков-барботеров, баков ХЖО и др. для удаления выделившихся из воды радиоактивных газов. Выбрасывать в атмосферу воздух,
150
содержащий радиоактивные газы, в основном инертные газы и йод, запрещено, необходима их предварительная дезактивация. При выдержке радиоактивных газов в результате вторичных распадов образуются новые стабильные или нестабильные нуклиды, часто в виде аэрозолей.
Поэтому установки для дезактивации в своем составе должны содержать аэрозольные фильтры.
Применяют два способа дезактивации газов: выдержку их в емкостях — газгольдерах и очистку в адсорбционных установках. Для станций большой мощности применяют оба способа.
На рис. 14.3 приведена схема выдержки радиоактивных газов в газгольдерах. Радиоактивные газы по линии / поступают вначале в охладители 1 для конденсации паров, содержащихся в газовой среде. Конденсат этих паров по линии II направляется на дезактивацию, а газы проходят через аэрозольные фильтры 2 и далее компрессорами 3 направляются в газгольдеры 4 на выдержку. Давление в газгольдерах 0,8—1,0 МПа. Время выдержки газов в газгольдерах определяется временем распада 133Хе. После выдержки газы через аэрозольные фильтры 2 выбрасываются в вентиляционную трубу. Газгольдеры устанавливают с резервом (обычно два рабочих и два резервных).
Радиоактивные газы можно дезактивировать путем адсорбции их на твердых материалах. Для этого газы предварительно осушают, затем охлаждают до температуры 10—15°C и направляют в адсорбер. Адсорбер заполняется активированным углем СКТ в зернах. Чем ниже температура очищаемого газа, тем выше коэффициент очистки. Некоторые схемы очистки газов в адсорберах снабжаются холодильными машинами для более глубокого охлаждения газа (до —70°C). Коэффициент очистки при этом возрастает в десятки раз.
Глава пятнадцатая
ВЕНТИЛЯЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ НА АЭС
15.1.	Назначение вентиляционных установок
На АЭС все помещения подразделяются на зону строгого режима и зону свободного режима. В свою очередь, помещения зоны строгого режима подразделяются на помещения постоянного обслуживания, с периодическим обслуживанием и необслуживаемые.
К помещениям зоны строгого режима на АЭС с ВВЭР относятся реакторный зал, помещения боксов парогенераторов и ГЦН, гидроемкостей и компенсаторов давления, спецводоочистки, вытяжных вентиляционных камер. На одноконтурных АЭС добавля
151
ются еще помещения машинного зала и верхних отметок деаэраторной этажерки.
В обслуживаемом помещении возможно пребывание обслуживающего персонала при работающем реакторе в течение рабочего дня, если суммарная доза его облучения не превышает допустимых величин (центральный зал, лаборатории, коридоры и т. п.).
В полуобслуживаемых помещениях допустимо кратковременное пребывание обслуживающего персонала при работающем реакторе.
В необслуживаемых помещениях пребывание обслуживающего персонала при работающем реакторе не допускается (помещения боксов парогенераторов, компенсатора объема, ГЗЗ и др.).
В обслуживаемых помещениях (центральный зал реактора) в воздух выделяются небольшие количества теплоты и влаги, возможно появление радиоактивных аэрозолей. Вероятность появления радиоактивности в реакторном зале возрастает при проведении планово-предупредительных ремонтов (ППР) и перегрузках топлива, когда открываются шахта аппарата и бассейн выдержки.
К помещениям зоны свободного режима относятся машинный зал двух- и трехконтурных АЭС, щиты управления. Единственным требованием к вентиляции зоны свободного режима является поддержание санитарно-гигиенических норм температуры, влажности и запыленности воздуха в помещениях, где обслуживающий персонал может находиться неограниченное время.
Задачей вентиляционных систем помещений зоны строгого режима является:
1)	создание необходимого разряжения, препятствующего распространению радиоактивного воздуха в соседние помещения при возможных неплотностях;
2)	удаление избыточной теплоты и влаги;
3)	создание нормальных условий для работы оборудования;
4)	создание нормальных условий для обслуживающего персонала при работе оборудования;
5)	создание нормальных условий для проведения ремонтных и перегрузочных работ в период остановки реактора.
Если на обычной ТЭС на органическом топливе назначением
вентиляции является создание Таблица 15.1. Кратности обмена воздуха общеобменной вентиляции		санитарно-гигиенических условий для работы обслуживающего персонала, то для АЭС — это еше и обеспечение радиационной безо-
Объем помещений, м8	Кратность воздухообмена, 1/ч	пасности персонала. Поэтому на ТЭС можно ограничиться естественной аэрацией в сочетании с
до 100 500 1000 5000 10 000 и более	10 5 3 2 1	вентиляцией мест с повышенным тепловыделением и влаги. На АЭС этого недостаточно и применяют мощные вентиляционные системы с большими расходами воздуха. При этом должна обес-
152
печиваться определенная кратность обмена воздуха, зависящая от кубатуры вентилируемого помещения и наличия радиоактивности. В табл. 15.1 приведены кратности об-мена воздуха в помещениях зоны строгого режима.
В помещениях строгого режима обмен воздуха меньше, чем однократный, не допускается. При перегрузках кратность обмена воздуха в реакторном помещении удваивается.
15.2	Основы проектирования технологической вентиляции
Основные требования к специальной технологической вентиляции высокая надежность и эффективность. Эксплуатация АЭС невозможна без работающей вентиляции. Вентиляционные установки продолжают работать, даже если станция остановлена. В основу создания системы вентиляции положен принцип раздельной вентиляции помещений зон строгого и свободного режимов.
Полуобслуживаемые и необслуживаемые помещения зоны строгого режима — это в основном помещения, где располагается оборудование реакторного контура и спецводоочистки.
Технологическая вентиляция работает по принципу приточновытяжной, так как она должна обеспечивать организованные потоки воздуха и поддерживать необходимое разряжение в помещениях. Подача чистого воздуха и удаление загрязненного должны быть организованы таким образом, чтобы надежно вентилировалось все помещение без застойных зон. Потоки воздуха должны направляться из более чистых помещений в более загрязненные с исключением перетечек в обратном направлении. Приточные устройства вентиляционной установки обозначаются буквой «П» с соответствующим порядковым номером, вытяжные системы — буквой «В» с соответствующим порядковым номером приточной вентиляции. Системы вентиляции работают по разомкнутой системе с выбросом воздуха после очистки на фильтрах в вентиляционную трубу.
Вентиляционные системы поддерживают также необходимый температурный режим в помещениях: не более 40 °C в полуобслу-живаемых помещениях и не выше 60°C в необслуживаемых. Если приточно-вытяжная система вентиляции эти параметры не обеспечивает. то она дополняется специальной рециркуляционной системой вентиляции для отвода теплоты и обозначается буквой «Р». Рециркуляционный воздух охлаждается в теплообменниках, в которые подается вода с температурой 10 °C. В летнее время такая температура воды обеспечивается за счет работы специальной пароэжекторной холодильной машины. В помещениях с постоянным пребыванием обслуживающего персонала нужно обеспечивать не только необходимую кратность обмена воздуха, но и поддерживать температуру на уровне 20—22 °C и влажность воздуха около 60 % в течение всего года. Такой режим обеспечивается системами кондиционирования воздуха.
153
ПС
Рис. 15.1. Вентиляция помещений очистки радиоактивных вод.
1 — вытяжная система необслуживаемых и полуобслуживаемых помещений; II — вытяжная система обслуживаемых помещений, III — система приточной вентиляции; IV — обслуживаемое помещение; V — необслуживаемое помещение, VI — полуобслуживаемое помещение, VII — коридор обслуживания, VIII — лаборатория; IX — в вентиляционную трубу Н-100 м, 1 — масляный фильтр, 2 —калорифер; 3 —вентилятор с электродвигателем; 4 — напорный патрубок; 5 — герметичный клапан с электродвигателем, 6 — клапан обыкновенный с сеткой; 7 —клапан избыточного давления; S—вентили; 9 — аэрозольный фильтр
При проектировании систем специальной технологической вентиляции должны выполняться следующие правила:
1)	параллельное подсоединение помещений с разной степенью радиоактивности к одной системе недопустимо;
2)	для уменьшения мощности вентиляционных систем возможно последовательное подключение к одной вентиляционной системе помещений с разной степенью радиоактивности с перетоком воздуха из помещений с меньшей радиоактивностью в более загрязненные помещения. Такая система обеспечивает переток воздуха из обслуживаемых помещений в полуобслуживаемые и необслуживаемые с помощью клапанов давления, препятствующих перетоку воздуха в обратном направлении;
3)	из мест повышенной радиоактивности должна быть местная вытяжная вентиляция для локализации радиоактивности;
4)	обязательное 100%-ное резервирование вентиляционных установок с автоматическим включением резерва и автоблокировкой электродвигателей клапанов приточной и вытяжной систем с двигателями соответствующих вентиляционных установок;
5)	выбор производительности вентиляционных систем должен выбираться с учетом перегрузок топлива и ремонтных работ, когда выход радиоактивности повышен.
154
На рис. 15.1 представлена схема специальной технологической вентиляции помещений очистки радиоактивных вод. Приточный воздух в воздухозаборную шахту поступает снаружи с территории АЭС, где чистота воздуха наибольшая. Воздух может содержать некоторое количество пыли, которую надо предварительно удалить. Для этих целей на входе воздуха устанавливаются масляные фильтры 1. Масляные фильтры представляют из себя движущиеся сетки, смачиваемые маслом. Внизу 'масляных фильтров имеется емкость с маслом. При проходе через слой масла вращающихся сеток, происходит смыв пыли, осевшей па сетках при проходе через них воздуха. Для подогрева воздуха зимой и охлаждения летом установлены калориферы 2.
На напорной части 4 вентиляторов 3 приточной вентиляции III установлены герметичные клапаны 5, электродвигатели которых блокированы с электродвигателями вентиляторов приточной и вытяжной систем вентиляции. Это приводит к одновременному запуску приточных и вытяжных систем. Воздух поступает через клапан 6 в коридор обслуживания VII и другие обслуживаемые помещения (лаборатории, щиты обслуживания и др.) IV и VIII.
Назначение вентиляции в обслуживаемых помещениях — создание нормальных санитарно-гигиенических условий. Поэтому воздух из этих помещений через вентиль 8 вытяжной системой II направляется в вентиляционную трубу IX без предварительной очистки.
В полуобслуживаемые VI и необслуживаемые V помещения воздух поступает через клапаны давления 7. В этих помещениях возможно появление радиоактивных газов и аэрозолей. По этой причине воздух с помощью вытяжной системы / прокачивается через аэрозольные фильтры 9 и только после этого выбрасывается в вентиляционную трубу.
Помещения спецводоочистки и связанные с ней ХЖО являются зоной повышенной радиоактивности. Поэтому вентиляционная система имеет большую производительность. Так, для ВВЭР-440 производительность вентиляционной системы спецводоочистки составляет 80 000 м3/ч с 5-кратным обменом воздуха.
Очищенный воздух выбрасывается в вентиляционную трубу высотой 100—120 м. Для двух блоков с ВВЭР-440 сооружается одна труба высотой 120 >м с диаметром в устье (на выходе) 3 м.
Таблица 15.2. Среднемесячные допустимые нормализованные выбросы (ДНВ), отнесенные к 1000 МВт, и предельно допустимые выбросы (ПДВ) для АЭС в целом при ее мощности более 6000 МВт
Долгоживущие нуклиды	ДНВ, мКи/мес	ПДВ, мКи/мес	Долгоживущие нуклиды	ДНВ, мКи/мес	ПДВ, мКи/мес
Кобальт-60	15	90	Стронций-89	15	90
Марганец-54	15	90	Хром-51	15	90
Стронций-90	1,5	9	Цезий-137	15	90
155
Таблица 15.3. Среднесуточные допустимые нормализованные выбросы (ДНВ), отнесенные к 1000 МВт мощности, и предельно допустимые выбросы (ПДВ) для АЭС в целом при ее мощности более 6000 МВт
Нуклиды	ДНВ, Ки/сут	ПДВ, Ки/сут
Инертные радиоактивные газы (аргон, криптон, ксе-	500	3000
нон) суммарно Йод-131 (газовая и аэрозольная фазы) суммарно	0,01	0,06
Долгоживущие нуклиды, оставшиеся на фильтре через 2 сут после начала эксплуатации	1,5-Ю-2	0,09
Короткоживущие нуклиды, определяемые как разность оставшихся нуклидов на фильтре через 1 и	0,2	1 2
2 сут после начала эксплуатации		
Примечание. Допускается однократный или суточный выброс, превышающий значения, указанные в таблице, если суммарные выбросы за квартал не превысят расчетного значения по таблице.
Общий объем выбрасываемого через нее воздуха составляет 527 000 м3/ч при скорости выброса 20 м/с.
В табл. 15.2 и 15.3 приведены предельно-допустимые выбросы на 1000 МВт установленной мощности.
Кроме вентиляционных систем, осуществляющих общеобменную вентиляцию, существуют системы подачи воздуха к средствам индивидуальной защиты (пневмокостюмам). Так, для проведения срочных работ в реакторном зале существует система вентиляции мощностью 750 м3/ч для подачи воздуха к пневмокостюмам. Пневмокостюмы подсоединяются к этой системе с помощью воздухораспределительных гребенок с гибкими шлангами. Производительность гребенки— 15 м3/ч воздуха. Установки эти — только приточного воздуха с установкой на напоре аэрозольных фильтров. Такие же системы имеются и в корпусе спецводоочистки.
15.3.	Воздуховоды и вентиляционные центры
Вентиляционные установки АЭС имеют в своем составе множество агрегатов, перекачивающих в час сотни тысяч «чистого» и «загрязненного» воздуха. Для уменьшения количества обслуживающего персонала и борьбы с аэродинамическим шумом желательно объединить все агрегаты в приточные и вытяжные центры. Недостатком такого объединения является увеличение протяженности воздуховодов. Приточные и вытяжные центры располагаются отдельно. Центр приточной вентиляции располагается в наиболее чистой зоне на АЭС как пристройка к машзалу, центр вытяжной — ближе к вентиляционной трубе как пристройка к реакторному залу. При этом в наибольшей степени обеспечивается ступенчатость приточно-вытяжной вентиляции и сокращается трассировка воздуховодов. Независимо от расположения центров приточной и вытяжной вентиляции необходимо обеспечение автоблокировки электроприводов приточных и вытяжных вентиляторов 156
с герметичными клапанами. Центр вытяжной вентиляции устанавливается в герметичном боксе, который должен быть оборудован вытяжной вентиляцией. Помещение бокса относится к разряду полуобслуживаемых. Электропривод вентиляторов, приводной арматуры и контрольно-измерительные приборы выносятся в обслуживаемые помещения.
Диаметры воздуховодов могут быть значительны — до 1500 мм, так как приходится прокачивать большие количества воздуха. Воздуховоды выполняются из перлитных сталей с внутренним покрытием коррозионно-стойким лаком. Воздуховоды вытяжной системы должны иметь биологическую защиту, для чего желательна использовать строительные бетонные конструкции. Воздуховоды прокладываются с уклоном и устройством дренажей в нижних точках для отвода влаги.
Категорически запрещается врезка воздуховодов в вентиляционную трубу без предварительной очистки газов.
Глава шестнадцатая
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ТРАНСПОРТ НА АЭС
16.1.	Назначение технологического транспорта
Система технологического транспорта на АЭС предназначена для обеспечения операций с ядерным топливом. Технологический транспорт выполняет следующие функции:
1)	подготовка производства транспортно-технологической части;
2)	обеспечение активной зоны реактора достаточным количеством свежего топлива для поддержания требуемого уровня 'мощности;
3)	извлечение отработавшего топлива из активной зоны реактора и замена его свежим топливом;
4)	выдержка отработавшего топлива в бассейне выдержки на АЭС с целью снижения его радиоактивности и остаточных тепловыделений;
5)	выполнение операций по извлечению и установке внутри-корпусных элементов реактора.
Подготовка производства заключается в приеме с железнодорожного транспорта кассет, технологических каналов, стержней управления и защиты и др. и передаче их в соответсвующие помещения на сборку, контроль и хранение.
Операции со свежим топливом включают доставку и хранение свежего топлива и подготовку его к загрузке в реактор.
Рассмотрим основные транспортно-технологические операции со свежим топливом для реакторов ВВЭР. Свежее топливо железнодорожным, водным, автомобильным транспортом в специальных контейнерах доставляется с завода-изготовителя до АЭС. Далее
157
Рис 16.1. Схема операций с отработавшим топливом:
1 — реактор; 2 — перегрузочная машина; 3 — стеллажи для отработавших ТВС; 4 — гнездо приемного отсека бассейна выдержки; 5 — железнодорожный транспорт; 6 — транспортный контейнер, 7 — мостовой кран реакторного зала; 8 — бассейн выдержки;
I — перегрузка отработанных ТВС нз реактора в бассейн выдержки; II — перегрузка выдержанных ТВС в транспортный контейнер; III — погрузка контейнера на железнодорожный транспорт
по специальной платформе (рис. 16.1) по транспортному коридору топливо подается под блок склада свежего топлива. С помощью •мостового крана 7 контейнеры с тепловыделяющими сборками (ТВС) устанавливаются на место временного хранения в стеллажи 4, где они жестко дистанционируются.
Склад свежего топлива может размещаться как в здании реактора, так и за его пределами в отдельном здании. В последнем случае имеется один склад на все блоки АЭС, так как сразу несколько блоков не перегружаются.
16.2.	Перегрузка топлива и перегрузочные машины
Основные конструктивные особенности перегрузочного оборудования определяются типом и конструкцией реакторной установки. Выбор схем и оборудования для перегрузки топлива зависит также ют компоновки АЭС.
Для РБМК перегрузка топлива осуществляется «на ходу» без остановки реактора. Для ВВЭР перегрузка происходит при остановленном реакторе и снижении в нем давления до атмосферного.
Рассмотрим перегрузку топлива для ВВЭР. На рис. 16.1 приведена схема транспортно-технологических операций с отработавшим топливом. Перед началом перегрузки топливная сборка из стеллажа переставляется в чехол, который устанавливается в
158
Рис. 16.2. Перегрузочная машина для ВВЭР-440
1 — телескопическая штанга с телевизионной камерой, 2 — колонка с противовесом; 3_
рабочая штанга; 4 — установка цепного кабелеукладчика тележки, 5 — сменный инструмент
Рис. 16.3. Разгрузочно-загрузочная машина для РБМК
/ — магазин, 2 — технологическое оборудование; 3 —верхняя часть скафандра с механизмами подъема и опускания подвески с кассетой, 4 — привод перемещения и управления захватом, 5 — цепи управления и перемещения захвата, 6 — ферма; 7 —механизм перецепки; 8 — привод поворота магазина, 9—средняя часть скафандра для размещения свежей и отработавшей ТВС, 10 — запорное устройство, 11 — контактная резервная система точного наведения; 12 — оптико-телевизиоиная система наведения, 13--биологическая защита, 14 — нижняя часть скафандра, /5 — ключ герметизации запорного устройства, /6 — механизм перемещения стыковочного патрубка; 17 — контейнер; 18 — мост крана, 19 — тележка крана
приемный отсек бассейна выдержки. Реактор останавливается и расхолаживается. Перегрузка ВВЭР осуществляется один раз в год. Перегрузка состоит в замене отработавших ТВС на свежие. Наибольшее распространение получил так называемый «мокрый» способ перегрузки, предусматривающий транспортировку отрабо
159
тавших ТВС от реактора к месту выдержки под защитным слоем воды, обеспечивающей мощность дозы облучения, соответствующую условиям обслуживаемого помещения.
Перегрузочная машина 2 (рис. 16.1) извлекает из активной зоны реактора ТВС с отработавшим топливом и транспортирует под слоем воды 1 в стеллажи 3 бассейна выдержки 8 для хранения отработавших ТВС. Свежие ТВС тем же путем загружаются в реактор. Извлеченные из реактора ТВС хранятся в бассейне выдержки под слоем воды. С уровня воды производится отсос воздуха в систему вытяжной вентиляции. Для отвода остаточного тепловыделения ТВС предусмотрен автономный контур циркуляции воды. Все трубопроводы ввода и вывода подсоединены к бассейну выдержки выше минимального уровня для того, чтобы в случае разрыва трубы бассейн выдержки не освобождался из-под воды. В бассейне выдержки имеется резервная зона, способная принять в аварийных ситуациях всю топливную загрузку реактора.
После определенного времени выдержки ТВС в транспортном контейнере вывозятся с территории АЭС.
Перегрузочная машина для ВВЭР-440 представлена на рис. 16.2. Масса машины — 30 т. Перегрузочная машина состоит из напольного моста, передвигающегося по рельсовым путям, смонтированным над бассейном выдержки и реактором, и тележки с рабочей штангой 3, движущейся в направлении, перпендикулярном движению моста. Машина имеет следующие характеристики: транспортная скорость движения штанги — 0,1 м/с, доводочная — 6,01 м/с, скорость движения тележки 0,01—0,1 м/с с плавным регулированием. Скорость передвижения моста 0,01—0,5 м/с с плавным регулированием. Для наблюдения за работой перегрузочной штанги, зон перегрузки реактора используется телевизионная камера, установленная на телескопической штанге /.
Управление машиной осуществляется дистанционно с малого щита управления.
На рис. 16.3 представлена разгрузочно-загрузочная машина (РЗМ) для РБМК-1000. Основными ее частями являются: кран, контейнер, скафандр, ферма, технологическое оборудование, система наведения, органы управления. Мост крана располагается на высоте 11 м от пола центрального реакторного зала и продвигается на расстояние 39,6 >м, тележка крана — на 12,5 м. Мост и тележка имеют две скорости: основная — около 0,16 м/с и доводочная 0,02 м/с. При доводочной скорости мост и тележка перемещаются толчками в 1 мм.
Последовательность операций при перегрузке следующая: заполнение скафандра конденсатом с температурой 30 °C, стыковка его с технологическим каналом, подлежащим перегрузке, выравнивание давлений в скафандре и технологическом канале, подача конденсата в технологический канал с расходом м3/ч, выгрузка отработавшей кассеты, снижение давления в скафандре до атмосферного, перемещение вынутой сборки в хранилище отработавших сборок.
160
Глава семнадцатая
ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ И ФИЗИКОХИМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ В СИСТЕМАХ АЭС
17.1.	Задачи водно-химического режима
Водно-химический режим — это наиболее целесообразный комплекс эксплуатационных и конструкторских мероприятий, обеспечивающих оптимальные физико-химические характеристики теплоносителя и рабочего тела с целью повышения надежности и безопасности работы энергетического оборудования.
Практически это сводится к определению допустимого содержания примесей и их качественного состава в воде, т. е выбору норм и разработке комплекса мероприятий, обеспечивающих поддержание принятых норм.
Основыми задачами водного режима являются:
предотвращение или снижение до допустимого уровня коррозии конструкционных и реакторных 'материалов;
предотвращение образования отложений на поверхностях оборудования;
обеспечение надежной и экономичной работы АЭС.
Вопросы водного режима должны рассматриваться уже на стадии проектирования АЭС.
Водно-химический режим тесным образом связан с теплотехнической схемой АЭС, конструкциями отдельных ее элементов, выбором конструкционных и реакторных-материалов.
Использование ядерного топлива в качестве источника выработки электроэнергии накладывает свой отпечаток на водный режим (рис. 17.1). Это, в первую очередь, выражается в наличии радиоактивности. Чем меньше примесей в теплоносителе, тем ниже его радиоактивность. Газовая радиоактивность определяется радиоактивностью газообразных продуктов деления, продуктов радиолиза воды и газов, образующихся в теплоносителе в результате ядерных реакций. Выход в теплоноситель газообразных осколков деления определяется герметичностью твэлов. Радиоактивность теплоносителя 10-1 Ки/л означает разгерметизацию около 1 % твэлов. Снижение продуктов радиолиза воды в ВВЭР достигается путем подавления радиолиза воды за счет дозировки аммиака или •водорода. В РБМК радиолиз воды протекает более интенсивно, так как продукты радиолиза постоянно удаляются в-месте с паром и подавление радиолиза невозможно. Газовая радиоактивность является короткоживущей и после останова реактора быстро спадает. В остановленном реакторе радиоактивность определяется радиоактивными нуклидами продуктов коррозии. Уменьшение количества продуктов коррозии в теплоносителе достигается применением наиболее коррозионно-стойких материалов (аустенитная нержавеющая сталь), и правильной организацией водно-химического режима (нормирование хлоридов, кислорода, значения pH и
Зак. 1452
161
Рис. 17.1. Связь водно-химического режима с теплотехнической схемой АЭС,, конструкциями ее элементов, выбором конструкционных материалов
др.). Для снижения примесей, поступающих с подпиточной водой первоначального заполнения, применяется двух- или трехступенчатое химическое обессоливание исходной воды.
Наряду с продуктами коррозии в теплоноситель могут поступать и продукты эрозии, возникающие в результате механического разрушения металла под действием высоких скоростей воды. По этой причине скорости теплоносителя должны быть определенными, не вызывающими разрушение конструкционных материалов. На рис. 17.2 и в табл. 17.1 показаны применяемые в СССР и за рубежом скорости теплоносителя в ВВЭР.
Другой особенностью водно-химического режима реакторов является наличие высоких удельных тепловых потоков в активной зоне реактора. Они значительно выше, чем на обычных ТЭС^ и могут достигать до 2,5-106 кДж/(м2-ч). Присутствие примесей в
162
Таблица 17.1. Скорости теплоносителя в реакторах типа ВВЭР, м/с
Скоро сть	«Штаде» (ФРГ)	«Инднан Пойнт-2» (США)	ВВЭР-1000 (СССР)
О'!	10,5	14,7	9,3
W2	10,5	7,5	9,3
ws	7,1	—	7,8
wt	6,4	—	6,12
ws	3,9	4,45	5,2
We	4,25	4,85	5,8
W1	11,4	8,1	10,5
W8	H.4	14,7	10,5
теплоносителе, особенно в шламовой форме, приводит к выпадению их в отложения. Особенно опасно появление отложений на твэлах.
При диаметре твэла 9,1 мм (ВВЭР) перепад температур между центром твэла и теплоносителем составляет 1500—1600 °C. Появление отложений на поверхности оболочки твэла приводит к разному увеличению термического сопротивления, температура оболочки возрастает и может превысить допустимые значения, что приведет к разрушению твэла.
Появление отложений на других участках контура циркуляции (трубопроводах, арматуре и др.) приводит к протеканию местных видов коррозии под отложениями, что в значительной степени снижает надежность работы оборудования. Для уменьшения вероятности появления или полного исключения образования отложений необходимо поддерживать примеси в теплоносителе в растворенном состоянии и строго ниже нормируемого уровня. Контур циркуляции должен быть спроектирован таким образом, чтобы исключить тупиковые участки и места с вялой циркуляцией, являющиеся местами скопления отложений
Третьей особенностью водно-химического режима реакторов является наличие лишь конвективного теплообмена. Большое количество теплоты, отводимой теплоносителем из активной зоны реактора при конвективном теплообмене, вынуждает применять высокие скорости в реакторе и при передаче этой теплоты второму контуру— в трубках парогенераторов.
Рис 17 2 Распределение скоростей теплоносителя в ВВЭР
6’	163
Последнее обстоятельство приводит к появлению в парогенераторах тесных, плотных трубных пучков труб. Наличие в воде-шлама приводит к образованию отложений со стороны второго-контура.
Принятые величины расхода воды на очистку (продувка) парогенераторов 0,5 % Do не обеспечивают выводы примесей из контура, и для удаления образовавшихся отложений приходится проводить химические очистки поверхностей нагрева парогенераторов. Это увеличивает простой оборудования и недовыработку электроэнергии.
17.2.	Водно-химический режим и физико-химические процессы в первом контуре ВВЭР
При облучении корпуса реактора в его металле могут образовываться нуклиды 58Со (71,3 сут), 60Со (5,25 лет). 5|Сг (27,8 сут), 54Мп (291 сут), 59Fe (45 сут) и др. В скобках указан период полураспада нуклидов. Аналогичные изотопы присутствуют в теплоносителе в результате коррозии уже облученных в реакторе материалов, а также за счет наведенной активности продуктов коррозии оборудования первого контура при прохождении вместе с теплоносителем через активную зону реактора.
По этой причине все оборудование первого контура и трубопроводы, контактирующие с теплоносителем, выполняются из коррозионно-стойких материалов: аустенитной нержавеющей стали, а оболочки твэлов и ТВС — из циркониевых сплавов.
Особенностью работы АЭС с ВВЭР является применение в первом контуре борного регулирования для подавления медленных эффектов реактивности, когда в теплоноситель вводится борная кислота, концентрация которой в процессе работы реактора изменяется. Введение борной кислоты приводит к снижению величины pH. Напомним, что величина pH является наиболее важной характеристикой водного режима реакторной установки. Значение pH = 7 отвечает нейтральной среде, рН<7 — кислой, pH >7 — щелочной среде. С увеличением значения pH воды коррозия большинства конструкционных материалов существенно снижается, а доля находящихся в растворенном состоянии продуктов коррозии возрастает, что способствует уменьшению отложения их на внутренних поверхностях оборудования первого контура.
Для повышения значения pH в первом контуре дозируют щелочь— КОН на отечественных и LiOH — на зарубежных АЭС. Дозирование NaOH должно быть исключено, так как натрий активируется и дает жесткое гамма-излучение.
При прохождении воды через активную зону реактора часть ее под действием излучения разлагается на водород, кислород и перекись водорода, т. е. происходит радиолиз воды:
4Н2О ч=> Н2 + О2 + Н2О2.	(17.1)
164
Перекись водорода (Н2О2) является промежуточным элементом. Появление кислорода может привести к интенсификации коррозионных процессов в первом контуре. Кроме того, при обмене воды первого контура и в компенсаторе давления, в паровом объеме последнего может образовываться гремучая смесь (при определенной концентрации водорода и кислорода происходит взрыв). Из парового объема КД периодически происходит сбрасывание части парогазовой смеси в барботер (см. рис. 10.7), где радиоактивные газы над уровнем воды разбавляются азотом с последующей дезактивацией последнего. Контур циркуляции теплоносителя замкнут, происходит частичная реакция рекомбинации водорода и кислорода и скорость радиолиза снижается. Для ускорения этой реакции, т. е. для подавления радиолиза, в воду реактора дозируют водород (на зарубежных АЭС). На отечественных АЭС дозируют аммиак, который под действием излучения образует водород:
2NH3 4---Г N2 + ЗН2.	(17.2)
Водород вступает в реакцию с кислородом и уменьшает его содержание в воде реактора. Содержание кислорода в воде ВВЭР не превышает 0,01 мг/кг.
При дозировке аммиака следует следить за содержанием водорода в теплоносителе, его количество не должно превышать 60 мг/кг. Наводороживание циркониевых сплавов и сталей ведет к их охрупчиванию.
Присутствие в теплоносителе хлоридов может вызвать коррозионное растрескивание аустенитных нержавеющих сталей. Наличие кислорода усугубляет этот процесс. Поэтому содержание хлор-иона должно быть ограничено. Хлор-ион может поступать в контур теплоносителя с дозируемыми реагентами (борной кислотой, щелочью, аммиаком), а также с подпиточной водой. Поэтому на АЭС должны применяться реагенты высокой степени чистоты, т. е. ядерного класса.
В воде реактора при наличии всех видов излучения могут происходить и другие реакции. При взаимодействии кислорода-16 с нейтроном с последующим испусканием протона образуется азот-16 с периодом полураспада 7,35 с 16О (п, p)16N. По аналогии •можно записать реакции: 17О(п, p)17N, 18O(n, y)I9O, !0B(n, a)7Li, I8O(p, n)18F, 6Li(n, a)3I и ряд других.
В теплоносителе могут присутствовать и газовые продукты деления, поступающие в контур в результате диффузии и неплотности оболочки тепловыделяющих элементов: 133Хе, 1311, йКг и другие.
При работе реакторной установки радиоактивность контура определяется, в основном, газовой радиоактивностью. При остановленном реакторе газовая радиоактивность быстро спадает и определяющей становится радиоактивность продуктов коррозии, отлагающихся на поверхностях оборудования. Отложения продуктов коррозии вызывают негативные последствия: под отложе-
165
Таблица 17.2. Показатели смешанного калнй-аммиачного режима при борном регулировании для ВВЭР
Показатель	Нормируемое значение	Примечание
Калий, мг/кг	2,5—12,0	Регулируется для поддержания вели-
Аммиак, мг/кг	>5,0	чины pH не менее 5,6 при любых требуемых концентрациях борной кислоты Не более концентрации, при которой
Водород, норм, мл/кг	30—60	содержание водорода превышает 60 норм, мл/кг Поддерживается за счет регулирова-
Кислород, мг/кг	<0,01	ния подачи аммиака Складывается самопроизвольно в свя-
Хлорид-ион, мг/кг	<0,1	зи с подавлением радиолиза
Борная кислота, г/кг	До 16,0	В зависимости от технологического,
Значение pH	5,7-10,2	ядерно-энергетического режима работы реактора Складывается в зависимости от кон-
Радиоактивность, Ки/кг	ю-«	центраций борной кислоты, калия и аммиака
концентрирование коррозионно-агрессивных
ниями происходит примесей, что интенсифицирует местные виды коррозии.
Отложения на движущихся частях лопастей и арматуры могут вызвать их заедание и несрабатывание. Появление их на теплопередающих поверхностях ухудшает теплообмен, что особенно опасно для теплонапряженных поверхностей тсплоо&мена. Температура ядерного топлива в центре твэла достигает 2000 °C, средняя температура теплоносителя 300—310°C. При этом на радиусе твэла 4,6 мм (диаметр твэла 9,1 мм) имеется большой перепад температур. При появлении отложений за счет ухудшения теплоотвода температура циркониевой оболочки увеличится, может превысить предельно допустимое значение и в этом случае произойдет нарушение плотности твэла
Для поддержания количества продуктов коррозии на необходимом уровне, определяемом нормами на качество воды, часть воды (продувка) контура циркуляции отбирается на очистку с возвратом очищенной воды в контур. Часть воды для очистки ее от продуктов коррозии очищается на механических фильтрах, установленных на байпасной линии ГЦН. Нормы качества реакторной воды первого контура ВВЭР приведены в табл. 17.2.
Как видно из таблицы, в ВВЭР применяют коррекционный калий-аммиачный режим при борном регулировании.
166
17.3.	Водно-химический режим и физико-химические процессы в РБМК
В КМПЦ реактора РБМК происходит парообразование теплоносителя, весовое содержание пара в пароводяной смеси на выходе из технологических каналов реактора составляет около 15%. Таким образом, кратность циркуляции теплоносителя G4. в/£>п=^ц будет равна 6,5. k4 показывает, сколько раз нужно прокачать воду по КМПЦ, чтобы превратить ее в пар. Здесь бц.в — количество циркулирующей по КМПЦ воды, т/ч; Da — доля воды, переходящей в пар, т/ч.
В барабане-сепараторе КМПЦ происходит разделение пара и воды, пар подается на турбину. Продукты радиолиза, определяемые реакцией (17.1), уходят с паром. Таким образом, радиолиз воды в кипящих реакторах протекает более интенсивно. В зависимости от типа кипящего реактора содержание радиолитического кислорода в паре составляет 8—40 мг/кг, а в воде — 0,05—0,1 мг/кг. Меньшая цифра относится к канальным кипящим реакторам, в которых часть излучаемой энергии поглощается в графитовом замедлителе. В кипящих реакторах корпусного типа вода выполняет роль теплоносителя и замедлителя, поэтому поглощение излучаемой энергии увеличивается, увеличивается скорость радиолиза, и, соответственно, растет содержание радиолитического кислорода в паре. Подавление радиолиза в кипящих реакторах также затруднительно, так как дозируемые для этих целей водород или аммиак также уходят с паром.
В кипящих реакторах не применяется борное регулирование и дозирование щелочи в связи с трудностью поддержания их постоянных концентраций из-за парообразования в технологических каналах реактора. Кроме того, борная кислота хорошо растворяется в паре и уносится из КМПЦ. По этим причинам водно-химический режим кипящих реакторов является бескоррекционным.
В воду кипящих реакторов, наряду с продуктами коррозии материалов КМПЦ, поступают также примеси с питательной водой. Поэтому расход воды на очистку (продувка) больше, чем у ВВЭР. Если для ВВЭР продувка составляет до 0,1 т/(МВт-ч)
Таблица 17.3. Нормы водного режима реакторов РБМК одноконтурных АЭС
Показатель качества воды реактэра	Нормируемые значения
Хлорид-ион, мг/кг	0,05
Фторид-ион, мг/кг	0,05
Жесткость, мкг-экв/кг	5
Кремниевая кислота в пересчете на SiO3, мг/кг	0,5—1,0
Окислы меди в пересчете на Си, мкг/кг	50
Радиоактивность, Ки/кг	10“4
167
(для реактора ВВЭР-440 от 20 до 40 т/ч), то для РБМК — 0,2— 0,5 т/(МВт-ч).
Нормирование воды реакторов одноконтурной АЭС характеризуется показателями, представленными в табл. 17.3.
17.4.	Физико-химические процессы и водно-химический режим вторых контуров АЭС с ВВЭР
Второй контур является не радиоактивным, однако при нарушении плотности парогенератора радиоактивный теплоноситель первого контура поступает во второй. Это определяет повышенные требования к надежности работы парогенераторов. В воде парогенератора в результате парообразования количество примесей возрастает. Унос примесей с паром для параметров пара парогенераторов не велик.
Коэффициент распределения примесей kv между паром и водой определяется соотношением
лр=4^100^:	(17-3>
*\ir
где Sn— концентрация примеси в паре, мг/кг; Sm.— концентрация примеси в воде парогенератора, мг/кг.
Часть примесей уносится с капельками влаги, т. е. с влажностью пара. Суммарный коэффициент выноса примеси
где w — влажность пара, %.
= kp + со,
Коэффициент распределения примесей зависит от вида примеси, физико-химических характеристик воды, параметров пара. На рис. 17.3 представлена зависимость коэффициента распределения
различных примесей от давления (или отношения плотностей воды и пара р'о/р")-
Для параметров, характерных для парогенераторов АЭС с ВВЭР и кипящих реакто-
22,4 20,0 12,0 8,0 4,0 2,0 1,0 0,0^,МПа
ров (4—6,5 МПа) наибольший коэффициент распределения имеют кремнекис-лота и окислы железа (магнетит FesOJ.
Основная часть примесей остается в воде. Стремление создать более компактные парогенераторы приводит к большому затес-
Рис. 17.3. Зависимость коэффициента распределения различных примесей от давления (или отношения платностей воды и пара)
168
Таблица 17.4. Нормы водного режима вторых контуров АЭС с ВВЭР в стационарной эксплуатации при наличии конденсатоочистки
Нормируемый показатель	Питательная вода перед парогенератором	Турбинный конденсат		Конденсат перед 1 деаэратором	Насыщенный пар	Продувочная вода	
		до конденса 1 тоочистки	после конден-сатоочисткн			перед байпасной очисткой	после байпасной очистки
Общая	жесткость, мкг-экв/кг	<0,2	<2	<0,2	—	__	—	—
Концентрации	Na, мкг/кг	<5	<10	<5	—	—	«1000	100
Электрическая проводимость, мкСм/см	<0,3	<2	<0,3	—•	<0,3	3,0	1,0
Концентрации	Fe, мкг/кг	15	—	—	—	—	—	—
Концентрации	Си, мкг/кг				5 (латунные ПНД) 3 (стальные ПНД)			
Концентрации	О2> мкг/кг	<10 (после деаэратора)	<30				—	
Хлориды, мкг/кг		—	.—	.—	.—	<500	
Гидразин, мкг/кг	40—70	—	—	—	—	—	
pH (при 25° С)	7,5—8,5		—	—	—	7,8—8,8	—
Вещества экстрагируемые эфиром (масла и др.), мкг/кг Условный окислительно-восстановительный потенциал, мВ	<100	—	—	—	—		
				100+80			
нению объема их корпусов теплообменной поверхностью, затрудняющему вывод шлама с продувочной водой. Это способствует образованию отложений на змеевиках парогенераторов. Отложения снижают коэффициент теплопередачи, а следовательно, и паропроизводительность. Кроме того, под отложениями идет концентрирование коррозионно-агрессивных примесей — хлоридов, щелочи, что приводит к интенсификации местных видов коррозии— коррозионному и щелочному растрескиванию аустенитной нержавеющей стали (1Х18Н10Т), из которой выполняются змеевики парогенератора. Для трубок зарубежных парогенераторе используют сплавы типа инконель (более 40 % никеля).
В последние го." i разработаны и внедрены методы удаления образовавшихся отлижений «на ходу» без останова парогенератора
169
с применением для этих целей реагентов-комплексонов. При дозировке комплексонов в питательную воду парогенераторов можно также в значительной степени предотвратить образование отложений на поверхностях теплообмена. Комплексоны переводят большую часть примесей в растворенное состояние и выпад их в отложения исключается.
В таблице 17.4 представлены нормы водно-химического режима второго контура АЭС с ВВЭР.
Глава восемнадцатая
ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН И КОМПОНОВКИ АЭС
18.1.	Генплан и выбор места строительства АЭС
Наиболее целесообразно строительство АЭС в районах с ограниченными запасами органического топлива. Район строительства АЭС и ее поселка определяется планом развития энергосистемы и всего территориально-промышленного комплекса. Определяющими факторами являются: наличие потребителей электроэнергии и теплоты, наличие источников технического водоснабжения. Краме того, должны учитываться также: рельеф местности, качество грунта и уровень грунтовых вод, наличие железнодорожных, водных, автомобильных дорог, линий электропередачи, наличие местных строительных материалов.
Выбор места строительства АЭС не зависит от источника топлива, поэтому с этой точки зрения она может строиться в любом районе. Но необходимо иметь в виду, что на АЭС существуют большие выбросы теплоты, что может оказать воздействие на окружающую среду. Существуют также газовые радиоактивные выбросы. Облучение, получаемое населением, проживающим в районе АЭС, не должно превышать более чем в 5 раз дозу, обусловленную естественным фоном.
Вокруг АЭС создается санитарно-защитная зона, размеры которой согласуются с органами Государственного санитарного надзора. Расстояние от промышленной площадки АЭС до населенного пункта определяется мощностью АЭС и количеством жителей в населенном пункте. Так, для АЭС с ВВЭР-440 для населенного пункта с 300 тыс. человек расстояние определено в 25 км, а для городов с населением 1 млн. чел. 40 км.
Конденсационные АЭС должны сооружаться в местах, где обеспечивается надежное техническое водоснабжение (на берегах рек, озер, морей). Более предпочтительной является прямоточная система технического водоснабжения, обеспечивающая лучшие технико-экономические показатели станции.
170
Рельеф площадки должен быть ровным, не требующим больших планировочных работ, с уклоном 0,005—0,01, обеспечивающим поверхностный водосток.
Площадка не должна затапливаться грунтовыми и паводковыми водами. Для АЭС уровень грунтовых вод должен быть не менее 1,5 м ниже пола помещения, где возможно наличие радиоактивных жидкостей и не менее 4 м в районе расположения могильников.
Под строительство АЭС следует использовать земли, малопригодные для сельскохозяйственного производства, не содержащие полезных ископаемых. Грунт в месте сооружения АЭС должен выдерживать давление от возводимых сооружений не менее 0,2— 0,25 МПа.
Территория электростанции должна быть достаточной для размещения всех основных и вспомогательных производственных сооружений, строительной базы и жилого поселка с учетом возможного расширения АЭС.
Площадка АЭС должна хорошо продуваться, и при ее выборе следует обращать особое внимание на ветровой режим. АЭС должна располагаться с подветренной стороны к ближайшему населенному пункту.
В санитарно-защитной зоне могут располагаться здания подсобного и обслуживающего назначения: склады (кроме продовольственных), гаражи, пожарное депо, спеппрачечные, здравпункты, ремонтные мастерские, административные и служебные здания и т. п.
Хранилище жидких радиоактивных отходов имеет свою санитарно-защитную зону. В этой зоне запрещается использовать поверхностные и подземные воды для хозяйственно-питьевого и сельскохозяйственного водоснабжения.
Для обоснованного выбора площадки строительства АЭС проводятся инженерно-геологические, топографические, гидрологические, метеорологические и сейсмические изыскания. Строительство АЭС, как правило, не допускается в районах с сейсмичностью свыше 8 баллов, в районах оползней. В случае строительства АЭС в районе вечной мерзлоты, желательным является скальное основание и возвышенное место с непросадочными породами.
Для каждой конкретной площадки строительства АЭС составляется сводный план сооружений в масштабе 1:10 000, называемый ситуационным планом района строительства, совмещенный с планом землепользования, согласованный с органами санитарного и пожарного надзора, органами контроля окружающей среды. Окончательное место строительства площадки выбирается на основании сравнения нескольких вариантов.
Проекты АЭС должны предусматривать выполнение следующих требований:
максимальное сокращение жидких и газообразных радиоактивных отходов, удаляемых во внешнюю среду;
локализацию отходов в местах их возникновения и надежное захоронение их в могильниках;
171
дезактивацию радиоактивных отходов, подлежащих удалению; сооружение спецвентиляции, обеспечивающей надежную вентиляцию всех помещений, очистку и разбавление выбрасываемых газов и рассеивание их через высокие вентиляционные трубы.
Генеральный план (генплан) — это план размещения на выбранной площадке строительства АЭС ее основных и вспомогательных сооружений. Здесь показываются автомобильные дороги и проезды, железнодорожные пути, открытые каналы технического водоснабжения и коммуникации водопроводов и канализации, открытое распределительное устройство и выходы линий электропередачи.
На АЭС к зданиям и сооружениям основного производственного назначения относятся: главный корпус, где располагаются реакторное отделение (реактор и его вспомогательные системы), машинный зал, где располагаются турбогенераторы, ПНД, ПВД, деаэраторы и др.; этажерка электроустройств со щитами управления, помещения кабельных распределительных устройств, спец-корпус с расположенными в нем системами спецводоочистки и хранилища-ми жидких и твердых радиоактивных отходов, дизель-генераторная. К подсобно-производственным и вспомогательным зданиям АЭС относятся: санитарно-бытовой корпус со спецпрачеч-ной, ацетилено-генераторная, азотно-кислородная станции, материальные склады, помещения административных служб.
Все здания зоны строгого режима располагаются с подветренной стороны к зоне свободного режима. При переходе из одной зоны в другую должны быть установлены санпропускники.
Основная задача генплана — оптимальное по безопасности, удобству эксплуатации, экономии занимаемого места и затрат расположение всех сооружений АЭС на отводимой для этого территории.
Экономическими показателями компоновки генплана являются: удельная площадь промплощадки, Га/МВт, Ёул = F/№уСт, коэффициент использования территории, %, kTCr= (Fryy[[F) 100 и коэффициент застройки, %, ^заст= (Г3д/А) 100, где U7y(.T— установленная мощность АЭС, МВт; F — площадь АЭС в ограде, га; FcyM — площадь, занятая зданиями и сооружениями, га; F3R — площадь, занятая только зданиями, га.
Для современных АЭС FcyM=l—2,5 га/100 МВт, Азаст = 25 — 40 %, /гтер=65 —70 %.
На рис. 18.1 приведен пример расположения отдельных зданий, сооружений и коммуникаций на генплане одноконтурной АЭС при использовании в системе технического водоснабжения промежуточного напорного бассейна 9. Техническая вода по подводящему каналу 8 насосами технической воды 7 подается в напорный бассейн. Через водозаборные сооружения 10 вода направляется к потребителям и после ее использования нагретая вода поступает в сбросной канал 11. Недалеко от главного корпуса 1 станции располагается вентиляционная труба 2. Все помещения, связанные с переработкой и хранением жидких и твердых радиоактивных от-172
Рис. 18.1 Схема генерального плана АЭС с РБМК:
/ — главный корпус: 2 — вентиляционная труба; 3 — трансформаторы, 4 — административнобытовой корпус и столовая; 5 — башня ревизии трансформаторов; 6 — маслохозяйство; 7 — насосная станция технического водоснабжения; 8 — подводящий канал; 9 — напорный бассейн; 10 — водозаборные сооружения; 11 — сбросный канал; 12 — объединенный вспомогательный корпус; /3 — дизель генераторная станция; 14 — компрессорная; 15 — азотно-кислородная станция, /« — ХЖО, /7 —емкости сбросных вод, 1g — хранилище твердых отходов, 19 — емкости выдержки газов (УПАК). 20 —корпус переработки сбросных вод, 21 — гараж; 22 — склад хнмреактивов; 23 — ресиверы водорода; 24 _ склад свежего топлива. 25 — ацетилено-генераторная станция, 26 — склад дизельного топлива, 27 — склад графита, 28 — открытые площадки с козловыми кранами
ходов собраны в одном месте. В спецкорпусе 20 происходит дезактивация жидких радиоактивных отходов. Здесь же расположены •баки для сбросных вод 17, ХЖО 16, хранилища твердых радиоактивных отходов 18 и установки выдержки (дезактивации) газов — установки подавления активности (УПАК) 19.
На генплане показано также размещение вспомогательных зданий и сооружений и сеть автомобильных дорог. Предусмотрена площадка для расширения АЭС.
173
18.2.	Компоновка АЭС
Под компоновкой понимают взаимное расположение оборудования и конструкций АЭС. Реакторное отделение и машинный зал образуют главный корпус. В главном корпусе располагаются реактор и парогенераторы с их вспомогательными системами,. ГЦН, компенсаторы давления, гидроемкости систем безопасности. В главном корпусе располагаются также системы, обслуживающие основное технологическое оборудование: система перегрузки и временного хранения топлива, система выгрузки внутрикорпусных устройств реактора для их освидетельствования и возможного ремонта, системы поддержания нормальных тепло-влажностных условий в помещениях, оборудование и системы контроля и управления АЭС во время эксплуатации и при ремонте.
Компоновки могут быть открытыми (когда часть оборудования располагается без строительных конструкций) и закрытыми. На АЭС используются только закрытые компоновки.
В зависимости от взаимного расположения главных цехов (реакторного зала и машинного зала) компоновки подразделяют на сомкнутые и разомкнутые. При разомкнутой компоновке машинный зал располагают в отдельном здании, соединенном переходом с той частью главного здания, где располагается реакторно-парогенераторное оборудование.
Разомкнутую компоновку применяют при заключении всего реакторного контура в специальную защитную цилиндрическую оболочку. При сомкнутой компоновке реакторный и машинный залы примыкают друг к другу через общую стенку или через этажерку электротехнических устройств. На площадке АЭС, как правило, размещаются несколько энергоблоков. При строительстве первого блока обычно строятся вспомогательные службы и для всех остальных блоков. К ним, в первую очередь, относятся установки по дезактивации радиоактивных отходов, складские помещения и все вспомогательные службы. Оборудование энергоблоков может быть размещено в одном здании. Эксплуатация нескольких энергоблоков в одном здании усложняется в аварийных ситуациях. В настоящее время АЭС строятся в виде отдельных моноблоков. Строительство моноблоков можно вести поточным методом.
На конструкцию главных и вспомогательных зданий и их размещение на территории АЭС существенное влияние оказывает требование по радиационной безопасности при землетрясениях, ураганах, цунами, взрывах на промышленных объектах и падении самолетов.
При строительстве АЭС учитываются сейсмические воздействия при землетрясениях очень малой вероятности (в СССР учитывается землетрясение с повторяемостью один раз в 10 000 лет), поэтому практически все АЭС строятся как сейсмостойкие.
Одно из важных показателей совершенства компоновки — это
174
удельная кубатура здания, м3/кВт. С увеличением единичной мощности оборудования блоков эта величина снижается.
Компоновка оборудования должна удовлетворять следующим требованиям:
надежная, безаварийная, безопасная и экономичная работа АЭС при соблюдении соответствующих санитарных норм;
удобство эксплуатации с минимальным штатным коэффициентом (количество обслуживающего персонала на 1 МВт мощности);
доступ для осмотра оборудования и возможность проведения ремонтных работ в короткие сроки;
удобство монтажа и демонтажа оборудования и механизация всех основных работ;
удобная связь между отдельными цехами и объектами на площадке АЭС.
В наибольшей степени указанные требования будут соблюдены, если располагать оборудование в соответствии с логической последовательностью основного технологического процесса на АЭС с параллельным расположением однотипного оборудования.
18.3.	Компоновка главного корпуса АЭС
Все оборудование в машинном зале располагается в два этажа: нижний этаж, где располагаются конденсаторы и их оборудование, теплообменники системы регенерации, называется конденсаторным, верхний этаж, где расположены турбогенераторы, называется турбогенераторным. Различают основные размеры машзала — это высота, длина и пролет (ширина). Если турбогенераторы располагаются вдоль оси машзала, то такое расположение называется продольным. При поперечном расположении турбогенератор располагается перпендикулярно длине машзала. При продольном расположении пролет машзала уменьшается, что облегчает выбор подъемного крана. При продольном расположении турбогенераторы располагаются друг за другом, т. е. «цугом». Зеркальное расположение турбогенераторов должно быть исключено, так как в этом случае регулирующие органы турбин будут располагаться близко друг к другу, что может вызвать трудности при эксплуатации для обслуживающего персонала — возможны ошибки при переключениях. При поперечном расположении турбогенератор располагается паровпускными устройствами в сторону парогенерирующей установки, что сокращает длину паропроводов, а от электрогенераторов облегчается вывод токопроводов в сторону повышающих трансформаторов и распределительного устройства. При любом расположении турбогенераторов размеры машзала не должны в значительной степени превышать габариты реакторно-парогенераторного зала. Каждая турбина устанавливается на своем фундаменте, не связанном с фундаментом стен машзала, т. е. принят «островной» принцип размещения турбогенераторов. Такое расположение исключает передачу возможных вибраций турбины на стены машзала.
175
Современные конструкции подъемных кранов в сочетании с имеющимися мощностями турбоагрегатов позволяют сооружать машзалы с пролетом не более 51—54 м.
В зависимости от типа турбоагрегата конденсаторы располагаются либо под турбиной в пролете фундамента (подвальное расположение), либо сбоку турбины на своем собственном фундаменте (боковое расположение). При подвальном расположении конденсатора труднее создать подпор на конденсатных насосах и последние иногда приходится заглублять ниже нулевой отметки. На нижнем этаже располагаются также ПВД и ПНД, питательные и дренажные насосы. На одноконтурных АЭС водяные емкости этих элементов и конденсаторов должны иметь биологическую защиту.
Высота верхнего этажа машзала зависит от мощности турбоагрегата, т. е. от его размеров и составляет 7—15 м. Для сообщений между верхним и нижним этажами имеется система металлических лестниц.
В конце машзала имеется проем, не занятый оборудованием. Этот проем позволяет вести монтажные и ремонтные работы на оборудовании машзала. Габариты монтажной площадки должны обеспечивать расположение наиболее тяжелых и громоздких элементов со свободным доступом для обслуживания. Мощность грузоподъемного крана должна выбираться исходя из наличия самой тяжелой съемной детали турбоэлектрогенератора. Этим же краном обслуживается и все другое оборудование машзала.
Паропроводы подвода пара к турбине прокладываются под площадкой обслуживания турбогенераторов (под площадкой верхнего этажа). Над площадкой верхнего этажа размещают приводы арматуры и щиты для обслуживания турбоагрегатов.
Деаэраторы могут устанавливаться непосредственно в машзале у стены со стороны парогенерирующей установки. Иногда они устанавливаются за стеной в так называемой деаэраторной этажерке (см. рис. 18.2). Стены машзала выполняются из железобетонных плит. Несущие колонны располагаются с шагом 6 м или 12 м. Машзал должен иметь хорошую естественную освещенность. Машзал одноконтурной АЭС относится к помещениям зоны строгого режима.
Компоновка реакторно-парогенераторного цеха для АЭС с ВВЭР-1000 выполняется в защитной оболочке (см. § 10.9). Сам реакторно-парогенераторный зал имеет в плане форму квадрата. За биологической защитой реактора располагаются парогенераторы. Корпус реактора располагается в шахте над уровнем нижней отметки, что облегчает расположение транспортных линий для доставки оборудования. Вокруг реактора имеется биологическая защита из серпентитового железобетона. Крышка реактора с расположенными на ней СУЗами закрыта защитным колпаком. Продолжение шахты реактора образует бассейн перегрузки, заливаемый водой при снятии крышки реактора и перегрузке топлива. В реакторном зале располагаются также гидроемкости системы 176
\тт
Рис 18.2. Компоновка энергоблока Южно-Украинской АЭС-
1 — реактор; 2 — машина для перегрузки топлива; 3 — подъемный кран реакторного отделения; 4 — компенсатор давления, 5 — барботер; 6 — деаэратор; 7 — гидроемкость, S — турбогенератор; 9 — подъемный кран машинного зала; /0 — регенеративные подогреватели, 11 — защитная оболочка
Кран мостовой с ЗистанциОннчМ управлением 50/Ют
Рис. 18 3. Компоновка главного здания с РБМК-1000:
а —поперечный разрез, / — конденсатный насос первого подъема; 2— СПП, 3 — турбогенератор, •/ — конденсатор; 5 — испаритель, 6 —деаэратор, 7 — трубопроводный коридор, 8 — этажерка вспомогательных устройств, 9 — перегрузочная машина; 10 — реактор; // — бассейн выдержки; 12— горячая	камера, 13 — вагон контейнер; // — хранилище свежего топлива; 15 — автотранспорт;
б — план. / — реактор;	2	— бассейн выдержки; 3 — главные циркуляционные насосы; 4 — помещения спецводоочистки, 5 — помещения	для
устройств газоочистки;	6 — ремонтная мастерская для реакторного отделения; 7 — механические фильтры для очистки	конденсата;	8 —
фильтры смешанного	действия копдеисатоочистки (ФСД), 9 — конденсатные цасосы первого подъема; 10 — СПП-	11 — ПНД; /2-*
технологические конденсаторы
САОЗ и компенсатор давления. Имеется свободная площадка для размещения съемного оборудования при перегрузке и ремонтах. Электроприводы ГЦН и ГЗЗ располагаются над дополнительным перекрытием, являющимся биологической защитой. Это позволяет вести наблюдение за приводами (прослушивать вибрации, производить при необходимости их демонтаж). Реакторно-парогенераторный цех АЭС с ВВЭР-440 не имеет защитной оболочки. Система локализации аварии выполняется в виде отдельного помещения, располагаемого рядом с реакторным залом. Поэтому на этом типе реактора принята боксовая компоновка (см. рис. 10.10).
Для одноконтурных АЭС с РБМК единую защитную оболочку сделать не удается, так как размеры реакторной установки значительно больше по сравнению с ВВЭР той же мощности. Поэтому все оборудование располагается в отдельных боксах, рассчитанных на разные давления (см. рис. 10.12).
На рис. 18.2 представлена компоновка АЭС с ВВЭР-1000. Все оборудование первого контура заключено в цилиндрическую оболочку, в верхней части которой расположен грузоподъемный поворотный кран. Компоновка главного корпуса — разомкнутая. В машзале турбогенераторы располагаются продольно. Между реакторным и машинным залами располагается этажерка электротехнических устройств, где размещены также деаэраторы и различные лаборатории.
На рис. 18.3 представлена компоновка АЭС с реактором РБМК-1000. Реактор имеет два КМПЦ с установкой двух барабанов-сепараторов на каждый КМПЦ. Непосредственно под реактором расположен бассейн-барботер, служащий системой локализации при МПА. Между реактором и машзалом имеется этажерка электротехнических устройств. Принято продольное расположение турбогенераторов. Одноконтурные АЭС с РБМК не строятся как моноблоки, на один реактор устанавливают по две турбины.
Глава девятнадцатая
ТРУБОПРОВОДЫ, АРМАТУРА НА АЭС.
ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ АЭС
19.1.	Трубопроводы
С помощью трубопроводов все оборудование на АЭС объединяется в тепловую схему, определяющую технологический процесс.
Трубопроводы по назначению подразделяются на трубопроводы главного циркуляционного контура реактора, вспомогательных реакторных контуров, питательные, конденсатные, свежего и отборного пара, дренажные, пробоотборные и другие. Различают
180
также трубопроводы по протекающей в них среде (вода, пар, пароводяная смесь, воздух, газ) и по параметрам (высокого, среднего и низкого давления).
Основным материалом трубопроводов для реакторных контуров является аустенитная нержавеющая сталь 0Х18Н10Т. Из этой стали выполняются главные циркуляционые трубопроводы до диаметра 550 мм (для ВВЭР-440), а также все трубопроводы до диаметра 300 мм для КМПЦ РБМК-Ю00. Трубопроводы диаметром свыше 550 мм (для ВВЭР-1000 диаметр трубопровода циркуляционного контура 850 мм и коллекторы КМПЦ диаметром 900 мм) выполняются из перлитных сталей с внутренней наплавкой из стали 0Х18Н10Т толщиной 5 мм. Общая скорость коррозии перлитных и углеродистых сталей в десять раз выше по сравнению с аустенитными нержавеющими сталями. Поэтому основное назначение наплавки — исключить контакт перлитной стали с водной средой и уменьшить коррозионные и эрозионные процессы. Могут применяться трубопроводы из углеродистых сталей (до температуры среды 450 °C), перлитные стали типа 12Х1МФ или 15Х1М1Ф (до температуры рабочей среды 570°C).
Для реакторных контуров выбор материалов определяется не предельной температурой, при которой они могут быть использованы, а стойкостью их против коррозионных повреждений.
Все трубопроводы с радиоактивной средой соединяются между собой и с оборудованием только на сварке, в нерадиоактивных контурах возможно соединение на фланцах. С целью предотвращения эрозии скорость среды в трубопроводах должна быть определенной и зависит’она от транспортируемой среды: для свежего пара 45—50 м/с, конденсата и питательной воды 2—3 м/с для углеродистых и 5—10 м/с для нержавеющих, отборного пара — 50—70 м/с, воздуха и газа 10—20 м/с.
При выборе трубопроводов пользуются понятием рабочего давления— это давление, при котором допускается работа трубопровода и его деталей при температуре рабочей среды. В смонтированном виде трубопроводы и его элементы испытываются гидравлическим давлением, равным 1,25 рабочего давления.
Все трубопроводы с температурой среды свыше 50 °C внутри помещений и свыше 60°С вне помещений должны иметь тепловую изоляцию. Температура поверхности изоляции не должна превышать 45—48 °C.
При прокладке трубопроводов необходимо предусмотреть возможность термического расширения. Наиболее сложно это осуществить для трубопроводов больших диаметров. Здесь компенсация температурных расширений происходит за счет подвижности оборудования. Так, для главных циркуляционных петель ВВЭР все оборудование (ГЦН, ГЗЗ, парогенераторы) устанавливаются на подвижных опорах и при изменении температуры теплоносителя происходит их смещение. Это усложняет эксплуатацию оборудования.
Устройство специальных компенсаторов или U-образных гибов,
181
Таблица 19.1. Допустимые скорости прогрева и расхолаживания для трубопроводов с температурой среды до 500° С в зависимости от их диаметра и толщины стенки, °С/мин
Процесс	Диаметр трубопровода, мм				
	219X29	273X36	325X43	275X62,5	219X52
Прогрев	10,0	8,0	5,0	3,0	4,0
Охлаждение	8,0	6,0	5,0	2,0	3,0
как это делается для трубопроводов малых диаметров, для главных циркуляционных петель не представляется возможным.
Трубопроводы монтируются на специальных опорах. Опоры могут быть неподвижными («мертвые» точки) и подвижными. Компенсация температурных расширений идет в сторону подвижных опор.
Так, для реакторов ВВЭР «мертвыми» точками являются места подсоединения трубопроводов к корпусу реактора, все остальные опоры подвижны. Для КМПЦ РБМК «мертвой» точкой является барабан-сепаратор.
Опоры могут быть скользящими (роликовыми, шариковыми, пружинными, для перемещения в одном направлении). Пружинные подвесные опоры обеспечивают передвижение в любом направлении.
Трубопроводы монтируются с небольшим уклоном с устройством дренажных линий в нижних точках для отвода влаги (в паропроводах и газопроводах) и для освобождения из-под воды (дренирования) водяных контуров. Все дренажи собираются в специальных дренажных баках и повторно используются в циклах. Прогрев и охлаждение трубопроводов должны осуществляться с определенной скоростью.
В табл. 19.1 даны допустимые скорости разогрева и расхолаживания трубопроводов больших диаметров. Чем больше толщина стенки трубопровода, тем меньше скорость разогрева и расхолаживания.
На АЭС в основном используют бесшовные трубы (холоднотянутые и горячекатанные). Сварные трубы применяют при установлении циркуляционных трубопроводов больших диаметров систем технического водоснабжения.
При предварительном подборе проходного сечения труб пользуются округленным значением внутреннего диаметра, называемого условным проходом, регламентируемым ГОСТ 355-67. Внутренний диаметр труб, dBH, м, определяется по рекомендуемой скорости движения среды w, м/с, исходя из максимально возможного
182
ее расхода G, кг/с:
У/ яа,р •	(!9.1)
где р — плотность среды, кг/м3.
19.2.	Редукционные и редукционно-охладительные установки
При пусковых, остановочных и аварийных режимах возникает необходимость сброса пара помимо турбины в основной и технологический конденсаторы, деаэратор, специальные приемники пара— барботеры (для одноконтурных АЭС). При этом приходится снижать давление пара от номинального до более низкого, определяемого расчетным давлением приемника пара. Снижение давления пара происходит за счет его дросселирования. Потребители дросселированного свежего пара имеются и при нормальных режимах эксплуатации, например, пиковые сетевые подогреватели, приводные турбины питательных насосов в период пуска, пусковые эжекторы, спецводоочистка.
Для дросселирования пара применяют редукционные установки (РУ), включающиеся в работу за 25—30 с. Для более быстрого снижения давления имеются быстродействующие редукционные установки (БРУ), включающиеся в работу за время 3—5 с. Если наряду с давлением пара необходимо снизить и его температуру, то РУ в своем составе имеет охлаждающее устройство и называются они редукционно-охладительными установками (РОУ и БРОУ). При обозначении РУ и РОУ в схеме АЭС должно быть указано место сброса пара. Например, БРУ-К — сброс пара в конденсатор, БРУ-А — в атмосферу, БРУ-Б — в барботер, БРУ-СН — в коллектор собственных нужд станции.
На рис. 19.1 приведена схема РОУ. После частичного снижения давления свежего паря в редукционном клапане 1 дальнейшее сни-
Рис. 19 1. Схема редукционно-охладительной установки-
Z _ дроссельный клапан: 2 — дроссельные решетки, 3 — форсунки пароохладителя; 4 — пароохладитель: 5 — предохранительный клапан; 6 — точка подсоединения датчика давления; 7 —запорный вентиль, 8 — дроссельное устройство; 5 — регулирующий клапан впрыска
183
жение происходит в дроссельном устройстве 2 корпуса 4. Для охлаждения пара через форсунки 3 подается охлаждающая вода. Окончательное давление редуцированного охлажденного пара устанавливается за 8—10 м после РОУ, откуда берется сигнал 6 на редукционный клапан 1 и на клапан 9, регулирующий подачу охлаждающей воды на впрыск. Для гарантированного обеспечения РОУ охлаждающей водой, ее подача организована следующим образом: от задвижки 7 через дроссельное устройство (набор дроссельных шайб) 8 проходит одно и то же количество воды, что обеспечивает постоянный напор перед трехходовым клапаном 9. После клапана 9 основной поток воды идет на впрыск, а избыток направляется в деаэратор. В случае превышения давления сверх расчетного за линии редуцированного пара устанавливается предохранительный клапан 5.
Расход воды на впрыск GB, кг/с, определяется из теплового баланса РОУ:
Св =	(Лх - h^/(h2 - hj,	(19.2>
где DB — расход пара, кг/с; hi и h2 — энтальпии свежего и редуцированного охлажденного паров, кДж/кг; hB — энтальпия впрыскиваемой воды, кДж/кг.
РУ-К, РОУ-К, БРУ-К и БРОУ-К устанавливаются на паропроводах свежего пара и после СПП турбины для сброса пара в основной конденсатор при аварийных ситуациях, не связанных с полным обесточиванием станции, БРУ-А — для сброса пара в атмосферу при полном обесточивании АЭС (для двухконтурных АЭС)- Для одноконтурных АЭС БРУ-К используются при наличии в системе технического водоснабжения промежуточного напорного бассейна. БРУ-А на одноконтурных АЭС отсутствуют, так как сброс радиоактивного пара в атмосферу запрещен. БРУ-Б на одноконтурных АЭС установлена на линии сброса свежего пара в баки-барботеры или бассейн-барботер.
19.3.	Арматура трубопроводов
Ведение эксплуатационных режимов на станции невозможно без наличия арматуры. Назначение арматуры — регулировать расход, температуру, давление потока, уровень среды, включать или отключать поток. Трубопроводная арматура по назначению подразделяется на запорную, регулирующую, дросселирующую, предохранительную, контрольную и защитную.
Запорная арматура служит для включения и отключения потока среды. В качестве запорной арматуры используются запорные задвижки, вентили, краны, клапаны.
Регулирующая и дросселирующая арматура предназначена для поддержания и изменения параметров среды. Сюда относятся редукционные установки (см. § 19.2), регулирующие и дроссельные клапаны и вентили, регуляторы уровня, конденсатоотводчики,
184
Рис 19.2 Основные типы трубопроводной арматуры:
а —запорная; б — дроссельно-регулирующая; в — защитно-предохранительная; 1— задвижка; 2 — клапан, 3 —кран, 4, 5, 6 — соответственно шиберный, поверхностно-золотниковый и трехпоточный клапаны; 7 — клапаны углового типа; 3, 9, 10 — соответственно одно- и двухседельные клетновые клапаны; 11, 12— соответственно с симметричной и со смещенной осью вращения поворотные заслонки; 13—15 — соответственно рычажный, пружинный и менбранно разрывной клапаны; 16, 17— соответственно поворотный и подъемный обратные клапаны
Предохранительная арматура — предохранительные, обратные и взрывные клапаны, служат для защиты трубопроводов и сосудов от чрезмерного повышения давления и изменения направления потока. Контрольная арматура предназначена для контроля наличия или уровня среды. К ней относятся указатели уровня, опускные вентили и краны.
185
Защитная арматура служит для аварийного отключения агрегата или аппарата. Схемы основных типов арматуры представлены на рис. 19.2.
По виду привода в действие арматура подразделяется: с ручным или дистанционным управлением (ручной, электромагнитный, электрический, пневматический, паровой, гидравлический приводы) и управляемая автоматически сервоприводом, получающим импульс от изменения параметров среды.
Основными параметрами арматуры являются: условный диаметр прохода dy, мм — это номинальный внутренний диаметр трубопровода, к которому подсоединяется арматура; рабочее давление р, МПа; условное давление среды ру, МПа, — давление среды, соответствующее расчетному при стандартном изменении рабочих температур; пробное давление Рщ>, МПа, — давление, при котором происходит гидравлическое испытание на прочность; пропускная способность G, т. е. объемный расход жидкости, м3/ч, с плотностью 1000 кг/м3, пропускаемый регулирующим органом при перепаде давления на нем 0,1 МПа.
Задвижки — наиболее распространенный тип запорной арматуры. На АЭС они используются на трубопроводах с диаметром более 100 мм. Задвижки подразделяют на запорные, дроссельные и быстродействующие или отсечные (защитная арматура). Большим преимуществом задвижек является их малое гидравлическое сопротивление (коэффициент гидравлического сопротивления |= = 0,2—1,0).
Наиболее уникальными являются главные запорные задвижки (ГЗЗ), устанавливаемые на главных циркуляционных трубопроводах ВВЭР. На рис. 19.3 представлена конструкция ГЗЗ для реактора ВВЭР-1000, устанавливаемая на трубопроводе диаметром 850 мм. Высота задвижки около 5 м, масса 18 т, работает при р=16 МПа, £г = 322°С. Двухстороннее уплотнение происходит за счет плотного прилегания затвора 1 к седлу 2. Сальниковое уплотнение обеспечивает отсутствие протечек радиоактивного теплоносителя. Фактически ГЗЗ — это не просто арматура, а сложный агрегат. В гл. 10 указывалось, что назначение ГЗЗ — отключать петлю реактора при работающих других петлях, поэтому на одну петлю устанавливают две — на горячей и холодной нитке.
При отключении одной петли при работающих других петлях с помощью ГЗЗ может вызвать ряд негативных последствий. Так, при отключении и расхолаживании петли при работающих других петлях в районе подсоединения ГЗЗ к главному циркуляционному трубопроводу имеются сечения с высокими температурными перепадами. Это может вызвать чрезмерные температурные напряжения в металле и к появлению трещин. Кроме того, для больших мощностей единичной петли (для ВВЭР-1000 мощность петли 250 МВт) происходит неравномерное перемешивание теплоносителя от трех других петель при входе его в активную зону, что нарушает гидродинамику активной зоны. Поэтому на современных блоках с ВВЭР-1000 от установки ГЗЗ отказываются.
186
Рис 19 3 Главная запорная задвижка для ВВЭР-1000 (4у-=850 мм):
1 — затвор, 2 — седло; 3 — шток; 4 — сальниковое уплотнение
Рис. 19 4. Вентиль:
1 — сальниковая набивка; 2 — прижимная плаика; 3 — седло
В качестве запорной арматуры широко применяются вентили и клапаны (рис. 19.4). Если в задвижке запорный орган — диск или клин (см. поз. 1 рис. 19.3) — перемещаются возвратно-посту-'пательно перпендикулярно к оси потока рабочей среды, то в клапанах запорный орган <3 (рис. 19.4) перемещается возвратно-поступательно параллельно оси потока среды. В этой связи требуются большие усилия для закрытия и гидравлические сопротивления в 5—20 раз вы^пе по сравнению с задвижками (коэффициент гидравлического сопротивления клапанов изменяется в пределах 5,5—16). Для облегчения открытия клапанов при большом перепаде давлений до и после клапана “они могут выполняться с внутренней разгрузкой. Вначале поднимается меньшая разгрузочная тарелка клапана. Благодаря меныпей ее поверхности требуется меньшее усилие открытия по сравнению с большей тарелкой клапана. После выравнивания давления по обе стороны большой тарелки открытие клапана облегчается.
Вентили и клапаны устанавливаются на трубопроводах диамет
187
ром ло 100 мм. Запорная арматура выбирается по условному диаметру без предварительных гидродинамических расчетов. В качестве регулирующей арматуры для регулирования расхода и давления среды используются такие клапаны, но в отличие от запорных клапанов они имеют другой профиль седла и клапана. Регулирование расхода происходит за счет изменения проходного сечения. Наиболее распространены клапаны с плунжерным (игольчатым) регулирующим органом. Большое количество запорно-регулирующей арматуры устанавливается на подводящих коммуникациях к технологическим каналам реакторов РБМК.
Регулирующая арматура должна обеспечивать высокую точность поддержания заданных параметров регулирования и широкий диапазон регулирования, минимальный уровень шума. Для арматуры малых условных диаметров (до 100 мм) применяются односедельные плунжерные клапаны, для больших диаметров — двухседельные клапаны (см. рис. 19.2). Седло и подвижная часть клапана (плунжер) должны выполняться из эрозионно-стойкого материала. Регулирующая арматура выбирается по пропускной способности.
В тепловой схеме АЭС широко используются обратные клапаны для предотвращения обратного движения рабочей среды. Обратные клапаны устанавливаются на напорных линиях насоса для предотвращения распространения давления напора на всасывающую линию (которая не рассчитана на напорное давление) при остановке насоса; на питательных магистралях для предотвращения опорожнения парообразующей установки при разрыве питательной магистрали; на линиях отборного пара на регенеративные подогреватели для предотвращения заброса воды в турбину при разрыве трубок ПВД или ПНД, на линиях подсоединения гидроемкостей САОЗ к реактору и на других трубопроводах.
Обратные клапаны относятся к самодействующей арматуре. Открытие клапана и удержание его в открытом состоянии происходит под действием динамического напора среды, а закрываются они в зависимости от конструкции под действием силы тяжести, пружины, рабочей среды при изменении направления ее движения.
На рис. 19.5 показано устройство обратного клапана. Положение заслонки 3 клапана в рабочем состоянии показано пунктирными линиями, при изменении направления потока заслонка 3 закрывается под. действием силы тяжести и потока рабочей среды.
На всех сосудах, работающих под давлением, устанавливаются предохранительные или взрывные клапаны. Назначение предохранительной арматуры — предотвращение повышения давления выше допустимых пределов. Взрывные клапаны устанавливаются на сосудах, работающих при давлении до 1 МПа. При превышении этого давления мембрана взрывного клапана разрушается и давление в емкости снижается. Взрывной клапан установлен, например, на барботере компенсатора давления, в газовом контуре РБМК.
188
Предохранительные клапаны устанавливаются на’ установках, работающих при высоких давлениях. Обычно устанавливается не менее двух предохранительных клапанов, один из которых — контрольный, а остальные— рабочие. При давлениях до 10 МПа контрольный клапан открывается, если давление превышает на 3 %, рабочие— на 5 %. При давлениях свыше 10 МПа контрольный и рабочие пре
дохранительные клапаны открываются при превышении номинального давления соответственно на 5 и 8%.
Предохранительные клапаны подразделяются на клапаны прямого действия и импульсные.
В клапанах прямого действия тарелка, открывающая доступ для выхода рабочей среды, поднимается под воздействием избыточного давления рабочей среды. Закрытие клапана обеспечивается либо за счет рычага с грузом, либо за счет пружины. Поэтому они еще подразделяются на рычажные и пружинные. Импульсные предохранительные клапаны открываются под действием внешнего усилия при получении сигнала о превышении давления до допустимого уровня. Предохранительные клапаны устанавливаются на компенсаторах давления первых контуров АЭС с ВВЭР со сбросом парогазовой смеси в барботер (см. рис. 10.7); на барабанах-сепараторах и паропроводах РБМК со сбросом пара в баки-барботеры или бассейны-барботеры; на паровых коллекторах парогенераторов со сбросам пара в атмосферу.
Существуют другие виды арматуры. Так, при каскадном сливе дренажей ПВД и ПНД устанавливаются конденсатоотводчики, назначение которых — пропускать только конденсат и исключать проскоки пара. Такие же конденсатоотводчики устанавливаются на дренажных линиях паропроводов.
Существуют определенные требования к установке арматуры при монтаже:
1)	движение среды должно совпадать со стрелкой на корпусе арматуры;
2)	недопустимо использование арматуры не по назначению. Так, например, нельзя использовать запорную арматуру как регулирующую;
3)	арматура, как правило, должна подсоединяться к соответствующему участку трубопровода до его •монтажа;
4)	необходим доступ к арматуре для ее обслуживания;
189
5)	выбирать арматуру необходимо только в соответствии с параметрами рабочей среды;
6)	арматура, работающая при высоких температурах, должна иметь съемные теплозащитные кожухи.
19.4.	Тепловые схемы АЭС с водным теплоносителем
Тепловые схемы подразделяются на принципиальные и разверзнутые (полные). На принципиальной тепловой схеме показывается только основное оборудование и трубопроводы, его соединяющие. Независимо от количества установленных на АЭС агрегатов однотипное оборудование указывается однократно. Вспомогательное оборудование — система воздушников, дренажей, система баков, .арматура и другое на принципиальной схеме не указываются.
Принципиальные тепловые схемы могут составляться при решении различных вопросов. При проектировании новой станции ^составляются различные принципиальные схемы с целью выбора наиболее оптимального варианта при предварительных проработках. Для выбранного варианта могут варьироваться мощность и параметры основных агрегатов, схема их включения в тепловую •схему АЭС.
На развернутой (полной) тепловой схеме указывается все оборудование, основное и вспомогательное, все трубопроводы, объединяющие это оборудование в единую схему. Развернутая тепловая схема является основным документом для обучения обслуживающего персонала АЭС.
Иногда составляются так называемые расчетные тепловые схемы, занимающие промежуточное значение между принципиальной и развернутой тепловыми схемами. На расчетной схеме наряду с основным указывается и некоторое вспомогательное оборудование, связанное с распределением теплоты, потоков пара и конденсата по элементам тепловой схемы. Расчетная тепловая схема может составляться, например, при изменении в существующей схеме блока метода подготовки добавочной воды (вместо химического обессоливания вводится термическое), при изменении температуры охлаждающей воды в конденсаторе, при изменении схемы слива дренажей ПНД или СПП и в других случаях.
На двухконтурной АЭС с реактором ВВЭР-440 на один блок устанавливаются две турбины К-220-44/3000. Такие блоки установлены на третьей и четвертой очередях Нововоронежской АЭС, на Кольской, Ровенской, Армянской АЭС, на АЭС «Козлодуй» (НРБ), «Норд» (ГДР), «Пакш» (ВНР) и других АЭС.
Двухконтурные АЭС с реактора-ми ВВЭР-1000 имеют различные •схемы турбоустановок. На V блоке Нововоронежской АЭС на один блок с ВВЭР-1000 установлены две турбины К-550-60/1500. В настоящее время двухконтурные АЭС с ВВЭР-1000 строятся как моноблоки с установкой одной турбины К-1000-60/1500 или К-1000-60/3000. Такие блоки установлены на Южно-Украинской,
190
Рис. 19.6 Принципиальная тепловая схема паротурбинной установки двухконтурной АЭС с ВВЭР-440
1 — стопорно-регулирующий клапан; 2 — уплотнение штоков клапанов, 3 — уплотнения вала турбины; 4 — ЦВД; 5 —СПП; 6 — ЦНД; 7 — подогреватели сетевой воды; 8 —насос теплосети; 9 — конденсатор, 10 — конденсатный иасос первой ступени; 11 — основной эжектор турбины; 12 — эжектор уплотнений, 13 — БОУ, 14 — конденсатный насос второго' подъема, 15 — ПНД; 16 — дренажные насосы, П — охладитель дренажа, 18 — деаэратор; 19 — питательный насос; 20 — ПВД, 22 — коллектор пара собственных нужд; 23 — БРУ—СН, 24 — БРУ— К.
Запорожской, Калининской, Ровенской, Балаковской и других АЭС.
На одноконтурных АЭС устанавливаются по две турбины. На один блок с реактором РБМК-1000 работают две турбины К-500-65/3000. Такие блоки установлены на Ленинградской, Чернобыльской, Курской, Смоленской АЭС.
Для реактора РБМК-1500 установлены две турбины К-750-65/3000. Такой блок работает на Игналинской АЭС.
На рис. 19.6 представлена схема турбоустановки К-220-44/3000. Турбина имеет 8 отборов пара: пять из ЦВД и три из ЦНД. Между ЦВД и ЦНД установлен СПП, состоящий из сепаратора со сбросом сепарата в деаэратор и двухступенчатый промперегреватель. Первая ступень перегрева осуществляется отборным паром, вторая— свежим паром. Первые три отбора из ЦВД направляются соответственно на ПВД8, ПВД7 и ПВД6.
В ПВД7 сбрасывается также конденсат греющего пара второй ступени СПП, конденсат греющего пара первой ступени поступает в ПВД5. Дренажи греющих паров ПВД сбрасываются каскадно с
19»
Рис. 19 7 Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-500-60/1500 двухконтурной АЭС с ВВЭР-1000 (V блок Нововоронежской АЭС):
j — уплотнения штока клапанов турбины; 2 — блок клапанов; 3 — уплотнения вала тур бины; 4 — СПП, 5 — ЦВД н ЦСД, 6 — ЦНД; 7 — конденсатор турбины, 8 — подогреватели сетевой воды; 9 — насос теплосети; 10 — основной эжектор; 11 — эжектор уплотнений; 12 — конденсатные насосы первого и второго подъемов; 13 — ПНД, 14 — дренажные насосы, /5 — охладители дренажей, 16 — деаэратор; 17 — турбопривод питательного насоса, 18— питательный насос, 19— регулятор давления в деаэраторе, 20 — ПВД; 21 — БОУ
заводом из ПВД6 в деаэратор. Четвертый и пятый отборы из ЦВД поступают соответственно на ПНД5 и ПНД4. На ПНДЗ, ПНД2 и ПНД1 пар отбирается из ЦНД. ПНД объединены попарно с установкой одного дренажного насоса с заводом тренажей в основной поток конденсата. Дренаж первого ПНД сбрасывается в конденсатор.
В настоящее время установка конденсатоочистки (БОУ) является обязательной и для вторых контуров АЭС с ВВЭР, поэтому на схеме показаны две ступенкгконденсатных насосов с установкой БОУ между ними. К четвертому и шестому отборам подключена теплофикационная установка, конденсат греющего пара из которых каскадно сливается в ПНД2. На схеме также показаны редукционные установки 24 и 23 для сброса пара в конденсатор и подвода к коллектору собственных нужд. Рабочим паром эжекторов уплотнений и турбины служит выпар деаэраторов. Конденсат рабочего пара эжекторов каскадно сливается в конденсатор. Добавочная вода для восполнения утечек на всех АЭС подается в
392
Рис. 19.8 Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-1000-60/1500 двухконтурной АЭС с ВВЭР-1000:
1 — уплотнения штоков клапанов, 2 — блок клапанов турбины; 3 — ЦВД, 4 — уплотнения вала турбины, 5 —СПП, 6 — отсечной клапан 7 — ЦНД; 8 — подогреватели сетевой воды; 9 — насос теплосети; 10 — конденсатор турбины; 11 — конденсатный иасос первой ступени; 12 — основной эжектор; 13 — эжектор уплотнений; 14 — БОУ; 15 — конденсатный насос второго подъема; 16 — ПНД; П — дренажные насосы; 18 — охладители дренажа;
19 — деаэратор; 20 — питательный насос с турбоприводом; 21 — ПВД; 22 — коллектор пара собственных нужд, 23 — БРУ—СН; 24 — БРУ—К
конденсатор, при этом она проходит дополнительную деаэрацию в деаэрационном устройстве конденсатора и дополнительную очистку на БОУ.
На рис. 19.7 представлена принципиальная тепловая схема турбоустановки К-500-60/1500.
Турбина имеет семь отборов: четыре из ЦВД, один из ЦСД и два из ЦНД. Первые три отбора из ЦВД обеспечивают подогрев воды соответственно в ПВД7, ПВД6 и ПВД5. Дренажи греющих паров ПВД сбрасываются каскадно в деаэратор. Четвертый отбор из ЦВД направлен на ПНД4, куда сбрасываемся также конденсат из сепаратора СПП. Часть выхлопного пара из ЦСД направляется на ПНДЗ. Остальные ПНД2 и ПНД1 снабжаются отборным паром из ЦНД. Все ПНД объединены попарно с установкой охладителей дренажей и заводом конденсата греющих паров дренажными насосами в основной поток конденсата. Между ЦНД и ЦСД установлен сепаратор и двухступенчатый промперегреватель. Первая ступень пароперегревателя обогревается отборным паром из первого отбора с сбросом дренажа этого пара в ПВД6. На вторую ступень пароперегревателя подается свежий пар со сбросом конденсата этого пара в ПВД7. Особенностью этой схемы является
7 Зак. 1452
Рис. 19 9 Принципиальная тепловая схема турбоустановки КА000-60/3000 двухкоитурной АЭС с ВВЭР-1000
/ — блок стопорно регулирующих клапанов; 2—ЦВД, 3 — сепаратор; 4 — промперегреватель; 5 — отсечной клапан. 6 — ЦНД, 7 — насос закачки конденсата сепаратора, 8 — насос закачки конденсата промперегревателя; 9 — конденсатор турбины, 10 — сетевые подогреватели; 11 — конденсатный насос первого подъема, /2 —БОУ; 13— основной эжектор, 14 — эжектор уплотнений, 15 — смешивающие подогреватели; 16 — конденсатный насос второго подъема. 17 — поверхностные ПНД; 18 — дренажный насос; 19 — деаэратор; 20 — бустерный насос; 21 — основной питательный насос; 22 — турбопрнвод, 23 — конденсатор турбопривода; 24 — ПВД; 25 — ионообменная установка на продувочной воде парогенераторе; 26 — доохладитель; 27 — регенеративный теплообменник; 23 — расширитель продувки; 29 — парогенератор
применение в качестве привода питательного насоса турбопривода 17. На приводную турбину отбирается перегретый пар после СПП. Турбопривод имеет свой конденсатор с заводом конденсата с помощью конденсатного насоса в основной конденсатор. Теплофика-цирнная установка подключена к четвертому и пятому отборам пара с каскадным сбросом дренажей греющих паров в ПНД1. Между первой и второй ступенями конденсатных насосов установлена БОУ и охладители пара эжекторов турбины и уплотнений.
На рис. 19.8 представлена схема турбоустановки К-1000-60/1500. За основу тепловой схемы этой турбоустановки принята тепловая схема турбоустановки К-500-60/1500.
Турбина имеет семь отборов пара: три из ЦВД и четыре из ЦНД. Первые три отбора подсоединяются сответственно к ПВД7, ПВД6 и ПВД5, в ПВД6 сбрасывается также конденсат греющего пара первой ступени пароперегревателя, а в ПВД6 — конденсат второй ступени пароперегревателя. Питательный насос имеет турбопривод, питаемый перегретым паром после СПП, конденсат после конденсатора приводной турбины сбрасывается в основной конденсатор турбины. Все ПНД имеют отборный пар из ЦНД. Как и у турбины К-500-60/1500 все ПНД объединены попарно с установкой охладителя дренажа и заводом конденсата греющих паров в основной поток конденсата. К 4—6 отборам подключены сетевые подогреватели с каскадным сливом дренажей греющих паров в конденсатор. Между двумя ступенями конденсатных накосов установлены БОУ и охладители рабочего пара 'эжекторов турбины и уплотнений со сбросом конденсата в конденсатор. Рабочим паром эжекторов является выпар деаэратора.
На рис. 19.9 представлена схема турбоустановки К-1000-60/3000.
Особенностью тепловой схемы является использование первых двух подогревателей смешивающего типа. По этой причине вторая ступень конденсатных насосов установлена после ПНД2. Турбина имеет восемь отборов. Первые два питают паром ПВД7 и ПВД6. Третий отбор подсоединен к деаэратору и сетевому подогревателю. Отборы 4—6 подсоединены к подогревателям ПНД5, ПНД4 и ПНДЗ. Дренаж греющих паров ПНД5 и ПНД4 дренажным насосом подается в основной поток конденсата, а из ПНДЗ— в смешивающий ПНД2.
Турбопривод питательного насоса питается перегретым паром после СПП. После конденсатора приводной турбины конденсат перекачивается в основной конденсатор турбины. Турбина имеет •одну ступень сепарации и одну ступень промперегрева (только свежим паром). Конденсат промперегревателя насосом закачивается в основной поток питательной воды после ПВД7. Это позволяет повысить температуру питательной воды до 214 °C. Конденсат •сепаратора специальным насосом закачивается в основной поток конденсата после ПНД4. Принята одноподъемная схема питательного насоса с установкой бустерного насоса.
На одноконтурных АЭС моноблочная схема пока не реализована. На АЭС с РБМК-1000 и РБМК-1500 на один реактор устанав-
7*	195
Рис. 19.10. Принципиальная тепловая схема турооустановки К-500-65/3000 одноконтурной АЭС с РБМК-1000:
1 — питательный насос; 2 — деаэратор, 3 — регулятор давления в деаэраторе; 4 — испаритель; 5 — уплотнения штоков клапанов турбины; 6 — блок клапанов; 7 — ЦВД; 8_____
СПП; 9 — уплотнения вала турбины, 10 — ЦНД; 11 — отсечной клапан; 12 — теплообменники (подогреватели) промконтура теплосети; 13 — насос промконтура теплосети 14 — конденсатор; 15 — конденсатный насос первой ступени; 16 — основной эжектор; ’ 17__
эжектор уплотнений; /8 —БОУ; 19 — конденсатный насос второй ступени; 20— ПНД
ливают по две турбины. Турбины используются быстроходные с числом оборотов 50 с-1.
На рис. 19.10 представлена тепловая схема турбоустановки К-500-65/3000.
Особенностью тепловых схем турбоустановок одноконтурных АЭС является отсутствие ПВД и наличие испарителя для выработки слабо радиоактивного пара на уплотнения турбины. Турбина К-500-65/3000 имеет 7 отборов пара. Из первого отбора ЦВД пар направляется на первую ступень промперегревателя со сбросом конденсата греющего пара в деаэратор. Второй отбор из ЦВД обеспечивает подогрев воды в деаэраторе и испарителе. Третий и четвертый отборы из ЦВД и 5, 6 и 7 отборы из ЦНД подсоединены соответственно к ПНД5—ПНД1. Все ПНД имеют охладители дренажей для уменьшения потери тепловой экономичности при каскадном сливе дренажей ПНД с заводом их в конденсатор. В конденсатор же сливается конденсат из промежуточного сепаратора турбины, предварительно охлажденный основным потоком конденсата. Завод дренажей ПНД и сепаратора непосредственно 196
6
Рис. 19.11. Принципиальная тепловая схема турбоустаповки К-750-30/3000 одноконтурной АЭС с РБМК-1500.
1— уплотнения штоков клапанов; 2 — блок клапанов турбины; 3 — ЦВД; 4— уплотнения вала турбины; 5 — сепаратор; 6 — промперегреватель; 7 — отсекающий клапан; 8 — ЦНД;
9 — теплообменник ‘парогенератора; 10— компенсатор давления, промконтура парогенератора. 11 — парогенератор; 12 — теплообменник промконтура теплосети; 13 — насос промконтура теплосети, 14 — дренажный насос теплообменников теплосети; 15 — конденсатор; 16 — конденсатный насос первого подъема, 17 — основной эжектор уплотнений; 18 — эжектор уплотнений, 19 — БОУ; 20 — конденсатный насос второго подъема, 21 — ПНД; 22— дренажные насосы; 23 — механический фильтр; 24 — испаритель; 25 — деаэратор; 26 — электромагнитный фильтр; 27 — питательный насос; 28 — насос закачки конденсата греющего пара промперегревателя; 29 — приводная водяная турбина; 30— коллектор пара собственных нужд, 31 — БРУ-СН; 32 — БРУ-К
в конденсатор снижает тепловую экономичность АЭС, но сделано это из-за стремления снизить количество примесей в конденсате путем пропуска его через БОУ. Блочная очистная установка включает в себя механический фильтр (обычный катионитовый фильтр) для удержания взвешенных форм примесей и фильтр смешанного действия (ФСД), в котором в смешанном слое катионита и ионита происходит ионный обмен. Основной примесью, содержащейся в дренажах ПНД и сепаратора, являются продукты коррозии конструкционных материалов пароводяного контура, большая часть которых находится в виде взвеси (шлама), при прохождении конденсата через БОУ они в основном задерживаются на механическом фильтре, увеличивая его гидравлическое сопротивление и ухудшая работу конденсатных насосов. Вероятно, есть смысл очищать эти потоки отдельно с установкой только механических фильтров, что и сделано для турбины К-750-65/3000. Такая схема очистки снижает мощность БОУ.
Ко 2, 3 и 4 отборам подсоединена теплофикационная установка. Поскольку отборный пар является радиоактивным, то отпуск теплоты потребителю осуществляется по трехконтурной схеме. Дре
197
наж греющих паров теплофикационной установки после каскадного слива заводится в ПНД2.
Питательной водой испарителя является вода из деаэраторного бака. Выработанный в испарителе пар направляется на уплотнения турбины. Рабочим паром для эжекторов уплотнений и турбины является выпар деаэратора.
На рис. 19.11 представлена схема турбоустановки К-750-65/3000. Особенностями тепловой схемы турбоустановки К-750-65/3000 по сравнению с К-500-65/3000 являются: использование деаэратора более высокого давления (вместо 0,7 МПа принято 1 МПа) и применение после деаэратора смесителя дренажа пароперегревателя и питательной воды, благодаря чему температура воды возросла с 165° до 190’С.
В качестве привода насоса для закачки конденсата греющего пара перегревателя принята водяная турбина, работающая на питательной воде.
В отличие от схемы рис. 19.10 для К-750-65/3000 принят однократный перегрев пара только свежим паром. Дренажи ПНД попарно, как и турбины К-1000-60/1500, закачиваются дренажными насосами в основной поток конденсата с очисткой их на механических фильтрах. Это повышает тепловую экономичность АЭС по сравнению со схемой рис. 19.10. Очистка конденсата может идти за счет установки электромагнитного фильтра'после деаэратора. В этом случае почти все потоки конденсата проходят через фильтр и механические фильтры аа потоках дренажей ПНД можно не ставить. Электромагнитные фильтры (ЭМФ) достаточно компактны, так как фильтрацию воды можно производить с большими скоростями (до 1000 м/ч). Но при работе при повышенных температурах возникают проблемы с охлаждением электрообмоток ЭМФ. В схеме турбоустановки К-750-65-3000 имеется парогенератор для выработки нерадиоактивного пара по трехконтурной схеме и теплофикационная установка, также работающая по трехконтурной схеме.
Глава двадцатая
АЭС С ЖИДКОМЕТАЛЛИЧЕСКИМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ
Наиболее приемлемым теплоносителем на АЭС с жидкими металлами является натрий. Сечение поглощения нейтронов относительно невысоко. Натрий имеет высокую температуру кипения, стабилен в условиях облучения и высоких температур. Это позволяет существенно повысить начальные параметры цикла и применить стандартное оборудование пароводяного контура. Натрий, благодаря высокой теплопроводности, обеспечивает высокие удельные тепловыделения в активной зоне реактора (до 800 МВт/м3), Натрий имеет достаточно хорошую совместимость с конструкционными материалами и топливными композициями. Высокая темпе-198
ратура кипения натрия позволяет поддерживать в контуре циркуляции низкие давления, определяемые лишь гидравлическими сопротивлениями контура.
Натрий имеет также и существенные недостатки. Температура плавления его высока (97°C), поэтому для пуска станции требуется предварительный разогрев оборудования и трубопроводов, что ведет к увеличению времени пуска и расхода электроэнергии на собственные нужды.
Коррозия конструкционных материалов в натрии, в том числе и углеродистых сталей, невелика, одиако она резко увеличивается из-за наличия окиси натрия Na2O. Для очистки натрия от окислов применяют «холодные» ловушки, когда при охлаждении окислы натрия выпадают и выводятся из цикла.
Натрий активируется, образуя изотоп 24Na с периодом полураспада 15 ч. При контакте с воздухом натрий воспламеняется. Натрий бурно реагирует с водой. Последнее обстоятельство вынуждает исключать возможность контакта радиоактивного натрия с водой путем применения промежуточного контура с нерадиоактивным натрием. Схема получается трехконтурной, достаточно сложной и дорогостоящей. Применение натрия в реакторах на быстрых нейтронах позволяет осуществлять расширенное воспроизводство ядерного горючего, включая в топливный цикл уран-238 и торий-232, и, таким образом, более быстрыми темпами развивать ядер-ную энергетику.
В настоящее время в мире работают несколько АЭС с жидкометаллическим теплоносителем, из них две — в СССР.
В табл. 20.1 даны основные параметры работающих и предполагаемых к строительству в СССР АЭС с жидким натрием.
Таблица 20.1. Основные характеристики реакторов на быстрых нейтронах
Наименование параметра	ЬН-350	БН-600	БН-1600
Тепловая мощность, МВт	1000	1470	4000
Электрическая мощность, МВт	350	600	1600
КПД (брутто), %	35	41	40
Размеры активной зоны, мм: высота	1060	750	1100
диаметр	1500	2050	3300
Максимальная удельная энергонапряжен-	730	840	710
ность активной зоны, кВт/л Глубина выгорания топлива, %	5	10	10
Температура натрия, °C: на выходе из реактора	500	550	530—550
на входе в реактор	300	380	360—380
Параметры пара: давление, МПа	5,0	14,0	14,0
температура, °C	435	505	490—510
199
/?=4,5МПа;t=435a.C
Рис 20.1. Тепловая схема Шевченковской АЭС с реактором БН-350: --------—натрий первого контура,-----------------натрий промежуточного контура, ----питательная вода; ......— газ
В СССР применяют два типа АЭС с жидкометаллическим теплоносителем: с петлевой (БН-350) и интегральной (с баковой) компоновками оборудования (БН-600).
В 1973 г. в г. Шевченко была пущена АЭС с реактором на быстрых нейтронах БН-350. АЭС предназначена для выработки электроэнергии, теплоты и питьевой воды. Компоновка реакторного контура—петлевая. Реактор имеет шесть петель с раздельно расположенным оборудованием в отдельных боксах. Каждый бокс отделен от шахты реактора и соседних боксов бетонными защитными стенами. Это дает возможность производить ремонт на каждой петле при работающих других петлях.
Тепловая схема АЭС с БН-350 представлена на рис. 20.1. Жидкий натрий первого контура после реактора 1 с температурой 500 °C поступает в промежуточный теплообменник 2, а оттуда при температуре 300 °C насосом 3 направляется в реактор. Нерадиоактивный натрий промежуточного контура насосом 9 при температуре 273 °C прокачивается через промежуточный теплообменник 2. После промежуточного теплообменника натрий при температуре 453 °C поступает вначале в пароперегревательные секции 15, затем в испарительные секции 16 парогенераторной установки. В газовые полости испарителей и пароперегревателей промежуточного 200
Рис. 20.2. Компоновка реактора БН-350:
/ — реактор; 2 — большая пробка. 3 —малая поворотная пробка, 4 — центральная колонна с механизмом СУЗ, 5 — механизм передачи сборок; 6 — перегрузочный блок; 7___
элеватор загрузки — вьгрузки, 8 — верхняя неподвижная защита; 9 — механизм перегрузки, Ю—активная зона, 11— опора реактора, 12— боковая защита
контура н промежуточного теплообменника первого контура, служащие компенсаторами давления, подается газ.
Вода питательным насосом 5 из деаэратора 6 через регенеративный подогреватель 4 направляется в испарительные секции парогенераторной установки, насыщенный пар из которых поступает в пароперегреватели 15. Перегретый пар с параметрами Ро=
201
= 4,5 МПа, Лю = 435 °C направляется на противодавленческие турбины 10. Пар расширяется в турбине до давления 0,7 МПа н далее идет на испарительные установки для обессоливания морской воды. Конденсат этого пара 8 возвращается в деаэратор, куда подается также добавочная вода 7 для восполнения утечек. Перегретый пар через РОУ 14 помимо турбины может направляться в конденсатор 13 и оттуда конденсат насосом 11 подается в деаэратор.
Корпус реактора (рис. 20.2) представляет собой сосуд высотой 12,6 м с переменным диаметром (максимальный размер диаметра 6 м). Для предотвращения утечки натрия при разгерметизации корпуса последний заключен в кожух. Натрий поступает в нижнюю часть корпуса, проходит через активную зону и зону воспроизводства, нагревается и, пройдя верхнюю смесительную камеру, направляется в промежуточные теплообменники. В активной зоне реактора установлено 200 шестигранных топливных пакетов, в каждом из которых размещено 169 твэлов диаметром 6,1 мм. Активная зона по торцам и по периметру окружена зоной воспроизводства, состоящей из обедненного урана. На верхней части корпуса реактора смонтированы две поворотные пробки, обеспечивающие наведение механизма перегрузки на топливные сборки активной зоны и зоны воспроизводства и являющиеся одновременно биологической защитой.
Опыт эксплуатации реактора БН-350 подтвердил правильность основных проектных решений, показал его надежность и безопасность. Это позволило перейти к сооружению более мощных АЭС с быстрыми реакторами.
На третьей очереди Белоярской АЭС успешно работает реактор БН-600. Наряду с увеличением мощности реактора повышена температура натрия на выходе из реактора до 550 °C, что позволило использовать стандартные турбины на параметры пара 14 МПа и температуру перегрева 505°C с КПД до 41 %.
На рис. 20.3 представлена тепловая схема блока с реактором БН-600. Интегральная компоновка первого контура позволяет все оборудование размещать в баке 9 под уровнем натрия, над которым пространство заполнено инеотным газом — аргоном с давлением 0,3—0,4 МПа. Таким образом, бак 9 является одновременно и компенсатором давления.
Натрий насосом, приводящим в действие электродвигатель 6, прокачивается через активную зону 8. Нагретый натрий направляется в промежуточный теплообменник 10 сверху вниз. В составе первого контура имеются три насоса и шесть промежуточных теплообменников. К первому контуру подключено быстродействующее сбросное устройство и система подпитки натрия, включающая в себя бак запаса натрия 2 с системой инертного газа 1, подпиточный насос 3 и задвижку 4.
Промежуточный (второй) контур имеет три циркуляционные петли. Каждая петля включает в себя два промежуточных теплообменника 10, парогенераторную установку, состоящую из испари-202
ьэ
о
00
17
16
Рис, 20 3. Тепловая схема третьего блока Белоярской АЭС с реактором БН-600
тельной 13, пароперегревательной 12 и промперегревательной 14 секций, циркуляционного насоса 48 с обратным клапаном 21 и арматурой 4. Натрий из промежуточного теплообменника параллельно проходит секции перегревателя 12 и промперегревателя 14, затем поступает в испарительную секцию 13 и далее насосом 48 подается в промежуточный теплообменник 10. В состав контура включены также очистная установка 47 и компенсатор давления 46, сбросные устройства 15, бак запаса натрия, подпиточный насос 11. Давление в промежуточном контуре 1 МПа, благодаря чему исключаются перетечки активного натрия в промежуточный контур при разуплотнении. Температура натрия на входе в парогенераторную установку равна 520 °C, а на выходе 320 °C. Перегретый пар с давлением 14 МПа и температурой 505 °C поступает на три стандартные турбины 18 К-200-130 электрической мощностью 200 МВт каждая, состоящие из ЦВД, ЦСД и ЦНД и связанные с электрогенератором 19. После ЦВД пар при давлении 2,5 МПа направляется в промперегреватель 14, где перегревается до температуры 505 °C и поступает в ЦСД. На паропроводах свежего пара и пром-перегрева установлены предохранительные клапаны 17. Конденсат после конденсатора 20 конденсатными насосами первого подъема 21 с арматурой 23 проходит конденсатоочистку (блочную очистную установку— БОУ) 24 и затем конденсатными насосами 25 второго подъема с арматурой 26—27 подается в систему регенерации. В системе регенерации имеются четыре ПНД 31, 34—36 и три ПВД 42—44, деаэратор 37 с деаэраторным баком 40, охладитель основных эжекторов 32, отсасывающих газы 13 из конденсатора, охладитель эжекторов уплотнений 30, из которого конденсат через гидрозатвор 29 и задвижку 28 сливается в основной поток конденсата.
Параллельно с основным питательным насосом 41 установлен насос расхолаживания 45.
Свежий пар помимо турбины может сбрасываться через БРОУ-К в основной конденсатор 10 и через БРОУ-Д в технологический конденсатор 38, а оттуда насосом 39 в деаэратор.
Баковая (интегральная) компоновка реактора БН-600 представлена на рис. 20.4. Корпус реактора 2 представляет собой цилиндрический сосуд высотой 12,5 м и диаметром 12,8 м с эллиптическим днищем и конической верхней частью, на которой смонтированы поворотные пробки 5. Корпус реактора расположен во внешнем страховочном корпусе, в котором может скапливаться натрий при разгерметизации корпуса. В зазоре между корпусом и кожухом циркулирует горячий газ при пуске реактора. Цилиндрическая часть корпуса реактора соединена с днищем переходным опорным кольцом 1, на котором сверху смонтирован опорный пояс.
Опорный пояс является основной силовой конструкцией внутри корпуса реактора. На нем крепится все оборудование 1 контура: напорная камера с активной зоной и зоной воспроизводства, боковая нейтронная защита, циркуляционные насосы, промежуточные теплообменники. Три циркуляционных насоса первого контура и 204
Рис 20.4. Компоновка реактора БН-600:
/ — опорный пояс, 2 — корпус. 3 — насос, 4— электродвигатель, 5 — поворотные пробки; 6 — верхняя неподвижная защита; 7 — теплообменник. 8 — центральная колонна с механизмами СУЗ; 9 — механизм перегрузки
иГесть промежуточных теплообменников смонтированы в цилиндрических стаканах, укрепленных на опорном поясе.
Активная зона и зона воспроизводства состоит из топливных сборок, в каждой из которых размещено 127 твэлов диаметром 6,9 'мм.
В перспективе намечается строительство более мощных блоков с реакторами на быстрых нейтронах БН-800 и БН-1600. Предполагается также интегральная компоновка этих реакторов.
205
Глава двадцать первая
РЕЖИМЫ РАБОТЫ АЭС
21.1.	Виды режимов работы
Под эксплуатацией оборудования АЭС понимается работа оборудования на всевозможных режимах после его монтажа. Поэтому режимы работы в первую очередь подразделяются на пусконаладочные и эксплуатационные.
В пусконаладочных режимах проводится первичное опробование всех систем, обкатка оборудования, физический и энергетический пуски блока с целью выявления технологических, проектных, и монтажных дефектов и соответствия основных параметров принятым техническим решениям.
При пусконаладочных работах штатные системы контроля добавляются дополнительными временными системами для получения более полной информации о работе оборудования.
При физическом пуске снимаются основные нейтронно-физические характеристики реактора, проверяется работа системы управления и защиты, ее эффективность.
При энергетическом пуске исследуются физические, теплофизические, теплогидравлические характеристики реактора, основные характеристики всего тепломеханического оборудования, опробование и наладка всех систем управления, в том числе и в аварийных ситуациях. Для этого вызывают специальное срабатывание аварийных защит.
Пусконаладочные работы проводятся по специально разработанной программе персоналом станции совместно с разработчиками основного оборудования, представителями проектных, монтажных и наладочных организаций.
После завершения пусконаладочных работ и пробной эксплуатации оборудования на номинальном режиме блок передается в постоянную эксплуатацию. Номинальный режим работы —это работа блока на номинальной мощности. Эксплуатационные режимы подразделяются на режимы нормальной эксплуатации и аварийные. Режимы нормальной эксплуатации включают в себя стационарные (установившиеся) и нестационарные (динамические) режимы.
В стационарных режимах параметры блока остаются постоянными, в нестационарных режимах они изменяются.
Основными эксплуатационными режимами являются стационарные. Динамические режимы связаны с переходными процессами при изменении уровня мощности, с пусками и остановами блока, с различного рода аварийными ситуациями. В настоящее время АЭС, в основном, работают в базисном режиме, когда заданный уровень мощности блока остается постоянным в течение длительного времени. Однако с удельным ростом мощностей на АЭС в общем энергетическом балансе страны возникает необходимость в 206
переменном режиме (режиме регулирования), когда изменение значения мощности следует за суточным графиком электрических нагрузок. В регулируемом режиме станция работает не на номинальной мощности (нёноминальный режим).
Аварийные режимы связаны с нарушениями нормальной работы оборудования, с изменениями тех или иных параметров сверх допустимых пределов.
В качестве основных аварийных режимов на АЭС принимаются: 1) непредвиденные сбросы и набросы электрических нагрузок; 2) полное обесточивание станции (потеря напряжения на шинах собственных нужд);
3)	незапланированное изменение реактивности вследствие неконтролируемого положения кассет СУЗ реактора, изменение концентрации жидкого поглотителя (борной кислоты);
4)	резкое сокращение расхода теплоносителя через активную зону или отдельные технологические каналы;
5)	появление течей на оборудовании или трубопроводах реакторного контура;
6)	нарушение герметичности твэлов и увеличение радиоактивности теплоносителя сверх нормируемых величин;
7)	нарушение плотности главных паропроводов.
Наибольшей нестационарностью обладают режимы пуска и останова блока. Эти режимы характеризуются большим количеством переключений в технологической схеме, включением и отключением отдельного оборудования. В настоящее время для осуществления этих режимов широко применяют управляющие вычислительные машины.
21.2.	Режимы регулирования мощности АЭС с ВВЭР
Одной из важных задач регулирования является поддержание соответствия между мощностью реактора и турбин. Из соотношения (11-2) видно, что снимаемая с активной зоны реактора мощность может регулироваться как за счет изменения расхода, так и за счет изменения температуры теплоносителя на входе и выходе из реактора. Для АЭС с ВВЭР характерен постоянный расход теплоносителя через активную зону. Если принять удельную теплоемкость теплоносителя постоянной в малых пределах изменения температуры теплоносителя, то при постоянном расходе мощность реактора и разность температур t\'—t^" связаны линейно. Для определения зависимостей // и /т" от мощности реактора необходимо принять определенную программу изменения параметров. Для АЭС с ВВЭР возможны различные программы регулирования:
1.	Средняя температура теплоносителя /Тср в первом контуре остается постоянной:
4.ср=(4—4)/2.	(21.1)
Такая программа регулирования была принята на первом блоке Нововоронежской АЭС (рис. 21.1).
207
Рис. 21.1. Программа регулирования с постоянной средней температурой теплоносителя в первом контуре
Рис. 21.2. Программа регулирования с постоянным давлением и температурой насыщения во втором контуре
Достоинством этой системы является постоянство объема теплоносителя в первом контуре при постоянном значении £т. ср, а следовательно, и уменьшение объема компенсатора давления. Она наиболее благоприятна для первого контура. Но эта схема в дальнейшем не получила распространения из-за значительного изменения давления во втором контуре ро- Действительно, передаваемая мощность из первого контура QP во второй пропорциональна разности температур /т.ср—4- При постоянстве /ТСр при снижении нагрузки на турбину должна уменьшаться и Qp, а это возможно только за счет роста to, а значит и р0. Как видно из рис. 21.1, при всех нагрузках на турбину тепловая экономичность цикла будет низкой. При малых нагрузках на турбину избыточное давление будет теряться в регулирующих клапанах турбины, а при больших нагрузках, вплоть до номинальных, давление Ро будет ниже допустимого по условиям работы второго контура. Таким образом, тепловая экономичность цикла будет невысокой.
2.	Давление во втором контуре Ро и температура насыщения to остаются постоянными, а температуры теплоносителя изменяются (рис. 21.2).
На рис. 21.2 представлен график изменения температуры теплоносителя и рабочего тела. Такая схема регулирования принята на АЭС с ВВЭР-440. Эта программа наиболее благоприятна для работы второго контура и менее благоприятна для работы первого контура. Постоянство р0 позволяет повысить КПД цикла, однако, с увеличением мощности при постоянстве ро необходимо увеличивать /Т.СР. Это приводит к росту реактивности, избыток которой должен быть компенсирован системой СУЗ. Кроме того, изменение /т. ср усложняет работу компенсатора давления и увеличивает его объем.
3.	Компромиссная программа с умеренным изменением средней температуры теплоносителя /т.ср и давления во втором контуре 208
Рис. 21.3. Компромиссная) программа регулирования с умеренным изменением средней температуры теплоносителя и давления во втором контуре
Рис 21.4. Компромиссная программа регулирования с поддержанием ро=const при малых нагрузках и /T.cp=const при больших нагрузках
Ро (рис. 21.3). Эта схема характеризуется одновременным, но меньшим, чем в первом и втором случаях, изменениями параметров-1-го и 2-го контуров. Уменьшаются температурные напряжения в металле, благодаря чему могут допускаться большие скорости изменения нагрузки. Такая схема применена на некоторых зарубежных АЭС, в частности, в США.
4.	Компромиссная программа с постоянным давлением во вторам контуре при малых нагрузках на турбину и с постоянной средней температурой теплоносителя /т. ср в первом контуре при больших нагрузках (рис. 21.4).
Преимуществом такой схемы регулирования является постоянство /т.ср при больших, вплоть до номинальных, значениях нагрузки, что облегчает условие работы оборудования первого-контура. Эта схема реализована на ряде АЭС в ФРГ.
Регулирование мощности реактора происходит за счет перемещения исполнительных органов системы управления и защиты реактора. Для улучшения динамических характеристик регулирования используется также сигнал нейтронного флюенса в реакторе.
Сигналам несоответствия между производимой и потребляемой энергосистемой мощностями служит частота сети или скорость вращения электрогенератора. Эти величины поддерживаются постоянным путем воздействия регулятора на регулирующий клапан турбины, изменяя расход пара.
В системах АЭС приходится контролировать и регулировать ряд ругих величин, влияющих на надежную и безопасную работу установки, например, уровни воды в компенсаторе давления, в парогенераторе, в деаэраторе, в водяных емкостях ПВД и ПНД, конденсаторах, сепараторе СПП и ряде других величин.
209
21.3.	Схемы регулирования мощности энергоблоков
На рис. 21.5 показаны схемы регулирования мощности энергоблоков с ВВЭР по tr.cp=const и po=const (рис. 21.1 и рис. 21.2). В обеих схемах мощностью управляет каскадный регулятор 2, получающий импульс от нейтронного потока от ионизационной камеры 1 и воздействующий на приводы регулирующих стержней 3. Задание регулятору 2 формируется его задатчиком 4 по командам регуляторов /т. ср (в) или р0 (5). При отклонении частоты сети от номинального значения регулятор частоты вращения турбины 12 перемещает ее регулирующие клапаны 13, изменяя электрическую мощность в соответствии с графиком электрических нагрузок. Рассматриваемые схемы работоспособны и при отключенном регулировании реактора вследствие положительного самовырав-нивания реактора ВВЭР.
Если энергосистема требует большую мощность, то частота- ее снижается. Регулятор частоты вращения турбины приоткрывает регулирующие клапаны и увеличивает расход пара. Давление До, а следовательно, и t0 снижаются, снижается и tT". Значит, снижается и /т. ср.
Из-за отрицательного температурного коэффициента теплоносителя реактивность реактора растет и увеличивается его тепловая мощность. При этом несколько возрастает tT' и /т.ср снижается незначительно. В результате рост мощности реактора происходит без перемещения регулирующих стержней. Следовательно, ВВЭР обладает положительным самовыравниванием.
При включенном регулировании реактора при снижении Рр (при регулировании /TCp=const рис. 21.5, а) регулятор-температуры 8 дает сигнал регулятору нейтронной мощности 2 реактора с помощью которого происходит перемещение регулирующих
Рис. 21.5. Схемы регулирования энергоблоков с ВВЭР:
а —программа /т ср-const, б —программа p0=const / — ионизационная камера; 2—регулятор нейтронной мощности реактора, 3 — приводы регулирующих стержней; 4 — задатчик регулятора мощности реактора; 5 — регулятор давления пара во втором контуре; 6 — датчик давления; 7 — задатчик регулятора давления пара во втором контуре; в —регулятор средней температуры теплоносителя первого контура; 5 —датчик температуры теплоносителя первого контура, 10 — задатчик регулятора средней температуры теплоносителя первого контура; 11 — механизм управления турбиной; 12 — регулятор частоты вращения турбины, 13 — регулирующие клапаны турбины
210
Рис 21.6. Схема регулирования блока с реактором с водой под давлением, работающего по компромиссной программе рис. 21.3:
обозначения 1—13 те же, что и рис. 21.5; 14—регулятор мощности блока; 15 — задатчик, регулятора мощности блока; 16 — дифференциатор; 17 — регулятор энергосистемы
стержней на увеличение мощности реактора. При этом tT' растет и-значение tT. ср восстанавливается на прежнем уровне.
Перепад температур в парогенераторе определяется снижением Ро, а следовательно, и во втором контуре.
При схеме регулирования рис. 21.5, б изменение ро воспринимается регуляторам давления 5, который с помощью регулятора 2 увеличивает мощность реактора. При этом tr' и /т,ср возрастают и Д/пг увеличивается. Это приводит к увеличению паропроизводи-тельности и давление ро возвратится к прежнму значению при новом положении регулирующих клапанов турбины. Изменение заданной tT ср или р0 и мощности, снимаемой с энергоблока энергосистемой, осуществляется воздействием на задатчики 7 и 10 соответствующих регуляторов и на механизм управления турбиной 11.
При регулировании по компромиссной программе рис. 21.3 заданное значение нейтронной мощности реактора определяется регулятором 8 средней температуры теплоносителя ^т.сР (рис. 21.6). Задание /т.сР, устанавливаемое регулятору 8 задатчиком 10, меняется линейно в зависимости от нагрузки на блок. В качестве сигнала могут быть: давление за регулирующей ступенью турбины, сигналы по активной мощности турбогенератора и расход пара на турбину. Для уменьшения колебаний давления в первом контуре на регулятор мощности реактора с помощью дифференциатора 16 подается дополнительный сигнал по изменению давления теплоносителя. Регулятор мощности блока 14 получает сигнал по мощности блока от задатчика 15 и от регулятора энергосистемы 17. Этим блок может участвовать в регулировании частоты.
Компромиссная программа регулирования рис. 21.4 показана на схеме рис. 21.7. Регулятор средней температуры теплоносителя 8 воздействует непосредственно на приводы 3 регулирующих стержней реактора, при этом мощность меняется таким образом, чтобы Ро оставалось постоянным. Но сигнал от регулятора давления на задатчик 10 поступает через блок ограничения, пропускающий его только при малых значениях мощности. Начиная с определенной
211
Рис. 21.7. Схема регулирования блока в реактором с водой под давлением, работающего по компромиссной программе рис 21.4: обозначения — те же, что и на рис. 21.5 и 21.6
нагрузки, регулятор 8 поддерживает tT. ср постоянной. 1аким оо-разом, реализуется комбинированная программа с р0=const при 'малых нагрузках и с Аг.Ср=const при больших нагрузках.
Реакторы РБМК имеют непрерывную перегрузку топлива «на ходу» без остановки реактора. Для таких реакторов характерна сложность структуры и пространственная нестабильность энерговыделения. Это в значительной степени усложняет управление реактором. Для контроля энерговыделения здесь нельзя использовать изменение температуры теплоносителя и расходов в каналах, так как в качестве теплоносителя в РБМК используется кипящая вода. Поэтому контроль энерговыделения базируется на изменении плотности нейтронного флюенса или интенсивности у-излуче-ния.
Принципиальная схема регулирования энергоблока с РБМК показана на рис. 21.8.
Регулятор 2 работает от ионизационной камеры 1 и путем воздействия на приводы регулирующих стержней 3 поддерживает среднюю мощность реактора. Изменение средней мощности реактора достигается воздействием регулятора 2 на задатчик 4. В схеме
Рис. 21.8. Схема регулирования энергоблока с РБМК:
1 — ионизационная камера; 2 —• регулятор средней мощности реактора, 3 — регулирующие стержни; 4 — задатчик регулятора средней мощности реактора; 5 — регулятор давления в барабане-сепараторе; 6 — регулятор частоты вращения турбины; Z — механизм управления турбиной (МУТ); 8 — регулятор уроввя в барабане-сепараторе
212
имеются два регулятора средней мощности. При уровне мощности 0,0025—0,06 от номинального значения работает один регулятор средней мощности, при уровне мощности 0,06—1,0 от номинальной используются два регулятора: один рабочий и один резервный. Резервный регулятор автоматически включается в работу при отключении из-за неисправности находящегося в работе регулятора. В схеме регулирования предусмотрен непрерывный автоматический контроль неисправности измерительных и исполнительных каналов. Регулятор сохраняет свою работоспособность при выходе из строя любого из четырех измерительных или исполнительных каналов.
Регулятор 5 поддерживает давление в пароводяном контуре постоянным. Импульс по давлению барабана-сепаратора подается на регулятор, который через механизм управления турбиной 7 регулятора частоты вращения турбины 6 воздействует на ее регулирующие органы.
Регулируемой величиной является также уровень воды в барабане-сепараторе. Регулирование уровня осуществляется трехим-пульсным регулятором 8, принимающим сигналы по уровню, расходу пара и питательной воды. Поскольку на один реактор устанавливаются четыре барабана-сепаратора, то для поддержания уровней постоянными, паровые и водяные емкости соседних барабанов-сепараторов соединены перемычками.
ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ
Глава первая
1.	Чем отличается ТЭС от ТЭЦ, АЭС от АТЭЦ?
2.	Назовите основные источники получения электроэнергии.
3	Назовите основные типы электростанций.
4.	Какова особенность любой электростанции как промышленного предприятия?
5.	Покажите необходимость объединения электростанций в энергосистемы.
6.	Назовите показатели для оценки интенсивности работы АЭС в энергосистеме.
7.	Какие Вы видите пути выравнивания графика электрических нагрузок?
3. Какие электростанции должны работать в базовом и пиковом режимах?
Глава вторая
1.	Сравните преимущества и недостатки одноконтурных и двухконтурных АЭС с водным теплоносителем.
213
2.	Почему АЭС с жидкометаллическим теплоносителем является трехконтурной?
3.	Назовите, по каким признакам классифицируются АЭС.
4.	В чем особенность работы'оборудования на одноконтурной АЭС?
Глава третья
1.	В чем определяется термический КПД цикла?
2.	Почему в реакторах РБМК давление теплоносителя равно» 7 МПа?
3.	Объясните, почему зависимость r]t от Ро имеет максимум.
4.	Чем ограничивается повышение давления в реакторном контуре АЭС?
5.	Объясните, почему на АЭС с реактором ВВЭР-1000 параметры свежего пара 6 МПа, а на АЭС с ВВЭР-440 — 4,4 МПа.
6.	Какие параметры пара называются сопряженными?
7.	Как зависит T]f от давления пара в конденсаторе?
8.	Назовите основные и неосновные показатели тепловой экономичности АЭС.
9.	Каковы пути увеличения т]01?
10.	Покажите необходимость промежуточной сепарации пара и промперегрева.
11.	В каком элементе тепловой схемы существуют максимальные потери теплоты, определяющие тр?
12.	Назовите основные показатели общей экономичности и пути их улучшения.
Глава четвертая
1.	В чем смысл регенерации?
2.	Как влияет регенерация на основные и неосновные показатели тепловой экономичности?
3	Сравните преимущества и недостатки поверхностных и смешивающих подогревателей.
4.	Как выбираются 8t в поверхностных подогревателях?
5.	Почему основным типом регенеративных подогревателей является поверхностный?
6.	Покажите, как схема слива дренажей греющего пара влияет на т].
7.	Какой регенеративный подогрев питательной воды является оптимальным?
8.	Назовите случаи ограничения регенерации.
9.	Что такое степень регенерации?
10.	Почему на АЭС с РБМК отсутствуют ПВД?
11.	Показать, что при регенерации удельный расход пара возрастает.
12.	Как выбирают число регенеративных подогревателей?
13.	Требования к выбору конструкций ПВД и ПНД.
14.	Почему у ПНД охладители дренажей являются вынесенными, а в ПВД — встроенными?
214
Глава пятая
1.	Назовите пути попадания газообразных примесей в цикл.
2.	Какие газообразные примеси следует удалять в первую очередь и почему?
3.	Назовите точки тепловой схемы, где удаляются газы из цикла.
4.	Назовите основные виды деаэрации.
5.	На каком принципе основан процесс термической деаэрации?
6.	Назовите пути увеличения глубины деаэрации.
7.	По каким параметрам подразделяются деаэраторы?
8. Почему давление в деаэраторе должно быть постоянным ц как это обеспечивается?
9. Когда можно применить бездеаэраторную схему?
10. Какова особенность работы питательного и конденсатного насосов в бездеаэраторной схеме?
И. Какие схемы питательных установок применяются на отечественных АЭС?
12.	Как выбирается производительность питательных насосов?
13.	Преимущества и недостатки асинхронного и синхронного электродвигателей.
14.	Сравните преимущества и недостатки турбо- и электропривода.
Глава шестая
1.	Каково назначение испарителя в системе АЭС?
2.	Для каких целей в схеме АЭС используются выпарные аппараты?
3.	Как обеспечивается отсутствие отложений на поверхностях теплообмена в испарителях, работающих на сильно минерализованной исходной воде?
4.	Каким образом должен включаться испаритель в тепловую схему АЭС?
5.	Назовите преимущества многоступенчатых испарителей перед одноступенчатыми.
Глава седьмая
1	Каково назначение конденсатора?
2.	От чего зависит глубина вакуума в конденсаторе?
3.	Что такое кратность охлаждения?
4.	Какое значение рк для АЭС является оптимальным?
5.	Почему теплотехническая схема конденсатора должна быть регенеративной?
6.	Как можно избежать переохлаждение конденсата?
7.	На что влияют присосы воздуха в конденсаторе?
8.	На что влияют присосы технической воды в конденсаторе и каковы методы борьбы с ними?
9.	Почему эжекторы выбираются многоступенчатыми?
10.	Как выбирается производительность конденсатных насосов?
215
Глава восьмая
1.	Назовите основные потребители технической воды на АЭС.
2.	Как обеспечиваются различные потребители технической водой?
3.	Назовите основные схемы технического водоснабжения.
4.	Обоснуйте, почему на АЭС потребность в расходе технической воды значительно выше по сравнению с ТЭС той же мощности?
5.	Назовите основные типы охладителей оборотных систем технического водоснабжения.
6.	Каков основной процесс теплоотвода, осуществляемый в охладителях замкнутого технического водоснабжения?
7.	Что такое зона охлаждения и от чего она зависит?
8.	Назовите преимущества схемы технического водоснабжения с промежуточным напорным бассейном.
Глава девятая
1.	Как подразделяются протечки на АЭС?
2.	Назовите основные способы очистки продувочной воды.
3.	Куда поступает добавочная вода пароводяного контура?
4.	Как определяется продувка парогенератора?
Глава десятая
1.	По каким признакам классифицируются реакторы?
2.	Назовите основные типы отечественных серийных реакторов.
3.	Назовите основные виды ядерных реакций.
4.	Каким образом ядерная энергия превращается в теплоту?
5.	Какое обстоятельство позволяет создать условия управляемой самоподдерживающейся цепной реакции?
6.	Что такое коэффициент размножения?
7.	Напишите формулу четырех сомножителей и объясните физический смысл каждой составляющей формулы.
8.	Что такое реактивность реактора?
9.	В каком виде ядерное топливо загружается в реактор?
10.	Назовите факторы, ограничивающие мощность реактора.
11.	Каковы задачи гидравлического и физического расчетов реактора?
12.	Почему реакторный контур является многопетлевым?
13.	Сравнить ГЦН бессальниковые герметичные и с механическими уплотнениями вала.
14.	Каково назначение главных запорных задвижек?
15	Назовите вспомогательные реакторные системы для ВВЭР и РБМК.
16.	Каково назначение КД?
17.	Что принимается в качестве максимальной проектной аварии (МПА) для реакторов различных типов?
18.	Назовите состав САОЗ и последовательность работы отдельных ее узлов.
19.	Назовите элементы локализации аварии для ВВЭР и РБМК.
216
Глава одиннадцатая
1.	Назовите основные виды конструкций отечественных парогенераторов для АЭС с ВВЭР и их преимущества перед зарубежными.
2.	Возможен ли перегрев свежего пара на АЭС с ВВЭР?
-3. Какое отличие парогенераторов I и II очередей НВ АЭС от парогенераторов ВВЭР-440.
4.	Назовите основные конструкции парогенераторов отечественных. АЭС с жидкометаллическим теплоносителем.
5.	Каковы цели теплового расчета парогенераторов?
6.	Каковы цели конструкционного и гидравлического расчетов?
Глава двенадцатая
1.	В чем состоит особенность работы турбины на насыщенном паре?
2.	Чем определяется допустимая влажность пара в турбине?
3.	Чем осуществляется промежуточный перегрев пара?
4.	Назовите основные типы турбин серийных отечественных блоков.
5.	От чего зависит число ЦНД у турбин?
•6 Как выбирается давление промежуточной сепарации и промперегрева?
7. Почему сепаратор и промежуточный перегреватель выполняются в виде одного элемента СПП и почему объем его должен быть как можно меньше?
8 Как выбирается конечная температура промежуточного перегрева пара?
9. Как защищается турбина от разгона при отключении стопорного клапана?
10. Как выбирается число выхлопов турбины?
Глава тринадцатая
1.	Каковы пути обеспечения потребителей теплотой при использовании ядерной энергии?
2.	Назовите основные показатели для оценки степени использования мощности теплофикационной установки.
3.	Назовите основные показатели тепловой экономичности АТЭЦ.
4.	Назовите основные потребители теплоты.
5.	Что такое коэффициент теплофикации?
6.	Почему АТЭЦ и ACT выполняются трехконтурными?
Глава четырнадцатая
1.	Чем определяется радиоактивность реакторного контура во время эксплуатации и ремонта?
2.	Что понимается под дезактивацией?
3.	Назовите способы дезактивации твердых радиоактивных отходов.
4.	Каковы требования к дезактивационным растворам?
217
5	Назовите способы дезактивации жидких радиоактивных отходов.
6.	Каковы основные виды газообразных радиоактивных отходов и способы их дезактивации?
Глава пятнадцатая
1	Как подразделяются помещения на АЭС?
2.	Возможна ли работа АЭС при отключенных вентиляционных системах?
3.	По какому принципу строятся вентиляционные системы?
4.	Задачи, решаемые вентиляцией.
5.	От чего зависит кратность обмена воздуха в помещениях?
6.	Основные требования к вентиляционным системам.
7.	В чем преимущества и недостатки объединения вентиляционных систем в вентиляционные центры.
Глава шестнадцатая
1.	Каково назначение технологического транспорта на АЭС?
2.	Назовите основные операции со свежим и отработавшим топливом.
3.	Для чего нужен бассейн выдержки на АЭС?
4.	Почему ТВС в бассейне выдержки должны охлаждаться?
Глава семнадцатая
1.	Сформулируйте задачи, решаемые водно-химическим режимом.
2.	Покажите связь водно-химического режима с теплотехнической схемой АЭС.
3.	Как связан водно-химический режим с конструкциями элементов топливной схемы и выбором конструкционных материалов?
4	Как зависят коррозионные процессы от значения pH среды?
5	Где интенсивнее протекает радиолиз воды — в ВВЭР или РБМК?
6.	Каковы способы подавления и уменьшения радиолиза воды?
7.	Чем опасен хлор-ион для аустенитных нержавеющих сталей?
8.	Каковы пути попадания хлор-иона в первый контур ВВЭР и в РБМК?
9.	От чего зависит коэффициент распределения примесей между паром и водой?
Глава восемнадцатая
I.	Как выбирается место строительства АЭС?
2.	Каковы требования к промышленной площадке?
3.	Как выбирается санитарно-защитная зона?
4.	Дайте определение генплана.
5.	Назовите основные экономические показатели генплана.
6.	Что вы понимаете под компоновкой АЭС?
7.	Назовите основные требования к компоновкам.
8.	Сравните продольное и поперечное расположение турбогенераторов в машинном зале.
9.	Как располагаются деаэраторы и конденсаторы?
10.	Почему реактор РБМК не имеет защитной оболочки?
2)8
Глава девятнадцатая
1.	По каким признакам подразделяются трубопроводы?
2.	Как выбирается материал трубопроводов?
3.	Как организована компенсация температурных расширений трубопроводов?
4.	Назовите места включения РОУ и БРОУ в тепловой схеме АЭС.
5.	По каким признакам подразделяется арматура?
6.	Назовите основные параметры арматуры.
7.	Всегда ли следует устанавливать ГЗЗ?
8.	Как подсоединяется арматура к трубопроводам?
9.	На каких элементах тепловой схемы АЭС устанавливают предохранительные клапаны?
10.	Назовите основные требования к установке арматуры.
11.	Как подразделяются тепловые схемы?
12.	Назовите типы турбоустановок для отечественных серийных блоков.
Глава двадцатая
1.	Назовите преимущества и недостатки натрия как теплоносителя.
2.	Почему АЭС с быстрыми реакторами не получили пока широкого распространения?
3.	Чем компоновочно различаются реакторы БН-350 и БН-600?
4.	Как будут развиваться АЭС с быстрыми реакторами?
Глава двадцать первая
1	Назовите режимы работы АЭС.
2.	Как вы понимаете физический пуск реактора?
3.	Как вы понимаете энергетический пуск реактора?
4.	Назовите основные возможные аварийные режимы на АЭС.
5.	Назовите основные программы регулирования мощности реактора.
45.	Какой схеме реализации регулирования мощности энергоблоков Вы отдали бы предпочтение и почему?
Список рекомендуемой литературы
Маргулова Т. X. Атомные электрические станции М Высшая школа, 1984. .304 с
Ядерные энергетические установки/Б. Г. Ганчев и др. М. Энергоатомиздат, 1983. 504 с.
Котов Ю. В, Кротов В В, Филиппов Г А. Оборудование атомных электростанций. М. Машиностроение, 1982. 375 с.
Трояновский Б. М.. Филиппов Г. А., Булкин А. Е. Паровые и газовые турбины атомных электростанций. М. Энергоатомиздат, 1985. 256 с.
Рассохин Н. Г. Парогенераторные установки атомных электростанций. М. Атомиздат, 1980 359 с.
Герасимов В. В., Монахов А С. Материалы ядерной техники. М. Энергоиз-дат, 1982 286 с.
Маргулова Т. X., Подушко Л. А. Атомные электрические станции. М. Энер-гоиздат, 1982. 263 с.
219
АЛФАВИТНО-ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Активация 145
ACT 5, 137, 142
АТЭЦ 5, 137, 142
АЭС 5, 10
Баланс примесей 78
Бассейн-барботер 106
Безопасность АЭС 101
БОУ 14
ВВЭР 82, 95
Вентиль 186
Вентиляционные центры 156
Вентиляция 151
Водно-химический режим 161
реакторов ВВЭР 166
— РБМК 1617
парогенераторов 169
Выпар 43
Выпарной аппарат 50, 52
Выхлопы турбин 135
ГАЭС 8
ГЗЗ 98, 186
Градирня 69
Графики тепловых нагрузок 137
—	электрических нагрузок 6 
ГРЭС 5
ГЦН 97
Деаэратор 40, 43
Дезактивация 145
Деление ядер 83
ЕЭС СССР 6
Задвижка 186
Зоны охлаждения 72
Испаритель 49
Клапан обратный 188
—	предохранительный 188
КМПЦ 98
Компенсатор давления 11, 100, 101
Компоновка АЭС 174
Конденсатор 54, 60
Коэффициент:
дезактивации 146
застройки 172
использования территории 172
— установленной мощности 9
размножения 85
распределение примесей 168
КПД:
относительный 21
термический 15
турбоустановки 22
электростанции 22
Кратность:
обмена воздуха 152
охлаждения 55
циркуляции 167
Критический тепловой поток 91
МПА 108
Насос:
бустерный 48 крнденсатный 62 питательный 47 технической воды 66
Номинальная Мощность 8
Парогенератор:
ВВЭР НО с жидкометаллическнм теплоносителем 115 секционный 116
ПВД 39
Перегрузочная машина 159
Площадь орошения 69
ПНД поверхностные 28, 37, 39
— смешивающие 28
Поток нейтронов 88
Присосы воздуха 51
— технической воды 52
Продувка 80
Радиолиз воды 164
РБМК 82, 95
Реактивность 87
Реактор 81
Регенерация 26
РОУ 183
РУ 183
САОЗ 102
Себестоимость электроэнергии 25
Сопряженные параметры 18
СПП 18, 135
Степень регенерации 34
ТВС 89
Твэл 89
Тепловые схемы принципиальные 190 ------развернутые 190
Теплофикационная установка 138
Техническое водоснабжение 64
----прямоточное 65
----оборотное 65
Технологический транспорт 157
Турбины 128
Удельный расход теплоты 23
Установленная мощность 9
ХЖО 149
Число часов использования установленной мощности 9
Шаг решетки 90
Эжектор 59
Энергетические системы 6
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие.............................................................   3-
Введение.................................................................. 4
Глава 1. Выработка, распределение и потребление электрической и тепловой	энергии...............................................  5
1.1.	Типы электростанций............................................. &
1.2.	Энергетические системы.......................................... &
1.3.	Графики электрических нагрузок................................. 6-
Глава 2. Типы атомных электростанций и их основное технологическое оборудование........................................................10-
2.1. Типы атомных электростанций.....................................10
2.2. Основное технологическое оборудование............................12
Глава 3. Тепловая и общая экономичность	АЭС...........................15
3.1.	Термодинамические циклы паротурбинных установок на насыщенном паре в Т, s-диаграмме.......................................15-
3.2.	Выбор начальных и конечных параметров цикла ....	16
3.3.	Основные показатели тепловой экономичности АЭС ....	19
3	4. Баланс теплоты на АЭС..........................................24
3.5.	Показатели общей /экономичности	АЭС............................25-
Глава 4. Регенеративный подогрев питательной воды на АЭС ...	26
4.1. Основы регенеративного подогрева питательной воды ...	26
4.2. Типы регенеративных подогревателей и схемы их включения в тепловую схему АЭС..............................................27"
4 3. Оптимальное распределение регенеративного подогрева по ступе-ням, выбор числа регенеративных подогревателей и температуры питательной воды для АЭС различных типов....................30
4.4. Конструкции регенеративных подогревателей..............36-
Глава 5. Деаэрационио-пнтательные установки......................40
5.1.	Назначение деаэрационной установки......................40
5.2	Способы деаэрации воды и конструктивное выполнение деаэраторов ...............................................................41
5.3.	Питательные установки...................................46
Глава 6. Испарительные установки на АЭС.........................49»
6.1. Назначение и конструкции испарительных установок	....	49
6.2. Схемы включения испарителей в тепловую схему АЭС	...	52
Глава 7. Конденсационные установки........................................54
7 1. Назначение и состав конденсационной установки...............54
7.2. Определение давления в конденсаторе..............................55
7.3. Теплотехнические схемы конденсаторов. Отсос парогазовой смеси 57
7А. Конструктивное выполнение конденсаторов...........................60
7 5. Выбор конденсатных насосов..................................62
221
Глава 8. Системы технического водоснабжения на АЭС ...	64
8	.1. Потребители технической воды на АЭС .	.	..............64
8	.2 Схемы технического водоснабжения.............................65
8	3. Типы н принцип работы охладителей оборотных систем технического водоснабжения................................................69
Глава 9 Баланс теплоносителя и рабочего тела на АЭС	....	75
9	1. Потери пара и конденсата ......	....	75
9	2. Баланс воды и примесей в пароводяном контуре АЭС ...	78
Глава 10. Реакторные установки.....................................81
10.1. Классификация реакторов...................................81
10.2. Деление ядер.............................................83
10.3 Коэффициент размножения...................................85
10 4. Плотность потока нейтронов	и тепловая мощность	реактора	.	88
10 5. Методика теплового и физического расчета	реактора	...	89
10.6 Состав реакторной установки...............................94
10 7. Характеристика основного оборудования реакторных	контуров	95
10.8 Вспомогательные реакторные	системы.................99
10 9 Вопросы безопасности АЭС	....	.............101
10 10 Системы аварийного охлаждения активной зоны и локализации аварии для ВВЭР..............................................102
10.11. Системы аварийного охлаждения РБМК.........................105
Глава 11 Парогенераторные установки АЭС...........................107
11.1. Теплотехнические схемы парогенераторов АЭС	с ВВЭР	.	.	107
112. Парогенераторы на АЭС с жидкометаллическим	теплоносителем	114
11.3. Тепловой расчет парогенераторов.........................118
11 4 Конструкционный расчет парогенератора....................122
115 Гидродинамический расчет н определение электроэнергии на перекачку....................................................125
Глава 12 Турбинные установки на АЭС...............................128
12 1. Особенности турбоустановок насыщенного пара ....	128
12 2. Конструктивные схемы турбин ...	.............130
12 3 Выбор параметров промежуточной сепарации и	промперегрева	133
12 4. Выбор числа выхлопов турбин.............................135
Глава 13 Теплофикационные установки на АЭС........................137
13 1	Графики тепловых нагрузок....................................137
13 2. Схема теплофикационной установки и включение ее в тепловую схему АЭС................................................... 138
13 3	Выбор мощности	теплофикационной установки..................140
13 4.	Тепловые схемы	АТЭЦ и ACT..................................142
Глава 14. Активация и дезактивация на АЭС............................145
14.1. Причины радиоактивных загрязнений......................145
14.2. Дезактивация оборудования от твердых радиоактивных отложений ....................................................  146
14 3. Дезактивация жидких радиоактивных отходов..............147
14.4. Дезактивация газообразных радиоактивных отходов .	.	.	160
Глава 15. Вентиляционные установки на АЭС........................151
15.1. Назначение вентиляционных установок....................151
152. Основы проектирования технологической вентиляции	.	.	153
15.3. Воздуховоды и вентиляционные центры .......................156
222
Глава 16. Технологический транспорт на АЭС............................157
16.1. Назначение технологического транспорта .....................157
16 2 Перегрузка топлива и перегрузочные машины....................158
Глава 17. Водно-химические режимы и физико-химические процессы в системах АЭС..........................................................161
17 1. Задачи водно-химического режима .	...................161
17 2. Водно-химический режим и физико-химические процессы в первом контуре ВВЭР .	.........................164
17 3 Водно-химический режим и физико-химические процессы в РБМК 167
17.4. Физико-химические процессы и водно-химический режим вторых контуров АЭС с ВВЭР.......................................168
Глава 18. Генеральный план и компоновки АЭС.......................170
18.1. Генплан и выбор места строительства АЭС.................170
18 2. Компоновка АЭС..........................................174
18.3. Компоновка главного корпуса АЭС.........................175
Глава 19. Трубопроводы, арматура на АЭС. Тепловые схемы АЭС	180
19.1.	Трубопроводы............................................180
19.2.	Редукционные и редукционно-охладительные установки .	.	183
19.3	Арматура трубопроводов .	>..........................184
19.4.	Тепловые схемы АЭС с водным теплоносителем ....	190
Глава 20. АЭС с жидкометаллическим теплоносителем.....................198
Глава 21. Режимы работы АЭС...........................................206
21.1 Виды режимов работы .........................................210
21 2. Режимы регулирования мощности АЭС с ВВЭР ....	213
21.3. Схемы регулирования мощности энергоблоков ....	213
Вопросы для самопроверки .	...	.................213
Список рекомендуемой литературы.......................................219
Алфавитно-предметный указатель............................ ...	. 220
УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ
АЛЕКСАНДР СЕМЕНОВИЧ МОНАХОВ
Атомные электрические станции и их технологическое оборудование
Редактор издательства В. В. Климов Художественный редактор А. Т. Кирьянов Технический редактор О. Д. Кузнецова Корректор Г. А. Полонская
ИБ Xs 455
Сдано в набор 25 06 86. Подписано в печать 02 12 86. Т 22774 Формат 60х90’Лв.
Бумага типографская №	1. Гарнитура литературная Печать высокая.
Усл »еч. л. 14,0. Усл кр -огт. 14,0 Уч-изд. л 16,58 Тираж 4400 экз Заказ 1452. Цена 80 к
Энергоатомиздат, 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10.
Московская типография № 6 Союзполиграфпрома при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли.
109088, Москва, Ж-88, Южнопортовая ул., 24.